3. Campaña de Registro de presiones fondo de pozos CAMPO LA PEÑA

ANDINA S.A. CAMPO: LA PEÑA

PROGRAMAS ISE: CAMPAÑA DE REGISTRO DE PRESIONES FONDO DE POZOS

09 de Noviembre del 2007 Santa Cruz - Bolivia

CRONOGRAMA DE REGISTRO DE PRESIONES LA PEÑA Campo

Pozo

Reservorio

Tipo de operación

La Peña

LPÑ_44

La Peña

FO - GE

La Peña

LPÑ-48

La Peña

La Peña

LPÑ-53

La Peña

Objetivo

Fecha estimada de ejecución

Observaciones

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

19 de Noviembre de 2007

FO de 24 hrs.

FO - GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

21 de Noviembre de 2007

FO de 24 hrs.

La Peña

GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

23 de Noviembre de 2007

GE

LPÑ-54

La Peña

FO - GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

23 de Noviembre de 2007

FO de 24 hrs.

La Peña

LPÑ-62

La Peña

FO - GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

25 de Noviembre de 2007

FO de 24 hrs.

La Peña

LPÑ-70

La Peña

FO - GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

27 de Noviembre de 2007

FO de 24 hrs.

La Peña

LPÑ-87

La Peña

GE

Cumplr con Reglamento y Monitoreo de reservorio (secundaria)

29 de Noviembre de 2007

GE

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-44

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

093/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (FO) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2577.13 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2620 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.13 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

3.900.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3350 psi LPÑ-44 21-06-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 21-06-2007 Operación : Baja calibrador 1.843” hasta NA “XN” 8440 pies. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8586 pies. Realiza GE hasta 8490 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

X X

COMENTARIOS

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 44 ST Prueba: FALL OFF

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2594-2620 m-RT “SC-1” 2577.74 m-RT. 2 3/8”, 8RD. N-80 4.7 #/ft. 2577.13 m-RT, “XN” 2 3/8” 8rd. 2567 m-RT, “XO” 2 3/8” Hyd. 2620 m-RT 4.28 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 21-06-2007: Baja calibrador 1.843” hasta NA “XN” 8440 pies. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8586 pies. Realiza GE hasta 8490 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2577.13 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2620 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.13 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. RESERVORIOS AREA CENTRO

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑ – 44 ST. MANDRIL 734.3 m.

MANDRIL 1340.7 m. CAÑ . 5.5” , 15.5; 17 #/, N-80; J-55 MANDRIL 1841 m.

MANDRIL 2273.4 m.

MANDRIL 2555.3 m.

SSD. “XO” 2667 m.

N.A. “XN” 2577.13 m.

J.CORTE m. 2590 m

2594 – 2597 m. KOP: 2604-2605 m.

2602 – 2605 m.

AGUJ. ABIERTO 4.11/16” PCK- PW 5.5” 2607.7 m.

2610 – 2613.3 m.

2615 – 2620.5 m. 2630 – 2630.5 m. TC. 2646 m.

P. Final 2670 m.

Zap.2668 m.

P. Final 2620 m.

By. F.R.S.

ESTADO SUPERFICIAL POZO LPÑ - 44 ARBOLITO A.B.B. 2.9/16” 5000 PSI

VALVULA CAMERON 2.1/16”-5000 PSI

PORTACHOKES 5000 PSI VALVULAS CAMERON. 2.1916” - 5000 PSI

VALVULAS CAMERON. 2.9/16” - 5000 PSI

VALVULA. 2.1/16” - 5000 PSI

7.1/16”-5000 PSI

SECC. “C” ABB

11-5000 PSI SECC. “B” ABB

CSG. 13.3/8”

ANEXO # 2

FRS

ARREGLO DE EMPAQUE DE GRAVA POZO LPÑ-44 ITEM 1 2 3 4 5 6 7 8 8 9 9 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 16 17 17 18 18 19

DETALLE Fondo Pozo 2 7/8" CS Hyd pup joint torcido con pata de mula en el fondo 2 7/8" Seal Loch HT Bull Plug x 2 7/8" CS Hyd box 2 7/8" SLHT Excluder 2000 production screen 6,5#/ft 2 7/8" SLHT Blank Pipe 6,5#/ft N-80 3,5" OD cupla CrossOver 2 7/8" EU 8Rd box x 2 7/8" CS Hyd pin Mod. "GPR-6" Junta de Corte 2 7/8 EU 8Rd pin x box CrossOver 2 7/8" EU 8Rd pin x 4" NU 8Rd box 40-26 Mill Out Extension 4" NU 8Rd pin x pin Mod 'SC-1" Gravel Pack packer 15,5-20#/ft 4" NU box down Niple sello 2.3/8" 8RD (B) Niple "XN" 2.3/8" 8RD C/CUPLA 1 Pza Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Camisa Deslizable "XO" 2-3/8" 8RD 1 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Mandril de Gas Lift 2-3/8" 8RD (B-B) 30 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Mandril de Gas Lift 2-3/8" 8RD (B-B) 46 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Mandril de Gas Lift 2-3/8" 8RD (B-B) 53 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Mandril de Gas Lift 2-3/8" 8RD (B-B) 64 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Mandril de Gas Lift 2-3/8" 8RD (B-B) 77 Pzas Tub 2.3/8" 8RD 4.7 Lb/Pie, N-80 Pup Joint 23.3/8" 8RD, (B-P) 4.7 #/, N-80 Pup Joint 23.3/8" 8RD, (B-P) 4.7 #/, N-80 Pup Joint 23.3/8" 8RD, (B-P) 4.7 #/, N-80 X-Over 27/8" 8rd (P) X 2-3/8" 8RD (B) Colgador Tuberia P.C.P.

CENTRO DE GOMAS PACKER EN 2578.54 m.

OD (plg) 4.562 4.000 4.500 3.500 3.750 2.875 3.750 3.500 2.875 3.430 3.000 2.375 3.093 2.375 4.125 2.375 2.375 2.375 4.125 2.375 4.125 2.375 4.125 2.375 2.375 2.375 2.375 2.875 6.000

ID (plg 2.441 0.000 2.441 2.441 2.441 2.441 2.441 3.500 2.688 1.991 1.875 1.815 1.875 1.815 1.940 1.815 1.815 1.815 1.940 1.815 1.940 1.815 1.940 1.815 1.815 1.815 1.815 1.815 1.815

LONG (m) 0.60 0.21 30.36 8.95 0.14 0.43 0.25 1.13 1.39 0.23 0.38 9.27 0.87 9.66 2.00 279.96 2.00 430.35 2.00 498.95 2.00 603.80 2.00 724.11 3.09 1.84 0.42 0.26 0.27 4.28

PROFUNDIDAD (m) 2621.20 2620.60 2620.39 2590.03 2581.08 2580.94 2580.51 2580.26 2579.13 2577.74 2577.51 2577.13 2567.86 2566.99 2557.33 2555.33 2275.37 2273.37 1843.02 1841.02 1342.07 1340.07 736.27 734.27 10.16 7.07 5.23 4.81 4.55 4.28 0

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-48

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

094/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (FO) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2558.25 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2606.92 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2558.25 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

3.900.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3485 psi LPÑ-48 16-01-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 16-01-2007 Operación : Baja calibrador 1.843” hasta 7811 pies, no logra bajar hasta Niple “XN” en 8393 pies. Realiza GE hasta 7750 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

X X

COMENTARIOS

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 48 Prueba: FALL OFF

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2585.4-87.4/2594-2600.5/2601.5-2603 m-RT “SC-1” R 7” 2559.09 m-RT. 2 3/8”, 8RD. N-80 4.7 #/ft. 2558.25 m-RT, “XN” 2 3/8” 8rd. 2548.41 m-RT, “XO” 2 3/8” Hyd. 2606.92 m-RT 2.5 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 16-06-2007: Baja calibrador 1.843” hasta 7811 pies, no logra bajar hasta Niple “XN” en 8393 pies. Realiza GE hasta 7750 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2558.25 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2606.92 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2558.25 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. RESERVORIOS AREA CENTRO

EMPRESA PETROLERA

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑ-48 (21/03/2003) ASR: 6.80m

PCP: 6.25m Tub. 2 3/8 8rd, 4.7 #/ft, N80 Z.C. 9 5/8” 608.00m MDL N°6 @ 701.81 m MDL N°5 @ 1250.52 m MDL N°4 @ 1719.71 m MDL N°3 @ 2104.13 m MDL N°2 @ 2405.73 m MDL N°1 @ 2537.24 m

Camisa “XO”2 3/8”8RD @ 2548.41 m Niple Asiento“XN”2 3/8” 8RD @ 2558.25 m Con Válv. de pié

Packer SC-1R, 7” @ 2559.09 m 2585.4-2587.4 m AR. LPÑ

Filtros 4.5”OD x 8GA: 2605.51-2587.12 m

2594-2600.5 m AR. LPÑ 2601.5-2603 m AR. LPÑ 2603-2605 m CF SUMP Packer -7” @ 2606.0 m

Ult. Prof: 2616.60m TM-7” @ 2625.0 m 2636-2639 m AR. BOLIVAR

Collar: 2664.0 m Cañ. 7” N80, J55 26 Lb/pie

Z.C. 7” 2675 m

P.F. 2680 m

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑ-48

Depth

Length

ID

OD

Description

Depth

Length

ID

OD

COMPLETION STRING

-0.11 2.39 12.02 13.49 701.81 703.47 1250.52 1252.53 1719.71 1721.72 2104.13 2106.15 2405.73 2407.75 2537.24 2539.08 2548.41 2549.24 2558.25 2558.55 2558.81 2559.09 2560.71 2560.86

Depth 2559.09 2560.53 2561.99 2562.95 2567.70 2567.95 2568.41 2568.85 2587.21 2605.57 2605.76 2606.02 2606.92 2607.06 Depth 2606.00

2.50 9.63 1.47 688.32 1.66 547.05 2.01 467.18 2.01 382.41 2.02 299.58 2.02 129.49 1.84 9.33 0.83 9.01 0.30 0.26 0.28 1.62 0.15

Length

1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.991 1.875 1.991 1.791 1.991 3.060 3.060 3.000

ID

1.44 1.46 0.96 4.75 0.25 0.46 0.44 18.36 18.36 0.19 0.26 0.90 0.14 Length

4.00 4.875 4.00 4.563 3.41 3.00 3.54 3.50 3.50 3.13 2.38 2.38 2.38

6.00 5.50 5.812 5.00 5.500 4.875 4.562 4.00 4.44 4.50 4.25 3.25 3.25 OD

3.250

Dif ASR 1 pza Tub 2 3/8 8rd sin cupla 1 Pup Joint 2 3/8 8rd, 4.7 #/ft, N80 73 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N° 6 58 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N°5 50 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N°4 41 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N°3 32 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N°2 14 pzas 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 MDL SM-1 w/Dummy valve RD-1, 1" N°1 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 2 3/8" 8Rd Camisa Deslizable "XO" 2 3/8" 8Rd tubing 4.7 #/ft, N80 2 3/8" 8Rd Profile Nipple "XN" c/Válvula de pié CrossOver 4" NU 8rd pin x 2 3/8" 8Rd box Modelo "S-22" Snap Latch Seal Assy 80-40 w/4" NU 8Rd box Seal Units 80-40 90HD (6 sellos) 80-40 mule shoe

Repsol Repsol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Equipetrol Baker Baker Baker Baker

LOWER ZONE GRAVEL PACK (2594-2603m)

OD

ID 1.03

2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.375 2.875 2.375 3.062 2.375 3.06 4.000 5.000 4.000 3.962

Mod. "SC-1R Gravel Pack Packer 70B-40, 23-29 lb/pie Mod. "S" Gravel Pack Upper Ext. w/Sliding Sleeve 5 1/2" SHT Mod. "S" Gravel Pack Seal Bore Recepticle 80-40 Mod. "S" Gravel Pack Lower Ext. 5" 8rd pin x pin Crossover 4" NU 8Rd pin x 5" NU 8rd box Mod. "C" Flapper Valve 4" NU 8rd pin x box (2000 psi) Mod. "GPR-6" Shear Out Safety Joint 4" NU 8rd pin x box 4" OD Blank Pipe N-80, 9,3 #/FT, NU 8rd, 5.5" Centralizer 4.5" OD x 8Ga Bakerweld Production Screen, 316L N-80, 8rd Crossover 4" NU 8rd box x 3 1/2" EUE pin Mod. S-22 Locator Seal Assy 80-32 w/3 1/2" EUE up box Seal Unit 80-32 (2 unit) Bottom Sub 1/2 mule shoe 80-32

Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker Baker

SUMP PACKER 5.625 Sump Packer Modelo "D" Tamano 84-32 (tope)

Baker

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-53

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

095/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (GE) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. 3. Cerrar pozo en superficie. 4. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 3/8” (2590.31 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 5. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2708 m-RT. 6. Recuperar válvulas de inyección de agua (MDL#1 SM-1 en 2626.5 m-RT; MDL#2 SM-1 en 2614.76 m-RT; MDL#3 SM-1 en 2607.8 m-RT). 7. Dejar pozo cerrado por 24 hrs. 8. Armar arreglo para registro de presión MG’s y bajar hasta 2600 m-RT, registrar presión por 15 min. 9. Recuperar herramienta realizando GE con estaciones de 5 min en: 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. 12. Instalar válvulas de inyección. 13. Abrir pozo a inyección.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

1.200.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3080 psi LPÑ-53 22-06-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 22-06-2007 Operación : Baja sacamuestra 1.5” hasta 8632 pies, recupera con agua de inyección. Realiza GE hasta 8563 pies..

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

COMENTARIOS

X X

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 53 Prueba: GRADIENTE ESTÁTICA

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2609.5-12 / 14-19 / 26-27.5 m-RT OTIS “RH” 5 1/2” 2622.95 m-RT 3 1/2”, 8RD, 2590.31 m-RT, “XO” 2 3/8” 8RD. 2631 m-RT 6.71 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 22-06-2007: Baja sacamuestra 1.5” hasta 8632 pies, recupera con agua de inyección. Realiza GE hasta 8563 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. 3. Cerrar pozo en superficie. 4. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 3/8” (2590.31 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 5. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2708 m-RT. 6. Recuperar válvulas de inyección de agua (MDL#1 SM-1 en 2626.5 m-RT; MDL#2 SM-1 en 2614.76 m-RT; MDL#3 SM-1 en 2607.8 m-RT). 7. Dejar pozo cerrado por 24 hrs. 8. Armar arreglo para registro de presión MG’s y bajar hasta 2600 m-RT, registrar presión por 15 min. 9. Recuperar herramienta realizando GE con estaciones de 5 min en: 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. 12. Instalar válvulas de inyección. 13. Abrir pozo a inyección.

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑLPÑ-53 09/08/2002

276 pzas Tub. 3.1/2” 8RD

20

Junta de Expansión 2584.96 m.

CAMISA “XO” 2590.31 m PCK SEH-2 5.1/2” 2595.04 m. (Centro Gomas) Junta de Seguridad “SO” 2596.11 m.

Mandril Nº 3 SM-1 2607.87 m. 2609.5 - 2612 m. Ar. La Peña

PCK RH 5.1/2 2612.98 m. (Centro Gomas) 2614 - 2619 m. Ar. La Peña Mandril Nº 2 SM-1 2614.76 m.

PCK RH 5.1/2 2622.95 m. (Centro Gomas) 2626 - 2627.5 m. Ar. La Peña Mandril Nº 1 SM-1 2626.51 m.

TC 2663 m. PF 2689.3 m

CAÑ. 5.1/2”,J-55,15.5-17 #/’, 2677.5 m

INSTALACIÓN FINAL

ITEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

DESCRIPCION

ID Plg.

TAPON CIEGO (BULL PLUG) PUP JOINT 2.3/8 8RD MANDRIL “SM-1” PUP JOINT 2.3/8 8RD PACKER OTIS “RH” (CENTRO GOMAS 2622.93 m) PUP JOINT 2.3/8 8RD PUP JOINT 2.3/8 8RD MANDRIL “SM-1” PUP JOINT 2.3/8 8RD PACKER OTIS “RH” (CENTRO GOMAS 2612.98 m) PUP JOINT 2.3/8 8RD MANDRIL “SM-1” 1 PZA TUBERIA 2.3/8 8RD PUP JOINT 2.3/8 8RD JUNTA DE SEGURIDAD (7 PINES DE 4513 C/U 31591 LBS) PACKER “ S E H – 2 “ (CENTRO GOMAS 2595.04 m) PUP JOINT 2.3/8 8RD CAMISA “XO” PUP JOINT 2.3/8 8RD JUNTA DE EXPANSION (TELESCOPICA – ACTIVADA) 1 PZAUB 2.3/8 8RD SIN CUPLA XO 2.3/8 8RD(b) x 3.1/2 8RD (b) 276 PZAS TUB 3.1/2” 8RD COLGADOR DE TUBERIA

INFORME 53

1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.995 1.875 1.995 1.995 1.995 1.995 2.992 2.992

OD Plg. 2.375 2.375 2.875 2.375 4.562 2.375 2.375 2.875 2.375 4.562 2.375 2.875 2.375 2.375 3.062 4.687 2.375 3.062 2.375 3.187 2.375 4.500 3.500 4.500

LONG m. 0.07 2.50 2.02 3.06 1.22 3.09 2.36 2.02 1.28 1.24 2.35 2.02 9.00 2.46 0.30 1.85 3.08 0.87 3.07 2.28 9.21 0.86 2567.94 0.24

PROF (tope) m. 2631.03 2628.53 2626.51 2623.45 2622.23 2619.14 2616.78 2614.76 2613.48 2612.24 2609.89 2607.87 2598.87 2596.41 2596.11 2594.26 2591.18 2590.31 2587.24 2584.46 2575.75 2574.89 6.95 6.71

POZO: LPÑ -

1

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-54

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

096/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (FO) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2577.14 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2628 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.14 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

3.900.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3270 psi LPÑ-54 18-01-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 18-01-2007 Operación : Baja calibrador 1.843” hasta 8443 pies, Niple “XN”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8570 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8440 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

X X

COMENTARIOS

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 54 Prueba: FALL OFF

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2604-06 / 2608-14 m-RT “PFH” 5 1/2” 2574.74 m-RT 2 7/8”, HYD. N-80 6.5 #/ft. 2577.14 m-RT, “XN” 2 3/8” 8RD. 2564.05 m-RT, “XO” 2 7/8” HYD. 2628 m-RT (TM). 4.32 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 18-01-2007: Baja calibrador 1.843” hasta 8443 pies, Niple “XN”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8570 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8440 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2577.14 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2628 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.14 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. RESERVORIOS AREA CENTRO

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑ-54 15/02/01

1 PZA. P.J. 2.7/8” 8RD (1.85 m)

20 CAÑ. 9.5/8”, H-40, 32.3 #/, 604.8 m 121 PZAS TUB 2.7/8” 8RD N-80, 6.5 #/, (1153.99 m) ADAPT 2.7/8” HYD(B) x 2.7/8” 8RD(B) ADAPT 2.7/8” HYD( P - P )

147 PZAS TUB 2.7/8” HYD N-80, 6.5 #/, (1391.45 m)

SSD “XO” 2.7/8” HYD 2564.05 m

3

RED 2.3/8” 8RD(P) x 2.7/8” HYD(B) 2574.49 m

1

NIPLE ASIENTO XN 2.3/8” 8rd 2576.66 m

2

PCK PFH 5.1/2 x3 13-18 lb/pie 2574.74 m

2604 - 2606 m Ar. LA PEÑA (Throw Tubing, 19/6/02) 2608 - 2614 m Ar. LA PEÑA

T.M. ALPHA 5.1/2” 2628 m PCK OTIS RH 5.1/2 x 3 13-18 lb/pie 2630.0 m.

2643 - 2649 m Ar. BOLIVAR CAÑ. 5.1/2”, N-80, 15.5-17 #/, 2650.9 m PF 2684 m

INSTALACION FINAL POZO LPÑ-54

ITEM

DESCRIPCION

ID

OD

LONG

PROF

(Pulg)

(Pulg)

(m)

(m)

TM ALPHA5.1/2", 13- 25 #/,

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

BASE NIPLE ASIENTO XN NIPLE ASIENTO "XN", 2 3/8, 8rd PACKER 5.1/2" x 1.99" 13-18#/pie, RED 2.3/8 8RD(p) x 2.7/8" HYD(B) 1 Pza Tub 2.7/8,HYD,N-80, 6.5 #/, SSD,'XO' 2.7/8" HYD 147 Pzas. Tub 2.7/8,HYD,N-80, 6.5 #/, ADAPT 2.7/8 HYD(P) x 2.7/8" HYD(P) ADAPT 2.7/8 HYD(B) x 2.7/8" 8RD(B) 121 Pzas. Tub 2.7/8, 8RD,N-80, 6.5 #/, 1 Pzas. P.J. 2.7/8, 8RD,N-80, 6.5 #/, 1 Pzas. Tub 2.7/8, 8RD,N-80, 6.5 #/, Correcion por sub rotaria eq. Perforacion - Intervencion PCP EQUIPO Nr. 277 CBP

4.1/4

1.790 1.991 1.991 2.441 2.250 2.441 2.441 2.441 2.441 2.441 2.441

2.687 4.625 3.187 2.875 3.750 2.875 3.250 3.187 2.875 2.875 2.875

0.39

2628

0.48 1.92 0.25 9.56 0.88 1391.45 0.19 0.38 1153.99 1.85 9.47 2.4 4.32

2577.14 2576.66 2574.74 2574.49 2564.93 2564.05 1172.60 1172.41 1172.03 18.04 16.19 6.72 4.32 0.00

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-62

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

097/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (FO) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2579.32 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2627.3 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.14 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

3.900.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3339 psi LPÑ-62 22-06-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 22-06-2007 Operación : Baja calibrador 1.843” hasta 8476 pies, Niple “XN”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8606 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8432 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

COMENTARIOS

X X

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 62 Prueba: FALL OFF

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2600-02 / 2605-23 m-RT OTIS “MO” 5 1/2” 2580.55 m-RT 2 7/8”, 8RD. N-80 6.5 #/ft. 2579.32 m-RT, “XN” 2 3/8” 8RD. 2569.03 m-RT, “XO” 2 3/8” 8RD. 2627.3 m-RT (TC). 4.3 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 22-06-2007: Baja calibrador 1.843” hasta 8476 pies, Niple “XN”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8606 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8432 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta Niple asiento “XN” 2 3/8” (2579.32 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2627.3 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta Niple Asiento “XN” 2 3/8” 2577.14 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. RESERVORIOS AREA CENTRO

INSTALACION FINAL POZO LPÑ-62 ITEM

1 2 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

DESCRIPCION

1 pza tuberia 2,3/8" 8rd Packer MO (Centro Gomas) Packer MO Niple asiento "XN" c/Cupla 1 pza tuberia 2,3/8" 8rd Camisa "XO" C/Cupla XO 2,3/8" 8rd (P) x 2,7/8" 8rd (B) 228 pzas tub. 2,7/8" 8rd XO 2,3/8" 8rd (P) x 2,3/8" hyd CS (B) 41 pzas tub.2,7/8" hyd CS XO 2,7/8" hyd cs (P) x 2,7/8" hyd CS (P) 1pza tuberia 2,7/8" 8rd PCP

ID (plg.) 1.995 1.995 1.995 1.791 1.995 1.875 2.125 2.441 2.441 2.441 2.441 2.441

OD (plg.) 2.375 4.562 4.562 2.625 2.375 3.000 3.625 2.875 2.875 2.875 3.187 2.875

LONG. (m.) 9.53 1.65 0.31 9.41 0.88 0.26 2165.09 1.18 389.84 0.19 9.17 4.30

PROF. (m.) 2590.81 2581.28 2580.55 2579.63 2579.32 2569.91 2569.03 2568.77 403.68 402.50 12.66 12.47 3.30 -1.00

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑLPÑ-62 05/01/2002

1 PZA TUB 2.7/8” HYD ADAPT. 2.7/8” HYD(P) x 2.7/8”HYD (P) ZAP. CAÑ. 13.3/8 J-55, 54.5 #/PIE EN 24.03 m. 41 PZAS TUB 2.7/8” HYD

ADAPT. 2.7/8 8RD(P) x 2.7/8 HYD CS (B)

ZAP. CAÑ.9.5/8” J-55, 36 #/PIE EN 616.5 m.

228 PZAS TUB 2.7/8 8RD CAÑ. 5.1/2” 17 Lb/Pie, N-80

RED 2.3/8 8RD(P) x 2.7/8 8RD (B)

SSD “XO” 2.3/8 8RD 2569.03 m

1 PZA TUB 2.3/8” 8RD NIPLE ASIENTO “XN” 2.3/8” 8RD 2579.32 m

PACKER OTIS “MO” 2580.55 m (C.G.)

1 PZA TUB 2.3/8” 8RD

PC 2590.81 m

2600 – 2602 m. 2605- 2623 m.

X

X

AR. LA PEÑA

TOPE TC 2627.3 m CF 2630 – 2630.3 m

CDF: 2687 m PF 2700 m.

ZAP.CAÑ.5.1/2” EN 2698 m.

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-70

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

098/2007 09/11/2007

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (FO) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 3/8” (2590 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2708 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta SSD “XO” 2 3/8” 2590 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

3.900.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

3582 psi LPÑ-70 23-01-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 23-01-2007 Operación : Baja calibrador 1.843” hasta 8531 pies, Niple “N”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8849 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8500 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

COMENTARIOS

X X

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 70 Prueba: FALL OFF

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2617-21 / 37.5-39.5 / 46.5-49.5 / 51-52 m-RT OTIS “PW” 5 1/2” 2603 m-RT 2 3/8”, 8RD, J-55, 4.7 #/ft. 2600 m-RT, “N” 2 3/8” 8RD. 2590 m-RT, “XO” 2 3/8” 8RD. 2708 m-RT (TC). 4.57 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 23-01-2007: Baja calibrador 1.843” hasta 8531 pies, Niple “N”. Baja sacamuestra 1.5” hasta 8849 pies, recupera con lodo de agua de inyección. Realiza GE hasta 8500 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. Cerrar pozo en superficie. 3. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 3/8” (2590 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 4. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2708 m-RT. 5. Armar arreglo para registro de presión con DHSIT, bajar hasta SSD “XO” 2 3/8” 2590 m-RT, anclar herramienta. 6. Abrir pozo a inyección, registrar presión de fondo fluyente por 5 hrs. Medir caudal y presión de cabeza cada hora. 7. Cerrar pozo en fondo (FO) por 24 hrs. 8. Concluido el FO dejar estabilizar presión en tubería. 9. Armar arreglo de slick line y recuperar arreglo con paradas de 5 minutos en 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL.

RESERVORIOS AREA CENTRO

ESTADO SUBSUPERFICIAL POZO LPÑ-70

EMPRESA PETROLERA

ASR 4.65 m.

FECHA TERMINACIÓN : MAYO - 1989

PCP 4.57 m.

CAÑERIAS Y TUBERIAS Z.C 29.8 m.

Cañ. Guía Diám.: Grado: Peso: Zapato:

PcK. Inf. en: 2603 m. Marca: OTIS Tipo: Recuperable Tamaño: 5 1/2" Modelo: "PW"

13 3/8" H - 40 48 lb/pie 29.8 m.

Z.C. 610 m.

Cañ. Intermedia Diám.: 9 5/8" Grado: P-110, But Peso: 43.5 lb/pie Zapato: 610 m.

ACCESORIOS Accesorios Linea Larga

5

Cañ. Producción Diám.: 5 1/2" Grado: N-80, But, J-55 Peso: 17 lb/pie Zapato: 2725 m.

Tub. L.L : Tamaño: Grado: Peso: Tipo: Piezas:

1.2.3.4.5.-

Prof. Mts.

Niple Sello J 2 3/8 8 RD Niple Asiento "N" 2 3/8" 8 RD 1 Pza. Tub. 2 3/8" 8 RD Camisa "XO" 2 3/8" 8 RD 274 Pzas. Tub. 2 3/8" 8 RD Con Trompo

2 3/8" J - 55 4.7 lb/pie 8 RD 275 Observaciones: 4 2

*

3 1

Fluido de Empaque en E.A. d - 1gr/cc. Baleo a travez de tubería antes de convertirse en inyector de agua 22-17-99

PcK 2603 m.

2617 - 2621 m. 2637.5 - 2639.5 m. 2646.5 - 2649.5 m. 2651 - 2652 m.

* *

*

T.C. 2708 m.

Zap. 2725 m.

70

P.F. 2730 m.

Preparo : A. Zabala

/.J.V.

Fecha Actualización: Sep - 2000

/.E.S.L.

FORM GRI-01

IIN NTTEER RVVEEN NC CIIO ON NEESS SSIIN N EEQ QU UIIPPO O ((IISSEE))

Nro. Fecha

1. CAMPO

:

LA PEÑA

2. POZO

:

LPÑ-87

3. RESERVORIOS INVOLUCRADOS

:

La Peña

Centro de Costos

4. TIPO DE TRABAJO : 1. Colocar/recuperar tapón 2. Gradientes de presión estática 3. Gradientes de presión dinámica y BU o FO 4. Coiled Tubing (N2, desarenado, etc) 5. Apertura/cierre de camisas 6. Pistoneo 7. Control de arena por tuberia 8. control de agua 9. Reparaciones de Gas/plunger Lift 10. Slickline (pescas, pack off, etc) 11. Pruebas producción en planchada (*) 12. Otros.

099/2007 09/11/07

RBO35.GTOS.69.PLPÑ1

Cuenta SAP

X

6290800800

(*) Las pruebas de producción en planchada requieren permiso de quema

5. OBJETIVO Registrar presión de fondo (GE) 6. TRABAJO PROPUESTO 1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. 3. Cerrar pozo en superficie. 4. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 7/8” (2605.41 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 5. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2634.28 m-RT. 6. Recuperar válvulas de inyección de agua (MDL#1 “SM-1” 2 7/8” en 2629.3 m-RT; MDL#2 “SM1” en 2620.68 m-RT). 7. Dejar pozo cerrado por 24 hrs. 8. Armar arreglo para registro de presión MG’s y bajar hasta 2620 m-RT, registrar presión por 15 min. 9. Recuperar herramienta realizando GE con estaciones de 5 min en: 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. 12. Instalar válvulas de inyección. 13. Abrir pozo a inyección.

7. COSTO ESTIMADO ($US) :

1.200.-

8. JUSTIFICACION Cumplimiento de RNTS y monitoréo de reservorio.

9. ESTADO ACTUAL DEL POZO: a) Cerrado : Fecha de cierre : Ultima prueba de producción Fecha Petróleo dd/mm/aa (bpd)

b) Fluyente

Gas (mpcd)

Agua (bpd)

Choke (n/64)

Psurg (psi)

: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Gaslift Surgencia natural Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Inyección Otro

c) Presiones : X Estática (último valor) Pozo Fecha

: : :

X

2897 psi LPÑ-87 11-01-2007

10. ULTIMO TRABAJO REALIZADO Fecha : 11-01-2007 Operación : Baja calibrador 2.343” hasta 8557 pies, Camisa “XO” 2 7/8”. Baja calibrador 2.12” hasta 8648 pies, recupera con agua de inyección. Realiza GE hasta 8600 pies.

11. INFORMACION ADJUNTA 1. Historial de producción 2. Estado subsuperficial 3. Evaluación económica 4. Programa de trabajo 5. Otros

COMENTARIOS

X X

Preparado por

:

RUBEN DARIO SUAREZ D. y CARLOS A. MORALES A.

Aprobado por

:

EDWIN MARIACA.

Copia 1

:

Copia 2

:

Copia 3

:

Copia 4

:

Copia 5

:

Carpeta de pozo

PROGRAMA DE REGISTRO DE PRESION DE FONDO POZO: LPÑ – 87 Prueba: GRADIENTE ESTATICA

Reservorio Tramo Prof. PCK inferior Prof. PCK superior Tubería Niple Asiento Camisa Fondo de Pozo PCP Estado Actual

La Peña 2618-20.5 / 23.5-24.8 / 27-29 / 31-35.5 m-RT 7” 2625.68 m-RT 7” 2610.49 m-RT 2 7/8”, 8RD, EUE, 6.5 #/ft 2609.45 m-RT, “X” 2 7/8“ 8RD. 2605.41 m-RT, “XO” 2 7/8” 8RD. 2634.28 m-RT 4.8 m. Inyector de Agua

Antecedentes: 11-01-2007: Baja calibrador 2.343” hasta 8557 pies, Camisa “XO” 2 7/8”. Baja calibrador 2.12” hasta 8648 pies, recupera con agua de inyección. Realiza GE hasta 8600 pies. Programa Operativo.1. Realizar reunión de seguridad y coordinación con todo el personal involucrado en la operación; delimitando áreas de trabajo, utilización de equipos de protección personal y punto de reunión en caso de algún incidente. 2. Armar BOP, lubricador y unidad de Slick Line. 3. Cerrar pozo en superficie. 4. Bajar Calib. hasta SSD “XO” 2 7/8” (2605.41 m-RT), determinar diferencia entre línea de alambre y arreglo de tubería, para futuras correcciones de profundidades. 5. Bajar Sacamuestra hasta fondo de pozo 2634.28 m-RT. 6. Recuperar válvulas de inyección de agua (MDL#1 “SM-1” 2 7/8” en 2629.3 m-RT; MDL#2 “SM-1” en 2620.68 m-RT). 7. Dejar pozo cerrado por 24 hrs. 8. Armar arreglo para registro de presión MG’s y bajar hasta 2620 m-RT, registrar presión por 15 min. 9. Recuperar herramienta realizando GE con estaciones de 5 min en: 2500, 2400, 2300, 2200, 1800, 800 y 0 m-TH. 10. Recuperar información y realizar análisis de campo. 11. Desmontar EQ/SL. 12. Instalar válvulas de inyección.

13. Abrir pozo a inyección. RESERVORIOS AREA CENTRO

INSTALACION FINAL

(WELL COMPLETION)

CUSTOMER:

ANDINA Prepared for :

Date :

Casing :

Ing. Flipe Talavera

06-nov-03

7" 26-29# N-80, 8RD

Field Name :

LA PEÑA

LPÑ-87 District :

Nico Zambrano

Bolivia

Production Tubing :

Perforations :

Telephone :

(591) 3578787 Int. 227

2618 - 20.5 = 2.5m 2623.5-24.8 =1.3m

Spacer Tubing :

2627-29 =2m 231-35.5 =4.5m

2 7/8" 6.5# Eue 8Rd

Length

Simple

Well Name :

Prepared by :

Depth

Completion Type :

ID

OD

Description

No.

ARREGLO FINAL

0,00 4,80 6,53 16,13 23,25 23,45 2590,80 2595,73 2605,41 2606,41 2609,45 2609,70 2610,49 2611,03 2620,68 2622,58 2624,89 2625,68 2626,22 2629,30 2631,20 2634,28 2634,38

4,80 1,73 9,60 7,12 0,20 2.567,35 4,93 9,68 1,00 3,04 0,25 0,79 0,54 9,65 1,90 2,31 0,79 0,54 3,08 1,90 3,08 0,10

Altura PCP Dif Medida

2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Tubing ; Cs Hyd ; 6.5 #/ft Pza #267 2,44 2,87 (3 Piezas) 2 7/8" Pup Joint ; Cs Hyd ; 6.5 #/ft x 6 - 8 - 10 Ft. Long. 2,44 2,87 X-over 2-7/8 Cs Hyd x 2-7/8 Eue 8rd P x P 2,44 2,87 ( 266 Piezas) 2 7/8" tubing ; Eue 8Rd ; 6.5 #/ft 2,44 4,25 Expansion Joint 2-7/8" Eue 8Rd Box - Pin x 10 Ft. Long 2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Tubing ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft 2,31 3,69 2 7/8" ; Eue 8Rd ; Camisa Deslizable "XO" 2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Pup Joint ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft x 10 Ft Long. 2,31 2,87 Setting Nipple Model "X" Size 2-7/8" x 2.31" Eu 8Rd Box x Pin. 2,44 5,87 Packer Hidraul. Model (Centro de Goma -Superior) 2,44 5,870 Packer Hidraul. Model (Centro de Goma -Inferior) 2,44 2,870 (1 Piezas) 2 7/8" Tubing ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft 2,44 4,70 Mandrel Model "SM-1" SIZE 2-7/8" EU 8Rd B x B W/ 1" Size Pocket 2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Pup Joint ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft x 8 Ft Long. S/cupla 2,44 5,87 Packer Hidraul. Model (Centro de Goma -Superior) 2,44 5,87 Packer Hidraul. Model (Centro de Goma -Inferior) 2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Pup Joint ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft x 10 Ft Long. 2,44 4,70 Mandrel Model "SM-1" SIZE 2-7/8" EU 8Rd B x B W/ 1" Size Pocket 2,44 2,87 (1 Piezas) 2 7/8" Pup Joint ; EUE 8Rd ; 6.5 #/ft x 10 Ft Long. 2,81 Bull Plug Size 2.875" Eue 8Rd

Repsol Repsol Repsol Equipetrol Equipetrol Repsol Equipetrol Repsol Repsol Equipetrol Equipetrol Equipetrol Equipetrol Repsol Equipetrol Equipetrol Repsol Repsol Equipetrol Equipetrol Equipetrol Equipetrol

22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

2610..49 Metros

2618/20.5 Metros

2623.5/24.8 Metros

2625.68 Metros

2627/29 Metros

2631/35.5 Metros