Informe Final Workover MGR.x-3

INFORME FINAL DE INTERVENCIÓN, POZO MARGARITA X3

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Informe Final de Intervención

Margarita X3 MGR-X3

Preparado por: Hernán Arnez Juan P. Guzman

Supervisor de Perforación y WO Supervisor de Perforación y WO

Revisado por: Freddy Rojas Ricardo Vásquez

Superintendente de Perforación y WO Jefe de Ingeniería Perforación y WO

Aprobado por: Edwin Badani

Gerente de Perforación y Workover

Julio 2009 Santa Cruz de la Sierra – Bolivia


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INDICE INTRODUCCIÓN 1 DATOS GENERALES.................................................................................................................................. 6 2 OPERACIONES DE INTERVENCION..................................................................................................... 6

2.1 CONTINGENCIAS................................................................................................................................. 6 2.1.1 Rotura de Cañeria 9 5/8............................................................................................................... 7 2.1.2 Operaciones de Recuperacion Packer 7” y Aislación Arenas H1b y H2 .............................. 8

2.2 ARREGLOS Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS................................................................................ 9 2.3 REGISTROS ......................................................................................................................................... 20 2.4 BALEOS Y CORTE DE TUBERIA ..................................................................................................... 20 2.5 ELEMENTOS RECUPERADOS DEL POZO ..................................................................................... 21 2.6 ELEMENTOS EN PESCA ................................................................................................................... 22 2.7 FLUIDOS DE INTERVENCIÓN Y EMPAQUE .................................................................................. 22

2.7.1 Formulación del fluido de Intervención y Empaque.............................................................. 23 2.7.2 Propiedades Fluido de Intervención y Empaque .................................................................. 23 2.7.3 Volúmenes ................................................................................................................................... 23 2.7.4 Materiales y Costos .................................................................................................................... 24

2.8 OPERACIONES ESPECIALES............................................................................................................ 25 2.8.1 Registro USIT-CBL-VDL (Rotura CSG 9 5/8”) ...................................................................... 25 2.8.2 Cortes de Cañería....................................................................................................................... 25 2.8.3 Casing Patch 9 5/8” tipo Packer “L” (BAKER) y Swell Packer Easy Well WBM (Halliburton). ................................................................................................................................................ 25 2.8.4 Top Liner SN-AT 10 TIW (Tope en 3915m)............................................................................ 26 2.8.5 Tie Back Packer Baker ZXP 7” X 5”....................................................................................... 26

3 COMPLETACION...................................................................................................................................... 26 3.1 INFORMACIÓN GENERAL................................................................................................................ 26 3.2 ARREGLOS DE LIMPIEZA................................................................................................................. 27 3.3 DETALLE DEL ARREGLO FINAL..................................................................................................... 28 3.4 ARBOLITO DE PRODUCCIÓN Y CABEZALES.............................................................................. 30

3.4.1 DATOS TECNICOS ARBOLITO DE PRODUCCION Y COLGADOR ............................... 30 3.4.2 CABEZALES................................................................................................................................ 31

3.5 ESTADO SUB SUPERFICIAL- CAÑERIAS....................................................................................... 31 3.6 GRAFICA ESTADO SUB SUPERFICIAL ARREGLO DE PRODUCCION...................................... 32

4 TIEMPOS..................................................................................................................................................... 33 5 COSTOS....................................................................................................................................................... 34

5.1 COSTO PROGRAMADO VS. EJECUTADO ....................................................................................... 34 5.2 GRAFICO COMPARATIVO AFE VS. COSTO ACUMULADO ........................................................ 35

6 SEGURIDAD & MEDIO AMBIENTE ..................................................................................................... 36 6.1 MONITOREO AMBIENTAL............................................................................................................... 36 6.2 REUNIONES DE SEGURIDAD........................................................................................................... 36 6.3 PERMISOS DE TRABAJO................................................................................................................... 37 6.4 INCIDENTES & ACCIDENTES .......................................................................................................... 38 6.5 EVACUACIONES DEL PERSONAL .................................................................................................. 38 6.6 SIMULACROS ..................................................................................................................................... 38 6.7 TARJETAS STOP................................................................................................................................. 39

6.7.1 TARJETAS STOP MENSUALES ............................................................................................. 40 6.7.2 Clasificación de tarjetas STOP ................................................................................................. 40

6.8 CONTROL Y MANEJO DE DESECHOS ............................................................................................ 41 6.8.1 Control y Manejo De Residuos ................................................................................................. 41 6.8.2 Tratamiento de Aguas Residuales ........................................................................................... 41

6.9 TRATAMIENTO DEL FLUIDO DE INTERVENCION Y MANEJO DE RESIDUOS ....................... 41


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6.9.1 Proceso De Dewatering ............................................................................................................. 42 6.9.2 Proceso De Tratamiento De Aguas (Fluidos De Intervencion)........................................... 43 6.9.3 Tratamiento de Sólidos y Flóculos ........................................................................................... 44

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................................................ 46 7.1 CONCLUSIONES................................................................................................................................. 46 7.2 RECOMENDACIONES ....................................................................................................................... 48

8 RESUMEN DE OPERACIONES .............................................................................................................. 50 9 ANEXOS ...................................................................................................................................................... 59

ANEXO A: REGISTRO DE PRESIONES Y TEMPERATURA ........................................................................ 59 ANEXO B: BOP STACK MGR X 3 ( SECC “B”) ................................................................................................. 63 ANEXO C: BOP STACK MGR X 3 ( SECC “C”) ................................................................................................. 64 ANEXO D: BOP STACK MGR X 3 ( SECC “C” 2) .............................................................................................. 65 ANEXO E: PACKER M3 WEATHERFORD ..................................................................................................... 66 ANEXO F: TAPON RECUPERABLE MODELO 3L HALLIBURTON ........................................................... 67 ANEXO G: INFORME DE REGISTRO USIT SCHLUMBERGER................................................................... 69 ANEXO H: CORTADORES DE CASING A-1 M23 ........................................................................................... 74 ANEXO I: PROGRAMA DE REPARACION DE CAÑERIA............................................................................ 77 ANEXO J: PROGRAMA DE LIMPIEZA E INSTALACION DE PACKER TIW TIPO SN-AT ....................... 88 ANEXO K: PROGRAMA DE INSTALACION DE TOP PACKER 7” BAKER TIPO ZXP DE CONTINGENCIA............................................................................................................................................. 94 ANEXO L: PACKER DE PRODUCCION HPH 7’’......................................................................................... 104 ANEXO LL: VALVULA SUPERFICIAL (BPV 6 PULG)................................................................................. 108 ANEXO M: INFORME DE INCIDENTE CON TAPON (CAMERON)........................................................... 117 ANEXO N: LECCIONES APRENDIDAS........................................................................................................ 119 ANEXO Ñ: TALLY DE COMPLETACION FINAL ........................................................................................ 132

10 FOTOS ................................................................................................................................................... 143 FOTOS 1: ROTURA DE CAÑERIA 9 5/8 PULG. ........................................................................................... 143 FOTOS 2: TAPON RECUPERABLE EQUIPETROL ................................................................................... 149 FOTOS 3: CASING PATCH .......................................................................................................................... 152 FOTOS 4: SWELL PACKER ......................................................................................................................... 153 FOTOS 5: RECUPERACION DE ARREGLO DE PRODUCCION.............................................................. 155 FOTOS 6: TAPON RECUPERABLE (SA TR 10) ......................................................................................... 159 FOTOS 7: CARRERA CON FREZA PLANA P/ PAKER DE 7 PULG............................................................ 161 FOTOS 8: FREZADO Y PESCA DE PAKER DE 7 PULG.............................................................................. 163 FOTOS 9: LIMPEZA DE CAÑERIA CON CEPILLOS E IMANES............................................................ 169 FOTOS 10: TOP LINE DRESS MILL............................................................................................................. 175 FOTOS 11: SN AT PAKER TIW .................................................................................................................... 176 FOTOS 12: TIE BACK PACKER ................................................................................................................... 178


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INTRODUCCIÓN

La intervención del pozo MGR X3 forma parte esencial del plan estratégico de Repsol en Bolivia. Siendo el desarrollo del Campo Margarita una prioridad. Esta intervención permitió, no sólo recuperar los niveles de producción de uno de los principales campos de gas de Bolivia, sino también minimizar los riesgos asociados al futuro desarrollo de este campo.

El principal objetivo para la intervención del pozo MGR-X3(Cerrado por problemas de corrosión por anhídrido carbónico), fue el de rehabilitarlo como Productor de la arena Huamampampa H2 y activar el nivel de la arena Huamampampa H1b, para lo cual se cambio el arreglo de producción de acero al carbono por un arreglo definitivo conformado por tuberías cromadas resistentes a la corrosión y de mayor diámetro (4½”, 5” y 7”) y la colocación de sensores que permiten lecturas permanentes y en tiempo real de parámetros de reservorio (presión y temperatura).

Asi mismo se efectuaron análisis y cálculos de Velocidad de Corrosión en la cañería de producción de 9.5/8”, observándose pérdida de metal, que ocasionaría en un futuro y en un tiempo de entre 7 y 11 años, una falla de la misma por Colapso. Ante esta posibilidad de un colapso, de la cañería de 9.5/8”, por Corrosión, se efectuaron cambios de último momento: Primero, se cambió el tipo de completación Inteligente por una Semi-Inteligente. (Este cambio disminuirá la versatilidad de la optimización de la producción conjunta de las capas H1b y H2) y segundo, se decidió aislar la cañería de 9.5/8” del flujo de la arena H1b, anclando un packer en el liner de 7”, por debajo del colgador de liner.

Durante la ejecución de los trabajos de Intervención se encontraron una serie de problemas, que impactaron tanto en el tiempo como en los costos de operación.

A continuación se presenta un resumen gerencial que involucra las actividades de intervención en este pozo:

• Traslado del equipo DLS 127 (2000HP) desde Zona Franca Yacuiba a Pozo MGR-X3 y montaje del mismo.

• Después de la inspección de acuerdo con los procedimientos de REPSOL, recibió el equipo a hrs 16:00 del día 11 de enero del 2009 e inició las actividades de Intervención. Preparó fluido de intervención Formiato de Sodio densidad 12.0lpg.

• Instaló líneas de superficie del camión bombeador al arbolito y a la sección “C” y de estos al Ck Manifold. Efectúó pruebas de presión superficiales de líneas y arbolito satisfactoriamente.


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• Abrió SSSV y utilizando slick line pescó el tapón 3½” ”XX” anclado en 3820.00m (camisa XD)

y asentó tapón ‘XX’ en la camisa “XD” de H1b @ 3851.00 m; efectuó pruebas de presión (Inflow Test), negativas debido a una fuga en el tramo de 3½” entre la camisa “XD” (3851.00) y el packer de producción de 9.5/8” HYD PHL (3837.63), determinó la comunicación entre las arenas de H1b y la tubería de producción. Pesco el tapón y efectuó carrera de calibración hasta 4960 m (tapón “PX” en niple asiento “X”) y luego efectuó un registro de presiones con memory gauge en 11 estaciones para referencia operativa, (ver anexo A)

• Pescó tapón “PX” en 4960m, intento recuperar mismo sin éxito, asentó tapón 3½” WRP (Weatherford) en 3827.5m, efectuó prueba de presión (Inflow Test) satisfactoria e inicio proceso de bombeo y purga para ahogar pozo con fluido de intervención de 12 lpg.

• Intentó abrir camisa en 3820m sin éxito, efectuó tubing puncher (4 tiros/m) en el tramo 3814 – 3815m y desplazó el fluido del E.A., con fluido de intervención de 12 lpg recuperando fluido de empaque de 10 lpg. Ante el continuo aporte de gas del H1b (por una posible fuga a travez del packer de producción 9 5/8” @3837.63m), densificó Fluido de intervención, a 13.7 lpg.

• Con slick line Intentó pescar tapón “WRP” sin éxito, montó unidad de coiled tubing y realizó 3 carreras para poder recuperarlo, fué necesario bajar con la unidad de Coil Tubing un roto-hammer (martillo hidráulico), para poder librar el tapón.

• Intentó abrir la camisa (“XD”) instalada en 4378m utilizando coil tubing, sin éxito, por lo que efectuó perforaciones con tubing puncher (4 tiros/m) en los tramos 4371-4372m y 4133-4134m y desplazó el gas del espacio anular entre packers hasta lograr ahogar la arena H1b.

• Intentó pescar el prong instalado en el tapon PX @ 4960m utilizando coil tubing, sin éxito, luego de varias maniobras de calibración y lavado de relleno logró agarrar el Prong en dos oportunidades, sin embargo, al tensionar, observo rotura del pin de corte de la herramienta de pesca.

• Para ahogar la arena H2 se intentó efectuar perforaciones, con tubing puncher (unidad de wire line), entre el prong en pesca y el packer de producción de 7” sin éxito, debido a la obstrucción observada a 4m por encima del punto definido.

• Efectuó corte químico con equipo de wire line en 3826.5m, circuló fluido de intervención hasta normalizar.

• Cerró la SSSV, instaló BPV, apartó el arbolito de producción e instaló y probo stack BOP’s. • Sacó arreglo desde 3826.5m recuperó, parte del arreglo de completación, y luego con arreglo

de pesca recuperó el niple sello de PBR del packer 9 5/8” Sin problemas. • Bajó un arreglo de pesca con anchor latch para recuperar el packer 9 5/8”, trabajó con

numerosos golpes de tijera y tensionando hasta 160M libras, sin lograr objetivo


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• Fresó packer hasta pasar las cuñas superiores, bajó nuevamente anchor latch e intentó recuperar packer tensionando hasta 130M libras y golpeando con tijera, sin éxito, al sacar el anchor latch observó perdida de una mordaza.

• Bajó zapato frezador e intentó moler hasta cuñas inferiores, sin éxito. • Decidió pescar con OS, y debido a la falta de información de las dimensiones del tope del

PBR, bajó un OS con agarre de 7” hasta el tope de la pesca y no pudo agarrar la misma, al sacar observo marca de 6 7/16” diámetro de pesca en tope de drive bushing de OS de 8 1/8”.

• Cambió el agarre y bajó nuevamente OS 8 1/8” (Agarre 6 7/16”) hasta 938m, donde observó un paro súbito por obstrucción, sacó el arreglo y observó una marca en la guía del OS, indicando posible daño en la cañería de producción de 9 5/8”.

• Bajó calibrador de 8 7/16” y confirmo obstrucción, probo comunicación con E.A. de cañería de 13 3/8” positiva.

• Instaló tapón recuperable en 3798 m, corrió registro USIT en modo cemento y corrosión de 3650m a superficie, confirmando la separación de la cañería de producción de 937m a 939m (ver anexo G)

• Levantó BOP’s, apartó sección “C” 13.5/8”-10M x 11”-10M de cabezal e instaló spool spaciador 13 5/8” 10M x 13 5/8” 10M, y BOP’s, probó mismos. (ver anexo B)

• Utilizando cortador 8¼” HydroBoost de Weatherford cortó la cañería 9 5/8” en 1021m y recuperó hasta superficie cañería de 10¾” y 9 5/8” desde punto de rotura en 937m, luego bajó spear y recuperó la cañería del tramo 1021-937m, notando fisuras en algunas piezas de la parte inferior, por lo que decidió efectuar cortes por debajo de este punto y finalmente luego de 3 cortes adicionales en 1304, 1388 y 1544m recuperó la cañería 9 5/8” en buenas condiciones. (ver anexo H)

• Bajó y asentó packer recuperable de 9 5/8” @ 1566m y probó cañería 9 5/8” en el tramo 1566-3798m (prof. tapón recuperable) con 5000psi, satisfactoriamente, libró packer sacó herramienta.

• Bajó pescador de tapón recuperable, trabajó para librar el mismo, saco herramienta, en superficie observó la rotura del mismo, por lo que se efectuaron 4 carreras adicionales de limpieza y pesca hasta lograr recuperar.

• Bajó anchor latch de 4 5/8”, conectó PBR de packer de producción de 9 5/8”, efectuó registro de punto libre, obteniendo indicación de que el packer estaba aún fijado.

• Frezó mordazas inferiores del packer 9 5/8” hasta 3833m y luego libró packer con OS 8 3/8” (Agarre 6 7/16”) logrando sacar hasta la unidad de sellos del packer de 7” permanente.

• Efectuó carrera de limpieza y acondicionó fluido de intervención desde el packer permanente 7” hasta superficie, efectuó limpieza encima de prong con mule shoe y tubería de 2 3/8”, bajo latch tool y con unidad de slick line efectuó carrera con bloque de impresión confirmando cabeza de pesca de prong libre de obstrucciones.

• Instaló y probó tapón recuperable en 3750m, conformó boca de pesca de cañería 9 5/8” en 1544m con Canfield Bushing, bajó e instaló External Casing Patch (ECP) 9 5/8” y swell packer, efectuó prueba de presión no conclusiva, por lo que se tuvo que sacar nuevamente el ECP y swell packer, hasta superficie.

• Pescó tapón recuperable, bajo y asentó nuevo tapón en 3877m, efectuó prueba de presión con 5000 psi satisfactoriamente.

• Efectuó nuevo corte de cañería en 1568 m, recuperó tramo cortado, conformó boca de pesca, bajó el ECP mas la cañería combinada de 9 5/8” y 10 3/4”, bombeó un bache para activar el swell packer y conectó y probó External Casing Patch 9 5/8” y Swell packer con 5000 psi, satisfactoriamente.

• Levantó BOP´s, colgó cañería 10¾” – 9 5/8”, aparto spool espaciador e instalo la sección “C” 13.5/8-10M x 13.5/8-10M (CAMERON) y BOP’s. (ver anexo C)

• Bajó y pescó tapón recuperable en 3 carreras, intentó nuevamente pescar prong en 4950m, sin éxito.

• Frezó packer permanente de 7” en dos carreras (bajo con packer picker en segunda carrera), Efectuó varias carreras cortas para inducir la evacuación del gas de hueco abierto, saco herramienta hasta superficie recuperando packer parcialmente.

• Intentó pescar restos de packer y tramo inferior de completación, sin éxito, empujó restos hasta 5109 m.


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• Efectuó carrera de limpieza en liner de 7” y cañería 9 5/8” utilizando escariadores, cepillos y magnetos de MI Swaco

• Corrió registro USIT en modo cemento y corrosión en liner de 7” y el tramo sin registrar de la cañería de 9 5/8”

• Acondicionó PBR de colgador de liner de 7”, instaló Top liner packer SN-AT10 encima de ZXP dejando cubierta con dos barreras arena H1b.

• Acondicionó hueco abierto con trepano de 6”, bajo y asentó la parte inferior de la nueva completación con tubería ranurada 4½”, 13.5 ppf, Cr13S-110, NK3SB con 2 niples 3½”, 2 flow couplings y colgador TIW 7” x 4½” IB DD con top packer HLX 10 (tope de PBR quedo en 5014.5m), efectuó pruebas de presión del sello del top packer con resultado negativo.

• Efectuó carreras de acondicionamiento y prueba de presión de la integridad del liner 7”, bajó e instaló nuevo top packer 7” x 5” Baker ZXP encima del TIW que había fallado, dejando el nuevo tope de PBR en 5006.84 m.

• Bajó e instaló la sección superior del nuevo arreglo de completación con DTS y sensores de presión y temperatura y tubería de 7” Cr13S-110 probando hermeticidad de cada conexión con Gator Hawk y prueba hidráulica de la sarta con unidad bombeo, instaló SSSV y colgador, enchufó sellos en PBR, probó hermeticidad OK, realizó espaciamiento de la completación y asentó colgador de tubería en el cabezal y probó hermeticidad con 1000 psi, OK.

• Asentó packer hidráulico 7”HPH en 3935.5m y probó hermeticidad satisfactoriamente cerró SSSV.

• Instaló BPV (ver anexo LL), apartó BOP’s, instaló y probó arbolito de producción 7 1/16”-10000 psi, empalmó y probó funcionamiento de fibra óptica OK.

• Abrió SSSV y camisa de circulación en 3823m, cambió fluido de intervención por fluido de empaque 10.0 lpg en espacio anular, cerró camisa y probó sello satisfactoriamente, retiró tapón de 4119m y abrió camisa en misma profundidad dejando abierta arena H1b

• Instalo BPV, protegió arbolito de producción y finalizó operaciones de intervención en fecha 12 de Junio de 2009 a Hs.12:00.

1 DATOS GENERALES

Bloque: CAIPIPENDI Campo: MARGARITA Pozo: MGR-X3

Prof. Final: 5445m Prof. Actual: 5445 m Tipo: VERTICAL

Ult. Cañ: Liner 7”, 32#/pie, P-110 (Tope en 3915m)

Prof. Zapato Liner: 5037 m Resultado: Productor H2 y H1b

Equipo: DLS-127( 2000HP) ASR: 7.93m PCP: 7.93 m Fecha inicio: 11/01/2009 Fecha fin: 12/06/2009 Días de operación: 152

2 OPERACIONES DE INTERVENCION 2.1 CONTINGENCIAS Durante la ejecución de los trabajos de Intervención se encontraron una serie de problemas que impactaron tanto en el tiempo como en los costos de operación. Algunos de estos problemas fueron:

Tiempos prolongados en la operación de ahogado arena H1b, esperando la segregación del gas para la posterior purga de la tuberia.

Antes de recuperar el arreglo de producción, se procedió a incrementar la densidad del fluido de WO de 12 lpg a 13,7 lpg, para ahogar, primeramente la capa H1b. Se tuvieron que hacer circulaciones adicionales, debido al aporte de gas a través del


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packer de producción 9 5/8” y de la pinchadura del tramo de 3 ½” debajo de este packer, y la SSD @ 3851m. Debido a la dificultad de abrir la SSD (4367m) debajo de la zona baleada de la capa H1b se programó y efectúo baleos en la tubería de 3 1/2” por encima y por debajo de la capa H1b (En tramos 4371-4372 m y 4133-4134 m). Combinó operaciones de inyección y purga con fluido de Intervención 13.7 lpg, hasta lograr ahogar y controlar la capa H1b.

Pérdida en el tubing de 3.1/2” entre Packer de producción de 9 5/8” (3837m) y la camisa SSD (3851m).

Pérdida a través del Packer de producción de 9 5/8” (3837m) lo cual incrementó los tiempos de circulación para normalizar las condiciones del fluido de Intervención luego de desplazar el fluido de empaque existente en el pozo.

Falla en los mecanismos de apertura de las SSD (3820m; 3851m; 4367m). Esta contingencia motivó la programación de perforaciones en la tubería de producción por encima de la camisa SSD (3820m), y a través de estos efectuar el cambio de fluido.

Limitaciones de la utilización de equipos de Slick Line, para recuperar los tapones. Dificultad en la recuperación del prong anclado en el Tapón PX en 4960 m. Efectuó 7

carreras con unidad de Coil Tubing intentando pescar el Prong anclado en el Tapón PX @ 4960m. sin éxito. Intentó efectuar baleos por debajo del packer de 7” (4953m) en pup joint 4956m. para ahogar arena H2, sin éxito, no logró llegar a profundiad para el baleo.

Problemas para recuperar el packer de Producción de 9 5/8” (3837m) Se realizaron varias carreras para intentar recuperar el packer de 9 5/8” x 4 ½”, con pescador anchor latch para PBR de acuerdo a metodología del proveedor, sin éxito. Se realizaron carreras con pescadores internos y externos sin éxito. Todas estas maniobras fueron resultado de la falta de información de las especificaciones del PBR que no fueron registrados durante las operaciones de Perforación-Terminación del pozo MGR-X3 hace 10 años.

Rotura de la cañería de producción 9 5/8” en 937m. (evento inesperado) Durante una de las carreras con Over Shot observó una resistencia abrupta en 938m. que provocó el daño de un tiro de la sarta de perforación. Esta fue la primera evidencia de la falla en la cañería de 9 5/8”.

Pesca de Tapón recuperable (9 5/8”). QA/QC de los materiales de las CIA de servicio. Dificultad en la pesca del arreglo inferior con el packer de 7”.

2.1.1 Rotura de Cañeria 9 5/8 El evento inesperado de falla en la cañeria de 9 5/8”, ocasiona la interrupción de las operaciones de recuperación de la completación original. (Ver anexo I )

• Luego de observar una resistencia en 938 m. y ante la sospecha de daño en la cañería 9 5/8” se realizó una prueba para determinar comunicación con el anular 13 3/8” – 9 5/8” observándose circulación durante la prueba.

• Este evento no planificado que comprometía la integridad del pozo generó una serie de operaciones adicionales:

• Corrió registro USIT y determinó con exactitud el punto de falla y su magnitud. El registro mostró una separación de 2 m en la cañería a la profundidad de 937-939 m. (ver anexo G)

• Efectuó cortes de cañería (5 carreras, en 1021m, 1304m, 1388m, 1544m. y 1568m) por observar daño (fisuras) en algunas piezas de cañería en las primeras tres carreras.

• Efectúa una prueba hidráulica de la cañería de 9 5/8” con 5000 psi, con packer anclado en 1566 m.


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Una falla en el Tapón Recuperable anclado en 3798 m. ocasionó trabajos de pesca generando días adicionales de trabajo no planificado.

Se decidió continuar con las operaciones de recuperación del arreglo de producción original mientras se esperaba un Swell Packer para ser bajado con el Casing Patch.

Continúa con las operaciones para la recuperación del Packer 9 5/8”:

• Bajó sonda para determinar el Punto Libre y observó que el Packer 9 5/8” continuaba anclado.

• Efectuó dos carreras con fresa anular y logrando pasar las gomas del packer de 3832,4m hasta 3833 m.

• Luego bajó un nuevo arreglo de pesca y libró la totalidad de la parte intermedia del arreglo original hasta por encima del packer de 7”.

• Realizó carreras de limpieza y acondicionamiento del fluido de Intervención hasta el tope del packer de 7” en 4947,5m.

En este punto, se interrumpe las operaciones de recuperación de la parte inferior de la completación original del pozo para hacer los trabajos de reparación de la cañería de producción.

• Una ves que los equipamientos de Casing Patch y Swell Packer estuvieron disponibles en el pozo, se continuó con las operaciones de reparación de la cañería de producción 9 5/8”, para esto bajó y ancló un tapón recuperable efectuó la prueba de presión desde superficie con 2000 psi OK, luego bajó la cañería 9 5/8” con el Casing Patch y Swell Packer´, efectuó las operaciones correspondientes y conectó el Casing Patch, luego probó con presión con resultado negativo, por perdida del tapón recuperable.

• Ante esta situación, decidió desconectar y sacar el casing patch, ancló y probó otro tapón, y luego bajó nuevamente la sarta con casing patch y swell packer hasta 1568 m., enchufó y probó con 5000 psi positivo. Con esta operación restituyó la integridad de la cañería de producción 9 5/8”.

Para la pesca del tapón recuperable se tuvieron que efectuar tres carreras adicionales debido a la compactación de la arena de protección que se coloca encima de estos tapones.

Durante esta etapa se realizó el cambio de la sección “C” a 13 5/8” 10M x 13 5/8” 10M.

2.1.2 Operaciones de Recuperacion Packer 7” y Aislación Arenas H1b y H2 Durante las operaciones para la recuperación del Packer 7”:

• Intentó pescar en prong del tapón ubicado en el niple asiento a +/- 4960m, sin éxito.

• Efectuó dos carreras para frezar packer de 7”, en la segunda carrera con milling tool pescó el packer.

• Efectuó 6 carreras cortas para inducir la migración del gas logrando eliminar el gas y normalizar las condiciones del pozo.

• Sacó herramienta y observó que la pesca se soltó durante alguna de las carreras cortas efectuadas para eliminar el gas.

• Efectuó carreras para intentar pescar el packer de 7” más la sección inferior de la completacion original sin éxito. Durante estas carreras observó el desplazamiento del packer hasta 5109 m. donde decide dejar pesca.

• Armó y bajó arreglo de limpieza con cepillos y escariadores para cañería 9 5/8” y 7” según programa.

• Se corrió registro USIT en el tramo inferior de la cañería 9 5/8” y la totalidad de la cañería de 7”.


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• Se efectuó una carrera de calibración hasta 5105m. Luego corrió polish mill para limpiar y conformar el PBR del liner de 7”.

• Bajó y ancló top packer con niple sello en 3915m. Probó con resultado positivo.

• Bajó la sección inferior del arreglo final de producción con tubería ranurada de 4 ½”, y colgador TIW 7” x 4 ½” (ver anexo J), asentó el colgador y ancló el packer. La prueba del sello fue negativa, esta situación generó otra serie de maniobras y esperas para la llegada de un Tie Back Packer Cromado.

• Bajó un tie-back packer Baker ZXP 7” x 5” ancló y probó con resultado positivo. Esta operación demoró 10 días. (ver anexo K y L)

2.2 ARREGLOS Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS N° FECHA HTA. COMPONENTES OBJETIVO OBSERVACIONES

OPERACIONES CON ARBOLITO DE PRODUCCION

1 14/01/09 SLICKLINE

PESCADOR GS 1.7/8"+ PRONG IGUALIZADOR+ TIJERA MECANICA +MUÑECOS+ BARRAS PESO

RECUPERAR TAPON # 3: 3 1/2" "X" @ 3820m

2 14/01/09 SLICKLINE TAPON "XX"+ TIJERA MECANICA +MUÑECOS + BARRAS PESO

COLOCAR TAPON "XX", BAJAR HASTA CAMISA DE 3.1/2", 3851m.

3 14/01/09 SLICKLINE PESCADOR + TIJERA MECANICA +MUÑECOS + BARRAS PESO

RECUPERA TAPON "XX" EN 3581m.

RECUPERA TAPON CON SELLOS INFERIORES DAÑADOS POR RESISTENCIA EN CAMISA DE CIRCULACION DURANTE LA

SACADA.

4 14/01/09 SLICKLINE IMPRESOR 2 1/4" + TIJERA MECANICA +MUÑECOS + BARRAS PESO

BAJAR IMPRESOR 2 1/4" A 4960m

IMPRESOR CON MARCA "PRONG EQUALIZADOR" TAPON "PX".

5 15/01/09 SLICKLINE 2 SENSORES DE PRESION REALIZAR GRADIENTE ESTATICO

REALIZA GRADIENTE ESTATICO EN 11 ESTACIONES.

6 15/01/09 SLICKLINE PESCADOR + TIJERA MECANICA +MUÑECOS + BARRAS PESO

RECUPERAR TAPON # 2: 3 1/2" "PX" @ 4960 m

MANIOBRA HERRAMIENTA CON GOLPES DE TIJERA REITERADAS VECES SIN LOGRAR RECUPERAR TAPON

7 16/01/09 WIRELINE CALIBRE + CCL + 6 BARRAS DE PESO

CALIBRE Y CORRELACION DE PROFUNDIDAD

8 16/01/09 WIRELINE TAPON RECUPERABLE WRP + CCL + 6 BARRAS DE PESO

FIJAR TAPON RECUPERABLE 3 1/2" WRP

BOCA PESCA EN 3827.5m.

9 22/01/09 SLICKLINE SHIFTING TOOL 3 1/2" ABRIR CAMISA XD Sliding Sleeve @ 3820m.

MANIOBRA HTA. TRATANDO DE ABRIR CAMISA SIN ÉXITO

10 23/01/09 SLICKLINE SHIFTING TOOL 3 1/2" ( + 1 BP) ABRIR CAMISA XD Sliding Sleeve @ 3820m.

MANIOBRA HTA. REITERADAS VECES TRATANDO DE ABRIR CAMISA SIN ÉXITO

11 23/01/09 SLICKLINE SHIFTING TOOL 3 1/2" ( + 1 BP) ABRIR CAMISA XD Sliding Sleeve @ 3820m.

APERTURA DE CAMISA SIN ÉXITO

12 23/01/09 SLICKLINE SHIFTING TOOL (PARA CERRAR ) 3 1/2"

ABRIR CAMISA XD Sliding Sleeve @ 3820m.

INTENTA CERRAR, SIN EXITO OBSERVA LIBRE PASE AL INGRESAR Y SALIR DE CAMISA


- 10 -

13 23/01/09 WIRELINE CALIBRE + CCL + BARRAS DE PESO

CALIBRE Y CORRELACION DE PROFUNDIDAD

14 24/01/09 WIRELINE CAÑON (4 CARGAS POR

METRO) + CCL + BARRAS DE PESO

TUBING PUNCHER , REALIZAR DISPARO DE 3814 A 3815m

15 26/01/09 SLICKLINE PESCADOR TAPON "WRP"

RECUPERAR TAPON RECUPERABLE 3 1/2" WRP @ 3827m.

TENSIONES DE TRABAJO CERCA AL MAXIMO PERMITIDO. SACA SARTA DE SLICKLINE ABORTA RECUPERACION TE TAPON

16 27/01/09 COILED TUBING

PESCADOR DE TAPON "WRP" + CABEZA DE PESCA + PESCADOR + 2XO + TH + INTENSIFICADOR + JS+XO + VALVULA FLAPER (TOTAL LONGITUD 5.65m).


BAJA COILED TUBING HASTA 3831.52m. (TOPE TAPON WRP ). MANIOBRA VARIAS VECES PARA PESCAR TAPON CON PESO (400-4800lb) NEGATIVO.


JET1.13/16 + BARRAS PESADAS 1.11/16.

LIMPIEZA BOCA PESCA TAPON WRP


PESCADOR DE TAPON WRP (OD2.71") + XO + TH + INTENSIFICADOR + JS +XO + VALVULA FLAPER (TOTAL LONGITUD 5.02m)


MANIOBRA VARIAS VECES PARA PESCAR TAPON CON PESO (3500lb-4500lb) NEGATIVO ASIENTA 5800lb TRATANDO DE DISPARAR TIJERA HACIA ABAJO NEGATIVO.


IMPRESOR 2.5" + XO + JC+ 2BARRAS DE PESO + JS +XO + VALVULA FLAPER (TOTAL LONGITUD 3.74 m).

IMPRESIÓN TAPÓN BOCA PESCA RECUPERABLE WRP

APARTA IMPRESOR ,SE OBSERVA HUELLA CIRCULAR DE PUNTO DEBIL, TOPE TAPON WRP.


PESCADOR DE TAPON WRP (OD2.71") + XO + XO+ ROTO HAMMER +XO+XO INTENSIFICADOR +TH + JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 6.16m).


CON HALL CIRCULA A 0.5bpm-5400psi. BAJA ASIENTA PESO400lb. OBSERVA INCREMENTO DE PRESION A 6400psi. PARA CIRCULACION Y LEVANTA ARREGLO CON RESISTENCIA, OBSERVA APRISIONAMIENTO(ALTURA CAMISA). MANIOBRA CON PESO 2000lb Y TENSION 3500lb SACA A SUP. . RECUPERA 100% DE TAPON "WRP".


JET +XO + BARRA DE PESO +JS + XO + VALVULA FLAPPER + CONECTOR( LONG 2.46m)

EVACUAR GAS POR DEBAJO BALEOS O HASTA TAPON #2

INTENTA BAJAR CON CT, OBSERVA INCREMENTO DE PRESION POR DIRECTA 915psi. ANULA OPERACION CIERRA VALVULA SWAB DE ARBOLITO


SHIFTING TOOL 2.85" SELECTIVO+ XO + XO+ ROTO HAMMER +XO+XO INTENSIFICADOR +TH + JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 6.16m).

ABRIR CAMISA XD Sliding Sleeve @ 4367m.

INTENTA ABRIR CAMISA S/E: (EN 3 OPORTUNIDADES CON HALLIBURTON BOMBEA SAL MUERA DENS 10.7lpg, ACTIVA ROTO HAMMER PARA ABRIR CAMISA S/E (TOTAL BOMBEADO 8bbl). EN 14 OPORTUNIDADES MANIOBRA CON PESO Y VELOCIDAD S/E).

23 03/02/09 WIRELINE CALIBRADOR DE 1.11/16 +CCL

BAJA CON WIRE LINE CALIBRADOR HASTA 4390m



TUBING PUNCHER, REALIZAR DISPARO DE 4371A 4372m.



TUBING PUNCHER, REALIZAR DISPARO DE 4133


- 11 -

A 4134m.


PESCADOR DE PRONG (OD 2.25")+ XO(JC) + XO+ TH + INTENSIFICADOR+ JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 5.0.m).

RECUPERAR TAPON #2: 3.1/2” ‘PX’ @ 4960.4m

BAJA COILED TUBING HASTA 3830.5m, DONDE OBSERVA RESISTENCIA. MANIOBRA TRATANDO DE PASAR PUNTO DE RESISTENCIA SIN EXITO. SACA A SUPERFICIE.


PESCADOR DE PRONG (OD 2.25")+ JUNTA ARTICULADA + XO(JC) + XO+ TH + INTENSIFICADOR+ JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 5.2m).


BAJANDO HASTA 3833.5m DONDE OBSERVA RESISTENCIA. MANIOBRA TRATANDO DE PASAR PUNTO DE RESISTENCIA SIN EXITO. SACA A SUPERFICIE.

28 06/02/09 SLICKLINE

IMPRESOR 2.25" + XO+ TIJERA + 4BARRAS DE PESO( INTERCALADAS CON JUNTAS ARTICULADA) + CONECTOR (9.19m)

IMPRESIÓN DE PESCA, PRONG DE TAPON #2: 3.1/2” ‘PX’

PASA EL PUNTO DE RESISTENCIA ENCONTRADO CON EL COILED TUBING EN 3833.5m, SE OBSERVA A PARTIR DE LOS 4300m RESISTENCIA QUE OBLIGA DISMINUIR LA VELOCIDAD DE BAJADA), SACA A SUP.


PESCADOR DE PRONG (OD 1.75")+ 1BARRA DE PESO 2" + JUNTA ARTICULADA + XO(JC) + XO+ TH + INTENSIFICADOR+ JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 6.85m).


CONTINUA BAJANDO HASTA 4966m (TOPE TAPON) MANIOBRA LIBERA PRONG, NO RECUPERA PRONG, SE OBSERVA PESCADOR CON LAS CUÑAS ABIERTAS Y PARTE INTERNA CON PRESENCIA DE SÓLIDOS DECANTADOS. DURANTE LA SACADA A 2372m SE REPARA BOMBA HIDRAULICA DE UNIDAD DE CT 8,5 Hrs.


JET +XO + BARRA DE PESO +JS + XO + VALVULA FLAPPER + CONECTOR ( LONG 2.56m).

LIMPIEZA DE SOLIDOS DECANTADOS


PESCADOR DE PRONG (OD 1.75")+ 1BARRA DE PESO 2" + JUNTA ARTICULADA + XO(JC) + XO+ TH + INTENSIFICADOR+ JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 6.85m).


EN 4972.7m ASIENTA CON 600lbs, COMPRUEBA AGARRE. ASIENTA PESO 600lbs CONTINUA TENSIONANDO LENTAMENTE, CON INTERVALOS DE OBSERVACION, HASTA 27000lb, SUELTA, Y TENSION CAE A 21800Lb SACA ARREGLO. NO RECUPERA PESCA. SE OBSERVA PASADOR ROTO EN PESCADOR (GOLPE ARRIBA) Y TIJERA ACTIVADA.


PESCADOR DE PRONG (OD 1.75")+ 1BARRA DE PESO 2" + JUNTA ARTICULADA + XO (JC) + XO+ TH + JS +XO + VALVULA FLAPER+ CONECTOR (TOTAL LONGITUD 5.43m).


REALIZA MANIOBRAS SIMILAR AL ANTERIOR, SACA ARREGLO. NO RECUPERA PESCA. SE OBSERVA PASADOR ROTO EN PESCADOR.


JET + BARRA DE PESO+ JUNTA DE SEGURIDAD + V. FLAPPER + CONECTOR ( LONG 2.32m)

REMPLAZAR POR FI NUEVO

34 11/02/09 WIRELINE CALIBRADOR DE 1.11/16 + CCL +BP (LONG: 4.60m.) CORRELACION

CORRELACIONA Y SE PONE EN PROFUNDIDAD NO LOGRA PASAR 4955m ; ( +/- 5m DE TOPE PRONG)


JET + XO + BARRA DE PESO+ JUNTA DE SEGURIDAD + XO + V. FLAPPER + CONECTOR

DESPLAZAR BACHE SALMUERA 10.7ppg

DESPLAZA OK, SACA HTA. HASTA 472 m EQUIPO DE CT PARADO EN REPARACION MECANICA POR FALLA DE BOMBA HIDRAULICA DEL MOTOR. 15 Hrs.


- 12 -

36 12/02/09 WIRELINE

CAÑON (6 CARGAS POR METRO) + CCL+ 3 BARRAS PESADAS (8.60 M DE LONGITUD)

TUBING PUNCHER , REALIZAR DISPARO EN PUP JOINT A 4956m

NO LOGRA LLEGAR A PROFUNDIDAD DE BALEOS; SACA A SUPERFICIE.

37 12/02/09 WIRELINE CALIBRADOR 2 3/8" + CCL + 6 BARRAS DE PESO

CALIBRE Y CORRELACION DE PROFUNDIDAD HASTA 3850m

38 13/02/09 WIRELINE PRIMA CORT + CCL + 6 BARRAS DE PESO

CARRERA DE LIMPIEZA P/ CORTE QUIMICO

OK, LIMPIA DE 3825m - 3826.5m

39 13/02/09 WIRELINE CORTADOR QUIMICO EFECTUAR CORTE QUIMICO EN 3825m

OPERACIONES CON BOP EQUIPO

1 17/02/09 HTA.

OVERSIZE GUIDE DE 8 1/8"+BOWL-S-150FS+ OVERSHOT EXT+ TOP SUB + HYD BUMPER SUB+ HYD FISHING JAR+ 6 PM 4 3/4"+6 HW 3 1/2"

RECUPERAR PARTE DE ARREGLO NIPLE SELLO

RECUPERA PESCA OK

2 19/02/09 HTA.

PESCADOR TIPO LATCH + XO + BUMMPER SUB 4 3/4" + FISHING JAR 4 3/4" + 3 PM 4 3/4" + 4 3/4" INTENSIFICADOR + 3 PM 4 3/4" + 6 HW 3 1/2"

RECUPERAR PARTE DE ARREGLO CON PACKER PHL 9 5/8"

BAJA CON CIRCULACION DE 3818m HASTA 3823.5m (BOCA DE PESCA). ENCHUFA Y ASIENTA PESO HASTA 20Mlb SOBRE SU PESO, TENSIONA EN FORMA GRADUAL 5, 10, 15, 20Mlb, OBSERVA DESENCHUFE DEL PESCADOR. REITERADAS VECES TENSIONANDO HASTA 50-60Mlb, OBSERAVA DESENCHUFE DE HTA DE PESCA.

3 20/02/09 HTA.



MANIOBRA CON LEVE ROTACION ENCHUFA Y ASIENTA PESO HASTA 20Mlb. VERIFICA AGARRE, TENSIONA HASTA 50Mlb SOBRE SU PESO, OK. TRABAJA SARTA CON TENSION HASTA 70Mlb, CON GOLPES DE TIJERA Y TENSION ENTRE 80Mlb Y 110Mlb. SIN OBSERVAR MOVIMIENTO DE LA MISMA. LIBERA HERRAMIENTA DE PESCA LATCH CON 26 VUELTAS A LA DERECHA CON TENSION DE 2Mlb. SACA A SUP.

4 22/02/09 HTA.

ZAPATO ANULAR FRESADOR 8 3/8" + CAÑO LAVADOR 8 1/8" + DRIVE BUSHING 8 1/8" + XO + 9 - PM 6 1/2" + XO + TIJERA 6 1/2"+ 6 - BP 5"

FREZAR HOMBROS PACKER PHL 9 5/8"

FRESA HOMBROS DE PACKER 9 5/8" DE 3832.40m A 3832.60m, TOTAL LONGITUD FRESADA DE PACKER 0.70m. (3831.9m A 3832.60m). 80-40epm, 235-117gpm, 1100-600psi, 70rpm, 3200-10700lb-ft, PESO APLICADO 2-4Mlb, ROP 0.1m/hr. BOMBEA BACHES VISCOSOS DE LIMPIEZA.

5 23/02/09 HTA.



BAJA HASTA 3825.5m (BOCA DE PESCA). MANIOBRA ROTACION Y ENCHUFA TRABAJA HTA. CON TENSION ENTRE 80Mlb Y 130Mlb Y GOLPES DE TIJERA. OBSERVA DESENCHUFE DE PESCADOR, INTENTA ENCHUFAR NUEVAMENTE Y VERIFICAR CON TENSION AGARRE SIN EXITO. SACA HTA. A SUP. EN PESCADOR PBR TIPO LATCH SE OBSERVA PERDIDA DE UNA MORDAZA


- 13 -

6 25/02/09 HTA.

ZAPATO ANULAR FRESADOR 8 1/2" + CAÑO LAVADOR 8 1/8" + DRIVE BUSHING 8 1/8" + XO + 6 - PM 6 1/2" + XO + TIJERA 6 1/2" + 6 - BP 5"

FREZAR HOMBROS PACKER PHL 9 5/8"

REALIZA MANIOBRAS DE FREZADO SIN AVANCE, SACA HTA. A SUP.

7 26/02/09 HTA. OVERSHOT 8.1/8" AGARRE 7" + 6.1/2"TIJERA .


REALIZA MANIOBRAS DE AGARRE SIN ÉXITO, SACA HTA. A SUP.

8 27/02/09 HTA. OVERSHOT 8.1/8" AGARRE 6 3/8" + 6 ½” TIJERA.


BAJA HERRAMIENTA DE 11.3m HASTA 938m. DONDE OBSERVA ALTA RESISTENCIA ABRUPTA, PROVOCANDO EL DOBLADO DE UN TIRO DE SONDEO 5".

9 27/02/09 HTA. ZAPATO ANULAR DE 8.7/16" + XO +3DC 6½ + XO + DRILLING JAR + 3HW5"


REALIZA MANIOBRAS DE REPASO POR PUNTO DE RESISTENCIA 938m .SACA HTA. A SUP.

10 27/02/09 HTA. TUBERIA LISA DP 5"

DETERMINAR ROTURA SI EXISTE ROTURA EN CAÑERIA

BAJA TUBERIA LISA DP5" HASTA 1491m. BOMBA EQUIPO BOMBEA AL ESPACIO ANULAR CAÑERIA 9.5/8"-13.3/8", 15bbl FI CON 18spm, 1.25bpm, 1250-1200psi. A LOS 4bbl BOMBEADOS SE OBSERVA RETORNO POR CAÑERIA 9.5/8". PARA BOMBEO, VOLUMEN RECUPERADO AL TRIP TANK 5.5bbl. CIERRA VALVULA ESPACIO ANULAR CAÑERIA 9.5/8"-13.3/8"

11 28/02/09 HTA. TAPER MILL 8½" + BS + FISHING JAR + XO +6DC 6½" + XO + 3HW5"

CONFORMAR CAÑERIA

REPASA DESDE 3083m HASTA 3240m, CON 60epm, 4bpm; 600psi, 30rpm; TORQUE 6000lb-ft. OBSERVA RESISTENCIA AL PESO (2-4Mlbs), TRAMOS: 3082-3084, 3094.5-3096.5; 3201-3203, 3235-3239m. POR ZARANDA SE OBSERVA REGULAR CANTIDAD DE SARRO.

12 01/03/09 HTA.

TAPER MILL 8 1/8" + ESCAREADOR 9 5/8" + CESTA + BS + FISHING JAR 6 1/2"+ XO + 6DC 6½" + XO + 3 HW5"

CONFORMAR CAÑERIA

CIRCULA, NORMALIZA FI. PARALELAMENTE, EFECTUA MANIOBRA DE ESCAREADO TRAMO 3794-3810m

13 02/03/09 HTA.

TAPON RECUPERABLE (8.1/4")2.19m +PESCADOR 4.15/16" 0.93m + CROSS OVER 4"( 3½ 8RD (P) X 3½ IF(B) 0.53m + CROSS OVER( 3½ IF (P) X 4½ IF(B) ) 0.80m +PJ DP5" 4.59m.

BAJAR TR ANCLAR EN 3800m.

ANCLA TAPON OK, TAPON TR TOPE EN 3798.1m BASE EN 3800.3m GOMAS EN 3799.5m.

14 03/03/09 HTA.

PESCADOR 4.15/16" 0.93m + PACKER"M6" 8.3/16 P/CAÑERIA 9.5/8" 1.98m + CROSS OVER 4"( 3½ 8RD (P) X 3½ IF(B) 0.53m + CROSS OVER( 3½ IF (P) X 4½ IF(B) ) 0.80m +PJ DP5" 4.59m.

BAJAR PACKER PROBAR TR.


BAJAR HTA. HASTA ± 3m ENCIMA DE TR, BALANCEAR BACHE C/ARENA

16 05/03/09 WIRELINE SONDA USIT- CBL-VDL

CORRER REGISTRO USIT EN MODO CEMENTO Y CORROSIÓN.

17 07/03/09 HTA.

CORTADOR INTERNO (WEATHERFOR) + ESTABILIZADOR 8.3/8" +XO + 3DC 6½" + XO + FISHING JAR + XO + 3DC 6½" + XO

CORTAR CSG CORTE DE CAÑERIA EN 1021m


- 14 -

18 08/03/09 HTA. SPEAR 10 ¾” (NOM 9.632; 54- 65.7lb/ft)+ BUMPER + XO +1 DC 6½ + XO + PJ 5".

PESCAR Y. SACAR CSG 10.3/4" Y 9.5/8".

19 09/03/09 HTA.

SPEAR (1.40m) PARA CAÑERIA 9.5/8 53.5lb/ft+ XO (0.47m) + BUMPER (3.54m) + TIJERA (3.62m)+ XO (0.92m) +4 DC 6½ (37.25m)+ XO (0.87m

PESCAR Y. SACAR CSG 9.5/8".

20 10/03/09 HTA.

ZAPATA GUIA ROTARY SHOE +EXTENCION FJWP +DRIVE BUSHING +XO +SAFETY JOINT+XO +3 DC 6.1/2" +XO+HyD FISHING JAR +XO+3DC 6.1/2" +XO

BAJAR TAPER MILL PLANO Y CONFORMAR CAÑERIA CORTADA

21 10/03/09 HTA.


CORTAR CSG 9 5/8 1304m

22 11/03/09 HTA.



23 11/03/09 HTA. TREPANO TRICONICO 12 1/4 + BIT SUB+ XO + 3 DC 6 1/2" + XO + 6 HW 5"

LIMPIEZA Y ACONDICINAMIENTO FI @ 1300m

24 13/03/09 HTA. TREP. 6 " + BIT SUB + 3 DC+ XO LIMPIEZA Y ACONDICINAMIENTO FI @ 1300m

25 13/03/09 HTA.


CORTAR CSG 9 5/8 EN 1388m

26 13/03/09 HTA.



REALIZA MANIOBRA DE PESCA SIN EXITO, CIRCULA RECIPROCANDO PUNTO DE AGARRE; CON 80 spm, 240gpm, 350 psi, REALIZA NUEVAMENTE MANIOBRAS DE PESCA REITERADAS VECES, SIN ÉXITO SACA HTA. DE 1308m HASTA SUP. OBSERVA. GRAMPA DE SPEAR TRABADA.

27 14/03/09 HTA.

SPEAR N°2 (1.40m) PARA CAÑERIA 9.5/8 53.5lb/ft+ XO (0.47m) + BUMPER (3.54m) + TIJERA (3.62m)+ XO (0.92m) +4 DC 6½ (37.25m)+ XO (0.87m



BALANCEAR PILDORA VISCOSA EN 3760m. (TOPE TAPON 3798m)

29 15/03/09 HTA.


CORTAR CSG 9 5/8 EN 11544m

30 16/03/09 HTA.




- 15 -

31 16/03/09 HTA.

GUIDE ROTARY SHOE 12 1/16" + EXTENSION FJWP + DRIVE BUSHIG + XO + SAFETY JOINT +XO + 3 DC 6 1/2" + XO + HYD FISHING JAR + XO + 3 DC 6 1/2" +XO

BISELAR LA CAÑERÍA CORTADA A 1544m, PARA FACILITAR ENTRADA DE CASING PATCH

32 17/03/09 HTA. PACKER M-3 9 5/8" + XO + TP 5"

REALIZAR UNA PRUEBA DE INTEGRIDAD AL CASING 9 5/8"

ANCLA EN 1566m. Y PRUEBA CSG 9 5/8 CON 5000psi, OK, DESANCLA Y SACA A SUP.


BAJAR HTA. HASTA ± 3m ENCIMA DE TR, LIMPIAR BACHE C/ARENA

34 19/03/09 HTA. PESCADOR TR 4.15/16" + XO + DP 5"

RECUPERAR TR TAPON TS-U 9 5/8" FIJADO EN 3800m. TOPE EN 3798.1

SACA HTA. HASTA SUP. RECUPERA PESCADOR CON TR CORTADO EN MANDRIL DE VALVULA ECUALIZADOR A NIVEL DE LAS RANURAS U ORIFICIOS SUPERIORES DE ECUALIZACION. LONG RECUPERADA 0.95m, EN PESCA TR 1.24m, DESDE EL HOMBRO TODO EL CUERPO DEL CONJUTO DE GOMAS DE SELLO Y MORDAZAS INFERIORES.


DERTERMIINAR BOCA PESCA; CIRCULAR Y NORMALIZAR FI @ 3790m.

BOCA PESCA EN 3799m

36 21/03/09 HTA.

SPEAR ITCO 3 5/8" + 3 XO + SUB CIRCULACION + BUMPER SUB + ESTABILIZADOR + FISHING JAR + 1XO + 3 DC 6.1/2" + 1 XO.

PESCAR PARTE DE TAPON TS-U 9 5/8" RECUPERABLE (BOCA DE PESCA 3799m).

REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, OBS. RECORRIDO DE PESCA HASTA 3823m. , REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA HTA A VELOCIDAD CONTROLADA A SUP. PESCA NEGATIVO. OBS. EN HTA. DE PESCA SPEAR SIN MORDAZA,

37 22/03/09 HTA.

CIRCULADOR DE INVERSA JUNK BASKET+ XO + BOOT BASKET + BIT SUB +XO + FISHING JAR

REALIZAR CIRCULACIO INVERSA Y RECUPERAR CUÑA PERDIDA

BAJA HTA. HASTA 3823m. REALIZA MANIOBRAS DE EMBOLSILLADO, CIRCULA Y NORMALIZA FI., SACA HTA. A SUP. NO SE OBS. EN JUNK BASKET MORDAZA

38 23/03/09 HTA.

APER TAPE 3.1/8" (TARRAJA MACHO) 1"-2.5" (LONG AGARRE 0.61m)+ JUNTA DE SEGURIDAD 3.1/8" + XO + XO + XO + SUB DE CIRCULACION + BUMPER SUB + FISHING JAR. + + 3DP 5" + ESTAB 8.3/8"

PESCAR PARTE DE TAPON TS-U 9 5/8" RECUPERABLE (BOCA DE PESCA 3823m).

REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA A SUP. NO RECUPERA PESCA. OBSERVA HUELLA DE AGARRE EN PUNTA DE TARRAJA.

39 24/03/09 HTA.

TAPER TAPE 3.1/8" (TARRAJA MACHO) 2.1/8"-2.5" (LONG AGARRE 0.16m)+ JUNTA DE SEGURIDAD 3.1/8" + XO + XO + XO + SUB DE CIRCULACION + BUMPER SUB + FISHING JAR. + 3DP 5" + ESTAB 8.3/8"

PESCAR PARTE DE TAPON RECUPERABLE (BOCA DE PESCA 3823m).

RECUPERA PESCA 100 % OK, (MORDAZA DE SPEAR DENTRO DE TR)


- 16 -

40 26/03/09 HTA. PESCADOR LACHT 4.5/8" + 5XO + DRILLING JAR

BAJAR BHA HASTA PBR, ENCHUFAR LATCH , ARREGLO TERMINACION REALIZAR PUNTO LIBRE

OK, HTA. QUEDA ENCHUFADA A PBR

41 27/03/09 WIRELINE CALIBRADOR 2.3/8" + CCL + BARRAS DE PESO

CALIBRAR P/ PUNTO LIBRE

BAJA CALIBRE POR INTERIOR BHA HASTA RESISTENCIA EN 3834m MANIOBRA PARA PASAR PUNTO , SACA SONDA A SUP.

42 27/03/09 WIRELINE CALIBRADOR 1.11/16" + CCL + BARRAS DE PESO

CALIBRAR P/ PUNTO LIBRE

BAJA CALIBRE , DONDE OBSERVA RESISTENCIA. MANIOBRA, PASA PUNTO DE RESISTENCIA. REPITE MANIOBRA 2 VECES SIN OBSERVAR RESISTENCIA. CONTINUA BAJANDO CALIBRE HASTA 4912m PUNTO DE RESISTENCIA. SACA CALIBRE HASTA SUPERFICIE.

43 27/03/09 WIRELINE DIALOG (SENSOR DE PUNTO LIBRE) + CCL + 4 BARRAS DE PESO

PUNTO LIBRE

BAJA DIALOG POR INTERIOR BHA HASTA RESISTENCIA EN 3834m MANIOBRA REITERADAS VECES PARA PASAR PUNTO SIN ÉXITO, SACA DIALOG A SUP.

44 28/03/09 WIRELINE DIALOG (SENSOR DE PUNTO LIBRE) + CCL + 6 BARRAS DE PESO

PUNTO LIBRE

BAJA DIALOG POR INTERIOR BHA PASA RESISTENCIA EN 3834m ANCLA SONDA EN: 3867(5L), 3868( 3L), 3880(1L) Y 3841m(3L). EFECTUA PRUEBA DE PUNTO LIBRE CON TENSION, TOTAL 12 LECTURAS, VARIABLES DE 3 A 10%. SACA SONDA A 3829m ANCLA EN PUP JOINT ENCIMA DE PACKER. EFECTUA PRUEBA DE PUNTO LIBRE TOTAL 4 LECTURAS, LECTURA CONSTANTE 30-35%. CONCLUSION PACKER NO LIBRE. SACA SONDA A SUPERFICIE. SACA HTA CON ENCHUFE LATCH Y SACA A SUP.

45 28/03/09 HTA.

FRESA ANULAR 8 3/8" + CAÑO LAVADOR 8 1/8" + DRIVE SUB 8 1/8" + JUNTA SEGURIDAD 6 1/2" + XO + CESTA 6 5/8" + 2 XO + ESTABILIZADOR 8 3/8" + BUMPER SUB 6 1/2" + TIJERA DE PESCA 6 1/2" + XO + 6 PORTAMECHAS 6 1/2" + XO + 6 BARRAS PESADAS 5"

FREZAR HOMBROS PACKER PHL 9 5/8" @ 3834m.

FRESA HOMBROS DE PACKER 9 5/8" DE 3832.60m A 3833,0m, TOTAL LONGITUD FRESADA DE PACKER 0.40 m. BOMBEA BACHES VISCOSOS DE LIMPIEZA.

46 30/03/09 HTA. OVER SHOT FS 8.3/8" CON AGARRE ESÍRAL 6.3/8" + DRILLING JAR + 6HW5" +DP5"


AGARRE, OK EFECTUA DISPAROS DE TIJERA LUEGO TENSIONA. SACA HTA A SUP. EN SUP. OBS PESCA DESARMA Y APARTA ARREGLO PRODUCCION

47 01/04/09 HTA. TAPER MILL 6" + CESTA + W MELON MILL 5.15/16 + BS + FISHING JAR + 3DC 4.3/4".

LIMPIEZA Y ACONDICINAMIENTO FI @ 4947.5m

NORMALIZA FI EVACUANDO LODO CONTAMINADO CON GAS,


- 17 -

TOPE PAKER 7"

48 04/04/09 HTA.

1PZA TUBERIA 2.3/8" CON PATA DE MULA +XO+XO + CESTA + WATER MELON MILL 5.7/8" +BS+FISHING JAR.

BAJAR TUB 2.3/8" LIMPIAR INTERIOR PACKER 7"

49 05/04/09 HTA. NIPLE SELLO (0.64m) +XO +1pza DP3½ + FISHING JAR.

BAJAR NIPLE SELLO BAJAR IMPRESOR POR DENTRO DE DP

ENCHUFA EN PKR 7" ,OK, ARMA ROLDANAS Y LUBRICADORES P/ slick line

50 06/04/09 SLICKLINE CALIBRE 2" + BARRAS DE PESO

BAJAR CALIBRADOR 2" DETERMINAR PESCA PRONG A 4950m.

51 06/04/09 SLICKLINE IMPRESOR 2" + BARRAS DE PESO

DETERMINAR PESCA PRONG A 4950m.

REALIZA DOS CARRERAS CON IMPRESOR

52 07/04/09 HTA. TAPON RECUPERABLE RPT MODELO 3L 9 5/8" (HALLIBURTON)+ PESCADOR.

ANCLAR TAPON RECUPERABLE, BALANCEAR GEL CON ARENA

ANCLA TAPON: BASE TR 3751.30m, CENTRO GOMAS 3750m, TOPE TR 3748.59.

53 08/04/09 HTA.



OK, CONFORMA TOPE CAÑERIA 9.5/8" .

54 08/04/09 CSG

CASING PATCH + 7 PZAS CAÑ. 9 5/8 NJO + SWELL PACKER + 66 CSG 9 5/8" (53,5# P-110 AB ANJO) + XO +27 CSG 9 5/8" (53,5# P-110 TBL)+ XO +12 CASING 10 3/4" (65,7# P-110 ANJO)

ENCHUFAR EN CSG 9 5/8" , COLGAR CSG.

ENCHUFA CASING PATCH, PRUEBA CON 5000psi SIN ÉXITO DESENCHUFA Y SACA CAÑERIA A SUP.

55 11/04/09 HTA. PESCADOR.+ XO +3 DC 6 1/2" + 6 HW 5"

LIMPIAR ARENA, DESANCLAR TR Y SACAR A SUP.

56 12/04/09 HTA. TAPON RECUPERABLE 401SAN ELOY 9 5/8" (SAN ANTONIO)+ PESCADOR.

ANCLAR TAPON RECUPERABLE,

TR FIJADO EN 3778.7m CENTRO DE GOMAS, TOPE TR EN 3776.7m.

57 13/04/09 HTA. PACKER DE PRUEBA 9 5/8" M-3 (SA.PK.12) + PESCADOR DE TR DE SAN ANTONIO.

PROBAR INTEGRIDAD DEL CSG 9 5/8"

PRUEBA CSG 7000psi EN: 1558m. OK, SACA HTA. A SUP


BALANCEAR GEL CON ARENA EN 3776m. (TOPE TAPON 3798m)

59 15/04/09 HTA.


CORTAR CSG 9 5/8 1568m

60 15/04/09 HTA.

SPEAR (1.40m) PARA CAÑERIA 9.5/8 53.5lb/ft+ XO (0.47m) + BUMPER (3.54m) + TIJERA (3.62m)+ XO (0.92m) +4 DC 6½ (37.25m)+ XO (0.87m)


SACA PESCA SUPERFICIE. DESARMA ARREGLO DE PESCA CON CAÑERIA CORTADA DE 9 5/8", 1 TROZO (4.3m) + 1 PIEZA (12m) + 1 TROZO (7.55m).

61 16/04/09 HTA.



CONFORMA TOPE CAÑERIA CORTADA 9.5/8" .


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62 17/04/09 CSG

CASING PATCH + 7 PZAS CAÑ. 9 5/8 NJO + SWELL PACKER + 69 CSG 9 5/8" (53,5# P-110 AB ANJO) + XO +24 CSG 9 5/8" (53,5# P-110 TBL)+ XO +11 CASING 10 3/4" (65,7# P-110 ANJO)

BAJAR CASING HASTA 1568,3 Y REALIZAR CASING PATCH

ENCHUFA CASING PATCH, PRUEBA CON 5000psi OK.

63 19/04/09 HTA. PESCADOR.+ XO +3 DC 6 1/2" + 6 HW 5"

RECUPERAR TR (SA.TR.10) FIJADO EN 3778.7m (TOPE TR 3776.7m)

REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA HTA A SUP. NO RECUPERA TR

64 19/04/09 HTA. ZAPATO FRESADOR + CANASTA + BIT SUB +XO

LIMPIZA BOCA PESCA TR

EN CESTA RECUPERA PEDAZO DE BRONCE CON CARBURO DE TUNGTENO DE +/- 6 X 3cm Y UN PEDAZO DE FIERRO CILINDRICO DE +/-3cm

65 20/04/09 HTA. PESCADOR TR + JUNTA CIRCULACION + XO + DP5"


REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA HTA A SUP. NO RECUPERA TR

66 21/04/09 HTA.

(REDUCE LONGITUD DE PESCADOR DE 1.44m A 0.98m) ARMA: PESCADOR TR + JUNTA CIRCULACION + XO + DP5"


REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA HTA A SUP.RECUPERA TR 100%

67 22/04/09 HTA.

PESCADOR OVER SHOT TIPO OVANO 2.13/16" (AGARRE DE 1.1/8-1") + JC 2.13/16 + XO + TUB 2.3/8Hyd + XO + FISHING JAR+ DP3½

BAJA ARREGLO PARA RECUPERAR PRONG DE TAPON @ +/- 4958m.

BAJA HTA. HASTA RESISTENCIA EN 4950,3m. REALIZA MANIOBRAS DE PESCA PRONG, SIN ÉXITO. SACA HTA A SUP.

68 23/04/09 HTA.

ZAPATO FRESADOR 5.7/8 (OD CUERPO 5.3/4) + XO + CESTA + BS ( CON VALVULA FLOTADOR) + 1DC 4.3/4 + FISHING JAR + 6DC 4.3/4"

BAJAR ZAPATO ANULAR A 4947.8m, CIRCULAR Y FRESAR PACKER 7".

RESA PACKER DESDE 4947.56m HASTA 4948.16m (0.60m) CON : 2-3-4-6-8Kips PESO, SACA HTA A SUP.

69 25/04/09 HTA.

MILL TOOL C/ SPEAR 3.1/4" AGARRE 4.010" + VARILLA(CON AGARRE TIPO J PARTE INTERNA DE MILL) + ZAPATO FRESADOR 5.7/8 (OD CUERPO 5.3/4, ID 4.5/8" ) + CESTA + BS ( CON VALVULA FLOTADOR) + 1DC 4.3/4 + FISHING JAR + 6DC 4.3/4"

PESCAR PACKER Y FREZAR

AGARRE DE SPEAR DENTRO DEL PACKER, FRESA PACKER (0.75m), CIRCULA NORMALIZA FI CON GAS, QUEMA GAS EN FOSA DE QUEMA , EFECTUA 6 CARRERAS CORTAS, CIRCULANDO Y NORMALIZANDO FI CON GAS, SACA HTA. A SUP. NO RECUPERA PESCA

70 30/04/09 HTA.

TREPANO 6" (117 TIPO XR+ PS)SERIE PM4407 S/BOQ + 7DC 4.3/4" + 3HW3½" + DRILLING JAR 4.3/4" (SERIE #380 47270 06)+ 9HW 3½

BAJAR HASTA 5037m CIRCULAR. BAJAR HASTA TOCAR PESCA.

BAJA HTA HASTA 5035m DONDE ASIENTA HASTA 6-8-10Kips, MANIOBRA SIN PODER PASAR. SACA HTA. A SUP

71 02/05/09 HTA. SPEAR 3.1/8" AGARRE 4" + XO + JS+ JC+ XO+ BS(C/ FV) + FISHING JAR+ 7DC 4.3/4

BAJAR ARREGLO DE PESCA C/ SPEAR AGARRE 4"

BAJA HTA HASTA 5020m, CIRCULA NORMALIZA FI, BAJA HTA HASTA 5036,2m, REALIZA MANIOBRAS DE PESCA, SACA HTA. A SUP. NO RECUPERA PESCA

72 03/05/09 HTA. ZAPATO FREZADOR(SA) 5.15/16"( ID 4.9/16) +BS(C/ FV) +FISHING JAR( W)+ 7DC 4.3/4

BAJA ZTO. FREZ 5.15/16" ,TOCAR PESCA, Y EMPUJAR

REALIZA MANIOBRAS P/ DESPLAZAR PESCA HASTA 5045,8m.

73 05/05/09 HTA. ZAPATO FRESADOR 5 7/8 "+ BIT SUB + DC 4 3/4" + FISHING JAR + STB 5 7/8" + 5 DC 4 3/4" +

BAJAR FREZA PLANA 5 7/8". EMPUJAR PESCA

REALIZA MANIOBRAS P/ DESPLAZAR PESCA HASTA 5106m.


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12 HW 3 1/2"

74 07/05/09 HTA.

BIT 6"+ Bit Sub con float valve +ESCAREADOR Y CEPILLO + 1DC 4.3/4 + ESCAREADOR Y MAGNETO + 6DC 4.3/4 + 3HW 3.1/2 + FISHING JAR + 6HW 3.1/2 + 99 DP 3.1/2" + LANDING SUB 7.5" + MFCT 6.1/2" + ESCAREADOR Y CEPILLO + 1 DP 5" + ESCAREADOR Y MAGNETO.

ESCAREAR CAÑERIAS , LIMPIEZA PARA BAJAR ARREGLO FINAL DE PRODUCCION

REALIZA MANIOBRAS DE ESCARIADO

75 08/05/09 WIRELINE PARA CSG. 9 5/8 y 7 ": SONDA USIT- CBL-GR-CCL

CORRER REGISTROS CBL -USIT MODO CEMENTO Y CORROSIÓN.

EN CSG 9 5/8". : CORRE REGISTRO TRAMOS 3910 - 3600m (TRAMO REPETIDO) Y 1600 - 1400m, MODO CEMENTO. ( TRAMO C/ ECP Y SWELL PKR) EN LINER 7" CORRE REGISTRO TRAMOS 5030m- 3918m.

76 09/05/09 HTA.

BIT 6" + BIT SUB C/ FLOAT VALVE + DC 4 3/4" + 3 DC 4 3/4" + FISHING JAR + 3 DC 4 3/4" + 12 HW 3 1/2"

LIMPIEZA, ACONDICINAMIENTO FI Y AGUJERO ABIERTO

77 12/05/09 HTA. LINER TIEBACK MILL + PUP JOINT + DRESS MILL + X-OVER+ DP 5”

CONFORMAR BOCA LINER 7" PARA ANCLAR TOP PACKER

78 13/05/09 HTA.

EMPACADOR DE TOPE DE LINER SN-AT 10 CON TP DE 5" : Setting tool + Setting collar + Packer +Seal niple - mule shoe

BAJADA DE SN-AT PACKER SOBRE TOPE COLGADOR DE 7" A 3920m

79 14/05/09 HTA.

BIT 6" + BIT SUB C/ FLOAT VALVE + DC 4 3/4" + 3 DC 4 3/4" + FISHING JAR + 3 DC 4 3/4" + 12 HW 3 1/2"


OK. REALIZA MANIOBRAS DE LIMPIZA CON ROTACION Y CIRCULACION CALIFICACION DE TREPANO 1-1- WT- A - E - 1/16 - WT - BHA.

80 15/05/09 HTA.

ARREGLO CON LINER PERFORADO + HLX TOP PACKER 5" x 7" + SETTING TOOL + 6 DC 4 3/4" + 12 HW 3 1/2" +XO

BAJAR ARREGLO DE PRODUCCION INFERIOR

81 17/05/09 HTA. SEAL NIPLE + LOCALIZADOR + 2 XO + 6 DC 4 3/4" + 12 HW 3 1/2" + XO

BAJAR SEAL NIPLE Y PROBAR HERMETICIDAD CON PRSIÓN POR ESPACIO ANULAR

PRUEBA NEGATIVA: ENCHUFA EN PBR ASIENTA 90Mlb DE PESO Y REALIZA PRUEBA POR ANULAR, CIERRA BOPs Y PRUEBA CON 800 PSI, OBSERVANDO CIRCULACION POR DIRECTA, ESTABILIZANDO EN 620 psi. SACA UNIDAD DE SELLOS A SUP.

82 18/05/09 HTA. TREPANO 6" + CESTA + BIT SUB + 3 HW 3½" + JAR + 3 HW 3½" + DP 3½"


83 19/05/09 HTA.

PACKER DE PRUEBA 7" M3 (SAN ANTONIO) 5.15/16" + XO + XO + TT + 6DC 4.3/4" + 12HW 3½"+ DP 3½" + DP 5"

BAJAR PKR 7", FIJAR +/-5000m Y PROBAR x ESPACIO ANULAR

PRESURIZA CON BOMBA EQUIPO CON 1000psi POR ESPACIO ANULAR. OBSERVA CAIDA DE PRESION A 900psi EN 12min, NUEVAMENTE PRESURIZA A 1000psi, OBSERVA CAIDA DE PRESION A 900psi EN 17min. (NO SE OBSERVA CIRCULACION FRANCA POR DIRECTA) DESFOGA PRESION. ABRE RAMS DESANCLA PACKER. SACA HTA. A SUP.


- 20 -

84 21/05/09 HTA. TREPANO 6" + CESTA + BIT SUB CON FLOAT VALVE


BAJA HTA A 5009m,

85 25/05/09 HTA.

MULE SHOE 5"+ SELLOS ( 4 JGOS)5.¼" + EXTENSION 5"+ LOCALIZADOR5.3/4"+ PACKER 7" ZXP( PK H296270204A06) + PBR 5.3/4"( 15FT) ID + SEETING TOOL +PJ 3½ + 12HW 3½"+ 120 Pzas. DP3½"+ XO

BAJAR TIE BACK PACKER ZXP 7X5. ANCLAR. EN 5013m PROBAR SELLO Y SACAR HTA

OK, PRUEBA CON 1000psi ok, TOPE PBR 2ºPACKER EN 5006.84m. GOMAS PACKER EN 5013.2m.

2.3 REGISTROS Se utilizó sonda para registro USIT en Modo Cemento y Corrosión Para las Cañerías: 10 3/4”, 9 5/8” y 7”.

Tramo (m) Registro Compañía Observaciones Fecha 3650-0 USIT- CBL-VDL SCHLUMBERGER Separación por rotura cañería

9.5/8” ( 937-939m) 5/03/2009

370-0 USIT- CBL-VDL SCHLUMBERGER Cañería 10.3/4” 5/03/2009 3910-3600 USIT- CBL-VDL-

GR-CCL SCHLUMBERGER Cañería 9.5/8”. Registro de

cemento 10/05/2009

1600-1400 USIT- CBL-VDL-GR-CCL

SCHLUMBERGER Cañería 9.5/8”. Registro de de ubicación ECP y Swell packer

10/05/2009

5030-3918 USIT- CBL-VDL-GR-CCL

SCHLUMBERGER Cañería 7”. Registro de cemento

10/05/2009

2.4 BALEOS Y CORTE DE TUBERIA

Tramo (m) Ubicación Densidad (Cargas /metro)

Objetivo

3814-3815 En Tubería 4.1/2” 4 Circular, evacuar Fluido de empaque de espacio anular cañería 9.5/8- tub 4½.

4371-4372 En Tubería 4.1/2” 4 Ahogado Arena H1b 4133-4134 En Tubería 4.1/2” 4 Ahogado Arena H1b

3826.5 En Tubería 4.1/2” CORTE QUIMICO para recuperar arreglo por encima packer 9.5/8”


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2.5 ELEMENTOS RECUPERADOS DEL POZO

CONJUNTO FECHA METODO / OPERACIÓN

TOPE (m)

FONDO (m)

LONG (m)

FECHA DE REMOSIO

N OBJETIVO

TUBING HANGER + 1 PZA TUB 4 1/2 + XO DOBLE PIN + 2

PUP JOINT+ 4 PZAs TUB 4 1/2 PJD + 1

PUP JOINT + ADAPTER + SSSV +

ADAPTER + 400 PZAS 4 1/2 PJD + XO 4 1/2" X 3 1/2" +

1 PZA TUBING 3 1/2" + FLOW COUPLING 3 1/2" + CAMISA DE CIRCULACION XD 3

1/2" + TROZO TUBING

13/02/2009 CORTE QUIMICO 0 3826 3826 17/02/2009 RECUPERAR

ARREGLO

TROZO DE TUBING + NIPLE SELLO

C/CUPLA 17/02/2009 PESCA - - 5 19/02/2009 RECUPERAR

ARREGLO

CSG. 10 3/4" - 9 5/8; P110 07/03/2009 0 937 937 09/03/2009

CSG. 9 5/8; P110 07/03/2009 937 1021 84 10/03/2009 CSG. 9 5/8; P110 10/03/2009 1021 1304 283 11/03/2009 CSG. 9 5/8; P110 13/03/2009 1304 1388 84 14/03/2009 CSG. 9 5/8; P110 15/03/2009 1388 1544 156 16/03/2009 CSG. 9 5/8; P110 15/04/2009

CORTE MECANICO

1544 1568 24 15/04/2009

RECUPERAR CAÑERIA CON

DAÑO

PBR + PUP JOINT + 5 PZAS

CONJUNTO PKR PHL + PZA TUB 3

1/2" RTS-8 + FLOW CUPLING + XD

SLIDING SLEEVE + FLOW CUPLING +30

PZAS TUB. 3 1/2" RTS-8 + 40 PZAS

BLAST JOINT 3 1/2" + XD SLIDING

SLEEVE + 61 PZAS TUB. 3 1/2" RTS-8 +FLOW CUPLING+

"X" LANDING NIPLE3½" + 1pza TUB 3½ + NO GO LOCATOR + NIPLE

SELLO

31/03/2009 PESCA 3826 4960 1134 01/04/2009 RECUPERAR ARREGLO


- 22 -

2.6 ELEMENTOS EN PESCA Los elementos que no se pudieron recuperar del antiguo arreglo de producción (mencionado en el punto 2.1.2), fue desde el packer de 7” hasta el Wire Line Re-entry Guide (longitud 37.44 m). Esta parte del arreglo fue empujado hasta la profundidad de 5109 m (Tope) y 5146.44 m (Punta). Se hace notar que esta parte del arreglo se solto durante el proceso de ahogado de la arena H2.

COMPONENTES LONG (m)

OD (pulg)

ID (pulg)

7 " Perma Series Packer Wire Line set 0,97 5,875 4,000Mill out Extension 4 1/2" 8 UN Px B 2,18 4,938 4,050Adapter 4 1/2" 8 UN Px 3 1/2" cs Hydrill P 0,17 4,938 2,922Pup Joint 3 1/2" Cs Hydrill 6 ft 1,80 3,915 2,992Flow Coupling 3 1/2" Cs hydrill BxP 1,76 3,000 2,870X Landing Nipple 3 1/2" Cs Hydrill BxP 10000 psi 0,37 3,900 2,750Pup Joint 3 1/2" Cs hydrill BxP 10 ft 3,02 3,915 2,992X over 3 1/2' Cs Hydrill B x 2 7/8" P 0,22 4,500 2,440Tubing 2 7/8" Cs Hydrill 9,50 2,875 2,441X over 2 7/8"Cs Hydrill Bx 8 rd P 0,25 3,230 2,440Flow Coupling 2 7/8" 8 rd Bx P 0,88 2,800 2,440Coupling 8 rd 0,13 3,640 ----- X Landing Nipple 2 7/8" BxP 0,24 3,230 2,313Flow Coupling 2 7/8" 8 rd Bx P 0,90 3,700 2,440X over 2 7/8" 8 rd B x 2 7/8"Cs hydrill P 0,24 3,700 2,440Perforated Joint 2 7/8" Cs hydrill ( B X P) 9,50 3,200 2,441Pup joint 2 7/8" Cs hdrill BxP 10 ft 2,99 3,200 2,441XN Landing Nipple 2 7/8" Cs hydrill BxP 0,33 3,200 2,201Pup Joint 2 7/8" Cs hydrill BxP6 ft 1,82 3,200 2,441Wire Line Re-entry Guide 2 7/8" Cs hydrill B 0,17 4,470 2,400

LONGITUD TOTAL= 37.44 2.7 FLUIDOS DE INTERVENCIÓN Y EMPAQUE Para la determinación del Fluido de intervención y de Empaque. MISWACO considero los siguientes puntos: BHT, BHP (rango de densidades); Metalurgia; Características de la formación y sus fluidos; Antecedentes de la región y mejores practicas reconocidas y recomendadas; Aspecto ambientales y seguridad logística-operativa; Disponibilidad y Potencial daño a la formación de las salmueras disponibles. El fluido de intervención formulado para este pozo fue el: FORMIX BASE FORMIATO DE SODIO (provisto en forma de sal granular). El sistema utilizado consiste en una salmuera de Formiato de Sodio con densidad de 10.5 ppg a la cual se acondicionaron sus propiedades reológicas, para proporcionarles capacidad de suspensión y acarreo de los sólidos, mediante la adición de polímeros tales como: el Flovispluz (viscosificante), Dual Flo HT (Reductor de filtrado), Carbonato de Potasio-Buffer (Alcalinizante , regulador de PH) . Así mismo se incorporo carbonato de calcio de alta pureza y solubilidad para lograr el control de


- 23 -

invasión, como material de puenteo superficial de las fracturas y levantar la densidad hasta 13.7 ppg. Por ultimo se utilizo como antiespumante el Defoam A (A base de alcohol) en reemplazo del Defoam X, que no era compatible con el fluido a base de formiato, el cual incrementaba la viscosidad del lodo haciendo mas difícil la eliminación de la espuma. 2.7.1 Formulación del fluido de Intervención y Empaque

F. INTERVENCION Densidad 13.7ppg

F. EMPAQUE Densidad 10.0ppg

PRODUCTO FUNCION UNIDAD CONCENT UNIDAD CONCENT FLOVIS PLUS Viscosificante 100 LBS-BG 1.0 PPB - -

DUAL FLO HT Reductor de Filtrado 55 LBS-BG 5.0 PPB - -

MI CIDE Biocida 5 GAL-CN 0.50 PPB 5 GAL-CN 0.50 PPB

FORMIATO DE SODIO Salmuera 55 LBS -BG 217 PPB 55 LBS-BG 127.0 PPB

CARB. DE CALCION F Densificante 40 KG-BG 275 PPB - -

CARB. DE POTASIO Buffer 50 LBS -BG 2.50 PPB 55 LBS -BG 3.0 PPB

DESFOAM A Antiespumeante 5 GAL-CN 0.02 PPB - -

Para el fluido de empaque se utilizo salmuera a base de Formiato de Sodio de 10.0 ppg (Libre de sólidos). 2.7.2 Propiedades Fluido de Intervención y Empaque

Propiedades Unidad Fluido de Intervención Formiato de Sodio

Fluido de Empaque Salmuera Formiato de Sodio

Densidad ppg 13.7 10.0

Flow Line Temp. °F 120 68

Viscosidad Embudo seg./qt 64 27

LEC 600/300 rpm 88/60 -

LEC 200/100 rpm 54/29 -

LEC 6/3 rpm 20/18 -

Viscosidad plástica Cp 28 -

Punto Cedente Lb/100ft^2 32 -

Sólidos % 40 12

Agua % 60 88

PH 10.5 11.5

Cloruros mg/l 750 350

Calcio mg/l 200 60

2.7.3 Volúmenes

VOLUMENES PREPARADOS DETALLE PROGRAMA (bbl) REAL (bbl)

(A) FLUIDO DE INTERVENCION 2048 3459

(B) PILDORAS 150 120

(C) FLUIDO DE EMPAQUE 302 400

TOTAL Preparado Fluido de Intervencion= A+B 2198 3579


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TOTAL Empleado 2198 3579

TOTAL Preparado Fluido de Empaque= C 302 400 VOLUMENES PERDIDOS

DETALLE PROGRAMA (bbl) REAL (bbl) Contaminado y evaporación ( Durante el ahogado del pozo y en maniobras) 279

ECS, Sólidos y lavado de cajones 364

Dewatering 682

Formación H1b 105

Dejado en Pozo 476

TOTAL - 1906

Maniobras(viajes) Volumen acondicionado para su reutilización 1173

Dejado en el pozo comprende los volúmenes de: Volumen liner 7”, hueco abierto (8½ y 6”), volumen Espacio anular cañerías 9 5/8” -13 3/8” (rotura cañería 9 5/8). El volumen perdido en maniobras, se debió principalmente a que las píldoras pesadas, preparadas, superior a 14,5 ppg, resultaban muy viscosas y difíciles de bombear, por lo que en la mayoría de las maniobras se sacaba la herramienta sin bombear estas píldoras. Se hace notar que parte de este volumen se recuperó y acondicionó para su re-utilización. 2.7.4 Materiales y Costos

Producto Recibido Consumido Actual

Costo Unitario

$us

Costo TOTAL $us

MI - SODIUM FORMATE 6750 5581 1169 42.76 238643.56MI – FOVIS PLUS 150 116 34 313.56 36372.96MI – POTASIUM CARBONATE 225 210 15 67.25 14122.50MI – CALCIUM CARBONATE .FINE 13100 12829 271 6.35 81464.15MI – DUAL FLO HT 250 194 56 216.32 41966.08MI - DUOVIS 50 13 37 191.49 2489.37MI - SAFE SURF W 10 8 2 1330.59 10644.72MI - SAFE T PICKLE 4 4 0 2614.55 10458.20MI – GREENCIDE 38 19 19 196.70 3737.30MI – CARBONATO DE CALCIO-M 300 0 300 6.35 0.00MI – SAFE VIS E 2 2 0 248.35 496.70MI – SAFE CORS C 48 0 48 89.30 0.00MI – SULFA TREAT DFS 20 0 20 98.11 0.00MI – POTASIUM FORMATE 0 0 0 5283.69 0.00MI - MI- CONCOR 202 4 0 4 0.00MI - SOLUBRIDGE 50 0 50 0.00MI - BENTONITA 5 2 3 10.73 21.46MI – DEFOAM X 42 36 6 145.40 5234.40MI - DEFOAM A 25 23 2 110.95 2551.85MI – MICIDE B 64 64 0 73.04 4674.56MI - CARBONATO DE CALCIO-G 250 50 200 6.35 317.50


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Costo Total Materiales = 453195.31 $us Costo Total Servicios Ing. = 62300.00 $us Costo Total Laboratorio de lodos. = 10660.00 $us Costo TOTAL (Servicios + Material) = 526155.31 $us 2.8 OPERACIONES ESPECIALES Durante las operaciones de intervención y en una maniobra de bajada de un pescador Over Shot de 8 1/8”, se observo resistencia fuerte en 937 m, se sacó el Over Shot observándose en parte frontal de pescador una huella por golpe contra acero. Debido a esto, se paró operaciones de la recuperación del arreglo de producción original, y se verificó por circulación la comunicación de la cañería de 9 5/8 hacia el espacio anular entre las cañerías de 9 5/8” – 13 3/8”. Ante esta situación se programó correr registros USIT, en este registro la rotura de la cañería de producción, observó una separación de 2 m de la cañería de 9 5/8” en el tramo 937-939 m. Posteriormente se recupero la cañería de 9 5/8”, observándose a esa profundidad, rotura de la cañería por posible defecto de fabricación. Seguidamente se programó cortes y recuperación de la cañería de 9 5/8” a diferentes profundidades hasta tener una cañería en condiciones adecuadas para soportar esfuerzos durante la etapa de producción. Después de efectuar ultimo corte de cañería 9 5/8” en 1568 m, recuperó tramo cortado, conformó boca de pesca, bajó, instaló y probó ECP y Swell packer con 5000 psi, OK. 2.8.1 Registro USIT-CBL-VDL (Rotura CSG 9 5/8”) En fecha 5 de marzo del 2009, con la finalidad de detectar daños y deformaciones tanto internas como externas en la cañería de 9 5/8”, espesor de pared y monitoreo de corrosión, evaluar topes y características de cemento tras la cañería de 9 5/8”, se corrió con Schlumberger registros USIT-CBL-VDL en modo cemento y corrosión el tramo 3650 m - superficie, Durante el registro se observó en tramo 937-939 m (Anomalía en el tiempo de transito), separación de cañería de 9 5/8” por rotura y en parte inferior leve reducción de espesor por corrosión. Así mismo registró tramos repetidos en 2970-939 m y 960-920 m, confirmando lecturas del registro anterior. 2.8.2 Cortes de Cañería Una vez confirmada la rotura de la cañería de 9 5/8”, se programo cortes y recuperación de la misma a diferentes profundidades: 1021; 1304; 1388; 1544 y 1568 m. Los cortes y la recuperación de la cañería de 9 5/8 se la efectuaron con herramienta de la Compañía Weatherford. Para los cortes, se utilizo el cortador hidráulico HidroBoost y para recuperar la cañería se utilizo un Spear de 10 3/4, en la primera operación para sacar la cuña colgador, y después de cada corte, el Spear de 9 5/8”. 2.8.3 Casing Patch 9 5/8” tipo Packer “L” (BAKER) y Swell Packer Easy Well WBM

(Halliburton). Después del corte de la cañería de 9 5/8” y antes de bajar el Casing Patch, se bajo arreglo con Canfield Bushing, para limpiar externamente la cañería de 9.5/8” y conformar el tope de la misma. Esta operación se la efectuó en dos oportunidades en 1544 m y en 1568 m. En 1544 m después de haber bajado el Casing Pach Logan de 9 5/8”, tipo L de 7000 psi, provisto por Baker Oil Tools y el swell packer EasyWell WBM 9 5/8” provisto por Halliburton, se efectuó una prueba de presión con resultado negativo, observó disipación de presión atraves del tapon recuperable, razón por la cual se liberó y sacó el Casing Pach. Efectuó el cambio del tapón recuperable y probó con 5000 psi OK. Posteriormente se realizo un corte adicional de cañería en 1568 m (24 m por debajo del anterior corte), después de haber limpiado y conformado con Canfield


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Bushing, nuevamente se bajó el External Casing Patch + 7 pzas cañ. 9 5/8" ANJO + Swell Packer WBM 47# + 70 pzas cañ. 9 5/8, 53.5 #/ft ANJO Q-125 (Colocó centralizadores a una pza por debajo y por encima del Swell Packer) + 25 pzas 9 5/8, 53.5 #/ft Tenaris Blue, TN 140HC + 12 pzas 10.3/4",65.7#, NJO, P110, total piezas bajadas 114, hasta 1567m. Circuló, normalizó lodo a 13.7ppg. Bombeó 254.7bbl de fluido de empaque de 13.7 ppg + 10 bbl K-Max plus 10.5 ppg + 6.5 bbl diesel 7ppg + 10 bbl K-Max plus 10.5 ppg + 6 bbl fluido de empaque de 13.7 ppg + 338.4 bbl FI 13.7 ppg + 35 bbl de agua. Con herramienta en 1567 m, registró pesos: para arriba 255Mlb, para abajo 245Mlb, bajó sin rotacion hasta 1569 m punta herramienta, enchufó sin rotación lentamente, asienta peso 60Mlb. Tensiona cañería hasta 95Mlb sobre su peso, (elongación del punto neutro 0.83 m), repite operación con peso de 70Mlb, tensiona hasta 100Mlb, (elongación final 0.85 m).Efectuó prueba de hermeticidad cañería 9 5/8" con 5000 psi durante 30min satisfactoriamente. 2.8.4 Top Liner SN-AT 10 TIW (Tope en 3915m) Se efectuó una carrera de calibración hasta 5105 m. Luego corrió polish mill para limpiar y conformar el PBR del liner de 7”. Bajó y ancló top packer con niple sello en 3915 m (Tope TIE BACK PBR), Top packer SN – AT10 en 3919.5 m. Presurizó E.A., probó sello con 1000 psi con resultado positivo. 2.8.5 Tie Back Packer Baker ZXP 7” X 5” Bajó la sección inferior del arreglo final de producción con: Tubería perforada de 4 ½”, y colgador TIW 7” x 4 ½”, asentó el colgador y ancló el packer (5018 m) tope PBR en 5014.5 m. La prueba del sello fue negativa. (Ver detalle de arreglo de completación en el punto 3.3). Bajó un tie-back packer Baker ZXP 7” x 5” (5012.46 m), tope PBR en 5006.84 m, ancló y presurizó E.A, probando sello con 1000 psi con resultado positivo. 3 COMPLETACION 3.1 INFORMACIÓN GENERAL Una vez ahogado el tramo de la arena H1b, se procedió a recuperar la parte superior de arreglo antiguo de producción hasta el niple sello por encima del packer de 9 5/8”. Durante estas operaciones se observo daño en la cañería de 9 5/8”, razón por la cual se corrió registros USIT, determinándose de esta manera rotura de la cañería en 937m. Una vez confirmada la rotura de la cañería de 9 5/8” (937 m), se programo cortes y recuperación de la cañería de 9.5/8”. Antes de efectuar el primer corte, y con TR anclado, en 3750m, se apartó la sección “C” 13 5/8-10M x 11”-10M. Posteriormente y una vez bajado el casing Patch a 1568 m y efectuado el colgado de la cañería, se procedió a instalar la sección “C” de 13 5/8-10M x 13 5/8-10M (CAMERON) definitivo. En operaciones posteriores trató de recuperar la parte faltante inferior del arreglo original desde el packer de 7” hasta la punta del arreglo (37 m), sin éxito, razón por la cual, esta sección fue empujado hasta el hueco abierto quedando definitivamente en el tramo de 5109-5146 m. Antes de bajar el arreglo final de producción, se efectuó una carrera de limpieza de las cañerías de 7” y 9 5/8”. Posteriormente acondicionó PBR de colgador de liner de 7”, luego se bajó y ancló Top liner packer SN-AT10, en 3915 m (Tope) encima de ZXP.


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Acondicionó la seccion de agujero abierto con trepano de 6”, bajó y asentó la sección inferior de la nueva completación en 5102.1m con tubería 4½” ranurada, 13.5 ppf, 13Cr13S-110, NK3SB con 2 niples 3½”, 2 flow couplings y colgador TIW 7” x 4½” IB DD con top packer HLX 10 (tope de PBR quedo en 5014.5 m), efectuó pruebas de presión para top packer, sin éxito, observando circulación franca. Efectuó carreras de acondicionamiento y prueba de integridad del liner 7” satisfactoriamente, bajó e instaló nuevo top packer 7” x 5” Baker ZXP encima del packer TIW que había fallado, dejando el nuevo tope de PBR en 5006.84 m.

En fecha 28 de mayo del 2009, luego de recuperar el Wear bushing se bajó e instaló nuevo arreglo de completación con DTS y sensores de presión y temperatura y tubería de 4½”, 5 1/2” y 7” Cr13S-110 probando hermeticidad de cada conexión con Gator Hawk y prueba hidráulica, cada cierto tramo, con la unidad de bombeo. Así mismo se efectuó chequeo de conductividad de la fibra óptica cada 33 piezas. Se instaló la SSSV y colgador, enchufó sellos en PBR, probó hermeticidad OK, efectuó espaciamiento de arreglo de producción y asentó colgador de tubería en cabezal y probó hermeticidad OK. Asentó packer hidráulico 7”HPH (ver anexo L) en 3935.5 m y probó hermeticidad satisfactoriamente. Fijó BPV, aparto BOP’s, instaló y probó arbolito de producción 7 1/16”-10M psi, empalmó y probó funcionamiento de fibra óptica OK. Abrió SSSV y camisa de circulación en 3823m, cambio fluido de intervención por fluido de empaque 10.0 ppg en espacio anular, cerró la camisa y probó sello satisfactoriamente, retiró tapón de 4119m y abrió la SSD en misma profundidad dejando abierta la arena H1b

Instalo BPV, protegió arbolito de producción y finalizó operaciones de intervención a las 12:00 horas el 12 de Junio de 2009. 3.2 ARREGLOS DE LIMPIEZA

BHA Componentes Objetivo

N°1

BIT 6"+ Bit Sub con float valve +ESCAREADOR Y CEPILLO + 1DC 4.3/4 + ESCAREADOR Y MAGNETO + 6DC 4.3/4 + 3HW 3.1/2 + FISHING JAR + 6HW 3.1/2 + 99 DP 3.1/2" + LANDING SUB 7.5" + MFCT 6.1/2" + ESCAREADOR Y CEPILLO + 1 DP 5" + ESCAREADOR Y MAGNETO + 139 TIROS DP 5”

Limpieza de la cañería 9 5/8” hasta 3900m ; y Limpieza del Liner 7” Hasta 5020m.

N°2 LINER TIEBACK MILL + PUP JOINT + DRESS MILL + X-OVER+ DP 5”

Limpieza del interior de LINER TIEBACK


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3.3 DETALLE DEL ARREGLO FINAL


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3.4 ARBOLITO DE PRODUCCIÓN Y CABEZALES

3.4.1 DATOS TECNICOS ARBOLITO DE PRODUCCION Y COLGADOR

Conexión Sección Inferior Superior Lateral

Anilla Tipo Marca

Tapa Superior de arbolito 7.1/16-10M 11½- 4 ACME - BX-159 Part#2136204-10 Cameron

Válvula Mecánica 7 1/16” 10M BX-156

SSSBCV,FLS-R,style FH, Part# 2217702-06-01

Cameron

Válvula Hidráulica 7 1/16” 10M BX-156 SSSBDM, FLS,10M

Part# 2217702-06-01 Cameron

7 1/16” – 10Kpsi

Secc. “A”

Secc. “B”

Secc. “C”

21 ¼”-21 ¼”-

13 5/8”-13 5/8”-

13 5/8”-

13 5/8”-

Valve Cameron “FL” 2” 5Kpsi

Valve Cameron “FLS” 2 1/16” 10Kpsi

Valve Cameron “FLS” 2 1/16” 10Kpsi

CSG. HOUSING 13 3/8” MCE TYPE “S” CC-A CSG SLIP “ SB-3A-5”

CSG. HANGER 10 ¾” CAMERON “ SB-11-PP

CSG. HANGER 7” SSMC NK3SB; 6.125” “SRP”

BPV CAMERON

ADAPTER FLANGE 13 5/8” X 7 1/16”10Kpsi.

CAMERON

7 1/16”–10Kpsi

7 1/16” – 10Kpsi

PRES. GAS OUTLET 1 ½” PIPE PLUG

1 13/16” API 10Kpsi TERMOWELL OULET

7 1/16” – 10Kpsi

VALVE SSSBDM, FLS. 7 1/16” 10Kpsi.

Hidráulica

WELL HEAD CONTROL LINE “SSSV” OULTET

WEL HEAD MONITORING LINE “F-O” OUTLET

VALVE SSSBCV, FLS. 7 1/16” 10Kpsi.

Mecánica

CAGE CHOKE CC30HP, 3” ACTUADOR NEUMATICO

CAGE CHOKE CC30HP 3” MANUAL.

PRES. GAUGE OUTLETS ½” NPT PIPE PLUG

GAGE PRESSURE 10Kpsi ½” NPT XMAS TREE, 7 1/16” 10K

FLANGE 11 ½”-4 ACME QUICK UNION TOP

WELL HEAD MONITORING LINE WITH, BLIND PLUG


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Porta choque (p) 7 1/16” 10M 7 1/16” 10M 7 1/16” 10M BX-156 CC30HP, 3” Nom, Pneumatic Actuator Part# 2138900-16-03

Cameron

Porta choque (p) 7 1/16” 10M 7 1/16” 10M 7 1/16” 10M BX-156 CC30HP, 3” Nom, Part# 2138900-17-03 Cameron

Adaptador 13 5/8” 10M 7 1/16” 10M - BX- 159 / BX-156

Double Studded tubing head adapterw/tree gray log #14continuos control line exit at 120 deg (Actual con salida para fibra óptica, otra para control line y otra con tapón) Part# 2217596-46-01

Cameron

El arbolito de producción 7.1/16-10M tiene: 1valvula Master Mecánica(Inferior), 1Valvula Master Hidráulica(Superior); 1Valvula Swab Mecánica;LATERAL Nº1 y Nº2 con 1Valvula Wind Mecánica(Interior) y 1Valvula Wind Hidráulica(Exterior). Tubing Hanger : SSMC 13.5/8” x 7” 32 lb/ft NK3SB box thd bottom with 8.75” left hand stud acme running threads, 7” SRL seal prep; 6.125” “SRP” BPV Halliburton Profile and five ¼ control line ports Part # 2217565-23-01 Ver Grafica Arbolito de producción y cabezales 3.4.2 CABEZALES

Conexión Sección Inf Sup Anilla ColgadorTipo

Válvula lateral Observaciones

A Soldada 21 ¼ - 5M BX-165 2 1/16-5M (1) B 21 ¼-5M 13 5/8-10M BX-159 2 1/16-10M (2) C 13 5/8-10M 13 5/8-10M BX-158 2 1/16-10M (4)

Adaptador 13 5/8-10M 7 1/16-10M BX-156 N/A D 7 1/16-10M - - 7 1/16 10M (4)

3.5 ESTADO SUB SUPERFICIAL- CAÑERIAS

Características Tramo (m)

Diam (plg) Peso

(#/ft) Grado

(m) Conexión Prof. Zpto

(m) Top. (m)

Cañería guía 30 101.0 X-46 - 55.0 0 Cañería superficial 20 133 K-55 BTC-STC 1252.0 0

Cañería intermedia-1 13 3/8 72.0 P-110 NJO 2993.0 0 Cañería intermedia-2 10 3/4 65.7 P-110 NJO 157.8 0

Cañería intermedia-2-cont. 9 5/8 53.5 P-110 TNBLUE- ANJO 4136.0 157.8 Liner de Producción 7 13.5 P-110 SEC 5037.0 3915.0

TUBERIA DE PRODUCCION Tubería # 3 7 32 13Cr-110 NK3SB 3847.2 0 Tubería # 2 5 1/2 20.0 13Cr-110 NK3SB 3907.8 3847.2 Tubería # 1 4 1/2 15.5 13Cr-110 NK3SB 5014.5 3907.8

Liner Ranurado 4 1/2 13.5 L-80 Cr13 NK3SB 5102.1 5014.5


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3.6 GRAFICA ESTADO SUB SUPERFICIAL ARREGLO DE PRODUCCION


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4 TIEMPOS

Tiempo (días) Diferencia POZO MGR X3 WO PLAN REAL %

Mob & Rig up 21,00 36,67 19,46Equipment, fluid & lines preparation 8,90 2,29 1,22Wellhead & Slickline operations 4,20 3,06 1,62Tbg/annulus fill up with WO fluid 5,21 9,44 5,01Tubing plugs Retrieval 1,54 17,08 9,06Bullhead / Kill well 3,60 4,40 2,33ND X-tree & NU BOP's, Pipe cut & POH 4 1/2" Tbg 6,00 4,46 2,37POH 9 5/8" Pkr & 3 1/2" Tbg, Mill and POH 7" Pkr 13,80 33,15 17,59Casing Replacement 0,00 40,32 21,39Clean open hole, Log & scrape 7" & 9 5/8" csgs. 6,00 7,50 3,98Operations to change out section 'C' 7,69 0,83 0,44Run 4 1/2" liner & new prod. BHA. ND BOP's/NU X-tree 15,10 29,26 15,53

TOTAL 93,04 188,46 100,00TOTAL DIAS INTERVENCION 72,04 151.79

09

29,6215,10,83

7,697,5

640,320

33,1513,84,46

64,4

3,617,08

1,549,44

5,213,06

4,22,298,90

36,6721

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Días

Mob & Rig up

Equipment, fluid & lines preparation

Wellhead & Slickline operations

Tbg/annulus fill up with WO fluid

Tubing plugs Retrieval

Bullhead / Kill well

ND X-tree & NU BO P's, Pipe cut & PO H 4 1/2" Tbg

PO H 9 5/8" Pkr & 3 1/2" Tbg, Mill and PO H 7" Pkr

Casing Replacement

Clean open hole , Log & scrape 7" & 9 5/8" csgs.

O perations to change out section 'C'

Run 4 1/2" liner & new prod. BHA. ND BO P's/NU X-tree

Rig down & Demob

REALPLAN


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5 COSTOS 5.1 COSTO PROGRAMADO vs. EJECUTADO

El costo total ejecutado fue de 20,791,893.38 $us con una diferencia de mas 5,545,055.09 $us en comparación al AFE programado 15,246,838.29 $us. Esta diferencia en gran parte también se atribuye a los siguientes ítems:

Alquiler de Equipo de Intervención. Alquiler de herramientas (tapones y herramientas de pesca) para las contingencias. Pruebas de pozo Manipulación de tubería y casing (corrida de casing pach, corrida de arreglo de completacion) Adicionales (compra de casing pach, sweel packer, trepano, cañeria para reemplazar,

servicios de inpeccion y manufactura Gastos administrativos, hojas de tiempos, facilidades civiles y de producción, monitoreos

medioambientales.

AFE EJECUTADO VARIACION JUSTIFICACION TOTAL, $US TOTAL, $US Δ TOTAL, $US

OBRAS CIVILES 70,000.00 112,293.74 42,293.74EQUIPO DE TERMINACION 3,061,936.00 5,150,240.14 2,088,304.14CATERING 93,882.50 67,437.18 -26,445.32DIESEL/ AGUA 50,450.00 0.00 -50,450.00SUPERVISIÓN 150,238.00 481,696.03 331,458.03REGISTRO DE LODO 60,200.00 184,722.75 124,522.75FLUIDO DE INTERVENCIÓN Y QUÍMICOS/INGENIERÍA 638,988.50 500,561.80 -138,426.70ALQUILER DE HERRAMIENTAS 72,080.00 773,697.28 701,617.28LOCACION SECA 171,412.14 118,733.71 -52,678.43SLICK LINE / COILED TBG / LOGGING / UNI. DE BOMBEO 1,809,630.10 1,337,182.34 -472,447.76PRUEBAS DE POZO 454,000.00 1,088,995.35 634,995.35MANIPULACIÓN DE TUBERÍA 328,765.00 1,263,309.77 934,544.77TRANSPORTE AÉREO 63,874.29 330,192.48 266,318.19Comunicación & Radios 16,671.99 0.00 -16,671.99MISCELÁNEOS 80,925.00 196,049.83 115,124.83ENSAMBLES Y ACCESORIOS DE COMPLETACION 6,322,458.41 5,771,526.40 -550,932.01ARBOLITO DE PRODUCCIÓN 1,197,420.00 1,181,906.38 -15,513.62COLGADORES DE LINER Y ACC. 603,906.36 224,896.13 -379,010.23ADICIONALES 0.00 622,850.62 622,850.62GASTOS ADM./PRODUCCION/ MEDIO AMBIENTE 0.00 1,385,601.45 1,385,601.45

TOTAL 15,246,838.29 20,791,893.38 5,545,055.09


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5.2 GRAFICO COMPARATIVO AFE vs. EJECUTADO

0500,000

1,000,0001,500,0002,000,0002,500,0003,000,0003,500,0004,000,0004,500,0005,000,0005,500,0006,000,0006,500,000

$us

AFEEJECUTADO


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6 SEGURIDAD & MEDIO AMBIENTE La política de REPSOL, esta enmarcada dentro de las normas de Seguridad & Medio ambiente (ISO-14001 y OSHA-18001), en todas sus áreas de trabajo, sean con ejecución propia o por medio de terceros.

6.1 MONITOREO AMBIENTAL Tarija Ecogestion SRL, fue la encargada de realizar el monitoreo ambiental mensual a las practicadas ambientales implementadas por Repsol y la contratista DLS, desde el mes de octubre 2009 al mes de junio 2009. Este monitoreo estuvo basada en las siguientes leyes de regulaciones Bolivianas: Ley de Medio ambiente, Reglamento de prevención y control ambiental, Reglamento ambiental para el sector de Hidrocarburos y la Ley Forestal.

Los parámetros de inspección, han sido dirigidos al control y prevención de contaminantes por derrames, control de erosión, manejo de aguas residuales, residuos en la planchada y otros, para los cuales se consideraron las siguientes áreas de inspección.

Camino de acceso al pozo y área adyacente que rodea la planchada Áreas de oficias Área de operaciones: ordenamiento adecuado de los caballetes, cañerías y otros equipos

auxiliares. Área de circulación de fluidos: inspección de cajones, tratamiento de fluidos y sistema de

bombeo. Área de generadores: impermeabilización de bases y derrames. Área de almacenaje de combustible y lubricantes: impermeabilización de bases y

derrames Área de almacenaje de productos químicos: ordenamiento y derrames. Red del sistema sanitario: disposición final y pérdidas del sistema. Manejo de residuos en planchada: disposición clasificada y contenedores de

acumulación.

Este monitoreo permitió la evaluación de la efectividad de las medidas preventivas y proporcionó criterios para implementar medidas de mitigación de acuerdo al siguiente plan de inspección:

Observaciones de las actividades desarrolladas en el sector y su área de influencia. Entrevista con el personal de las empresas contratista. Inducción a los responsables del manipuleo de insumos sobre Gestión Ambiental y

manejo de residuos sólidos y líquidos durante las operaciones. Puntualización de las medidas de mitigación para remediar las falencias ambientales

encontradas en el monitoreo Documentación, fotografías y otros

6.2 REUNIONES DE SEGURIDAD Se contempló un programa de reuniones de seguridad, desde el inicio (traslado y montaje del

equipo), durante la etapa de intervención y el desmontaje del equipo.

Se realizaron diariamente reuniones de seguridad con los representantes de todas las compañías involucradas en la ejecución de este proyecto. Así mismo por su lado cada compañía involucrada en las operaciones, efectuaron, de acuerdo a sus normas, reuniones diarias en cada cambio de turno, a fin de tocar temas relacionados con la seguridad y las operación del momento.

También se llevaron acabo reuniones de seguridad previas a cada trabajo especial, donde el representante de la compañía ejecutante, hacia conocer el procedimiento de la operación, los riesgos y peligros a la que estaba expuesto cada trabajador.

Se considero como norma, el control y prueba de presión de los preventores cada 14 días durante toda la intervención.


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6.3 PERMISOS DE TRABAJO Se establecieron como obligatorios, los documentos escritos como los PERMISOS DE

TRABAJO, esto para el control de trabajos no rutinarios, con riesgos significativos, a través de los cuales se autorizaron a todas las Compañías para realizar los diferentes trabajos de mantenimiento normal o extraordinario, modificaciones, ampliaciones, instalaciones, etc. bajó condiciones específicas, establecidas.

Durante la etapa de intervención, se solicitaron diferentes tipos de permiso, según el siguiente detalle:

Periodo Permisos de trabajo ATS Tarjeta de observación

Diciembre 2008 49 28 20 Enero 2009 7 21 78 Febrero 2009 15 30 160 Marzo 2009 23 47 211 Abril 2009 29 59 308 Mayo 2009 33 81 231 Junio 2009 47 63 114

Total 203 329 1122

020406080100120140160180200220240260280300320

Dic

-08

Ene-

09

Feb-

09

Mar

-09

Abr

-09

May

-09

Jun-

09

Permisos de trabajo ATS Tarjetas de Observación Preventiva


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6.4 INCIDENTES & ACCIDENTES Durante el tiempo que duro la intervención del pozo, no se tuvo ningún accidente, solo se tuvieron tres Incidentes ocurridos en diferentes fechas:

Fecha Compania Lugar Descripción Evaluación Acción correctiva

27/02/09 DLS PLATAFORMA

En una carrera para recuperar el PKR 9 5/8” x

4 se observo una resistencia a +/- 938 m,

punto donde la herramienta se asentó de

forma repentina

Sin lesión ni daños

personales.

Daños materiales en 2

piezas de tubería de

maniobra 5”

Se realiza registro para ver rotura en

cañería,y reemplaza

cañerias (ver anexo I)

09/06/09 DLS BOPs

Al desmontar BOP teniendo una línea de fibra óptica y un capilar por el interior de la BOP que llegaba a la mesa Rotary, se colocó una eslinga por el medio de la BOP amarrada al montacargas. El perforador levanta los BOP, y esta comienza girar sin control, enrollando las dos líneas de FO y SSSV


personales.

Daños materiales en las dos líneas Fibra Optica y

Linea de Control SSSV

Se realiza corte en líneas

quedando una longitud de 2,4m en

ambas líneas sobre la

sección “C”

09/06/09 CAMERON

Adaptador del arbolito y sección “C”

Al efectuar la prueba de presion programada con 10K psi, al alcanzar los

9000 psi, sale expulsada la tapa, debido a

problemas de longitud de los pernos de sujeción.


personales.

Sin Daños materiales

Se realizo la investigación

por parte Cameron ver

reporte en (ver anexo M)

6.5 EVACUACIONES DEL PERSONAL No hubo evacuaciones de emergencia, pero si se evacuaron cuatro personas con casos de dengue, inflamación de oído, también se presentaron algunos problemas patológicos, caries dental, cólicos, resfríos y otros, las mismas que fueron tratadas en la locación con reposo y atención médica.

6.6 SIMULACROS Se efectuaron simulacros de amagos de descontrol, evacuación e incendio, con la finalidad de tener a todo el personal preparado y capacitado ante este tipo de contingencias.

Tipos de Simulacro CANTIDAD FECHAS

Primeros auxilios 2 13/02/09 12/05/09

Incendio 1 12/03/09


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Simulacro de Surgencia o descontrol de pozo 2 04/03/09 07/05/09

MEDEVAC 1 12/05/09 Se hace notar en este punto que debido a las operaciones de ahogado de pozo, se opero con el personal en situaciones reales, donde cada persona, cumplió su función de acuerdo a normas de control de pozo, rápido y eficientemente.

6.7 TARJETAS STOP En busca de un mejoramiento en el estándar de seguridad, durante toda la operación se trabajo

con el sistema STOP (DLS y otras Cias).

Se ejecutaron en total 1122 tarjetas STOP durante las operaciones realizadas, mostrándonos el compromiso del personal en la identificación y reporte de actos y condiciones inseguras.

Se dio seguimiento a las acciones correctivas de forma diaria, con las acciones tomadas para evitar la repetición de las mismas.

Se efectuaron lecturas diarias de las tarjetas STOP en reunión programada por REPSOL, con asistencia de todas las empresas contratistas involucradas en el proyecto.

Se premio la elaboración de tarjetas STOP entregando premios a las mejores tarjetas de forma semanal, así también a los más observadores.

El resumen, según la clasificación del sistema de observación preventiva, se lo presenta a continuación:

CANTIDAD Total % Reacciones de las personas 85 7.57 Equipo de protección personal 211 18.8 Posiciones de las personas 123 10.96 Herramientas y equipos 306 27.27 Proced., orden y limpieza 166 14.79 Tarjeta ambiental 64 5.70 Todo Seguro 91 8.11 S/C 76 6.77 Total 1122 100

Acto inseguro 284 25.31 Condición insegura 551 49.10 Acto seguro 136 12.12 Sin Clasificación 151 13.45

Mejores Tarjetas - Observaciones realizadas por DLS 765 68 Observaciones realizadas por otras Cía. 357 32


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6.7.1 TARJETAS STOP MENSUALES 6.7.2 Clasificación de tarjetas STOP

0

50

100

150

200

250

300

Reacciones delas personas

Equipo ProtecciónPersonal

Posiciones de lasPersonas

Herramientas yEquipos

Procedimientos,orden y limpieza

Tarjeta Ambiental Todo Seguro S/C


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6.8 CONTROL Y MANEJO DE DESECHOS En lo que respecta al cuidado y protección del Medio Ambiente, todos los desechos generados

en el campamento y el mini-campamento del pozo, fueron inicialmente clasificados y los que corresponden, para su posterior despacho a los lugares correspondientes en Santa Cruz.

6.8.1 Control y Manejo De Residuos

La compañía BHG dependiente de DLS, estuvo a cargo del control y manejo de desechos sólidos y chatarra generado en el campamento y el mini-campamento del pozo. Control que vino realizando diariamente con la selección de las diferentes clases de residuos como: inorgánicos, orgánicos, industriales, especiales, patológicos y otros. Los mismos que fueron trasladados a los depósitos de Humus (Santa Cruz), para realizar el reciclaje final. Según el siguiente detalle.

DETALLE Residuos Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Total

Orgánicos (Kg) 4.988,00 4.195,00 4.203,50 4.288,50 4.411,00 4.247,00 26.333,00Inorgánicos (Kg) 97,50 236,50 107,00 89,00 92,00 104,00 726,00Industriales (Kg) 334,00 131,50 350,00 297,00 270,50 307,20 1.690,20Especiales (Kg) 33,00 11,50 17,50 18,50 24,60 31,50 136,60Patológicos (Kg) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Disposición final de los residuos orgánicos fue la fosa de compostaje

Los residuos Inorgánicos tales como plásticos y cartón fueron enviados a Santa Cruz para ser reciclaje, esta tarea fue centralizada por la empresa HUMUS.

Los desechos Industriales como ser chatarra, fueron reciclados y otros desechos considerados como contaminantes fueron incinerados en hornos piro líticos autorizados en la ciudad.

6.8.2 Tratamiento de Aguas Residuales BHG dependiente de DLS fue la encargada del tratamiento de aguas residuales, generadas en los campamentos.

DETALLE Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Total Consumo de agua para

riego(M3) 5,70 23,68 1,15 0,00 280,00 290,00 600,53Consumo de agua para

campamento: lavandería, ducha y baños (M3). 811,50 830,57 860,65 862,54 880,98 918,20 5.164,44

El agua proveniente de pozo, consumida durante las operaciones, fue sola y exclusiva para uso de lavandería y aseo personal, siendo sometida a un tratamiento previo a su uso. El agua para cocina y consumo personal fue agua de sifón tratada para consumo humano trasportada desde Santa Cruz.

Se realizo tratamiento a las aguas residuales mediante métodos de desinfección y decantación, monitorizándose la calidad de las aguas antes de su disposición final mediante aspersión.

6.9 TRATAMIENTO DEL FLUIDO DE INTERVENCION Y MANEJO DE RESIDUOS El Tratamiento de Aguas y Dewatering estuvo a cargo de Mi-Swaco, sistema que básicamente consisten en el proceso de tratamiento continuo al fluido desechado del sistema, juntamente con los desechos asociados del sistema de fluidos, para luego reutilizar o recircular al sistema activo previo tratamiento o acondicionamiento realizado por el Ing. de fluidos. Los sólidos generados por el proceso de Dewatering y los flóculos generados por el tratamiento de aguas, fueron tratados en la zona


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asignada por Repsol cumpliendo con las normas establecidas en la regulación Ambiental Boliviana, así también el fluido clarificado fue enviado a la Planta de Margarita cumpliendo con las propiedades fisicoquímicas exigidos por dicha planta. Layout del sistema de tratamiento para de fluidos de intervención

VOLUMENES GENERADOS POR EL PROCESO DE DEWATERING (Bbl)

Volumen Procesado en la Unidad de Dewatering 2181.0

Fluido generado por el proceso de Dewatering 571.0

Sólidos generado por el proceso de Dewatering 1610.0

VOLUMENES GENERADOS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DE FLUIDOS DE INTERVENCION (Bbl)

Fluido Tratado en la Unidad de Tratamientos de aguas 4342.0

Fluido clarificado y separado del Tratamiento 3840.0

Flóculos generados del tratamiento 502.0

6.9.1 Proceso De Dewatering El lodo o fluido a procesar desechado del sistema fue recepcionado en los tanques australianos, de los cuales fue transferido al tanque de lodo de la Unidad de Dewatering, posteriormente el lodo es floculado con el agregado de productos químicos (coagulantes y floculantes) seleccionados y cuantificados en laboratorio, este fluido floculado es transportado hacia una centrifuga de decantación donde se separan los flóculos, completando el proceso de separación liquido-sólidos. El efluente clarificado o líquido es bombeado hacia tanques de la Unidad de Tratamiento de Aguas, mientras que los sólidos generados fueron decepcionados en un contenedor para luego ser transportado hacia la zona de tratamiento de sólidos asignado por Repsol.


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6.9.2 Proceso De Tratamiento De Aguas (Fluidos De Intervencion) Se efectuó el proceso de tratamiento de aguas a fluidos procedentes de: - Fluido de intervención descartada - Proceso de Dewatering - Baches - Lavado de equipos - Aguas de lluvia contaminadas y otros Todos estos fluidos fueron tratados en los tanques australianos de la Unidad de Tratamiento de Aguas. En el tratamiento se utilizo el polímero 11-43( como coagulante), el sulfato de aluminio(como floculante) y la cal hidratada como acondicionador de PH, una vez dosificado, el fluido es decantado para su posterior separación floculo-liquido. Antes del tratamiento de aguas en los tanques australianos se realizaron pruebas de jarra en el laboratorio para la determinación de la cantidad y tipo de productos químicos requeridos de coagulantes y floculantes. El agua fue separada y transferida a otro tanque australiano para su oxigenación, posteriormente este fluido tratado y clarificado fue transportado a la Planta de Margarita para su disposición final cumpliendo con las exigencias de dicha Planta en cuanto a parámetros fisicoquímicos. El total de fluido tratado enviado a la Planta Margarita fue de 4342bbl. Los flóculos sedimentados fueron transportados y tratados en el área asignada por Repsol YPF, el transporte de los sólidos fue realizado con una retroexcavadora.

TRATAMIENTOS DE FLUIDOS DE INTERVENCION (Bbl) Propiedades Iniciales Propiedades Finales Fecha Vol.

Tratado Vol.

Acum. PH Turbidez Cloruros Sulfatos PH Turbidez Cloruros Sulfatos 27/01/09 150 150 12 171 16000 0 8 100 16000 1000

30/01/09 190 340 12 180 16500 0 8 80 16500 800

10/02/09 190 530 9 150 5000 0 7 80 5000 700

16/02/09 150 680 10 150 3500 0 7 10 3500 800

07/03/09 150 830 10 361 10500 0 7 100 10500 80

14/03/09 180 1010 7 120 5000 0 7 80 5000 75

18/03/09 170 1180 7 380 1600 0 7 86 1600 300

22/03/09 200 1380 8 350 890 0 7 100 890 70

05/04/09 150 1530 8 500 3100 0 7 80 3100 100

21/04/09 160 1690 9 > 1000 2300 0 7 90 2300 1200

05/05/09 250 1940 8 200 1200 0 7 60 1200 1000

16/05/09 200 2140 12 > 1000 5000 0 8 90 5000 800

22/05/09 250 2390 10 > 1000 5000 0 8 90 5000 600

24/05/09 250 2640 10 > 1000 3000 0 9 70 3000 400

26/05/09 280 2920 12 > 1000 4000 0 9 80 4000 100

28/05/09 300 3220 12 > 1000 3500 0 9 80 3500 280

30/05/09 307 3527 12 > 1000 2500 0 9 90 2500 350

12/06/09 100 3627 10 > 1000 2000 0 7 80 2000 180

13/06/09 120 3747 10 80 2350 0 7 70 2350 100

14/06/09 100 3847 9 > 1000 2500 0 8 70 2500 100

15/06/09 255 4102 10 > 1000 2000 0 7 90 2000 200

16/06/09 240 4342 9 > 1000 2245 0 8 90 2245 150


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6.9.3 Tratamiento de Sólidos y Flóculos Los sólidos y flóculos generados del proceso de Dewatering y Tratamiento de aguas, fueron transportados mediante una retro excavadora a la zona de tratamiento asignado por Repsol. El tratamiento realizado fue mezclando los sólidos con tierra nativa del lugar utilizando una relación en partes de 4 a 1, es decir se utilizo 4 partes de tierra virgen o nativa con 1 parte de sólidos, mientras que los flóculos fueron tratados o mezclados con una relación de 6 a 1. Antes de realizar el tratamiento de sólidos y flóculos en el área asignada por Repsol, M-I SWACO, tomo una muestra de la tierra nativa o virgen con la que se realizaría el tratamiento por mezclado y otra muestra después del tratamiento, esto para los análisis de los parámetros exigidos por las leyes bolivianas en un laboratorio externo certificado, en este caso particular el laboratorio fue QUEBRACHO. El objetivo de los análisis fue para comparar los parámetros antes del tratamiento y después del tratamiento.


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De acuerdo a los resultados de los sólidos tratados, emitidos por Quebracho, se observa el parámetro de SAR (Relación de absorción de sodio), con un valor de 74 (mg/Kg) esta por encima de lo permitido que es de 12 (mg/Kg). En base a este resultado, se efectuó nuevamente el tratamiento con mayor cantidad de tierra virgen o nativa. Quedando pendiente el análisis después de este proceso.


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7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1 CONCLUSIONES

El tiempo total empleado para el WO fue de 151.79 días vs. 72días programados.

El costo total de la intervención de este pozo, fue de 20,791,893.38$us, el costo AFE fue de 15,246,838.29$us. Siendo la diferencia de 5,545,055.09$us.

Este pozo es completado como productor de las dos arenas del Huamampampa H1b y H2.

De acuerdo con los procedimientos de Repsol y según la política de barreras de Well Control,

en el arreglo final del pozo tenemos dos barreas mecanicas probadas, que son el packer de producción de 7” y el colgador de tubing.

Herramientas de Slick Line no pueden operar con fluidos de WO con alta densidad y viscosidad (Formiato de Sodio 13.7ppg, 65cp, 74lb/100ft2), puesto que se trabaja cerca al límite de tensión del alambre corriendo el riesgo de cortarse con los esfuerzos a los que estará sometido.

Durante la ejecución de los trabajos de Intervención se encontraron una serie de problemas que impactaron tanto en el tiempo como en los costos de operación. Algunos de estos problemas fueron:

1. Tiempos prolongados en la operación de Bombeo y Purga utilizados para eliminar el gas de la tubería.

2. Ahogado de la capa H1b.

3. Pérdida por debajo del Packer de producción de 9.5/8” (3837m).

4. Pérdida a través del Packer de producción de 9.5/8” (3837m)

5. Falla en los mecanismos de apertura de las SSD (3820m; 3851m; 4367m)

6. Limitaciones de los equipos de Slick Line causados por la profundidad, viscosidad del fluido de WO y tipo de fluido.

7. Dificultad en la recuperación del prong anclado en el Tapón PX en 4960m.

8. Problemas para recuperar el packer de Producción de 9.5/8” (3837m)

9. Falta de información de las especificaciones del PBR que no fueron registrados durante las operaciones de Perforación-Terminación del pozo MGR-X3 hace 10 años.

10. Rotura de la cañería de producción 9. 5/8” en 937m.

11. Pesca de Tapón recuperable 9 5/8”.

12. QA/QC de los materiales de las Compañías de Servicio.

13. Dificultad en la pesca de la seccion inferior del arreglo de Completacion original.

• Todos estos problemas fueron solucionados a pesar de su complejidad, durante la intervención de este pozo.

• Los registros USIT-CBL-VDL fueron de mucha utilidad y nos perimitió evaluar lo siguiente: Detección de daños o deformaciones tanto internas como externas en cañería; Espesor de pared y monitoreo de corrosión; Posibilidad de evaluar topes y características de cemento tras cañería de 9 5/8”.

• Todas las pruebas de presion deben ser registradas y deben alcanzar los límites de trabajo a los que se estan programando.


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• Una falla en el Tapón Recuperable anclado en 3798 m. ocasionó trabajos de pesca generando días adicionales de trabajo no planificado, la causa fue falta de QA/QC de dicho tapón.

• Se observo falla en la prueba de presion del top packer de 7” TIW, por lo que fue necesario instalar otro top packer encima de este para aislar el tramo del Huamampampa H2. Es importante programar la compra de equipos de back up para los ítems críticos.

• Se hizo participar en un 100% a los técnicos de BG y PAE con una buena coordinación entre los equipos de trabajo.

• Durante la bajada del arreglo final se observaron algunos contratiempos como: El tiempo utilizado para hacer el empalme de la fibra óptica (+/-31hrs); Falla de adquisicion de datos, sensores de presion y temperatura. Devolución de fluido de intervención por directa, por la reducción del espacio anular al bajar la tubería de 7” en la cañería de 9.5/8”. (Esto fue solucionado anclando un tapón en la tubería de 5”). Imposibilidad de probar la parte inferior del arreglo, al no poder anclar el tapón en la tubería de 4½”.

• El ID de la pieza. de tubería de maniobra de 7" no permitía el paso de la BPV. Se tuvo que colocar la BPV directamente con varillas, sin caño de maniobra.

• En base a la experiencia del pozo MGR-X3 se hará una Re-Ingeniería del Diseño de completación del pozo MGR-4. Cambios en el diseño de cañerías de Producción en los pozos a perforar en el futuro. Proceso de re-licitación de equipos y materiales para la campaña

• El sistema utilizado como fluido de intervención, consistio en una salmuera de Formiato de Sodio con densidad de 10.5 ppg a la cual se acondicionaron sus propiedades reológicas, para proporcionarles capacidad de suspensión y acarreo de los sólidos, mediante la adición de polímeros tales como: el Flovispluz (viscosificante), Dual Flo HT (Reductor de filtrado), Carbonato de Potasio-Buffer (Alcalinizante, regulador de PH) . Así mismo se incorporo carbonato de calcio de alta pureza y solubilidad para lograr el control de invasión, como material de puenteo superficial de las fracturas y levantar la densidad hasta 13.7 ppg. Por ultimo se utilizo como antiespumante el Defoam A (A base de alcohol) en reemplazo del Defoam X, que no era compatible con el fluido a base de formiato, el cual incrementaba la viscosidad del lodo haciendo mas difícil la eliminación de la espuma.

• Para las maniobras de sacada de la herramienta, no se pudieron bombear píldoras pesadas mayores a 14.2 lpg, debido al incremento en las propiedades reológicas, por adición de carbonato de calcio que, en algunos casos fueron imposibles de bombearlos.

• El proceso de Dewatering y tratamiento de sólidos estuvo a cargo de MI Swaco. Los líquidos generados por este proceso fueron tratados para adecuar los parámetros fisicoquímicos exigidos de acuerdo a normas de Repsol y del estado boliviano y posteriormente fueron enviados a la Planta Margarita. Volumen total enviado 4342 bbl. Referente a los sólidos generados al igual que los floculos fueron tratados en la locación con la mezcla de suelo virgen en una relación de 4 a1 y posteriormente en una relación de 6 a 1, esto por el alto contenido de SAR (Relación de absorción de sodio), con un valor de 74 (mg/Kg) que esta por encima de lo permitido que es de 12 (mg/Kg). . El volumen generado de flóculos 502bbl y sólidos fue de 1610.bbl.

• La parte de Mud logging: Deteccion de gas, control de volúmenes y parámetros, estuvo a cargo de la Compañía Intergas. Fue de gran apoyo durante la intervención de este pozo. Lo que si se observo fue la necesidad de tener una energía eléctrica estabilizada para el trabajo de sus equipos.

• Se efectuaron reuniones diarias de operación, seguridad y lecturas de las tarjetas stop. Todas las observaciones de las tarjetas se procuraron cerrar en el día.

• Asi mismo, antes de cada operación se efectuaron reuniones operacionales y de seguridad con las Compañías involucradas, para que el personal asignado tenga conocimiento de la operación a realizarse y tengan los cuidados requeridos para evitar incidentes.

• Durante las operaciones en este pozo se observaron 3 incidentes :


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1. En una carrera, al bajar arreglo con Overshot para recuperar el PKR 9 5/8” de producción, se observo una resistencia brusca en +/- 938 m, punto donde se asentó la herramienta de forma repentina, doblándose en esta operación el DP de 5”.

2. Al desmontar el BOP, para instalar el arbolito de producción, cuando se tenía las dos líneas: una línea de fibra óptica y otra del capilar de SSSV, por el interior de las BOP, que llegaba a la mesa Rotary y en el momento de levantar las BOP, esta giro sin control, enrollando las dos líneas de FO y SSSV, quedando +/- 2.4m de ambas líneas en condiciones para continuar con el trabajo.

3. Una vez instalado la brida adaptadora, que contiene la línea de fibra óptica y la línea del SSSV, más el arbolito de producción. Efectuó una prueba de presión en la brida adaptadora con bomba de prueba Enerpack al alcanzar los 9000 psi de presión observó la expulsión de una tapa ciega conectada a la brida, debido a que los pernos de sujeción no eran los correctos.

• Durante las operaciones se aplicaron los programas preventivos y de protección Medio Ambiental. Se aplico el sistema de manejo de residuos en campamento y Mini-campamento del Equipo, el cual comprende generación, clasificación, almacenamiento temporal, transporte y disposición final.

7.2 RECOMENDACIONES

• Antes del inicio de operaciones coordinar con el personal de producción para que realice un chequeo de las válvulas del arbolito de producción. De la misma forma se deberá solicitar una copia de los registros de revisión y mantenimiento para poder contar con el back up y repuestos necesarios para la operación. Asimismo previo al inicio de operaciónes se debe realizar nuevamente una prueba de todas las válvulas.

• Para determinar las barreras de control en todas las operaciones del WO, se deben revisar los procedimientos según el Drilling Standards & Policies Manual, y todo el personal involucrado debe conocer y tener acceso al mismo.

• Se deben programar pruebas extensivas de hermeticidad en el arreglo de completación, asegurándose de que no hayan fugas y / o comunicaciones, con Gator Hawk y también realizar prueba de hermeticidad hidráulica por tramos durante y al final de la bajada.

• Debe ser insertado como parte del procedimiento de control y monitoreo del pozo, el control de los Espacios Anulares: A y B correspondientes al EA: Tubing – Cañería de Produccion y Cañería de Producción – Cañería Intermedia, respectivamente.

• Cualquier trabajo de Rigless debe ser documentado y cargado en el DIMS como parte del historial del pozo.

• Para futuros WOs analizar la posibilidad de ahogar el pozo con el sistema Rigless y utilizando una unidas de Coil Tubing.

• Para trabajos futuros de ahogado del pozo, se debe analizar muy bien la conveniencia de utilizar un equipo de Coil Tubing en lugar del sistema de bombeo y purga, analizar los temas de seguridad, tiempos y costos.

• Al finalizar el pozo se deberá entregar en forma física y electrónica una copia del arreglo final bajado con las profundidades exactas y medidas de OD, ID claramente especificadas. De ser posible previo a la finalización de operación es aconsejable realizar una carrera de registros CCL para determinar las profundidades reales y tener ambos datos, medida de herramientas y de cable.

• Se debe implementar un programa de QA/QC para todas las Compañías de Servicio.

• Durante la etapa operativa cada vez que sea necesaria la utilización de tapones recuperables estos deberán ser probados con un packer a la presión de trabajo, y no desde superficie, esto asegura que la presión aplicada sea efectiva sobre el tapón sin estar restringida por


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limitaciones de las presiones de colapso o reventamiento de las cañerías. Siempre que sea posible considerar el uso de arreglos combinados tapón y packer para simplificar la operación.

• Para operaciones de pesca, coordinar la presencia de recursos (personal y herramientas) adecuados, contar con relevos competentes y no permitir mas de 12 horas de trabajo por persona.

• Efectuar pruebas de presión a los tapones recuperables antes de colocar baches de arena.

• Antes de cada operación de frezado de packer, efectuar análisis de riesgos y posibles contingencia para la optimización de cualquier cambio de programa.

• Falla en top packer TIW: Requerir antecedentes de trabajo de herramientas sensibles en la completación y especificar con más detalle los requerimientos en los pliegos. Gestionar adecuadamente la disponibilidad de herramientas de back up para evitar tiempos no productivos.

• Tapon recuperable: Toda herramienta deberá presentar su certificado de inspección al supervisor de operaciones antes que la herramienta sea enviada al pozo. De la misma forma la herramienta deberá llegar a la locación con una copia del certificado de inspección para archivo del Company Man en el campo. Se deberán programar visitas periódicas y sin previo aviso a las bases de las Compañías de Servicio contratadas para realizar inspecciones y controles de calidad, para asegurar el cumplimiento de los cronogramas de inspección y certificación de sus herramientas.

• De acuerdo a los datos de presión conocidos al inicio del diseño de los programas de WO&C se deberán considerar las máximas densidades de ahogo que podrían ser empleadas, esto permitirá realizar un diseño y selección adecuado del tipo de fluido considerando limitaciones de densidad y bombeabilidad. Para futuras completaciónes se debe considerar la mezcla de fluidos base para disminuir la cantidad de sólidos necesaria para alcanzar la densidad de control. Ver posibilidades de contar con fluido base mas pesado.

• En futuros pozos, tratar el fluido de intervención con biocida en caso de que los equipos de completación (SSDs) presenten fallas en su operación. Este fluido de intervención, podría quedarse como fluido de empaque. Para este escenario se deberá contar en locación con la cantidad suficiente de biocidas e inhibidores de corrosión.

• No utilizar antiespumantes a base de polímetros tal como el DEFOAM X - MI Swaco con este tipo de Fluido de Intervención. Para futuras operaciones realizar pruebas de compatibilidad o efecto de ciertos productos sobre el fluido ya sea en laboratorio o en pequeños volúmenes antes de tratar todo el sistema.

• Mejorar la planificación de las operaciones y contar con back up de ítems críticos en stock, principalmente de los elementos susceptibles a falla: SSDs, packers, tapones, etc.

• Para bajadas de arreglo con fibra optica, especialmente donde se deban bajar varias líneas, se deberá contar con sistemas de cuñas preparadas para posibilitar el paso seguro de dichas líneas, ademas de permitir un sello adecuado cuando se cierre el preventor.

• Planificar la utilización de pup joints (+/-4m) encima y debajo de los elementos especiales del arreglo de completacion.

• Planificar la utilización de un caño de trabajo con ID suficiente para permitir el paso de la BPV de 7".

• En futuros pozos a perforarse, se debe considerar en el Diseño de Cañerías la utilización de cañerías de Cromo especialmente en los tramos inferiores donde se tendrá contacto con gases que contengan CO2. Se debe tratar de simular todas las cargas a las que estarán sometidas las cañerías desde la perforación hasta la producción, para que el diseño garantice la integridad real de las cañerías a lo largo de toda la vida productiva del pozo.


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• Durante la etapa de diseño y ejecución de la perforación de futuros pozos y sobre todo cuando la sarta de perforación este en contacto con las cañerías de producción se deberá realizar un análisis detallado de esfuerzos laterales para determinar las zonas en las que se deberán emplear protectores de cañería. Esto garantizará el resguardo de las propiedades mecánicas para la etapa productiva del pozo.

• Asegurar la hermeticidad de las barreras, de acuerdo a recomendaciones del manual de construcción de pozos. Analizar si con una prueba de hermeticidad aplicando presión será suficiente garantía.

• Suministro de energía eléctrica estabilizada. Esto será de conocimiento para futuros pozos por lo que se deberá coordinar con la gente del equipo de perforación para el suministro de energía de acuerdo a los requerimientos. De igual forma el personal de Mud logging deberá proveer estas necesidades y contar con estabilizadores para todos los equipos de su unidad.

• Falta de espacio para alojar personal de compañías de servicio. La logística de las facilidades para contar con los espacios suficientes especialmente durante operaciones especiales.

8 RESUMEN DE OPERACIONES

FECHA RESUMEN DE OPERACIONES TRASLADO Y MONTAJE (36 días)

06/12/2008 Inicia transporte de equipo dls-127, de ZOFRY a margarita x3. Transporta 10 cargas de campamento.

07/12/2008 Sin actividad en zona franca.

08/12/2008 Transporte 15%. Transporta de ZOFRY a margarita x3, 10 cargas de campamento. Total enviados 20 cargas.

09/12/2008 Transporte 32%. Transporta de ZOFRY a margarita x3, 11 cargas. Total enviados 31 cargas.

10/12/2008 No se transporta cargas de ZOFRY a margarita x3 por lluvia y mala condición de camino. En ZOFRY cargan 6 camiones. Camión que transporta SCR de equipo, varado en Carapari por derrumbe en camino.

11/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 42%; campamento: transporte 100%, montaje 80%. Envía de ZOFRY a margarita x3, 10 cargas. Total enviados 41 cargas de 96.

12/12/2008

Equipo DLS-127: transporte 42%; campamento: transporte 100%, montaje 90%. Regresan 10 camiones de MGR-X3 a ZOFRY, paralelamente c/petrolero saca cargas de ZOFRY a base de transportista para continuar enviando cargas los días sábado y domingo.

13/12/2008 Equipo dls-127: transporte 55%; campamento: transporte 100%, montaje 95%. Envía de ZOFRY a margarita x3, 12 cargas. Total enviados 53 cargas de 96.

14/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 55%, montaje 1%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. No se transporta cargas de ZOFRY a margarita x3 por lluvia y corte de camino en Carapari.

15/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 69%, montaje 5%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Envía de ZOFRY a margarita x3, 13 cargas. Total enviados 66 cargas de 96.

16/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 69% nota: no se traslado ninguna carga por adversas.

17/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 75%; montaje 12%. Campamento central 100 %. Envía de ZOFRY a Margarita x3, 11 cargas. Total enviados 77 cargas.

18/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 78%; montaje 17%. Campamento central 100 %. Envía de ZOFRY a margarita x3, 5 cargas. Total enviados 82 cargas.

19/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 93%, montaje 18%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Envía de ZOFRY a margarita x3, 7 cargas. Total enviados 89 de 96 cargas.

20/12/2008 Montaje equipo 24%, traslado equipo 93 %

21/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 93%, montaje 28%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Total transportados 94 de 101 cargas.

22/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 97%, montaje 33%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Total transportados 98 de 101 cargas.


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23/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 100%, montaje 40%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Total transportados 101 cargas.

24/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 100%, montaje 40%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Montaje de equipo sin avance por lluvia torrencial.

25/12/2008 Equipo Dls-127: transporte 100%, montaje 40%; campamento: transporte 100%, montaje 100%. Montaje de equipo sin avance por lluvia torrencial.

26/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 100%, montaje 45%. 27/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 100%, montaje 50%. 28/12/2008 Equipo DLS-127: transporte 100%, montaje 55%. 29/12/2008 Equipo DLS-127: montaje 60%. Levanta mástil normal. 30/12/2008 Equipo DLS-127: montaje 65%. Instala mesa rotaria, plataforma . Normal.

31/12/2008 Equipo DLS-127: montaje 70 %. Ubica CK-MANIFOLD, efectúa tendido de líneas a la fosa de quema. Ubica unidad de fuerza del top drive. Personal limpia cajones de lodo

01/01/2009 Equipo DLS-127: montaje 75 %. 02/01/2009 Equipo DLS-127: montaje 80 %.

03/01/2009 Equipo DLS-127: montaje 85 %. Instala carril de top drive. Conecta cabeza de inyección a top drive. Personal de DLS ingresa en turnos.

04/01/2009 Equipo DLS-127: montaje 90 %. Arma mangueras hidráulicas al top drive 100%. Personal en trabajos varios.

05/01/2009 Montaje equipo 95%. Efectúa inspección de EQ. Luego prueba con carga circuito: bomba -CK-MANIFOLD-golpeador y cajón pildorero, observa perdida por val de 4"

06/01/2009 Efectúa prueba de carga. Revisa válvulas y prueba stand pipe con 5000psi. Prueba CK-MANIFOLD c/10m. Personal corrigiendo observaciones de primera inspección

07/01/2009 Personal de equipo continúa corrigiendo observaciones de primera inspección, para ser verificada en una segunda inspección.




OPERACIONES DE INTERVENCION (152 días)

11/01/2009 Espera diesel. Personal de equipo corrige observaciones de primera inspección. Se efectúa segunda inspección. Montaje EQ 100%. Prepara FI Dens 12 lpg. Alista para armar dp3½.

12/01/2009 Arma líneas de bombeador al arbolito y espacio anular 9 5/8". Arma conexiones laterales espacio anular 9 5/8". Arma conexión válvula lateral de surgencia No1 a MANIFOLD de control y prepara material para registro de presiones en arbolito.

13/01/2009 Registra presiones en arbolito de producción. Cia Halliburton prueba salidas laterales de árbol de surgencia y válvulas espacio anular con 10000psi, ok. Armando tubería de maniobra x piezas 1619m.

14/01/2009 Arma tubería de maniobra x Pzas 2594m. Slickline opera con tapones, realiza prueba de hermeticidad tubería. Realiza gradiente estático.

15/01/2009 Finaliza gradiente estático. Arma BHA 333m. Con Slickline intenta recuperar tapón en 4960m sin éxito. Repara válvula hidráulica de MANIFOLD de control y prueba válvulas de CHOKE MANIFOLD, ok.

16/01/2009 Cia. Baker atlas monta equipamiento de Wireline. Realiza carrera de correlación de profundidad hasta 3845m. Fija tapón recuperable 3 1/2" WRP, boca de pesca en 3827.5m.

17/01/2009 Desfoga presión de tubería hasta 5100 psi. Observa sello de tapón, ok. Bombea 39.6bbl de fluido densidad 12 ppg.

18/01/2009 Bombea 28.27 bbl de fluido densidad 12 ppg. Volumen total inyectado: 67.87 bbl.

19/01/2009 Bombea 33.1 bbl de fluido de intervención, densidad 12 ppg. Volumen total inyectado a tubería: 101 bbl.

20/01/2009 Bombea 26.8 bbl de fluido de intervención, densidad 12 ppg. Volumen total inyectado a tubería: 127.8 bbl.


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21/01/2009 Bombea 18.7 bbl de fluido de intervención, densidad 12 ppg. Volumen total inyectado a tubería: 146.5 bbl. Desfoga anular desde 2800psi hasta 1250psi. Registra presión de tubería= 5170 psi. Desfoga presión quemando en fosa.

22/01/2009 Llena tubería y desfoga directa a 0 psi. Con Slickline intenta abrir camisa en 3820m sin éxito. En segunda carrera baja herramienta Shifting tool mas una barra pesada.

23/01/2009 Intenta abrir y cerrar camisa de circulación, sin éxito. Con Wireline baja cañón con 4 cargas por metro, realiza disparo de 3814-3815m. Inicia circulación con bomba Halliburton y cambia a bomba del equipo DLS. Total bombeado 354bbl.

24/01/2009 Recibe en tanques australianos 710 bbl de fluido de empaque y fluido contaminado. Densifica fluido de intervención. Densidad entrada 13.2ppg, densidad salida 12.9ppg.

25/01/2009 Densifica y normaliza fluido de intervención a 13.7ppg.

26/01/2009 Agrega 2 válvula laterales de hall al arbolito. Arma CT y baja pescador tapón hasta 3831.5m tope tapón. Maniobra con peso (400 -4800lb) y circ. Sin lograr pescar tapón.

27/01/2009 Baja pescador c/CT hasta 3831.52m (tope tapón WRP ).maniobra sin lograr agarre. Saca CT. Aparta pescador. Baja ct con jet a 3831.52m. Circula ,limpia tope de tapón. Saca CT a 2944m.

28/01/2009 Baja pescador de tapón c/CT a 3831.5m (tope tapón) , maniobra sin lograr pescar. Saca CT. Baja impresor c/CT a 3000m.

29/01/2009 Baja impresor con CT , saca observa huella de punto débil. Llena CT con sal muera dens 10.6lpg. Baja pescador con Roto Hammer hasta 3831.5m . Maniobra con circulación y desancla tapón WRP. Saca CT a 2200m.

30/01/2009 Recupera tapón WRP 100%. Bombea fi por directa con retorno por EA , elimina gas. Normaliza fi. Cierra pozo presión directa y EA cero psi. Pozo en observación (2.5hrs) presión directa 150psi, EA cero psi.

31/01/2009 C/Halliburton bombea por directa al pozo 24bbl FI, presión max 1010psi. Desfoga 14bbl vol. inyectado 10bbl. Pozo en obs. Circula elimina gas. C/hall bombea por directa 17bbl presión 1100psi, s/terminar

01/02/2009 C/Halliburton bombea por directa al pozo 41bbl fi, presión máx. 2000psi. Desfoga 41bbl vol. inyectado 0 bbl. Circula elimina gas. Con CT baja shifting tool intenta abrir camisa en 4378m. S/e. Saca CT a 4257m.

02/02/2009 Saca CT aparta shifting tool . Bombea inyecta FI 10bbl al pozo. Circula. Cia Artex instala unidad.

03/02/2009 Cia Artex Weatherford realiza operaciones de baleo en (4371 - 4372)m. Bombea e inyecta FI 11bbl al pozo. Circula. Se realiza segundo baleo en (4133 - 4134)m. Saca sonda en 3100m.

04/02/2009 Aparta EQ Artex. Con BB equipo circula (506bbl). Cierra pozo por falla en desgasificador. Circula normaliza lodo, vol. perdido 19bbl. Efectúa prueba de inyección sin terminar.

05/02/2009 Efectúa prueba de inyección bombea 34.5bbl. Desfoga 34.5bbl. Inyección 0 bbl. Efectúa 2 circulaciones. En ultima circulación normaliza FI. No se observa gas por quemador. Baja pescador prong con CT hasta 3800m.

06/02/2009 Baja pescador prong a 3830.5m obs. resistencia, maniobra s/e. Baja pescador prong con junta articulada a 3833.5m obs. resistencia, maniobra sin poder pasar, saca pescador. Baja impresor 2.25" hasta 4602m, pasa punto de resistencia saca impresor.

07/02/2009 Baja pescador de prong hasta 4966m. Maniobra pesca prong saca a 2372m. Donde observa falla en BBA hidráulica de CT San Antonio. Circula normaliza lodo espera BB de Sta Cruz. Cambia BB. Saca CT , no recupera prong. Baja jet de limpieza a 1400m

08/02/2009 Baja CT con jet hasta 4970m, limpia hasta 4972.7m . Saca CT. Baja pescador hasta 4972.7m agarra prong, y libera con tensión de 4000lb, saca CT hasta 4000m

09/02/2009 Termina de sacar CT no recupera prong arma y baja pescador de prong hasta 4972.7m , de anterior arreglo se saco el intensificador . Maniobra para pesca de prong saca a superficie. No recupera prong.

10/02/2009 Arma y baja CT hasta 4970m. Desplaza 60 bbl de FI nuevo de 13.7 ppg, saca CT a sup. Cambia válvula lateral Cameron 2 9/16 - 10k ,realiza mantenimiento con grasa en válvulas. Baja Wireline con calibrador de 1.11/16 +CCL

11/02/2009 Cia Artex-Weatherford baja sonda de calibre de 3000m hasta 4955m no logra pasar , saca a sup. , arma y baja Coiled Tubing desplaza 7 bbl de salmuera viscosa de 10.8 ppg, con 7000 psi , saca CT hasta 472m, para equipo CT por problemas mecánicos


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12/02/2009 Termina reparación de CT y saca a sup. C/ Wireline efectúa carrea de baleo (6 balas/m) no llega a profundidad de baleo faltando 4 m. No efectúa disparo, saca sonda a sup. Con BBA. Equipo circula p/ normalizar FI.

13/02/2009 C/BBA EQ. Circula con 60spm, 1000psi.; Artex baja sonda de limpieza con prima cort. Hasta 3826.5m saca a sup. Baja sonda p/ corte químico saca a sup. Circula c/ BBA EQ.; cierra SSSV. Instala BPV. Aparta arbolito, abre SSSV; alta test arma BOPs.

14/02/2009 Alta test arma BOPs, Cameron cambia válvula BPV por TWCV, alta test realiza prueba de presión BOP ciego, válvulas CHOKE MANIFOLD, prueba líneas, manguerote, stand pipe, válvulas de top drive contra BOP simple variable.

15/02/2009 Prueba válvula TIW de 3 1/2 , y dos válvulas TIW 4 1/2, BOP´s rams 4 1/2" , DLS conecta accesorios de BOP , tensiona recupera tubing hanger , pup joint´s , SSSV, circula normaliza FI, saca tubería 4 1/2 pjd desarmando por piezas.

16/02/2009 Saca tubería de producción 4 1/2" PJD desarmando por piezas de 2736m hasta 560m.

17/02/2009 Recupera arreglo de producción hasta corte químico en 3826.5m. Baja arreglo de pesca con Overshot (agarre 3 1/2") en 2550m.

18/02/2009 Baja pescador hasta 3803m. Circula y normaliza FI. Con boca de pesca en 3817m maniobra para embocar y asegurar pesca c/éxito. Verifica agarre y saca herramienta hasta 1309m.

19/02/2009 Recupera 100% de pesca (trozo Tbg + unidad sello). Arma y baja BHA c/pescador interno de PBR hasta 3807m, circula y normaliza FI. C/boca de pesca en 3823.5m maniobra para enchufar y asegurar pesca s/éxito. Circula en 3818m.

20/02/2009 Saca a superficie pescador pbr#1 con marcas circulares en zapato guía. Arma y baja arreglo con pescador PBR#2 hasta boca de pesca (3823.5m), enchufa y asegura pesca. Trabaja sarta con tensión y golpes de tijera.

21/02/2009 Trabaja sarta con tensión y golpes de tijera s/éxito. Libera pescador PBR, circula y saca Hta hasta superficie. Arma arreglo c/zapato anular en 12m.

22/02/2009 Arma y baja arreglo c/fresa anular hasta 3816m. Constata fondo en 3824.6m. Avanza con rotación hasta 3825.6m y limpia con circulación hasta 3831.9m. Fresa hombros de packer 9 5/8" 3831.9 hasta 3820m. (0.1m).

23/02/2009 Fresa hombros de packer 9 5/8" 3832 hasta 3832.6m. (total fresado 0.7m). Circula, saca herramienta y desarma BHA c/fresa anular. Arma BHA con pescador PBR en 122m.

24/02/2009

Baja arreglo c/ pescador PBR hasta 3825.5m (boca pesca), enchufa y asegura pesca, trabaja sarta con tensión y tijera, observa desenchufe de pescador, intenta enchufar nuevamente s/éxito. Saca herramienta con pescador PBR y arma BHA c/fresa anular 8 1/2".

25/02/2009 Baja Hta c/fresa anular 8 1/2" de 132m hasta 3818m. Registra parámetros y baja hasta 3832.4m (punto resistencia). Intenta fresar c/1-3mlb peso, 30rpm, 7600-8900lb-ft, 80-60spm, 5.58-4.19bpm, 1000-800psi, sin avance. Circula y saca herramienta hasta 1680m.

26/02/2009 Saca zapato fresador no se observa trabajo de fresado. Baja os 8.1/8" agarre 7" hasta 3825.5m. Punto de resistencia. Maniobra varias veces para agarrar pesca s/e. Saca Overshot 8 1/8" hasta superficie.

27/02/2009 Baja ovs 8 1/8" c/agarre 6 3/8" hasta 938m, donde sarta frena en seco, saca Hta. Baja zapato anular 8 7/16" hasta 937.3m, observa resistencia en una sola posición, saca Hta. Baja Tub. lisa y verifica comunicación 9.5/8"-13.3/8", circula y baja Hta 3550m.

28/02/2009 Baja Tub. lisa desde 3550 hasta 3810m. Circula. Saca Tub. lisa. Baja Taper Mill 8½ " hasta 939m s/resistencia. Repasa tramo: 3083-3240m. Observa resistencia al peso tramos:3082-3084, 3094.5-3096.5; 3235-3239m. Por Zda reg cantidad de sarro

01/03/2009 Baja desde 3240m hasta 3810m, repasando por tramos en los puntos de resistencia. Circula saca Hta. Arma y baja BHA c/Taper Mill 8 1/8", escariador y cesta hasta 89m

02/03/2009 Baja escariador desde 89m hasta 3810m s/r. Circula saca Hta. Baja tr p/csg 9.5/8" hasta 3090m.

03/03/2009

Baja TR hasta 3800m, intenta circ. Obs. Restricción 0.98bpm; 1500psi , ancla TR, circ con 6.28bpm, 800psi., Saca Hta. a sup. Arma y baja Pck hasta 3750m, circ con 2bpm, 450psi. Ancla Pck, prueba sello TR c/2000psi (20min) ok, desancla Pck y saca Hta a 3427m

04/03/2009 Saca packer 9.5/8. Baja DP liso hasta 3795m . Balancea 10bbl de gel con 11sx de arena. Saca DP a 3647m circula.


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05/03/2009 Saca Hta desde 3647m a sup. Schlumberger corre registros USIT -CBL-VDL .desde 3650m a sup .observa en tramo 937-939m anomalía en tiempo de transito.

06/03/2009 Schlumberger termina de correr registros USIT -CBL-VDL. Desfoga EA 13.3/8-9.5/8 de 1200psi a cero psi. Paralelamente bombea a EA 146 bbl cap EA a 937m , 134bbl. Levanta BOPS aparta sección "c".

07/03/2009 Arma BOP c/drilling spool 13.5/8-10m. Baja cortador y corta cañería 9.5/8" en 1021m. Alista para recuperación de cañería de 10.3/4"-9.5/8".

08/03/2009

Levanta BOPs y baja spear 10.3/4 a 17m . Tensiona a 300mlb trata de liberar cuña s/e. Maniobra con tensión de 420mlbs , libera y recupera cuña saca CSG desde 937m a 922.5m. Libera y aparta spear. Asienta BOPS, ajusta pernos. Saca a 647m CSG 10.3/4 p/Pzas.

09/03/2009 Termina de sacar cañeria a sup. Total recuperadas 27 pza + 1 pza cortada CSG 10.3/4" NJO + XO+ 45 pzas CSG 9 5/8" AMS + pieza rota . Cambia rams 9 5/8" x rams 5" . Arma y baja arreglo de pesca CAÑ. 9 5/8" en 134 m.

10/03/2009 Baja pescador de cañeria, recupera cañeria 9 5/8" 6 pzas +1 rota + 1 pza. Cortada. Baja cortador interno, corta cañeria en 1304.0m y saca hasta 648 m

11/03/2009 Termina de sacar arreglo c/ cortador, baja pescador de cañeria, circula normaliza fi. Recupera cañeria 9 5/8" 22 pzas CAÑ + 2 pzas cortadas sup. E inf. Arma BHA de limpieza con trepano de 12 1/4"

12/03/2009 Baja Hta. Hasta 978m conecta top drive, baja Hta. Reciprocando hasta 1300m, circula acondiciona fi , realiza simulacro de incendio, saca herramienta a superficie. Prueba BOP´s.

13/03/2009 DLS termina prueba BOPS, baja arreglo de limpieza hasta 1300, circula normaliza FI. Saca Hta. A sup. Baja cortador interno, corta cañería en 1388m saca a sup. Arma arreglo de pesca,

14/03/2009 Baja Hta. C/ spear hasta 1308m. Maniobras de pesca sin éxito, saca Hta. Cambia spear baja, maniobras de pesca ok. Saca Hta. Con cañería cortada (84.23m) hasta sup. Baja sondeo liso para limpieza.

15/03/2009 Termina de bajar sondeo liso hasta 3760m, circula normaliza fi. Saca Hta. A sup. Baja cortador interno, corta cañeria en 1544m saca Hta. En 1182m.

16/03/2009

Saca cortador hasta superficie. Baja BHA c/spear y pesca cañeria en 1393m, saca herramienta y recupera 156m de cañeria 9 5/8", NJO (1 pza cortada + 12 pzas+ 1pza cortada). Baja BHA CANFIELD BUSHING hasta 1544m (tope cañeria cortada). Circula en 1540m.

17/03/2009 Baja Hta a 1544m, emboca y conforma CAÑ. Cortada. Circ. Y saca BHA hasta sup. Baja y ancla Pkr 9 5/8" en 1566.7m. Prueba hermetic. Cañ. 9 5/8" c/ 5mpsi, ok. Desancla Pkr y circ. En 1530m. Prueba hermetic. Cañ.13 3/8" c/2mpsi, ok. Saca Pkr a superficie.

18/03/2009 Baja tubería lisa hasta 3795.7m y limpia arena encima TR 9 5/8" hasta 3797.5m. Circula hasta retorno limpio y saca tubería lisa hasta superficie. Arma y baja pescador de TR 9 5/8" hasta 1350m.

19/03/2009 Baja pescador TR hasta 3796m, registra parámetros. En 3798.9m maniobra y desancla TR. Circula en 3793m. Saca Hta hasta 3783m, donde verifica des anclaje de TR. Saca Hta desde 3783m hasta 2490m. Circula y normaliza fluido de intervención.

20/03/2009 Saca pescador con parte de TR 0.95m, queda en pesca 1.24m de TR. Baja tubería lisa y constata tope de boca de pesca en 3799m. Circula en 3790m y saca tubería lisa hasta 3437m.

21/03/2009

Saca tubería lisa. Baja BHA c/pescador spear hasta 3788m, toma parámetros, emboca pesca en 3799m y recorre hasta 3804m donde realiza 2 maniobras de pesca. Empuja pesca hasta 3823.8m (constata fondo) y realiza 2 maniobras de pesca. Saca Hta hasta 3400m.

22/03/2009 Saca arreglo de fondo, donde observa spear sin mordaza. Baja BHA de limpieza con cestas hasta 3820m. Circula y baja herramienta hasta 3823.7m donde constata fondo. En reiteradas oportunidades realiza maniobras de embolsillado.

23/03/2009 En 3823.6m realiza maniobras de embolsillado con cesta de circulación inversa y saca herramienta. Baja arreglo de pesca con tarraja macho 3 1/8" hasta 3822m y circula. En 3823.7 emboca pesca, baja hasta 3824.4m y asegura pesca. Saca Hta hasta 3746m.

24/03/2009 Saca Hta de pesca. No recupera pesca. Modifica tarraja reduce longitud de 0.61m a


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0.16m para agarre en 2.3/8", (agarre 2.1/8"-2.1/2"). Baja a 3822.7m resistencia. Circula. Toma parámetros, emboca y maniobra para asegurar pesca en 3823.5m.

25/03/2009 Saca arreglo de pesca a velocidad controlada desde 3818m hasta 1700m. Maniobra herramienta para pasar puntos de resistencia en 3674m; 3637.8m; 3576.3m; 3563m; 3526m; 3478m; 3429m, 2922m.

26/03/2009 Saca herramienta y recupera 100% de pesca TR 9.5/8" (en interior de TR recupera mordaza de arpón 100%). Baja arreglo de pesca de PBR hasta 3822.5m y circula. Espera Cia. Baker atlas para determinar punto libre.

27/03/2009

Baja pescador PBR de 3822.5m a 3825.7m (B.P. 3824.7m), enchufa y asegura pesca. Posiciona unidad Baker, espera personal. Baja calibrador 2 3/8" y 1 11/16" a 3840m y 4912m respectiv. (p.resist 3834m). Baja Hta punto libre a 3834m, no pasa y saca Hta hasta 500m.

28/03/2009 Saca sonda, regula flejes y aumenta barra de peso. Baja sonda hasta 3867m. (resistencia en 3834m). Maniobrando Hta determina Pkr. no libre y saca sonda. Libera pescador PBR tipo latch y saca Hta. Baja BHA c/fresa anular 8 3/8" hasta 850m

29/03/2009 Baja Hta desde 850m hasta 3821m y toma parámetros. Baja a 3832m y rota hasta 3832.4m punto resistencia. Fresa pkr de 3832.4m hasta 3832.8m. Circula p/gas 1100ugt y continúa fresando de 3832.8m hasta 3833m(s/avance). Saca Hta de 3833m a 3160m.

30/03/2009 Saca caño lavador, se observa leve desgaste en zapato. Baja over shot a 3820m, circula. Agarra pesca en 3824.7m . Efectúa 15 disparos de tijera observa leve movimiento de Hta hacia arriba.

31/03/2009 Libero packer + arreglo de producción. Saca arreglo desde 3824.7m (prof over shot hasta superficie (prof over shot). Aparta packer + over shot . Desarma arreglo de producción.

01/04/2009 Saca arreglo de producción hasta niple sello. Baja arreglo de limpieza con Taper Mill 6" hasta 3910m. Circula.

02/04/2009

En 3910m circula max detección 2180ugt. Circula por CK-MANIFOLD; baja c/circ hasta 4390m circula, max detec gas 1480ugt. Baja c/circ a 4947.5m( tope pack) circula, max detec de gas 1620ugt. Cierra ram circula por CK-MANIFOLD, obs salida de gas por quemad

03/04/2009 En 4940m circula por CK-MANIFOLD, obs salida de gas por quemador. Saca Hta a 3910m circula por CK-MANIFOLD detección max gas 1312ugt. Abre rams circula normaliza FI. Saca Hta a 180m.

04/04/2009 Baja tubería 2.3/8 con pata de mula hasta 4949m circula, máx detección de gas 180ugt. Baja a 4950m punto de resistencia . Maniobra sin poder pasar. Efectúa maniobra de embolsillado. Saca Hta hasta 4085m

05/04/2009 Saca Hta en cesta recupera 200grs restos metálicos. En Tub se observa internamente huella de fricción. Baja arreglo con niple sello. Enchufa niple sello en Pkr en 4947.5m y baja hasta 4948.2m. .alista para conectar lubricador de Equipetrol

06/04/2009 Equipetrol termina de armar implementos p/ Slick line . Realiza carrera de calibración, dos carreras de impresión, aparta implementos y unidad de Slick line; c/ BBA EQ. Circula fondo arriba , saca Hta. A sup.; aparta arreglo c/ niple sello.

07/04/2009 Baja y ancla TR a 3750m., c/ Hall. Prueba sello TR (2000psi. Ok), bombea y balancea bache c/ arena protectora, saca Hta. Hasta 3565m. Circula fondo arriba, saca Hta. Hasta sup.

08/04/2009 Baja arreglo para conformar cañería cortada en 1544m. Freza (10cm.), levanta hasta 1543m. Circula fondo arriba, saca Hta. A sup.; cambia rams 5" x 9 5/8" prueba c/ 8500psi. Ok, weatherford baja Casing Patch hasta 117m

09/04/2009 Baja cañería combinada 9 5/8" - 10 3/4" hasta 1542m., circula, normaliza fi., c/BBA del equipo bombea 250.5 bbl de fluido de empaque de 13.7 ppg

10/04/2009 Bombea baches. P/ activación SP; enchufa ECP, prueba sello obs. Caida de presión. (vol. Bombeado 29bbl, perdido 15bbl. No se observa retorno p/ Zda.); alta test prueba MANIFOLFD, desenchufa ECP, circula normaliza FI.; saca cañería combinada

11/04/2009 Saca cañeria combinada y ECP hasta sup., alta test prueba conjunto BOPs,; baja Hta. Con pescador TR en 745m.

12/04/2009 Baja Hta. C/ pescador TR hasta 3748m.; circula- limpia arena ;toma presión reducida, pesca TR (Hall), flow check, ok; saca Hta. C/ TR a sup, arma y baja nuevo TR (SAI) hasta 1544m. , maniobra p/ ingresar boca CSG. 9 5/8" sin éxito.


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13/04/2009 Saca TR con cuñas y goma activadas, libera las mismas y baja TR hasta 3780m. Maniobra y fija TR en 3778.7m. Libera pescador TR y saca hasta superficie. Baja y fija packer M-3 en 1558.6m. Prueba hermeticidad cañería 9 5/8" con 5000psi, positivo.

14/04/2009 Desancla packer 9 5/8" m-3 y saca herramienta hasta superficie. Baja tubería lisa hasta 3776m y balancea un tapón de gel c/arena encima de TR 9 5/8". Saca Hta hasta 3589m y circula sin observar arena por zaranda. Saca tubería lisa hasta superficie.

15/04/2009 Baja arreglo c/cortador hidráulico hasta 1568m, realiza corte de cañería 9 5/8" y saca Hta hasta superficie. Baja arreglo de pesca c/arpón hasta 1547m, realiza maniobra de pesca y saca Hta a sup. C/cañería cortada. Arma BHA c/CANFIELD BUSHING.

16/04/2009 Baja arreglo para conformar cañería 9 5/8" cortada en 1568.3m, fresa 10cm. Circula fondo arriba y saca herramienta a superficie. Cambia rams 5" x 9 5/8". Weatherford Baja casing patch de baker y swell packer de Halliburton hasta 551m.

17/04/2009 Baja cañería 9 5/8" con ECP de Baker y swell packer de Halliburton hasta 1567m. Circula y normaliza fluido intervención. Bombea fluido de empaque y baches para activación de SP. Enchufa ECP y prueba hermeticidad cañeria 9 5/8", positivo.

18/04/2009 Levanta BOPs, cuelga cañería combinada 10 3/4"-9 5/8" (100mlb netas). Efectua corte. Instala sección "c". Asienta conjunto BOPs. Cambia rams inferior 9.5/8" por variable 5". Prueba preventores y válvulas CK LINE, KILL LINE. Baja pescador TR hasta 1700m.

19/04/2009 Baja pescador TR de a 3776.7m (tope TR), circula y recupera aprox.10 sk arena. Intenta desanclar TR en s/éxito. Saca hasta superficie psc TR. Baja arreglo de limpieza c/zap. anular 5 15/16" hasta 3767m y registra parámetros.

20/04/2009 Limpia de 3776.7 a 3777.2m. Saca Hta. En cesta recupera pedazo de bronce con carburo de tungsteno de +/- 6 x 3cm y un pedazo de fierro cilíndrico de +/-3cm).baja pescador TR hasta 3777.35m. Maniobra sin lograr agarre en TR. Saca Hta hasta 2500m

21/04/2009 Saca Hta, aparta extensión (reduce longitud de pescador de 1.44m a 0.98m). Baja pescador a 3777.2m, agarra TR maniobra con tensión y vueltas a la derecha libera TR, baja TR hasta 3779m s/resistencia . Saca TR con arrastre discontinuo hasta 2275m.

22/04/2009 Saca herramienta hasta superficie y recupera tapón recuperable (sa.tr.10), 100%. Baja arreglo de fondo para recuperar prong de tapón "x" hasta 4946m. Circulando fluido de intervención.

23/04/2009 Circula y normaliza FI, baja Hta hasta 4947.8m (tope pkr 7"), maniobra y pasa hasta 4950.3m (pto.resistencia). Realiza maniobra de pesca y saca Hta hasta superficie sin pescado (prong). Baja arreglo c/fresa anular 5 7/8" hasta 2409m.

24/04/2009 Baja Hta desde 2409m hasta 4947.56m(tope pack7"). Circula max detección gas 1186ugt. Fresa packer hasta 4948.16m(0.60m) circula, gas 0ugt.

25/04/2009 Saca Hta desde 4946m a superficie. En parte interna de zapato fresador recupera parte superior de packer y en cesta recupera restos metálicos de packer +/-1.5kgrs. Baja MILL tool con spear 3.1/4" agarre 4.010" hasta 4008m.

26/04/2009 Baja Hta a 4946m, circula y normaliza F.I., c/spear en 4947.7m enchufa y asegura pesca (pkr 7"). Maniobra hta a modo rotacion zapato y fresa packer de 4948.16m a 4948.3m (vol.perdido 23bbl)), baja Hta hasta 4950m (packer libre). Circula por CK MANIFOLD.

27/04/2009 Circula por CK-MANIFOLD, normaliza FI. Efectúa 3 carreras (tramo 4959-4797m) en las dos primeras carreras cortas circula elimina gas por el quemador. En la tercera , pozo en observación. Vol perdido 7bbl, total 30bbl.

28/04/2009 Circula en 4959m. Efectúa carrera corta ( 4959-4541m). Pozo en observación 3hrs. Circula por CK-MANIFOLD. Detección max de gas 496ugt, dens mínima 11.6lpg. Ultima detección de gas 340ugt.

29/04/2009 Circula por CK-MANIFOLD elimina gas al quemador. Efectúa 2 carreras cortas( 4959-4345m ; 4959-4541m). Circula en 4364m en retorno no se observa gas . Circula en dos ocasiones en 4969m elimina gas por quemador.

30/04/2009 Circula en 4336m . Saca Hta a superficie llenado de pozo normal. No recupera pesca. En spear se observa parte superior de packer . Baja Hta con trepano 6" hasta 316m.

01/05/2009 Continua bajando hasta 5034m. Obs resistencia en 4995m; 5028m; 5029m. Circula elimina gas por quemador. Baja Hta hasta 5035m. Observa resistencia asienta 10kips, sin poder pasar. Circula en 3906m. Saca Hta a 2199m

02/05/2009 Saca Hta de 2199m a superficie. Baja pescador spear agarre 4" hasta 5020m. Circula por directa y CK-MANIFOLD. Elimina gas por quemador


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03/05/2009 En 5020m circula elimina gas por quemador. Maniobra en 5036.2m agarra pesca baja hasta 5037m libre. Saca Hta , no pesca arreglo. Baja zapato fresador 5.15/16 hasta 2522m

04/05/2009 Baja Zto. Mill. Hasta resist. 5038.2m (10mlb), corre y corta cable , circula en 5020m. Max. Gas 448ugt. Baja a 5038.5m asienta peso 10mlb, cae peso a 4 Mlb, baja a 5045.8m. Asienta peso 25mlb, saca a 5035m circula max gas. 807ugt., saca Hta en 3325m.

05/05/2009 Saca HTa a sup. Aparta zapato fresador; realiza prueba de BOP's.; arma y baja zapato Mill a 3552m.

06/05/2009 Baja Hta. Hasta 5027m., circ. Normaliza FI., baja Hta. Hasta 5045m, realiza maniobras para empujar pesca hasta 5109m, saca Hta a Zpto. Repara top drive, y baja hasta resistencia 5087m

07/05/2009 Baja hasta punto resistencia 5089m maniobra intenta pasar , sin éxito; circula reciprocando Hta.; saca Hta. Hasta 5017m. ,efectúa simulacro de surgencia; repara top drive; saca Hta. A sup.; baja BHA de limpieza con escariadores.

Fecha BAJADA DEL NUEVO ARREGLO 08/05/2009 Baja arreglo de limpieza con escariadores combinados hasta 5021m. Reciproca Hta.

Limpia parte sup. e inf de Liner 7", circula reciprocando Hta normaliza fi.

09/05/2009 Circula reciprocando hta normaliza fi. Baja Hta. Hasta resistencia en top Liner, abre válvula MFCT, circula / normaliza FI hasta retorno limpio, saca hta. C/ escariadores a sup. Schlumberger arma y baja sonda en modo cemt. y corrosion. En 2500m.

10/05/2009 Schlumberger realiza dos carreras de cemt. y corrosión p/ CSG 9 5/8" y Liner 7" . Arma y baja Hta. De reacondicionamiento en 3600m.

11/05/2009

Baja herramienta de 3600m a 5036m. Con rotación y circulación baja Hta de 5036m a 5105m. Saca Hta a 5014m, revisa manguera y repara válvula manguera top drive. Baja Hta de 5014m a 5105m, repasa tramos 5103-5105m, 5077-5101m. Saca Hta de 5101m a 2183m.

12/05/2009 Saca arreglo c/trepano 6". baja ensamble POLISH MILL hasta 3910m. cambia manguera hidráulica de Top drive. baja y constata resistencia en 3922.5m (apoyo top DRESS MILL sobre extensión). con rotación y circulación repasa 3919-3922.5m, circula FI.

13/05/2009 Circula y saca ensamble POLISH MILL. baja empacador de tope Liner SN-AT 10 a 3916m. baja y enchufa unidad de sellos hasta 3921.5m, prueba sellos, ok. fija empacadura c/80mlb y verifica anclaje c/25mlb de sobre tensión. prueba sello goma empacador, ok.

14/05/2009 Libera y saca setting tool a sup. baja BHA reacondicionamiento c/trepano 6" a 5032m. baja de 5032m a 5092m, (pto.resist.). con circulación y rotación baja a 5106m. circula y normaliza FI. saca herramienta a 5000m.

15/05/2009 Saca arreglo c/trepano 6" de 5000m a superficie. Arma y baja arreglo de producción inferior con Liner hanger 4 1/2" x 7" en 745m.

16/05/2009 Baja arreglo de 745m a 5101.7m. fija Liner hanger 4 1/2" x 7" y activa top packer (tope PBR en 5013.7m). prueba por espacio anular c/700psi, ok, c/1000psi, negativo. saca setting tool arriba Top packer, circula y normaliza FI. saca herramienta a 2976m.

17/05/2009 Saca setting tool a Sup. Baja arreglo c/unidad sellos a 5014.5m, resistencia (tope PBR), maniobra y baja a 5017.5 (tope localizador). Realiza prueba de PKR por directa y anular, negativo. En 4993m circula y normaliza FI. Saca Hta de 4993m a 4090m.

18/05/2009 Saca unidad sellos a superficie. Baja BHA c/trepano 6" y cesta a 5010m. Circula y normaliza fluido de intervención. Saca herramienta de 5010m a 4868m.

19/05/2009 Saca arreglo c/trepano 6" de 4868m a superficie, recupera en cesta lamina de acero 2x6cm. Baja packer 7" m3 c/tubing tester a 4148m., observa recalentamiento de freno electromagnético y revisa el mismo. Baja a 4233m, y continua falla. Revisando freno.


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20/05/2009 Revisa y observa daño en rodamiento del eje de freno electromagnético. Espera repuesto y cambia rodamiento. Baja packer 7" de 4233m a 5010m. Circula y normaliza FI. Ancla packer en 5010m, prueba por E.A, c/1000psi estabiliza en 850ps. Desancla Pkr.

21/05/2009 Saca arreglo c/packer 7" de 5010m a superficie (gomas en buen estado). Prueba preventores y valvulas CK- M, KILL LINE, HCR con 8500psi. baja arreglo liso c/trepano 6" y cesta hasta 868m.

22/05/2009 Baja herramienta de 868m a 5009m, circula y normaliza fluido de intervención. Espera Tie-back Pkr 7" x 4 1/2" pozo en observación al trip tank. personal en trabajos diversos.

23/05/2009 Espera Tie-back Pkr (Baker ZXP Liner packer 7" x 5"), pozo en observación al trip tank. Personal en trabajos diversos.

24/05/2009 Espera Tie-back Pkr (Baker ZXP Liner packer 7" x 5"), pozo en observación al trip tank. Personal en trabajos diversos.

25/05/2009 Con Hta en 5009m. Espera Tie-back Pkr (Baker ZXP Liner packer 7" x 5"), circula normaliza FI max detección de gas 144ugt. Saca Hta. Baja arreglo de Tie back Pkr 7x5 hasta 1601m calibrando DP por tiros.

26/05/2009

Baja Hta de 1601m a 5017.7m (tope PBR packer Inf en 5014.5m). Maniobra ancla packer en 5013.2m (gomas). Prueba sello c/900psi, ok. Libera setting tool y saca Hta a 5005. Presuriza c/ 4100psi, rompe asiento de bola. Circula ( max gas 140ugt). Saca Hta. a 4542m.

27/05/2009 Saca Hta desde 4542m hasta superficie, desarmando por Pzas DP 5" y 3½". aparta setting tool de Baker. alista para cambio de rams a 7".

28/05/2009 Prueba sello compuerta de BOP y sello de BOP con tubo capilar y fibra óptica ( 900psi). torquea 1 Pza de 4½ a conjunto de niple "R", camisa 4½ y 5½, mandril 4½. Prueba niple "r" y camisa 5½" con 7500psi (ok). baja arreglo final hasta 267 m.

29/05/2009 Paja arreglo hasta 1072m ( Prueba sello unión ext con 8000psi) HALL WL baja 1º cal 3.28", 2º ancla mandril tipo "R" , 3º baja Prong enchufa en mandril. c/ hall prueba linea con 8700psi, Obs. caída de 210psi en 25min. repite op con mismo comportamiento.

30/05/2009 C/arreglo en 1072m y tapón anclado en niple "R" presuriza c/ 100-230psi .obs circ por EA. Queda en pesca tapón.. Baja y pesca tapón en 5029m (niple NO GO). Ancla tapón en camisa (180.74m) intenta prueba de arreglo con presión s/e. Saca arreglo a 888m.

31/05/2009 En 888m espera niple "R". Efectúa maniobras de anclaje tapon "R" en camisa s/e( desarma rev tapón "R". Desenrosca en parte sup de camisa ancla tapón agrega niple "R". y prueba c/7500psi)ok. Baja arreglo a 1120m. Instala Fibra Opt (prueba tub c/g h)

01/06/2009 C/arreglo en 1120m instala fibra óptica a sensor mandril DTS 4½. Baja a 1161m instala fibra óptica a sensor mandril DTS 5½. (sin terminar)

02/06/2009 A 1161m, Baker sincroniza filamentos de fibra óptica efectúa fusión de 5 fibras, sistema multimodo(DTS) y s-modo simple (p&t)ok, prueba c/ 7500 psi, ok, cont. Bajando arreglo (prueba tub c/g h)

03/06/2009 Baja arreglo de 1496m a 2269m c/Tubing joint, 7".Baker verifica señal DTS, ok y lectura de sistema modo simple P&T. Fibras 2 y 3 (mandril sup. Dual) ok, fibra 1(mandril inf.) Sin lectura, con señal.@ 1566m, 1976m. Baja tapon "R" y Prong ancla en camisa

04/06/2009 Baja arreglo de 2269 a 3363m c/Tubing. 7" Baker verifica señal sist. Multimodo DTS, ok y lectura de sist. Modo simple (P&T). Mandril sup. Dual: fibra 2(c/ lectura, ok), fibra 3(c/lectura, ok). Mandril inf. Fibra 1(c/ señal, sin lectura),@ 2761 y 3159m

05/06/2009 Baja arreglo de 3363 a 4587m c/tubing j. 7" Baker verifica señal sist. Multimodo DTS, ok y lectura de sist. Modo simple (p&t). Mandril sup. Dual: fibra 2(c/ lectura, ok), fibra 3(c/lectura, ok). Mandril inf. Fibra 1(c/ c/lectura, ok)@ 3561, 3960 y 4357m

06/06/2009 Baja hasta 4943m . Conecta SSSV(prueba apertura y cierre, ok) baja a 4997m. Prueba arreglo hasta +/-3888m (prof. tapón) con 7000psi,ok. Recupera tapón. Efectúa prueba de sensores fibra óptica en 4769m, 4997m.

07/06/2009 Arma y baja colgador de tubería ( ASSY 2217565-23-01) + running tool hasta 5010.79m. Asienta en colgador. Peso al bajar 370kips. Activa seguro de colgador. Prueba agarre tensiona con 20kips ok. Prueba sello de colgador con 10kips ( 20min), ok.


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08/06/2009 Halliburton Wireline baja tapón "R" sure set 4½ a 4118.8m (niple "R"), baja prong, ancla en mandril de tapón "R". Fija packer HPH, 7" en 3935.5m. Prueba sellos por EA c/1000 -1500 -2000 psi,30min, ok, aparta running tool de colgador y ancla BPV y prong

09/06/2009

Desmonta BOPS. Posiciona capilar y FO, instala adaptador 13 5/8" 10mx7 1/16" 10m. Prueba negativa en conex. Línea control backup. Monta y prueba arbolito c/10mpsi, ok coloca control c/chapa seg, prueba, c/10mpsi ok. Trabaja en sincronización filamentos Fibra Óptica.

10/06/2009 Verifica funcionamiento sensores. Recupera Tapón ciego, BPV, y abre camisa SSD 5 1/2" en 3900.2m. Verifica apertura y cambia fi x fluido empaque, 10ppg. Cierra camisa y verifica cierre, ok. Recupera prong (4118.3m), y baja psc tapón "r" 4 1/2" en 100m.

11/06/2009 Saca pescador con tapón "R, abre camisa SSD 4 1/2" en 4119m, coloca válvula BPV y protege arbolito. DLS desarma sondeo 5" sin terminar. Baker trabaja en empalme de filamentos de fibra óptica a salida cabeza pozo.

12/06/2009 Realiza empalme de filamentos de fibra óptica a salida de cabeza de pozo. Desarma tubería de perforación 5", total 180 piezas. Finaliza operaciones e inicia desmontaje de equipo.

9 ANEXOS Anexo A: REGISTRO DE PRESIONES Y TEMPERATURA


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Anexo B: BOP Stack MGR X 3 ( SECC “B”)


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Anexo C: BOP Stack MGR X 3 ( SECC “C”)


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Anexo D: BOP Stack MGR X 3 ( SECC “C” 2)


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Anexo E: PACKER M3 WEATHERFORD


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Anexo F: TAPON RECUPERABLE MODELO 3L HALLIBURTON

PROCEDIMIENTOS PARA BAJAR EL TAPÓN

Antes de bajar el RBP, conecte y desconecte el pescador sobre el punto de pesca para prevenir problemas potenciales.


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Mientras baja la tubería, evitar de girar la misma a la izquierda. Baje un metro más de la zona donde vá a ser fijado, levante hasta la zona donde va a

ser fijado. Rote el Tubing o Drill Pipe media vuelta cada 300mts a la izquierda y asiente el peso

deseado sobre la herramienta, manteniendo la torsión a la izquierda (Cerca de 1tonelada de peso por pulgada de Tpn).

Levante hasta el peso de la misma, y manteniendo la torsión desacóplese del punto de pesca el pescador.

Nota: Tenga cuidado al rotar a la izquierda. Si la herramienta no suelta, ajuste el Tubing y trate nuevamente.

Levante un caño o un tiro y maniobre como para asentar el tapón, esto asegurará que el mismo no esté

colgado al Tubing. Pruebe con presión para asegurar un buen sello.

Procedimientos para librar el tapón

Coloque el Pescador Overshot al Tubing o Drill Pipe. Revise los pescadores y puntos de pesca para detectar fisuras u otro tipo de daño. Bajar la Tubería hasta el punto de pesca, asentar sobre la cabeza de pesca. Traicione entre 2 y 4 toneladas para asegurar que está bien pescado.

Nota: Si existe presión por debajo del tapón, usted probablemente necesite aplicar peso al mismo con la sarta.

Aplique torque a la derecha para liberar el pin de la “J” del tapón y traccione para abrir la válvula equalizadora.

Permita ecualizar las presiones antes de proceder a traccionar la herramienta y espere 10 minutos para que las gomas vuelvan a su posición.

Levante aproximadamente 60 Cms. Y gire la tubería a la derecha para trabar los pines a la posición de bajada.

Mueva la herramienta a la profundidad de fijado, para asegurarse que la misma está libre y pescada.

Haga que la gente del equipo no gire a la izquierda mientras está sacando el tapón del pozo.

Si ha quedado trozos de goma o partes metálicas en el pozo, comunique al cliente inmediatamente.

PRECAUCIÓN: Si SE BAJA LA TUBERIA MAS DE 15 CMS, PUEDE QUE SE DESCUELGUE EL TAPÓN EN ESE MOMENTO, SI ESTO OCURRE NO HAGA OTRA COSA QUE GIRAR A LA DERECHA ANTES DE LEVANTAR LA TUBERIA PARA ASEGURARSE QUE EL TAPÓN CONTINUA PESCADO A LA TUBERIA. NUNCA UTILICE LA LLAVE HIDRÁULICA PARA EL PROCESO DE FIJADO O LIBRADO DEL TAPÓN. ES SUFICIENTE CON UN CUARTO DE GIRO CADA 300 Mts. DE PROFUNDIDAD.


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Anexo G: INFORME DE REGISTRO USIT SCHLUMBERGER 1. Datos Técnicos para registro USIT. El plan de trabajo consiste en correr un registro que permita evaluar lo siguiente:

• Detección de daños o deformaciones tanto internas como externas en cañería. • Espesor de pared y monitoreo de corrosión. • Posibilidad de evaluar topes y características de cemento tras cañería de 9 5/8”.

Las limitantes o condiciones operativas fueron los siguientes:

• Presión mínima de trabajo de 10,000 psi. • Temperatura máxima de trabajo 280°F. • Presencia de un fluido de intervención base agua con densidad máxima de 13.7 ppg.

El registro es en las siguientes cañerías. CAÑERÍA DESCRIPCIÓN PROFUNDIDAD

10 ¾” 65,7 lb/ft ; P-110 ; ANJO 0 – 376 m 9 5/8” 53,5 lb/ft ; P-110 ; AMS/ANJO 376 – 936 m (AMS)

936 - 4130 m (ANJO) 7” – Liner 32 lb/f t; P-110 ; SEC 3919 – 5030 m

2. Comentarios y Conclusiones El registro USIT demuestra buen estado del casing en casi toda esta sección registrada de 927-980 mD a través de los mapas de amplitud, radio y espesores.

Solamente se observan los típicos patrones de fabricación del casing en los mapas del USIT mostrando partes de la pared del casing con ligeramente menos espesor y mayor diámetro.

El USIT y CBL muestran prácticamente cero cemento en todo el intervalo registrado. El USIT muestra una anomalía en la zona 937-939 mD y tiende a confirmar la presencia de una rotura y

separación del casing, a través de la presencia de una cara rugosa en esta zona como de formación y el aumento de radio interno y reducción de espesor (NOTA: en la presencia de alta rugosidad y/o ausencia de pared de casing, los valores absolutos de espesor y radio de la medición ultrasónica no son representativos)

También se registra con el USIT que los tubos del casing son de 11.5 a 12.5 metros de largo, sin embargo el tubo que cubre la zona 937-939 mD ocupa un espacio de 13.9 metros, ayudando en confirmar la presencia de la rotura y separación de aproximadamente 2 metros en el medio de este tubo.

El registro CBL-VDL indica un mayor tiempo de transito, un valor de CBL de casi cero y perdida de arribos de casing en el VDL en la zona 937-939 mD, todos efectos que normalmente indican buena cementación pero en este caso tienden a confirmar la ausencia de casing en estos dos metros.

Se nota que en la configuración del casing existe un cambio de ANS a ANJO justamente a 936 mD y posiblemente este tuvo algo que ver con la rotura del casing en 937-939 mD, aunque el problema parece estar casi en el medio del tubo y no en la junta.

Se recomienda revisar el tally de los tubos del casing a ver si en la zona de 937-939 mD no se instaló algún tubo corto o alguna otra pieza que podría haber causado este problema.

En caso de requerir alguna otra confirmación de la separación del casing, se recomienda la corrida de un caliper de múltiples brazos.

Se observa varios puntos en esta sección de registro entre 2900-2975 mD con hasta un 0.15” menos

espesor en la curva de mínimo espesor (Min. Thickness) El espesor del casing reduce a casi 0.4” en estos puntos. No se observa el mismo efecto en los radios internos, ni en el mapa de amplitud, y estos no muestran

anormalidades en la cara interna del casing. Se deduce que estas zonas de menor espesor están ubicados en la pared externa del casing. Aparentemente no son muy profundas pero se debe tomar en cuenta que el USIT toma muestras sobre

una área de aproximadamente 1 pulgada cuadrada (~ 6.5 cm2 ) y promedia el espesor sobre esta área, por lo tanto si estos son efectos de ‘pitting’ (huecos de diámetro muy pequeños) podrían ser mas profundos.

Como no aparecen en la cara interna del casing, se puede confirmar que no penetran el espesor del casing.


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Sin embargo no se puede confirmar exactamente el tamaño de estos anomalías, ni su profundidad, con mucho mayor exactitud.

Al ser artefactos en la pared exterior del casing es difícil investigarlo mas con las herramientas disponibles.

En las ampliaciones del registro de esta zona de 2900-2975, se observan algunos pequeños puntos en el mapa de espesor que corresponden con las anomalías.

No se observa el mismo efecto en el mapa de amplitud, ni en el mapa de radios. Estos puntos tienden a confirmar que estas anomalías son efectos de ‘pitting’ en la pared exterior.

Se observa muy poco presencia de material sólida detrás del casing hasta 1400 mD En 1400-1800 mD la presencia de material sólida de baja impedancia acústica empieza a aumentar

visiblemente. De 1800-2645 mD se ve la clara presencia de efectos de puentes de material sólida detrás del casing, y

en cada puente se observa material menos denso arriba (color marrón claro) y mas denso en la base (color marrón mas oscuro).

Este efecto de depositación tiene a indicar que el material en la zona 1400-2645 mD probablemente viene de la segregación de los sólidos del lodo en el espacio anular.

Entre 2645-2675 mD se observa muy poca presencia de material sólida. Por debajo de 2675 mD hasta el fondo del pozo, aparece nuevamente buena presencia de material

sólida detrás del casing, pero esta vez la distribución parece mas representativo de cemento bombeado. Se ven varios niveles de probable canalización en el cemento en toda la zona 2675-3650 mD. Se recomienda una comparación del CBL original del pozo y el CBL actual para intentar verificar la

presencia y niveles de depositación de los sólidos del lodo en el espacio anular del casing de 9-5/8”.

3. ZONA DE ROTURA: 927-980 mD

4. Imagen 3D del Registro de Cementación del USIT


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5. Imágenes 3D del Radio Interno del Casing – 935 mD 6. Registro CBL-VDL en la Zona de Rotura

Imagen muestra la anomalía en 937-939 mD y la ausencia de reflejos del metal en esta zona. Encima de la anomalía, a 935 mD, el casing ya muestra su distribución normal de radios internos.


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Carriles de izquierda a derecha:

GR, tiempo de transito de la señal acústica (suma del tiempo de viaje en el lodo y en un tramo de 3 pies de casing)

Tensión del cable Amplitud del CBL Imagen de la onda sónica VDL

Análisis: El tiempo de transito es constante y en el rango de 315 +/- 20 us esperado para este casing. El tiempo de transito aumenta a 370 us en la zona 936.5-939.5 m, indicando mayor diámetro

de casing y/o menor velocidad del sonido en el material externo. CBL muestra valores indicativo de prácticamente cero cemento en todo esta sección de

registro, pero baja a cero en la zona 937-939 m indicando excelente cemento o algún problema del casing.

VDL muestra muchos arribos de casing en todo este registro confirmando la ausencia de cemento, pero en la sección 937-939 m se reducen los arribos de casing indicando posibilidad de daño del casing o de un hueco.

El GR también aumenta ligeramente en la zona 937- 939 m sugiriendo mejor exposicion a la formacion y un problema de casing.

7. Registro USIT en la Zona de Anomalías : 2900-2975 mD


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Se observan varios puntos en esta sección de registro entre 2900-2975 mD con hasta un 0.15” menos espesor en la curva de mínimo espesor (Min. Thickness) • El espesor del casing reduce a casi 0.4” en estos puntos. • No se observa el mismo efecto en los radios internos, ni en el mapa de amplitud, que muestran anormalidades en la cara interna del casing. • Se deduce que estos zonas de menor espesor están ubicados en la pared externa del casing. • Aparentemente no son muy profundas pero se debe tomar en cuenta que el USIT toma muestras sobre una área de aproximadamente 1 pulgada cuadrada (~ 6.5 cm2 ) y promedia el espesor sobre esta área, por lo tanto si estos son efectos de ‘pitting’ (huecos de diámetro muy pequeños) podrían ser mas profundos. • Como no aparecen en la cara interna del casing, se puede confirmar que no penetran el espesor del casing. • Sin embargo no se puede confirmar exactamente el tamaño de estos anomalías ni su profundidad con mucho mayor exactitud. • Al ser artefactos en la pared exterior del casing es difícil investigarlo mas con la herramientas disponibles.


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Anexo H: CORTADORES DE CASING A-1 M23 Los cortadores de casing A-1 M23-M24 (A-1 M23-M24 casing cutters) de accionamiento hidráulico de Weatherford cortan limpiamente un amplio rango de tamaños y peso de casing sin requerir equipo especial de superficie, poniendolos entre las herramientas más versátiles y fáciles de operar de su clase. El cortar tubería de cualquier tamaño dentro del rango de la herramienta en uso requiere sólo del cambio de cuchillas. La mesa rotaria, el top drive, la cabeza rotativa (power swivel), o el motor de fondo pueden suministrar potencia rotatoria para estas herramientas de corte de tuberia extremadamente resistentes y eficientes. Todos los cortadores pueden ser corridos directamente con la tubería de perforación (drillpipe) o con los collares de perforación (drill collars); sin embargo, Weatherford recomienda limitar el uso de los collares para aplicaciones para las cuales se requiera peso adicional, tales como cortar desde una embarcación flotante. Los cortadores de tubería A1 de Weatherford son productos de la tecnología MillSmartSM, un enfoque de ingeniería al proceso de moler que involucra una amplia gama de productos probados, servicios y recursos técnicos desarrollados y perfeccionados por el mayor y más experimentado proveedor de servicios para la molienda y la pesca en el mundo. Aplicaciones Corta limpiamente un amplio rango de tamaños y pesos de casing sin requerir equipo especial de superficie. Características, ventajas y beneficios

Los cortadores de tubería A1 M23 y M24 no requieren de equipo especial de superficie. La simplicidad y un mínimo de partes funcionales hacen que estos cortadores sean eficientes, versátiles, y resistentes.

El accionamiento hidráulico hace a estos cortadores eficientes y de fácil uso.

El exclusivo buje indicador provoca una caída de presión diferente, dando una indicación obvia e inconfundible de que el corte está completo.

Todas las partes principales están fabricadas de una aleación de acero de calidad especial, tratada térmicamente, lo que extiende la vida útil de la herramienta y la mantiene intacta bajo las más duras condiciones operativas. Las partes internas están hechas de acero inoxidable de alta resistencia a la corrosión. Todas las cuchillas están provistas de carburo de tungsteno de la más alta calidad disponible.


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Especificaciones


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PROCEDIMIENTO PARA HERRAMIENTA DE CORTE EL CLIENTE PROVERA, TODA INFORMACION REFERENTE AL POZO: Casing: Diámetros, tipo y peso. Datos técnicos de las herramientas a ser cortada. WEATHERFORD PROVERA: Datos técnicos de las herramientas a ser utilizadas en la operación, adjuntar información y dibujos de las herramientas, fotos, etc. Listado, certificación y chequeo previo a el envío a la locación de las herramientas. PROCEDIMIENTO DE TRABAJO: Recomendaciones: Verifique que los componentes del cortador correspondan al casing o tubo que deberá cortar. Que este todo debidamente ajustado. Efectuar charla de seguridad, lectura del AST y armado de las herramientas con personal involucrado en la operación. El proceso de armado de las herramientas corresponderá al desarrollado en los AST . Después de haber ubicado el cortador. marque el vástago y gire el mismo con 15 Rpm , accione la bomba de lodo ,con una presión predeterminada en el manual del cortador , observara incremento del torque en las cuchillas , coloque a las RPM recomendadas entre 30 y 50 RPM .Con el cero en el indicador de peso verifique el torque en la sarta e incremente el caudal. Continúe cortando hasta el diámetro predeterminado, este podrá ser indicado por un brusco descenso de la presión de la bomba. y cambios en los parámetros de torque, además circulación entre los tubos después de que el caño es cortado. Saque la bomba y profundice 1 pie el cortador, levante la sarta para sacar el cortador del pozo. ARREGLO DE FONDO :

CORTADOR HIDRAULICO DE INTERIOR ESTABILIZADOR O.D. AL DRIFHT 1 DRILL COLLAR REDUCCION SONDEO CABEZA DE INYECCION,VASTAGO


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Anexo I: PROGRAMA DE REPARACION DE CAÑERIA 1 Introducción Este programa ha sido elaborado con el objetivo de garantizar la integridad de la cañería de producción de 9 5/8” – 10¾” que resulto dañada en el pozo original, por causas que están siendo investigadas y merecerán reportes posteriores. 1.1 Antecedentes El pozo MGR-X3 inicio perforación en fecha 22/02/1999 y fue terminado con arreglo de completación temporal el 17/02/2000, inicio producción en fecha 06/01/2005 y fue cerrado el 04/10/2006 luego de haberse efectuado registro de corrosión que indicaban daño en la tubería de producción, por lo que se decidió efectuar una reparación para cambiar esta por tubos de acero inoxidable (sCR13), bajar un arreglo de completación inteligente que permita seleccionar la producción desde las arenas H1b y H2 en forma individual o conjunta. Durante las operaciones de reparación, luego de haber recuperado parcialmente la completación hasta el packer recuperable de producción de 9 5/8” (hidráulico, tipo PHL), al estar bajando overshot de 8 1/8” para pescar este desde el PBR, observo restricciones para pasar en ± 937m, por lo que se decidió proseguir con cautela, se tomaron registros y se comprobó una separación de ± 2m entre 937 y 939m, por lo que se decidió reprogramar las operaciones del pozo a modo de asegurar la integridad de la cañería de producción, con la intención de mantener los diámetros internos de la misma, debido a que la bajada del equipo de completación inteligente será bajado con líneas de control que requieren un diámetro mínimo de 8.5” que es el que tenia la cañería de producción en ese momento. Se programo inicialmente la recuperación de la cañería desde 937m hasta superficie y posteriormente, al ver indicios de desgaste anormal en el registro de corrosión en la cañería debajo del punto de corte, se decidió ir a cortar y recuperar hasta tener garantizado el buen estado de la misma. Utilizando cortador HidroBoost de Weatherford se logro cortar y recuperar cañería de 9 5/8” hasta 1544m en diferentes operaciones, logrando detectar fisuras en 2 piezas de cañería de 9 5/8”, 53.5 lpp, P-110, AMS (adicionales a la que estaba a la altura de la separación, que era similar), por lo que se recupero toda la cañería con esta rosca (AMS) hasta ± 1303m y luego se cortaron 20½ piezas de cañería 9 5/8”, 53.5 lpp, Q-125, NJO, las mismas que no presentaron daño. Para evitar la perdida de diámetro (que perjudicaría en la bajada de la completación inteligente), se decidió utilizar un external casing patch combinado con un swell packer (que aseguraría la integridad de la cañería por detrás de esta).


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935 m

BP = +/- 938 m

F = +/- 980 m

F = +/- 986 m PZA N° 50

F = +/- 988 m

PC = +/- 1021 m

F = +/- 1161 m PZA N° 64

PC = +/- 1304 m

PC = +/- 1388 m

PC = +/- 1544 m

PC = PUNTO DE CORTEF = FISURA

3.0m

1.2 Descripción y características de las herramientas a usar Casing Patch Se utilizara un casing patch Logan de 9 5/8” tipo Packer, tipo L de 7000 psi, provisto por Baker Oil Tools, cuyas características principales están descritas a continuación:


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Este casing patch, esta diseñado para retener hasta 7000 psi de presión diferencial desde dentro y desde afuera y no restringe el diámetro interno de la cañería según la grafica adjunta. Swell Packer La instalación de un packer hinchable (Swell Packer) permite el aislamiento en agujero abierto o en el espacio anular de pozos. Normalmente, se requiere un aislamiento confiable y permanente en el espacio anular para pozos completados. El Swell Packer a utilizar será un Halliburton EasyWell WBM 9 5/8” construido en un tubo de 9 5/8”, 47 lpp, P-110 de ± 5m de largo, al cual se le ha maquinado rosca SEC Premium y será corrido con cross overs de esta rosca a ANJO, que es la rosca de la cañería que será corrida en el pozo. El mecanismo de hinchamiento de este packer es la de expansión en contacto con hidrocarburos, para lo cual se balanceara volúmenes de diesel oil y solvente alrededor del mismo para activarlo y se estima que demore ± 7 días hasta quedar completamente hinchado. Su instalación no requiere ninguna operación o manipulación, lo que ahorra tiempo y mejora la confiabilidad. Sus características principales están descritas a continuación:


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1.3 Fluidos a utilizar Se utilizara tres tipos de fluido para la operación: Fluido de empaque El fluido de empaque tendrá como base el lodo que se esta utilizando en este momento, formiato de sodio, tratado con 3 lpb de carbonato de potasio y 0.05 lpb de MI Cide. K Max Se utilizara 2 píldoras de 10.5 lpg de 10 bbl cada una, de este producto que es un gel polímetro crosslinkeado encima y debajo de los baches de diesel y solvente que se balancearan alrededor del swell packer para activarlo. Para preparar esta píldora se utilizará salmuera base de KCl de 9.7 lpg + 80 lpb de carbonato de calcio. Pruebas de laboratorio han demostrado que subiendo el la densidad de las píldoras de K Max plus encima de 10.5 lpg reduce la efectividad de sello deseada para evitar la migración de diesel a superficie. En la grafica a continuación se puede ver la reacción de sello que ofrece y la aislación en una prueba piloto efectuada en laboratorio.


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Diesel Se utilizara en total 6.5 bbl de diesel, el mismo que hará actuar el sistema de hinchamiento del swell packer. 2. OPERACIONES 2.1 Seguridad, Salud y Medio Ambiente y calidad Todas las actividades deberán ser planeadas y ejecutadas tomando en cuenta la seguridad del personal, salud y protección del medio ambiente acordes a OHSAS 18001 e ISO 14001. Las Políticas y Procedimientos de Construcción de Pozos de REPSOL YPF serán empleadas como el documento gobernante de las operaciones a desarrollar. Los Planes de Respuestas ante Emergencias deberán ser desarrolladas teniendo en cuenta las condiciones locales de operación. Un documento conjunto será preparado uniendo las Políticas y Normas de REPSOL YPF con aquellas del Contratista de Perforación. El Plan de respuesta ante Emergencias deberá incluir las siguientes situaciones:

Plan de Respuesta ante Emergencias Médicas Plan de Control de Pozo Plan de Respuesta ante descontrol de pozo Plan de Respuesta ante Derrames de Petróleo

2.2 Secuencia de Operaciones

2.2.1 Bajar TR recuperable 9 5/8”, probar hermeticidad y balancear arena protectora

Con el objeto de garantizar la seguridad del pozo cuando haya que levantar los BOP’s para colgar la cañería de 9 5/8”-10¾” que remplazara a la dañada, se bajara un tapón retenedor recuperable de 9 5/8”, Halliburton tipo ML3 para rango de cañería de 29,3 – 53.5 lpp y se fijara en ± 3750m, luego de anclaje, desenganchar setting tool y cerrar rams de medida, probar sello de tapón con 2000 psi sobre las cañerías de 9 5/8” y 13 3/8” expuestas.

Posteriormente, utilizando camión bombeador, balancear tapón de arena de 12 lpg encima del TR utilizando 8 bbl de mezcla gelificada preparada con salmuera KCl de 9.7 lpg + 2.7 lpb de Barazan D plus dosificado con 11 sacos de arena Sinterlite 20/40 mesh. Como espaciadores, se bombearan 10 bbl por delante y 4 bbl por detrás de píldora viscosa preparada con salmuera KCl de 9.7 lpg.

2.2.2. Bajar junk master (skirted mill) y conformar cañería cortada en ± 1544m

Se armará arreglo de conformación con zapato calzado (Canfield Bushing) con buscador y fresa convexa en el interior, bajara hasta la profundidad de tope de corte en cañería de 9 5/8” y conformara con rotación hasta lograr un avance de ± 5 cm.

2.2.3. Bajar cañería combinada 9 5/8”-10¾” con casing patch y swell packer

Se bajara el casing patch Logan de 9 5/8” tipo Packer, tipo L de 7000 psi, provisto por Baker Oil Tools + 7 piezas de cañería de 9 5/8”, 53.5 lpp, P-110, ANJO + swell packer Halliburton EasyWell WBM 9 5/8” + 66 piezas de cañería anterior + XO 9 5/8” ANJO x Tenaris Blue + 27 piezas cañería 9 5/8”, 53.5 lpp, P-110, Tenaris Blue + XO 9 5/8” TB x 10¾” ANJO + 12 piezas de cañería 10¾”, 65.7 lpp, P-110, ANJO hasta ± 1542m.

Recordar de espaciar adecuadamente la cañería de modo que se tenga el espacio suficiente para enganchara adecuadamente el casing patch y no dejar una cupla de cañería de 10¾” en


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el colgador. De la misma manera, antes de iniciar a bajar la cañería, recordar la remoción del wear bushing. Se instalaran 2 centralizadores flexibles una pieza encima y una pieza debajo del swell packer.

2.2.4. Desplazamiento de fluido de empaque y activadores de swell packer

Con la punta del casing patch a ± 2 m encima del punto de enganche, bombeara 250.5 bbl de fluido de empaque de 13.7 ppg con tratamiento explicado anteriormente + 10 bbl de píldora de K Max plus de 10.5 ppg + 6.5 bbl de diesel + 10 bbl de K Max plus de 10.5 ppg y se desplazara con 338.5 bbl de lodo de 13.7 ppg y 35 bbl de agua.

Para esta operación, se utilizara el camión bombeador para tener un control preciso de los volúmenes a enviar y desplazar. Las píldoras serán preparadas en recirculador a manera de garantizar el buen mezclado y eficiencia.

2.2.5. Empalme y aseguramiento del casing patch

Luego de completar el desplazamiento, bajar hasta punto de enganche en ± 1544m, cuando encuentre resistencia, se debe rotar lentamente mientras se baja con cuidado, siendo esta operación la más importante para garantizar el buen funcionamiento de la herramienta.

Se debe continuar bajando con cuidado y rotando lentamente hasta que la superficie de la cañería toque el hombro superior del Grapple Carrier provisto con este propósito. Esto se puede determinar levantando en este punto la cañería para quitar su peso del casing patch permitiendo que el torque baje.

Una vez que la cañería ha sido empalmada, aplique 35,000Lb de peso sobre el casing patch para asegurar el empalme y para energizar los sellos del casing patch packer. Pruebe el acoplamiento tensionando con 30,000Lb y el casing patch no debería moverse, en caso de que se produzca una desconexión, repita la operación.

Para probar la hermeticidad del casing patch, aplique 2,000 psi en la cañería y registre por 15 minutos, si el sello pierde, aplique 50,000Lb de peso en intervalos de 5,000Lb. Si todo sale OK, tensione 80,000Lb sobre casing patch y con esa tensión cuelgue la cañería de 10¾”.

NOTA:

Antes de aplicar presiones altas, es preferible reducir el peso a un 40% de la carga de asentado, una vez que los sellos han sido energizados, no requerirán ninguna carga para mantenerlos en su posición adecuada. Usualmente la tensión necesaria para asentar las cuñas es más que necesaria y se debe evitar tensiones innecesarias.

Si por cualquier razón se quisiera desenganchar y sacar el casing patch, golpee firmemente hasta que el tope de el Grapple Carrier se junte con el top sub, esto romperá el sello entre el exterior de el Grapple y el Grapple Carrier. Después de golpear hacia abajo, suba lentamente mientras rota suavemente hacia la derecha hasta que logre sacar el casing patch fuera de la cañería.

2.2.6. Levantar BOP’s y Colgar cañería

Luego de haber asegurado el empalme correcto del casing patch y probado su hermeticidad con 2000 psi, levantar BOP’s y colgar la cañería de 10¾” de acuerdo a los procedimientos de Cameron. Terminado este trabajo, apartar el drilling spool espaciador que se tiene actualmente e instalar la sección “C” definitiva de 13 5/8”-10000 psi, instalar nuevamente stack de preventores y probar hermeticidad de acuerdo a procedimientos de Repsol YPF.


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Alturas Presión(metros) Anular (psi)

55m 30" CSG

250,22 Bbl Lodo 1.374,90 3.213,67TOC +/- 500

10 Bbl K-Max 52,50 94,05

2,5 Bbl Diesel 13,13 15,671252m 20" CSG 1,5 Bbl Diesel 7,88 9,40

2,5 Bbl Diesel 13,13 15,67

10 Bbl K-Max 52,50 94,05

30 m de F. Empaque 30,00 70,12(5,71 bbl)

1544m +/- 1 m Desplaz. 373,34 Bbl

Presión Anular 3.512,65TOC +/- 2600

2993 m 13 3/8" CSG

10 m. CAP 13 3/8" - 9 5/8" 0,19047 bbl/mCAP 9 5/8" 0,23199 bbl/m

3750 m Tapón recuperable CAP 13 3/8" - 10 3/4" 0,11747 bbl/mCAP 10 3/4" 0,29106 bbl/m

3919 m. TOL CALCULO DE PRESIONES

4136m. 9 5/8" CSG shoePresión Anular 3.512,65 psiPresión Int. (13,7ppg) 3608,92 psiDiferencial Anular -96,27 psi

Presión Interior con 120 mtr de Agua 3498,98 psiDiferencial a favor del espacio anular de: 13,67 psi

5037m.Se necesitará desplazar con 338,34 bbl de lodo

35 bbl de aguaSECUENCIA DE BOMBEO:1. Bombear 250,22 bbl de Fluido de Empaque 13,7 ppg.2. Bombear 10 bbl de K-Max 10,5 ppg.3. Bombear 6,5 bbl de D.O. 7 ppg.4. Bombear 10 bbl de K-Max 10,5 ppg.5. Bombear 338,34 bbl de Lodo 13,7 ppg para Desplazamiento.6. Bombear 35 bbl de Agua 8,33 ppg para finalizar el desplazamiento.

7 canerias por debajo del Swellpacker2 centralizadores encima y debajo del Swellpac

IMPORTANTE159,73 m de caneria de 10 3/8OD elastomero = 11,87"

1461,5m1448,4

1440,5m1427,4m

1374,9m

1514 m

CSG 10 3/4" @ 159,73 m

2.2.7. Limpiar arena y pescar TR

Como ultimo punto, antes de ir a reanudar las operaciones de work over, se bajara pescador, limpiara bache de arena, normalizara fluido de intervención y pescara tapón retenedor recuperable 9 5/8”, Halliburton tipo ML3 anclado en ± 3750m.

2.3. Esquema de pozo en operación de Casing Patch


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2.4. Tally de cañería 9 5/8” -10 ¾”

Nº DETALLE LONGITUD ACUMULADO 1570.00 CASING PACHT DE BAKER 1.67 1.67 1,568.33

1 9.5/8 ANJO 13.38 15.05 1,554.952 9.5/8 ANJO 12.97 28.02 1,541.983 9.5/8 ANJO 13.85 41.87 1,528.134 9.5/8 ANJO 13.64 55.51 1,514.495 9.5/8 ANJO 13.76 69.27 1,500.736 9.5/8 ANJO 13.85 83.12 1,486.887 9.5/8 ANJO 13.03 96.15 1,473.85

SWELLPACKER 7.72 103.87 1,466.138 9.5/8 ANJO 13.81 117.68 1,452.329 9.5/8 ANJO CAMBIO 13.31 POR 13.32 13.32 131.00 1,439.00

10 9.5/8 ANJO 13.86 144.86 1,425.1411 9.5/8 ANJO 12.81 157.67 1,412.3312 9.5/8 ANJO 13.94 171.61 1,398.3913 9.5/8 ANJO 13.58 185.19 1,384.8114 9.5/8 ANJO 13.73 198.92 1,371.0815 9.5/8 ANJO 13.97 212.89 1,357.1116 9.5/8 ANJO 13.81 226.70 1,343.3017 9.5/8 ANJO 13.43 240.13 1,329.8718 9.5/8 ANJO 13.76 253.89 1,316.1119 9.5/8 ANJO 13.64 267.53 1,302.4720 9.5/8 ANJO 13.55 281.08 1,288.9221 9.5/8 ANJO 13.35 294.43 1,275.5722 9.5/8 ANJO 13.34 307.77 1,262.2323 9.5/8 ANJO 13.23 321.00 1,249.0024 9.5/8 ANJO 13.85 334.85 1,235.1525 9.5/8 ANJO 13.83 348.68 1,221.3226 9.5/8 ANJO 13.93 362.61 1,207.3927 9.5/8 ANJO 14.01 376.62 1,193.3828 9.5/8 ANJO 13.29 389.91 1,180.0929 9.5/8 ANJO 13.93 403.84 1,166.1630 9.5/8 ANJO 13.36 417.20 1,152.8031 9.5/8 ANJO 13.99 431.19 1,138.8132 9.5/8 ANJO 12.35 443.54 1,126.4633 9.5/8 ANJO 13.76 457.30 1,112.7034 9.5/8 ANJO 13.97 471.27 1,098.7335 9.5/8 ANJO 13.53 484.80 1,085.2036 9.5/8 ANJO 13.85 498.65 1,071.3537 9.5/8 ANJO 13.21 511.86 1,058.1438 9.5/8 ANJO 13.14 525.00 1,045.0039 9.5/8 ANJO 12.88 537.88 1,032.1240 9.5/8 ANJO 13.21 551.09 1,018.9141 9.5/8 ANJO 13.50 564.59 1,005.4142 9.5/8 ANJO 13.76 578.35 991.6543 9.5/8 ANJO 13.12 591.47 978.5344 9.5/8 ANJO 12.92 604.39 965.61


- 86 -

45 9.5/8 ANJO 13.56 617.95 952.0546 9.5/8 ANJO 13.80 631.75 938.2547 9.5/8 ANJO 13.39 645.14 924.8648 9.5/8 ANJO 13.48 658.62 911.3849 9.5/8 ANJO 13.26 671.88 898.1250 9.5/8 ANJO 13.08 684.96 885.0451 9.5/8 ANJO 12.75 697.71 872.2952 9.5/8 ANJO 12.70 710.41 859.5953 9.5/8 ANJO 13.99 724.40 845.6054 9.5/8 ANJO 12.31 736.71 833.2955 9.5/8 ANJO 13.32 750.03 819.9756 9.5/8 ANJO 13.06 763.09 806.9157 9.5/8 ANJO 12.32 775.41 794.5958 9.5/8 ANJO CAMBIO POR OTRA IGUAL 13.55 788.96 781.0459 9.5/8 ANJO CAMBIO POR OTRA IGUAL 13.66 802.62 767.3860 9.5/8 ANJO 12.98 815.60 754.4061 9.5/8 ANJO 13.85 829.45 740.5562 9.5/8 ANJO 13.53 842.98 727.0263 9.5/8 ANJO 13.83 856.81 713.1964 9.5/8 ANJO 13.80 870.61 699.3965 9.5/8 ANJO 13.55 884.16 685.8466 9.5/8 ANJO 13.71 897.87 672.1367 9.5/8 ANJO 13.91 911.78 658.2268 9.5/8 ANJO 13.79 925.57 644.4369 9.5/8 ANJO 12.85 938.42 631.5870 9.5/8 ANJO 13.87 952.29 617.7171 9.5/8 ANJO 13.58 965.87 604.1372 9.5/8 ANJO CAMBIO 13.83 POR 13.73 13.73 979.60 590.4073 9.5/8 ANJO CAMBIO 13.35 POR 13.40 13.40 993.00 577.00

CROSS OVER 9.5/8 ANJO(P) X 9.5/8TBLUE (B) 4.41 997.41 572.5974 9.5/8 TBLUE 14.43 1,011.84 558.1675 9.5/8 TBLUE 14.45 1,026.29 543.7176 9.5/8 TBLUE 14.31 1,040.60 529.4077 9.5/8 TBLUE 14.30 1,054.90 515.1078 9.5/8 TBLUE 14.42 1,069.32 500.6879 9.5/8 TBLUE 14.45 1,083.77 486.2380 9.5/8 TBLUE 14.44 1,098.21 471.7981 9.5/8 TBLUE 14.44 1,112.65 457.3582 9.5/8 TBLUE 14.14 1,126.79 443.2183 9.5/8 TBLUE 14.32 1,141.11 428.8984 9.5/8 TBLUE 14.43 1,155.54 414.4685 9.5/8 TBLUE 14.44 1,169.98 400.0286 9.5/8 TBLUE 14.45 1,184.43 385.5787 9.5/8 TBLUE 14.44 1,198.87 371.1388 9.5/8 TBLUE 14.45 1,213.32 356.6889 9.5/8 TBLUE 14.45 1,227.77 342.2390 9.5/8 TBLUE 14.45 1,242.22 327.7891 9.5/8 TBLUE 14.44 1,256.66 313.3492 9.5/8 TBLUE 14.43 1,271.09 298.9193 9.5/8 TBLUE 14.43 1,285.52 284.48


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94 9.5/8 TBLUE 14.44 1,299.96 270.0495 9.5/8 TBLUE 14.43 1,314.39 255.6196 9.5/8 TBLUE 14.47 1,328.86 241.1497 9.5/8 TBLUE 14.26 1,343.12 226.8898 9.5/8 TBLUE 14.44 1,357.56 212.4499 9.5/8 TBLUE 14.44 1,372.00 198.00

100 9.5/8 TBLUE 14.44 1,386.44 183.56 CROSS OVER 9.5/8TBLUE (P) X10.3/4 ANJO(B) 1.41 1,387.85 182.15101 10.3/4 ANJO 11.11 1,398.96 171.04102 10.3/4 ANJO 14.02 1,412.98 157.02103 10.3/4 ANJO 14.03 1,427.01 142.99104 10.3/4 ANJO 14.23 1,441.24 128.76105 10.3/4 ANJO 13.42 1,454.66 115.34106 10.3/4 ANJO 11.65 1,466.31 103.69107 10.3/4 ANJO 11.24 1,477.55 92.45108 10.3/4 ANJO 14.06 1,491.61 78.39109 10.3/4 ANJO 14.12 1,505.73 64.27110 10.3/4 ANJO 13.96 1,519.69 50.31111 10.3/4 ANJO 13.58 1,533.27 36.73112 10.3/4 ANJO 14.31 1,547.58 22.42113 10.3/4 ANJO REMPLAZA EL CORTE 13.40 1,560.98 9.02114 10.3/4 ANJO REMPLAZA EL CORTE 13.10 1,574.08 -4.08


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Block: Caipipendi Casing Size: Existing Wellhead:Field: Margarita 30", 101lbs/ft, X-46, Welded Conductor 11"-10M x 3.1/16"-10M X-Mass three Cameron type FSLDrilling Rig : PARKER DRIL. CO. 21 20", 133 lbs/ft , K-55, BTC, STC Tubing Hanger 11"X 4½"-10M, tipo CC-A Top 3½" RTSDate Spudded: 22 de Febrero de 1999 13⅜", 72 lbs/ft, P-110, NJO 13⅝"-10M x 11"-10M, S-B-PP Date Completed: 17 de Febrero de 2000 10¾", 65.7 lbs/ft, NJO, P-110. 21¼"-5M x 13⅝"-10M, S-11-PPDate Rig Re-Entry: 9⅝", 53.5 lbs/ft, P-110, NJO 21¼" - 5M, MCE TYPE "S" CC-A, CSG SLIP "SB-3A-5"Max Inclination: 18.83 deg @ 5211.70 m. 7", 32 #/', P-110, SEC, Top Liner @ 3918.64 m.Packer Fluid: NaCl Satured Salwater (10PPG.) String:GL/RT Elevation: 567 / 574.92 m. 4½", 15.5 lbs/ft, P-110, PJD RT to GL: 7,92 m. 3½", 10.3 lbs/ft, P-110, RTS-8

STATUS DESCRIPTION DEPTH(m.) CURRENT WELL SCHEMATIC ITEM SDTC

(m.)LENGTH

(m) JTS. DESCRIPTION OD (")

ID (")

CONDUCTOR CASING 30" 55,0156,00 12 PZAS. CASING 10¾", 65.7 #/', NJO, P-110.

TOC 500,0

25 PZAS. BLUE, TN 140 HC.

70 PZAS. CASING 9⅝", 53.5#/', Q-125, ANJO.

SURFACE CASING 20" 1252,0

1464,43 SWELL PACKER WBM 47 #/' HALLIBURTON

BOCA DE CASING 9⅝" 1544,0 1568,30 EXTERNAL CASING PATCH 7 M BAKER HUGUES

FIRST INTERMEDIATE CASING 13⅜" 2993,0

LINER TOP 7" 3918,6

SECOND INTERMEDIATE CASING 9⅝" 4136,0 20 5.109,00 0,97 1 7 " Perma Series Packer Wire Line set 5,875 4,000H 1B @ 4140 m. PERFORATE 4140 - 4365 m. 19 5.109,97 2,18 1 Mill out Extension 4 1/2" 8 UN Px B 4,938 4,050

BHP 9200 psi. 18 5.112,15 0,17 1 Adapter 4 1/2" 8 UN Px 3 1/2" cs Hydrill P 4,938 2,922BHT 230 °F. 17 5.112,32 1,80 1 Pup Joint 3 1/2" Cs Hydrill 6 ft 3,915 2,992

16 5.114,12 1,76 1 Flow Coupling 3 1/2" Cs hydrill BxP 3,000 2,87015 5.115,88 0,37 1 X Landing Nipple 3 1/2" Cs Hydrill BxP 10000 psi 3,900 2,750

E CP 14 5.116,25 3,02 1 Pup Joint 3 1/2" Cs hydrill BxP 10 ft 3,915 2,99213 5.119,27 0,22 1 X over 3 1/2' Cs Hydrill B x 2 7/8" P 4,500 2,44012 5.119,49 9,50 1 Tubing Steel 2.⅞" N-80 6,50 lb/ft. Cs Hydrill 2,875 2,44111 5.128,99 0,25 1 X over 2 7/8"Cs Hydrill Bx 8 rd P 3,230 2,44010 5.129,24 0,88 1 Flow Coupling 2 7/8" 8 rd Bx P 2,800 2,440

CASING 7" 5037,0 9 5.130,12 0,13 1 Coupling 8 rd 3,640 -8 5.130,25 0,24 1 X Landing Nipple 2 7/8" BxP 3,230 2,3137 5.130,49 0,90 1 Flow Coupling 2 7/8" 8 rd Bx P 3,700 2,440

TRAPED PRESSURE 6 5.131,39 0,24 1 X over 2 7/8" 8 rd B x 2 7/8"Cs hydrill P 3,700 2,440BETWEEN TWO 5 5.131,63 9,50 1 Perforated Joint 2 7/8" Cs hydrill ( B X P) 3,200 2,441

PLUGS ± 10000 psi. 4 5.141,13 2,99 1 Pup joint 2 7/8" Cs hdrill BxP 10 ft 3,200 2,441H 2 @ 5099 m. 3 5.144,12 0,33 1 XN Landing Nipple 2 7/8" Cs hydrill BxP 3,200 2,201

OH 8½" From 5037 m. to 5130 m. 5130,0 2 5.144,45 1,82 1 Pup Joint 2.7/8" Cs hydrill BxP6 ft 3,200 2,441BHP 10500 psi. 1 5.146,27 0,17 1 Wire Line Re-entry Guide 2 7/8" CS hydrill (B) 4,470 2,400

Versión: BHT 270 °F 5.146,44Workover 2009Date: Restos TM. en 5360 m. 5360,0Abril 21, 2009 OH 6" TD 5445 m. 5445,0

7 PZAS. CASING 9⅝", 53.5#/', Q-125, ANJO.

POST DRILLING - CURRENT WELL SCHEMATIC WELL MGR.x-3

20

3

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15

Anexo J: PROGRAMA DE LIMPIEZA E INSTALACION DE PACKER TIW TIPO SN-AT 1 Introducción Este programa ha sido elaborado con el objetivo de garantizar la integridad del pozo asegurando una segunda barrera para la cañería de producción de 9 5/8” – 10¾” instalada actualmente y que en este momento solo esta aislada de las arenas productoras Huamampampa H1b y H2 por medio de packer de liner 7 5/8”, 33.7 lpp x 9 5/8”, 53.5 lpp Baker modelo ZXP (ver especificación en anexos). 2 Esquema de pozo


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3 Descripción y características de la herramienta a usar Liner Packer SN10 AT El Liner Packer SN10 AT de TIW es usado para varias funciones importantes en aplicaciones de tope de liner, esta vez la mas importante es la de asegurar sello primario que evita filtraciones causadas por altas presiones de gas, además de tener un receptáculo pulido para sellos. Las partes componentes del conjunto del liner packer son: • TIW SN-AT Liner Packer: Packer diseñado para proveer un sello primario para alta presión en el

tope del liner, esté cementado o no. Puede ser corrido con drill pipe o casing y es asentado en el receptaculo (PBR) provisto en el tope del liner. En muchas aplicaciones se usa con un receptáculo (PBR) tipo LG para futuras corridas de Tie-Back o reparaciones.

• TIW LG-6 Setting Collar con RPOB Profile: Combina las características básicas de un perfil de

asentamiento con un receso para RPOB y un receptáculo para futuras corrida de liner tie-back. • TIW LN Setting Tool: Es usado para correr y asentar liners y hackers, tiene una rosca que suelta

con rotacion derecha que une la sarta de trabajo con el liner o packer. • TIW Bushing Recuperable tipo B y Nipple de extensión pulido: Provee un sello positivo entre la

herramienta de asentamiento y el liner ,el cual mantiene asegurada la presión y circulación, obtiene un sello resistente a altas temperaturas y presiones diferenciales en cualquier dirección.


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4 Seguridad, Salud y Medio Ambiente y calidad Todas las actividades deberán ser planeadas y ejecutadas tomando en cuenta la seguridad del personal, salud y protección del medio ambiente acordes a OHSAS 18001 e ISO 14001. Las Políticas y Procedimientos de Construcción de Pozos de REPSOL YPF serán empleadas como el documento gobernante de las operaciones a desarrollar. Los Planes de Respuestas ante Emergencias deberán ser desarrolladas teniendo en cuenta las condiciones locales de operación. Un documento conjunto será preparado uniendo las Políticas y Normas de REPSOL YPF con aquellas del Contratista de Perforación. El Plan de respuesta ante Emergencias deberá incluir las siguientes situaciones:


5 Secuencia de Operaciones

5.1. Correr los mills para limpieza y acondicionamiento

Con el objeto de garantizar la buena operación de los sellos del packer a bajar, se debe realizar una carrera con dresser y polished mill en el PBR del packer de liner 7 5/8”, 33.7 lpp x 9 5/8”, 53.5 lpp Baker modelo ZXP actualmente instalado y pulir el interior del receptáculo para asegurarse de no tener residuos de cemento o cualquier cuerpo fijado al interior del receptáculo que impida la efectiva entrada de los sellos. Usando el check list del equipo de Baker, chequear que todos los materiales de la corrida del “Polished Mill Assemby”, estén en locación y en buenas condiciones. Registrar todas las medidas relevantes del Equipo – Longitudes, OD’s, ID’s etc. Verificar que todas las medidas de los equipos que van hacer corridos en el Pozo son las correctas y similares a las calibraciones realizadas en la Base de Baker. Anotar el número total de tiros de Drill Pipe que se tenga parado en el peine del taladro y asegurarse que ha sido calibrado/conejeado con el tamaño apropiado. Confirmar con el tally del Company Man o con el tally del taladro. Realizar una Reunión de Seguridad con el personal del pozo antes de comenzar el trabajo para discutir y revisar las buenas prácticas operativas y de seguridad. Verifique el número total de tiros de Drill Pipe. Asegúrese que todo el Drill Pipe haya sido calibrado/conejeado ya sea antes o durante la corrida. (Min OD conejo 2-1/2”). Conecte el “Polished Mill Assembly” al DP e inicie la corrida del mismo. El Tieback Mill debe tener 1/16” menos que el ID de la Extensión (7¾”) y el Top Dress Mill debe tener el mismo OD de la Extensión (8¼”). El ensamblaje debe estar espaciado para una Extensión de 10 FT de Largo. Faltando dos tiros para localizar la boca del Liner (Tope de la Extensión), comience a bajar lentamente. Registre pesos de la sarta subiendo y bajando. Localice el Tope de la Extensión y realice una marca en el drill pipe. Levante 5m la sarta. Establezca circulación 180-200 gpm y observe la presión de circulación, establezca rotación 10-20 rpm. Continué rotando y circulando (10-20 rpm & 180 – 200 gpm) y baje lentamente el Polished Mill assembly. Se verá un salto leve en el manómetro mientras entra el Tieback Mill a la Extensión.


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Observar cuidadosamente el indicador de peso cuando el Top Dress Mill apoye el Tope de la Extensión, aplique 10000-15000 lbs de peso suavemente, detenga la rotación y marque la sarta, rote por unos minutos mientras circula. Levante lentamente hasta el Tope de la Extensión (Marca inferior en al sarta) mientras rota y circula, realice 4-5 repasos a través de la longitud de Extensión (10 ft), asegúrese que no este asentando peso sobre el Tope de la Extensión. Continúe rotando y circulando, baje lentamente hasta que observe un aumento de peso (Marca superior en la sarta), rote por unos minutos mientras circula. Levante lentamente el Polished Mill Assembly fuera de la extensión, pare rotacion y bomba. Circule un fondo arriba para limpiar el pozo y saque herramienta hasta superficie. NOTA: Una ves el Polished Mill Assembly en superficie, se debe observar una marca en el Top Dress Mill, indicativo que este hizo Tope con la Extensión y que el ID de Extensión ha sido limpiado.

5.2. Bajar el liner packer SN10 AT

El liner packer SN10 AT consiste de un cuello asentador con perfil para el RPOB Packer, el mismo es inspeccionado y calibrado antes de ser ensamblado con una herramienta soltadora de tipo LN y un buje obturador recuperable con niple pulido. Conectar el liner packer en el primer tubo de sarta de trabajo y bajar a 8-10 tiros (stands) por hora, según lo indique el técnico TIW presente en la operación, monitoreando el peso y parando si se observa cualquier apoyo durante la bajada. 5.3. Instalar el liner packer SN10 AT Antes de conectar el niple sello en el receptáculo pulido, se debe establecer circulación con caudal reducido y continuar bajando lentamente hasta observar aumento de presión, lo cual determina la entrada al receptáculo, parar circulación y desfogar presión, dejar líneas abiertas para que no se genere un efecto pistón. Continuar bajando hasta que la unidad de sellos entre completamente en el receptáculo pulido, probar los sellos con 500 a 1000 psi por directa y por anular, desfogar presión. Continuar bajando hasta que el candado de seguridad del Tie-Back Packer se desenganche y active el empacador, rompiendo los pines de las cuñas con ± 15000 lbs y seguir aplicando peso hasta 60-80000 lbs, dejar con el peso aplicado por 5 minutos. Levantar tubería para asegurar efectividad de las cuñas tensionando con 20000 lbs, asentar nuevamente 50000 lbs y probar integridad del packer por anular con 1000 psi por 3 -5 minutos, desfogar presión. Liberar Setting Tool tipo LN colocándose en punto neutro y asentar 5000 lbs para luego girar 25-30 vueltas a la derecha libre de torque. Levantar tubería observando perdida del over-pull y sacar herramienta a superficie.


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6 Especificaciones de packer de liner 7 5/8”, 33.7 lpp x 9 5/8”, 53.5 lpp Baker modelo ZXP


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6.1 Especificaciones polished & dress mills R1 Liner Top Dress Mill Size: 4½” Tool OD: 8¼” Tool ID: 3¾” Threads: 4½" IF Pin Up x Pin Down Material: Carbon Steel, 110 Ksi Mys Product No: H275-25 R2 Pup Joint Size: 4½” Tool OD: 6.125” Tool ID: 3¾” Threads: 4½” IF Box Up x Pin Down Material: Carbon Steel, 110 Ksi Mys Product No: H270-09 R3 Liner Tieback Mill Size: 4½” Tool OD: 7.688” Tool ID: 3¾” Threads: 4½" IF Box Up Material: Carbon Steel, 110 Ksi Mys

Product No: H275-21


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Anexo K: PROGRAMA DE INSTALACION DE TOP PACKER 7” BAKER TIPO ZXP DE CONTINGENCIA

1 Introducción Este programa ha sido elaborado con el objetivo de garantizar la aislación de la capa productora inferior del pozo de referencia (Huamampampa H2) de la capa superior (Huamampampa H1b) en la etapa de producción del pozo. Se bajo la completación planeada del pozo corriendo zapato guía de 4½” + 2 tubos de liner perforado de 4½”, 13.5 lpp, NK3SB, 13CrS-110 + XO + Nipple “X” 3½", 9,2 lpp, 13Cr-80 + XO + 4 tubos de liner perforado de 4½”, 13.5 lpp, NK3SB, 13CrS-110 + Flow coupling 4½", 15.5 lpp, 13CrS-110 + Niple “RN” No-Go 4½", 15.5 lpp, 13CrS-110 + Flow coupling 4½", 15.5 lpp, 13CrS-110 + 1 tubo de liner perforado de 4½”, 13.5 lpp, NK3SB, 13CrS-110 + colgador de liner TIW modelo IB DD de 7'' x 4½" hidráulico rotativo, 13CrS-110 + Liner Top packer TIW tipo HLX para liner 7" 29-32lpp, con 10ft, de PBR, anclo el colgador sin problemas y efectúo maniobras para energizar el top packer, sin éxito, luego de varios intentos. En vista de la necesidad de tener las arenas productoras separadas como parte de los objetivos del pozo, se debe remediar el sello que debería haber ofrecido el top packer y con este propósito, se correrá un top packer Baker 7” tipo ZXP inmediatamente encima del que presento fallas.


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MGR - X3 RIGPermanent Completion Schematic DLS # 127

STATETARIJA

GRADE THREAD TOP @ (meters)

P- 110 ANJO 0

P- 110 AMS-ANJO 338,5

P- 110 SEC 3921

13 Cr - 80 NK3SB 5013,70

13CrS-110 NK3SB 0

13CrS-110 NK3SB 3915,34

ITEM DEPTH (meters)

LENGTH (meters) JTS

OD (inches)

ID (inches)

-0,33 9,54

1 9,21 1,50 1 7" Tubing Hanger 32 #/ft NK3SB, B x B2 10,71 1,20 1 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, P x P, 13CrS-110 x 4 ft. with tubing hang 7.50 - 7.00 6.0943 11,91 46,08 4 7.50 - 7.00 6.0944 57,99 4,80 2 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 6 & 8 ft. long 7.50 - 7.00 6.0945 62,79 1,80 1 Flow coupling 7" 32 lb/ft NK3SB, Box x Vam Top, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft 7,742 6,0946 64,59 3,66 1 8.820 5,8127 68,25 1,80 1 Flow coupling 7" 32 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 f 7,742 6,0948 70,05 3,00 2 7.50 - 7.00 6.0949 73,05 3778,56 328 7.50 - 7.00 6.094

10 3851,61 0,46 1 X-Over 7'' 32# NK3SB, Box x 5 1/2'' 20# VAM TOP, Pin 13CrS-110 7.50 - 5.50 4.77811 3852,07 1,80 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, BxP, 13 CrS-110 x 6 ft long 6,071 4,77812 3853,87 2,13 1 Permanent Dual gauge mandrel 5 1/2" 20 #/ft VAM TOP, P-110 8,250 4,75013 3856,00 1,80 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6,071 4,77814 3857,80 48,30 5 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2 6.050 - 5.50 4.77815 3906,10 1,80 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft NK3SB, Box VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 6 6,071 4,77816 3907,90 1,07 1 Sliding Side Door, 5 1/2" 20 #/ft VAM TOP, 13CrS-110, B x P 6,500 4,56217 3908,97 1,80 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6,071 4,77818 3910,77 4,57 1 Pup Joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 15 ft. long 6.050 - 5.50 4.77819 3915,34 0,46 1 X-Over 5 1/2'' 20 #/ft x 4 1/2" 15.5 #/ft, NK3SB BxP, 13CrS-110 6,071 3,81520 3915,80 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 lb/ft NK3SB, Box VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79821 3917,60 2,13 1 Permanent DTS gauge mandrel 4 1/2" 15,5 #/ft VAM TOP, BxP 5,500 3,90022 3919,73 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79823 3921,53 11,40 1 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 4.90 - 4.50 3.82624 3932,93 3,00 1 X-Over 4 1/2'' 15.5 #/ft NK3SB, Box x 4 1/2" 13.5 #/ft, FOX-K, Pin, 13CrS 4.90 - 4.50 3.82625 3935,93 2,13 1 Packer HPH, 7", 32 #/ft x 4 1/2" 13.5 #/ft, 13Cr-95, FOX-K, B x P 8.310 4.62526 3938,06 0,60 1 X-Over 4 1/2'' 13.5 #/ft FOX-K, Box x 4 1/2" 15.5 #/ft, NK3SB, Pin, 13CrS 4.90 - 4.50 3.82627 3938,66 184,20 17 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, 15 Jts. R3 & 2 Jts. R1 4.90 - 4.50 3.82628 4122,86 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5#, NK3SB, Box x VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79829 4124,66 1,07 1 Sliding Side Door, 4 1/2" 15,5 #/ft VAM TOP, 13CrS-110, B x P 5,500 3,43730 4125,73 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79831 4127,53 11,47 1 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 4.90 - 4.50 3.82632 4139,00 9,15 1 Blast Joint 4 1/2" NK3SB, Box x VAM TOP, Pin 13CrS-110 x 30 ft 5,042 3,79833 4148,15 208,70 23 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 5,042 3,79834 4356,85 9,15 1 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP, Box x NK3SB, Pin 13CrS-110 x 30 ft 5,042 3,79835 4366,00 627,00 55 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 4.90 - 4.50 3.82636 4993,00 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5#, NK3SB, Box x VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79837 4994,80 1,20 1 R' Nipple 4 1/2", 15.5 #/ft, 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, 5,050 3,43738 4996,00 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79839 4997,80 11,40 1 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2 4.90 - 4.50 3.82640 5009,20 1,00 1 X-Over 5" 20 #/ft N Vam pin x 4.5" 13.5 lb/ft NK3SB box 5,500 3.82641 5010,20 0,36 1 No-Go locator 4.5" - 13,5 lb/ft New Vam Box x Box 5,750 4,34342 5010,56 1,63 1 Seal extension 5,250 4,34343 5012,19 0,93 1 (06 Set) 5" Assy PBR Bullet Seals and Moliglass wiper seal 5,250 4,34344 5013,12 0,58 1 Mule shoe guide 4,875 4,34345 5013,70 ASSEMBLY LINER HANGER FLEX LOCK II HYD.ROT.46 5013,70 3,50 1 10 Ft PBR, 13Cr 5,812 5,25047 5017,20 2,22 1 Liner Top packer 5" - 20 #/ft x 7" 29-32#/ft, with 10 ft PBR 5,812 4,21648 5019,42 1,46 1 7'' x 4 1/2" Liner Hanger Hyd. Rot. NK3SB, Pin 5,844 3,87549 5020,88 6,59 1 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R1 5,029 3,82650 5027,47 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5#, NK3SB, Box x VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79851 5029,27 1,20 1 RN' No-Go Nipple 4 1/2", 15.5 #/ft, 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110 5,050 3,27552 5030,47 1,80 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 5,042 3,79853 5032,27 45,88 4 Perforated liner 4.5''-13.5#/ft NK3SB, 13CrS-110, 5.20 - 4.50 3,92054 5078,15 0,45 1 X-Over 4 1/2" NK3SB Box x 3 1/2" FOX-K Pin 5,015 2,99255 5078,60 0,60 1 X' Nipple 3 12", 9,2 #/ft, 13Cr-80, FOX-K, Box x Pin 4,000 2,81356 5079,20 0,45 1 X-Over 3 1/2" FOX-K Box x 4 1/2" NK3SB Pin 5,015 2,99257 5079,65 22,94 2 Perforated liner 4.5''-13.5#/ft NK3SB, 13CrS-110, 5.20 - 4.50 3,92058 5102,59 0,50 1 Guide Shoe 4.5'' 13.5 #/ ft NK3SB 13CrS-110 box 5,015 3,93759 5103,09 Bottom Shoe

TOTAL WELL TD @ 5445 m

Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3

Tbg. Retriev. Safety Valve 7" x 7.5K psi, VAM TOP, 13 CrS-110

Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 4 & 6 ft. long

DESCRIPTION

Elevation

Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

TUBING 7"-32# 3851,61

TUBING 4 1/2"-15.5# 5009,20

LINER 7"-32#/ft 5037

LINER 4 1/2" - 13.5 #/ft 5079,20

CASING 10 3/4"- 65,7 #/ft 338,5

CASING 9 5/8"- 53.5 #/ft 4136

JOSE LUIS MOLINA LAND May, 2009SIZE & WEIGHT BOTTOM @ (meters)

REPSOL YPF BOLIVIA S.A. MARGARITA MGR X3 COMPANY REPRESENTATIVE LOCATION DATE

MGR - X3 W.O. # 1PERMANENT PRODUCTION BHA

(May, 2009) COMPANY FIELD WELL #

7" Liner Shoe at 5037 m

9 5/8" Shoe @ 4130 m

7" TOL @ 3919 m

7" x 5" TOL 5002 m

SSSV 7" x 7.5 Mpsi@ 65 m

7" Tbg 32#/ft NK3SB, 13CrS-110

Dual P&T Sensors

7" Packer HPH @ 3936 m

5 1/2" Tbg 20#/ft NK3SB, 13CrS-110

H1b Perforations 4140 - 4365 mBHP 9200 PsiBHT 230 °F

4 1/2" Nipple R'

4 1/2" Tbg 15.5#/ft 13CrS-110

DTS and P & T Sensors

4 1/2" Blast Joints

7" Liner 32#/ft6" Drift

4 1/2" Perf. Liner 13CrS - Shoe @ 5103 m

H2 Sand 5111 - 5328 mBHP 9800 Psi, BHT 270 °F

4 1/2" 'RN' Nipple

9 5/8" casing 53.5#/ft 8.5" Drift

Fiber Optic Line

10 3/4" casing, 65.7#/ft

4 1/2" Mechanical SSD @ 4125 m

5 1/2" Mechanical SSD

Bottom of 8 1/2" hole @ 5130 m

Fish @ 5109 - 5145 m

3 1/2" 'X' Nipple

9 5/8" x 7" Tie-back Packer

1.2 Esquema de completación original

Esquema de pozo orignal


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1.3 Esquema de completación modificado


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2. Descripción y características de la herramienta a usar Liner Packer Baker ZXP El Liner Packer ZXP™ de Baker es una herramienta de asentamiento por compresión que hace uso del diseño del Elemento de Empaque ZX™ patentado por Baker. La herramienta ZXP es similar al packer ampliamente conocida Liner Packer CPH™, pero está diseñada para soportar las condiciones más severas que se puedan encontrar en el pozo. El elemento elastomérico de acero templado ZX se activa mediante la aplicación de peso a la extensión del receptáculo pulido en la herramienta de asentamiento del liner, por medio de los perros de asentamiento. La fuerza de asentamiento empuja un cono por debajo del elemento, haciendo que éste se expanda y se amolde al diámetro interno de la tubería de revestimiento. El perfil de dientes externos del elemento sellará cualquier vacío creado por estiramiento, manteniendo así la fuerza de asentamiento entre los dientes y previniendo el “flujo frío” de la cobertura elastomérica. Una vez que el sello se ha activado, un sistema de anillos de seguro del cuerpo mantiene su asentamiento permanentemente. El packer proveerá un sello efectivo en la parte superior del liner, en el espacio anular entre éste y la tubería de revestimiento, previniendo así que haya migración del gas por encima de la parte superior del liner. Se cuenta también con cuñas hacia abajo para prevenir el movimiento del liner hacia arriba. Características y beneficios • La máxima integridad del sello la garantiza el elemento de metal expansible, cubierto por un

elastómero fusionado a él • El diseño del elemento fusionado ZX no permitirá hinchazón del sello • Permite tasas más altas de circulación, proveyendo así una mayor remoción de la costra de lodo • Permite velocidades más rápidas de corrida, reduciendo grandemente el tiempo de viaje en el pozo • En la mayoría de los tamaños, el Sistema de Sellos ZX tiene un valor nominal de 10,000 psi @ 40°F • Es ideal para las aplicaciones de presiones y/o temperaturas altas y de un sólo pozo Size: 5.000” 18 lpp x 7" 29-32 lpp Tool O.D.: 5.879” Tool I.D.: 4.213” Extension: 15 Ft Seal Ext. OD: 5.750” Ext ID: 5.250” Profile: "C-2" Threads: 5.000” New Vam Pin Down Material: 13CR 80 Ksi Mys Part Nº: H296-27-0204A06

Setting force (lbs) Shear Screws

Low (-15%) Nominal High (+15%) Qty Size Part No. 20,855 24,535 28,215 5ea 7/16-14 x 1/2 HWWGE1F0HB

PBR Seal assembly (TIW) Size: 5.000” Tool O.D: 5.750” Tool I.D: 4.343” Long: For 10 Ft Extension Threads: 5.000” New Vam Box p Material: 13CR


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2.1 Herramientas para asentar Tie Back Packer (Liner Setting Tools) Hydraulic Setting Tool (Pusher Tool) Size: 3-1/2” Tool OD: 5.673” Tool ID: 2.000” Threads: 3-1/2" IF Box Up x Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H265-34

Release Pressure (psi) Shear Screws Low (-15%) Nominal High (+15%) Qty Size Part No.

1,284 1,510 1,737 5 3/8-16 X 1/2 HWWGE1D0HB Lift Nipple Size: 3-1/2” x X ft. Long (a confirmar) Tool OD: 4.750” Tool ID: 2.500” Threads: 3-1/2" IF Box Up x Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H265-20 Packer Setting Dog Sub Size: 3-1/2” Tool OD: 5.000” Tool ID: 2.000” Tool OD Extended: 5.750” Threads: 3-1/2" IF Box Up x Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H265-42 PBR Pack-Off Size: 3-1/2” Tool OD: 5.230” (5.250” Seal OD) Tool ID: 2.437” Threads: 3-1/2" IF Box Up x Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H276-03 R Setting Tool (Mechanical) Size: 3.500” Tool OD: 5.125” Tool ID: 2.000” Threads: 3-1/2" IF Box Up x 2-3/8” EU 8RD Box Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H265-35


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Pup Joint Size: 2.375” Tool OD: 2.375” Tool ID: 1.995” Threads: 2-3/8” EU 8RD Pin Up x Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H457-36 Inflation Tool Test Sub c/Ball Catcher Size: 2.375” Tool OD: 3.500” Tool ID: 2.000” (Ball Seal ID: 1.00”) Threads: 2-3/8" EU 8RD Box Up x 2-3/8” EU 8RD Pin Down Material: Alloy Steel, 110 Ksi Mys Product No: H301-52

Release Pressure (psi) Shear Screws Low (-15%) Nominal High (+15%) Qty Size Part No.

3,228 3,798 4,368 6ea 1/4-20 x 1/2 HWWGE180HB 3. OPERACIONES 3.1 Seguridad, Salud y Medio Ambiente y calidad Todas las actividades deberán ser planeadas y ejecutadas tomando en cuenta la seguridad del personal, salud y protección del medio ambiente acordes a OHSAS 18001 e ISO 14001. Las Políticas y Procedimientos de Construcción de Pozos de REPSOL YPF serán empleadas como el documento gobernante de las operaciones a desarrollar. Los Planes de Respuestas ante Emergencias deberán ser desarrolladas teniendo en cuenta las condiciones locales de operación. Un documento conjunto será preparado uniendo las Políticas y Normas de REPSOL YPF con aquellas del Contratista de Perforación. El Plan de respuesta ante Emergencias deberá incluir las siguientes situaciones:


3.2 Secuencia de Operaciones

3.2.1 Consideraciones previas al bajado de la herramienta El mandril del packer ZXP™ no cubre toda la gama de pesos de liners disponibles. Cuando se ordena el packer y se especifica el peso del liner donde se va a utilizar la herramienta, el mandril provisto para el packer será de un diámetro interno mínimo que sea compatible con la tubería de revestimiento de ese peso. Es necesario mantener este hecho en mente cuando se está diseñando el trabajo, especialmente para la selección de una herramienta de sello para la cementación. Si por debajo de la herramienta ZXP se corre un niple de sello PBR, es necesario que el diámetro interno del mandril del packer ZXP sea suficientemente más grande para permitir que la herramienta de sello se pueda recobrar a través del mandril. ES NECESARIO realizar este chequeo pasando la herramienta de sello a través del packer DESPUÉS QUE SE HA ENROSCADO AL PBR. Si no se hace esto, se corre el riesgo de que la herramienta de sello se quede obstruida en el packerEl movimiento


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normal de desplazamiento de la herramienta de sello contribuirá a que este hecho no se detecte sino solamente después que se haya cementado el liner. Es posible entonces que la herramienta de asentamiento se quede cementada en el pozo. Cuando en el taller se aplica torque para desenroscar el packer ZXP, el soporte se debe colocar SOLAMENTE en el EXTREMO INFERIOR DEL MANDRIL DE LA EMPACADURA a fin de prevenir que la Camisa de Extensión, la Extensión del Cono y el Anillo de Seguro del Cuerpo giren cuando se está instalando o removiendo la Herramienta de Corrida, se debe tener cuidado para prevenir que estos elementos cambien de posición o que se peguen. El límite de torque en los mandriles de una sola pieza es igual al límite de torque de la herramienta de asentamiento. El límite de torque en los mandriles de dos piezas es de 15,000 lb-pie. No es posible ajustar los valores de ruptura en el packer ZXP para aumentar o disminuir la fuerza de asentamiento. Verifique el número total de barras en la planchada. Asegúrese que las barras del sondeo hayan sido calibradas con un conejo de mínimo 2” de OD 3.2.2 Corrida de la herramienta Levante el Ensamblaje de Tieback Packer (Liner Top Packer + PBR Seal Assy) y conéctelo a las barras de sondeo, aplicando el torque apropiado. NOTA: Si la PBR Extensión no esta empaquetada con grasa o PALMIX (polímero), hágalo antes de bajarlo al pozo. Asegúrese que el Packer (Liner Top Packer) y el Conjunto de Sellos (PBR Seal Assy) no tengan ningún daño y registre el peso del Tieback Packer. Baje el Ensamblaje del Tieback Packer a través de la mesa rotaria y coloque las cuñas en el Niple de Maniobra de 3-1/2”. No ponga las cuñas en el PBR Extensión. Sea cuidadoso en mantener el Tieback Packer centrados mientras están pasando dentro de las BOP’s. Si es necesario circular, no exceder la presión de 800 PSI. Registre presiones normales de circulación a diferentes tasas de flujo, si permiten las condiciones. Verifique el número total de tiros en la torre. Continúe bajando con barras de sondeo. Coloque la goma limpia-barras mientras este bajando. Calibre todas las barras cortas (pup joints) y los sencillos que se levanten de la planchada. NOTA: El OD del Ensamblaje y el ID de la cañería dan un espacio anular muy pequeño, se debe tomar mucha precaución mientras se baja el Tieback Packer en el pozo. Se recomienda que la velocidad sea de 3-4 minutos por tiro, de cuña a cuña. Las cuñas se deben sacar y poner muy suavemente evitando movimientos bruscos de la tubería. Un tiro antes de llegar al tope de la Extensión del Setting Sleeve registre el peso estabilizado hacia arriba (pick up weight) y hacia abajo (slack off weight).


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A una pieza del tope de la Extensión del Setting Sleeve proceda a circular a 2 BPM (Max Presión 800 PSI) hasta localizar el tope de la Extensión del Setting Sleeve con la punta del PBR Seal Assembly, levantar 1.5m y circular sobre el tope de la Extensión del Setting Sleeve a baja tasa durante 15 min. Para remover cualquier presencia de suciedad o escombros (Si es necesario). Realizar el espaciado de la tubería de tal manera que esta quede a +/- 2m por encima de la mesa rotaria. Con una presión de circulación de 150 a 200 PSI se procederá a introducir lentamente el PBR Seal Assembly en la Extensión del Top Packer (TIW), al incrementar la presión hasta 500 PSI, parar la bomba y desahogar la presión, luego se marcara el sondeo para verificar el recorrido de los sellos (15ft). En caso de observar mas de 5.000Lbs de peso en la sarta, rotar ½ vuelta efectiva la misma, bajar nuevamente sin restricción hasta completar el enchufe del PBR Seal Assy haciendo tope con el localizar. Pruebe las líneas de bombeo 1000 PSI por encima de la presión máxima de trabajo (+- 5000 PSI). Deje caer la Bola de Asentamiento (Setting Ball) de 1-7/16” y déjela gravitar hasta el Inflation Tool Test Sub, si es necesario bombee a 1-2 BPM para ayudar a caer la bola con una presión máxima de 700 psi. No permita que la bola impacte el asiento del Inflation Tool Test Sub. Cuando la bola aterrice, aplicar 5,000 Lbs de peso de barras sobre la herramienta y presurice lentamente para activar el Pusher Tools Hidráulico hasta 1800 PSI por 5 min. y luego incremente la presión hasta 2500 PSI para asentar el Liner Top Packer “ZXP”. Desfogue la presiona 0 PSI. Nota: Si los pines de corte del Inflation Tool Test Sub se rompen prematuramente o no podemos mantener la presión, el Inflation Tool Test Sub tiene un mecanismo secundario, que consiste en otro asiento positivo y fijo, el en cual se utiliza una bola de asentamiento de 1-3/4” OD. (La cual tiene que ser reversada antes de sacar la Herramienta del Pozo). Probar el asentamiento y sello del Liner Top Packer por espacio el anular, presurizando hasta 2000 PSI por 10 min. Desfogue la presión a 0 PSI.

3.2.3 Liberación de setting tool C-2™ Libere Mechanical Setting Tool rotando +/- 15 vueltas a la derecha, lentamente levante herramienta para observar si el Setting Tool se ha liberado. Levante lentamente la herramienta para permitir que el Packer Setting Dog Sub salga fuera de la Extensión del Top Packer, aplique 25,000 Lbs de peso para chequear que el Top Packer ZXP este asentado. Presurice por el espacio anular hasta 800 PSI x 10 min. Para probar nuevamente el sello del Liner Top Packer. Levante la herramienta y si presurice hasta +/- 4400 PSI para romper el asiento de bola. Si fuese necesario circule el pozo. Saque todo el sondeo y desarme las Herramientas de Corrida.


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4. Especificaciones de packer de liner 5”, 18 lpp x 7”, 29-32 lpp Baker modelo ZXP


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Anexo L: PACKER DE PRODUCCION HPH 7’’


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PROCEDIMIENTO DE BAJADA Y ASENTAMIENTO 1. Introducción El presente procedimiento detalla la secuencia de pasos para las operaciones involucradas en la bajada y asentamiento del packer Hidráulico HPH 7’’ a ser bajado en el pozo MGR-X3. 2. Alcance Este documento se aplica a las actividades de la línea de servicios HCT (Halliburton Completion Tools) de Halliburton Latín América S.A. en Bolivia Este procedimiento está especialmente preparado y es particular al Pozo MGR-X3 propiedad de la Empresa Petrolera REPSOL. 3. Objetivos Los objetivos que se persiguen con la presente operación de asentamiento del Packer HPH, es la de aislar la zona inferior del pozo MGR-X3. 4. Recomendaciones y Consideraciones Previas En esta sección se listan parámetros y recomendaciones para servir de guía para los operadores del Servicio de Asentamiento de packer Hidráulico HPH. Las limitaciones descritas aquí son referencias que deben ser respetadas en todo momento durante la operación. En caso de que los parámetros operacionales estuviesen fuera de lo recomendado, es obligatorio que el Operador de Campo consulte con apoyo/supervisión de Ingeniería en Santa Cruz de la Sierra y con el representante de la Compañía Operadora en Campo. 4.1 Durante la bajada y asentamiento del Packer HPH.

• Verificar dimensiones del Packer y su correspondiente Ensamble. Verificar con el Tool Pusher las longitudes de todas las piezas componentes de la sarta de trabajo.

• Verificar que los pines del packer estén colocados de acuerdo a lo diseñado • Verifique que todos los X-Overs, workstrings, etc., estén libres de sarro, polvo o exceso de

grasa. • La bajada del ensamble de packer (Ratch Latch y Packer) en el pozo es responsabilidad de

Halliburton. El representante técnico o Tool Man de Halliburton debe estar constantemente pendiente durante toda la bajada del Ensamble hasta el fondo del pozo.

• Para elevar los ensambles hasta la mesa propiciar el uso de grúa, eslingas y cabos guía. Tenga especial cuidado con las gomas y las cuñas del packer al elevar el Ensamble de Packer hasta la mesa rotaria. Abra un permiso de trabajo (JSA) correspondiente al Izaje del ensamble.

• Durante el armado de conexiones, utilizar poca grasa solamente en el pin de los Tubulares. • Confirmar las informaciones del pozo con el Representante del Cliente en el pozo. • La velocidad de bajada del conjunto será de 2.0 minutos por tiro. • Cualquier bombeo que se realice por el ensamble de packer durante la bajada del mismo

debe ser limitado a un caudal máximo de 3 BPM (para prevenir daño a las gomas del packer) y/o a 1000 [psi] para evitar riesgos de pre-asentamiento del packer. La Presión de inicio de Anclaje del Packer HPH es de 2000 [psi]; este valor nunca debe ser excedido durante la bajada. El representante de Herramientas de Halliburton siempre debe estar presente cuando se realice este tipo de operaciones.


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5. Secuencia Operativa La siguiente secuencia operativa constituye un conjunto de pasos ordenados (Plan General) que deben ser seguidos por los Especialistas de Campo de Halliburton encargados de la realización del Servicio de Bajada y Asentamiento de Packer HPH en el Pozo MGR-X3. Cualquier desviación, cambio o contingencia resultante de condiciones de campo, deberá ser informada, consultada y evaluada con el representante de la Compañía Operadora en Campo. 5.1 Corrida y Asentamiento de Ensamble de HPH 7’’

1. Preparación y Seguridad: Realizar reunión pre-operacional y de seguridad, antes de correr el ensamble de Packer inferior y explicar procedimiento y responsabilidades durante la bajada del ensamblaje.

2. Iníciese la bajada de la columna manteniendo una velocidad constante de bajada no menor a 2 minutos por tiro (cuña a cuña). Hacer caso a las recomendaciones bombeo en la sección

3. Se bajará la columna calibrando todos los tiros para garantizar el adecuado asentamiento del Packer HPH.

4. Un tiro antes de llegar a la profundidad final de asentamiento del Packer (Profundidad de Anclaje proyectada en Tally propuesto = 3936 m), experiméntense y anótense los parámetros operativos de la columna (Peso bajando, Peso Subiendo, Circulación a bajo caudal si aplica).

5. Una vez en profundidad si se nesecitase presicion en la profundidad de asentamiento, se recomienda realizar una correlación de profundidades para establecer la profundidad real a la cual será asentado el packer HPH.

6. Procédase con la adición o retiro de piezas de espaciamiento según sea necesario. Posiciónese la columna en la profundidad adecuada.

7. Luego de realizada la verificación, dimensionamiento y posicionamiento de la columna (2 metros por encima de la Mesa rotaria para mayor comodidad).

8. Realice el armado de equipo de Slick Line, procédase a bajar y asentar un tapón en el perfil de la SSD de 4 ½’’ ubicado por debajo del packer HPH.

9. Procédase al armado de las líneas de bombeo superficiales y su conexión con la columna utilizándose una válvula Lo-Torc y el correspondiente Crossover. (Pumping Tee).

10. procédase al asentamiento del packer presurizando hasta 2500 [psi], sostenga esta presión por 5 minutos; continúe elevando la presión en pasos de 500 [psi], sosteniendo la presión 3 minutos por cada paso, hasta 6000 [[psi]], sostenga este último valor por 5 minutos para lograr el asentamiento del packer. Una vez logrado este último paso, desfóguese la presión de la columna.

• El Packer está unido con un Ratch Latch con 12 pines de unión (10000 [lbs] c/u) lo cual

da un valor de ruptura total de 120000 [lbs] para una futura recuperación del Ratch Latch y 4 pines de liberación del packer HPH, 4000 [lbs] c/u, lo cual da un valor de ruptura total de 16000 [lbs].

11. Realice prueba de anclaje del Packer tensionando con 25 - 30 Klbs por sobre el peso

subiendo (Pick Up) de la columna. 12. Luego de realizada la prueba de anclaje mecánico. Cierre BOP. Presurice espacio anular con

1000 [psi] para probar integridad de sello de los elementos del packer. Mantenga la presión por 10 minutos.

13. Una vez se realicen las pruebas, abra BOP, procédase a desarmar las líneas de superficie. 14. Fin de Operación.


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Anexo LL: VALVULA SUPERFICIAL (BPV 6 pulg)


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Safety Issues and Warnings Ensure that all Health, Safety, and Environment (HSE) requirements are met before commencing the work. Maintain good housekeeping standards in the work area at all times. Personal Protective Equipment—Ensure that all required PPE (safety glasses, gloves, steel-toed shoes, and hard hats, if required) is worn. Hand Tools—All hand tools must be clean and in good working condition. Hammers, chisels, and punches should not have mushroomed heads that will chip when hit. Wrenches should have sharp hooks and heels and not have bent handles. Ensure the tools are not greasy to avoid slipping that may result in serious personal injury. Hair must be styled in a manner to prevent exposure to the hazard of entanglement or completely covered. No Jewelry—bracelets, chains, earrings, necklaces, rings, wristwatches, ornamental jewelry, etc. Clothing—No improper clothing that may expose the individual to the risk of entanglement. This may include ragged, torn, or loose fitting clothing. No non-tear-away aprons, ties, scarves, hair ribbons, etc. Heavy Objects—Do not lift heavy objects (over 35 lb) without using lifting equipment or assistance from additional people. Ensure proper lifting techniques are utilized, and get help if necessary. Use proper lifting equipment such as slings, fork truck, crane, etc., when needed. Ensure all lifting equipment such as slings, chains, overhead cranes, fork trucks, etc., are in good working condition and working order. Many of the test fixtures and accessories are bulky and can cause injury if not properly handled. Follow proper lifting procedures and keep fingers out of potential pinch points. Lifting Equipment—When lifting equipment, pay special attention to where slings are applied or the forks of a fork truck are placed. Slings and forks should be spaced wide apart to ensure the equipment is stable and not prone to tilting and risk dropping to the ground. The slings and/or forks must not contact slips, exposed seals, sealing surfaces, or any components that are shear pinned in place. Exposed collets and springs must be protected and avoided. Never place hooks in threaded ends. Take extra precautions when lifting long assemblies to ensure the assemblies are not damaged. Refer to the latest revision of Technology Bulletin CPS109. Pinch Points—When handling and assembling components, keep hands and fingers away from thread connections and from between moving parts. Special handling tools are sometimes needed to keep hands out of critical areas. Some assemblies have moving internal components. Keep hands and fingers clear of moving internal components. Sharp Objects—The assembly has several components that can cut through skin (i.e., slip’s sharp teeth, threaded components, etc.). Never rub bare fingers across the threads or sharp edges. Wear gloves when handling sharp components. Chemicals— Be aware of chemicalls used to clean equipment to ensure they are not hazardous when breathed or otherwise absorbed. Any hazardous chemicals must be identified and precautions taken to avoid personal contact. Spills— Spillage of any fluids must be cleaned immediately to prevent slipping hazards. High Pressure—High pressures may be utilized when performing pressure tests. Pressure testing the assembly creates potential for projectiles if an equipment failure occurs. Maintain test equipment in good working order. Identify weak links and remove as much air as possible from the system. Utilize test bays when possible. If no dedicated test area is available, evacuate the area when testing occurs. Restrict the presence of nonessential personnel from the testing area.


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Anexo M: INFORME DE INCIDENTE CON TAPON (CAMERON)

INFORME PRELIMINAR DE OCURRENCIA DE INCIDENTE / ACCIDENTE EN OPERACIONES

DE EXPLORACION Y PRODUCCION

PERSONAL LESIONADO

Ninguno

DAÑOS MATERIALES No se registran

DAÑOS AL MEDIO AMBIENTE No se registran

DATOS DEL INCIDENTE Fecha: 9 /Junio/2009 Hora: 11:00 AM Lugar: Pozo MGR-X3 Empresa que estaba operando: Cameron. Tareas que estaban realizando al momento del incidente: Prueba de Presión con BOMBA DE PRUEBA ENER PACK

DESCRIPCION DEL ACCIDENTE

El adaptador 13 5/8” 10M x 7 1/16” 10M instalado sobre la sección “C”, lleva las salidas para los conectores de FO y línea de control de la SSSV, y otra salida de back up que no lleva ninguna línea, es en esta salida de back up, al realizar la prueba se observa perdida de presión a través de la válvula de aguja, para la segunda prueba se instalo una tapa ciega que tiene una altura mayor en relación a la tapa con válvula de aguja que no se tomo en cuenta al momento de ser empernada; esta mayor altura no permitió el enrosque completo de los pernos, los cuales al ser probados con 9000psi, fueron expulsados, impactando en la base interna de la estructura del equipo.

Durante la prueba de presión todo el personal involucrado se encontraba fuera del área delimitada para las operaciones de pruebas de presión, ya que se opera con altas presiones.

CONDICIONES CLIMATICAS

Frío, trabajo en la madrugada, buena iluminación en el área de trabajo


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CONSTITUCION DEL TURNO QUE ESTABA OPERANDO

FUNCION NOMBRE Y APELLIDO ANTIGÜEDAD EN LA FUNCION

Operador de Cameron Htas Herlan Buceta

Encargado de turno DLS Javier Mansilla

Perforador DLS Antonio surita

Enganchador DLS Jose Cabrera

Ayudante de piso DLS Carlos Robles

Ayudante de piso DLS Ricardo Romero

Ayudante de piso DLS Lexi Rojas

Ayudante de piso DLS Clider Rodríguez

Toolpusher DLS Carlos Sánchez

Company Man REPSOL Ing. Ramiro Aguirre

INFORMACION ADICIONAL Para esta operación se llenaron todos los permisos de trabajo respectivos y análisis de trabajo seguro.

Se va a realizar la investigación con Cameron por que se enviaron tapas con diferente altura (la diferencia fue de 12 mm), y la disponibilidad de los pernos con la longitud adecuada en la locación.

OBSERVACIONES

1 2 3

Foto 1. De Izquierda a Derecha.- conector de control de FO Foto 2. Remplaza conector de back up por tapa ciega Foto 3. Después de que es expulsada la tapa ciega del Adaptador del arbolito y sección “C”


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Anexo N: LECCIONES APRENDIDAS


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Anexo Ñ: TALLY DE COMPLETACION FINAL ITEM PROF LONG ACUM # DESCRIPCION 5,011.29

1 5,011.04 0.25 0.25 Mule shoe guide 2 5,008.69 2.35 2.60 (06 Set) 5" Assy PBR Bullet Seals and Moliglass wiper seal

3 5,006.84 1.85 4.45 Seal extension 4 5,006.55 0.29 4.74 No-Go locator 4.5" - 13,5 lb/ft New Vam pin x 3SB Box 5 4,995.21 11.34 16.08 1 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

6 4,993.54 1.67 17.75 1Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

7 4,992.85 0.69 18.44 1 R' Nipple 4 1/2", 15.5 #/ft, 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110,

8 4,991.15 1.70 20.14 1Flow coupling 4 1/2" 15.5#, NK3SB, Box x VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

9 4,979.81 11.34 31.48 2 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 10 4,968.47 11.34 42.82 3 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 11 4,957.13 11.34 54.16 4 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 12 4,945.79 11.34 65.50 5 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 13 4,934.46 11.33 76.83 6 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 14 4,923.13 11.33 88.16 7 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 15 4,911.79 11.34 99.50 8 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 16 4,900.45 11.34 110.84 9 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 17 4,889.11 11.34 122.18 10 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 18 4,877.76 11.35 133.53 11 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 19 4,866.41 11.35 144.88 12 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 20 4,855.07 11.34 156.22 13 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 21 4,843.73 11.34 167.56 14 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 22 4,832.39 11.34 178.90 15 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 23 4,821.05 11.34 190.24 16 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 24 4,809.71 11.34 201.58 17 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 25 4,798.49 11.22 212.80 18 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 26 4,787.15 11.34 224.14 19 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 27 4,775.81 11.34 235.48 20 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 28 4,764.47 11.34 246.82 21 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 29 4,753.13 11.34 258.16 22 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 30 4,741.79 11.34 269.50 23 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 31 4,730.46 11.33 280.83 24 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 32 4,719.12 11.34 292.17 25 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 33 4,707.78 11.34 303.51 26 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 34 4,696.46 11.32 314.83 27 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 35 4,685.12 11.34 326.17 28 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 36 4,673.78 11.34 337.51 29 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 37 4,662.45 11.33 348.84 30 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 38 4,651.39 11.06 359.90 31 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 39 4,640.05 11.34 371.24 32 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 40 4,628.89 11.16 382.40 33 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 41 4,617.55 11.34 393.74 34 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 42 4,606.20 11.35 405.09 35 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 43 4,594.85 11.35 416.44 36 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 44 4,583.69 11.16 427.60 37 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 45 4,572.91 10.78 438.38 38 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3


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46 4,562.13 10.78 449.16 39 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 47 4,550.78 11.35 460.51 40 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 48 4,539.43 11.35 471.86 41 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 49 4,528.09 11.34 483.20 42 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 50 4,516.75 11.34 494.54 43 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 51 4,505.41 11.34 505.88 44 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 52 4,494.07 11.34 517.22 45 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 53 4,482.89 11.18 528.40 46 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 54 4,471.72 11.17 539.57 47 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 55 4,460.56 11.16 550.73 48 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 56 4,449.37 11.19 561.92 49 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 57 4,438.17 11.20 573.12 50 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 58 4,426.83 11.34 584.46 51 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 59 4,415.49 11.34 595.80 52 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 60 4,404.16 11.33 607.13 53 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 61 4,392.82 11.34 618.47 54 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 62 4,381.47 11.35 629.82 55 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 63 4,374.95 6.52 636.34 56 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R1 64 4,368.44 6.51 642.85 57 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R1 65 4,361.92 6.52 649.37 58 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R1 66 4,352.99 8.93 658.30 1 Blast Joint 4 1/2" NK3SB, Box - Pin 13CrS-110 x 30 ft 67 4,344.07 8.92 667.22 2 Blast Joint 4 1/2" NK3SB, Box - Pin 13CrS-110 x 30 ft 68 4,335.13 8.94 676.16 3 Blast Joint 4 1/2" NK3SB, Box - Pin 13CrS-110 x 30 ft 69 4,326.22 8.91 685.07 4 Blast Joint 4 1/2" NK3SB, Box - Pin 13CrS-110 x 30 ft 70 4,317.24 8.98 694.05 1 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP, Box x NK3SB, Pin 13CrS-110 x 30 ft 71 4,308.16 9.08 703.13 1 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 72 4,299.09 9.07 712.20 2 73 4,290.01 9.08 721.28 3 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 74 4,280.93 9.08 730.36 4 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 75 4,271.85 9.08 739.44 5 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 76 4,262.78 9.07 748.51 6 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 77 4,253.70 9.08 757.59 7 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 78 4,244.62 9.08 766.67 8 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 79 4,235.54 9.08 775.75 9 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 80 4,226.46 9.08 784.83 10 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 81 4,217.43 9.03 793.86 11 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 82 4,208.35 9.08 802.94 12 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 83 4,199.29 9.06 812.00 13 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 84 4,190.21 9.08 821.08 14 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 85 4,181.14 9.07 830.15 15 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 86 4,172.06 9.08 839.23 16 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 87 4,162.98 9.08 848.31 17 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 88 4,153.90 9.08 857.39 18 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 89 4,144.83 9.07 866.46 19 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long 90 4,135.75 9.08 875.54 20 Blast Joint 4 1/2" VAM TOP BxP 13CrS-110 x 30 ft long

91 4,134.10 1.65 877.19 1 XO FLOW COUPLING 4 1/2" NK3SB, Box x VAM TOP, Pin 13CrS-110 x 30 ft

92 4,122.76 11.34 888.53 59 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

93 4,121.08 1.68 890.21 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

94 4,119.54 1.54 891.75 1 Sliding Side Door, 4 1/2" 15,5 #/ft VAM TOP, 13CrS-110, B x P


- 134 -

4,118.85 0.69 892.44 1 Sure Set 4½", 12.6#/ft VAM TOP, 13CrS-110, B x P (OD 5.25"; ID 3.625")

95 4,117.15 1.70 894.14 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5#, NK3SB, Box x VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft



98 4,083.13 11.34 928.16 62 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 99 4,071.79 11.34 939.50 63 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

100 4,060.47 11.32 950.82 64 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 101 4,049.14 11.33 962.15 65 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3



104 4,015.14 11.33 996.15 68 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 105 4,003.81 11.33 1,007.48 69 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

106 3,992.47 11.34 1,018.82 70 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 107 3,981.13 11.34 1,030.16 71 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

108 3,969.79 11.34 1,041.50 72 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3

109 3,958.46 11.33 1,052.83 73 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3 110 3,947.12 11.34 1,064.17 74 Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110, R3


112 3,938.11 1,073.18 PJ Tubing joint 4 1/2", 15.5 #/ft, NK3SB, 13CrS-110,

113 3,936.95 1.16 1,074.34 1 X-Over 4 1/2'' 13.5 #/ft FOX-K, Box x 4 1/2" 15.5 #/ft, NK3SB, Pin, 13CrS-110

114 3,933.54 3.41 1,077.75 1 Packer HPH, 7", 32 #/ft x 4 1/2" 13.5 #/ft, 13Cr-95, FOX-K, B x P

115 3,932.38 1.16 1,078.91 1 X-Over 4 1/2'' 15.5 #/ft NK3SB, Box x 4 1/2" 13.5 #/ft, FOX-K, Pin, 13CrS-110



118 3,912.20 1.67 1,099.09 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 # VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

119 3,910.91 1.29 1,100.38 1 Permanent DTS gauge mandrel 4 1/2" 15,5 #/ft VAM TOP, BxP

120 3,909.21 1.70 1,102.08 1 Flow coupling 4 1/2" 15.5 lb/ft NK3SB, Box VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

121 3,908.30 0.91 1,102.99 1 X-Over 5 1/2'' 20 #/ft x 4 1/2" 15.5 #/ft, NK3SB BxP, 13CrS-110 122 3,903.73 4.57 1,107.56 1 Pup Joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 15 ft. long

123 3,902.06 1.67 1,109.23 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

124 3,900.67 1.39 1,110.62 1 Sliding Side Door, 5 1/2" 20 #/ft VAM TOP, 13CrS-110, B x P

125 3,899.57 1.10 1,111.72 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft NK3SB, Box VAM TOP, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

126 3,889.96 9.61 1,121.33 1 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2 127 3,880.36 9.60 1,130.93 2 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2 128 3,870.75 9.61 1,140.54 3 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2

129 3,861.14 9.61 1,150.15 4 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2 130 3,851.53 9.61 1,159.76 5 Tubing joint 5 1/2", 20 lb/ft, NK3SB, 13CrS-110, R2

131 3,851.03 0.50 1,160.26 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

132 3,849.75 1.28 1,161.54 1 Permanent Dual gauge mandrel 5 1/2" 20 #/ft VAM TOP, P-110 133 3,848.03 1.72 1,163.26 1 Flow coupling 5 1/2" 20 lb/ft VAM TOP, BxP, 13 CrS-110 x 6 ft long

134 3,847.68 0.35 1,163.61 1 X-Over 7'' 32# NK3SB, Box x 5 1/2'' 20# VAM TOP, Pin 13CrS-110


- 135 -

135 3,836.35 11.33 1,174.94 1 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 136 3,824.91 11.44 1,186.38 2 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 137 3,813.45 11.46 1,197.84 3 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3

138 3,801.88 11.57 1,209.41 4 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3







147 3,698.32 11.21 1,312.97 13 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 148 3,686.82 11.50 1,324.47 14 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 149 3,675.30 11.52 1,335.99 15 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 150 3,663.69 11.61 1,347.60 16 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3



155 3,606.28 11.47 1,405.01 21 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 156 3,594.80 11.48 1,416.49 22 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3
















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383 1,006.77 10.50 4,004.52 249 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 384 996.12 10.65 4,015.17 250 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 385 984.56 11.56 4,026.73 251 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 386 973.01 11.55 4,038.28 252 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3

387 961.45 11.56 4,049.84 253 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 388 949.94 11.51 4,061.35 254 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3

389 938.39 11.55 4,072.90 255 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3






396 857.90 11.50 4,153.39 262 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 397 846.62 11.28 4,164.67 263 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 398 835.07 11.55 4,176.22 264 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3






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417 617.20 11.19 4,394.09 283 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 418 605.78 11.42 4,405.51 284 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 419 594.22 11.56 4,417.07 285 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 420 582.87 11.35 4,428.42 286 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3



















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466 67.08 1.15 4,944.21 1 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 4 & 6 ft. long

467 65.38 1.70 4,945.91 1 Flow coupling 7" 32 lb/ft VAM TOP, Box x NK3SB, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft

468 62.61 2.77 4,948.68 1 Tbg. Retriev. Safety Valve 7" x 7.5K psi, VAM TOP, 13 CrS-110

469 60.91 1.70 4,950.38 1 Flow coupling 7" 32 lb/ft NK3SB, Box x Vam Top, Pin, 13 CrS-110 x 6 ft 470 59.16 1.75 4,952.13 1 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, B x P, 13CrS-110 x 6 & 8 ft. long 471 47.60 11.56 4,963.69 332 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3


473 24.65 11.51 4,986.64 334 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 474 13.15 11.50 4,998.14 335 Tubing joint, 7", 32 #/ft, NK3SB, BxP, 13CrS-110, R3 475 10.79 2.36 5,000.50 1 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, P x P, 13CrS-110 476 9.93 0.86 5,001.36 1 Pup Joint 7", 32 lb/ft, NK3SB, P x P, 13CrS-110 x 3 ft. with tubing hanger

477 9.41 0.52 5,001.88 1 7" Tubing Hanger 32 #/ft NK3SB, B x B 7.93 1.48 5,003.36 Longitud compensada por fricción

0.00 7.93 5,011.29 Elevation TABLA DE TORQUES DE ARREGLO FINAL

TORQUES ITEM ROSCA MIN OPT MAX

TUBING 4½" , 15.5#/FT, 110 ESPECIAL 4788 5895 7182BLAS JOINT 4½" , 15.1#/FT, 110 VAM TOP 6460 7170 7880TUBING 5" 18.0#/FT, 110 N VAM 6060 6670 7340TUBING 5½" , 20.0#/FT, 110 ESPECIAL 5928 7410 8892

TUBING 7" , 32.0#/FT ESPECIAL 8740 10925 13110


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10 FOTOS FOTOS 1: ROTURA DE CAÑERIA 9 5/8 pulg.


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FOTOS 2: TAPON RECUPERABLE EQUIPETROL


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FOTOS 3: CASING PATCH


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FOTOS 4: SWELL PACKER


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FOTOS 5: RECUPERACION DE ARREGLO DE PRODUCCION


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FOTOS 6: TAPON RECUPERABLE (SA TR 10)


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FOTOS 7: CARRERA CON FREZA PLANA P/ PAKER DE 7 pulg.


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FOTOS 8: FREZADO Y PESCA DE PAKER DE 7 pulg


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FOTOS 9: LIMPEZA DE CAÑERIA CON CEPILLOS E IMANES


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FOTOS 10: TOP LINE DRESS MILL


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FOTOS 11: SN AT PAKER TIW


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FOTOS 12: TIE BACK PACKER


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Informe Final Workover MGR.x-3

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