programa de perforación pozo naranjillos 120.pdf

8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf

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NARANJILLOS 120Bolivia

Programa de Perforación



Occidental Oil and Gas CorporationVintage Petroleum Boliviana LTD

NARANJILLOS 120Programa de Perforacion

Índice

Sección A – Información General Pagina de Firmas

Información General del Pozo

Política de manejo del cambio

OXY Bolivia -Colombia Lista de Contactos

Instrucciones Generales

Locación del pozo

Sección B – Prognosis de Geología A. GENERALIDADES DEL POZOB. GENERALIDADES GEOLOGICAS

1. Objetivos2. Localización3. Estructura4. Topes Formacionales y presiones esperadas5. Programa de control Geológico6. Programa de perfilaje, pruebas RFT y toma de testigos7. Programa de recolección de muestras

Figuras1. Mapa de Localización

2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cangapi C3. Imagen Satelital4. Corte transversal a través de los pozos5. Correlación estratigráfica6. Columna estratigráfica7. Línea sísmica interpretada

Sección C – Información General del diseño de pozo Onepage Summary

Análisis de Riesgos de Perforación (Drilling Risk Assessment )

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

Curva de Tiempo y Costos

Sección E – Plan Direccional Perfil Direccional

Registro de Desviación planeado

Información Programa de Anticolisión



Sección F – Procedimiento de Perforación Plan general del pozo

Protocolo de comunicaciones

Procedimiento de Perforación

Sección G – Análisis de pozos cercanos Información de Pozos cercanos

Sección H – Información de ensamblajes de fondo - BHA Diagrama de ensamblaje para perforación de hueco de 12 1/4”

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

Sección I – Información de las Brocas Tabla resumen de Brocas

Información técnica de las brocas

Sección J – Información del Fluidos de Perforación Tabla resumen fluidos y propiedades por secciones

Programa de Fluidos

Programa de Tratamiento y disposición de sólidos

Sección K – Información del Revestimiento Tabla resumen de las especificaciones del Revestimiento

Diseño de StressCheck

Sección L – Estado Mecánico del PozoDiagrama del estado mecánico del pozo

Sección M – Accesorios del revestimiento Diagrama de orden de bajada de Revestimiento de 9 5/8” Detalles de accesorios de revestimiento

Especificaciones de los centralizadores

Especificaciones de la cabeza de cementación

Sección N – Diseño de Cementación Diseño Cementación de 9 5/8” Revestimiento de Superficie

Diseño Cementación de 7” Revestimiento de Producción

Sección O – Información del Cabezal Esquema y especificaciones del cabezal del pozo



Sección A

Información General

Página de Firmas Información General del Pozo Política de manejo del cambio

OXY Bolivia -Colombia Lista de Contactos Instrucciones Generales Locación del pozo



Seccion A - Informacion General 2

Occidental Oil and Gas CorporationVintage Petroleum Boliviana LTD

NARANJILLOS 120

Programa de Perforación

Fecha: Noviembre, 2013

Escrito por: _________________________________Edwin López, DE

Revisado por: _________________________________Sergio Ayala, Operations Manager

Aprobado por: _________________________________Carlos Julio Rivera, DS

Aprobado por: _________________________________Claudia Malagon, RDT Manager

Aprobado por: _________________________________Stanley Hewitt, DM Colombia-Bolivia

Aprobado por: _________________________________Gonzalo Ruiz, General Manager Bolivia




Información General

Nombre del Pozo: Naranjillos 120 País: Bolivia

Área: Naranjillos

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

NIT: 1015203023AFE: 1173096

1. COORDENADAS DE SUPERFICIE

Coordenadas de Superficie del pozo DATUM WGS 1984: N: 8.010.657.942 m E: 469.250,975 m

Coordenadas de Superficie del pozo DATUM PSAD 56:N: 8.011.038.530 m E: 469.405,720 m

2. COORDENADAS DE TARGET

Coordenadas del target del pozo DATUM WGS 1984:N: 8.010.333,780 m E: 469.367,170 m

Coordenadas del target del pozo DATUM PSAD 56:

N: 8.010.714.000 m E: 469.522,000 m

COORDENADAS DE FONDO

Coordenadas de Fondo del pozo DATUM WGS 1984:N: 8.010.253,919 m E: 469.367,170 m

Coordenadas de Fondo del pozo DATUM PSAD 56:N: 8.010.714.000 m E: 469.522,000 m

Clasificación del Pozo: Pozo de DesarrolloTipo de Pozo: Pozo Desviado

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

Operado: OXY-Vintage Petroleum Boliviana




Profundidad Final (TD): 1474 m. MD RT

Días de movilización y perforación: 17.02 días

TD Peso del lodo: 8.8-9.0 ppgTipo de Lodo: WBM

Contratista de Taladros: SAN ANTONIONombre del Taladro: SAI-386Tipo de Taladro: 700 HP

Air Gap: 5.25 m

Fecha tentativa inicio de perforación: 13 de Noviembre, 2013




POLITICA DE MANEJO DEL CAMBIO

Según Estándar de la Comunidad Global de Perforación de OXY No.STD_010:

Manejo del Cambio (MOC) — Un proceso para controlar cambios enOperaciones, procedimientos, estándares, equipos, o personal que podríaimpactar el diseño aprobado, el criterio de operación y/o el desempeño en HES.

Cambios después que el pozo o el proyecto han sido definidos están sujetos alproceso de MOC. Algunos cambios que sean menores pueden ser evaluados ymanejados sin un documento escrito de MOC. Cambios significativos deberánser identificados en un documento escrito de MOC. El manejo local requiere deun criterio para determinar si el MOC necesita o no un documento escrito.

Roles & Responsabilidades

Ingeniero de Perforación (DE) – Responsable por asegurar que todos losestándares sean seguidos durante las fases de planeación y diseño.

Supervisor de Ingeniería de Perforación (DES) – Responsable de proveer laevaluación y revisión de la ingeniería y evaluar el impacto de los cambios deacuerdo al alcance del proyecto aprobado. Además de asegurar que todos losestándares sean seguidos.

Gerente del Sitio de Perforación o Companyman (DSM) – Responsable porasegurar que todas las operaciones sean ejecutadas según el alcance delproyecto aprobado, los procedimientos y estándares establecidos. El DE, DS, yel equipo de yacimientos apoyaran al DSM con estas responsabilidades.

Superintendente de Perforación (DS) – Responsable por iniciar el proceso deMOC para involucrar el personal necesario y hacer la evaluación apropiada delimpacto de cualquier cambio al alcance del proyecto aprobado, o al diseño delpozo, o a los procedimientos o los estándares, y de documentar los cambiospropuestos y asegurar todas las aprobaciones requeridas.

Gerente de Perforación (DM) – Adicionalmente a proveer el documento MOC, elDM es responsable por comunicar cambios de nivel 3 o nivel 4 a las directivasde la unidad de negocios. Comunicar cambios de nivel 2 a las directivas de launidad de negocios es a discreción del DM.

El siguiente anexo muestra el formato del MOC del estándar de la ComunidadGlobal de Perforación de OXY.




GLOBAL DRILLING ORGANIZATIONMANAGEMENT OF CHANGE

DATE: BUSINESS

UNIT:

PROJECT /WELL NAME:

MOC#:

MOC LEVEL: ATTACHMENTS:

SECTION A – DESCRIPTION OF CHANGE

Describe the change in this section. Do not describe the reason for the change – that is donein the next section.

SECTION B – REASON FOR CHANGE

List or discuss the factors that are making this change necessary.

SECTION C – EVALUATION SUMMARY

List and/or describe all issues considered during the process of evaluating this change.Include a list of the personnel involved in the discussions regarding this change as well asmeeting minutes for the discussions. If necessary, attach a copy of the risk register in whichthis change was evaluated.

SECTION D – RECOMMENDATION / FORWARD PLAN

Summarize or list the steps that will be taken as a result of this change.

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

MOC Level)

TITLE SIGNATURE / DATE TITLE SIGNATURE / DATE

ProjectDrilling Engineer

Drilling Superintendent

G&G Representative Drilling Manager

Drill Site ManagerRMT Leader or

VP Operations / ExplorationManager

HES Specialist Business Unit Manager

Drilling EngineeringSupervisor




NARANJILLOS Lista de Contactos

Title / Role Name Country Office # Mobile # Email

General Manager Gonzalo Ruiz Bolivia59133667711(Santa Cruz)

- [email protected]

Drilling ManagerColombia

Stanley Hewitt Colombia5716288306(Bogotá)

- [email protected]

Project DrillingEngineer

Edwin López Colombia59133667715(Santa Cruz))

(591) 71348441 [email protected]

DrillingSuperintendent

Carlos JulioRivera

Colombia59133667715(Santa Cruz)


Completion Engineer Advisor

Sergio Parra Colombia59133667704(Santa Cruz)


ReservoirDevelopment Team,Lead

ClaudiaMalagon

Colombia5716288341

(Bogotá)- [email protected]

Geologist Hamblet Davila Colombia5716288082

(Bogotá)- [email protected]

HES Rafael Pelaez Bolivia(591) 33667700

(Santa Cruz)[email protected]

Operations ManagerSergio Eduardo

AyalaBolivia 59133667703

(Santa Cruz) (591)72123843 [email protected]

Civil Engineer Carlos Bonilla Bolivia5913667761

(Santa Cruz)[email protected]




Instrucciones Generales

Alcohol, Drogas y todo tipo de narcóticos están estrictamente prohibidos.

Cualquier incumplimiento a esta política es causa inmediata de despido.

Los EPPs (Guantes, Casco, Gafas de seguridad, botas de seguridad y tapaoídos como mínimo) DEBERÁN ser usados todo el tiempo durante lapermanencia en la locación de perforación. Cualquier tipo de joyería NO estápermitida (anillos, cadenas, etc.).

Todos los equipos de las Compañías de Servicios deberán estar completamentecertificados con el código actual de colores de izaje o levantamiento antes de serenviados a la locación de perforación. Dichos certificados deberán serentregados al Toolpusher para su conocimiento. La compañía de servicios es

responsable y encargada de que sus equipos sean re inspeccionados despuésde la fecha de vencimiento de la anterior revisión.

Cualquier cambio al programa de perforación deberá ser previamente acordadocon el Gerente de Perforación de OXY o con quien el delegue dicha autoridadantes de ser ejecutado.

Cualquier cambio al programa de perforación no podrá ser llevado a cabo hastaque el documento MOC haya sido generado y firmado por el DES y el DM yenviado para ejecución al DS.

Una reunión de seguridad pre-operación será llevada a cabo con todas lascuadrillas, y el supervisor de HES deberá liderarla y documentarla.

El equipo BOP deberá ser probado a baja y alta presión, según el estándar deOXY, además esta prueba deberá ser periódica. Ver anexo al final de esteprograma el estándar de prueba de BOPs. Cualquier desviación de dichodocumento deberá tener autorización escrita del DS o de su delegado deautoridad.

LA BOP deberá ser pre-probada después de cualquier reparación y antes de derealizar el Drill-out del último revestimiento de producción o antes de iniciar

operaciones de completamiento.

Durante la instalación de la BOP, todas las pruebas de funcionamiento debaranser realizadas.

Una prueba al acumulador deberá ser realizada una vez por pozopreferiblemente después de la prueba de la BOP y antes de entrar en elyacimiento.




Todos los Tool pushers, Perforadores y asistentes de perforador DEBEN tener aldía la certificación del entrenamiento en control de pozo IWCF.

El Rig Manager o el Tool pusher debera proveer un diagrama con lasdimensiones de la BOP al perforador y al DSM.

Siempre en locación debe haber Material densificante suficiente paraincrementar el peso del lodo de todo el sistema en 3 ppg como mínimo.

Cartas de viaje SERAN completadas durante cada viaje en hueco abierto. Elpozo deberá mantenerse siempre lleno circulando y recibiendo en el tanque deviaje. Mud loggers deben llenar una hoja de viaje independiente.

El procedimiento de cierre de pozo debe estar en la oficina del DSM y en la

caseta del perforador.Debe realizarse el chequeo de flujo antes de sacar la sarta en hueco abierto, altope de cualquier liner, en el zapato y antes de sacar el BHA a través de lasBOPs en todos los viajes. Pruebas de flujo deben hacerse cada 30 minutos unavez se atraviese el yacimiento o tanto como sea requerido para asegurar que elpozo está en condiciones estáticas.

La MAASP (Máxima presión anticipada en superficie) y el máximo ECD(Densidad equivalente de circulación) deben ser conocidas por el perforador ypor los direccionales.

El perforador deberá llenar una hoja de parámetros donde conste la presión delas bombas, el peso de la sarta arriba, abajo y rotando, durante cada conexiónmientras este perforando. El perforador direccional debe llenar una hoja deparámetros por separado.

Todo el equipo de flotación deberá ser revisado e instalado previo a ser utilizadoen el revestimiento. Deberá estar limpio e inspeccionado. Todas las juntasdeben ser inspeccionadas en su drift y la rosca.

Únicamente personal encargado de la operación será permitido en el rig floor yen la caseta del perforador, de lo contrario deberá estar acompañando porpersonal de Oxy-Vintage o el supervisor de su empresa contratista.




El contratista del taladro preparara un libro-registro donde aparezcan todos loscomponentes del BHA y deberá incluir la siguiente información:

Fecha/Horas de uso del martillo ProveedorDiámetros Externos (cuerpo & cuello depesca)

Peso debajo del martillo (en el airey en el lodo)

Diámetros Internos (cuerpo & cuello depesca)

Peso debajo de cada Drill Collar

Longitud (cuerpo & cuello de pesca) Peso debajo de los HWDPNumero serial Peso total del BHA

El perforador mantendrá constantemente actualizado el tally de tubería. Elperforador deberá verificar con los Mud Loggers y el Ingeniero MWD laprofundidad en cada conexión.

La compañía de Mud logging mantendrá un tally de tuberia completamenteseparado del que lleva el perforador y no copiara las longitudes medidas por elperforador.

El contratista del Rig mantendrá un libro con los esquemas y medidas con todaslas herramientas que sean bajadas dentro del pozo.

Antes del inicio del pozo, se deberá actualizar el inventario de herramientaspresentes en la locación.

El Toolpusher y el perforador deberán seguir las instrucciones del DSM ydeberán discutir con él cualquier cambio que se requiera antes de ser realizado.




LAYOUT POZO NARANJILLOS 120



Sección B

Prognosis Geológica

I. PROPUESTA GEOLÓGICA

A. GENERALIDADES DEL POZO

B. GENERALIDADES GEOLOGICAS

1. Objetivos2. Localización

3. Estructura

4. Topes Formacionales y presiones esperadas

5. Programa de control Geológico

6. Programa de perfilaje, pruebas RFT y toma de testigos

7. Programa de recolección de muestras

Figuras

Mapa de Localización

Mapa geológico estructural en profundidad al tope delreservorio San Isidro Superior

Imagen Satelital

Corte transversal a través de los pozos

Correlación estratigráfica

Columna estratigráfica

Línea sísmica interpretada



Seccion B - Prognosis geológica 2

1. PROPUESTA GEOLÓGICA

A. GENERALIDADES DEL POZO

POZO: NJL-120 CLASIFICACIÓN: Pozo desviado de desarrolloPROFUNDIDAD TOTAL: 1473.82m MD / 1401.20m TVD / -

750mTVDSS ELEVACIONES: Elevación Terreno: 645.20 mts

Elevación mesa rotaria: 650.20 mts

LOCALIZACIÓN: Provincia Andrés Ibáñez, Departamento

de Santa Cruz, Concesión Naranjillos,Cuenca de Tarija, Bolivia.

COORDENADAS DE SUPERFICIE PRELIMINARES

POZO

Superficie DATUN: WGS 1984 DATUN: PSAD 56

COORDENADAS E N E NSistema de Coordenadas:

Transverso Universal deMercator 469250.975 8010657.942 469405.728 8011038.534

POZO

Objetivo: San Isidro Superior DATUN: WGS 1984 DATUN: PSAD 56

COORDENADAS E N E NSistema de Coordenadas:Transverso Universal de

Mercator469367.170 8010333.780 469522.00 8010714.00

POZO

Profundidad total Programada DATUN: WGS 1984 DATUN: PSAD 56

COORDINATES E N E NSistema de Coordenadas:Transverso Universal de

Mercator469395.795 8010253.919 469550.55 8010634.51




2. PROPUESTA GEOLÓGICA

OBJETIVO PRINCIPAL: San Isidro Superior e Inferior

FECHA ESTIMADA INICIO PERFORACIÓN: 13 de Noviembre de 2013COSTO ESTIMADO TOTAL DEL POZO: US$ 4,602,541OPERADOR: Vintage Petroleum BolivianaCONTRATISTA PERFORACIÓN/RIG: SAI 386LODO PERFORACIÓN e INGENIERIA: MI SwacoSERVICIOS DE CEMENTACIÓN: SchlumbergerSERVICIOS DE PERFILAJE: SchlumbergerSERVICIOS DE DESVIACIÓN: SchlumbergerNUMERO DE PROYECTO: 1173096

B. GENERALIDADES GEOLOGICAS

1. Objetivos

NJL-120 va a ser un pozo desviado de desarrollo propuesto para producir

las reservas de gas asociadas con las areniscas de la formación San

Isidro Superior e Inferior como objetivo principal. Igualmente, el

yacimiento Cajones A es también considerado como objetivo potencial.

El objetivo principal fue propuesto basado en el modelamiento geológico

3D en Petrel realizado durante el presente año y el posterior análisis de

simulación numérica que dio como resultado la evaluación e identificación

de aéreas potenciales para el desarrollo y explotación de reservas

remanentes de gas.

Riesgos:

La lista de riesgos asociados con el comportamiento del pozo que fueron

identificados durante el análisis técnico en los objetivos principales son:

Existe el riesgo latente de posibles incertidumbres en la conversión

tiempo profundidad si el modelo sísmico 3D no hubiese sido migrado

adecuadamente.




Posible interferencia con los pozos cercanos que producen de los

objetivos del pozo (dentro de la zona de drenaje).

La decisión final sobre las zonas a ser completadas en este pozo será

realizada una vez las curvas del perfil estén disponibles y la evaluación

geológica/petrofísica sea realizada.

La siguiente tabla muestra los valores esperados de metros de arena neta

total (NetSand) y de arena neta petrolífera (NetPay) para el target

principal San Isidro Superior

3. Localización

El pozo NJL-120 va a estar ubicado aprox. 724 metros al noreste del

punto de entrada del pozo NJL-X105 en la formación San Isidro Superior

y a 577 metros al sur del punto de entrada del pozo NJL-X022 de la

misma formación.

4. Estructura

El campo Naranjillos es una estructura anticlinal con cabeceo hacia el sur

limitado al norte por una falla de rumbo y hacia el este por una falla de

cabalgamiento. Se espera el punto de entrada a la formación San Isidro

Superior se realice aproximadamente en la cresta de la estructura

anticlinal y este punto va a ser encontrado a -517.56 metros bajo el nivel

del mar, aprox. 5.57 metros estructuralmente más alto que NJL-X105.

RESERVORIONETSAND

ESPERADO(metros)

NETPAYESPERADO

(metros)OBJETIVO

San Isidro Superior 9.19 6.24 Objetivo Principal

Cajones A 13 10Objetivo

Secundario




5. Topes Formacionales y presiones esperadas

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

presiones esperadas.

FORMACIÓN RESERVORIOMD

(mts)TVD(mts)

TVDSS(mts)

ARENANETA(mts)

ARENANETA CONPETROLEO

(mts)

PRESIÓNDE

FORMACIÓN(PSIA)

PRESIÓN DEFORMACIÓN

(PPG)OBSERVACIONES

Tariquia 0 0 645.2

CajonesSuperior

San IsidroSuperior 1227 1169 -518

9.19 6.24 1120 5.47 OBJ.PRINCIPAL

San IsidroInferior 1260 1201 -549

Santa Cruz 1308 1245 -594

CajonesInferior

Cajones A 1344 1279 -628 13 10 1320 5.89 POTENCIAL

Cajones A1 1359 1293 -641Cajones B 1372 1306 -654 46 31 1270 5.54 POTENCIAL

Cajones C 1408 1339 -688TD TD 1474 1401 -751

6. Programa de control Geológico

o Una prueba anticolisión fue realizada con los pozos más cercanosNJL-X016, NJL-X003 y NJL-X105 dando como resultado que noexisten riesgos de colisión (ver reporte de anticolisión para másdetalles).

o No se recomienda cerrar ningún pozo durante la perforación delpozo NJL-120.

o La ventana de tolerancia establecida durante la perforación es de80 metros con especial seguimiento mientras se cruce laprofundidad del objetivo principal San Isidro Superior.




7. Programa de perfilaje y pruebas MDT

Pozo: NJL-120

CURVA INTERVALOS ESCALAS EN PROFUNDIDAD DELPERFILAJE

1. GR Desde Profundidad Final hasta el zapatode cañería de superficie a 428 metros

(correr GR hasta superficie dentro de lacañería de superficie)

GR: 0-150HCAL: 10 - 20 1 : 200

1 : 5001 : 1000

2. AIT-SS-PEX (CNL-LDL)-GR

Desde Profundidad Final hasta el zapatode la cañería de superficie.

GR: 0-150DTCO, DTSM :240-40 RHOZ: 1.9-2.9

(gr/cc)TNPH: 0.45 -0.15HDRA: -0.25-0.25

PEFZ: 0-10HCAL: 10-20

1 : 2001 : 5001 : 1000

3. MDT-GR(Presiones)

25 puntos

4. CBL-VDL-CCL-GR

Desde Profundidad Final hasta tope decemento + 100 metros

GR: 0-150CBL: 0-10/50 MV

VDL: 200-1200 Ms/ft.1 : 200




8. Programa de recolección de muestras

Tamañodel

Agujero

Intervalo Frecuencia de recortes de perforación

9-1/2" 428 – 1474Dos (2) muestras húmedas y sin lavar cada 3metros.Dos (2) muestras secas y lavadas cada 3 metros.

CAMPO NARANJILLOSPOZO NJL-120

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

1. Producir las reservas incrementales de gas en el área alrededor de estepozo.

2. Incrementar el factor de recobro de gas de los reservorios de San IsidroSuperior, San Isidro Inferior, y Cajones A.

3. Ayudar a mantener las metas de producción de gas.

Los parámetros de yacimiento esperados para una de las zonas pronosticadasson:

Unidades inicialmente recomendadas a ser completadas San Isidro SuperiorEspesor de arena contribuyente esperado (metros) 9.19Tasa de fluidos esperada (MMSCFD) 2.5

Presión de yacimiento inicial esperada (PSI) 1120

Unidades inicialmente recomendadas a ser completadas Cajones AEspesor de arena contribuyente esperado (metros) 10Tasa de fluidos esperada (MMSCFD) 1.6Presión de yacimiento inicial esperada (PSI) 1320




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

contingentes sobre los resultados de las curvas del perfil.



October 13, 2009

CAMPO NARANJILLOS

• ARGENTINA

Bermejo

Rió Grande

Madrejones

Yacuiba

gura 1. Mapa de Localización



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



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



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



Bolivia

ParaguayArgentina

Peru

Chile

Naranjillos

PorvenirChaco SurÑupuco

Brazil

Tarija Basin

gura 3. Imagen Satelital.



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

Cajones A

Cajones A1

Cajones B

Cajones C

San Isidro Superior

San Isidro Inferior

Santa Cruz

B A

A

B



gura 5. Correlación estratigráfica



Cajones Hz

NJL-120

gura 7. Línea sísmica interpretada



Sección C

Información General del diseño de

pozo

Onepage Summary

Análisis de Riesgos de Perforación (Drilling Risk Assessment )



Depth MD-RKB Depth TVD-RKB G&GSection

infoCasing Cement Hole Size/Bit/BHA Shoe Test / MW

FormationEvaluation& Data

Acquisition

mts mts

DepthRef: 650.2 RKB

Surface Location: UTM N or S 8010657.942m

5.2 5.2 GroundLevel Wellhead UTM E or W 469250.975 m

20"Riserwillbepre-Installedat 2 mts BHA#1 BusinessCase

No Geological Objectives in 12-1/4" Hole Size Cmt design objectives: Mud Objectives: Mud logging Unit NARANJILLOS 120well isplanned toproduce around4.1 MMPCD

this hole section. Surface Hole Objectives: LeadSlurry12.5ppg- 66Bls 12-1/4" PDC Bit 5 Blades 19mm 5x11/32"+2x12/32" TFA:0.685in^2 Cuttings removal Max pressure expected at wellhead 1300 psi.

* IsolateSurface freshwater Tail Slurry 15.8 ppg (150 mts) -42 Bls 8" Mud Motor, 12-1/8" Blade Shale Inhibition

TARIQUIA Formation * Kick Tolerance 12" IBS Borehole Stability MWD 12-1/4" Section Notes

Intercalationof sandand clay Goal: * S tr uc tu ra l in te gr it y 8 " M WD P os it iv e P ul se HoleCleaning -KOP at 70 mts, DLS 2deg/30m

* Shoe integrity 8" Monel GR in CasedHole -Offset wellsinformationdon't report gaspresence neithermudlosses problems

* IsolateFresh Water XO RequestedbyG&GDept. -Surfacefreshwaterwasfoundinthewaterwellat 401mts

Load Cases: * TOC to surface 3 x 5" Hydroclean HWDP MW = 8.7 - 9.0 ppg WBM Gel Gelex

Normal FormationPressure ConventionalSOW Wellhead AsperGDC Standard25- WellDesign 3x 5"HydrocleanDP Viscousand Weightedpills ontandem at TD

9-5/8" x 11" x 5K - SOP for Tubular Design XO

* Flexcentralizersand stopcollars 5x 4-1/2"HWDP

CasingSpecs: 6-1/2"Jar

9-5/8" & 9-7/8", 40-62.8#/FT, N80, BTC 10 x4-1/2"HWDP

4-1/2"DP to TD

Shoe @ Shoe @ N o G eo lo gi ca l O bj ec ti ve s i n 9 -5 /8 " C as in g S ho e

428 422 thishole section

BHA # 2 Directional Mud logging Unit 8-3/8" Section Notes

Normal Formation Pressure 8 1/2"X9 1/2" Hole Size Shoe test: LOT -Maintain goodhole cleaningpractices, monitorECDs

9-1/2"PDC BicenterBit 16mm 4 x12/32”+2 x13/32”TFA: 0.701in^2 Porepressureisnormalbetween5.4- 5.9ppg MWD -Offset wellsinformationdon't report gaspresence neithermudlosses problems

6-3/4"Mud Motor, 8-1/8"Blade -No presenceof H2S orCO2

YECUA 8"IBS -No AC issues

Intercalationof sandand clay BOP 5K will beused 6-3/4"MWD PositivePulse -Good offset wellinformation

XO MudObjectives: -Coresavai;ablefrom Naranjilloswereusedtomakea SEManalysistodeterminebridgingmaterial

3x 5"HydrocleanHWDP Cuttingsremoval -No contingenciesareconsideredfor6"holeor5" liners

3 x 5" Hydroclean DP Shale Inhibition

PETACA XO BoreholeStability Follownext practicesto preventstuckpipeIntercalationof sandand clay P ro du ct io n H ol e O bj ec ti ve s: C mt d e si gn o bj ec ti ve s: 5x 4-1/2"HWDP HoleCleaning

Lead Slurry 12.8 ppg 6-1/2" Jar Lubricity •MW between8.8– 8.9ppg, if observeholeinstabilityrisetheMW to9.0 ppg

Tail Slurry 15.8 ppg (400 mts) 10 x 4-1/2"HWDP Adequate bridging •Ream everyjoint drilledtwice

~1227 ~1169 SAN ISIDROSUPERIOR Formation PipeRotation and G oa l: I so la te a ll r es er vo ir 4 -1 /2 " DP t o TD LOGS REQUIRED •In thewipertripfrom TD to850m, POOH backreamingalljointsalongthesiltstones

MassiveSandstones sweepplan targets MW =8.8- 9.0ppgWBMKla ShieldRDF WELLOBJECTIVE •Rotatethestringonslipswhileconnection

MainTarget NJL120 for holecleaning * TOC toSurface BHA# 3Conventional ExpectedECDs+/-0.3ppg -PEX AIT (Platform Express)

* C ement d ensities will be Viscous and Weighted pills on tandem a s needed - Pressure Express 20 points,

SAN ISIDROINFERIOR basedon minimizing 9-1/2"PDC BicenterBit 16mm 4 x12/32”+2 x12/32”TFA: 0.663in^2 -Dipole ShearSonic Imager

~1260 ~1201 Massive Sandstones losses. Bit Sub

Load Cases: * Ensure proper barriers 1x 6-1/2" DC - CBL-VDL

PreventHigh DLS Asper GDC Standard25 -Well Design from additional 8"IBS

~1308 ~1245 SANTACRUZ Formation - SOP for Tubular Design hydrocarbon zones. 1x6-1/2"DC

Sands XO

3x 5"HydrocleanHWDP

~1344 ~1279 CAJONES A Formation 3 x 5" Hydroclean DP

Sandsand Shales XO

PotentialTarget NJL120 5x 4-1/2"HWDP

6-1/2"Jar

~1359 ~1293 CAJONES A1 10x 4-1/2"HWDP

Sands, Shales & Limestones 4-1/2" DP to TD

~1372 ~1306 CAJONES B Formation BHADesign Objectives:

Sands, Shales & Limestones Minimal drill string vibration

Conventional Wellhead Data acquisition

~1408 ~1339 CAJONES C Formation 11" x 7-1/16" x 5K Optimal Jar Placement

Sands, Shales& Limestones CasingSpec: OptimalFlow Ratefor HoleCleaning

Shoe @ Shoe @ PotentialTarget NJL120 7", 26#, N-80, 511 Hydrill Minimize ECD

~1468 ~1400 91/2"SectionTD GasTight Connection

TD 1474 TVD 1401 TD (ratholeneed for logs) 7"CasingShoe

NARANJILLOS 120 WELLDrilling Basis Of Design

General

Preparedby: EdwinLópez

RKB

Drill, log, caseand cement primaryand

secondaryobjectivesGood holecleaning

practices

* Propercentralizationthroughpay zone

Casingspecificationscan beadjusted

basedon pipeinventory.

11/5/2013 Naranjillos 120 BOD Sheet 1/1



DRILLING RISK ASSESSMENTOXY GLOBAL DRILLING AND COMPLETIONS RISK ASSESSMENT

RA FORMVERSION: 2012-12-03- v3

DATE PREPARED: July 24, 2013

OPTIONAL:

ITEM RISK DESCRIPTION SPECIAL CONSEQUENCES WELL SITE CONTROLS DRLG GRP CONTROLS BU CONTROLS GLOBAL CONTROLS L IKEL IHOOD C OS TRISKED

COST CONTROLS NEEDEDRESIDUAL

LIKELIHOODRESIDUAL COST

RESIDUAL

RISKEDCOST

PERSON

RESPONSIBLE

DUE

DATE

COMPLETION

DATE

CONTROL

IN-PLACE?

OOG

HES

RISK

LEVEL

1GENERAL PREPARATION /

MOBILIZATION

1.01Location instability/flooding around the rig and on theroad

Project delays, rig damage, excessivecosts

Location design includesbermsanddrainage channels

Road and location insectionsbefore toaccept the location to civil department.

Construction Supervisor inspectslocation before to deliver to the DrillingDepartment, Knowminimumrequirementsto set the rig around thecellar.

15. 00% 150, 000 22,500

Make a location and road inspectionbetween drilling superintendent, rigrepresentative and constructionsupervisor before to accept thelocation.

1 0. 00 % 1 50 ,0 00 15,000

CJ Rivera.F. GarciaSAI Spt

Y

1.02 Quality of accessto location ispoor.Damage to equipment, additionalequipment required to facilitate rigmove

Road Inspection by construction, drilling andrig contractor

Vintage hasits own grader to conditionthe roads, in fact they assumed theresponsibility to have in goodconditionsthe roadsalong the field.

10. 00% 100, 000 10,000 Same 1.01 5.00% 100,000 5,000

CJ Rivera. A. AbetF. GarciaSAI Spt

Y

1.03Environmental and drilling permitsnot granted in atimely manner

Non-productive time, delay to spud, RigStandby, delay of production, poorrelationswith the government andpenaltiesassessed.

To start working on t he localization theenvironmental permit hasto be approved,thisis the guarantee that the permitsareapprovrd before to move the rig.

Environmental permit isgranted forNJL 119, Documentation wassend forNJL 120, and NJL 121.

Constant communication between OXYEnvironmental Assistant and theministry to track the approval process

Everybody isconciousthat theEnvironmental License isthe constraintto start any job.

5.00% 300, 000 15,000

Continue tracking the approvalproccessuntil we get everithingapproved within the requested time tobuild the location before the rig beready to move.

1. 00% 300, 000 3,000E. Calvimontes

Y

1.04Not socialize the project to the community withenough time before to start the rig mobilization

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

Manage all the issuresrelated with thecommunity through the Social CommunitiesDepartment, never do agreementsorpromisesdirectly.

Share the social program with t hecontractorsand reinforce that everyagreement with the community hastobe done throug the Social CommunitiesDepartment.

Social program implemented, includesemployment of local labor.Social Communitiesdepartment meetswith local political leadersand agreeson implementation of the plan

20. 00% 500, 000 100,000

Audit Drilling rig and serviceContractorscompliance with all thecommunity relationsissues.

5. 00% 500, 000 25,000E. Calvimontes

Y

Update the test of productivity of thewater well. S. Ayala

CJ. RiveraY

Identify a local company that can sell

water cear bu to NaranjillosfieldY. Cordero Y

1.06 Quality of water ispoor Resultsin contaminated mud andcement, hole problems, NPT, additionalcosts, project delay.

Do not use tankersto transport fluid dif ferentthan water.

Samplesof the water well werecollected and sent to mud andcementing companies, the compatibilitytest were done with successful resultsto use this water during the project.

1.00% 250, 000 2,500Ensure that the tankersare notcontaminated with different fluids, andare just dedicated to transport water.

1. 00% 250, 000 2,500 DSM Y

1.07 Critical toolsare not available for the project NPT, additional cost, delay on spudInventoriesof tools and backupsbefore tospud the well

All the contratoshad been contactedasking for the availability of the toolsfor the tentative spud date. All haveconfirmed availability of the toolsinSanta Cruz de la Sierra +/- 50 kmsofdistance to Naranjillosfield.Crtitical toolslike SWC tool, free point,chemical cutter and chargeswereconfirmed inside Sta Cruz.

10. 00% 300, 000 30,000Make an inventory of all the toolswithbackup before to spud the well.

5. 00% 300, 000 15,000DSMDSM Assistant

Y

1.08Unnable to move the chargesor explosivesinto thefield when be neccesary

NPT, additional cost.

Once get stuck, ask for the mobilization ofthe free point, chemical chargesandecplosivesto the well location. Fishing jobcan be performed while get the toolsi n therig site.

Get the procedure of the wirelinecompany to move chargesfrom theirwarehouse to t he field.

10.00% 80,000 8,000

Ask to Schlumberger for theirprocedure and time in advance theyneed to arrange the mobilization ofchragesto the field.

5.00% 80, 000 4,000 E. López

Vintage drilled two yearsago a waterwell in NJL 19 location with capacity ofproduce 120 blsof water/hr. Thiswellcan be operated 24 Hrscontinuesif acontingency requires.In addition have a 500 bls water tankavailable in the NaranjillosPlant, the

tankerscan take the water at thispointavailable 24 hrs.

1.05 Run out of water for handling several fluid l ossesKick well, personal injuried, lost rig,major well control event, NPT,additional cost.

Bought 2ea Australian Tankswith capacityto storage 1500 blseach, have installed onlocation and full of water all the time untilrelease the rig.

Signed a contract to have 2 tankerstrucksavailable 24 hrsto move waterbetween the NaranjillosPlant o waterwell and the rig location to have f ull the Australian Tanks.

5.00% 500,000 3.00% 500,000 15,00025,000



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

2.01Third party company isnot able to drive or set theconductor pipe at 93 mts

Compromise location or cellar integrityif have a gasinflux, NPT, additionalcost, personel injured, equipment lost

Purpose of conductor pipe isto install adiverter, before to continue with drillingoperationsdetermine what wasthe deptreached with the conductor pipe andmake a risk analysisto continue. Offsetwellsinformation wasanalyzed andthere isno shallowgasidentified.

If conductor hole isbeign drilled by athrid company and the depth ismuchlessthan the required make thedecision to continue drilling with thedrilling rig and guaranteed a goodcement job with returnsto surface toprovide integrity to the conductor pipe.

10.00% 80,000 8,000

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

1.00% 80, 000 800S. HewittCJ. RiveraE. López

Y

2.02Have Fluid returnsaround the cellar or i n the locationwhile drilling.

Environmental incident, lost of fluid,hole integrity, NPT, additional cost.

Keep lowdrilling parameterswhile drillingthe conductor hole or bellowthe same toprevent break the cellar or the location.Pump LCM pillstrying to cure lossesand ifdoesn't work communicate to office to makea program to pump cement.

If losseswere not cure with LCM pills,prepare a program to pump cement.

1.00% 200, 000 2,000Include a road map of drillingparametersinto the drilling program

0. 50% 200, 000 1,000 E. López N

2.03 Shallowgasdrilling conductor holeWell control event, potencial of injurepersonal, potencial of lost rig, additionalcosts

Have a weighted pill ready on the pill tank inorder to increase MW asfast aspossible,monitor returnswith mud logging unit all thetime.

Offset wellsinformation doesnotindicate presence of shallowgas(Mudlogging reports), MW windowhasbetween 8.8 - 9.7 ppg,

OXY STD 033 W ell Control 10.00% 10,000 1,000

Include into the drilling program thecontingency of have prepared theweigthed pill on the tanksbefore tospud the well.

5.00% 10, 000 500 E. López

2.04Missof crossoversto connect casing of differentthreads

NPT, additional cost.

Make pipe tally on location and arrange thepipe on the racksaccordingly it will be run.Share pipe tally with rig supervisor, forkliftoperator and driller.

AsVintage hason the warehouse pipeon stock 13-3/8" & 13-5/8" pipe tallyhasto be done depending on theinspection results.

Guarantee the tubular inspection bedone with time in advance to have timeto arrange the pipe tally and build therequired crossoversinclusive toconnect the cementing head.

2.00% 50,000 1,000Make all the pipe inventory and sendto drilling dept. in order to make thepipe tally.

1.00% 50, 000 500 P. Ribera N

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

Verify all thsdiverter componentsarein place and operating

DSMCJ. Rivera

Drill with the heaviest MW used in theoffset wellsand didn't have problemsrelated with mud losses

E. López

3.02 Experience Mud lossesWhile DrillingNPT, additional cost, stuck pipe, risk ofrun out of water.

Ensure to have enough inventory of LCMmaterial on location, durface mud system isDrillplex which isa tixotropic fluid that helpsto mitigate mud losses.If mud losseswere severe evaluate the MWof the cementing slurry to guarantee returnsof cement to surface.

Discussmud design with OXY drillingfluid specialist. Offset well didn’t show

problemsof mud lossesin surface holedrilling between 8.8 - 9.7 ppg

DE, daily monitor drill ing parameters,Change Mud System, productconcentrationsor mud weight.

GDC Drilling FluidsBest Practice.CDG GDC Drilling FluidsSpecialist Available.

10.00% 50,000 5,000Include Lost Circulation Decision Treein the mud program .

10. 00 % 50, 000 5,000 E. López

3.03 Directional BHA doesn't build asexpectedNPT, additional cost, increment of wellinclination, additional wiper trip.

Ensure BHA isasper program, monitor BHAresponse, increase length of slide, reduceflowrate for beeter BHA response.Communicate deviationsto DE.

Design the BHA to have response insoft formations. Make decision of tripout of hole to modify motor BH. Update AC report.

Directional Drilling Best PracticesDirectional Dril l ing Spec ia l is t Ava ilable 20.00% 80,000 16,000 20. 00 % 80, 000 16,000

3.04 Not isolate subsurface fresh waterRisk to contaminate subsurface freshwater, legal actionsagainst thecompany, penalties.

Followthe drilling program and make alll theeffort to set the casing at the desired casingpoint and followcemneting best practicestoget a quality cementing job

Surface casing point wasdesigned tocover subsurface fresh water and toaccomplish with the kick tolerancestandard.

Subsurface fresh water wasfound inavertical water well at 401 mts, surfacecasing wasdesi gned to be set at 430mts, that guarantee that fr esh water beisolated.

GDC Cementing Best Practice5.00% 20,000 1,000

Include into the drilling program bestpracticesfor casing running andcementing job.

1.00% 20, 000 200 E. López

3.05 Unable to run casing to bottomPoor hole cleaning, risck to no isolatesubsurface fresh water, considerablereduction in kick tolerance.

Apply drilling best practices, hole cleaning,mud propertiesasbest as possible, circulateweighted pillsbefore to POOH BHA.

Monitor daily mud properties, makewiper tripsif are neccesary

Share drilling best practiceswith DSM'sDirectional Drilling Best Practices

1.00% 50,000 500 1.00% 50, 000 500

3.06 Poor cement job Additional cost, channelsbehindcasing, poor casing shoe integrity.

Proper centralization & cementing program.Proper cement design for isolation and wellflowduring set. Ensure chemical washersand spacersare circulated as per cementingprogram. Condition mud and circulatelonger prior cementing job

FollowOXY Cementing Best Practicesand recommendations. Identify prior toJob Execution the critical elementsfor job success, and have back up optionsin case these are not met.

Help identify critical elementsandcollaborate in back up options

G DC C em en ti ng B es t P ra ct ic e 1 0. 00 % 2 00 ,0 00 20,000 1 0. 00 % 2 00 ,0 00 20,000

3.01 Shallow gas drilling surface hole 5,000 2505.00% 5,000 250 5.00%Well control event, risk of worsesituation.

Followwell control proceduresusingdiverter.

Offset wellsinformation doesnotindicate presence of shallowgas(Mudlogging reports), MW windowhasbetween 8.8 - 9.7 ppg,

GDC Well Control Std and SOPWell Control Training



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

4.01 Unconsilated formationsare encountered

Hole washouts,stuck pipe,sidetrack,

projectdelay, additional costs,

difficultiesrunning casing,casing setoff

bottom.

DSM and Mud Engineer follow approvedDrilling and Mud Program.

MI is doing a lab test with coresavailable from San Isidro, Naranjillos,Santa cruz and Cajonesformations.Mud program will be the same usedwith good resultsin Chaco Sur andÑupuco well. Mud windowis choosenbased on the offset well analysis.Sweep pillsprograms.

Oxy Drilling Fluid Specialist or MudCompany Office Project Engineer andDE, DES, DS daily monitor drillingparameters. Change Mud System,product concentrationsor mud weight.

CDG Fluid Specialist, Drilling FluidsBest Practices

10. 00% 100, 000 10,000

Confirm mud windowbased on theoffset well information, i nclude sweeppillsprogram into the drilling program.

4. 00% 100, 000 4,000 E. López Y

4.02 Experience Mud lossesWhile Drilling

NPT, Additional cost, Risk to run out ofwater, risk to not be able to keep thehole full and get a kick, personalinjuried, Equipment damaged.

DSM and Mud Engineer follow approvedDrilling and Mud Program. Have enoughLCM on location, inventory of mud chemicalhasto be done and updated everyday.

MI is doing a Pore Size Distributionanalysiswith coresavailable from SanIsidro, Naranjillos, Santa cruz andCajonesformationsto determinedistribution and size of bridgingmaterial to mitigate mud lossest hroughlowpressure formations.

Oxy Drilling Fluid Specialist or MudCompany Office Project Engineer andDE, DES, DS daily monitor drillingparameters. Change Mud System,product concentrationsor mud weight.


20. 00% 200, 000 40,000Confirm mud windowbased on theoffset well information, i nclude sweeppillsprogram into the drilling program.

1 0. 00 % 2 00 ,0 00 20,000 E. López Y

4.03 Have Torque Higher than simulated

LowROP. Increased need of sliding.Unable to reach planned casing settingdepth. Twist offs& fishing jobs. Unableto reach objectivesof the well.

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

Directional planswere done with amaximum DLS of 2deg/30 mts, Wellplan simulations, BHA design, mudpropertiesadjusted to have lowsolidscontent and lubricity.

DE daily monitor drilling parameterstoincrease lubricant concentration.


5.00% 50,000 2,500Run simulationswith differente frictionfactorsto compare with reality.

1.00% 50, 000 500 E. López Y

4.04 Stuck pipe event Additional costs, NPT, sidetrack, fishingoperations, risk of lost the well.

Experienced personal, dilling best practices,hydraulicssimulations, T&D simulations,hole cleanning, sweep pills, communication24 hrswith DS, mud logging unit available.

Stuck pipe prevention trainning toidentify stuck mechanisms.

Supervision 24 hrs, DE, DS monitordaily drilling parametersand discusschangesof the program.

CDG D ri ll in g Be st P ract ices 10. 00% 1 ,000, 000 100,000

Make a brief trainnign with keypersonal in the rig to reinforce stuckpipe prevention

3 .0 0% 1 ,0 00 ,0 00 30,000 CJ. Rivera

Verify key personal are well controlcertified and certifictionsstill valid.

CJ. Rivera

Communicate to rig personal approvedclosure procedure and well controlmethod.

CJ. Rivera

4.06Presence of H2S Personal injury, equipment damage.

FollowH2S contingency plan. Ensurecomplete awarenessof personal in pre-spud

and safety meetingsH2S Safety Company personal and fullcascade system will be onsite from spud.

Offset well information and gaschromatography from each well and at

the gasplant doen´t showany tracesofH2S neighter CO2.

Gaschromatography at gasplant forselling gas. The chromatography

analysissupport the fieldsdoesn´t haveprecense of gasor CO2.

GDC H2S Best Practice 0.10% 50,000 50

Check self contained breathing

equipment and inspections. 0.10% 50, 000 50

A. Abet

4.07 Unable to provide acceptable logsLost of critical information, NPT,additional costs, additional trips tocondition hole.

Drilling Best Practicesto have good holecondition, wiper trips, sweep pills.

Logging program isdefined, identifymaximum limitsof overpull for cableand tools.

Well site geologist on location. 5.00% 50,000 2,500Define procedure if logs doesn´t reachTD.

3.00% 50, 000 1,500 E. López

4.08 Unable to run casing to bottomNPT, additional cost, fishing job,lost ofpay zone.

Drilling Best Practicesto have good holecondition, wiper trips, sweep pills.

Adequate mud design, monitor ofdrilling parametersdaily, best drillingpractices

If not able to run the 7” and pay zone

are not cased, the contingency istomake a sidetrack due to the completionisdesigned to be in 7” casing, no liner

hangerswere considered.

5.00% 400, 000 20,000include Maximum Allowable overpullfor casing into the drilling program.

2. 00% 400, 000 8,000 E. López

4.09 Poor cement jobNPT, remedial cementing job,additional costs, channeling behindcasing.

Drilling Best Practices, reciprocate thecasing, propper hole cleanning, sweepspills.Slurry design, rigid centralizersthrough thepay zonea nd bowcentralizersabove toguarantee minimum acceptable casingstandoff. Ensure surface samplesare takenbefore and after the job. Ensure cementingproceduresare followed. Verify that cementand additivesare mixed asper lab recipe.Ensure job isdiscussed on location prior toexecution.

Compatibility test wasdone with waterwell of Naranjilloswith good results,slurry weight selected based on offsetwellsinformation. Redesign Slurry ifmud losseswere experienced whiledrilling or running casing, implementfiber or remove spacers.

S ta nd ard of m i ni m um c as in g stan do ff . G DC C em en ti ng B es t Prac ti ce 5 .0 0% 1 00 ,0 00 5,000Included detailed procedure into thedrilling program

1. 00% 100, 000 1,000 E. López

4.10 Well abandonmentHES incidents, remediation costs,project delays, government andcommunity relationsdeteriorate.

Current abandonment practicesincludespotting cement plugsacrossopen hole payintervals, cement retainer in casing, andsurface cement plugs

Approve well abandonment programthat apply for each well

Share environmental requirementsthatapply in each country for wellabandonment.

G DC We ll Ab an do nm en t S ta nd ar d 1 .0 0% 5 0, 00 0 500 1.00% 50, 000 500

4.05 Well control event

NPT, additional cost, risk of getting aworse situation, personal injuried,environmental incident, equipmentdamaged.

Followapproved written procedures. Ensurethat all Well Control specificationsarestrictly followed. Ensure all r equired wellcontrol training iscurrent. Study and followERP.

Kick tolerance equal to 20 blswith agaskick of 0.1 ppg and kick intensity of0.2 ppg. Well Planning process.Well Prognosisincludespore pressure,frac gradient, and other historical datafrom offset wells.

OXY Well control schoolGDC Well Control Std and SOPWell Control Training

1000.30% 100, 000 300 100,0000.10%



Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación 1

Sección D

Curva de tiempo & Costos

Curva de tiempos y costos



Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación 2

Drilling Time & Cost Curves



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

30000

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

-5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

K U S D $

D E P T H

( M T S )

TIME (DAYS)

NARANJILLOS 120 DEVIATED AND PRODUCER WELL - RIG SAI 386

PROGNOSED TIME

ACTUAL TIME

ACTUAL COST

PROGNOSED COST

PROGNOSED RIG DAYS17.02 DAYS

MW: 8.8 - 9.0 ppgFR: 650 GPM

9-7/8" Csg @ 428 m

7" Csg @ 1468 m TD

PLAN DATA:

KOP @ 70 m

INCLINATION: 20º

BUR 2º/100’

AZIMUTH: 160.28º

EOB @ 370 m

MW: 8.8 ppgFR: 600 GPM

AFE # 1173096 DE: E. LópezDSM: F. RualesNDSM: L. Lozada

MW: 8.8 - 8.9 ppg

FR: 650 GPM

TRIPLE COMBO+MDT - WIPER TRIP

PROGNOSED COSTU$ 2.637,249



SPUD DATE: September 13, 2013

WELL NAME: Naranjillos 120

Service Detail

37,778.33$

278,750.00$

12,187.08$

98,312.54$64,548.00$

59,886.00$

6,678.00$

176,610.00$

117,500.00$

222,540.64$

190,567.60$

45,737.20$

6,279.00$

95,444.99$

132,489.00$

10,000.00$

86,000.00$

2,000.00$

4,500.00$

-$

6,690.00$

700,000.00$

2,354,498.38$

TANGIBLES

227,142.80$

36,185.00$

19,423.06$

282,750.86$

2,637,249.24$

Cementing

DAILY TOTAL

DAILY TOTAL TANGIBLES

Casing Acces.

Wellhead Equip.

DAILY TOTAL INTANGIBLES

Casing

Rig Location

Rental Tools & Equip.

Misc Costs

Rental Motor Vehicles

Wellhead Installation

Running Casing

Tubular Inspec. & Repair

Wellsite

Electrical Logging

Mud Logging

Rig Inicial Move and Final Demob.

Rig Move

Contract Labor

Camp & Catering

Other profesional servicesEnvironmental & Waste Management

Misc Supplies

Drilling Fluids

SUB ACCOUNT DESCRIPTION Anticipated Costs - No NPT

-DRILLING

INTANGIBLES

Bits,Scrapers & Reamers

Directional Drilling

Drilling Rig



Programa de Perforación Direccional

Información General del Pozo

Coordenadas de Superficie

Sistema de CoordenadasPSAD56 / UTM zone 20S,

Meters - Bolivia

Latitud S 17° 59' 31.77042"

Longitud W 63° 17' 25.61186"

Norte (m) N 8010657.942

Este (m) E 469250.975 m

TVD Referencia Mesa Rotaria

Elevación de TVD Referencia 650.450 m above MSL

Elevación de Terreno 645.200m above MSL

Referencia del Norte Grid North

Objetivo 1: Fm San Isidro SuperiorTVD (m) desde Referencia 1168.45

Seccion Vertical (m) 412.89

Dirección de Seccion Vertical (m) 160.28 ° (Grid North)

Norte (m) -388.67

Este (m) 139.34

Geometría / ToleranciaCircular, 80 m de

Radio




Consideraciones Operacionales

No tenemos referencia de perforación en el campo. Detallamos a continuación un resumen

de comentrarios, recomendaciones y lecciones aprendidas de experiencias previas en los

pozos perforados para Vintage.

CHS-102

Fase 12 ¼’’

Parámetros de perforación y ROP.

Se perfora con una ROP promedio de 25m/hr. Se perfora con 500gpm, por que se observan indicios de

perdida al querer incrementar el caudal.

Control direccional

El control direccional fue excelente por que el pozo ganaba inclinación y giraba a la izquierda de nuestra

ubicación, por efectos de formación. No se tiene problemas al deslizar, este responde 100%.

Son deslizados un promedio de 4mts. por barra en barras continuas y cada 3 barras rotar 100%, esto

con la finalidad de acercarnos al plan direccional.

Trabajo de las herramientasEl Motor de Fondo trabaja muy bien en los metros rotados y deslizados, entra con un GAP de 3mm y la

camisa estabilizadora sale sin desgaste.

La herramienta de MWD - PowerPulse funcionó sin problemas durante toda la fase.

Fase 8 ½’’

Parámetros de perforación y ROP

Se perfora con una ROP promedio de 25m/hr. rotando y 20-25m/hr. deslizando . Con una presión diferencial

de 50-200psi, y 3-4klbs de peso deslizando; y 50-100psi rotando con 1-2klb de peso incrementando en los

últimos metros hasta 8klbs. Con un galonaje de 500gpm, y una entre 50-70rpm. Se varia parámetros para

mitigar los Stick&Slip y la ROP.

Control direccional

Al comenzar la carrera son rotados los primeros 100m. manteniendo el pozo tangente de acuerdo al plan, el

BHA mantiene el rumbo rotando, a los 700m se comienza a deslizar primero 30%, luego 40% y finalmente

50% de la barra, para logar romper la tendencia y tumbar inclinación. Se perfora con 500gpm, 1400-1500




psi, entre 4 y 5 de peso, obteniendo con 50% un DLS de entre 1.8 y 2.2 necesario para seguir acorde al plan.

Luego de tumbar el ángulo y tener el pozo vertical se rota nuevamente hasta 1294m , a partir de esta

profundidad se realizan correcciones mínimas para evitar que la tendencia del pozo lo desvíe de la vertical.

El BHA responde bien a las deslizadas y logra mantener el rumbo rotando.

Trabajo de las herramientas

El Motor de Fondo trabaja muy bien en los metros rotados y deslizados, entra con un GAP de 3mm y la

camisa estabilizadora sale sin desgaste.

La herramienta de MWD - SlimPulse funcionó sin problemas durante toda la fase.

Recomendaciones.

Se recomienda utilizar MWD con mayor velocidad de transmisión de datos (PP o PuP) , ya que la velocidad

de perforación deslizan do supera fácilmente los 25mhr.

NPC-104

FASE 12.25"


Son empleados 530gpm como galonaje de operación para esta fase, en el metro 558 se observan pérdidas

severas de circulación por lo que al llegar a esta zona se recomienda bajar el galonaje a 450gpm.

Es aplicado hasta 10 klbs de peso en rotación y hasta 12klbs en modo Slide obteniendo ROP

elevadas. Este peso aplicado optimiza al máximo el desempeño del BHA.

Control direccional

El Arreglo direccional empleado responde bien al slide, en este caso era necesario conseguir un DLS de

1.6°/30m lo cual se logra deslizando de 4 a 5m por barra de DP hasta pasar los 10° de Inclinación, luego de

esto el BH del motor logra mejor apoyo en las paredes del pozo por lo que 3m de slide por barra de DP es

suficiente para generar los 1.6°/30m de DLS. Los slides responden mejor cuando se los realiza aplicando

de 5 a 10klbs de peso y evitando parar a acomodar TF con la mesa.

Con el fin de evitar lavar el Slide y perder el Dog Leg obtenido, se rota inmediatamente después de deslizar,

no se repasa si no hasta el final de la barra.

Se recomienda utilizar 3bps en el MWD para obtener los survey mas rápido por pedido del cliente y para

obtener datos suficientes para el Drilling Mechanics.




FASE 8.5"


Los parámetros y la penetración fue constante hasta llegar a la Formación Cangapi. Se observa una

elevada ROP aplicando entre 7 y 12klbs de peso sobre la broca y trabajando con 150 a 200psi de presión

diferencial, las deslizadas se realizan eficientemente manteniendo una presión diferencial entre 80 y 150psi,

aplicando entre 7 y hasta 12klbs de peso sobre la broca. Luego de entrar en la formación Cangapi se

observa intercalación de formaciones más compactas por lo que es necesario aplicar hasta 15klbs de peso

rotando y 12klbs deslizando, no obstante en estas intercalaciones se observa baja ROP.

El Trepano PDC con 5 boquillas de 12/32'' con 500gpm y 9ppg en el lodo genera una caída de presión de

677psi. Esta potencia hidráulica no es necesaria por lo que se recomienda aumentar el TFA.

Control Direccional

El control direccional con este arreglo fue muy bueno, responde bastante al slide, genera los

DLS necesarios para seguir el plan con pocos metros deslizados. Al ver una disminución del ángulo, fue

necesario sólo 4m deslizados cada 16m rotados para conseguir el DLS de 2.15 del plan, se recomienda no

deslizar en mayor proporción debido al riesgo de generar DLS elevados y generar tortuosidad en el pozo.

En las tangentes fue sólo necesario realizar pequeñas correcciones para mantener el pozo conforme al

plan, la tendencia aunque muy leve es de Disminuir ángulo y girar hacia la izquierda en la mayoría de los

tramos rotados, realizando 2m de slide cada 60m rotados, lo cual rompe la tendencia de giro y mantiene el

pozo en rumbo.



NJL-120 23Oct13 IS Proposal Report

(Non-Def Plan)

2.7.998.0

CommentsMD

(m)

Incl

(°)

Azim Grid

(°)

TVD

(m)

VSEC

(m)

NS

(m)

EW

(m)

Closure

(m)

Closure

Azimuth

(°)

DLS

(°/30m)

TF

(°)

Tie-In 0.00 0.00 160.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 N/A 160.28MMarker

MudLine 5.25 0.00 160.28 5.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 160.28M

Casing 13 3/8" 52.20 0.00 160.28 52.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 160.28M

KOP 70.00 0.00 160.28 70.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 160.28MEOC 370.00 20.00 160.28 363.94 51.83 -48.79 17.49 51.83 160.28 2.00 HS

Casing 9 5/8'' 428.00 20.00 160.28 418.45 71.67 -67.46 24.18 71.67 160.28 0.00 HS

Target 1225.67 20.00 160.28 1168.01 344.49 -324.28 116.24 344.49 160.28 0.00 HSSan Isidro

Superior 1251.97 20.00 160.28 1192.73 353.48 -332.75 119.27 353.48 160.28 0.00 HS

San Isidro

Inferior 1286.00 20.00 160.28 1224.70 365.12 -343.71 123.20 365.12 160.28 0.00 HS

Santa Cruz 1335.39 20.00 160.28 1271.11 382.01 -359.61 128.90 382.01 160.28 0.00 HS

Cajones A 1372.71 20.00 160.28 1306.18 394.78 -371.62 133.21 394.78 160.28 0.00 HS Cajones A1 1386.98 20.00 160.28 1319.59 399.66 -376.22 134.85 399.66 160.28 0.00 HS Cajones B 1401.25 20.00 160.28 1333.00 404.54 -380.81 136.50 404.54 160.28 0.00 HS Cajones C 1438.57 20.00 160.28 1368.07 417.30 -392.83 140.81 417.30 160.28 0.00 HS TD 1473.82 20.00 160.28 1401.20 429.36 -404.18 144.88 429.36 160.28 0.00

PartMD From

(m)

MD To

(m)

EOU Freq

(m)

Hole Size

(in)

Casing

Diameter

in1 0.000 5.250 1/30.480 17.500 13.3751 5.250 428.000 1/30.480 12.250 9.6251 428.000 1473.824 1/30.480 8.500 7.000

Version / Patch:

Survey Date:

Structure Reference PointLocal Coord Referenced To:

Total Corr Mag North->Grid

North:Grid Scale Factor:

Tort / AHD / DDI / ERD Ratio:

CRS Grid Convergence Angle:

Location Lat / Long:

Location Grid N/E Y/X:

Coordinate Reference System:

Total Corr Mag ->Grid North:

Total Magnetic Field Strength:

Magnetic Dip Angle:

North Reference:

-14.957 °

-10.885 °Magnetic Declination:

Declination Date:

0.99961169

Magnetic Declination Model:

S 17°59' 31.77042", W 63°17' 25.61186"

July 26, 2013

0.0897 °

N 8010657.942 m, E 469250.975 m

UTM Zone 20S - W GS84, Meters

20.000 °/ 429.360 m / 4.472 / 0.306

Total Gravity Field Strength: 997.7451mgn (9.80665 Based)

Gravity Model:

23023.985 nT

DOX

Survey Name:

UWI / API#:

NJL-120

Structure / Slot:

Well:Borehole:

Unknown / Unknown

NJL-120

NJL-120 / New Slot

NJL-120 23Oct13 IS

Minimum Curvature / Lubinski

160.277 °(Grid North)

0.000 m, 0.000 m

Rotary Table

Survey / DLS Computation:

TVD Reference Datum:

Vertical Section Azimuth:

Vertical Section Origin:

Report Date:

Naranjillo

Client:

October 23, 2013 - 02:42 PM

650.450 m above MSLTVD Reference Elevation:Seabed / Ground Elevation: 645.200 m above MSL

Field:

July 26, 2013

BGGM 2013

Grid North

0.0897 °

-10.9748 °

Survey Type: Non-Def Plan

Survey Error Model: ISCWSA Rev 0 *** 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigmaSurvey Program:

Description Survey Tool Type Borehole / Survey

SLB_MWD-STD-Depth Only NJL-120 / NJL-120 23Oct13 ISSLB_MWD-STD NJL-120 / NJL-120 23Oct13 ISSLB_MWD-STD NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS

Drilling Office 2.7.998.0 Naranjillo\NJL-120\NJL-120\NJL-120\NJL-120 23Oct13 IS 10/25/2013 5:39 PM Page 1 of 1



NJL-120 23Oct13 IS Proposal Geodetic Report

(Non-Def Plan)

2.7.998.0

CommentsMD

(m)

Incl

(°)

Azim Grid

(°)

TVD

(m)

VSEC

(m)

NS

(m)

EW

(m)

DLS

(°/30m)

Northing

(m)

Easting

(m)

Latitude

(N/S °' ")

Longitude

(E/W °' ")Tie-In 0.00 0.00 160.28 0.00 0.00 0.00 0.00 N/A 8010657.94 469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61

Marker MudLine 5.25 0.00 160.28 5.25 0.00 0.00 0.00 0.00 8010657.94 469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61

Casing 13 3/8" 52.20 0.00 160.28 52.20 0.00 0.00 0.00 0.00 8010657.94 469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61

KOP 70.00 0.00 160.28 70.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8010657.94 469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61

EOC 370.00 20.00 160.28 363.94 51.83 -48.79 17.49 2.00 8010609.17 469268.46 S 17 59 33.36 W 63 17 25.02

Casing 9 5/8'' 428.00 20.00 160.28 418.45 71.67 -67.46 24.18 0.00 8010590.50 469275.15 S 17 59 33.97 W 63 17 24.79

Target 1225.67 20.00 160.28 1168.01 344.49 -324.28 116.24 0.00 8010333.78 469367.17 S 17 59 42.32 W 63 17 21.68San Isidro

Superior 1251.97 20.00 160.28 1192.73 353.48 -332.75 119.27 0.00 8010325.32 469370.20 S 17 59 42.60 W 63 17 21.58

San Isidro

Inferior 1286.00 20.00 160.28 1224.70 365.12 -343.71 123.20 0.00 8010314.37 469374.13 S 17 59 42.96 W 63 17 21.44

Santa Cruz 1335.39 20.00 160.28 1271.11 382.01 -359.61 128.90 0.00 8010298.47 469379.83 S 17 59 43.47 W 63 17 21.25

Cajones A 1372.71 20.00 160.28 1306.18 394.78 -371.62 133.21 0.00 8010286.46 469384.13 S 17 59 43.86 W 63 17 21.10

Cajones A1 1386.98 20.00 160.28 1319.59 399.66 -376.22 134.85 0.00 8010281.87 469385.78 S 17 59 44.01 W 63 17 21.05

Cajones B 1401.25 20.00 160.28 1333.00 404.54 -380.81 136.50 0.00 8010277.28 469387.42 S 17 59 44.16 W 63 17 20.99

Cajones C 1438.57 20.00 160.28 1368.07 417.30 -392.83 140.81 0.00 8010265.27 469391.73 S 17 59 44.55 W 63 17 20.85

TD 1473.82 20.00 160.28 1401.20 429.36 -404.18 144.88 0.00 8010253.92 469395.80 S 17 59 44.92 W 63 17 20.71

PartMD From

(m)

MD To

(m)

EOU Freq

(m)

Hole Size

(in)

Casing Diameter

(in)

1 0.000 5.250 1/30.480 17.500 13.3751 5.250 428.000 1/30.480 12.250 9.625

1 428.000 1473.824 1/30.480 8.500 7.000

Version / Patch:

Survey Date:

Structure Reference PointLocal Coord Referenced To:

Total Corr Mag North->Grid

North:Grid Scale Factor:

Tort / AHD / DDI / ERD Ratio:

CRS Grid Convergence Angle:

Location Lat / Long:

Location Grid N/E Y/X:

Coordinate Reference System:

Total Corr Mag ->Grid North:

Total Magnetic Field Strength:

Magnetic Dip Angle:

North Reference:

-14.957 °

-10.885 °Magnetic Declination:

Declination Date:

0.99961169

Magnetic Declination Model:

S 17°59' 31.77042", W 63°17' 25.61186"

July 26, 2013

0.0897 °

N 8010657.942 m, E 469250.975 m

UTM Zone 20S - WGS84, Meters

20.000 °/ 429.360 m / 4.472 / 0.306

Total Gravity Field Strength: 997.7451mgn (9.80665 Based)

Gravity Model:

23023.985 nT

DOX

Survey Name:

UWI / API#:NJL-120

Structure / Slot:

Well:

Borehole:Unknown / Unknown

NJL-120

NJL-120 / New Slot

NJL-120 23Oct13 IS

Minimum Curvature / Lubinski

160.277 °(Grid North)

0.000 m, 0.000 m

Rotary Table

Survey / DLS Computation:

TVD Reference Datum:

Vertical Section Azimuth:

Vertical Section Origin:

Report Date:

Naranjillo

Client:

October 23, 2013 - 02:43 PM

650.450 m above MSLTVD Reference Elevation:

Seabed / Ground Elevation: 645.200 m above MSL

Field:

July 26, 2013

BGGM 2013

Grid North

0.0897 °

-10.9748 °

Survey Type: Non-Def Plan

Survey Error Model: ISCWSA Rev 0 *** 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigma

Survey Program:

Description Survey Tool Type Borehole / Survey

SLB_MWD-STD-Depth Only NJL-120 / NJL-120 23Oct13 ISSLB_MWD-STD NJL -120 / NJL-120 23Oct13 IS

SLB_MWD-STD NJL -120 / NJL-120 23Oct13 IS

Drilling Office 2.7.998.0 Naranjillo\NJL-120\NJL-120\NJL-120\NJL-120 23Oct13 IS 10/25/2013 5:39 PM Page 1 of 1



Analysis Date-24hr Time:

Client:

Field:

Structure:

Slot:

Well:

Borehole:

Scan MD Range:

Trajectory Error Model:

Wellhead distance scan:Selection filters:

Offset Trajectory Allow Sep. Controlling Reference Trajectory Alert Status

Ct-Ct (m) MAS (m) EOU (m) Dev. (m) Fact. Rule MD (m) TVD (m) Alert Minor Major

Warning Alert

661.75 10.00 661.15 651.75 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

661.67 1 0.00 661.05 651.67 33628.98 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

661.62 10.00 661.05 651.62 22260.18 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

661.46 10.00 660.89 651.46 18884.49 MAS = 10.00 (m) 21.00 21.00 MinPts

549.90 166.40 438.80 383.50 4.97 OSF 1.50 591.00 571.62 OSF<5.00 Enter Alert

346.25 260.88 172.12 85.36 1.99 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

NJL-016_Az.0 (Def Survey) Warning Alert

1195.80 10.00 1195.19 1185.80 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1195.73 10.00 1195.11 1185.73 71015.65 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1195.68 10.00 1195.12 1185.68 44515.04 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF


864.19 332.60 642.24 531.60 3.90 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


1544.56 10.00 1543.96 1534.56 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1544.53 1 0.00 1543.92 1534.53 208713.33 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1544.51 10.00 1543.96 1534.51 141262.86 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF


1094.94 437.49 803.02 657.46 3.76 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


1171.26 10.00 1170.66 1161.26 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1171.10 10.00 1170.52 1161.10 28716.04 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

1164.74 151.31 1063.70 1013.43 11.58 OSF 1.50 558.00 540.61 MinPt-CtCt


1209.38 447.20 911.09 762.18 4.06 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

NJL-105 Surveys (Def Survey) Pass

1019.75 10.00 1018.23 1009.75 1106.58 MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1019.75 10.00 1017.92 1009.75 786.13 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 WRP

690.47 73.80 641.05 616.67 14.15 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

[NJL-119] (Def Survey) Pass

1039.80 10.00 1039.20 1029.80 4981.59 MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 MinPts

1039.80 10.00 1039.13 1029.80 3722.95 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1039.80 10.00 1039.14 1029.80 3130.05 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 WRP1039.71 10.00 1035.89 1029.71 295.84 MAS = 10.00 (m) 93.00 93.00 MinPt-O-SF

1039.43 10.00 1035.62 1029.43 295.82 MAS = 10.00 (m) 102.00 101.99 MinPt-O-SF

1038.91 10.00 1035.10 1028.91 295.83 MAS = 10.00 (m) 114.00 113.98 MinPt-O-SF

987.18 10.00 981.51 977.18 183.73 MAS = 10.00 (m) 726.00 698.48 MinPts

987.20 10.00 981.48 977.20 181.98 MAS = 10.00 (m) 735.00 706.93 MINPT-O-EOU

1138.59 16.18 1127.70 1122.41 107.50 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPt-O-SF

NJL-119ST_DMAG (Non-Def

Survey) Pass

1039.80 10.00 1039.20 1029.80 4981.59 MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 MinPts

1039.80 10.00 1039.13 1029.80 3722.95 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1039.80 10.00 1039.14 1029.80 3130.05 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 WRP

1039.71 10.00 1035.89 1029.71 295.84 MAS = 10.00 (m) 93.00 93.00 MinPt-O-SF

1039.43 10.00 1035.62 1029.43 295.82 MAS = 10.00 (m) 102.00 101.99 MinPt-O-SF

1038.91 10.00 1035.10 1028.91 295.83 MAS = 10.00 (m) 114.00 113.98 MinPt-O-SF

987.36 10.00 981.75 977.36 185.95 MAS = 10.00 (m) 717.00 690.02 MinPts

987.41 10.00 981.67 977.41 181.60 MAS = 10.00 (m) 738.00 709.75 MINPT-O-EOU

1116.13 15.90 1105.43 1100.23 107.28 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPt-O-SF

[NJL-119ST]Actual Survey (Non-

Def Survey) Pass

1039.80 10.00 1039.20 1029.80 4981.59 MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 MinPts

1039.80 10.00 1039.13 1029.80 3722.95 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1039.80 10.00 1039.14 1029.80 3130.05 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 WRP

1039.71 10.00 1035.89 1029.71 295.84 MAS = 10.00 (m) 93.00 93.00 MinPt-O-SF

1039.43 10.00 1035.62 1029.43 295.82 MAS = 10.00 (m) 102.00 101.99 MinPt-O-SF

1038.91 10.00 1035.10 1028.91 295.83 MAS = 10.00 (m) 114.00 113.98 MinPt-O-SF

987.36 10.00 981.56 977.36 185.94 MAS = 10.00 (m) 717.00 690.02 MinPts

987.41 10.00 981.48 977.41 181.58 MAS = 10.00 (m) 738.00 709.75 MINPT-O-EOU

1116.08 16.08 1105.20 1100.00 107.33 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPt-O-SF

NJL-04_Surveys (Def Survey) Pass

1503.69 10.00 1502.90 1493.69 8250.61 MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1503.69 10.00 1502.86 1493.69 6761.95 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1503.69 10.00 1502.90 1493.69 5956.23 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 WRP

1231.11 41.67 1203.12 1189.44 44.98 OSF 1.50 1350.00 1284.84 MinPt-O-SF

1206.99 41.14 1179.34 1165.85 44.70 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

NJL-107_Az.0 (Def Survey) Pass

1570.32 10.00 1569.72 1560.32 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

1570.29 1 0.00 1569.68 1560.29 178645.18 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

1570.26 10.00 1569.71 1560.26 117195.41 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

1570.17 10.00 1568.06 1560.17 1000.54 MAS = 10.00 (m) 72.00 72.00 MinPts

- All Non-Def Surveys when no Def-Survey is set in a borehole

Database \ Project:

ISCWSA0 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigma

NJL-03 (Def Survey)

Every 3.00 Measured Depth (m)Naranjillo Depth Interval:

2.7.998.0

D&M AntiCollision Standard S002 v5.1/5.2

All local minima indicated.

NJL-120

Separation

NJL-120

Offset Trajectories SummaryOffset Selection Criteria

Global within 13973.82 mDefinitive Surveys

localhost\drilling-IS_Bolivia

Risk Level

NJL-120 23Oct13 IS Anti-Collision Summary Report

Version / Patch:

New Slot

NJL-120

Min Pts:

Rule Set:

Reference Trajectory:

3D Least Distance

NJL-120 23Oct13 IS (Non-Def Plan)

October 25, 2013 - 17:43 Analysis Method:

0.00m ~ 1473.82m

Drill ing Office 2.7.998.0 Naranji llo\NJL-120\NJL-120\NJL-120\NJL-120 23Oct13 IS Page 1 of 2



Offset Trajectory Allow Sep. Controlling Reference Trajectory Alert Status

Ct-Ct (m) MAS (m) EOU (m) Dev. (m) Fact. Rule MD (m) TVD (m) Alert Minor Major

Separation Risk Level

1575.62 19.14 1562.68 1556.48 126.99 OSF 1.50 249.00 247.71 MINPT-O-EOU

1579.84 24.29 1563.47 1555.55 99.74 OSF 1.50 306.00 303.05 MinPt-O-ADP

1749.40 91.55 1688.20 1657.85 28.81 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPt-O-SF


2087.64 10.00 2087.03 2077.64 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

2087.58 1 0.00 2086.96 2077.58 139671.65 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

2087.54 10.00 2086.98 2077.54 84639.09 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

1967.98 152.37 1866.22 1815.61 19.44 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


2151.93 10.00 2151.33 2141.93 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

2151.91 1 0.00 2151.30 2141.91 378960.07 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

2151.90 10.00 2151.35 2141.90 253464.63 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF2015.56 88.87 1956.13 1926.69 34.23 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


2448.00 10.00 2447.39 2438.00 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

2447.95 1 0.00 2447.34 2437.95 219940.63 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

2447.92 10.00 2447.37 2437.92 134462.67 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

2160.97 291.19 1966.61 1869.77 11.15 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


3606.56 10.00 3605.96 3596.56 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

3606.53 1 0.00 3605.91 3596.53 427764.23 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

3606.50 10.00 3605.95 3596.50 259631.04 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

3178.59 265.07 3001.61 2913.52 18.04 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

NJL-013_Surveys (Def Survey) Pass

3964.88 10.00 3964.28 3954.88 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

3964.85 1 0.00 3964.24 3954.85 503890.25 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

3964.83 10.00 3964.28 3954.83 305354.63 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

3527.38 165.91 3416.52 3361.47 32.03 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

NJL-013 ST Survey Final (Def

Survey) Pass

3964.94 10.00 3964.33 3954.94 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface3964.90 1 0.00 3964.29 3954.90 447226.06 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

3964.88 10.00 3964.33 3954.88 269184.80 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

3527.38 161.93 3419.16 3365.44 32.82 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


4396.55 10.00 4395.95 4386.55 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

4396.51 1 0.00 4395.89 4386.51 418183.61 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

4396.48 10.00 4395.93 4386.48 248529.50 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

3935.79 148.80 3836.31 3786.98 39.88 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts


5064.31 10.00 5063.70 5054.31 N/A MAS = 10.00 (m) 0.00 0.00 Surface

5064.28 1 0.00 5063.67 5054.28 782446.76 MAS = 10.00 (m) 3.00 3.00 MINPT-O-EOU

5064.26 10.00 5063.72 5054.26 472778.65 MAS = 10.00 (m) 5.25 5.25 MinPt-O-SF

4625.98 70.66 4578.61 4555.32 99.31 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts

Drill ing Office 2.7.998.0 Naranji llo\NJL-120\NJL-120\NJL-120\NJL-120 23Oct13 IS Page 2 of 2




Personal y Contactos Schlumberger D&M

Para mayor información o asistencia respecto a los servicios prestados por Drilling & Measurement para

este pozo, por favor contactar a las siguientes personas:

Contactos Drilling & Measurements

Jorge Gainza ABC Geomarket Manager [email protected]

Aamer Zaheer ABC Drilling Engineer Center Manager [email protected]

Pablo Gancedo ABC Sales Manager [email protected]

Luis Moran BOC Location Manager Cel: 721-63689 [email protected]

Cesar Villegas BOC Drilling Engineer Cel: 721-45635 [email protected]

Ives Sanjinés BOC Sales Engineer Cel: 710-11951 [email protected]



Sección FProcedimiento de Perforación

Plan General del Pozo Naranjillos 120

Protocolo de Comunicaciones

Procedimiento de Perforacion



FORMACIÓN RESERVORIO MD (m) TVD (m) MD (ft) TVD (ft)PRESIÓN DEFORMACIÓN

PPG

EMW P.P.ppg

MÁXIMA PRESIÓNANTICIPADA EN

SUPERFICIEpsi

Tariquia L. Chaco 5.4 5.4 17.7 17.7San Isidro Superior 1227.0 1169.0 4025 3834 1120 5.62 1100

San Isidro Inferior 1260.0 1201.0 4133 3939

Santa Cruz 1308.0 1245.0 4290 4084

Cajones A 1344.0 1279.0 4408 4195 1320 6.05 1298Cajones A1 1359.0 1293.0 4458 4241

Cajones B 1372.0 1306.0 4500 4284 1270 5.70 1248

Cajones C 1408.0 1339.0 4618 4392TD TD 1474.0 1401.0 4835 4595

OBJETIVO PRINCIPALOBJETIVO SECUNDARIO

NARANJILLOS 120TOPES DE FORMACIONES

Cajones Superior

Cajones Inferior



B. Unit :

Well Name :

RT Elevation :

Water Depth :

Well Type :

Casing shoe to be designed: Sea Water Gradient :

Previous Casing Shoe VD Next Hole Size

Previous Casing Size Next Hole TD Vertical Depth

Drill pipe Size

Hole Size Mud Weight

Drill pipe Size Kick intensity

Mud Weight Gas Gradient

Kick intensity Kick Tolerance

Gas Gradient Fracture Gradient EMW

Kick Tolerance Depth for Frac Gradient =13.85 ppg

Frac Gradient EMW @ 1,401 ft Frac Gradient @ 1,404 ft

Fracture Gradient @ 1,401 ft F.G. from ground level to 1,404 ft

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

Converged OK Converged OK

________________ ________________ RT = 17 ft above GL

________________ ________________ Ground Level

9-5/8 in Shoe

VD = 1,401 ft / RT

9-5/8 in Casing ShoeMin TVD = 1,189 ft / RT

9-1/2 in Open Hole

Max TVD = 6,265 ft / RT

9-1/2 in Open Hole

TVD = 4,600 ft/RT

Is Open Hole / casing combination OK?

Inconsistent data. Result is shallower than previous

DEVELOPMENT

9-1/2 in

0.720 psi/ft

8.80 ppg

0.20 ppg

0.447 psi/ft

MASP (Max Pp - gas to surface)

17 ft

0 ft

0.100 psi/ft8.80 ppg

9-5/8 in

4-1/2 in

Occidental Oil and Gas Corporation

Global Drilling Community

Kick Tolerance Worksheet

Naranjillos 120

9-1/2 in

MAXIMUM ALLOWABLE TD FOR THE9-1/2 in SECTION

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

4-1/2 in

4,600 ft9-5/8 in

BOP Test (MAPSP + 500 psi)

20.0 bbl

20.0 bbl

13.85 ppg

0.729 psi/ft

2,193 psi

1,693 psi

0.20 ppg

0.100 psi/ft

0.729 psi/ft

0.720 psi/ft

1,401 ft

YesSurface Casing (yes/no)

From Calculation 1 and 2, it can be concluded that 9-5/8'' casing shoe can be set anywhere from

minimum 1,189 ft TVD/RT to maximum 6,265 ft TVD/RT.

1,404 ft

13.85 ppg

BOP Test (MAPSP + 500 psi)

Is Open Hole / casing combination OK?

Warning: Result is deeper than next casing point

1,369 psi

869 psiMASP (frac @ shoe - gas to surface)

Planned Casing Depth (TVD) 4,600 ft

C:\Users\lopezeah\Desktop\BOLIVIA\04_Naranjillos 120\02_Programs\Kick Tolerance Worksheet Naranjillos 120 10/24/2013



Seccion F - Procedimiento de Perforacion 2

Plan general del Pozo Naranjillos 120

El pozo Naranjillos 120 es un pozo de desarrollo que se espera revestir ycompletar de acuerdo a los resultados obtenidos en los registros electricos. Los

pozos de correlacion principal son el Naranjillos 105 Y Naranjillos 22. Las arenasde interés se encuentran en la formación Cajones Superior en las unidades SanIsidro Superior con un potencial objetivo secundario en la formación CajonesInferior en las unidades Cajones A y Cajones B. Las arenas de interés seránevaluadas usando registros eléctricos corridos con cable. De no encontrarse lapresencia de hidrocarburos en los objetivos propuestos, el pozo será taponado yabandonado acorde a los estándares de Occidental Oil & Gas y el decretosupremo 28397 en el capítulo 4 de las normas técnicas Bolivianas.

Aunque la información de los pozos vecinos no refleja inconvenientesrelacionados con influjos de gas o pérdidas de fluido, la prognosis geológica

indica que se espera encontrar formaciones can baja presión de poro, razón porla que todas las operaciones deben ser supervisadas cuidadosamente durantetodo el pozo. La información de los pozos vecinos es antigua pero permite tenerun espectro de las zonas que serán atravesadas desde el punto de vista deperforación.

El pozo Naranjillos 120 tiene una trayectoria direccional tipo J alcanzando unainclinacion maxima de 20 grados a los 370 m, manteniéndose tangente tanto eninclinación como en azimuth hasta alcanzar el TD planeado, en vista de que lasección tangencial es bastante larga, se debe tener especial cuidado en lasprácticas de limpieza de hueco con el fin de evitar inducir a pérdidas de fluido

por carga de cortes en el espacio anular, el uso de altas RPM ayudado depíldoras visco-pesadas permitirán garantizar una limpieza de hueco óptima enrelación con la ROP que se obtenga.

El pozo será perforado en 2 secciones, el hueco de superficie de 12-1/4” serárevestido con casing de 9 5/8” hasta la profundidad de 430 m y posteriormente elhueco de producción perforado con broca bicéntrica de 8-1/2”x9-1/2” serárevestido con casing de 7” hasta TD.

Protocolo de Comunicaciones

Todas las decisions operativas que tengan que ver directamente con el diseñodel pozo deberan ser autorizadas por el Oxy DSM.

Comunicaciones con el personal de OXY en Bogota o en Santa Cruz espermitida sin embargo todos los cambios al programa o diseño del pozo deberánser manejados a través de MOCs con instrucción directa de ejecución del DS alDSM en locación.




Naranjillos 120 Procedimiento de Perforación

MOVILIZACION Y MONTAJE DEL EQUIPO

El Rig SAI 386 será movilizado desde la locación del pozo Naranjillos 119hacia la localización del pozo Naranjillos 120. El plan de movilización, lainspección de las vías, y la visita del personal de HES de Vintage OXY y San

Antonio debe estar debidamente documentado. Durante toda la movilizaciónhabrá supervisión HES y operativa, DSM con comunicaciones y reportesdiarios.

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

Probar el taladro para verificar su apropiado funcionamiento.

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

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

Aceptar el taladro.

Operaciones Simultáneas

Una vez se tiene el equipo en locación y durante el ensamblaje del mismo en loposible se deben realizar las siguientes operaciones simultáneas:

a. Llenar los tanques con agua y premezclar el lodo que se usará en laprimera fase.

b. Instalar el riser de 20” junto con el flow line. El riser debe tener unaválvula lateral de 4” instalada los mas cercano posible a la base delcontrapozo.

c. Verificar el estado de los equipos de control de solidos y de las mallas.d. Aceptar el equipo con la broca de 12-1/4”, el bit sub y la botella de 8” lista

para perforar. Realizar la calibración de todo el BHA incluyendo su ID, ODy longitud antes de armarlo.

e. El supervisor del taladro debe suministrar al DSM un BHA con las todaslas medidas y este a su vez lo debe mantenerdisponible en la mesadurante toda la perforación de la sección del hueco de superficie yproducción.




Perforación Sección de Superficie 12-1/4” hasta 430 m.

El hueco de 12-1/4” va a ser perforado hasta una profundidad total de 430 m conel fin de instalar y cementar el revestimiento de superficie de 9-5/8”. Este

revestimiento nos permitirá cumplir con los requerimientos de kick tolerance yaislar cuerpos de agua dulce somera.

Perforar con un BHA DIRECCIONAL como se describe a continuación:

BHA # 1: Direccional de 12-1/4”

Instalar 5 boquillas de 11 /32” + 2 boquillas 12/32” equivalente a un TFA0.685in^2

Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas deacuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 1 esta descrito en losanexos.

OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

8.000 0.000

3.250 6.625 REG Pin 0.00

8.250 6.625 REG Box 0.000

6.250 6.625 REG Box 0.00

8.125 6.625 REG Pin 8.127

2.813 6.625 REG Box 0.67

8.000 6.625 REG Pin 0.000

2.813 6.625 REG Box 0.00

8.188 6.625 REG Pin 8.188

2.875 6.625 FH Pin 0.40

8.375 6.625 FH Box 8.375

5.109 6.625 FH Box 1.00

8.313 6.625 FH Pin 8.313

2.875 6.625 REG Box 0.47

8.000 6.625 REG Pin 7.875

2.875 6.625 REG Box 0.60

8.250 6.625 REG Pin 6.438

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.52

SAI 5.000 6.500 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

SAI 4.900 6.625 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

SAI 6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

SAI 4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

Schlumberger 6.430 6.438 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

SAI 6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

SAI 4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00 430.41196.006.2504-1/2" DP SAI17

47.3234.4190.92

10 x 4 1/2" HWDP (10

joints)16

32.9143.500.89

10

15.330.460.998.250X/O 6 5/8" REG x 4 1/2" IF SAI9

13

24.512

6.2

14.829.479.048.0008.25" Monel Schlumberger 8

10.420.430.478.3138.25" USS Schlumberger 7

Schlumberger

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

8.5312.125

A800M 4:5 XP 1.5° BH 12

1/8" Sleeve Schlumberger

0.3112.25012 1/4" PDC Bit

7.708.410TeleScope 825 HF Schlumberger

8.125

30.7136.8145.46

Manu.Desc.

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

4.88.842

0.30.311

10.119.966

8" Float Sub Schlumberger 3

5.80

0.61

Drilling Jar

8.188

14

8.25" LSS5

Length

(m)

91.35

11.65

0.89

Cum.

Weight

(1000 lbm)

1.63

5.4

20.560.46

10.02

30.00

6.5

32.6142.61

4

Max OD

(in)

11

12.250

Cum.

Length

(m)

24.290.46

Serial

Number

1.18

3 x 5" HWDP (3 joints)

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear

(3 joints) 30.00

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

12" Stb Schlumberger

15

12.26




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

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

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

Antes de comenzar la perforación de la sección, asegurarse de que losequipos de detección de arremetidas (sistema totalizador de volúmenes,PVT; indicador de retornos e indicador de tanque de viaje) se encuentran

funcionando. Incluyendo los de la unidad de MudLogging.

Esta sección será perforada hasta 430 m, supervisar en todo momento eltrabajo direccional para evitar dog legs por encima de lo planeado, si larespuesta direccional no es la esperada, reducir el galonaje durante lostrabajaos de slide. Se debe monitorear frecuentemente la distancia entrepozos vecinos y actuar de acuerdo al SOP Global de Anticollision.

El DSM deberá en todo momento asegurar que se cuenta con la suficientecantidad de químicos para la perforación del pozo e inclusive para subir 2ppg el peso de lodo en caso de ser necesario.

En zonas en que se preve tener perdidas o si el pozo mostrara indicios de pérdida de circulacion: Antes de hacer cada conexion asegurarse de levantarla broca del fondo aproximadamente 2 metros (no repasar) y circular de dieza quince minutos con el mismo galonaje con que se perforó, apagar lasbombas, tomar medidas de las cargas S/O, P/U y Rotacion fuera de fondo.Luego de hacer la conexion primero se coloca rotacion de 10 - 20 RPM por30 segundos y entonces se arranca la bomba suavemente a 100 GPM, unavez que se vean los retornos se incrementara el galonaje en 100 GPMgradualmente y las revoluciones en etapas de 20 RPM gradualmente.Secontinúa de este modo hasta alcanzar los parametros establecidos y solo

entonces se continuará perforando.

Antes de realizar conexiones, asegurarse de levantar la broca del fondoreduciendo el galonaje al 70% del que se utilizó para perforar, levantarlentamente toda la longitud del single sin rotacion y bajar rotando al 50% delas RPMs utilizadas durante la perforación (no rotar si se ha colocado unapildora de LCM) y circular de tres a cinco minutos, apagar las bombas, tomarmedidas de las cargas S/O, P/U y Rotación fuera de fondo. Luego de hacer




la conexion, asegurarse de colocar las RPMs antes de romper circulaciongradualmente con las bombas y volver al fondo con el 70% de las RPM deperforación y con el flujo de perforación ya establecido. Una vez se toque elfondo continuar incrementando las RPM gradualmente. Lo mismo se aplica al

retornar al fondo luego de los viajes cortos.

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

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

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

Realizar el Swab Test cada vez que se requiera sacar la tubería. Apagar lasbombas y reciprocar la sarta a la velocidad a la que se haría el viaje durante10 minutos, circular con 500 gpm fondos arriba monitoreando la presencia degas mientras se continua reciprocando la sarta, si luego de haber circulado 2fondos arriba no hay presencia de gas se puede inicar el viaje. Si duranteesta prueba de swab se presenta gas en condiciones anormales, circular eincrementar el peso de lodo en 0.2 ppg, homogenizar el sistema y realizarnuevamente la prueba antes de sacar.

Realizar un viaje corto hasta 90 mts, si encuentra puntos de tensión o de

apoyo mayores a 20 Klbs, reciproque la sarta hasta pasar libremente, sidefinitivamente no se puede pasar el punto apretado reciprocando la sartaconecte la Kelly para repasar y para realizar back reaming, el procedimientode back reaming es el siguiente y aplicará para cualquier fase del pozo.

o Cuando sea necesario realizar backreaming las siguientes son lasoperaciones que se deben seguir paso a paso:

1. Dependiento de la posición de la parada, RIH al menos una junta (9.1mts).

2. Conecte la kelly

3. Reestablezca los mismos parámetros con los que se perforó la zonade la restricción.

4. Circula al menos un fondo arriba or hasta retornos limpios ensuperficie reciprocando la sarta.

5. Nota: En caso de que las mallas de las shakers llegasen a taparse conarcilla, reduzca el galonaje hasta destaparlas y de nuevo incremente algalonaje de perforación hasta tener retornos limpios.

6. Tumbe la misma longitud de tubería la cual bajó en el punto 1




7. Back Ream la siguiente parada o junta (No exceda en la velocidadanular de los cortes con al velocidad del movimiento de la tubería, estopodría llevarlo a un empaquetamiento de la tubería), esta operacióndebe realizarse con los mismos parámetros usados durante la

perforación.8. Apague las bombas y quite rotación.9. Baje la parada o junta que se rimó.10. Saque la parada o junta rimada sin galonaje ni rotación.

Si pasa sin restericción:10.A Continue sacando la sarta en elevadores.Si encuentra restricciones:10.B Repita desde el paso (1).

11. Saque 2 paradas mas12. Circule 2 fondos arriba o hasta tener retornos limpios.

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

Sacar sarta hasta superficie y quebrar el BHA direccional y la broca de 12-1/4”.

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

Bajar revestimiento de 9-7/8” combiando con 9-5/8 hasta fondo, asegurarse

tocando fondo y levantar 2 metros por encima del fondo. La última junta derevestimiento se debe correr con un “Landing Joint” torqueado hasta máximo4 klb-ft ya que este se recuperará después de realizar el trabajo decementación y haber esperado el frague del mismo.

Durante la corrida de revestimiento se deben romper geles cada 100 m ycircular con el 80% del galonaje usado durante al perforación cada 200 m.

Seguir el orden de corrida de revestimiento según Seccion M, Guía deCorrida de revestimiento. El zapato va previamente instalado en un tubo de9-7/8”, conexión 9-5/8” BTC.

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

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




cementación se prepararán 2 píldoras de 35 barriles de lodo con 40 – 60lb/bbl de LCM a ser bombeadas la primera después de bajar el revestimientohasta el fondo e iniciar a circular a caudal reducido sacando el fondo arriba yla segunda deberá ser bombeada antes de los espaciadores / lavadores y de

este modo minimizar los problemas de pérdida de circulación que puedanpresentarse durante la cementación.

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

Durante la circulación del revestimiento y antes de iniciar el trabajo de

cementación de debe retirar el cuñero de la mesa de trabajo.

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

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

Una vez se haya verificado el frague del cemento soportándose en lasmuestars de superficie, abrir el elevador Desconectar las líneas de flujo yretirar la cabeza de cementación. Retirar el landing joint con ayuda de la llavehidráulica.

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

Una vez se haya finalizado el corte a nivel de contrapozo, limpiar la caja delrevestimiento de 9-5/8” ya que sobre esta se instalará la sección A con unpup joint previamente soldada. Observar el tope de cemento en el anular, sidurante el trabajo de cementación se experimentaron pérdidas severas oparciales contar en localización con tubería macarroni de 1" y accesoriospara realizar Top Job. Utilizar cemento clase "G" con 1.0 % de CaCl2.




Realizar la reunión preoperacional para instalar la sección A la cual viene conun pup joint previamente soldado e inspeccionado, aplicar baker lock tanto enel pin como en la caja antes de hacer la conexión del cabezal ayudado de

una brida de maniobra que le permitirá transmitir el torque desde superficiecon ayuda de la llave hidráulica de revestimiento. Verificar la posición de lasválvulas laterales. Retirar junta con brida de maniobra y tumbar llavehidráulica de revestimiento.

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

Instalar el test plug, abrir las válvuals alterales de la sección A para evitarpresurizar el revestimiento en caso de que el test plug falle. Probar las BOP,primero la prueba de baja presion con 250 psi durante 5 minutos y a

continuación la prueba de alta presion a 1800 psi durante 5 min. Loselementos que se prueban son: Anular, pipe ram, choke manifold, standpipe,válvula de seguridad, Upper and lower Kelly cocks e IBOP. Utilizar aguacomo fluido de prueba.

Retirar el test plug y cerrar el los ciegos, hacer la prueba de los ciegos através del kill line contra el revestimiento a 250 psi durante 5 minutos y 1800psi durante 5 minutos.

Todas las pruebas deben ser aceptables antes de seguir adelante. Hacer unaprueba del acumulador. Todas las pruebas deben quedar registradas en los

formatos correspondientes y deben ser enviadas a la oficina de perforación.




Perforación Sección de Produccion de 8-1/2”x9-1/2” hasta 1474m

El hueco de producción será perforado con una broca bicéntrica de 8-1/2”x9-1/2”

hasta una profundidad total de 1474 m con el fin de perforar, registrar, revestir ycementar las zonas de interés.

Perforar con un BHA DIRECCIONAL como se describe a continuación:

BHA # 2: Direccional de 8-1/2”x9-1/2”

Instalar 4 boquillas de 12 /32” en el piloto y 2 boquillas 13 /32” en el rimadorequivalente a un TFA 0.701in^2.


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

OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

6.000 0.000

2.250 4.500 REG Pin 0.00

6.750 4.500 REG Box 0.000

5.500 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.750 4.500 NC46 Pin 6.750

2.875 4.500 NC46 Box 0.32

6.750 4.500 NC46 Pin 6.750

2.250 4.500 NC46 Box 0.64

6.938 4.500 NC46 Pin 0.000

2.813 5.500 FH Pin 0.00

6.750 5.500 FH Box 0.000

5.109 5.500 FH Box 0.00

6.875 5.500 FH Pin 0.000

2.875 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.750 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

5.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

4.900 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.430 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00 36.61225.821002.006.2504-1/2" DP SAI16

35.9223.8290.92

Weatherford10

11.149.8730.006.5003 x 5" HWDP (3 joints) Weatherford9

13

21.312

23.2

5.919.870.896.750X/O 4" IF x 4 1/2" IF SAI8

5.618.980.486.875USS (2 joints) Schlumberger 7

SAI

6.438

Schlumberger

Drilling Jar Schlumberger

7.288.250

A675M7850XP (1.15 BH w/

8 1/4" SS) Schlumberger

0.269.5008 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

7.676.890PowerPulse 675 Schlumberger

6.750

132.025.80

Manu.Desc.

6.250

10 x 4 1/2" HWDP (10

joints)

0.89

0.10.261

5.518.506

Float Sub / with valve Schlumberger 3

3.1

6.750

0.62

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

6.938

SAI14

LSS (2 joints)5

4

Serial

Number

2

6.750

126.22

10.21

45.46

Cum.

Weight

(1000 lbm)

6.250

1.80

2.5

14.879.87

8.41

30.00

3.3

23.5132.91

2.37.54

Max OD

(in)

11

6.625

8.000

SAI

Cum.

Length

(m)

15.180.76

Length

(m)

0.87

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear

(3 joints)

X/O 4 1/2" IF x 4" IF 0.89


8'' Stabilizer Schlumberger

15

10.83

SAI




Realizar el Choke Drill y registrar la información.

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

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

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

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

Esta sección sera perforada hasta 1474 m, supervisar en todo momento eltrabajo direccional para evitar dog legs por encima de lo planeado, si larespuesta direccional no es la esperada, reducir el galonaje durante lostrabajos de slide. Se debe monitorear frecuentemente la distancia entrepozos vecinos y actuar de acuerdo al SOP Global de Anticollision.

El DSM deberá en todo momento asegurar que se cuenta con la suficientecantidad de químicos para la perforación del pozo e inclusive para subir 2ppg el peso de lodo en caso de ser necesario.

Perforar con ensamblaje direccional hasta 1225 m, bombear píldoras delimpieza y sacar el BHA hasta superficie, tumbar las herramientasdireccionales y continuar con la reunión preoperacional para armar el BHA #3 convencional con el que se terminará de perforar la sección de producciónhasta TD. Esto se hace con el fin de minimizar el impacto económico quepuede generar una pega diferencial al momento de perforar las formacionesde interés que se encuentran depletadas. La información de inclinación y

azimuth de la trayecoria perforada sin herramientas direccionales seráadquirida por medio de registros eléctricos.

Se recomienda bombear píldoras abrasivas cada 100 m para prevenir elembotamiento del BHA al perforar paquetes arcillosos.




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

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

Instalar 4 boquillas de 12 /32” en el piloto y 2 boquillas 12 /32” en el rimadorequivalente a un TFA 0.663in^2.


Terminar de armar BHA convencional y llegar a fondo para continuarperforando la sección de 8-1/2”x9-1/2’ hasta alcanzar el TD 1474 m.Bombear las píldoras de limpieza de acuerdo al programa de píldorasincluido en el programa de lodos o cuando las condiciones del pozo lorequiera. Con el fin de mitigar el riesgo de pega de la tubería, se recomiendaque a partir de 1252 m se repase cada junta perforada 2 veces y se rote la

tubería en cuñas mientras se hace la conexión, incrementar la concentraciónde carbonato fino, medio y grueso para puentear las arenas de interés yevitar la pédida de fluido a la formación que puedan resultar en una pegadiferencial de la tubería durante una conexión.

Al llegar a fondo bombear y circular las píldoras de limpieza hasta tenerretornos limpios, antes de iniciar el viaje corto, realizar el swab test descritoanteriormente en el programa con el fin de garantizar que no haya presencia

OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

6.000 0.000

2.250 4.500 REG Pin 0.00

6.500 4.500 REG Box

2.250 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 4.500 NC46 (4 FH) Pin

2.500 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 6.750 4.500 NC46 (4 IF) Pin 20.67

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

5.000 6.500 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 50.67

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

4.900 6.625 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 80.67

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 81.562.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000 127.02

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.430 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

SAI10

23.2132.825.806.438Drilling Jar Schlumberger 9

36.612

5.9

21.345.465 x 4 1/2" HWDP (5 joints) SAI8

15.10.89X/O 4 1/2" IF x 4" IF SAI7

Weatherford

1.526.5006.5" Bit Sub w. Float Sub SAI

0.269.5008 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

30.00

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear

(3 joints) Weatherford

6.500

Manu.Desc.

0.61.782

0.10.261

14.86

2 x 6 -1 /2" DC (2 jo ints) SA I3

30.003 x 5" HWDP (3 joints)5

Length

(m)

6.250

1474.631250.00

Cum.

Weight

(1000 lbm)

6.250

0.89

5.6

23.5133.71

19.78

0.89

11.1

4

SAI

Max OD

(in)

11

6.750

SAI

Cum.

Length

(m)

35.9224.63

Serial

Number

18.00

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

10 x 4 1/2" HWDP (10

joints) 90.92

4-1/2" DP

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




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

Realizar un viaje hasta 1000 m o hasta que la sarta viaje libre sobre

elevadores. Realizar backreamming en puntos apretados y rotar la tubería encuñas para mitigar cualquier evento de pega. Regresar a fondo, bombear ycircular las píldoras de limpieza hasta tener retornos limpios, si observainestabilidad del hueco en los retornos, incrementar el peso de lodo en 0.2ppg para compensar el ECD de perforación. Realizar el swab test y antes deiniciar el viaje a superficie para corrida de registros eléctricos, se sugiereespotear una píldora lubricada en fondo.

Sacar BHA hasta superficie.

Realizar reunión pre-operacional para la corrida de registros.

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

Las dos corridas de registros serán:

o Triple Combo (GR- MSIP-PEX AIT- DSI)o MDT’s

Desmontar poleas de registros.

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




BHA # 4: Convencional de 8-1/2”

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

Bajar hasta fondo circulando las últimas 4 paradas por seguridad.

Bombear y circular las píldoras de limpieza hasta tener retornos limpios,

realizar el swab test antes de iniciar el viaje a superficie.

Sacar quebrando la tubería de trabajo hasta superficie.

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

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

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

OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

6.000 0.000

2.250 4.500 REG Pin 0.00

6.500 4.500 REG Box

2.250 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 4.500 NC46 (4 FH) Pin

2.500 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 6.750 4.500 NC46 (4 IF) Pin 20.67

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

5.000 6.500 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 50.67

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

4.900 6.625 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 80.67

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 81.56

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000 127.02

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.430 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

SAI10


36.612

5.9

21.345.465 x 4 1/2" HWDP (5 joints) SAI8

15.10.89X/O 4 1/2" IF x 4" IF SAI7

Weatherford


0.268.5008 1/2" Tricone Bit

30.00

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear


6.500

Manu.Desc.

0.61.782

0.10.261

14.86

2 x 6 -1 /2" DC (2 jo ints) SA I3

30.003 x 5" HWDP (3 joints)5

Length

(m)

6.250

1474.631250.00

Cum.

Weight

(1000 lbm)

6.250

0.89

5.6

23.5133.71

19.78

0.89

11.1

4

SAI

Max OD

(in)

11

6.750

SAI

Cum.

Length

(m)

35.9224.63

Serial

Number

18.00

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

10 x 4 1/2" HWDP (10

joints) 90.92

4-1/2" DP





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

Liberar el taladro de las operaciones de perforación.



Sección GAnálisis de pozos cercanos

NARANJILLOS 03

NARANJILLOS 04

NARANJILLOS 05

NARANJILLOS 10

NARANJILLOS 13 ST

NARANJILLOS 16

NARANJILLOS 18

NARANJILLOS 19

NARANJILLOS 20

NARANJILLOS 26

NARANJILLOS 27

NARANJILLOS 107

NARANJILLOS 102

NARANJILLOS 105



Seccion G - Análisis de pozos cercanos 2

NARANJILLOS 03

Depth

Reference

Tops Gas Casing in Remarks

Chaco Hole Size: 17-1/2"

13 -3/8", 48#/FT, H40 63 mts MW: 9.7 ppg

Hole Size: 8-5/8"

886mts

Yecua MW: 9.7 ppg

MW: 10.2 ppg

1002mts

Petaca

1119mts

Naranjillos (San Isidro) 1149mts

San Isidro 1212mts

Naranjillos (Santa Cruz) 1261mts

Cajones A 1282mts

Cajones B 1347mts 7", 23#/FT, N80 1375 mts MW: 10.2 ppg

Yantata

Izozog

Ichoa

Escarpment Sup

Escarpment Med

Escarpment Med B

Escarpment Inf

Taiguati A

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

1000

1050

Spud

NJL 03

SIST. COORD

X

Y

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

mts

0

50

100

150

200

250

300

GLE mts

RTE mts

TD mts

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

WGS-84

469,188.01

8,009,999.74

628.56

630.96

1421

1964

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 04

Depth

Reference


Chaco

Hole Size: 17-1/2"

13 -3/8", 48#/FT, H40 103 mts MW: 9.6 ppg

First Presence

at 745 mts

Hole Size: 12-1/4"

MW: 9.85 ppg

Yecua 952mts MW: 10.1 ppg from 931 mts

Petaca 1074mts


San Isidro 1209mts


Cajones A 1320mts

Cajones B 3148mts

Yantata 1403mts TOL @ 1475 mts

Izozog 1546mts

Ichoa

Escarpment Sup 1643mts 9-5/8", 40-47 #/ft, N80 1645 mts

Escarpment Med

Escarpment Med B

Escarpment Inf

Taiguati A 1811mts

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D

Tupambi 2000mts Hole Size: 8-5/8"

Unconformity

VP2 2102mts

Iquiri More PresenceLower Iquiri at 2151 mts

Los Monos

Naranjillos Fault

Fault

Petaca 2431mts Taiguati formation is reported as

Naranjillos (San Isidro) unconsolidated

Naranjillos (Santa Cruz)

Cajones A 2554mts

Cajones B 2595mts

Yantata

Izozog (Yantata B) 2666mts

Ichoa 2783mts

Ichoa repeat

Escarpment Sup

Esarpment Sup repeat 2900mts

Escarpmanet Med

Escarpmanet Med repeat 3014mts MW: 10.1 ppg

Escarpment Medio B 3058mts 7", 26#/TF, N80 3074 mts MW: 10.35 ppg From 3024 mts

Escarpment Medio B repeat 3103mts Fish @3254 mts, Top of Fish @ 3134 mts

Escarpment Inf Fish : Drilling String.

Escarpment Inf repeat TD 3254 mts MW: 10.68 ppg at 3254 mts

Taiguati A

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

1000

1050

SIST. COORD

X

Y

GLE mts

RTE mts

TD mts

Spud

NJL 04

WGS-84

468,658.01

8,009,276.74

664

668

3254

1965

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

21502200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 05

Depth

Reference

Tops Gas Casing in RemarksChaco Hole Size: 17-1/2"

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

13 -3/8", 48#/FT, H40 120 mts

860mts

Yecua 984mts

1090mtsPetaca 1120mts

1198mts


San Isidro 1254mts Hole Size: 12-1/4"

Naranjillos (SantaCruz) 1308mts MW:10.4 ppg

Cajones A

Cajones B

Yantata 1454mts

Izozog

Ichoa 1550mts

Escarpment Sup

Escarpment M ed

Escarpment Med B 1719mts

Escarpment Inf

Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D 1964mts

Tupambi

Unconformity 2031mts

VP2

Iquiri

Lower Iquiri 2 24 0m ts F AU LT

Los Monos 2260mts 9-5/8",36-40 #/ft, J55-N80 2283 mts

Naranjillos Fault

Fault TOF 2288 mts

Petaca

Naranjillos (San Isidro) Hole Size: 12-1/4"

Naranjillos (SantaCruz) 2512mts MW: 9.4 - 10 .7 ppg after 3520 mtsCajones A 2550mts

Cajones B

Yantata

Izozog (Yantata B)

Ichoa

Ichoa repeat

Escarpment Sup 2855mts


Escarpmanet Me d 2965mts

Escarpmanet Med repeat

Escarpment Medio B 7", 26#/TF, N80 3074 mts

Escarpment Medio B repeat

Escarpment Inf 3173mts

Escarpment Inf repeat

Taiguati A

Taiguati B 3317mts

Taiguati C

Taiguati D

Tupambi A1 3467mts

Tupambi A2 3520 mts

Tupambi A3 TD 3572 mts

Tupambi A4

Tupambi B1

Tupambi B2

VP2

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

1000

10501100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

25002550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

3750

mts

0

50

100

150

200

250

300

RTE mts 605

TD mts 3572

Spud 1965

NJL 05

Cemented with 15.0 ppg, apparently had good

returns of cement to surface

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

Drilling at 2240 mts had total mud losses, 250

Bls Total, MW at momment of losses 10.4 ppg.

POOH string to 2036 mts trying to recover level

but lost 700 bls. String got stuck at 2240 mts

and got free after 40 days of fishing job.

Recovered level with 9.0 ppg and mixing LCM

Cemented with 13.8 ppg First Stage and 15.2

ppg Second Stage. DV Tool at 1362 mts

Spent 10 days on fishing job trying to recover

string that became stuck differentially ar 2957

mts

Had gas precense and increased MW to 10 ppg.

Tripping out at 3023 mts had gas precense son

increased MW to 10.1 ppg. The pipe got stuck

and spent 7 days on fishing job to get the pipe

free.

Continued drilling to TD with a MW of 10.7 ppg

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750

SIST. COORD WGS-84

X 470,517.01

Y 8,007,616.74

GLE mts 601




SPECIAL REMARKS: After getting TD, tried to log the well but it was flowing slowly,so decided to run back a string to condition the mud. When was running 14 stand ofDP the well started to flow hard enough that blew the slips out of the bushing making

the string drop into the hole. After kill the well fishing operation took 7 days to fishthe string, considerable gas amount was circulated washing to bottom at 3379 mts,therefore the string got stuck due to the Hydrill was closed. After 27 days of fishingoperations decided to back off and make a sidetrack, left bit, 2 ea DC's, 60 jts of DP,Washover, and 10 jts of washover pipe.

Ran a baker model K CIBP at 2280 mts and cement and sand were set above theplug to a depth of 2256 mts, the well was sidetracked to a depth of 2256 mts, andwhile drilling at 2313 mts with MW of 9.6 ppg. While surveying the well at this depththe well kicked. After 2 hrs of well killing operations, the string was observed to bestuck. During next 17 hrs, approximately 700 blos of mus were lost while circulating

through the choke. A high pressure elbow in the choke line washed out whilecirculating, so the well was shut in and the high pressure elbow was replaced orrepaired,

While circulating through a 3/8" choke, it was observed that this (or another) highpressure elbow was washwd out. When the choke line was closed the flangeunderneath the Hydrill was reported to be leaking, so the 4-1/2" rams on the ShafferBOP were clsed on the DP while continue fixing the washed out elbow in the chokeline. Later it was observed that th eflange underneath the Shafer BOP was leaking.

After reopening the choke line, attempts were made to tighten the studs on bothflanges. Another 00 bls of mud were pumped at this time. While mixing more mud

and making up another choke line, a strong flow of watewr, gas, and sand werediverted away from the rig. Finally the elbow compleely washed out and a strongflow of gas was discharged. While trying to connect the other choke line, the gasignited and the resulting fire destroyed the rig.

The NJL 05 well was drilled to TD wih 10.7 ppg MW, and the well did not experiencethe first kick until the hole was being logged. Therefore, the well control situations onthis well were likely the result of failing to maintain at least the equivalent of 10.7 ppgmud colum to balance the formation pressure. The initial kick was probably causedby either improper fill up on the trip out to log or by not keeping the hole full whilelogging. The final kick that eventually caused loss of the rig probably resulted from

improperly abandoning the open hole without setting cement plugs to isolate the oldhole. Apparently , there was suffficient communication between the old hole and thesidetrack hole to provide a path for an influx of formation gas.

The NJL 05 surface location is 6 mts from the NJL 104 wellhead. The NJL 05surface and intermediate strings were located and them excavated duringconstruction work foe the NJL 104 location. Apparently, the wellhead equipment hadbeen removed prior to abandonment, and the 9-5/8" casing was sealed with a plate




welded on top of the 9-5/8"stub. Prior to spudding the NJL 104 well in 1998, VintageHot tapped the 9-5/8" casing to ensure that there was no risk from gas may havemigrated to surface inside 9-5/8" casing during 32 years that the NJL 05 well hadbeen abandoned. There was no pressure built up inside the 9-5/8" casing, and no

significant amounts of gas were observed at surface. A 4-1/4" square kelly wasobserved to have been cut off at surface inside the 9-5/8" casing, indicating that thedrilling string had also been abandoned in the well.




NARANJILLOS 10

Depth

Reference


Chaco 13 -3/8", 48#/FT, H40 51 mts Hole Size: 17-1/2"

Cemented with 15.0 ppg Tail

Tight hole tripping out from 620 mts

887mts

Yecua

1048mts Hole Size:12-1/4"

Petaca Cemented with 13.3 ppg Lead and 15.0 ppg Tail

1156mts 9 5/8, 36#/FT, J55, STC 1137 mts


San Isidro 1242mts


Cajones A 1312mts

Cajones B 1370mts

Yantata

Izozog 1508mts

Ichoa


Escarpment Me d

Escarpment Med B

Escarpment Inf

Taiguati A 1773mts

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D 1984mts

Tupambi Hole Size: 8-5/8"

Unconformity 2088mts MW: 10.1 - 10.2 ppg

VP2

Iquiri

Lower Iquiri

Los MonosNaranjillos Fault

Fault 2331mts

Petaca

Naranjillos (San Isidro)


Cajones A 2534mts

Cajones B 2586mts

Yantata

Izozog (Yantata B)

Ichoa 2740mts

Ichoa repeat


Esarpment Sup repeat Cemented with 13.8 ppg Lead and 15.0 ppg Tail

Escarpmanet Med 2957mts Cemented in two stages

Escarpmanet Med repeat P&A 6" Hole with Baker Plug

Escarpment Medio B 3038mts 7", 23/26#/ft, N80, LTC 3017 mts

Escarpment Medio B repeat After run logs decied to go deeper with 6" hole


Escarpment Inf repeat MW: 10.8 ppg

Taiguati A

Taiguati B 3271mts Drilling 6"hole string got stuck @ 3355 mts

Taiguati C TD 3355 mts Top of Fish @ 3218 mts

Taiguati D Fish : Drilling String.

Tupambi A1

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

22502300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

mts

0

50

100

150

200

250

300

663.73

668

3355

1965

NJL 10

4450

FIELD FORMATIONS

SIST. COORD

X

Y

GLE mts

RTE mts

TD mts

Spud

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

WGS-84

468,658.01

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750

8,009,276.74




NARANJILLOS 13 ST

Depth

Reference


Chaco

Hole Size: 17-1/2"

13 -3/8", 48#/FT, H40 100.8 mts Cemented with 15.6 ppg Tail

881mts

Yecua

1043mts

Petaca

1158mts

Naranjillos (San Isidro) 1174mts Hole Size:12-1/4"

San Isidro 1245mts MW: 10.1 - 10.2 ppg

Naranjillos (Santa Cruz) 1287mts Cemented with 15.2 ppg Lead and 15.6 ppg Tail

Cajones A 1319mts

Cajones B 1369mts

Yantata

Izozog 1514mts

Ichoa


Escarpment Me d 9 5/8, 36-40#/FT,N80, LTC 1635 mts

Escarpment Med B

Escarpment Inf

Taiguati A 1781mts

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D 1988mts

Tupambi


VP2

Iquiri

Lower Iquiri

Los Monos

Naranjillos Fault

Fault 2360mts

Petaca



Cajones A 2550mts

Cajones B 2615mts Hole Size: 8-5/8"

Yantata MW: 10.1 - 10.2 ppg

Izozog (Yantata B) Cemented with 15.2 ppg Lead and 15.6 ppg Tail

Ichoa 2735mts

Ichoa repeat




Escarpmanet Med repeat TOL 3032mts

Escarpment Medio B 3046mts 7", 23-26-29#/ft, N80, LTC 3044 mts

Escarpment Medio B repeat 3155mts

Escarpment Inf


Taiguati A

Taiguati B 5", 15-18#/ft, J55 3294 mts

Taiguati C TD 3303 mts

Taiguati D

Tupambi A1

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

10001050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

TD mts 3303

Spud 1968

NJL 13-ST

SIST. COORD WGS-84

X 469,579.66

Y 8,006,708.48

GLE mts 603

RTE mts 608

12-1/4" Hole was drilled until 1760 mts but

casing got stuck diferentially at 1635 mts.

Drilling Original Hole @ 2092 mts, DST string got

stuck , left TOF @ 2074 mts and balance

sidetrack plug from 2074 -1910 mts.

Made sidetrack a nd continued drilling 8-5/8"

production hole around original hole until 3028

mts. Got stuck while reaming a tight hole a t

2000 mts, release s tring with diesel and

continued drilling until 3303 mts (TD)

The logs got stuck at 3298', left fish on hole and

ran and cemented 7" casing until 3044 mts 15.4

ppg, made drill out of float equipment and ran

5" liner until 3294 mts TOL at 3032 mts.

Abandoned zone after test with plug of cement

at 2938 mts

4800

4850

4900

45004550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 16

Depth

Reference


Chaco

Hole Size: 17-1/2"

13 -3/8", 54.5#/FT, J55, STC 110.5 mts Cemented with 15.4 ppg Ta il

Hole Size:12-1/4"

MW: 10.5 ppg From 111 - 816 mts

877mts

Yecua

1016mts

Petaca 1128mts

1153mts


San Isidro 1278mts


Cajones A 1365mts

Cajones B

Yantata

Izozog 1504mts

Ichoa


Escarpment Me d

Escarpment Med B

Escarpment Inf 1786mts MW: 9.6 ppg From 816 - 1850 mts

Taiguati A 9 5/8", 40#/FT,N80, LTC

Taiguati B 9 5/8", 36-40#/FT,J55, STC 1850 mts

Taiguati C

Taiguati D 1976mts Had partial losses at 1976 mts

Tupambi 2043mts

Unconformity

VP2

Iquiri

Lower Iquiri

Los Monos 2222mts

Naranjillos Fault

Fault Hole Size:8-1/2"

Petaca 2429mts



Cajones A

Cajones B

Yantata

Izozog (Yantata B)

Ichoa

Ichoa repeat


Esarpment Sup repeat


Escarpmanet Med repeat 3017mts

Escarpment Me dio B 3049mts

Escarpment Me dio B repeat

Escarpment Inf 3160mts 7", 23-26-29#/ft, N80, LTC 3160 mts


Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D

Tupambi A1 TD 3490 mts

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

10001050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

SIST. COORD

X

Y

GLE mts

RTE mts

TD mts

Spud

NJL 16

WGS-84

470,230.01

8,009,972.74

617

622

3490

1969

Cemented with 15.6 ppg Lead and 14.2 ppg Tail

using Dv Tool at 1403 mts

Cemented with 15.1 ppg Lead and 13.8 & 14

ppg Tail using Dv Tool at 2284 mts

FAULTTotal mud losses at 1986 mts, controled losses

with rice hulls, bentonite and oil pills and

cement plugs (9 total)

Continue drilling with partial mud losses of 250 -

300 bls/day from 2896 to 3173 mts, so decided

to TD the well early. Performd DST test on

Taiguati, Escarpment. Decided to aba ndon with

cement plug at 1826 mts.

MW 9.2 ppg from 1850 - 2081 mts, a nd 9.4 ppg

from 2081 - 3173 mts

Tight spots 3095 - 2860, 3080 - 2740, 3012 -

2826, 2838 - 2740, 2490 - 2270, 1132 - 760

mts.

4800

4850

4900

45004550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 18

Depth

Reference



MW: 9.6 ppg

13 -3/8", 61#/FT, J55, STC 1 09 mts Ceme nte d with 15.0 ppg Ta il

849mts

Yecua

1013mts

Petaca 1122mts

1137mts


San Isidro 1256mts MW: 9.2 ppg

Naranjillos (Santa Cruz) 1287mts Cemented with 12.8 ppg Lead and 15.6 ppg Tail

Cajones A 1336mts

Cajones B

Yantata 1482mts

Izozog

Ichoa


Escarpment Me d

Escarpment Med B


Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C 1942mts

Taiguati D 9 5/8", 47#/FT,P110, LTC/BTC 433 mts

Tupambi 9 5/8", 36#/FT,J55, LTC 887 mts

Unconformity 2054mts 9 5/8", 36#/FT,J55, STC 1143 mts P&A at 2067 - 2115 mts

VP2 2084mts 9 5/8", 47#/FT,N80, LTC 2115 mts

Iquiri

Lower Iquiri

Los Monos

Naranjillos Fault 2335mts

Fault

Petaca



Cajones A 2525mts

Cajones B 2601mts Hole Size: 8-1/2"

Yantata 2602mts P&A at 2641 - 2681 mts

Izozog (Yantata B)

Ichoa

Ichoa repeat 2827mts

Escarpment Sup


Escarpmanet Me d

Escarpmanet Med repeat 3025mts

Escarpment Me dio B 3081mts

Escarpment Me dio B repeat

Escarpment Inf


Taiguati A

Taiguati B 3348mts

Taiguati C TD 3382 mts

Taiguati D

Tupambi A1

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

900

950

10001050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

Drilled production hole 8-1/2" until 3381 mts,

didn't run casing to this section, logs got stuck

making formation test at 2988 mtsdifferentially abandoned the open hole section

with a cement plug 2067 mts

SIST. COORD WGS-84

X 469,985.95

Y 8,007,128.74

GLE mts 604

RTE mts 609

TD mts 3382

Spud 1969

NJL 18

4800

4850

4900

45004550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 19

Depth

Reference


Chaco 7", 20#/ft, J55, STC 18 mts Hole Size: 12-1/4"

9 5/8", 53.5#/FT,N80, LTC 125 mts Cemented with 15.5 ppg Tail

Hole Size:7-7/8"

MW: 9.5 - 9.6 ppg

841mts

Yecua

997mts

1097mts

Petaca 1112mts

1194mts

Naranjillos (San Isidro) 1234mts 5-1/2", 14#/ft, H40, STC 610 mts

San Isidro 1263mts 5-1/2", 17#/ft, P110, LTC 1262 mts

Naranjillos (Santa Cruz) 1319mts P&A with cement plug at 1340 mts

Cajones A

Cajones B

Yantata 1461mts

Izozog

Ichoa 1561mts

Escarpment Sup

Escarpment Me d

Escarpment Me d B 1725mts

Escarpment Inf

Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C 1929mts

Taiguati D 9 5/8", 47#/FT,P110, LTC/BTC

Tupambi 2038mts


VP2 TD 2100 mts

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

TD mts 2100

Spud 1969

NJL 19

after logs evaluation indicates that sands in

Escarpment Fm were non-productive decided to

abandon with a cement plug at 1340 mts

Cemented with 13.8 ppg Lead and 15.2 ppg Tail

using a DV Tool at 1014 mts.

SIST. COORD WGS-84

X 470,626.17

Y 8,006,484.25

GLE mts 586

RTE mts 589

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 20

Depth

Reference



9 5/8", 36#/FT, J55 100 mts Cemente d with 15.6 ppg Tail

Hole Size: 8-5/8"

MW: 8.5 - 9.6 ppg

847mts

Yecua

998mts

P&A with cement plug at 1092 mts

Petaca 1131mts

1158mts


San Isidro 1270mts

Naranjillos (Santa Cruz) 1299mts 7", 20#/FT, J55 1298 mts

Cajones A 1352mts

Cajones B

Yantata 1496mts

Izozog

Ichoa 1593mts

Escarpme nt Sup

Escarpment M ed

Escarpment Med B


Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D 1963mts

Tupambi


VP2 TD 2100 mts

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

2103

Spud 1969

After reach TD ran logs, evaluation of

Escarpment indicater water. The lower part of 8-

5/8" hole therefore was plugged back and ran 7"

casing until 1298 mts.Made several DST on Naranjillos Fm but

evaluation indicates these s ands were tight

and there was no possi ble production in any

zone. The well was P&A

WGS-84

X 468,188.01

Y 8,010,168.74

GLE mts 605.28

RTE mts 610.7

SIST. COORD

TD mts

NJL 20

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 26

Depth

Reference



MW: 9.6 ppg

9 5/8", 36#/FT, J55 100 mts Cemented with 15.6 ppg Tail

No returns of cement to surface

Hole Size: 7-7/8"

880mts MW: 8.8 - 9.5 ppg


Yecua

1046mts

Petaca 1176mts

1198mts


San Isidro 1271mts

Naranjillos (Santa Cruz) 1307mts 5-1/2", 14#/FT, H40 637 mts

Cajones A 1336mts 5-1/2", 17#/FT, N80 1324 mts

Cajones B 1391mts P&A with cement plug at 1336 mts

Yantata TD 1450 mts

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

WGS-84

X 468,188.01

610.7

2103

Spud 1970

NJL 26

Mud losses at 606 mts, controlled with micatex

fine.

At 480 mts converted the mud with ca l due to

mud losses

SIST. COORD

TD mts

Y

GLE mts

RTE mts

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750

8,010,168.74

605.28




NARANJILLOS 27

Depth

Reference


Chaco P&A with cement plug at 34 mts

9 5/8", 36#/FT, J55 82.5 mts Hole Size: 12-1/4"


Hole Size: 7-7/8"

MW: 9.2 - 9.7 ppg

878mts

Yecua

1039mts

Petaca 1175mts


San Isidro 1276mts


Cajones A 1337mts

Cajones B 1392mts TD 1400 mts

Yantata

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

P&A with cement plug from 1050 to

1208 mts

After ran logs the evaluation

indicates that well was dry hole

RTE mts 608

TD mts 1400

Spud 1970

NJL 27

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550600

650

700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750

SIST. COORD WGS-84

X 467,640.70

Y 8,009,331.27

GLE mts 604




NARANJILLOS 107

Depth

Reference


Chaco 20", 131 #/FT, K55, Plain End 31 mts

Hole Size: 17-1/2"

MW: 8.8 - 9.0 ppg

Cemented with 12.2 Lead and 15 .8 ppg Tail

Full returns of cement to surface

13 -3/8", 61#/FT, K55, BTC 357 mts

899mts

Yecua

1075mts

Petaca

1167mts


San Isidro 1265mts Hole Size:12-1/4"


Cajones A 1336mts

Cajones B 1383mts

Yantata

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

Cemented with 11.8 ppg Lead and 15.8 ppg Tail,

good circulation and returns to surface.

SIST. COORD

X

Y

GLE mts 621

RTE mts 630

TD mts 3776

Spud 1999

NJL 107

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750

WGS-84

467,683.01

8,010,586.74




NARANJILLOS 102

Depth

Reference


Chaco 20", 131 #/FT, K55, Plain End 31 mts

Hole Size: 17-1/2"

MW: 8.8 - 9.0 ppg

Cemented with 12.2 Lead and 15.6 ppg Tail

Full returns of cement to surface

13 -3/8", 54.5#/FT, K55, BTC 353 mts

Yecua

1047mts

Petaca


San Isidro MW: 8.8 - 9.5 ppg Until 3500 mts


Cajones A 1363mts

Cajones B 1385mts

Yantata 1476mts

Izozog 1516mts

Ichoa 1547mts


Escarpment Me d 1655mts FAULT

Escarpment Med B 1718mts

Escarpment Inf

Taiguati A 1827mts

Taiguati B 1871mts

Taiguati C

Taiguati D 1963mts

Tupambi


VP2

Iquiri

Lower Iquiri 2200mts

Los Monos

Naranjillos Fault

Fault 2357mts

Petaca



Cajones A 2554mts

Cajones BYantata 2683mts

Izozog (Yantata B)

Ichoa

Ichoa repeat

Escarpment Sup

Esarpment Sup repeat TOL 2884 mts

Escarpmanet Med 2943mts 9 5/8", 47#/FT,N80 2984 mts

Escarpmanet Med repeat 3014mts FIT=12 ppg at 2990 mts

Escarpment Medio B 3063mts Hole Size:8-1/2"

Escarpment Medio B repeat 3111mts MW 9.5 ppg until 3500 mts

Escarpment Inf TOC at 2984


Taiguati A 3309mts

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D

Tupambi A1

Tupambi A2 TOL 3500 mts

Tupambi A3 35 64 mt s 7 ", 29 #/ft , C-95 , BTC 3590 mts

Tupambi A4 3614mts FIT=14 ppg at 3592 mts

Tupambi B1 3666mts

Tupambi B2 3700mts

VP2 3711mts

T-3 3733mts Hole Size:6"

Unconformity 3750mts MW 9.5 - 12.8 ppg from 3500 Mts until TD

Iquiri TOC at 3500

U. Iquiri Pay

Lower Iquiri (Blue) 5", 20.3 3/FT& 18 #/FT, P110, NJO 4003 mts

Lower Iquiri (Green) TD 4050 mts

Kick

Mud Losses

Fault

Fish

Cement Plug

Experienced mud losses during displacement of

cementing job. Estimated TOC 900 mts

WGS-84

471,395.01

8,010,484.74

SIST. COORD

X

Y

GLE mts 623

RTE mts 632

TD mts 4050

Spud 1999

NJL 102

Partial mud losses drilli ng Escarpment FM, no

major issues

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

26002650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

3750

3800

3850

3900

3950

4000

4050

mts

0

50

100

150

200

250

300

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

Partial mud losses a long the section, no major

issues

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750




NARANJILLOS 105

Depth

Reference


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

Hole Size: 17-1/2"

MW: 8.8 -9.0 ppg

Cemented with 12.2 Lead and 15.6 ppg Tail

Full returns ofcement to surface

13 -3/8", 61#/FT, K55, BTC 356 mts Used SOW wellhead

FIT=10.5 ppg at 357 mts

898mts

Yecua

1089mts

Petaca

1166mts

Naranjillos(San Isidro) 1191mts Hole Size:12-1/4"

San Isidro 1266mts Cemented with 12.2 Lead and 15.8 & 16.2 ppg Tail

Naranjillos(Santa Cruz) 1305mts Full returns of cement to surface

CajonesA 1334mts

CajonesB 1389mts

Yantata

Izozog 1531mts

Ichoa

Escarpment Sup

Escarpment Me d 1363mts

Escarpment Med B


Taiguati A

Taiguati B

Taiguati C

Taiguati D

Tupambi 2001mts


VP2

Iquiri

Lower Iquiri

Los Monos WELL I S TEMPORARILYABANDONED

Naranjillos Fault

Fault

Petaca

Naranjillos(San Isidro) 2427mts

Naranjillos(Santa Cruz) 2463mts FAULT

CajonesA

CajonesB

Yantata

Izozog (Yantata B)

Ichoa

Ichoa repeat


Esarpment Sup repeat


Escarpmanet Med repeat

Escarpment Medio B 3058mts

Escarpment Medio B repeat 3115mts



Taiguati A 3292mts

Taiguati B 3318mts

Taiguati C TOL 3405 mts

Taiguati D 9-7/8", 62.8 #/ft, TAC-110 AMS 2123 mts

Tupambi A1 3470mts 9-5/8", 53.5 #/ft, P110, AMS 3469 mts

Tupambi A2 3523mts LOT=16.15 ppg at 3471 mts

Tupambi A3 3559mts 3590 mts

Tupambi A4 3571mts

Tupambi B1 3593mts Hole Size:8-1/2"X 9-7/8"

Tupambi B2 3610mts Cemented with 15.6 ppg Tail

VP2 No top isolation packer was installed

T-3

Unconformity

Iquiri

U. Iquiri Pay

Lower Iquiri (Blue)

Lower Iquiri (Green)

Lower Iquiri (Yellow)

Lower Iquiri (Orange)

Lower Iquiri (Red) 4209mts FAULT

Los Monos

Los Monos PayFault

Huamampampa

4450 mts

Kick TOL 4524 mts

4577mts 7-3/4", 46.1 #/ft, P110, STL 4577 mts

Mud Losses FIT=18.1 ppg at 4578 mts

Hole Size:6-1/2"

Ran 5-1/2"liner after logs but not cemented it

Fault

5-1/2", 23#/ft, P-110, STL 4899 mts

TD 4900 mts

Fish

Cement Plug

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2050

2100

2150

2200

2250

2300

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

3750

3800

3850

3900

3950

4000

4050

4100

4150

4200

mts

0

50

100

150

200

250

300

4250

4300

4350

4400

4450

FIELD FORMATIONS

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

Set EzBridge Plug and cemented wit h 16 ppg on

top

Set EzBridge Plug at 3405 mts and cemented

with 16 ppg on top until 3397 mts

S IS T. COO RD W GS -8 4

X 469,013.01

Y 8,009,666.74

GLEmts 663

RTEmts 673

TD mts 4900

Spud 2000

NJL 105

4800

4850

4900

4500

4550

4600

4650

4700

4750



Sección HInformación de ensamblajes de

fondo - BHA

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

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



Seccion H – Información de ensamblajes de fondo 2

DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARAPERFORACIÓN DE HUECO DE

12-1/4”



OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

8.000 0.000

3.250 6.625 REG Pin 0.00

8.250 6.625 REG Box 0.000

6.250 6.625 REG Box 0.00

8.125 6.625 REG Pin 8.127

2.813 6.625 REG Box 0.67

8.000 6.625 REG Pin 0.000

2.813 6.625 REG Box 0.00

8.188 6.625 REG Pin 8.188

2.875 6.625 FH Pin 0.40

8.375 6.625 FH Box 8.375

5.109 6.625 FH Box 1.00

8.313 6.625 FH Pin 8.313

2.875 6.625 REG Box 0.47

8.000 6.625 REG Pin 7.875

2.875 6.625 REG Box 0.60

8.250 6.625 REG Pin 6.438

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.52

SAI 5.000 6.500 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

SAI 4.900 6.625 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

SAI 6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

SAI 4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

Schlumberger 6.430 6.438 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

SAI 6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

SAI 4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

234.41

BHA Comments 47.3

40.8

26.4

30.7

9.00WBM

11.00

46.00

D+I 15.92

Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in)

12.125 0.405 5 11.000

12.250 0.610 2 12.000

TFA (in2)

(1/32 in)

TFA (in2) 0.685 (1/32 in) 0.000

10.477

0.923

Blade Length

(m)

Blade OD

(in)

Stabilizer SummarySensor Offset from Bit (m)

Mud Properties

YP (lbf/100ft2)

PV (cP)

Mud TypeMud Weight (LB/G)

Weight in Air Below Jar (1000 lbm)

Buoyant Weight Below Jar (1000

Total Buoyant Weight (1000 lbm)

Total Weight in Air (1000 lbm)

430.41196.006.2504-1/2" DP SAI17

47.3234.4190.9210 x 4 1/2" HWDP (10 joints)16

32.9143.500.89

10

15.330.460.998.250X/O 6 5/8" REG x 4 1/2" IF SAI9

13

24.512

30.7136.81

8

10.420.430.478.3138.25" USS Schlumberger 7

45.46

Manu.

6.2

14.829.479.048.0008.25" Monel Schlumberger

Schlumberger 3

5.80

Hole Size (in)

Schlumberger


Borehole Name

8.5312.125

A800M 4:5 XP 1.5° BH 12

1/8" Sleeve Schlumberger

0.3112.25012 1/4" PDC Bit

7.708.410TeleScope 825 HF Schlumberger

8.125

Well Name

32.6

52.20

142.61

Structure Name

0.61

Drilling Jar

NJL-120

8.188

NJL-120

14

8.25" LSS

Depth In (m)

5

4

Max OD

(in)Desc.

Depth Out (m)

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

4.88.842

0.3

12.250

91.35

11.65

0.89

Cum.

Weight

(1000 lbm)

1.63

12 1/4" BHA Direccional

5.4

20.560.46

10.02

30.00

430.00

6.5

0.31

10.119.96

Approved By

12.250

DIR\ISanjinesDesigned By

Cum.

Length

(m)

16Oct2013Date

Rotor By Pass Nozzle

24.2

PD Flow Restrictor

Reamer Nozzle

90.46

Bit Nozzle

Total Length (m)

1.18

BHA Nozzle Summary

30.00

12.26

Length

(m)

2.462

NJL-120


1.500

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear

(3 joints)

Bend to Bit (m)Bend Angle (deg)

Bend Summary

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

Naranjillos

12" Stb Schlumberger

Field Name

15

Blade Mid-Pt to Bit

(m)

11

Serial

Number

BHA Name

1

6

8" Float Sub



Company: OXY BOLIVIA

Project: NARANJILLOS

Site: NARANJILLOS

Well: NARANJILLOS 120Wellbore: ORIG HOLE

Design: PLAN OCT 23, 2014

Case: 1. SURFACE HOLE 12.250"

GENERAL WELL INFORMATION

Default Site Elevation: 0.0 ft

System Datum: Mean Sea Level

Datum Name: Original KB (copy)

Datum Elevation: 2134.0 ftAir Gap: 17.2 ft

Ground Level: 2116.8 ft

SYSTEM ANALYSIS

Max Discharge Pressure : 3592.00 psiFlow Rate : 620.0 gpm

Total Flow Area : 0.685in² (5x11+2x12)

Total System Pressure Loss : 1215.19 psi

Surface Equipment Pressure Loss : 100.00 psi

Bit Pressure Loss : 679.03 psi

Bit Impact Force : 839.5 lbf

Bit Hydraulic Power : 245.58 hp

Percent Power at Bit : 55.88 %

HSI : 2.0 hp/in²

Bit Nozzle Velocity : 290.4 ft/s

0.0

275.0

550.0

825.0

1100.0

1375.0

M e a s u r e

d D

e p

t h ( 5 5 0

. 0 f t / i n )

0.0 150.0 300.0 450.0

Minimum Flowrate (300.0 gpm/in)

Ground Level = 17.2 ft

Min. Flowrate (ROP280.0 ft/hr)

0.0

275.0

550.0

825.0

1100.0

1375.0

M e a s u r e

d D

e p

t h ( 5 5 0

. 0 f t / i n )

-2.00 0.00 2.00 4.00

Volume (%) (4.00 %/in)


Suspended Volume (Q=620.0 gpm)

Total Volume(ROP=70.0 ft/hr)

0.0

275.0

550.0

825.0

1100.0

1375.0

M e a s u r e

d D

e p

t h ( 5 5 0

. 0 f t / i n )

-27.500 0.000 27.500

Bed Height (55.000 in/in)

Ground Level = 17.2 ftPrevious Casing Shoe = 6.0 ft TVD

Bed Height (800.0 gpm)

Bed Height (70.0 ft/hr)

0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

P r e s s u r e

L o s s

( 2 0 0 0

. 0 0 p s

i / i n )

465.0 480.0 495.0 510.0 525.0 540.0 555.0 570.0 585.0 600.0 615.0 630.0 645.0 660.0

Pump Rate (30.0 gpm/in)

M i n F l o w

R a t e

Maximum Pump/Surface Working - Pressure

System Pressure Loss vs. Pump Rate

String Pressure Loss vs. Pump Rate

Annulus Pressure Loss vs. Pump Rate

Bit Pressure Loss vs. Pump Rate

450.0

525.0

600.0

675.0

M i n i m u m

F l o w r a

t e ( 1 5 0

. 0 g p m

/ i n )

0.0 45.0 90.0 135.0 180.0 225.0 270.0

ROP (90.0 ft/hr/in)

Flow Rate(620.0 gpm)

4.500in DP in 12.615in CAS

4.500in DP in 12.565in OH




Company: OXY BOLIVIA System Datum: Mean Sea Level

Project: NARANJILLOS Datum Elevation: 2134.0 ft

Site: NARANJILLOS Air Gap: 17.2 ft

Well: NARANJILLOS 120 Offshore: N

Wellbore: ORIG HOLE Subsea: N

Design: PLAN OCT 23, 2014 Water Depth: 2116.8 ft

Case: 1. SURFACE HOLE 12.250" Wellhead Elevation: ft

chematic

Ground Level

HOLE SECTION EDITOR

Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 1410.8 ft

Hole Sect. MD (ft) Length (ft) ID (in) Drift (in) Eff. Dia. (in) COF Cap. (bbl/ft) Vol. Ex. (%) Item Description

CAS 6.0 6.00 12.615 18.936 19.124 0.25 0.1546 20 in, 94 ppf, K-55,OH 1410.8 1404.76 12.250 12.565 0.30 0.1533 6.23

STRING EDITOR

String Name: SURFACE HOLE 12-1/4" RIG SAI 386 String Depth: 1410.0 ft

Section Type Length (ft) Depth (ft) Body OD (in) Body ID (in) Wt. (ppf) Item Description

DRILL PIPE 644.66 644.7 4.500 3.826 19.09DRILLPIPE 4 1/2 in, 16.60 ppf, S, NC46(XH), PHWDP 300.00 944.7 4.500 2.750 41.00HWDP, 4.500 in, 41.00 ppf, 1340 MOD, NC 46

HYDRAULIC JAR 33.00 977.7 6.500 2.750 91.79HYDRAULIC JAR, 6.500 in, 91.79 ppf, 4145H MOD, NC 46HWDP 150.00 1127.7 4.500 2.750 42.60HWDP Grant Prideco - Spiral, 4 1/2 in, 42.60 ppf

CROSSOVER 3.00 1130.7 4.900 4.000 33.00CROSSOVER, 4.900 in, 33.00 ppf, SAE 4145, NC 46DRILL PIPE 93.00 1223.7 5.000 4.000 37.92DRILL PIPE, 5.000 in, 37.92 ppf, G, NC50(XH)

HWDP 90.00 1313.7 5.000 3.000 53.30HWDP, 5.000 in, 53.30 ppf, 1340 MOD, NC 50CROSSOVER 3.00 1316.7 8.250 2.937 100.00CROSSOVER, 8.250 in, 100.00 ppf, SAE 4145, NC 50

NON-MAG DRILL COLLAR 30.00 1346.7 8.000 2.875 158.57NON-MAG DRILL COLLAR 8 in, 2 in, 6 5/8 REGMWD TOOL 29.00 1375.7 8.000 5.109 142.83 MWD TOOL 8 , 8 x3 1/4 in

INTEGRAL BLADE STABILIZER 5.34 1381.0 8.000 2.813 149.92INTEGRAL BLADE STABILIZER 12 1/4" FG, 8 x2 13/16 inPOSITIVE DISPLACEMENT MOTOR 28.00 1409.0 8.000 2.813 149.92POSITIVE DISPLACEMENT MOTOR 8 , 8 x2 13/16 inPDC BIT 1.00 1410.0 12.250 525.00 PDC BIT, 5x11, 2x12, 0.685 in²

Fluid Editor

Mud Desc.: Fluid #1

Density (ppg) PV (cp) YP (lbf/100ft²)

9.00 16.03 9.101

Torque Drag Analysis

Application: WELLPLAN 5000.1

Created User: NAOXY\lopezeah(lopezeah)

Created Date: 10/8/2013 10:52:26 AM

TDA SUMMARY TABLE

WOB to Hel. Buckle (Rotating) : 45.7 kip AT MinWtPlasticDepth: 175.8 ft

WOB to Sin. Buckle (Rotating) : 45.0 kip AT MinWtBuckleDepth: 175.8 ft

Overall Margin (Tripping Out) : 280.1 kip % of Yield MaxWtYieldPerc: 80.00 %

Pick-Up Weight : 4.5 kip Slack - Off: 4.2 kip

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

Load Cond STF B Sur. Torq (ft-lbf) Twist (revs) Mesd Wt (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft)Neu. Depth (ft)

BACKREAMING ~~~ ~ 3804.8 0.3 68.1 0.3 1375.7 1410.0TRIPPING OUT ~~~ ~ 0.0 0.0 62.6 0.3 1367.2 1410.0

ROTATING ON BOTTOM ~~~ ~ 3596.0 0.3 43.1 0.1 1223.7 1212.6TRIPPING IN ~~~ ~ 0.0 0.0 54.0 0.2 1354.4 1410.0

ROTATING OFF BOTTOM ~~~ ~ 1179.4 0.1 58.1 0.2 1360.8 1410.0SLIDING ASSEMBLY ~~~ ~ 3500.0 0.3 39.5 0.1 1223.7 1147.3

Torque Drag : Mode Data

Run Definitions

Start MD : 17.0 ftStep Size : 30.0 ft

End MD : 1410.0 ftDrilling

Using Rotating On Bottom : YWOB : 15.0 kip

Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Sliding Drilling : Y

WOB : 15.0 kipTorque At Bit : 3500.0 ft-lbf

Using Backreaming : YOverpull Weight : 10.0 kip

Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Rotating Off Bottom : Y

Tripping

Using Tripping In : YTrip In Speed : 60.0 ft/min

Trip In RPM : 0 rpmUsing Tripping Out : Y

Trip Out Speed : 60.0 ft/minTrip Out RPM : 0 rpm

Interpolated

0.0

500.0

1000.0

M e a s u r e d D e p t h ( 1 0 0 0 . 0 f t / i n )

0.0 1250.0 2500.0 3750.0Effective Tension (2500.0 kip/in)

R i g C a p a c i t y = 2 3 0 . 0 k i p

Torque Drag Effective Tension Graph

Tension Limit

Helical Buckling (Non Rotating)

Helical Buckling (Rotating)

Sinusoidal Buckling (all operations)

Backreaming

Slide Drilling

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

0.0

500.0

1000.0

M e a s u r e d D e p t h ( 1 0 0 0 . 0 f t / i n )

0 400 800 1200

Side Force/ normalization length (800 lbf/length/in)Torque Drag Side Force Graph

Backreaming

Slide Drilling

RotateOff Bottom

RotateOn Bottom

Tripping Out

Tripping In

0.0

500.0

1000.0

R u n M e a s u r e d D e p t h ( 1 0 0 0 . 0 f t / i n )

0.0 1250.0 2500.0 3750.0

Tension at Depth (2500.0 kip/in)

Torque Drag - Hook Load Chart

Slide Drilling

RotateOff Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

Max Weight Yield(Tripping Out)

MinWt. Hel. Buckle(Tripping In)

ActualRotate Off

Actual Slide

ActualTripping In

ActualTripping Out

DownD rag(Static Friction)

0.0

500.0

1000.0

1500.0

R u n M e a s u r e d D e p t h ( 1 0 0 0 . 0 f t / i n )

0.0 15000.0 30000.0 45000.0

Torque at Depth (30000.0 ft-lbf/in)Torque Drag - Torque Point Chart

Make-Up Torque

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

ActualRotateOff

Actual Rotate On



XY BOLIVIA

:NARANJILLOS 120

bore:ORIG HOLE

gn:PLAN OCT 4, 2014

:1. SURFACE HOLE 12.250"

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

Time per Stand (sec)0 100 200

E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.80

9.00

9.20

0

200

400

600

L E G E N D

ECD at BitECD at ShoeECD at TD

Pressure at BitPressure at ShoePressure at TD

Hydraulics Swab Closed End : Pressure & ECD


E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.70

8.80

8.90

0

200

400

600

L E G E N D



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


E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.10

9.20

9.30

0

200

400

600

L E G E N D

ECD at BitECD at ShoeECD at TDPressure at BitPressure at ShoePressure at TD

Hydraulics Surge Closed End: Pressure & ECD


E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.10

9.20

9.30

0

200

400

600

L E G E N D


dnesday, October 16, 2013 Swab/Surge




DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA

PERFORACIÓN DE HUECO DE

8-1/2”x9-1/2”

BHA # 2 DIRECCIONAL



OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

6.000 0.000

2.250 4.500 REG Pin 0.00

6.750 4.500 REG Box 0.000

5.500 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.750 4.500NC46

Pin 6.7502.875 4.500 NC46 Box 0.32

6.750 4.500 NC46 Pin 6.750

2.250 4.500 NC46 Box 0.64

6.938 4.500 NC46 Pin 0.000

2.813 5.500 FH Pin 0.00

6.750 5.500 FH Box 0.000

5.109 5.500 FH Box 0.00

6.875 5.500 FH Pin 0.000

2.875 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.750 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

5.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

4.900 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.430 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

233.82

BHA Comments 36.6

32.0

18.7

21.3

8.90

WBM

18.00

22.00

D+I 14.62

Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in)8.250 0.250 4 12.000 2 13.000

8.000 0.460

TFA (in2)

(1/32 in)

TFA (in2) 0.701 (1/32 in) 16.000

0.87

NJL-120

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear

(3 joints)

1.150

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


Bend Summary

BHA Nozzle Summary

0.89


Naranjillo

8'' Stabilizer Schlumberger

Field Name

15

10.83

SAI

Max OD

(in)

Blade Mid-Pt to Bit

(m)

11

6.625

Approved By

8.000

DIR\ISanjines

SAI

Designed By

Cum.

Length

(m)

25Oct2013Date


15.1

PD Flow Restrictor

Reamer Nozzle

80.76

Bit Nozzle

Total Length (m)

Length

(m)

6.750

2.020

9.500

126.22

10.21

45.46

Cum.

Weight

(1000 lbm)

6.250

1.80

8 1/2"x9 1/2" BHA_Modificado_25-

10-13

2.5

14.879.87

8.41

30.00

BHA Name

1225.00

3.3

23.5

428.00

132.91

2.37.54

Structure Name

6.750

0.62

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

NJL-120

6.938

SAI

NJL-120

14

LSS (2 joints)

Depth In (m)

5

4

Serial

Number

2

Well Name

0.10.261

5.518.506

Float Sub / with valve Schlumberger 3

3.1

5.80

Manu.Desc.

6.250

Depth Out (m)

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

0.89

Hole Size (in)

SAI

6.438

Schlumberger

Drilling Jar

Borehole Name

Schlumberger

7.288.250

A675M7850XP (1.15 BH w/

8 1/4" SS) Schlumberger

0.269.5008 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

7.676.890PowerPulse 675 Schlumberger

6.750

5.919.870.896.750X/O 4" IF x 4 1/2" IF SAI8

5.618.980.486.875USS (2 joints) Schlumberger 7

35.9223.8290.92

Weatherford10

11.149.8730.006.5003 x 5 " HWDP (3 joints) Weather fo rd9

13

21.312

23.2132.02

36.61225.821002.006.2504-1/2" DP SAI16

9.340

0.820

Blade Length

(m)

Blade OD

(in)

Stabilizer SummarySensor Offset from Bit (m)

Mud Properties

YP (lbf/100ft2)

PV (cP)

Mud Type

Mud Weight (LB/G)









Site: NARANJILLOS



Case: 2. PRODUCTION HOLE 9.5"




Datum Name: Original KB



SYSTEM ANALYSIS









HSI : 3.2 hp/in²


0.0

750.0

1500.0

2250.0

3000.0

3750.0 M e a s u r e

d D e p

t h ( 1 5 0 0

. 0 f t / i n )

0.0 100.0 200.0 300.0




0.0

750.0

1500.0

2250.0

3000.0

3750.0 M e a s u r e

d D

e p

t h ( 1 5 0 0

. 0 f t / i n )

-2.00 0.00 2.00 4.00

Volume (%) (4.00 %/in)




0.0

750.0

1500.0

2250.0

3000.0

3750.0 M e a s u r e

d D e p

t h ( 1 5 0 0

. 0 f t / i n )

-27.500 0.000 27.500



Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TV



0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

P r e s s u r e

L o s s

( 2 0 0 0

. 0 0 p s

i / i n )

270.0 300.0 330.0 360.0 390.0 420.0 450.0 480.0 510.0 540.0 570.0 600.0 630.0 660.0


M i n F l o w

R a t e






250.0

375.0

500.0

625.0

M i n i m u m

F l o w r a

t e ( 2 5 0

. 0 g p m

/ i n )

0.0 45.0 90.0 135.0 180.0 225.0 270.0

ROP (90.0 ft/hr/in)







1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0 R u n M e a s u r e d D e p t h ( 2 0 0 0 . 0

f t / i n )

0.0 4000.0 8000.0 12000.0 16000.0 20000.0

Torque at Depth (8000.0 ft-lbf/in)

Make-Up Torque

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

Actual Rotate Off

Actual Rotate On

2000.0

3000.0

4000.0


f t / i n )

0.0 100.0 200.0 300.0


Slide Drilling

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

Actual Rotate Off

Actual Slide

Actual Tripping In

Actual Tripping Out

Down Drag (Static Friction)

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

M e a s u r e d D e p t h ( 2 0 0 0 . 0

f t / i n )

0.0 10000.0 20000.0 30000.0 40000.0 50000.0

Torque (20000.0 ft-lbf/in)

M a x i m u m

S y s t e m

T o r q u e = 2 2 0 0 0 . 0

f t - l b f

Torque Limit

Backreaming

Rotate On Bottom

Rotate Off Bottom

Tripping Out

Tripping In

0.0

1250.0

2500.0

3750.0 M e a s u r e d D e p t h ( 2 5 0 0 . 0

f t / i n )

0. 0 1750.0 3500. 0 5250.0 7000.0

Effective Tension (3500.0 kip/in)

R i g C a p a c

i t y = 1 6 0 . 0

k i p

Tension Limit




Backreaming

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Fluid #1


9.00 16.03 9.101






Design: P LAN OCT 23, 2014 Water Depth: 2116.8 ft

Case: 2. PRODUCTION HOLE 9.5" Wellhead Elevation: ft

HOLE SECTION EDITOR



CAS 1410.8 1410.76 8.600 8.500 12.615 0.25 0.0718 9 7/8 in, 62.8 ppf, DST 140OH 4019.0 2608.24 9.500 9.660 0.35 0.0909 4.47

TDA SUMMARY TABLE

WOB to Hel. Buckle (Rotating) : 54.3 kip AT MinWtPlasticDepth: 3286.4 ftWOB to Sin. Buckle (Rotating) : 47.2 kip AT Mi nWtBuckl eDepth: 3286.4 ftOverall Margin (Tripping Out) : 233.5 kip % of Yield MaxWtYieldPerc: 80.00 %

Pick-Up Weight : 14.9 kip Slack - Off: 13.0 kipNote : Buckling Modes

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

Load Cond STF B Sur.Torq (ft-lbf) Twist (revs) Mesd Wt (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft) Neu. Depth (ft)





Run Definitions



Using Rotating On Bottom :YWOB : 15.0 kip




Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Rotating Off Bottom :Y

TrippingUsing Tripping In : Y

Trip In Speed : 60.0 ft/minTrip In RPM : 0 rpm

Using Tripping Out : YTrip Out Speed : 60.0 ft/min

Trip Out RPM : 0 rpm



XY BOLIVIA

:NARANJILLOS 120

bore:ORIG HOLE

gn:PLAN OCT 23, 2014

:2. PRODUCTION HOLE 9.5"



E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.50

9.00

9.50

1000

1500

L E G E N D





E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.20

8.40

8.60

1000

1500

L E G E N D





E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.60

9.80

10.00

10.20

10.40

1000

1500

2000

L E G E N D




E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.40

9.60

9.80

1000

1500

L E G E N D


sday, November 05, 2013 Swab/Surge




DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA

PERFORACIÓN DE HUECO DE

8-1/2”x9-1/2”

BHA # 3 CONVENCIONAL



OD

(in)

Bot Size

(in)Bot Type

Bot

Gender

FN OD

(in)

ID

(in)

Top Size

(in)Top Type

Top

Gender

FN Length

(m)

6.000 0.000

2.250 4.500 REG Pin 0.00

6.500 4.500 REG Box

2.250 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 4.500 NC46 (4 FH) Pin

2.500 4.500 NC46 (4 FH) Box

6.750 6.750 4.500 NC46 (4 IF) Pin 20.67

2.937 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

5.000 6.500 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 50.67

3.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

4.900 6.625 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 0.000 80.67

4.000 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 0.00

6.750 6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 81.56

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 6.250 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000 127.02

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

6.430 4.500 NC46 (4 IF) Pin

2.875 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

6.750 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.937 4.500 NC46 (4 IF) Box

4.500 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

2.750 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

4.414 4.500 NC46 (4 IF) Pin 0.000

3.640 4.500 NC46 (4 IF) Box 0.00

233.82

BHA Comments 36.6

32.0

18.7

21.3

8.90WBM

18.00

22.00

D+I 14.62

Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in)

8.250 0.250 4 11.000

8.000 0.460 2 12.000

TFA (in2)

(1/32 in)

TFA (in2) 0.703 (1/32 in) 16.000

Mud Properties

YP (lbf/100ft2)

PV (cP)

Mud TypeMud Weight (LB/G)





SAI10


36.612

5.9

21.345.465 x 4 1/2" HWDP (5 joints) SAI8

15.10.89X/O 4 1/2" IF x 4" IF SAI7

Hole Size (in)

Weatherford

Borehole Name


0.269.5008 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

30.00

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear


6.500

Well Name

1.782

0.10.261

14.86

2 x 6-1/2" DC (2 joints) SAI3

1225.00Structure Name

30.00

NJL-120

NJL-120


Depth In (m)

5

4

SAI

Manu.Desc.

Depth Out (m)

0.6

Approved By

DIR\ISanjines

SAI

Designed By

Cum.

Length

(m)

25Oct2013Date


35.9

PD Flow Restrictor

Reamer Nozzle

224.63

Bit Nozzle

Total Length (m)

Serial

Number

18.00

Length

(m)

6.250

2.0201.150

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


Bend Summary

Max OD

(in)

Blade Mid-Pt to Bit

(m)

6.750

6.250

8 1/2"x9 1/2" BHA_ConvencionalBHA Name

9.340

0.820

Blade Length

(m)

Blade OD

(in)

Stabilizer SummarySensor Offset from Bit (m) BHA Nozzle Summary

90.92

4-1/2" DP

Naranjillo


Field Name NJL-120

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

11

9.500

1473.631249.00

Cum.

Weight

(1000 lbm)

0.89

5.6

23.5133.71

19.78

0.89

1474.00

11.1





Site: NARANJILLOS



Case: 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD




Datum Name: Original KB



SYSTEM ANALYSIS









HSI : 3.6 hp/in²


0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0 M e a s u r e

d D e p

t h ( 2 0 0 0

. 0 f t / i n )

0.0 100.0 200.0 300.0




0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0 M e a s u r e

d D

e p

t h ( 2 0 0 0

. 0 f t / i n )

-2.00 0.00 2.00 4.00

Volume (%) (4.00 %/in)




0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0 M e a s u r e

d D e p

t h ( 2 0 0 0

. 0 f t / i n )

-27.500 0.000 27.500



Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TV



0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

P r e s s u r e

L o s s

( 2 0 0 0

. 0 0 p s

i / i n )

270.0 300.0 330.0 360.0 390.0 420.0 450.0 480.0 510.0 540.0 570.0 600.0 630.0 660.0


M i n F l o w

R a t e






250.0

375.0

500.0

625.0

M i n i m u m

F l o w r a

t e ( 2 5 0

. 0 g p m

/ i n )

0.0 45.0 90.0 135.0 180.0 225.0 270.0

ROP (90.0 ft/hr/in)







1000.0

2000.0

3000.0

4000.0


f t / i n )

0.0 4000.0 8000.0 12000.0 16000.0 20000.0

Torque at Depth (8000.0 ft-lbf/in)

Make-Up Torque

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

Actual Rotate Off

Actual Rotate On

2000.0

3000.0

4000.0


f t / i n )

0.0 100.0 200.0 300.0


Slide Drilling

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Backreaming

Actual Rotate Off

Actual Slide

Actual Tripping In

Actual Tripping Out

Down Drag (Static Friction)

0.0

1250.0

2500.0

3750.0

5000.0

M e a s u r e d D e p t h ( 2 5 0 0 . 0

f t / i n )

0.0 7500.0 15000.0 22500.0 30000.0 37500.0

Torque (15000.0 ft-lbf/in)

M a x i m u m

S y s t e m

T o r q u e = 2 2 0 0 0 . 0

f t - l b f

Torque Limit

Backreaming

Rotate On Bottom

Rotate Off Bottom

Tripping Out

Tripping In

0.0

1500.0

3000.0

4500.0 M e a s u r e d D e p t h ( 3 0 0 0 . 0

f t / i n )

0.0 1750.0 3500.0 5250.0 7000. 0

Effective Tension (3500.0 kip/in)

R i g C a p a c

i t y = 1 6 0 . 0

k i p

Tension Limit




Backreaming

Rotate Off Bottom

Rotate On Bottom

Tripping Out

Tripping In

Fluid #1


9.00 16.03 9.101






Design: PLAN OCT 23, 2014 Water Depth: 2116.8 ft

Case: 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TDWellhead Elevation: ft

HOLE SECTION EDITOR



CAS 1410.8 1410.76 8.600 8.500 12.615 0.25 0.0718 9 7/8 in, 62.8 ppf, DST 140OH 4835.0 3424.24 9.500 9.660 0.35 0.0907 4.45

TDA SUMMARY TABLE

WOB to Hel. Buckle (Rotating) : 53.8 kip AT MinWtPlasticDepth: 4099.9 ftWOB to Sin. Buckle (Rotating) : 46.7 kip AT Mi nWtBuckl eDepth: 4099.9 ftOverall Margin (Tripping Out) : 218.2 kip % of Yield MaxWtYieldPerc: 80.00 %

Pick-Up Weight : 17.9 kip Slack - Off: 15.6 kipNote : Buckling Modes

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

Load Cond STF B Sur.Torq (ft-lbf) Twist (revs) Mesd Wt (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft) Neu. Depth (ft)





Run Definitions



Using Rotating On Bottom :YWOB : 15.0 kip




Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Rotating Off Bottom :Y

TrippingUsing Tripping In : Y

Trip In Speed : 60.0 ft/minTrip In RPM : 0 rpm

Using Tripping Out : YTrip Out Speed : 60.0 ft/min

Trip Out RPM : 0 rpm



XY BOLIVIA

:NARANJILLOS 120

bore:ORIG HOLE

gn:PLAN OCT 23, 2014

:3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD



E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.50

9.00

9.50

1000

1500

2000

L E G E N D





E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

8.20

8.40

8.60

1000

1500

2000

L E G E N D





E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.60

9.80

10.00

10.20

10.40

1000

1500

2000

L E G E N D




E C D

( p p g )

P r e s s ur e

( p s i )

9.40

9.60

9.80

1000

1500

2000

L E G E N D


sday, November 05, 2013 Swab/Surge



Sección I

Información de las Brocas

Tabla resumen de Brocas

Información técnica de las brocas



Seccion I – Información de las Brocas 2

PLAN DE BROCAS

BROCA DE 12-1/4”




BROCA DE 8-1/2”x9-1/2”



Sección JInformación del Fluidos de

Perforación

Tabla resumen fluidos y propiedades por secciones

Programa de Fluidos



1Servicio de Fluidos de Perforación

PROGRAMA

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA S.A.POZO: NJL-120Santa Cruz - Bolivia




PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACION

POZO: NJL-120

REVISADOPOR:

Luis GuevaraGerente de OperacionesCel : 71339388E-mail: [email protected]

APROBADOPOR:

Jorge MoyanoGerente GeneralCel: 766-30987E-mail: [email protected]

APROBADOPOR:

Edwin LopezVINTAGE PETROLEUM BOLIVIA SA

mailto:[email protected]







DISTRIBUCION DEL PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACION

COPIA ENVIADA A:

VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA OFICINA DE OPERACIONES

1 ARCHIVO CENTRAL DE PERFORACION2 SUPERINTENDENTE DE PERFORACION

M-I SWACO OFICINAS

3 ARCHIVO CENTRAL

POZO NPC-104

4 COMPANY MAN5 INGENIEROS DE FLUIDOS




Tabla de ContenidoI INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................................. 5 II PERSPECTIVA DE LA PERFORACIÓN ........................................................................................................................... 6

OBJETIVOS .......................................................................................................................................................................... 6 DATOS GEOLOGICOS ........................................................................................................................................................ 8

. ............................................................................................................................................Error! Bookmark not defined.

III DESAFIOS – PROBLEMAS POTENCIALES.................................................................................................................. 10

IV DISEÑO DE LOS POZOS .............................................................................................................................................. 13 V RESUMEN GENERAL DE VOLUMNES Y MATERIALES .............................................................................................. 14

5.1 MATERIALES PROGRAMDOS MAS CONTINGENCIA ................................................................................................ 15

5.2

PLAN DIRECCIONAL ..................................................................................................................................................... 16 VI INTERVALOS 12 ¼” ..................................................................................................................................................... 17

6.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO........................................................................................................................... 17

6.2 RECOMENDACIONES OPERATIVAS. .............................................................................................................. 17

6.3 SISTEMA INICIAL ............................................................................................................................................... 18

6.4 REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y MUESTREO. .................................................................................... 18

6.5

REPORTE DE PÍLDORAS Y BACHES ............................................................................................................... 18

6.6 PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN .......................................................................................................................... 19

6.7

CALCULO DEL LAVADO DEL HUECO............................................................................................................ 20

6.8 EMBOTAMIENTO DEL TRÉPANO Y ARREGLO DE FONDO ....................................................................... 20

6.9 CONFIGURACIÓN DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ............................................................. 20

6.10 PREPARACIÓN PARA EL SIGUIENTE INTERVALO ...................................................................................... 21

6.11 PRODUCTOS PRINCIPALES .............................................................................................................................. 21

6.12 FORMULACIÓN DEL SISTEMA ........................................................................................................................ 22

VII INTERVALO 9 ½” – CAÑERÍA 7” .............................................................................................................................. 23 7.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO........................................................................................................................... 23

7.2 CARARTERISTICAS DEL FLUIDO .................................................................................................................... 23

7.3 VENTAJAS DEL SISTEMA KLASHIELD .......................................................................................................... 23

7.4 SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACIÓN. ..................................................................................................... 24

7.5

PROBLEMAS POTENCIALES ............................................................................................................................ 25 7.6 RECOMENDACIONES OPERATIVAS. .............................................................................................................. 25

7.7 CALCULOS DE ENSANCHAMIENTO Y LIMPIEZA DEL POZO. .................................................................. 26

7.8 DENSIDAD DEL LODO ....................................................................................................................................... 26

7.9 ACRECIÓN DEL TRÉPANO Y EL BHA. ............................................................................................................ 26

7.10 LIMPIEZA DEL POZO Y BACHES. ................................................................................................................... 26

7.11

PERDIDA DE CIRCULACIÓN............................................................................................................................. 27

7.12 BACHES DE LIMPIEZA ....................................................................................................................................... 28

7.13 IMPACTO AMBIENTAL DEL WBM .................................................................................................................. 28

7.14 TORQUE Y ARRASTRE. ..................................................................................................................................... 28

7.15 PEGA DE TUBERÍA. ............................................................................................................................................ 28

7.16 CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS. .................................................................... 29

7.17 FINAL DEL INTERVALO .................................................................................................................................... 29

7.18

FORMULACIÓN DE LODO Y MATERIALES ESTIMADOS ........................................................................... 29 APÉNDICE I – RECOMENDACIONES PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN ................................................................................ 30

APÉNDICE II –CONTROL DE LA CORROSIÓN .................................................................................................................. 36 APÉNDICE III – RECOMENDACIONES APRISIONAMIENTO DE HERRAMIENTA ......................................................... 37

APÉNDICE IV – RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO DE FLUIDOS ........................................................................ 39

APÉNDICE V – FLUJO DE TRABAJO, INGENIERO DE FLUIDOS .................................................................................... 42

APÉNDICE VI – POLÍTICA GLOBAL DE SSMA .................................................................................................................. 43




I INTRODUCCIÓN

El pozo NJL-119 se perforo con Sistema Drilplex los 2 primeros tramos con excelente resultado y

ceros perdidas a formacion, en base a estos resultados de cero perdidas a formacion Vintage solicitaperforar el proximo pozo con Bentonitico Extendido, en abse a este requerimiento se tieneprogramado para el primer interval del pozo NJL-119, el sistema Bentonitcio Extendido y como fluidodrill in el sistema Klashield para resrvorio.

El sistema KLA-SHIELD es fluido basado en una poliamina (Kla-Stop) mejorada para sistemas baseagua que emplea esta tecnología de amina como inhibidor principal. Gracias a esta tecnología el Kla-Stop puede alcanzar un alto grado de inhibición de arcillas y estabilidad de las paredes. Este sistemaesta disenhado como un fluido de perforación del yacimiento base agua. La principal función delfluido es minimizar el daño a la formación durante la perforación y obtener un agujero estable conuna limpieza del espacio anular optimizada.

Los factores críticos para el éxito del pozo son el diseño del fluido y la calidad de la ingeniería. Es poresta razón que M-I SWACO propone Ingenieros de Fluidos altamente calificados, específicamenteentrenados en los sistema propuestos los cuales son capaces de manejar estos fluido de acuerdo a lacondiciones que dicte la operación. Como parte de nuestros servicios para Vintage Petroleum Boliviaofrecemos soporte técnico desde nuestros laboratorios de Houston, Bogotá y Santa Cruz de la Sierradonde tenemos la capacidad de optimizar el diseño de los fluidos.

Esperamos que encuentren en esta propuesta del programa de lodos una buena alternativa la cualeste de acuerdo a las expectativas que conlleve el proyecto.

Confiamos en que tenemos el gerenciamiento y el personal para proveer los servicios esenciales de

alto nivel y atención detallada en respaldar sus operaciones a través del programa de perforación ynuestra logística ya establecida en Bolivia.




II PERSPECTIVA DE LA PERFORACIÓN OBJETIVOS

Objetivos específicos del Pozo

Mantener el fluido de perforación dentro de las especificaciones programadas o de acuerdo a losrequerimientos según las condiciones del pozo en orden de optimizar la limpieza del pozo, ROP,Control del pozo y prevenir la pega de tubería.

Minimizar el consumo de lodo. Minimizar perdidas a formación Minimizar daño al reservorio utilizando el fluido apropiado. Utilizar procesos racionales para el control de perdidas. Maximizar la coordinación con el personal del pozo. Adquisición de datos – Registrara los parámetros del fluido de perforación, hidráulica, retención

de lodo en recortes y volúmenes de lodo para establecer una línea base de referencia en elfuturo desarrollo del campo.

Objetivos QHSE.

Demostrar compromiso visible con HSE en todos los niveles y mantener un activo sistema degerenciamiento de HSE.

Desarrollar objetivos claros de HSE y fijar mediciones del desempeño, asignar recursosadecuados.

Manejar y asegurar que los proveedores cumplan con los estándares exigidos por la operadoraincluyendo la evaluación de su desempeño en HSE.

Asegurar que se desarrollen regularmente revisiones del sistema de gerenciamiento de HSEpara asegurar la efectividad del sistema y el progreso hacia los objetivos de HSE y paraimplementar sistemas de mejora.




OBJETIVOS – BENCHMARKS Y METAS

Objetivo Minimizar el impacto ambiental especialmente con los recortes del WBM:Benchmark Datos de la descarga de desechos de perforaciónMedición Volumen de fluido y recortes, costo de tratamiento de desechos.

Objetivo Alcanzar los objetivos del programa de fluidos

Benchmark Costo del Fluido y Consumo de Productos. Registros con Wire line y MWD

Medición Reportes de One Trax y Reporte de Fluidos

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

Benchmark Registros

Medición Registros Caliper, Reportes IADC y reportes Open Wells

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

Benchmark Perdida de fluido en superficie y a formación.

Medición Menos Volumen preparado.Menos volumen de desechos. Minimizar los desechos y maximizar el volumen

de WBM recuperado.




DATOS GEOLOGICOS

FORMACIÓN RESERVORIO MD (mts)TVD(mts)

TVDSS(mts)

ARENANETA(mts)

ARENANETA CONPETROLEO

(mts)


(PSIA)


(PPG)OBSERVACIONES

Tariquia 0 0 645.2

CajonesSuperior

San IsidroSuperior 1227 1169 -518

9.19 6.24 1120 5.47 OBJ. PRINCIPAL

San IsidroInferior 1260 1201 -549

Santa Cruz 1308 1245 -594

CajonesInferior

Cajones A 1344 1279 -62813 10 1320 5.89 POTENCIAL

Cajones A1 1359 1293 -641

Cajones B 1372 1306 -654 46 31 1270 5.54 POTENCIAL

Cajones C 1408 1339 -688

TD TD 1474 1401 -751




CURVA DE DENSIDADES

8.6

9

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

8.60 8.80 9.00 9.20 9.40 9.60

P r o f u n d i d a d , M

Curva programada de Densidadpozo NJL-120 (ppg)

Inferior Ventana Superior programada




III DESAFIOS – PROBLEMAS POTENCIALES

3.1 Corrosión: Para todos los intervalos, se ha programado el uso de lodos base agua, debido a la naturaleza de

las formaciones a ser perforadas y la alcalinidad del sistema, la corrosión podría ser minimizada,sin embargo por la viscosidad del los fluidos propuestos existe la posibilidad de entrampamientode oxigeno consecuentemente puede haber corrosion por oxigeno, ante este escenario esnecesario monitorear la corrosión con anillos de corrosión, las tasa de corrosión deben sercuidadosamente monitoreadas para tratar cualquier corrosión posible con Conqor 404, estematerial debe estar en locación como materiales de contingencia.

3.2 Limpieza del Pozo:

Lecturas a bajas tasas de corte o “LSYP” (6 y 3 rpm), tiene un mayor impacto en la limpieza delpozo que el punto cedente, además de proveer mejor suspensión de los sólidos en condicióndinámica y estática.

Reología y simulaciones de Hidráulica deberán ser efectuadas en forma periódica usando elsoftware Virtual Hydraulics , en función de estos resultados las propiedades deberán serajustadas de acuerdo a las necesidades que garanticen las mejores condiciones del pozo.

Como la ROP regulará la caída de recortes en el anular y la ECD, se recomienda mantener laconcentración de recortes en el anular por debajo de 5 % (en volumen) para minimizar losproblemas de perforación.

En el hueco de 12 ¼” se bombearan pildoras viscosa-pesada de 50 bbl, la misma sera preparadasobre el fluido de perforacion con Duovis y Carbonato Calcio fino/medio.

PILDORAS DE LIMPIEZADIEMETRO DE POZO VOLUMEN, bbl FORMULACION12 ¼” 50 Lodo de perforacion + 2 ppb de Duotec9 ½” 50 Lodo de perforacion+3 ppb Flovis plus+20 ppb

CO3Ca

3.3 Control de Pozos: Las presiones de surgencia y pistoneo deberán ser recalculadas antes de cada maniobra utilizando

el software Virtual Hydraulics y las maniobras deberán ser efectuadas a velocidades controladas. Llenar el pozo en todos los viajes y registrar el volumen utilizado meticulosamente. Circular los quiebres en la tasa de penetración fuera del pozo antes de seguir adelante. Medir y registrar el peso del lodo de entrada y salida cada 30 minutos durante las operaciones de

circulación usando una balanza de lodo presurizada.

Procedimientos de Amago y control de Pozos

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




El movimiento de la tubería no deberá exceder las velocidades críticas durante los viajes. Realizarel cálculo de las presiones de suaveo y surgencia (swab/surge) usando el software VirtualHydraulics antes de cada viaje.

Mantener el peso del lodo en el mínimo requerido para controlar las presiones de formaciónRotar la columna de perforación cuando se empieza a circular para ayudar a romper el esfuerzode gel y minimizar las presiones de surgencia.Comenzar la circulación lentamente luego de conexiones y largo periodos de no circulación.Planificar romper la circulación en 2 o 3 diferentes profundidades mientras se viaja en el pozodependiendo de la reología del lodo y las condiciones del pozo.Mantenga el registro exacto y permanente de pérdidas a través del uso de una hoja de datos.Mantener un mínimo de 10 ppb de agentes de puenteo (Carbonato de Calcio en sus diferentesgranulometrías) como concentración de productos en el lodo.

3.4 Pérdida de Circulación

Causas y Medidas Preventivas: Ver Apéndice II Causas Mecánicas:

Hidráulica inapropiada, excesivo caudal de bomba y excesivas velocidades causando alta ECD´s Contribución de las Practicas de Perforación:

Incrementar muy rápido el caudal de bomba luego de las conexiones y los viajes.Levantar y Bajar la tubería muy rápido (Surge and Swab).Excesiva ROP la cual resulta en alta concentración de recortes en el fluido del anular causandoalta ECD´s

Condición del Agujero como un Factor:Hinchamiento de las arcillas o incremento de la caída de recortes en el anular.

Recomendación de los Materiales para Perdida de Circulación:

El tamaño y forma del material puenteante deberá ser seleccionada de acuerdo a la severidad dela perdida. Agentes puente aplicados en píldoras en concentraciones entre 30 – 60 ppb hanprobado ser efectivos. Es importante incrementar el tamaño y la cantidad de agentes puenteantessi las adiciones normales de píldoras LCM no son efectivas.Si hay pérdidas parciales ó por filtración referirse al árbol de decisiones para pérdidas decirculación para determinar el volumen de las píldoras, baches u otras opciones disponibles.Si existen pérdidas totales una Buena opción es utilizar los Tapones de Form A Squeeze.Para evitar el empaquetamiento de la herramienta, los ingenieros de lodos deberán coordinar conel personal de direccional la cantidad, diámetro de los materiales LCM a utilizar.Si se observan pérdidas por filtración en la zona de interés una buena opción son las Píldoras deCarbonato de Calcio optimizado con el software Optibridge.

3.5 Problemas de Aprisionamiento de Tubería

Causas y Recomendaciones: Ver Apéndice IV Asentamiento de Recortes: Se recomienda tener una apropiada Reología del lodo para el

calibre del pozo y la ROP, correr y monitorear el software Virtual Hydraulics diariamente. Pobre limpieza del Pozo: Asegurar suficiente circulación para limpiar las mallas de las

zarandas antes de cada viaje o al hacer conexiones.




Planear un viaje de limpieza luego de cada sección perforada. Preparar y enviar una soluciónlavadora como Pipe Lax o Pipe Lax W tan pronto como sea posible luego de que ocurra pegamientopor presión diferencial cuando se está perforando con lodo base agua.

3.6 Recomendaciones para las Operaciones de Cementación Antes de cada operación de cementación se deberá realizar una reunión entre el ingeniero deproyectos de M-I SWACO, el ingeniero de cementación y el equipo de ingenieros de perforaciónde la Operadora, esto maximizará las probabilidades de éxito en la operación. El ingeniero deCampo de M-I SWACO deberá cumplir al 100% con las propiedades del lodo requeridas para laoperación (Sin correr riesgos sobre la integridad de las propiedades mínimas requeridas por elLodo), para demostrar la total compatibilidad con la mayoría de los sistemas de cemento, unamuestra de lodo deberá ser entregada para que se realicen pruebas de compatibilidad antes decada trabajo de cementación.

3.7 Recomendaciones sobre el ensanchamiento del PozoSe deberá realizar un control estricto de los datos de presión de poro y recuperación de recortesde la compañía de Mud logging para mantener el calibre del pozo. Estos datos ayudarán amantener la densidad del lodo en el valor correcto, ya que esta propiedad tiene el mayor impactoen la ayuda a mantener el calibre del agujero. Minimizar las RPM también ayudará en granmanera a mantener el calibre del pozo, los valores reológicos, el filtrado API y el filtrado HPHTdeberán ser mantenidos de acuerdo a los valores recomendados en el programa. En los tramosarcillosos es necesario mantener la concentración del inhibidor para tener paredes estables, asícomo el carbonato de calcio en sus diferentes granulometrías en los tramos arenosos.

3.8 Contaminación con Sulfatos

En función al contenido de sólidos, la contaminaciones con sulfato en valores mayores a 2500mgr/lt pueden causar floculación del lodo, iniciando con una caída previa en la reología para luegotener un incremento brusco. Ante este escenario la alternativa mas efectiva es realizar diluciónentre un 30 a 40% v/v del sistema circulante, las diluciones están en función al nivel decontaminación y el tipo de fluido, realizado previo a una prueba piloto en laboratorio.




IV DISEÑO DE LOS POZOS

Diam.OH.

(in)

Diam.CSG.

(in)

Programa deCañería

Prof.

(m)

TVD(m) Tipo de

Lodo

Problemas

Potenciales

Días

12 ¼” 9 5/8” 430 m 428 m BENT.

EXT.

Inestabilidad

del Pozo

Limpieza del

Agujero

Incorporacion

de solidos

Perdidas por

permeabilidad

Embotamiento

8

9.5“ 7” 1474 m 1401 mKLAS

HIELD

Ensanchamient

o del Pozo

Limpieza del

Agujero

Perdida de

Circulación ,

Aprisionamien

to

Formacion de

revoque

grueso

15

Total 25




V RESUMEN GENERAL DE VOLUMNES Y MATERIALES




5.1 MATERIALES PROGRAMDOS MAS CONTINGENCIA

Drilling Fluid Materials

Fresh Water 3,733 bbl

CAUSTIC SODA 27 25 KG

GELEX BENT EXTENDER 40 2 LB

BENTONITE 350 100 LB

KLA-STOP/EMI-1793 30 55 GA

PA-10 13 55 GA

DUAL-FLO HT 251 50 LB

SAFE CIDE 14 5 GA

CALCIUM CARBONATE FINE 397 50 KG

CALCIUM CARBONATE MEDIUM 372 50 KG

FLO-VIS PLUS 160 25 LB

GLYDRIL MC 30 55 GA

LUBE-100 25 55 GA

ES RESPONSABILIDAD DEL INGENIERODE LODOS ASEGURARSE QUE EL MATERIASL DE CONTINGENCIASE ENCUENTRE EN LOCAIÓN. LA LISTA MOSTRADA A CONTINUACIÓN NO ES DEFINITIVA. COMPRENDESOLO EL MINIMO DE LOS MATERIALES PARA PERDIDAS LCM Y LOS MATERIALES DE TRATAMIENTOQUIMICO ESPECIAL REFERIDO EN EL PROGRAMA DE LODOS.




5.2 PLAN DIRECCIONAL




VI INTERVALOS 12 ¼”

Perforar Agujero 12 ¼” @ 430m

Fluido de Perforación Bentonitico Extendido

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

Control de Solidos Linear Shakers, Desander, Desilter, Mud Cleaner & Centrifugue

Problemas Potenciales Limpieza del agujero, Estabilidad del Agujero y pérdidasparciales/totales.

RECOMENDACIÓN DE PROPIEDADES PRINCIPALES DEL FLUIDODensidad (lb/gal) 8.6 – 9.0 MBT (lb/bbl) < 30

Viscosidad Plástica. (cp) 12 – 18 Lectura 6 rpm ( ) 25-30Punto Cedente (lbf/100ft2) 35-40 Lectura 3 rpm ( ) 10-12

pH ( ) 9.5-10 10 seg. Gel (lbf/100ft2) 10-12

Drill Solids (%) < 5

6.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO.

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

6.2 RECOMENDACIONES OPERATIVAS.

Este fluido está diseñado para remover los sólidos por floculación. Así mismo debido a la generaciónde geles puede controlar altos regímenes de perdidas, para ellos se debe mantener la concentraciónde Bentonita y Gelex en el sistema según programa, dependiendo de la reología que presenta elfluido.

Alcalinidad del lodo: Tratamiento con Soda Caustica.Reología: Adición de Bentonita y Gelex previamente hidratados.Revoque y Pérdidas por Filtración: Adición de Carbonato de Calcio en sus diferentesgranulometrías según el régimen de admisión y calidad del revoque. Se recomienda iniciar con

Carbonato de Calcio Comun F/M/G 30 LPB e ir regulando según las necesidades que presente el pozo.Durante la perforacion de estos intervalos existe la posibilidad de embotamiento, alto torque, anteeste escenario se tiene programado utilizar PA-10, su funcion principal de este productos es evitar elembotamiento y como accion secundaria es mejora la lubricidad del sistema.




6.3 SISTEMA INICIAL

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

6.4 REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y MUESTREO.

Reportar los siguientes datos en el reporte diario del lodo API del One Trax además de aquellosrequeridos por la Operadora

Agua Fresca Empleada bbl

Agua usada Reciclada bbl Volumen construido por sección bblEvaporación bbl/díaLodo enviado a Dewatering bblsCosto por barril de la sección $USCosto por metro de la sección $USEficiencia Global de la remoción de sólidos %Muestra de lodo para Santa Cruz Semanalmente y por sección

6.5 REPORTE DE PÍLDORAS Y BACHES

Debido al tamaño del agujero en superficie y los bajos caudales de flujo, es recomendable bombearun mínimo de 50 barriles de baches viscosos por cada tiro perforado. La píldora debe consistir deGelplex prehidratado y dependiendo de la cantidad de arena no consolidada encontrada, carbonato decalcio como agente puenteante. Los baches deben consistir de lechadas de Gelplex (10 - 15 ppb deGelplex hidratado y 1 ppb de Drilplex), y 20 a 40 ppb de material agentes puenteantes (Combinaciónde Carbonatos F/M/C). Si se encuentran perdidas en este intervalo, una píldora sellante, que cubrapor lo menos 500 pies del tramo perforado, deberá ser ubicada en el fondo antes de correr la cañería,adicionando únicamente material que no sea orgánico.

El perfil reológico del Drilplex deberá asegurar una limpieza adecuada del pozo en prácticamentecualquier escenario de perforación, pero en caso de problemas en la limpieza del agujero,recomendamos una secuencia de baches de Baja viscosidad / Pesados, que cubra por lo menos 50 fts

en agujero perforado, las bombas deberán permanecer funcionando durante el desplazamiento de losbaches y los resultados deberán ser registrados en los reportes diarios de lodo.

Cualquier bache viscoso mientras se está perforando y circulando del fondo arriba para un viaje opara cañería, o píldoras lubricantes solicitadas por el Supervisor de Perforación deberán serdocumentadas así como su efecto esperado y realizado en la operación de perforación. Estadocumentación separada consistirá de los parámetros de perforación antes y después de las píldoraslubricantes, y los parámetros de perforación y la condición de las zarandas para todos los baches




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

6.6 PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

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

Nota: Usar como material de pérdidas solo material sintético no orgánico, ya estos pueden afectar ala reología del sistema. Material recomendado: Mica F/M/C, M-I Seal F/M/G y Carbonato deCalcio F/M/C.

Si se detectan perdidas por filtración, una píldora con 30 a 50 ppb de material para perdida decirculación deberá ser desplazada al agujero antes de bajar cañería. Esta píldora puede serrecuperada y reutilizada en el siguiente intervalo. Ver Apéndice II.




PERDIDAS DENTRO DE ARENAS DE GRANO GRUESO CON BASE CONGLOMERADICAS

Dentro de las experiencias obtenidas en la perforación del pozos del Sur de Bolivia se formuló lasiguiente píldora para reducir perdidas que alcanzaron los 90 BPH en formaciones altamente porosasde arena de grano grueso con base conglomeradicas, se bombeó alrededor de 100 Bbl sellando conéxito las perdidas.

Píldora Drilplex/Asphasol

Soda Ash 1 ppbGelplex 20 ppbDrilplex 1 ppbCarbonato de Calcio G/M 20 ppb

Carbonato de Calcio EG 10 ppbMiseal F/M/C 5 ppbG-Seal Plus 30 ppb

Asphasol Supreme 20 ppb

6.7 CALCULO DEL LAVADO DEL HUECO

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

6.8 EMBOTAMIENTO DEL TRÉPANO Y ARREGLO DE FONDO

La posibilidad de embotamiento del trépano y del BHA con este fluido y en esta sección del pozo esmínima. El PA-10 es un producto totalmente compatible con el sistema, en una concentración de 4 a5 ppb, los cuales nos ayudan a prevenir embotamientos y lubrica el sistema de lodos, estos productosdeben ser adicionados con una prueba piloto previa.

NOTA: Si se encuentra embotamiento del trépano o arreglo de fondo, deben remitirse las muestrasdel material embotado junto con las muestras apropiadas de lodo al Laboratorio M-I SWACO en SantaCruz.

6.9 CONFIGURACIÓN DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

Zarandas del equipo Equipadas con malla 80*80 inicial y 110*110 mesh final

Centrífuga Activa: Se debe usar en forma continua para ayudar a retirar los solidos perforados




6.10 PREPARACIÓN PARA EL SIGUIENTE INTERVALO

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

6.11 PRODUCTOS PRINCIPALES

PA-10:

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




6.12 FORMULACIÓN DEL SISTEMA




VII INTERVALO 9 ½” – CAÑERÍA 7”

Perforar Agujero 9 ½” @ 1474 mFluido de Perforación KLASHIELD

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

Control de Sólidos Linear Sakers, Desander, Desilter, Mud Cleaner, Centrifugue

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

RECOMENDACIÓN DE PROPIEDADES PRINCIPALES DEL FLUIDODensidad (lb/gal) 8.8-9.0 MBT (lb/bbl) < 10

10 seg. Gel (lbf/100ft2) 10-12 Viscosidad Plástica. (cp) 15 – 25 10 min. Gel (lbf/100ft2) 12-16

Punto Cedente (lbf/100ft2) 25 – 35pH ( ) 9.5 – 10.5 PPT Spurt Loss (mL) < 3-5

Filtrado API (mL) 3-5

7.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO

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

7.2 CARARTERISTICAS DEL FLUIDO

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

7.3 VENTAJAS DEL SISTEMA KLASHIELD

Superior estabilización química en la arcillas. Reduce la hidratación y dispersión de la arcillas. Mayor tolerancia a la contaminación de Sólidos Perforados

Compatible con todos los productos base agua Estable a altas temperaturas Resistente a contaminates comunes La densidad es dado con Carbonatos Facil remoción No requiere de lubricante ni material antiacresivo

Ambientalmente aceptables




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

Económicamente aceptable Potencialmente reusable Mínimos problemas de pozo

Manejo del Sistema

Pocos productos Test para controlar concentración de los productos claves

Tolerante a las contaminaciones

Está programando usar sellantes granulares y fibrosos como agentes de sacrificio para el puenteo y

sello en zonas arenosas y deben añadirse por hora o en base a la longitud perforada. Los sólidosperforados en relación a la bentonita (Relación SPB) deben mantenerse no mayor a 2 (se utilizará elOptiBridge para la combinación del material de puenteo). Como contingencia se ha programado eluso de K2CO3, un aditivo basado en la inhibición requerida. Asimismo un incremento gradual delDrilzone B en función del requerimiento y depletación mitigando el embotamiento y ayudando a tenermaniobras normales.

7.4 SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACIÓN.

El fluido Klashield RDF esta diseñado para minimizar el daño a la formación y obtener una reologíaadecuada para una optima limpieza, es necesario que el fluido preparado al inicio de las operacionestenga una adecuada distribución de Agentes de Puenteo, concentración del Inhibidor de Arcilla,Lubricidad y Reología ajustadas a las necesidades del pozo.

Orden de agregado

Trade Name Purpose

Flovis Plus/XCD POLIMER Voscosifier

Dual flo HT Fluids loss control

NaOH Alcalinity

CO3Ca Medium Sealant Agent

CO3Ca Fine Mud density

Klastop/EMI-1793 Inhibition

Safe cide BactericideGlydril MC Wellbore stabylity & Lubricity

LUBE-100 Lubricant




7.5 PROBLEMAS POTENCIALES

•

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

7.6 RECOMENDACIONES OPERATIVAS.

MBT: Se recomienda mantener un exceso de Klastop en filtrado mínima de 3 LPB. Se debe correr diariamente un control de la reología y de los cálculos de hidráulica usando el

software de M-I Virtual Hydraulics y las propiedades del lodo debe ser ajustadas a losvalores necesarios para maximizar la limpieza del pozo.

Control de los parámetros de perforación. Alcalinidad del lodo: Tratamiento con Soda Caustica. Reología: Adicionar Flovis prehidratado en lodo nuevo al sistema activo. Filtración/Revoque: Adición de Polypac UL/Dual Flo HT al sistema activo previamente

prehidratado. Degradación del Lodo: Mantenimiento con Biocida (Safe Cide). Pérdidas por Filtración: Adición de Carbonato de Calcio Marmolado en sus diferentes

granulometrías. Se recomienda iniciar con Carbonato de Calcio Marmolado F/M/G 30 LPB e irregulando según las necesidades que presente el pozo.

Nota: Se programa usar Carbonato de Calcio Marmolado como material de puenteo debido a

que la naturaleza de este material permite mantener la integridad del tamaño del grano inclusoen altas temperaturas y circulaciones de tiempos bastante prolongados. Low Shear rate viscosity “ LSRV” > 10 Estricto control de la capacidad de sello, realizando pruebas con discos de aloxita de 60

micrones. Mantener los valores de PPT por debajo de 12 ml. Control apropiado de la densidad del lodo.

Para esta sección se tiene planeado utilizar un fluido diseñado para perforación de reservorioKlashield RDF , el cual se caracteriza por ser un fluido que evita el daño a la formación evitando unalto factor de Skin durante la perforación.El producto básico para la perforación de este tramo es el KLA STOP, una poliamida liquida que es un

supresor de hidratación, en una concentración de 4-5 lb/bbl, con esta concentración se evitara ladispersión de las arcillas y minimizara el daño a la formación productora.

Polímeros como el Flovis y el Dual Flo HT, se emplearan en la formulación de este fluido, el primeropara proveerá las características reológicas necesarias para perforar el pozo, el segundo es unalmidón modificado non-iónico que provee un control de filtrado API, los demás componentes delfluido fueron seleccionados cuidadosamente para complementar un excelente funcionamiento delfluido propuesto, tal el caso del Dual Flo HT que será empleado para un control del filtrado de altapresión y temperatura y estabilizador de reología, los agente puenteante marmolados se emplearan




para, lograr un sello en las zonas permeables, logrando un control de las pérdidas de fluido hacia lasmismas, finalmente tenemos programado emplear el Drilzone-B para minimizar el embotamientoespecialmente en los tramos arcillosos.

En este tramo debido a la naturaleza de las formaciones a ser perforadas, es necesario tener un selloefectivo para controlar el alto potencial de pérdidas de circulación.

7.7 CALCULOS DE ENSANCHAMIENTO Y LIMPIEZA DEL POZO.

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

7.8 DENSIDAD DEL LODO

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

7.9 ACRECIÓN DEL TRÉPANO Y EL BHA.

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

7.10 LIMPIEZA DEL POZO Y BACHES.

Cualquier bache deberá cubrir un mínimo de 50 a 100 metros de la sección más larga del anular paraser efectiva. Mientras se perfore el agujero de 8 1/2”es importante mantener el LSYP a un mínimo de10 grados FANN. El Virtual Hydraulics deberá ser corrido regularmente para asegurar la limpieza delpozo. Se deberán usar baches viscosos y pesados antes de las carreras cortas o viajes y antes de

bajar cañería. Todos los baches deberán ser contabilizados en el reporte diario registrando lascondiciones del pozo y de superficie antes y después del bache. Dependiendo de la viscosidad y lacalidad del fluido la píldora podrá ser incorporada al sistema, reutilizada o enviada como desecho. Siel sistema activo tiene alta viscosidad las píldoras viscosas no deberán ser agregadas al sistema. Losmateriales de contingencia como el súper sweep deberán ser considerados en este intervalo.




7.11 PERDIDA DE CIRCULACIÓN.

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




7.12 BACHES DE LIMPIEZA

Los baches viscosos pesado de limpieza deben ser solo para evaluar la capacidad de limpieza delfluido y verificar si existe o no acumulacion de recortes en el pozo, en funcion a la recuperacion desolidos con estos baches se realizara los ajustes necesarios a las lecturas de bajas para garantizar lacapacidad e pimpieza durante la perforaicon. Las pildoras de limpieza pueden ser preparadas de lasiguiente manera.

Flovis Plus/XCD Polimer 3 ppbSoda Cáustica 0.2 ppbPA-10 10.0 ppb

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

7.13 IMPACTO AMBIENTAL DEL WBM

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

7.14 TORQUE Y ARRASTRE.

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

7.15 PEGA DE TUBERÍA.

La pega de tubería puede ser un problema mientras se perfora el pozo. El uso de un fluido WBM de altacalidad ayudará a minimizar esta posibilidad, sin embargo, buenas prácticas de perforación deberán serseguidas en todo momento. Los materiales de contingencia estarán en la locación y serán de alcance

inmediato. En caso de pega diferencial habrá material de contingencia para preparar y dejar en el pozopor un mínimo de 8 horas, esto productos son altamente efectivos como el Pipe Lax o Pipe Lax W. (Ver

Apéndice de pega de tuberia).PIPE-LAX es un aditivo en usado en diesel o lodos base aceite para formar un fluido deemplazamiento altamente efectivo. El PIPE LAX permite emplazar un fluido para penetrar y romper elrevoque de los fluidos base agua con un filtrado alto y libre de sólidos. Estas características permitenal PIPE LAX y a la solución aceitosa pasar a través del revoque y la zona de pegamiento en lasparedes para facilitar la liberación.




7.16 CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS.

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

7.17 FINAL DEL INTERVALO

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

7.18 FORMULACIÓN DE LODO Y MATERIALES ESTIMADOS




APÉNDICE I – RECOMENDACIONES PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN Asegurar un abastecimiento de agua suficiente, se dispondrá de materiales para perdida de

circulación y químicos para el lodo y el cemento para perforar esta sección. Si se esperan perdidas de circulación se deberán utilizar válvulas PBL o sustitutos de

circulación.Parámetros Críticos.Los parámetros críticos que deben ser tratados en el programa del pozo son:

Si ocurren perdidas tener en cuenta practicas normales de perforación en el área para estediámetro de agujero.

¿Hay algunas medidas de seguridad, que necesiten ser seguidas cuando ocurran perdidas? ¿Podrá el equipo perforar con pérdidas totales sin poner en peligro la integridad del antepozo? ¿Podrá la perforación continuar en forma segura – existen lutitas o arcillas que puedan

reaccionar si la hidrostática disminuye debido a las perdidas? ¿Hay acuíferos de agua dulce, que necesiten ser preservados mediante la perforación con lodo

de base agua?Cuando ocurren pérdidas: Parar la perforación y levantar la herramienta 20-30 m por encima de la zona de perdida para

evitar aprisionamiento de la tubería. Registrar la presión y el caudal, así como los volúmenes de lodo en los archivos del One Trax.

Estos deberán ser actualizados cada hora en el equipo cuando ocurran perdidas Establecer la severidad de las perdidas. Revisar los criterios para el manejo de las perdidas, estos deberán ser distintos dependiendo

del estado de progreso de la sección. Considerar el mecanismo que pudo ocasionar la perdida. ¿Cuando ocurrió esta?, ¿En qué

formación? ¿Que indujo a la perdida? ¿Hay zonas de fractura o de alta permeabilidad? ¿Escomún en esta área o formación?

Si las pérdidas fueron inducidas entonces se deberá limpiar el pozo de recortes antes deenviar las píldoras de material para perdida LCM.

En varias situaciones de pérdida en la que se continuará perforando y no se remediará laperdida, se necesitará limpiar los recortes de la zona de pérdida lo que significa que sedeberán preparar baches limpiadores.

Dependiendo del criterio a seguir y la severidad de la pérdida, prepararse a manejar la perdida deacuerdo a un árbol de decisiones.

Recomendaciones: Si las pérdidas son por filtración o parciales pero <150 bbl/hr: tratar de estimar la ECD usando el

Virtual Hydraulics antes de bombear píldoras con LCM o píldoras alta viscosidad Hi-Vis. Píldoras de baja viscosidad deberán ser bombeadas siempre antes de las píldoras de alta

viscosidad para tratar de remover lechos de recortes acumulados antes de levantarlos con laspíldoras de alta viscosidad. Se recomiendan píldoras de 50 - 100m en secciones cercanas a la superficie y secciones

intermedias del pozo.




Pérdidas Dinámicas Perdidas EstáticasLas pérdidas dinámicas son las pérdidas de fluido en las cuales laspérdidas estáticas son el volumen requerido para llenar el pozo por la

estimación del volumen que va directamente a la formación ybombear a través de anular.Deberán ser estimadas cuando se esté circulando a un caudal y presión

constantes para un diámetro del pozo en partículas. El caudal de bombeoen BPM o gal/min y la presión deberán ser reportados.

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

Perdidas estáticas sonel volumen requerido

para llenar el pozobombeando a travésdel anular.

Rotar la tubería y repasar si se tiene un Top drive. El material para pérdida puede ser agregado al lodo Drilplex que este perforando, este sistema

tienen la propiedad de mantener en suspensión cualquier concentración de material parapérdidas y cualquier concentración de Carbonatos de Calcio.

El material sellante (Mica fina o Carbonato de Calcio Sellante) deberá ser agregado paraproveer un puente en la zona de fractura y deberá ser seguido de material fino.

En algunos campos la mica fina a proporcionado un buen sello cundo se combina con Carbonatode Calcio.

Repita el bombeo de las píldoras de LCM solo una vez, a no ser que hay una disminución en laperdida en este caso continuar bombeando píldoras hasta que la perdida se estabilice o seobserve que no tiene ningún efecto adicional.

Las píldoras para perdida de circulación deben ser dejadas en contacto con la zona de perdidapor lo menos durante 30 minutos, aun luego del sello.

Si las pérdidas no se reducen se deberá tomar una decisión: sacar la herramienta y cambiarlapor un stinger, para poder bombear una alta concentración de material para pérdidas o

cemento o continuar la perforación con pérdidas.CuraEl primer intento por solucionar las pérdidas deben ser las píldoras de material Sellante LCM. Eltamaño mínimo de la píldora dependerá de la severidad de las perdidas:

Píldoras de 30 bbl para perdidas por filtración o perdidas parciales < 60 bbl/hr Píldoras de 60 bbl para perdidas entre 60 – 150 bbl/hr Píldoras de 100 bbl para pérdidas > 150 bbl/hr

La cantidad de material para control de pérdidas dependerá del tamaño de boquillas o herramientas de fondeque se tenga. En general una concentración de 50 ppb de material predominante fino puede bombear cuandose tiene Motor o MWD.

El ingeniero de fluidos de la locación deberá solicitar a la compañía de perforación direccional la

mayor concentración que podrá ser bombeada a través del BHA, sin PBL o substitutos de circulación.

Nota: Pérdidas parciales < 60 bbl/hr pueden curarse a sí mismas mientras se continua con laperforación Pero podrán volver a ocurrir más adelante. Datos de pozos de referencia ayudarán adecidir si se debe continuar o si se debe solucionar inmediatamente, especialmente si hay lutitasluego de la zona de pérdidas o si las pérdidas son en una zona de formaciones arcillosas.




Es importante intentar solucionar las pérdidas parciales > 60 bbl/hr ASAP en las zonas superficialesdebido a la alta permeabilidad, gran longitud de las fracturas y el volumen del agujero abierto pormetro, no perforar 10 metros más allá de la zona de pérdida antes de preparar una solución.

La secuencia de un sistema para la solución de pérdidas en formaciones que no son de interés es elsiguiente:

Materiales LCM: CaCO3 grueso, medio y fino, MIX-II, OM 500-800 -1200 (Notar que los OM pueden ser muy

grueso para el MWD, las boquillas, etc.). Mica fina

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

Como se menciona arriba, si no hay cambios en las pérdidas luego de que se hayan bombeado dospíldoras de LCM, se deberá usar cemento para solucionar permanentemente las pérdidas.La adición de pequeñas cantidades de LCM; OM de M-I (mezcla de fibras), el MIX-II, la Mica fina y ElCarbonato de Calcio de distintas granulometrías son las mejores opciones para pérdidas por filtración.Se deberán realizar pruebas para determinar los efectos que este material tendrá sobre la reología delfluido. Generalmente +/- 5 ppb pueden ser agregados al sistema sin efectos adversos.

PERDIDAS EN LAS FORMACIONES DEL CARBONIFERO Si las pérdidas son por filtración o parciales pero < 150 bbl/hr: tratar de estimar la ECD

usando el Virtual Hydraulics antes de bombear píldoras LCM o píldoras alta viscosidad yreducir la densidad tanto como sea posible.

Píldoras de baja viscosidad deberán ser bombeadas siempre antes de las píldoras de Drilplex

de alta viscosidad para tratar de remover lechos de recortes acumulados antes de levantarloscon las píldoras Drilplex de alta viscosidad. Rotar la tubería y repasar si se tiene top drive cuando se esté bombeando la píldora para

asegurar la limpieza del agujero. El material para pérdida puede ser agregado al lodo Drilplex que este perforando, este sistema

tienen la propiedad de mantener en suspensión cualquier concentración de material paraperdida y Carbonatos de Calcio.

El material grueso utilizado para pérdidas de circulación LCM (Carbonato de Calcio grueso)deberá ser agregado para proveer un puente en la zona de fractura y deberá ser combinadocon material fino y fibra.

Repita el bombeo de las píldoras de LCM solo una vez, a no ser que hay una disminución en lapérdida en este caso continuar bombeando píldoras hasta que la perdida se estabilice o seobserve que no tiene ningún efecto adicional.

Las píldoras para pérdida de circulación deben ser dejadas en contacto con la zona de pérdidapor lo menos durante 30 minutos, aun luego de la presurización.

Si las pérdidas no se reducen luego de dos bombeos se deberá tomar una decisión para sacarla herramienta y cambiarla por un stinger, para poder bombear una alta concentración dematerial para pérdidas o cemento.




CuraEl primer intento por solucionar las pérdidas deben ser las píldoras de material Sellante LCM.El tamaño mínimo de la píldora dependerá de la severidad de las pérdidas:

Píldoras de 30 bbl para perdidas por filtración o perdidas parciales < 60 bbl/hr Píldoras de 60 bbl para perdidas entre 60 – 150 bbl/hr Píldoras de 100 bbl para pérdidas > 150 bbl/hr

El ingeniero de fluidos de la locación deberá solicitar a la compañía de perforación direccional lamayor concentración que podrá ser bombeada a través del BHA, sin PBL o substitutos de circulación.Nota: Pérdidas parciales < 60 bbl/hr pueden curarse a sí mismas mientras se continúa con laperforación, pero podrán volver a ocurrir más adelante. Datos de pozos de referencia ayudarán adecidir si se debe continuar o si se debe solucionar inmediatamente, especialmente si hay lutitasluego de la zona de pérdidas o si las pérdidas son en una zona de formaciones arcillosas.Es importante intentar solucionar las perdidas parciales > 60 bbl/hr. La secuencia de un sistema parala solución de perdidas en formaciones que no son de interés es el siguiente:Materiales LCM:

CaCO3 medio y fino, MIX-II, OM 500-800 -1200 (Notar que los OM pueden ser muy gruesospara el MWD, las boquillas, etc.).

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

Como se menciona arriba, si no hay cambios en las pérdidas luego de que se hayan bombeado dospíldoras de LCM, se deberá usar cemento para solucionar permanentemente las pérdidas.

TAPONES DE REFUERZO.

Squeezes Tapones Form-A Set plugs. Tierras diatomeas. Gunk squeeze Carbonato de Calcio.

Las principales propiedades y sus efectos son: Diferencia en las propiedades de flujo debido a la temperatura. Luego de una carrera, será

necesario operar a bajos caudales antes de que se realice un ciclo completo. Esto permitirá al lodocalentarse hasta la temperatura normal de circulación y viscosidad, previniendo innecesariosvalores altos de la densidad equivalente de circulación. Diferencias en la presión de bombamayores a 100 psi no son raros debido al calentamiento del fluido.

Debido a la expansión del fluido en los lodos base agua, el valor de la densidad a menudo seincrementara debido al enfriamiento del fluido a medida que se acerca a la superficie. Estas

diferencias son mayores en lodos de alta densidad. Por esta razón, la temperatura a la cual semide la densidad del lodo debe registrarse siempre. Se debe evitar la tendencia a reducir ladensidad del lodo en los cajones a menos que las densidades se midan a la misma temperatura.




INCORPORACIÓN DEL MATERIAL PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN AL SISTEMALa incorporación de altas concentraciones de materiales para pérdidas de circulación no esrecomendada debido a que estos materiales incrementan la densidad equivalente de circulación. Esto

a menudo empeora el problema de pérdidas de circulación en lugar de resolverlos. Sin embargo, haycasos en los que las pérdidas por filtración pueden ser controladas o minimizadas temporalmenteagregando pequeñas concentraciones de material de pérdida de circulación al sistema. Los materialesy concentraciones recomendadas son las siguientes:Utilizar 2 a 6 Lb/bbl de MIX-II, OM 500-800 y/o 2 a 5 Lb/bbl de Safe-Carb (Carbonato de calcio)El agregado de mezclas de fibras como materiales para el control de pérdidas de circulación, puedentener un efecto sobre el pH, se debe estar preparado para el agregado de soda cáustica al sistemaactivo para compensar este efecto, se recomienda realizar pruebas piloto antes del agregado decualquier material.

SQUEEZE DE CARBONATO DE CALCIO / MIX II.

1. El lodo del sistema activo puede ser utilizado como base para esta lechada. Agregar al lodo basede 5 a 25 ppb de mica fina, 5 a 25 ppb de cáscara de nuez media, 10 ppb de carbonato de calcio(Safe-carb) y 10 ppb de MIX II. La cantidad de material mezclado en la píldora dependerá de laseveridad de la perdida.a. La cantidad de material para pérdida de circulación que puede ser agregada y mantener el

fluido bombeable disminuye a medida que la densidad se incrementa.b. Restricciones en la columna de perforación: el tamaño de las boquillas del trépano, las

restricciones internas del MWD, motor y otras herramientas afectan de manera importante a laconcentración de los materiales para pérdida de circulación.

c. Siempre revisar si las bombas o unidades de bombeo están equipadas con mallas de succión.Si es así, estas mallas deberán ser removidas antes de bombear la píldora.

2. Situé el trépano en el tope de la zona de perdida. Desplace la lechada hasta el final de columnade perforación.3. Cierre los rams. Forzar lentamente el material en la hacia la zona de perdida (50 psi máximo) a un

caudal de 1 bbl/min. Mantener la presión por 4 a 8 horas o hasta que se disipe. Medir la presiónanular con un manómetro de 0 a 300 psi. Para evitar fracturas otras zonas, se deberá utilizar unfactor de seguridad entre la presión de la operación y la hidrostática del lodo.

NOTA: El valor Ganado por la presión hidrostática del lodo no deberá exceder nunca a la presión desobrecarga (1 psi/ft).




“GUNK SQUEEZE”1. Si es posible, perforar sin retorno a través de la zona de pérdida de circulación.2. Sacar la herramienta del pozo. Medir el nivel de lodo estático como se indico previamente.

3. Localizar la zona de perdida, utilizando una técnica apropiada como se indico anteriormente.4. Luego de localizar el intervalo de perdida., localizarse el arreglo 50 ft por encima del fondo de lazona. Establecer una presión máxima de inyección (squeeze).

5. Bombear un colchón de 10 bbl de agua por delante de la lechada.6. Mezclar ½ lb./bbl de XCD polímero y 250 lb./bbl de M-I GEL en agua hasta obtener el volumen

deseado de lechada.7. Desplazar la lechada por la tubería y bombear por detrás de la misma 10 bbl de agua.8. Comenzar a bombear lodo dentro del anular cuando los 10 bbl de colchón alcancen el sustituto de

mezcla. Cerrar los rams. Bombear a caudales de 4 bbl/min dentro de la tubería y 2 bbl/mindentro del anular dará buenos resultados en tuberías de 4 ½ pulgadas y agujeros mayores a 77/8 pulgadas.

9. Desplazar la mitad de la lechada dentro de la formación al mayor caudal de bombeo. La tuberíadeberá ser ocasionalmente reciprocada lentamente para comprobar si la lechada se estádesplazando hacia el anular. Si el indicador de peso muestra algún incremento de torque, romperlas conexiones y levantar la tubería hasta que esté libre. Hacer las conexiones y continuar eldesplazamiento. No hay razón para preocuparse por el tiempo de desplazamiento ya que lalechada no tiene un tiempo de bombeabilidad limitado dentro de la tubería.

10. Desplazar un cuarto de volumen más de lechada y lodo a la mitad del caudal que se utilizo en elpaso 9.

11. Desplazar el volumen restante de lechada a la mitad del caudal utilizado en el paso 10. Si se llenael pozo, lo que será indicado por la presión en el anular, intentar obtener un aumento de presión(por hesitación) utilizando caudales de 1 bbl/min en la tubería y 0.5 bbl/min en el anular.NOTA: Un barril de lechada deberá ser dejado en la tubería al final de la inyección. No intentar

una circulación por inversa por que el lodo estaría en contacto con la lechada y podría gelificarsedentro de la tubería.12. En los casos en que el pozo no pueda ser llenado, un packer deberá ser anclado en el fondo de la

cañería. El lodo y la lechada deberán ser bombeados en el interior de la tubería en bachesalternados de 20 bbl de lechada por 5 bbl de lodo usando como colchón espaciador de 1 a 2 bblde aceite entre las lechadas.

Luego de la operación, sacar la herramienta del pozo y esperar el asentamiento de la lechada por unmínimo de 8 horas antes de perforar nuevamente. Si el primer esfuerzo no es exitoso repetir elprocedimiento luego de 8 horas de haber esperado la reacción del tapón

PROCEDIMIENTO DE MEZCLA Y COLOCACIÓN DEL TAPÓN FORM-A-PLUG II.Este procedimiento asume un tapón 80 bbl @ 11.6 ppg

Las siguientes concentraciones de materiales para la preparación de la píldora Form-A-Plug II estánbasadas en una presión de fondo esperada de 240 ° F.FORM-A-PLUG II (80 bbl) máximo volumen que será preparado con el material hasta hoydisponible en almacén de base Santa Cruz.




APÉNDICE II –CONTROL DE LA CORROSIÓN

Las velocidades de corrosión son determinadas por las pérdidas de peso y el tipo de corrosión esdeterminado por inspección visual y química a los anillos de corrosion. Estas inspecciones obedecen ala norma API RP 13-B1.

VELOCIDAD DE CORROSIÓN DESEADA: La industria se está esforzando por mantener 2 libras por piecuadrado por año (ppy) o menos en fluidos base agua.

La técnica recomendada para el monitoreo de la corrosión es la utilización de anillos de corrosión enla tubería de perforación. MI recomienda correr 2, uno en el cuadrante o en la junta de seguridad deltop drive ( alta presión y baja temperatura) y otro en la última junta de la tubería de perforaciónantes del heavy weigth ( alta presión y alta temperatura). Correrlos por un tiempo total de más de 40horas, 100 horas como máximo. Esta técnica está en la norma API RP 13-B1 y ha sido revisada para

cubrir los cupones cuando son sacados de la tubería. No se recomienda el uso de aceite o grasa parapreservar el cupón antes del análisis del laboratorio. Revisar el anillo si es luminoso y brillante, luegolimpiar suavemente el anillo y secarlo antes de envolverlo en el papel antivapor. Situarlo en laenvoltura original o el sobre de almacenamiento.Se recomienda analizar cada cupón por escalas. La mayoría de las veces presentan oxidación poroxigeno, carbonato proveniente de dióxido de carbono y algunas veces sulfato proveniente de ácidosulfhídrico. Cada escala puede ser añadida para determinar el tratamiento apropiado, pero en lamayoría de los casos un alto pH e inhibidores de corrosión pueden reducir la velocidad de corrosiónen la teoría de perforación y probablemente en la cañería.

Ante cualuqie indicio de corrosion se recomienda tratar el sistema con Conqor-404, en unaconcentacion de 1.5 ppb a todo el sistema, para minimzar la corrosion es necesario tener un excesode 0.5 ppb de mateial activo en el filtrado.




APÉNDICE III – RECOMENDACIONES APRISIONAMIENTO DEHERRAMIENTA

Procedimientos para prevenir el aprisionamiento de Herramienta.Se planea perforar este pozo a través de diferentes intervalos de riesgo (arenas superiores, eldiferencial de presión hidrostática vs. La presión de poro en las formaciones Escarpment, Tarija,Tupambi), por lo tanto los problemas de aprisionamiento son un preocupación siempre presente eneste tipo de pozos. Si la limpieza del pozo no es la adecuada los recortes pueden caer en el fondoempaquetándose alrededor de la sarta. Mantener una reología adecuada y el uso de bachesocasionales de baja / alta reología ayudará a prevenir esto. Altas densidades del lodo cerca al objetivoimplican la posibilidad de incrementar los riesgos de aprisionamiento diferencial. Los riesgo deaprisionamiento diferencial son minimizados con la buena limpieza del pozo y una buena calidad delrevoque / propiedades sellantes. Una buena limpieza del pozo mantienen a los sólidos perforadosseparados del revoque, lo que mantiene su calidad. Un buen control de filtrado implica que el revoque

en las paredes es delgado y resistente, con un permeabilidad extremadamente baja.

Se recomienda una adecuada densidad del lodo para perforar la formación Los Monos debido a lassecciones poco consolidadas en las cuales se encuentran muchas lutitas presurizadas y cavernas.

Si ocurre aprisionamiento de herramienta y se espera pegamiento diferencial a través de lassecciones, se puede bombear una píldora de baja densidad de PIPE LAX o si es necesario puede serbombeada una píldora pesada de PIPE LAX W. En la ausencia del dato del punto libre, la píldoradeberá ser suficiente para cubrir el BHA con suficiente exceso en el interior de la tubería para permitirbombera +/- 1 bbl cada 30 minutos por 6 – 12 horas. Las cantidades de cualquiera de los dosproductos a ser mantenidas en la locación deberán se calculadas con el diámetro del pozo y la

longitud del BHA.La cantidad a ser bombeada deberá estar basada en la presión de poro / la diferencial de hidrostática.Generalmente se bombea suficiente fluido para cubrir el BHA. La posibilidad de una situación decontrol de pozos deberá ser discutida y planificada antes de bombera una píldora de baja densidad.

Formulación para baches de Pipe Lax




Formulación para baches de Pipe Lax W




15. Enviar semanalmente muestras de lodo al laboratorio o mas seguido dependiendo de losrequerimientos del ingeniero de proyectos. Las muestras deberán ser tomadas en la entrada ysalida del sistema activo. Se requerirán muestras adicionales cuando se sospeche o perciban

problemas en el lodo.16. Mantener suficiente material densificante en la locación, para asegurar un rápido tratamiento

en casos de problemas de descontrol de pozos.

17. Realizar la inspección visual y obtener muestras de formación que puedan estar adheridas alBHA cuando sea sacado del pozo.

18. Recolectar y almacenar muestras de recortes de cada formación para ser incluidos en lalitoteca en Santa Cruz.

19. Registrar en el One Trax y entender la relevancia de los datos de perforación obtenidosdiariamente, WOB, P/U, S/O, arrastre durante Sacada/bajada de Herramienta, peso de laherramienta, torque, RPM, horas del trépano, etc.

20. Realizar por lo menos un análisis completo del lodo por turno. Mínimo dos análisis completospor día y uno de la salida del sistema.

21. Registrar con exactitud los resultados del análisis de lodo. Si hay problemas con algunapropiedad del lodo, advertir al Company Man e informarle que acciones deben ser tomadaspara cambiar o ajustar las propiedades, dilución por sólidos de baja gravedad, agregar baritinapara aumentar la densidad, agregar polímeros, etc.

22. Llevar un registro exacto del trépano en el One Trax , incluyendo ROP y horas del mismo.23. Consultar con el encargado de perforación su opinión sobre el progreso de la perforación.24. Hacer la sección de cometarios en el informe consistente con las del encargado de perforación

y el encargado de trépanos.

25. Trabajar con el personal de mud logging y conocer la composición de la formación que se estaperforando. Informar al personal de mud logging antes de realizar el agregado de productos oantes de hacer transferencias de volúmenes hacia o desde el sistema activo.

26. Estimar el volumen del agujero conociendo el calibre y el lavado del hueco. Esto afectará a laconcentración de productos, tiempos de retorno y volúmenes. Usar los recortes generadospara calcular el volumen del agujero.

27. Asegurarse que cada pieza del equipo de control de sólidos haya sido revisada para el caudal,eficiencia y presión esperada. Asegurarse de tener esto hecho en la mayoría de los cambios deformación.

28. No hacer funcionar innecesariamente las centrifugas o los mud cleaners ya que estosconcentrarán los sólidos finos.

29. Los ingenieros de lodo deberán estar el piso del equipo o en los cajones cuando el trépanoeste cerca del fondo luego de los viajes.

30. Los ingenieros de control de sólidos deberán asegurarse que el quipo esta listo antes de iniciarla circulación.

31. Los ingenieros de control de sólidos deberán revisar las mallas de las zarandas en cadaconexión.




32. Los ingenieros de lodo deberán tomar una muestra de la línea de retorno luego de cada viajey realizar un análisis completo. Estas muestras deberán enviarse también al laboratorio enSanta Cruz para su análisis.

33. Los ingenieros de lodo y de control de sólidos deberán mantener un registro del tiempo de usoy el tipo de mallas. Estos datos deberán registrarse en el One Trax.

34. Todo el personal de M-ISWACO deberá vestir ropa de buena calidad, limpia, botas,impermeables, cascos, etc. y todo el equipo de protección personal requerido para el área enla que se encontrará, incluyendo protección auditiva, gafas de seguridad y mascarillas omascaras con filtro si es necesario.

35. Los ingenieros de lodo deberán tener un reloj ó cronómetro bueno y duradero, cinta métrica,llaves Allen, navaja y linterna, O-Rings de repuesto, lapiceros, marcador permanente, libro deanotaciones y calculadora.

36. Todos los análisis de lodo estarán basados en normas y procedimientos API y/o como losrequiera el operador.

37. Hacer copias o respaldos diarios en computadora de todos los datos más importantes.38. Practicar Buena higiene personal mientras se esta en la locación.39. No almacenar alimento en el laboratorio de lodo, a menos que el área haya sido

completamente librada de químicos.




APÉNDICE V – FLUJO DE TRABAJO, INGENIERO DE FLUIDOS

PERFORACIÓN DE POZOTRABAJO DE CAMPO

Revisión de Equipo,Tanques de lodo, lineas,unidades de control de

sólidos, materiales.

Buenas Condiciones

SI

NOInforme y reparación

Preparación del fluido

PerforaciónNormal

SI

NO

Perforar pozo

Contingenciaprevista

SI

NO

Aplicar Programa decontingencia

Elaborar Programa decontingencia

SIContingenciasolucionada

NO

SI

ProfundidadFinal

NO

SI

Acondicionamiento opreparacion de Fluido para

proximo tramo

ProfundidadProgramada

NO

Informe final, leccionesaprendidas, analisis de

problemas y soluciones,

Aplicar Programa decontingencia

INICIO

Preparacion y mantenimientodel fluido de acuerdo aprograma, seguimiento

mediante analisis

NO




APÉNDICE VI – POLÍTICA GLOBAL DE SSMA



Sección KInformación del Revestimiento

Tabla resumen de las especificaciones del Revestimiento

Diseño de StressCheck



Seccion K - Información del revestimiento 2

RESUMEN DE REVESTIMIENTO Y PROPIEDADES

DISEÑO REVESTIMIENTO 9-7/8”



Seccion K - Información del revestimiento 3

DISEÑO REVESTIMIENTO 7”



Running Depth (MD)(ft)

Max. Overpull(lbf)

1 0 230000

2 17 229614

3 17 229608

4 18 229607

5 230 224849

6 230 207411

7 253 206878

8 507 201203

9 700 196910

10 760 195578

11 1000 190346

12 1000 190345

13 1014 190048

14 1267 184655

15 1300 183964

16 1521 179313

17 1774 173971

18 2000 169209

19 2028 168629

20 2281 163287

21 2534 157944

22 2788 152602

23 3000 148131

24 3041 147260

25 3295 141918

26 3548 136576

27 3802 131233

28 4000 127052

29 4055 125891

30 4309 120549

31 4562 115207

32 4798 110228

33 4800 * 110189

34 4815 * 109865

35

36 * Based on Casing Strength

37 Only. Running String not

38 Included

39

MAXIMUM ALLOWABLE OVERPULL (7" Production Casing)

File: PLAN OCT 23, 2014, v1 Date: November 04, 2013 Page: 1

ORIG HOLE StressCheck 5000.1.10.0 Build 1934



Sección LEstado Mecánico del Pozo

Diagrama del estado mecánico del pozo



NARANJILLOS 120

MECHANICAL STATUS

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

12-1/4” HOLE SECTION

TO 430 m

PRODUCTION CASING

7”, 26#/FT, N80, HYDRILL 511 FROM

SURFACE TO 1468 m

8-1/2” x 9-1/2” HOLE SECTION

TO 1474 m MD, 1401 m TVD

5.25 m GROUND LEVEL

KOP @ 70 mINCLINATION: 20º

BUR 2º/100’

AZIMUTH: 160.28º

EOB @ 370 m

(5.25 m), TOC



Sección MGuía de corrida de revestimiento

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



Seccion M - Accesorios del revestimiento 2

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

Casing Diametro Peso Grado Rosca Longitud Acumulado Drift Observacion

Casing 9 7/8" 62.8 DST-140 BTC 13.77 13.77 8,500 Modificado a 9 5/8" BTC c/zapato

Casing 9 7/8" 62.8 DST-140 BTC 14.05 27.82 8,500 Modificado a 9 5/8" BTC c/collar

Casing 9 7/8" 62.8 DST-140 BTC 11.97 39.79 8,500 Modificado a 9 5/8" BTC




Casing 9 5/8" 53.5 N-80 BTC 11.41 91.44 8,500 Special Dri ft

Casing 9 5/8" 53.5 N-80 BTC 6.50 97.94 8,500 Special Dri ft

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 9.75 107.69 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 9.91 117.60 8,500Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 9.20 126.80 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 8.91 135.71 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 9.32 145.03 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 10.39 155.42 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 8.68 164.10 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 12.02 176.12 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 11.54 187.66 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 10.47 198.13 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 11.07 209.20 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 11.97 221.17 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 10.98 232.15 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 11.58 243.73 8,500

Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 11.63 255.36 8,500

Casing 9 5/8" 47 C-95 BTC 9.93 265.29 8,500Casing 9 5/8" 43.5 P-110 BTC 11.91 277.20 8,500

Casing 9 5/8" 40 N-80 BTC 7.81 285.01 8,750

Casing 9 5/8" 40 N-80 BTC 10.05 295.06 8,750

Casing 9 5/8" 40 N-80 BTC 10.05 305.11 8,750

Casing 9 5/8" 40 N-80 BTC 10.11 315.22 8,750

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 327.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 339.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 351.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 363.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 375.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 387.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 399.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 411.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 423.22 8,765Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 435.22 8,765

Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 447.22 8,765 Back up





Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 8.72 503.94 8,500 Landing joint

Casing para NJL-120



Sección NDiseño de Cementación

Diseño Cementación de 9 5/8” Revestimiento de Superficie

Diseño Cementación de 7” Revestimiento de Producción



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120

String : Casing Intermedio

District : SC-BO

Country : Bolivia

PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

1.1.1.1. Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente

- Revisar la documentación requerida para la realización de la operación, permisos detrabajo, análisis de riesgo, reunión preoperacional.

- Discutir plan de respuesta a emergencia en caso de tener un spill de los productos deWell Services.

- Revisar procedimiento operacional y cálculos con el Representante del cliente y elRepresentante de Schlumberger en locación.

- Cualquier desviación del presente programa debe ser acompañado de un gerenciamientode cambio y un análisis de riesgo.

- Toda persona tiene el derecho y la responsabilidad de detener la operación si se observaun riesgo fuera de las normas tanto de Schlumberger como las del Cliente.

- Utilizar el equipo de protección personal durante todo el tiempo en locación.

2.2.2.2. Objetivo Objetivo Objetivo Objetivo

- Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE. - Lograr Lograr Lograr Lograr buenabuenabuenabuena aislacio aislacio aislacio aislacion en n en n en n en z zz zona inferior y ona inferior y ona inferior y ona inferior y cemento cemento cemento cemento hasta superficie hasta superficie hasta superficie hasta superficie ....

3.3.3.3. Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño

3.1.3.1.3.1.3.1. Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo

Con el casing en fondo, arrancar la circulación del pozo y monitorear los caudales ypresiones de circulación. Para el acondicionamiento del hoyo se deben cosiderar lassiguientes condiciones:

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

Es recomendable reciprocar el casing siempre que sea posible durante la circulación conlodo. La longitud recomendada son 3-5 mts en superficie. Esto permite una buena longitud enfondo (> 1 mt) suficiente para eliminar zonas muertas y mover lodo gelificado que puede

quedar en zonas estrechas del anular.

Una vez que las condiciones de pozo “limpio” sean observadas se procederá a acondicionarel lodo bajando las condiciones reológicas tanto como sea posible para obtener un TY nomayor de 15 lbf/100 ft 2 tanto a la entrada como a la salida del pozo y un PV tan bajo como seaposible. De igual manera se debe lograr la reducción del la formación de geles en el lodo.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.



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Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

3.2.3.2.3.2.3.2. Centralización Centralización Centralización Centralización

La centralización del revestimiento en el hueco abierto está estrechamente relacionada conlos regímenes de flujo a lo largo y ancho del espacio anular, afecta directamente el procesode remoción de lodo y de desplazamiento de fluidos en anular. Por esto es de granimportancia garantizar una buena centralización para el éxito de la operación decementación y seguir el programa de centralización recomendado por Schlumberger.

3.3.3.3.3.3.3.3. Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento

Fluido Fluido Fluido Fluido Volumen Volumen Volumen Volumen Densidad Densidad Densidad Densidad MezclaMezclaMezclaMezclaMUDPUSH II 30 11.0 ppg PremezcladoLechada RELLENO 65.2 12.5 ppg Al vueloLechada COLA 40 15.8 ppg Al vueloAgua 101.1 8.34 ppg -

4.4.4.4. Planes de contingenciaPlanes de contingenciaPlanes de contingenciaPlanes de contingencia

1. Si se observa pérdida de retornos, se deberá reducir el caudal de bombeo hastarecuperar circulación, si se tiene buen retorno luego de esto, se procederá a subir elcaudal nuevamente al caudal de diseño. El personal de lodo debe encargarse delmonitoreo del volumen de los tanques para detectar posibles pérdidas. En caso de que seesperen posibles pérdidas, se sugiere usar CemNET* en una concentración de por lomenos 1 lb/bbl en los ultimos 20 bbl de la lechada COLA.

2. En caso de que la válvula tipo flapper del collar flotador no funcione, se deberá bombearel volumen retornado e intentar cerrar la válvula intentándolo no más de 3 veces, y si laválvula no cierra, se sugiere cerrar la válvula en superficie y esperar el frague de lalechada.

3. Si por alguna razón la unidad de Well Services no puede bombear el volumen deWell Services no puede bombear el volumen deWell Services no puede bombear el volumen deWell Services no puede bombear el volumen dediseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas diseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas diseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas diseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, paradel taladro, paradel taladro, paradel taladro, paralo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/olo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/olo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/olo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/oagua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes.agua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes.agua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes.agua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes.

4. Si se observa cavitación de la unidad durante alguna de las etapas de bombeo, se deberádetener el bombeo, asegurarse de que la unidad sea correctamente sebada y continuarcon el bombeo.



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District : SC-BO

Country : Bolivia

PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO

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

2 Acondicionar el lodo para bajar las condiciones reológicas del lodo tanto como sea posible a+/- 15 lbf/100 ft 2 .

SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.

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

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

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

5 Bombear los fluidos como sigue:

Fl Fl Fl Fluido uido uido uido Volumen Volumen Volumen Volumen Densidad Densidad Densidad Densidad Caudal Caudal Caudal Caudal Comentario Comentario Comentario ComentarioMUDPUSH II 30 11.0 ppg 5 bpm Premezclado

Soltar Tapon inferior (Abrir cabeza colocar tapon superior)Lechada RELLENO 65.2 12.5 ppg 4 bpm Al vueloLechada COLA 40 15.8 ppg 4 bpm Al vuelo

Soltar Tapon superiorAgua (Desplazamiento) 70 8.4 ppg 7 bpm Vol. Almacenado de AguaAgua (Desplazamiento) 20 8.4 ppg 4 bpm Vol. Almacenado de AguaAgua (Desplazamiento) 11.1 8.4 ppg 2 bpm Vol. Almacenado de Agua

P PP Presion esperada al momen resion esperada al momen resion esperada al momen resion esperada al momento de asentar el tapon es deto de asentar el tapon es deto de asentar el tapon es deto de asentar el tapon es de 427 427 427 427+7 +7 +7 +700 00 00 00 psipsipsipsi = == = 111111112 22 27 77 7psi (bump Plug) psi (bump Plug) psi (bump Plug) psi (bump Plug)

6 Liberar la presión hacia la unidad y contabilizar el retorno. En caso de que el retorno no cese,

proceder a bombear el mismo volumen e intentar cerrar la válvula. Intentar no más de 3veces. Si no se detiene el retorno, sobredesplazar hasta la mitad del shoetrack y cerrar laválvula de superficie y Esperar frague según prueba de laboratorio.

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



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District : SC-BO

Country : Bolivia

PROCEDIMIENTO OPERACI PROCEDIMIENTO OPERACI PROCEDIMIENTO OPERACI PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA ELONAL PARA ELONAL PARA ELONAL PARA EL COLOCADO DE TAPONES EN CABEZA DECOLOCADO DE TAPONES EN CABEZA DECOLOCADO DE TAPONES EN CABEZA DECOLOCADO DE TAPONES EN CABEZA DE

CEMENTACION (Single plug) CEMENTACION (Single plug) CEMENTACION (Single plug) CEMENTACION (Single plug)

Se recomienda la siguiente secuencia para el colocado de tapones en cabeza decementacion.

Lodo EspaciadorTapón Inferior CEMENTO Tapón Superior Agua

La ejecucion en la cabeza de cementacion (single plug) sigue esta secuencia:

1. Instalar cabeza con tapon inferior entre pines2. Circular pozo con lodo3. Bombea espaciador4. Abrir pin y Soltar tapon INFERIOR- PARAR bombeo5. Abrir cabeza y colocar tapon SUPERIOR entre pines. (en este momento no existe

Succion o caida libre)6. Bombea cemento LEAD y TAIL7. Abrir pin y Soltar tapon SUPERIOR

8. Desplazar



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District : SC-BO

Country : Bolivia

LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION

Requerimientos de Eq Requerimientos de Eq Requerimientos de Eq Requerimientos de Equipo y personal para caneriauipo y personal para caneriauipo y personal para caneriauipo y personal para caneria

Equip Equip Equip Equipo oo o Personal Personal Personal Personal Material Material Material Material Otros(Terceros) Otros(Terceros) Otros(Terceros) Otros(Terceros)1 Bomba de Cemento Ingeniero 450 sk cemento G Canastas2 Bulk de cemento Supervisor Productos quimicos Centralizadores2 Compresor Operador Bomba Tubos para Top Job Zapato flotador1 Recirculador Operador RMX Cabeza de cementacion Collar flotador1 Tanque 150 bbl Operador Bulk Tapones1 Tanque 110 bbl Ayudante Stop Rings

Rig up Rig up Rig up Rig up Layout Layout Layout Layout



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Country : Bolivia

CemCADE*

well cementing recommendation for Casing 9 5/8in

Operator : Vintage (OXY) Well : NJL-120

Country : Bolivia Field : Naranjillos

State : Santa Cruz

Prepared for : Ing. Edwin Lopez Location : Santa Cruz

Proposal No. : Prognosis Service Point : Santa Cruz

Date Prepared : 24-Oct-2013 Business Phone : (591-3) 3717000

FAX No. : (591-3) 3717310

Prepared by : Yerko Soljancic

Phone : (591) 73139346

E-Mail Address : [email protected]

* Mark of Schlumberger

Disclaimer Notice:

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



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Country : Bolivia

Section 1: well description

Configuration : CasingStage : SingleRig Type : LandMud Line : 0.0 mTotal MD : 430.0 mBHST : 97 degFBit Size : 12 1/4 in

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

Casing/Liner Casing/Liner Casing/Liner Casing/LinerMD(m)

OD(in)

Joint(m)

Weight(lb/ft)

ID(in)

Grade Collapse(psi)

Burst(psi)

Thread

428.0 9 5/8 12.2 43.5 8.755 N-80 3810 6330 BTC

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

Caliper and Hole Size DataCaliper and Hole Size DataCaliper and Hole Size DataCaliper and Hole Size DataMD(m)

Caliper(in)

Excess(%)

Equiv. Diam.(in)

55.3 12.250 30.0 12.93456.4 12.250 30.0 12.934

397.8 12.250 30.0 12.934408.9 12.250 30.0 12.934410.0 12.250 30.0 12.934426.9 12.250 30.0 12.934428.0 12.250 30.0 12.934428.9 12.250 0.0 12.250430.0 12.250 0.0 12.250



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Country : Bolivia

Max. Deviation Angle : 20 degMax. DLS : 1.666 deg/100ft

Directional Survey DataDirectional Survey DataDirectional Survey DataDirectional Survey DataMD (m)

TVD (m)

Deviation (deg)

Azimuth (deg)

Dogleg Sev. (deg/100ft)

0.0 0.0 0.00 160.3 0.00070.0 70.0 0.00 160.3 0.000

430.0 423.0 19.68 160.3 1.666

Formation DataFormation DataFormation DataFormation DataMD(m)

Frac.(lbm/gal)

Pore(lbm/gal)

Name Lithology

430.0 15.00 8.00 Chaco Sandstone

Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile MD(m)

TVD(m)

Temperature(degF)

Gradient(degF/100ft)

0.0 0.0 80 0.0430.0 423.0 97 1.2435.8 428.4 97 1.2



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Section 2: fluid sequenceOriginal fluid Mud 8.80 lb/gal

Pv

: 9.000 cP Ty

: 15.00 lbf/100ft2Displacement Volume 101.1 bblTotal Volume 236.4 bblTOC 0.0 m

Fluid Sequence Fluid Sequence Fluid Sequence Fluid SequenceName Volume

(bbl) Ann. Len

(m) Top(m)

Density(lb/gal)

Rheology

MUDPUSH II 30.0 0.0 11.00 k:6.68E-3 lbf.s^n/ft2 n:0.645 Ty:11.18 lbf/100ft2 Lead Slurry 65.2 274.2 0.0 12.50 k:1.35E-1 lbf.s^n/ft2 n:0.212 Ty:1.13 lbf/100ft2

Tail Slurry 40.0 153.8 274.2 15.80 k:8.09E-3 lbf.s^n/ft2 n:0.825 Ty:2.88 lbf/100ft2 Water 101.1 0.0 8.32 viscosity:5.000 cP

Static Security Checks : Static Security Checks : Static Security Checks : Static Security Checks :Frac 0 psi at 0.0 mPore 0 psi at 0.0 mCollapse 3391 psi at 414.0 mBurst 6330 psi at 0.0 mCsg.Pump out 13 tonCheck Valve Diff Press 366 psi

0

2 5 0

5 0 0

m

Fluid Sequence

0 0.3 0.6 0.9 1.2

(x 1000) psi

Static Well Security

Hydrostatic

Frac

Pore

7.5 10.0 12.5 15.0 17.5

lb/gal

Dynamic Well Security

Hydrostatic

Min. Hydrostatic

Max. Dynamic

Min. Dynamic

Frac

Pore



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Section 3: pumping schedule

Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping ScheduleName Flow Rate

(bbl/min)Volume

(bbl)Stage Time

(min)Cum.Vol

(bbl). Inj.

Temp.(degF)

Comments

MUDPUSH II 5.0 30.0 6.0 30.0 80Pause 0.0 0.0 10.0 0.0 80 Soltar Tapon Inferior y

Colocar Tapon SLead Slurry 4.0 65.2 16.3 65.2 80

Tail Slurry 4.0 40.0 10.0 40.0 80Pause 0.0 0.0 1.0 0.0 80 Soltar Tapon SuperiorWater 7.0 70.0 10.0 70.0 80Water 4.0 20.0 5.0 90.0 80Water 2.0 11.1 5.6 101.1 80

Total 01:03

hr:mn

236.4 bbl

Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks :Frac 0 psi at 0.0 mPore 0 psi at 0.0 mCollapse 3391 psi at 414.0 mBurst 5928 psi at 0.0 m

Temperature ResultsTemperature ResultsTemperature ResultsTemperature ResultsBHCT 84 degF Simulated Max HCT 97 degFSimulated BHCT 82 degF Max HCT Depth 428.0 mCT at TOC 82 degF Max HCT Time 00:00:00 hr:mn:sc

Static temperatures : Static temperatures : Static temperatures : Static temperatures :At Time (hr:mn) (hr:mn) Geo. Temp.Top of Cement (degF) (degF) 80 degF

Bottom Hole (degF) (degF) 97 degF

0 10 20 30 40 50 60 70Time (min)

1 6

1 5

1 4

1 3

1 2

1 1

1 0

9

8

7

A n n . P r e s s u r e ( l b / g a l )

Dynamic

Hydrostatic

Pore

Frac

Depth = 428 m



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0 10 20 30 40 50 60 70Time min

5 0 0

4 0 0

3 0 0

2 0 0

1 0 0

0

W H P ( p s i )

Calc. Pump Press.

Acquired Pressure

0 10 20 30 40 50 60 70Time (min)

7 . 5

5 . 0

2 . 5

0

F l o w R a t e ( b b l / m i n )

Q Out

Q In



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Section 4: centralizer placementLa centralizacion Simulada esta sujeta a cambios de acuerdo a los tipos de

centralizadores disponibles.

Top of centralization :0.0 mBottom Cent. MD :394.9 mCasing Shoe :428.0 mNB of Cent. Used :16NB of Floating Cent. :0

Centralizer Placement Centralizer Placement Centralizer Placement Centralizer PlacementBottom MD

(m)Nbr. Cent. /

JointCent. Name Code Min. STO

(%)@ Depth

(m)

30.9 1 1/2 NW-ST-9 5/8-6-ST A3B W09R 100.0 24.9

401.0 15 1/2 NW-ST-9 5/8-6-ST A3B W09R 60.9 382.7

Centralizer Description Centralizer Description Centralizer Description Centralizer Description Centralizer Tests Centralizer Tests Centralizer Tests Centralizer TestsCent. Name Code Casing

OD(in)

Max.OD(in)

Min. OD(in)

Rigid Origin Hole Size(in)

RunningForce(lbf)

RestoringForce(lbf)

NW-ST-9 5/8-6-STA3B

W09R 9 5/8 14.583 10.882 No Hannover 12.250 879.00 3057.40

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

Running Force Calculations: Running Force Calculations: Running Force Calculations: Running Force Calculations:Travelling Block Weight :0.0 tonFriction Factor Centralizer/Formation :0.25

Total Drag Force :6.5 tonHook load Down Stroke :19.5 tonHook load Up Stroke :32.6 ton

0

2 5 0

5 0 0

m

Well

60 80 100

%

Pipe Standoff

Between Cent.

At Cent.

0 1 2

deg/100ft

Dogleg Severity

DLS

0 10 20

deg

Deviation

Deviation



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Section 5: mud circulation schedule

Mud Mud Mud Mud Mud 8.80 lb/galPv : 9.000 cP Ty : 15.00 lbf/100ft2

Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping ScheduleFlow Rate (bbl/min)

Volume (bbl)

Stage Time (min)

Comments

7.0 210.0 30.0

Total 00:30 hr:mn

Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks :Frac 0 psi at 0.0 m

Pore 0 psi at 0.0 m

Collapse 3750 psi at 428.0 m Burst 6294 psi at 0.0 m

Temperature Initial Conditions: Geothermal ProfileTemperature Initial Conditions: Last Simulation Outputs

Injection Conditions : Recirculation

0 10 20 30 40Time (min)

4 0

2 0

0

M u

d S u r f .

P r e s s .

( p s

i )

Mud Cement Head Pressure

0 10 20 30 40Time (min)

7 . 5

5

. 0

2 . 5

0 M u

d F l o w

R a

t e ( b b l / m i n )

Q in

Q out

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2

(x 1000) psi

Mud Dynamic Security

Min. Hydros tatic

Min. Dynamic

Max. Dynamic

Frac

Pore



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Reportes de Laboratorio (Lechadas de referencia)



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Estimado de Costos Estimado de Costos Estimado de Costos Estimado de Costos



Schlumberger

NJL 120Casing 7 in, 1474mt

Octubre,2013Prognosis Prognosis Prognosis Prognosis

Diseñado porDiseñado porDiseñado porDiseñado por Revisado porRevisado porRevisado porRevisado por Aprovado por (Cliente) Aprovado por (Cliente) Aprovado por (Cliente) Aprovado por (Cliente)

Yerko Soljancic

W E L L S E

R V I C E S B O L I V I A

Comentarios: Comentarios: Comentarios: Comentarios:- Se reco Se reco Se reco Se recomienda acondicionar el lodo antes de lamienda acondicionar el lodo antes de lamienda acondicionar el lodo antes de lamienda acondicionar el lodo antes de la

cementacioncementacioncementacioncementacion a valores de Ty= 15 lb/100 sqft a valores de Ty= 15 lb/100 sqft a valores de Ty= 15 lb/100 sqft a valores de Ty= 15 lb/100 sqft

- Siempre que las condiciones del pozo lo permitan.Siempre que las condiciones del pozo lo permitan.Siempre que las condiciones del pozo lo permitan.Siempre que las condiciones del pozo lo permitan.- Se recomienda colocarSe recomienda colocarSe recomienda colocarSe recomienda colocar centr centr centr centralizadores Standoff>70%alizadores Standoff>70%alizadores Standoff>70%alizadores Standoff>70%- Fluido de desplazamiento agua @ 8.33 ppg.- Lechada Relleno 12.8 ppg (Clase G ) a superficie- Lechada Cola GASBLOK* @ 15.8 ppg (Clase G), tope 1068mt (400

mt longitud anular)- Diametro 9 1/2” con 30% exceso anular = 10.127 in Equivalente- Presion maxima de bombeo 1390psi

Variaciones al programaVariaciones al programaVariaciones al programaVariaciones al programa: :: :

- Densidad: 15.615.615.615.6 – –– – 16.0 (Cola) 16.0 (Cola) 16.0 (Cola) 16.0 (Cola)- Densidad: 12.6 12.6 12.6 12.6– –– – 12.8 (Relleno) 12.8 (Relleno) 12.8 (Relleno) 12.8 (Relleno)- Caudales: 2 22 20%0%0%0% (depende de los retornos)- Presiones: 30 30 30 30%%%%

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

acondicionar el lodo.



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String : Casing 7 in

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PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

1.1.1.1. Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente Calidad Seguridad y Medio Ambiente

- Revisar la documentación requerida para la realización de la operación, permisos de trabajo,análisis de riesgo, reunión preoperacional.

- Discutir plan de respuesta a emergencia en caso de tener un spill de los productos de WellServices.

- Revisar procedimiento operacional y cálculos con el Representante del cliente y elRepresentante de Schlumberger en locación.

- Cualquier desviación del presente programa debe ser acompañado de un gerenciamiento decambio y un análisis de riesgo.

- Toda persona tiene el derecho y la responsabilidad de detener la operación si se observa unriesgo fuera de las normas tanto de Schlumberger como las del Cliente.

- Utilizar el equipo de protección personal durante todo el tiempo en locación.

2.2.2.2. Objetivo Objetivo Objetivo Objetivo

- Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE.Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE. - Lograr Lograr Lograr Lograr buenabuenabuenabuena aisl aisl aisl aislacion en acion en acion en acion en z zz zona inferiorona inferiorona inferiorona inferior deldeldeldel casing casing casing casing

3.3.3.3. Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño Consideraciones de diseño

3.1.3.1.3.1.3.1. Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo

Con el casing en fondo, arrancar la circulación del pozo y monitorear los caudales y presiones decirculación. Para el acondicionamiento del hoyo se deben cosiderar las siguientes condiciones:

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

Una vez que las condiciones de pozo “limpio” sean observadas se procederá a acondicionar ellodo bajando las condiciones reológicas tanto como sea posible para obtener un TY no mayor de15 lbf/100 ft 2 tanto a la entrada como a la salida del pozo y un PV tan bajo como sea posible. Deigual manera se debe lograr la reducción del la formación de geles en el lodo.

SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.

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



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3.2.3.2.3.2.3.2. Centralización Centralización Centralización Centralización

La centralización del revestimiento en el hueco abierto está estrechamente relacionada con losregímenes de flujo a lo largo y ancho del espacio anular, afecta directamente el proceso deremoción de lodo y de desplazamiento de fluidos en anular. Por esto es de gran importanciagarantizar una buena centralización para el éxito de la operación de cementación y seguir elprograma de centralización recomendado por Schlumberger.

3.3.3.3.3.3.3.3. Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento Preflujos, lechada y desplazamiento

Fluido Fluido Fluido Fluido Volumen Volumen Volumen Volumen Densidad Densidad Densidad Densidad MezclaMezclaMezclaMezclaLavador Quimico CW7 20 8.34 ppgEspaciador MUDPUSH II 30 11.0 ppgLechada RELLENO 147.0 12.8 ppg Al vueloLechada COLA Gasblok* 70.1 15.8 ppg Al Vuelo/PremezcladoDesplazamiento aGUA 182.5 8.33 ppg -

Confirmar con el representante el volumen maximo de desplazamiento previo a iniciar laoperación.

4.4.4.4. Planes de contin Planes de contin Planes de contin Planes de contingenciagenciagenciagencia

1. Si se observa pérdida de retornos, se deberá reducir el caudal de bombeo hasta recuperarcirculación, si se tiene buen retorno luego de esto, se procederá a subir el caudal nuevamenteal caudal de diseño. El personal de lodo debe encargarse del monitoreo del volumen de los

tanques para detectar posibles pérdidas. En caso de que se esperen posibles pérdidas, sesugiere usar CemNET* en una concentración de por lo menos 1 lb/bbl en la totalidad de lalechada TAIL.

2. En caso de que la válvula tipo flapper del collar flotador no funcione, se deberá bombear elvolumen retornado e intentar cerrar la válvula intentándolo no más de 3 veces, y si la válvulano cierra presurizar el casing y cerrar valvula en superficie.

3. Si por alguna razón la unidad de Well Ser Well Ser Well Ser Well Services no puede bombear el volumen de diseño delvices no puede bombear el volumen de diseño delvices no puede bombear el volumen de diseño delvices no puede bombear el volumen de diseño deldesplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual lasdesplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual lasdesplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual lasdesplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual lasmismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua paramismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua paramismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua paramismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua paracontinuar el desplazamiento controlando loscontinuar el desplazamiento controlando loscontinuar el desplazamiento controlando loscontinuar el desplazamiento controlando los volúmenes.volúmenes.volúmenes.volúmenes.

4. Si se observa cavitación de la unidad durante alguna de las etapas de bombeo, se deberádetener el bombeo, asegurarse de que la unidad sea correctamente sebada y continuar con elbombeo.



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PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO

1.1.1.1. Comenzar a circular el pozo a bajo caudal (5 - 8 bpm) con un volumen equivalente a 1.5 veces el

volumen anular. Monitorear y comparar las presiones de circulación.Monitorear y comparar las presiones de circulación.Monitorear y comparar las presiones de circulación.Monitorear y comparar las presiones de circulación.

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

5 Acondicionar el lodo para bajar las condiciones reológicas del lodo tanto como sea posible a +/-15 lbf/100 ft 2 .

SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN. 6 Durante la circulación realizar la reunión preoperacional, Schlumberger, Cliente y terceras partes

deben encontrarse presentes durante esta reunión. Tratar los siguientes temas:• Seguridad Calidad y Medio Ambiente, Rutas de escape, EPP requerido• Secuencia operativa, Designación de responsabilidades, Planes de contingencia

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

8 Bombear los fluidos como sigue:

Fluido Volumen Densidad Caudal Comentario

Lavador quimico CW7 20 8.34 ppg 5 bpmEspaciador MUDPUSH II 30 11.0 ppg 5 bpm

Soltar Tapon inferiorLechada RELLENO 147.0 12.8 ppg 4 bpm Al vuelo

Lechada COLA Gasblok* 70.1 15.8 ppg 5 bpm PremezcladoSoltar Tapon superior

AGUA (Desplazamiento) 150 8.33 ppg 7 bpm

AGUA (Desplazamiento) 20 8.33 ppg 4 bpm

AGUA (Desplazamiento) 12.5 8.33 ppg 2 bpm

Presion Maxima (psi) Presion de Asentamiento(psi)1390 2090psi (700 psi adicionales)

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

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

Densidad(ppg) Resistencia A las 24 hrs(psi) Tiempo de Espera (hr)15.8 ppg 2000 psi 24 hrs (por confirmar)



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LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION LOGISTICA & PREPARACION

Requerimientos de Eq Requerimientos de Eq Requerimientos de Eq Requerimientos de Equipo y personal para caneriauipo y personal para caneriauipo y personal para caneriauipo y personal para caneria

Equipo Equipo Equipo Equipo Personal Personal Personal Personal Material Material Material Material Otros(Terceros) Otros(Terceros) Otros(Terceros) Otros(Terceros)1 bomba de Cemento Ingeniero 800 sk cemento G Stop Rings2 Bulk de cemento Supervisor Productos quimicos Centralizadores

Operador Bomba Cabeza de cementacion 7” Zapato flotador2 Compresor Operador RMX Collar flotador1 recirculador Operador Silo Tapones1 Tanque 150 bbl Ayudante1 Tanque 140 bbl1 tanque 80 bbl

Rig up Rig up Rig up Rig up Layou Layou Layou Layout tt t



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CemCADE*

well cementing recommendation for Casing 7

Operator : Vintage (OXY) Well : NJL-120

Country : Bolivia Field : Naranjillos

State : Santa Cruz

Prepared for : Ing. Edwin Lopez Location : Santa Cruz

Proposal No. : Prognosis Service Point : Santa Cruz

Date Prepared : 25-Oct-2013 Business Phone : (591-3) 3717000

FAX No. : (591-3) 3717310

Prepared by : Yerko Soljancic

Phone : (591) 73139346

E-Mail Address : [email protected]

* Mark of Schlumberger

Disclaimer Notice:

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



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Country : Bolivia

Section 1: well description

Configuration : CasingStage : SingleRig Type : LandMud Line : 0.0 mTotal MD : 1474.0 mBHST : 135 degFBit Size : 9 1/2 in



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Previous String Previous String Previous String Previous StringMD(m)

OD(in)

Weight(lb/ft)

ID(in)

428.9 9 5/8 43.5 8.755

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

Casing/Liner Casing/Liner Casing/Liner Casing/LinerMD(m)

OD(in)

Joint(m)

Weight(lb/ft)

ID(in)

Grade Collapse(psi)

Burst(psi)

Thread

1468.0 7 12.2 26.0 6.276 N-80 5410 7240 HYDRILL

Mean OH Diameter : 9.500 inMean Annular Excess : 30.0 %Mean OH Equivalent Diameter : 10.127 in

Total OH Volume : 341.6 bbl (including excess)

CaliperCaliperCaliperCaliper and Hole Size Dataand Hole Size Dataand Hole Size Dataand Hole Size DataMD(m)

Caliper(in)

Excess(%)

Equiv. Diam.(in)

1468.0 9.500 30.0 10.1301474.0 9.500 0.0 9.500

Max. Deviation Angle : 20 degMax. DLS : 2.032 deg/100ft

Directional Survey DataDirectional Survey DataDirectional Survey DataDirectional Survey Data

MD (m) TVD (m) Deviation (deg) Azimuth (deg) Dogleg Sev. (deg/100ft)

0.0 0.0 0.00 160.3 0.00070.0 70.0 0.00 160.3 0.000

370.0 363.9 20.00 160.3 2.032435.8 425.7 20.00 160.3 0.000567.0 549.1 20.00 160.3 0.000

1327.0 1263.2 20.00 160.3 0.0001474.0 1401.4 20.00 160.3 0.000

Formation DaFormation DaFormation DaFormation DatatatataMD(m)

Frac.(lbm/gal)

Pore(lbm/gal)

Name Lithology

950.0 15.00 7.30 Chaco Sandstone1110.0 15.00 7.30 Yecua Sandstone1200.0 15.00 7.30 Petaca Sandstone1251.0 15.00 7.30 San Isidro Superior Sandstone1286.0 15.00 7.30 San Isidro Inf. Sandstone1372.0 15.00 7.30 Cajones A Shale1387.0 15.50 7.30 Cajones A Shale1401.0 15.50 7.30 Cajone B Sandstone1438.6 15.50 7.30 Cajones C Sandstone1507.4 15.50 7.30 Canones C Sandstone



Page 9

Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile Geothermal Temperature Profile MD

(m)

TVD

(m)

Temperature

(degF)

Gradient

(degF/100ft)0.0 0.0 80 0.0

1570.0 1491.6 139 1.21599.0 1518.8 140 1.2

Section 2: fluid sequenceOriginal fluid Mud 9.70 lb/gal

Pv : 18.000 cP Ty : 30.00 lbf/100ft2Displacement Volume 182.5 bbl

Total Volume 449.7 bblTOC 0.0 m



Page 10

Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Fluid Sequence Fluid Sequence Fluid Sequence Fluid SequenceName Volume

(bbl) Ann. Len

(m) Top(m)

Density(lb/gal)

Rheology

Washer 20.0 0.0 8.34 Pv:7.000 cP Ty:6.00 lbf/100ft2 MUDPUSH II 30.0 0.0 11.00 k:5.42E-3 lbf.s^n/ft2 n:0.660 Ty:12.37 lbf/100ft2

Lead Slurry 147.0 1068.0 0.0 12.80 k:1.09E-2 lbf.s^n/ft2 n:0.456 Ty:6.48 lbf/100ft2 Tail Slurry 70.1 400.0 1068.0 15.80 k:1.22E-2 lbf.s^n/ft2 n:0.742 Ty:6.22 lbf/100ft2

Water 182.5 0.0 8.32 viscosity:5.000 cP

Static Security Checks : Static Security Checks : Static Security Checks : Static Security Checks :Frac 157 psi at 428.9 mPore 393 psi at 428.9 mCollapse 3966 psi at 1454.0 mBurst 7240 psi at 0.0 mCsg.Pump out 28 tonCheck Valve Diff Press 1241 psi

0

1 0 0 0

2 0 0 0

m

Fluid Sequence

0 1 2 3 4 (x 1000) psi

Static Well Security

Hydrostatic

Frac

Pore

6 9 12 15 18lb/gal

Dynamic Well Security

Hydrostatic

Min. Hydros tatic

Max. Dynamic

Min. Dynamic

Frac

Pore



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Section 3: pumping schedule

Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping Schedule Pumping ScheduleName Flow Rate

(bbl/min)Volume

(bbl)Stage Time

(min)Cum.Vol

(bbl). Inj.

Temp.(degF)

Comments

Washer 5.0 20.0 4.0 20.0 80MUDPUSH II 5.0 30.0 6.0 30.0 80

Pause 0.0 0.0 2.0 0.0 80 Tapon InferiorLead Slurry 4.0 147.0 36.8 147.0 80

Tail Slurry 5.0 70.1 14.0 70.1 80Pause 0.0 0.0 2.0 0.0 80 Tapon SuperiorWater 7.0 150.0 21.4 150.0 80Water 4.0 20.0 5.0 170.0 80Water 2.0 12.5 6.3 182.5 80

Total 01:33

hr:mn

449.7 bbl

Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks :Frac 107 psi at 428.9 mPore 123 psi at 428.9 mCollapse 3966 psi at 1454.0 mBurst 5881 psi at 0.0 m

Temperature ResultsTemperature ResultsTemperature ResultsTemperature ResultsBHCT 105 degF Simulated Max HCT 135 degFSimulated BHCT 112 degF Max HCT Depth 1468.0 mCT at TOC 82 degF Max HCT Time 00:00:00 hr:mn:sc

Static temperatures : Static temperatures : Static temperatures : Static temperatures :At Time (hr:mn) (hr:mn) Geo. Temp.Top of Cement (degF) (degF) 80 degFBottom Hole (degF) (degF) 135 degF

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Time (min)

1 6

1 5

1 4

1 3

1 2

1 1

1 0

9

8

7

A n n . P r e s s u r e ( l b / g a l )

Dynamic

Hydrostatic

Pore

Frac

Depth = 1468 m



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Time min

1 . 5

0

1 . 2

5

1 . 0

0

0 . 7

5

0 . 5

0

0 . 2

5

0

W H P ( p s i ) ( x 1 0 0 0 )

Calc. Pump Press.

Acquired Pressure

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Time (min)

7 . 5

7 . 0

6 . 5

6 . 0

5 . 5

5 . 0

4 . 5

4 . 0

3 . 5

3

. 0

2 . 5

2 . 0

1 . 5

F l o w R a t e ( b b l / m i n )

Q Out

Q In



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Section 4: mud circulation schedule

Mud Mud Mud Mud Mud 9.70 lb/galPv : 18.000 cP Ty : 30.00 lbf/100ft2

Pumping Sched Pumping Sched Pumping Sched Pumping Schedule ule ule uleFlow Rate (bbl/min)

Volume (bbl)

Stage Time (min)

Comments

7.0 420.0 60.0

Total 01:00 hr:mn

Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks : Dynamic Security Checks :Frac 235 psi at 428.9 m

Pore 172 psi at 428.9 m

Collapse 5141 psi at 1468.0 m Burst 6857 psi at 0.0 m

0 25 50 75Time (min)

5 0 0

2 5 0

0

M u

d S u r f .

P r e s s .

( p s

i )Mud Cement Head Pressure

0 25 50 75Time (min)

7 . 5

5 . 0

2

. 5

0 M u

d F l o w

R a

t e ( b b l / m i n ) Q in

Q out

0 1 2 3 4

(x 1000) psi

Mud Dynamic Security

Min. Hydrostatic

Min. Dynamic

Max. Dynamic

Frac

Pore

Reportes de Laboratorio (Lechadas de referencia)



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Laboratory Cement Test ReportLead Slurry

Signatures

Fluid No : Client : Vintage Location / Rig :Date : Oct-03-2013 Well Name : NARANJILLO Field : NJL 120 Raul Morales

Job Type Csg 7in Depth TVDBHST BHCT BHPStarting Temp. 80 degF Time to Temp. 00:29 hr:mn Heating Rate 0.95 degF/minStarting Pressure 412 psi Time to Pressure 00:29 hr:mn Schedule 9.5-2

CompositionSlurry Density 12.80 lb/gal Yield 2.33 ft3/sk Mix Fluid 13.325 gal/skSolid Vol. Fraction 24.3 % Porosity 75.7 % Slurry type Conventional

Code Concentration Sack Reference Component

Blend Density Lot Number

Class "G" 110 lb of BLEND Blend 199.77 lb/ft3Fresh water 12.831 gal/sk Base Fluid

D047 0.030 gal/sk Antifoam TUK0286

D020 2.500 %BWOC Extender MISWACOD111 0.300 gal/sk Thixotrop. E0991523D110 0.040 gal/sk Retarder TU9A0050A0

RheologyTemperature 80 degF 106 degF

(rpm)Up

(deg)Down(deg)

Average(deg)

Up(deg)

Down(deg)

Average(deg)

300 22.0 22.0 22.0 25.0 25.0 25.0

200 17.0 17.0 17.0 19.0 21.0 20.0

100 15.0 15.0 15.0 17.0 18.0 17.5

60 14.0 14.0 14.0 15.0 17.0 16.0

30 11.0 11.0 11.0 14.0 15.0 14.5

6 9.0 9.0 9.0 11.0 13.0 12.0

3 6.0 6.0 6.0 9.0 8.0 8.5

10 sec Gel 13 deg - 13.88 lbf/100ft2 8 deg - 8.54 lbf/100ft210 min Gel 19 deg - 20.28 lbf/100ft2 13 deg - 13.88 lbf/100ft2

1 min Stirring 16 deg - 17.08 lbf/100ft2 10 deg - 10.67 lbf/100ft2

Rheo. computed Viscosity : 10.781 cP Yield Point : 10.98 lbf/100ft2 Viscosity : 11.402 cP Yield Point : 13.36 lbf/100ft2

Thickening TimeConsistency TimeRemark : Thickening time do not include batch time 40 Bc 03:58 hr:mn60 Bc 04:15 hr:mn100 Bc 05:10 hr:mn

Free Fluid0.0 mL/250mL in 2 hrs

At 80 degF and 0 deg incl

Sedimentation : None



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

UCA Compressive StrengthTime CS12:00 hr:mn 265 psi

24:00 hr:mn 404 psi

CommentsThickening Time Comment : Lechada a ser preparada al vuelo

AGREGAR EL RETARDADOR D110 MINUTOS ANTES DE COLOCAR EL CEMENTO

GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE

GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA CO MPRES GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRES GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA CO MPRES GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESION ION ION ION



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Client : VINTAGE

Well : NJL-120


District : SC-BO

Country : Bolivia

Laboratory Cement Test ReportTail Slurry ISOBLOK

Signatures

Fluid No : Client : Vintage Bolivia Location / Rig :Date : Oct-01-2013 Well Name : Naranjillo Field : NJL 120 Raul Morales

Job Type Casing 7" Depth m TVDBHST degF BHCT degF BHPStarting Temp. 80 degF Time to Temp. 00:29 hr:mn Heating Rate 0.95 degF/minStarting Pressure 412 psi Time to Pressure 00:29 hr:mn Schedule 9.5-2

CompositionSlurry Density 15.80 lb/gal Yield 1.36 ft3/sk Mix Fluid 6.074 gal/skSolid Vol. Fraction 40.9 % Porosity 59.1 % Slurry type Conventional

Code Concentration Sack Reference Component

Blend Density Lot Number

Class "G" 110 lb of BLEND Blend 199.77 lb/ft3Fresh water 4.745 gal/sk Base Fluid

D047 0.050 gal/sk Antifoam TUK0286

D153 0.100 %BWOC Antisettling 11012012-2D167 0.300 %BWOC Fluid loss 11581726202D065 0.200 %BWOC Dispersant 21205-01D600G 1.200 gal/sk GASBLOK LG12K28R2PD197 0.025 gal/sk Retarder Acc 2010

RheologyTemperature 80 degF 106 degF

(rpm)Up

(deg)Down(deg)

Average(deg)

Up(deg)

Down(deg)

Average(deg)

300 80.0 80.0 80.0 125.0 125.0 125.0

200 59.0 60.0 59.5 94.0 94.0 94.0

100 35.0 35.0 35.0 60.0 57.0 58.5

60 30.0 30.0 30.0 44.0 41.0 42.5

30 16.0 16.0 16.0 30.0 26.0 28.0

6 7.0 7.0 7.0 14.0 11.0 12.5

3 5.0 6.0 5.5 10.0 9.0 9.5

10 sec Gel 6 deg - 6.40 lbf/100ft2 8 deg - 8.54 lbf/100ft2

10 min Gel 16 deg - 17.08 lbf/100ft2 22 deg - 23.48 lbf/100ft21 min Stirring 10 deg - 10.67 lbf/100ft2 14 deg - 14.94 lbf/100ft2

Rheo. computed Viscosity : 68.858 cP Yield Point : 12.53 lbf/100ft2 Viscosity : 107.513 cP Yield Point : 20.21 lbf/100ft2

Thickening TimeConsistency TimeRemark : Thickening time do not include batch time 40 Bc 03:50 hr:mn60 Bc 04:00 hr:mn100 Bc 04:17 hr:mnBatch Mix Time : 00:50 hr:mn at 80 degF

Free Fluid0.0 mL/250mL in 2 hrs

At 80 degF and 0 deg inclSedimentation : None

Fluid LossAPI Fluid Loss 30 mL

In 30 min at 106 degF and 1000 psi



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Country : Bolivia

UCA Compressive StrengthTime CS12:00 hr:mn 1363 psi

24:00 hr:mn 1941 psiCommentsGeneral Comment : AGREGAR LOS PRODUCTOS EN EL ORDEN EN QUE SE ENCUENTRAN EN EL REPORTE.

EL REATRDADOR D197 DEBERA SER AGREGADO AL AGUA DE MEZCLA MINUTOS ANTESDE COLOCARSE EL CEMENTO.

GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE

GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA CO MPRESION GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESION GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA CO MPRESION GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESION



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Country : Bolivia

Estimado de Costos



Seccion O - Informacion del Cabezal

Sección O

Información del cabezal

Esquema y especificaciones del cabezal del pozo

programa de perforación pozo naranjillos 120.pdf

Documents