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NARANJILLOS 120Bolivia
Programa de Perforación
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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
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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
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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
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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
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Seccion A - Informacion General 3
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
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Seccion A - Informacion General 4
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
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Seccion A - Informacion General 5
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.
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Seccion A - Informacion General 6
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
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Seccion A - Informacion General 7
NARANJILLOS Lista de Contactos
Title / Role Name Country Office # Mobile # Email
General Manager Gonzalo Ruiz Bolivia59133667711(Santa Cruz)
- Gonzalo_Ruiz@oxy.com
Drilling ManagerColombia
Stanley Hewitt Colombia5716288306(Bogotá)
- Stanley_Hewitt@oxy.com
Project DrillingEngineer
Edwin López Colombia59133667715(Santa Cruz))
(591) 71348441 Edwin_lopez@oxy.com
DrillingSuperintendent
Carlos JulioRivera
Colombia59133667715(Santa Cruz)
(591) 71340314 Carlos_Rivera@oxy.com
Completion Engineer Advisor
Sergio Parra Colombia59133667704(Santa Cruz)
(591) 71340338 Sergio_parra@oxy.com
ReservoirDevelopment Team,Lead
ClaudiaMalagon
Colombia5716288341
(Bogotá)- Claudia_Malagon@oxy.com
Geologist Hamblet Davila Colombia5716288082
(Bogotá)- Hamblet_Davila@oxy.com
HES Rafael Pelaez Bolivia(591) 33667700
(Santa Cruz)Rafael_Pelaez@oxy.com
Operations ManagerSergio Eduardo
AyalaBolivia 59133667703
(Santa Cruz) (591)72123843 SergioEduardo_Ayala@oxy.com
Civil Engineer Carlos Bonilla Bolivia5913667761
(Santa Cruz)Carlos_Bonilla@oxy.com
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Seccion A - Informacion General 8
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.
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Seccion A - Informacion General 9
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.
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Seccion A - Informacion General 10
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.
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Seccion A - Informacion General 11
LAYOUT POZO NARANJILLOS 120
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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
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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
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Seccion B - Prognosis geológica 3
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.
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Seccion B - Prognosis geológica 4
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
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Seccion B - Prognosis geológica 5
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.
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Seccion B - Prognosis geológica 6
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
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Seccion B - Prognosis geológica 7
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
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Seccion B - Prognosis geológica 8
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.
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October 13, 2009
CAMPO NARANJILLOS
• ARGENTINA
Bermejo
Rió Grande
Madrejones
Yacuiba
gura 1. Mapa de Localización
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gura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación San Isidro Superior.
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gura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cajones A.
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gura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cajones B.
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Bolivia
ParaguayArgentina
Peru
Chile
Naranjillos
PorvenirChaco SurÑupuco
Brazil
Tarija Basin
gura 3. Imagen Satelital.
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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
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gura 5. Correlación estratigráfica
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Cajones Hz
NJL-120
gura 7. Línea sísmica interpretada
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Sección C
Información General del diseño de
pozo
Onepage Summary
Análisis de Riesgos de Perforación (Drilling Risk Assessment )
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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
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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
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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
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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.
CDG Fluid Specialist, Drilling FluidsBest Practices
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.
CDG Fluid Specialist, Drilling FluidsBest Practices
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%
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Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación 1
Sección D
Curva de tiempo & Costos
Curva de tiempos y costos
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Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación 2
Drilling Time & Cost Curves
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0
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-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
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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
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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
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Programa de Perforación Direccional
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
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Programa de Perforación Direccional
psi, entre 4 y 5 de peso, obteniendo con 50% un DLS de entre 1.8 y 2.2 necesario para seguir acorde al plan.
Luego de tumbar el ángulo y tener el pozo vertical se rota nuevamente hasta 1294m , a partir de esta
profundidad se realizan correcciones mínimas para evitar que la tendencia del pozo lo desvíe de la vertical.
El BHA responde bien a las deslizadas y logra mantener el rumbo rotando.
Trabajo de las herramientas
El Motor de Fondo trabaja muy bien en los metros rotados y deslizados, entra con un GAP de 3mm y la
camisa estabilizadora sale sin desgaste.
La herramienta de MWD - SlimPulse funcionó sin problemas durante toda la fase.
Recomendaciones.
Se recomienda utilizar MWD con mayor velocidad de transmisión de datos (PP o PuP) , ya que la velocidad
de perforación deslizan do supera fácilmente los 25mhr.
NPC-104
FASE 12.25"
Parámetros de perforación y ROP
Son empleados 530gpm como galonaje de operación para esta fase, en el metro 558 se observan pérdidas
severas de circulación por lo que al llegar a esta zona se recomienda bajar el galonaje a 450gpm.
Es aplicado hasta 10 klbs de peso en rotación y hasta 12klbs en modo Slide obteniendo ROP
elevadas. Este peso aplicado optimiza al máximo el desempeño del BHA.
Control direccional
El Arreglo direccional empleado responde bien al slide, en este caso era necesario conseguir un DLS de
1.6°/30m lo cual se logra deslizando de 4 a 5m por barra de DP hasta pasar los 10° de Inclinación, luego de
esto el BH del motor logra mejor apoyo en las paredes del pozo por lo que 3m de slide por barra de DP es
suficiente para generar los 1.6°/30m de DLS. Los slides responden mejor cuando se los realiza aplicando
de 5 a 10klbs de peso y evitando parar a acomodar TF con la mesa.
Con el fin de evitar lavar el Slide y perder el Dog Leg obtenido, se rota inmediatamente después de deslizar,
no se repasa si no hasta el final de la barra.
Se recomienda utilizar 3bps en el MWD para obtener los survey mas rápido por pedido del cliente y para
obtener datos suficientes para el Drilling Mechanics.
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Programa de Perforación Direccional
FASE 8.5"
Parámetros de perforación y ROP
Los parámetros y la penetración fue constante hasta llegar a la Formación Cangapi. Se observa una
elevada ROP aplicando entre 7 y 12klbs de peso sobre la broca y trabajando con 150 a 200psi de presión
diferencial, las deslizadas se realizan eficientemente manteniendo una presión diferencial entre 80 y 150psi,
aplicando entre 7 y hasta 12klbs de peso sobre la broca. Luego de entrar en la formación Cangapi se
observa intercalación de formaciones más compactas por lo que es necesario aplicar hasta 15klbs de peso
rotando y 12klbs deslizando, no obstante en estas intercalaciones se observa baja ROP.
El Trepano PDC con 5 boquillas de 12/32'' con 500gpm y 9ppg en el lodo genera una caída de presión de
677psi. Esta potencia hidráulica no es necesaria por lo que se recomienda aumentar el TFA.
Control Direccional
El control direccional con este arreglo fue muy bueno, responde bastante al slide, genera los
DLS necesarios para seguir el plan con pocos metros deslizados. Al ver una disminución del ángulo, fue
necesario sólo 4m deslizados cada 16m rotados para conseguir el DLS de 2.15 del plan, se recomienda no
deslizar en mayor proporción debido al riesgo de generar DLS elevados y generar tortuosidad en el pozo.
En las tangentes fue sólo necesario realizar pequeñas correcciones para mantener el pozo conforme al
plan, la tendencia aunque muy leve es de Disminuir ángulo y girar hacia la izquierda en la mayoría de los
tramos rotados, realizando 2m de slide cada 60m rotados, lo cual rompe la tendencia de giro y mantiene el
pozo en rumbo.
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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
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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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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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
1013.96 304.69 810.64 709.27 5.00 OSF 1.50 828.00 794.32 OSF<5.00 Enter Alert
864.19 332.60 642.24 531.60 3.90 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts
NJL-009_Az.0 (Def Survey) Warning Alert
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
1191.14 358.55 951.87 832.59 4.99 OSF 1.50 1212.00 1155.17 OSF<5.00 Enter Alert
1094.94 437.49 803.02 657.46 3.76 OSF 1.50 1473.82 1401.20 MinPts
NJL-020_Az.0 (Def Survey) Warning Alert
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
1186.74 357.10 948.51 829.64 4.99 OSF 1.50 1206.00 1149.53 OSF<5.00 Enter Alert
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 50/199
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
NJL-027_Az.0 (Def Survey) Pass
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
NJL-102_Az.0 (Def Survey) Pass
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
NJL-026_Az.0 (Def Survey) Pass
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
NJL-018_Az.270 (Def Survey) Pass
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
NJL-019_Az.0 (Def Survey) Pass
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
NJL-010_Az.0 (Def Survey) Pass
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
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Programa de Perforación Direccional
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 JArtieda@slb.com
Aamer Zaheer ABC Drilling Engineer Center Manager MZaheer@slb.com
Pablo Gancedo ABC Sales Manager PGancedo@slb.com
Luis Moran BOC Location Manager Cel: 721-63689 LMarquez@slb.com
Cesar Villegas BOC Drilling Engineer Cel: 721-45635 Cvillegas@slb.com
Ives Sanjinés BOC Sales Engineer Cel: 710-11951 ISanjines@slb.com
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Sección FProcedimiento de Perforación
Plan General del Pozo Naranjillos 120
Protocolo de Comunicaciones
Procedimiento de Perforacion
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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
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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
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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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 3
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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 4
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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 5
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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 6
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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 7
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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 8
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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 9
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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 10
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.
Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas deacuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 2 esta descrito en losanexos.
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
5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)
8'' Stabilizer Schlumberger
15
10.83
SAI
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 11
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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 12
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.
Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas deacuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 3 esta descrito en losanexos.
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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 13
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.
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 14
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
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
0.268.5008 1/2" Tricone 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
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Seccion F - Procedimiento de Perforacion 16
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.
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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
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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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 72/199
Seccion G - Análisis de pozos cercanos 3
NARANJILLOS 04
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Naranjillos (San Isidro) 1186mts
San Isidro 1209mts
Naranjillos (Santa Cruz) 1284mts
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
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 4
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
Naranjillos (San Isidro) 1228mts
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
Esarpment Sup repeat 2932mts
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
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 5
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
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 6
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.
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 7
NARANJILLOS 10
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Naranjillos (San Isidro) 1181mts
San Isidro 1242mts
Naranjillos (Santa Cruz) 1282mts
Cajones A 1312mts
Cajones B 1370mts
Yantata
Izozog 1508mts
Ichoa
Escarpment Sup 1608mts
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)
Naranjillos (Santa Cruz) 2496mts
Cajones A 2534mts
Cajones B 2586mts
Yantata
Izozog (Yantata B)
Ichoa 2740mts
Ichoa repeat
Escarpment Sup 2843mts
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 3161mts
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 8
NARANJILLOS 13 ST
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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 Sup 1617mts
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
Unconformity 2088mts
VP2
Iquiri
Lower Iquiri
Los Monos
Naranjillos Fault
Fault 2360mts
Petaca
Naranjillos (San Isidro)
Naranjillos (Santa Cruz) 2514mts
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
Escarpment Sup 2827mts
Esarpment Sup repeat 2869mts
Escarpmanet Me d 2957mts
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
Escarpment Inf repeat
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
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 9
NARANJILLOS 16
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Naranjillos (San Isidro) 1237mts
San Isidro 1278mts
Naranjillos (Santa Cruz) 1307mts
Cajones A 1365mts
Cajones B
Yantata
Izozog 1504mts
Ichoa
Escarpment Sup 1619mts
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
Naranjillos (San Isidro)
Naranjillos (Santa Cruz) 2528mts
Cajones A
Cajones B
Yantata
Izozog (Yantata B)
Ichoa
Ichoa repeat
Escarpment Sup 2829mts
Esarpment Sup repeat
Escarpmanet Me d 2972mts
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
Escarpment Inf repeat
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 79/199
Seccion G - Análisis de pozos cercanos 10
NARANJILLOS 18
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
Chaco Hole Size: 17-1/2"
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
Naranjillos (San Isidro) 1217mts Hole Size:12-1/4"
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 Sup 1605mts
Escarpment Me d
Escarpment Med B
Escarpment Inf 1748mts
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
Naranjillos (San Isidro)
Naranjillos (Santa Cruz) 2502mts
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
Esarpment Sup repeat 2935mts
Escarpmanet Me d
Escarpmanet Med repeat 3025mts
Escarpment Me dio B 3081mts
Escarpment Me dio B repeat
Escarpment Inf
Escarpment Inf repeat
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 11
NARANJILLOS 19
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Unconformity 2076mts
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 12
NARANJILLOS 20
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
Chaco Hole Size: 12-1/4"
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
Naranjillos (San Isidro) 1232mts
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
Escarpment Inf 1758mts
Taiguati A
Taiguati B
Taiguati C
Taiguati D 1963mts
Tupambi
Unconformity 2050mts
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 82/199
Seccion G - Análisis de pozos cercanos 13
NARANJILLOS 26
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
Chaco Hole Size: 12-1/4"
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
Cemented with 16.1 ppg Tail
Yecua
1046mts
Petaca 1176mts
1198mts
Naranjillos (San Isidro)
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 83/199
Seccion G - Análisis de pozos cercanos 14
NARANJILLOS 27
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
Chaco P&A with cement plug at 34 mts
9 5/8", 36#/FT, J55 82.5 mts Hole Size: 12-1/4"
Cemented with 15.6 ppg Tail
Hole Size: 7-7/8"
MW: 9.2 - 9.7 ppg
878mts
Yecua
1039mts
Petaca 1175mts
Naranjillos (San Isidro) 1200mts
San Isidro 1276mts
Naranjillos (Santa Cruz) 1311mts
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 15
NARANJILLOS 107
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Naranjillos (San Isidro) 1188mts
San Isidro 1265mts Hole Size:12-1/4"
Naranjillos (Santa Cruz) 1304mts
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion G - Análisis de pozos cercanos 16
NARANJILLOS 102
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Naranjillos (San Isidro) 1208mts Hole Size:12-1/4"
San Isidro MW: 8.8 - 9.5 ppg Until 3500 mts
Naranjillos (Santa Cruz)
Cajones A 1363mts
Cajones B 1385mts
Yantata 1476mts
Izozog 1516mts
Ichoa 1547mts
Escarpment Sup 1610mts
Escarpment Me d 1655mts FAULT
Escarpment Med B 1718mts
Escarpment Inf
Taiguati A 1827mts
Taiguati B 1871mts
Taiguati C
Taiguati D 1963mts
Tupambi
Unconformity 2095mts
VP2
Iquiri
Lower Iquiri 2200mts
Los Monos
Naranjillos Fault
Fault 2357mts
Petaca
Naranjillos (San Isidro)
Naranjillos (Santa Cruz)
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
Escarpment Inf repeat
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 86/199
Seccion G - Análisis de pozos cercanos 17
NARANJILLOS 105
Depth
Reference
Tops Gas Casing in Remarks
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
Escarpment Inf 1791mts
Taiguati A
Taiguati B
Taiguati C
Taiguati D
Tupambi 2001mts
Unconformity 2090mts
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
Escarpment Sup 2865mts
Esarpment Sup repeat
Escarpmanet Me d 2966mts
Escarpmanet Med repeat
Escarpment Medio B 3058mts
Escarpment Medio B repeat 3115mts
Escarpment Inf 3173mts
Escarpment Inf repeat
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
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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”
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Seccion H – Información de ensamblajes de fondo 2
DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARAPERFORACIÓN DE HUECO DE
12-1/4”
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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
5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)
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
3 x 5" HWDP (3 joints)
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
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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)
Ground Level = 17.2 ft
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
5.000in DP in 12.565in OH
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http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 91/199
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
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 92/199
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
ECD at BitECD at ShoeECD at TD
Pressure at BitPressure at ShoePressure at TD
Hydraulics Surge 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 )
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
dnesday, October 16, 2013 Swab/Surge
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion H – Información de ensamblajes de fondo 3
DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA
PERFORACIÓN DE HUECO DE
8-1/2”x9-1/2”
BHA # 2 DIRECCIONAL
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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 to Bit (m)Bend Angle (deg)
Bend Summary
BHA Nozzle Summary
0.89
5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)
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
Rotor By Pass Nozzle
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)
Weight in Air Below Jar (1000 lbm)
Buoyant Weight Below Jar (1000
Total Buoyant Weight (1000 lbm)
Total Weight in Air (1000 lbm)
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Company: OXY BOLIVIA
Project: NARANJILLOS
Site: NARANJILLOS
Well: NARANJILLOS 120Wellbore: ORIG HOLE
Design: PLAN OCT 23, 2014
Case: 2. PRODUCTION HOLE 9.5"
GENERAL WELL INFORMATION
Default Site Elevation: 0.0 ft
System Datum: Mean Sea Level
Datum Name: Original KB
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 : 0.701in² (2x13+4x12)
Total System Pressure Loss : 1729.02 psi
Surface Equipment Pressure Loss : 100.00 psi
Bit Pressure Loss : 648.18 psi
Bit Impact Force : 820.2 lbf
Bit Hydraulic Power : 234.43 hp
Percent Power at Bit : 37.49 %
HSI : 3.2 hp/in²
Bit Nozzle Velocity : 283.7 ft/s
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
Minimum Flowrate (200.0 gpm/in)
Ground Level = 17.2 ft
Min. Flowrate (ROP280.0 ft/hr)
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)
Ground Level = 17.2 ft
Suspended Volume (Q=620.0 gpm)
Total Volume(ROP=70.0 ft/hr)
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
Bed Height (55.000 in/in)
Ground Level = 17.2 ft
Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TV
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 )
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
Pump Rate (60.0 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
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)
Flow Rate(620.0 gpm)
4.500in DP in 8.600in CAS
4.500in DP in 9.660in OH
5.000in DP in 9.660in OH
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
http://slidepdf.com/reader/full/programa-de-perforacion-pozo-naranjillos-120pdf 96/199
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
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 )
0.0 100.0 200.0 300.0
Tension at Depth (200.0 kip/in)
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
Helical Buckling (Non Rotating)
Helical Buckling (Rotating)
Sinusoidal Buckling (all operations)
Backreaming
Rotate Off Bottom
Rotate On Bottom
Tripping Out
Tripping In
Fluid #1
Density (ppg) PV (cp) YP (lbf/100ft²)
9.00 16.03 9.101
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: P LAN OCT 23, 2014 Water Depth: 2116.8 ft
Case: 2. PRODUCTION HOLE 9.5" Wellhead Elevation: ft
HOLE SECTION EDITOR
Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 4019.0 ft
Hole Sect. MD (ft) Length (ft) ID (in) Drift (in) Eff. Dia. (in) COF Cap. (bbl/ft) Vol. Ex. (%) Item Description
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)
BACKREAMING ~~~ ~ 6100.0 1.6 104.4 3.5 3862.4 4019.0TRIPPING OUT ~~~ ~ 0.0 0.0 109.3 3.5 3780.2 4019.0
ROTATING ON BOTTOM ~~~ ~ 5574.5 1.6 79.4 2.9 3286.4 3696.5TRIPPING IN ~~~ ~ 0.0 0.0 81.4 3.1 3537.9 4019.0
ROTATING OFF BOTTOM ~~~ ~ 3389.8 0.7 94.4 3.3 3586.4 4019.0SLIDING ASSEMBLY ~~~ ~ 3500.0 1.3 68.3 2.7 3286.4 3629.3
Torque Drag : Mode Data
Run Definitions
Start MD : 1363.1 ftStep Size : 30.0 ft
End MD : 5197.8 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
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
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XY BOLIVIA
:NARANJILLOS 120
bore:ORIG HOLE
gn:PLAN OCT 23, 2014
:2. PRODUCTION HOLE 9.5"
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 )
8.50
9.00
9.50
1000
1500
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
ECD at BitECD at ShoeECD at TD
Pressure at BitPressure at ShoePressure at TD
Hydraulics Surge 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 )
9.60
9.80
10.00
10.20
10.40
1000
1500
2000
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
ECD at BitECD at ShoeECD at TDPressure at BitPressure at ShoePressure at TD
sday, November 05, 2013 Swab/Surge
8/9/2019 Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf
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Seccion H – Información de ensamblajes de fondo 4
DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA
PERFORACIÓN DE HUECO DE
8-1/2”x9-1/2”
BHA # 3 CONVENCIONAL
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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)
Weight in Air Below Jar (1000 lbm)
Buoyant Weight Below Jar (1000
Total Buoyant Weight (1000 lbm)
Total Weight in Air (1000 lbm)
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
Hole Size (in)
Weatherford
Borehole Name
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
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
3 x 5" HWDP (3 joints)
Depth In (m)
5
4
SAI
Manu.Desc.
Depth Out (m)
0.6
Approved By
DIR\ISanjines
SAI
Designed By
Cum.
Length
(m)
25Oct2013Date
Rotor By Pass Nozzle
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 to Bit (m)Bend Angle (deg)
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
X/O 4" IF x 4 1/2" IF SAI
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
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Company: OXY BOLIVIA
Project: NARANJILLOS
Site: NARANJILLOS
Well: NARANJILLOS 120Wellbore: ORIG HOLE
Design: PLAN OCT 23, 2014
Case: 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD
GENERAL WELL INFORMATION
Default Site Elevation: 0.0 ft
System Datum: Mean Sea Level
Datum Name: Original KB
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 : 0.663in² (2x12+4x12)
Total System Pressure Loss : 1977.27 psi
Surface Equipment Pressure Loss : 100.00 psi
Bit Pressure Loss : 725.38 psi
Bit Impact Force : 867.7 lbf
Bit Hydraulic Power : 262.34 hp
Percent Power at Bit : 36.69 %
HSI : 3.6 hp/in²
Bit Nozzle Velocity : 300.2 ft/s
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
Minimum Flowrate (200.0 gpm/in)
Ground Level = 17.2 ft
Min. Flowrate (ROP280.0 ft/hr)
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)
Ground Level = 17.2 ft
Suspended Volume (Q=620.0 gpm)
Total Volume(ROP=70.0 ft/hr)
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
Bed Height (55.000 in/in)
Ground Level = 17.2 ft
Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TV
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 )
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
Pump Rate (60.0 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
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)
Flow Rate(620.0 gpm)
4.500in DP in 8.600in CAS
4.500in DP in 9.660in OH
5.000in DP in 9.660in OH
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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
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 )
0.0 100.0 200.0 300.0
Tension at Depth (200.0 kip/in)
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
Helical Buckling (Non Rotating)
Helical Buckling (Rotating)
Sinusoidal Buckling (all operations)
Backreaming
Rotate Off Bottom
Rotate On Bottom
Tripping Out
Tripping In
Fluid #1
Density (ppg) PV (cp) YP (lbf/100ft²)
9.00 16.03 9.101
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: 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TDWellhead Elevation: ft
HOLE SECTION EDITOR
Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 4835.0 ft
Hole Sect. MD (ft) Length (ft) ID (in) Drift (in) Eff. Dia. (in) COF Cap. (bbl/ft) Vol. Ex. (%) Item Description
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)
BACKREAMING ~~~ ~ 6742.8 2.0 116.7 4.3 4675.9 4835.0TRIPPING OUT ~~~ ~ 0.0 0.0 124.6 4.3 4374.0 4835.0
ROTATING ON BOTTOM ~~~ ~ 6217.3 2.0 91.7 3.5 4099.9 4495.0TRIPPING IN ~~~ ~ 0.0 0.0 91.0 3.7 4213.0 4835.0
ROTATING OFF BOTTOM ~~~ ~ 4032.6 0.9 106.7 4.0 4303.8 4835.0SLIDING ASSEMBLY ~~~ ~ 3500.0 1.5 78.0 3.3 4099.9 4429.4
Torque Drag : Mode Data
Run Definitions
Start MD : 1363.1 ftStep Size : 30.0 ft
End MD : 5197.8 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
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
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XY BOLIVIA
:NARANJILLOS 120
bore:ORIG HOLE
gn:PLAN OCT 23, 2014
:3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD
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 )
8.50
9.00
9.50
1000
1500
2000
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
ECD at BitECD at ShoeECD at TD
Pressure at BitPressure at ShoePressure at TD
Hydraulics Surge 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 )
9.60
9.80
10.00
10.20
10.40
1000
1500
2000
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
Time per Stand (sec)0 100 200
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
ECD at BitECD at ShoeECD at TDPressure at BitPressure at ShoePressure at TD
sday, November 05, 2013 Swab/Surge
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Sección I
Información de las Brocas
Tabla resumen de Brocas
Información técnica de las brocas
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Seccion I – Información de las Brocas 2
PLAN DE BROCAS
BROCA DE 12-1/4”
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Seccion I – Información de las Brocas 3
BROCA DE 8-1/2”x9-1/2”
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Seccion I – Información de las Brocas 4
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Sección JInformación del Fluidos de
Perforación
Tabla resumen fluidos y propiedades por secciones
Programa de Fluidos
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1Servicio de Fluidos de Perforación
PROGRAMA
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA S.A.POZO: NJL-120Santa Cruz - Bolivia
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2Servicio de Fluidos de Perforación
PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACION
POZO: NJL-120
REVISADOPOR:
Luis GuevaraGerente de OperacionesCel : 71339388E-mail: lguevara@.slb.com
APROBADOPOR:
Jorge MoyanoGerente GeneralCel: 766-30987E-mail: jmoyano@.slb.com
APROBADOPOR:
Edwin LopezVINTAGE PETROLEUM BOLIVIA SA
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3Servicio de Fluidos de Perforación
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
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4Servicio de Fluidos de Perforación
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
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5Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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6Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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7Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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8Servicio de Fluidos de Perforación
DATOS GEOLOGICOS
FORMACIÓN RESERVORIO MD (mts)TVD(mts)
TVDSS(mts)
ARENANETA(mts)
ARENANETA CONPETROLEO
(mts)
PRESIÓN DEFORMACIÓN
(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 -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
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9Servicio de Fluidos de Perforación
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
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10Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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11Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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12Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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13Servicio de Fluidos de Perforación
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
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14Servicio de Fluidos de Perforación
V RESUMEN GENERAL DE VOLUMNES Y MATERIALES
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15Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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16Servicio de Fluidos de Perforación
5.2 PLAN DIRECCIONAL
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17Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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18Servicio de Fluidos de Perforación
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
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19Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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20Servicio de Fluidos de Perforación
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
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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.
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22Servicio de Fluidos de Perforación
6.12 FORMULACIÓN DEL SISTEMA
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23Servicio de Fluidos de Perforación
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
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24Servicio de Fluidos de Perforación
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
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25Servicio de Fluidos de Perforación
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
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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.
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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
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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.
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7.16 CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS.
Zarandas del equipo Equipadas con malla 180*180 inicial y 210*210 mesh 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
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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.
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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.
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32Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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33Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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34Servicio de Fluidos de Perforación
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).
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35Servicio de Fluidos de Perforación
“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.
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36Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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37Servicio de Fluidos de Perforación
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
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38Servicio de Fluidos de Perforación
Formulación para baches de Pipe Lax W
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40Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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41Servicio de Fluidos de Perforación
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.
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42Servicio de Fluidos de Perforación
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
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43Servicio de Fluidos de Perforación
APÉNDICE VI – POLÍTICA GLOBAL DE SSMA
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Sección KInformación del Revestimiento
Tabla resumen de las especificaciones del Revestimiento
Diseño de StressCheck
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Seccion K - Información del revestimiento 2
RESUMEN DE REVESTIMIENTO Y PROPIEDADES
DISEÑO REVESTIMIENTO 9-7/8”
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Seccion K - Información del revestimiento 3
DISEÑO REVESTIMIENTO 7”
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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
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Sección LEstado Mecánico del Pozo
Diagrama del estado mecánico del pozo
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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
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Sección MGuía de corrida de revestimiento
Diagrama de orden de bajada de Revestimiento de 9-5/8” – 9-7/8”
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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 7/8" 62.8 DST-140 BTC 13.65 53.44 8,500 Modificado a 9 5/8" BTC
Casing 9 7/8" 62.8 DST-140 BTC 13.88 67.32 8,500 Modificado a 9 5/8" BTC
Casing 9 7/8" 62.8 DST-140 BTC 12.71 80.03 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" 36 K-55 BTC 12.00 459.22 8,765 Back up
Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 471.22 8,765 Back up
Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 483.22 8,765 Back up
Casing 9 5/8" 36 K-55 BTC 12.00 495.22 8,765 Back up
Casing 9 5/8" 47 N-80 BTC 8.72 503.94 8,500 Landing joint
Casing para NJL-120
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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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
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 : ysoljancic@slb.com
* 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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
Reportes de Laboratorio (Lechadas de referencia)
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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
District : SC-BO
Country : Bolivia
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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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Well : NJL-120
String : Casing Intermedio
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Country : Bolivia
Estimado de Costos Estimado de Costos Estimado de Costos Estimado de Costos
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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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
Country : Bolivia
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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Client : VINTAGE
Well : NJL-120
String : Casing 7 in
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
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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
Country : Bolivia
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 : ysoljancic@slb.com
* 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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
Country : Bolivia
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
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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
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
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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
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
String : Casing 7 in
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
String : Casing 7 in
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
String : Casing 7 in
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
String : Casing 7 in
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
String : Casing 7 in
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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
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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Well : NJL-120
String : Casing 7 in
District : SC-BO
Country : Bolivia
Estimado de Costos
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Seccion O - Informacion del Cabezal
Sección O
Información del cabezal
Esquema y especificaciones del cabezal del pozo
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