Manual Recepcion Entrega Informacion Técnica, Setiembre 2007 vfinal

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica al Banco de Datos de

Exploración y Explotación de Hidrocarburos de PERUPETRO S.A.

Revisión Julio 2007

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos – Julio 2007 2

CONTENIDO ANEXOS 1. INTRODUCCION

1.1 OBJETIVO .................................................................................................................. 4

1.2 ALCANCE ................................................................................................................... 4

1.3 PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACIÓN ............................................... 5 1.3.1 Lugar de Entrega ........................................................................................... 5 1.3.2 Aspectos generales que deben tenerse en cuenta en el proceso de entrega de información técnica ...................................................................... 5 1.3.3 Recepción y verificación física y técnica de la información técnica .............. 6

2. NORMAS DE RECEPCION DE INFORMACIÓN TECNICA

2.1 ESTUDIOS GEOLOGICOS ........................................................................................ 7 2.1.1 Geología de campo ........................................................................................ 7 2.1.2 Estudios de Geoquímica ................................................................................ 8 2.1.3 Estudios de Bioestratigrafía .......................................................................... 8

2.2 PERFORACION, COMPLETACION Y PRUEBAS DE POZOS ................................. 8 2.3 ESTUDIOS GEOFISICOS ........................................................................................ 11

2.3.1 Sísmica 2D, 3D ............................................................................................ 11 2.3.2 Levantamientos geofísicos .......................................................................... 13

2.4 INFORMACION GEOGRAFICA ............................................................................... 14 2.5 INFORMACION TECNICA DE POZOS Y SISMICA ................................................ 14

2.5.1 Módulos de la Base de Datos de Pozos ...................................................... 14 2.5.2 Tablas para Información sísmica ................................................................. 15

3. SOLICITUDES DE INFORMACIÓN TECNICA


ANEXOS

Anexo 1: Formatos para la entrega de Muestras de Roca, Fluidos y Análisis de Laboratorio.

1A. Muestras Geológicas de Campo 1B. Muestras de Canaleta 1C. Núcleos Convencionales 1D. Muestras de Núcleos de Pared 1E. Muestras de Fluidos de Pozo 1F. Consideraciones para la entrega de Muestras y características de los

Contenedores. 1G. Consideraciones para la entrega de Informes de Análisis de Laboratorio.

Anexo 2: Nombre del Pozo Anexo 3: Estado del Pozo

3A. Estado del pozo 3B. Reporte de lodos 3C. Registro de brocas 3D. Reporte de tuberías de revestimiento 3E. Reporte de cementación

Anexo 4: Historial del Pozo Anexo 5: Información Geológica y Geofísica

5A. Información geológica 5B. Información sísmica 5C. Gravimetría, magnetometría, métodos eléctricos y sensores remotos

Anexo 6: Información Geográfica Anexo 7: Información Sísmica

7A. Ficha de Campaña Sísmica 2D Terrestre 7B. Ficha de Campaña Sísmica 2D Marina 7C. Ficha de Campaña Sísmica 3D Terrestre 7D. Ficha de Campaña Sísmica 3D Marina 7E. Estándares de presentación de Información Sísmica

Anexo 8: Diagrama de Flujo de Solicitud de Información Técnica Anexo 9: Módulos de Base de Datos de Pozos


1 INTRODUCCIÓN La información técnica generada a partir de las actividades de exploración / explotación de hidrocarburos que desarrollan las compañías Contratistas juega un papel muy importante en la promoción de las inversiones para las actividades de exploración de hidrocarburos. En los últimos años, su volumen, complejidad e importancia se ha incrementado sustancialmente, originando la necesidad de organizarla y validarla adecuadamente a efectos de poder compartirla, publicarla y accederla oportunamente. Para tal efecto, la información técnica debe ser clasificada de acuerdo al tema y al tipo de información a fin de garantizar su integridad, calidad y seguridad. La eficiencia del servicio de consultas al Banco e Datos de PERUPETRO S.A. está en función de la calidad de la información técnica enviada por las compañías Contratistas encargadas de generar los datos técnicos y grabarlos en un medio magnético para ser procesada por PERUPETRO S.A. La información técnica resultante de las actividades de Exploración y Explotación de hidrocarburos debe ser generada y verificada por Geólogos, Ingenieros de Petróleo y Geofísicos de las compañías Contratistas, con amplio conocimiento y experiencia en el análisis del contenido de los documentos técnicos. Estos deberán actuar con imparcialidad, especificidad, veracidad y buen criterio para poder realizar dicha labor. Base legal: Ley 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, artículo 6, literal c) Decreto Supremo 032-2004-EM, Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. 1.1 OBJETIVO El objetivo de este Manual es establecer las normas y estándares para la “ Recepción y Entrega de la Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos” a PERUPETRO S.A. generada como resultado de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, efectuadas por las compañías contratistas durante la vigencia de los Contratos suscritos con PERUPETRO S. A. 1.2 ALCANCE Este Manual es aplicable a toda la información técnica generada y adquirida a partir de la publicación de este Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica, en el desarrollo de: • Contratos de Licencia para la Exploración y Explotación por Hidrocarburos.

• Contratos de Servicios Petroleros para la Explotación de Hidrocarburos.

• Convenios de Evaluación Técnica, Convenios de Promoción y otros tipos de convenios.

• Cualquier otro esquema contractual que PERUPETRO S.A. defina a futuro.

Este Manual constituye la guía para la entrega formal de la Información Técnica generada por las compañías contratistas y su correcta generación, lo cual permitirá que el Banco de Datos de PERUPETRO S.A. cumpla con los siguientes objetivos:


• Adecuado control y administración de los datos almacenados. • Habilidad para compartir la información técnica. • Optimización del tiempo de búsqueda de la información. • Eliminación de la redundancia de almacenamiento de datos técnicos. • Conservación de la Integridad de la información técnica. • Facilitación del acceso a la información técnica. • Seguridad de la información técnica de consulta restringida.

La modificación de los Formatos, Fichas y / u otros requerimientos relacionados con la entrega de información técnica, lo podrá efectuar periódicamente PERUPETRO S.A., con la finalidad de ajustarse a las nuevas tecnologías y formatos de la industria petrolera. 1.3 PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA 1.3.1 Lugar de Entrega

a) La información técnica en general (geofísica, pozos, cartográfica, gravimetría, magnetometría, informes de evaluación G&G, etc.) deberá ser entregada a la Gerencia de Contratos, en las instalaciones de PERUPETRO S.A.

b) Las muestras geológicas de campo y de pozos, así como las de fluidos de pozo

serán entregadas en las instalaciones del Archivo de Muestras (Litoteca) ubicado en la Refinería Conchán.

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

En ambos casos, éstas deberán venir acompañadas de una comunicación oficial de la Empresa Contratista, en la que se describa la información que se está entregando, indicando los medios, tipo de información y formatos como se indica en este Manual. Los lugares de entrega arriba mencionados podrán ser cambiados, lo cual será notificado oportunamente por PERUPETRO S.A. 1.3.2 Aspectos generales que deben tenerse en cuenta en el proceso de entrega de

información técnica La información técnica que se entrega debe estar acompañada de una comunicación, debidamente firmada por un representante autorizado de la compañía contratista, con la siguiente información: • Operadora/Contratista.

• Contrato de Exploración y Explotación u otro tipo de contratación o licenciamiento.

• Lote o Yacimiento en operación.

• Fecha de Entrega (Día-Mes-Año).


• Tipo de información técnica de exploración o explotación de hidrocarburos entregada (sísmica, pozos, cartográfica, gravimetría, magnetometría, informes de evaluación G&G, etc.)

• Relación detallada de la información técnica entregada, de acuerdo con lo establecido para cada tipo en el Capítulo 2 de este Manual.

• Medios y formatos de entrega.

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

Si alguna información es parte de un Anexo de otra entrega anterior, no es necesario entregarla nuevamente; siempre y cuando, cumpla con lo establecido en el Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica en cuanto a contenido mínimo, formatos y medios, y sea debidamente identificada en la comunicación con la cual se entregó.

Toda la información técnica que se entregue a PERUPETRO debe ser original o una copia fidedigna de la información técnica obtenida o generada por la compañía Contratista durante cualquiera de las actividades asociadas a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos que haya dado origen a la misma.

Toda la información debe estar debidamente identificada, depurada, rotulada y foliada según se indique en este Manual o en cualquiera de sus Anexos.

Los estudios e informes técnicos (texto, gráficos y figuras) deben ser entregados en los formatos de los programas en los que se originaron; asimismo, los gráficos, figuras, tablas, mapas, etc. (originales). También se entregará una versión de los diversos documentos compilado en un solo documento en formato PDF generado desde Adobe Acrobat, y en el mismo orden en que presenta la versión impresa del estudio o informe técnico.

1.3.3 Recepción de la Información Técnica

1. Toda entrega de información técnica deberá realizarse personalmente en las oficinas de PERUPETRO S.A., por una persona autorizada de la compañía Contratista/Operadora.

2. Cada clase de información técnica debe ser entregada en forma completa (una sola entrega) inmediatamente finalice su adquisición, de acuerdo con los productos, contenido, medios, formatos y cantidades establecidos en este Manual. Cuando se trate de información técnica de sísmica de campo de gran volumen digital, PERUPETRO podrá autorizar, a solicitud de la compañía Contratista/Operadora, entregas parciales de este tipo de información. La información que resultara incompleta durante el proceso de Verificación Física será devuelta a la Contratista/Operadora y se dará por no recibida.

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

a. Estar debidamente etiquetado.

b. Estar debidamente embalado e identificadas las cajas usadas para este propósito (cuidando que provean protección al contenido).

c. Estar unívocamente identificado en la comunicación de entrega de información técnica de la compañía Contratista.


1.3.4 Verificación Física y Técnica de la Información Técnica

1. La Gerencia de Exploración realizará la verificación física y técnica de la información técnica entregada por las compañías contratistas, a través de la empresa Administradora del Banco de Datos, Grupo de Recepción y Entrega de Información Técnica.

2. El Grupo de Recepción y Entrega de Información Técnica del Banco de Datos, realizará una verificación física del material que se reciba y lo comparará contra la Orden de Trabajo recibida. La información técnica que fuera entregada y no esté explícitamente identificada en la Orden de Trabajo, será devuelta y se considerará como no recibida.

El Grupo de Recepción y Entrega de Información Técnica, colocará un sello incluyendo la fecha de recibido, así como la certificación de la entrega física de la información técnica. Cumplida la etapa de verificación física de la información técnica, el Grupo de Verificación Técnica de la Información Técnica, dependiendo de la clase de información recibida, verificará el cumplimiento de lo establecido en este Manual. Si este Grupo encontrara que la información técnica entregada no cumple con lo estipulado o que está incompleta, enviará una comunicación a PERUPETRO S.A., explicando las causas de la no aceptación de la misma. Si la información técnica se recibió en forma completa y cumplió con lo establecido en el Manual, la compañía Contratista/Operadora recibirá de PERUPETRO S.A. un “Certificado de Integridad de la Información Técnica entregada”.

3. Si la compañía contratista, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de la solicitud de corrección o entrega de productos faltantes, no completa la información faltante o la que no cumplió con lo estipulado en este Manual, toda la información que fuera entregada y registrada en la comunicación de entrega se considerará como no recibida, para lo cual, el Grupo de Recepción y Entrega de Información Técnica del Banco de Datos a cargo de la recepción y verificación de los datos, según corresponda, generará una comunicación informando a PERUPETRO S.A. sobre dicha situación, a fin que PERUPETRO S.A. solicite nuevamente tal información técnica.

2. NORMAS DE RECEPCIÓN DE INFORMACIÓN TÉCNICA 2.1 ESTUDIOS GEOLÓGICOS 2.1.1 Geología de Campo Las compañías que realicen trabajos de geología de campo y muestreo de campo o de pozos, deberán entregar la siguiente información:

PRODUCTOS CANT. CONTENIDO / DESCRIPCION FORMATO MEDIOS

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

Uno en formatos originales (Word, Excel),

Imágenes en tiff/jpg y Papel y Medio Digital (CD o

DVD)

Informe Final de Geología de Campo 1 Todo el informe editado

en formato PDF de acuerdo a la secuencia

de la copia impresa


correlación con los pozos cercanos según sea el caso

Debe contener: Cuenca/Lote/Área, Departamento, Ubicación Geográfica, Coordenadas de la muestra, Elevación, Identificación de la muestra, Tipo de muestra, Tope y Base, Formación, Edad, Litología, Azimuth, Buzamiento (DIP), Comentarios, Relación de muestras, Mapa de encaminamiento (2 ejemplares)



DVD

Informe de Muestras de Campo 1 Todo el informe editado


de la copia impresa Al Informe se adjuntarán las muestras que serán entregadas en la Litoteca, ubicada en Conchán.(*) Debe contener: Nombre del Pozo, Identificación de la Muestra, Tipo, Intervalo Muestreado, Posición Estratigráfica, Descripción



DVD

Informe de Muestras de Pozo 1 Todo el informe editado


de la copia impresa

Al Informe se adjuntarán las muestras que serán entregadas en la Litoteca, ubicada en Conchán

(*) Las muestras entregadas a PERUPETRO podrían ser destinadas a análisis de Geoquímica, Sedimentología, Petrografía, Petrofísica, o cualquier otro; por lo tanto, deberán entregarse en calidad y cantidad suficiente para estos fines. Además, estas muestras deberán ser entregadas rotuladas y en cajas de madera para el caso de muestras de roca y en envases de vidrio oscuro para el caso de fluidos. En lo referente a muestra de canaleta el volumen a entregar será de 250 gr para muestras secas y 500 gr para muestras húmedas Ver en los Anexos 1A a 1G, los Formatos de entrega de las muestras, Consideraciones para la entrega y los Contenedores a ser usados. 2.1.2 Estudios Geoquímicos El informe deberá ser entregado siguiendo los siguientes estándares:




DVD)

Informe de Análisis de Laboratorio 1 Se describe en el Anexo 1G Todo el informe editado


de la copia impresa

2.1.3 Estudios Bioestratigrafícos El informe deberá ser entregado siguiendo los siguientes estándares:




DVD)

Informe de Análisis de Laboratorio 1 Se describe en el Anexo 1G Todo el informe editado


de la copia impresa.

2.2 PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN Y PRUEBAS DE POZOS Previo a la perforación de un pozo, se deberá presentar los siguientes documentos:


PRODUCTOS CANT. CONTENIDO Y/O

DESCRIPCION FORMATO MEDIOS

Uno en formatos originales (Word, Excel), Imágenes

en tiff/jpg y Estudios de Impacto Ambiental – EIA

Papel y Digital (CD o DVD) 1 Aprobado por DGAAE (*) Todo el informe editado en

formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa. Uno en formatos originales (Word, Excel), Imágenes en tiff/jpg y Plan de Manejo Ambiental –

PMA Papel y Digital (CD o

DVD) 1 Aprobado por DGAAE (*) Todo el informe editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa.

(*) Debe incluirse copia de la Resolución Directoral (RD) y estudio final actualizado con levantamiento de observaciones si las hubiera. Una vez definida la estructura y el punto donde se perforará el pozo, la compañía Contratista le asignará un nombre al pozo siguiendo las pautas del Anexo 2. Antes del inicio de las actividades de perforación, completación y pruebas, la compañía Contratista deberá presentar la Prognosis del Pozo, que deberá contener la siguiente información:

PRODUCTOS CANT. CONTENIDO Y/O DESCRIPCION FORMATO MEDIOS

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


Imágenes en tiff/jpg y Papel y Medio Digital (CD o DVD) Prognosis del Pozo 1 Todo el informe editado



Adjuntar: Mapas, Gráficos, Secciones, Figuras

Al finalizar las actividades de perforación, completación y pruebas, la compañía Contratista deberá presentar el Informe Final del Pozo, que deberá contener los siguientes reportes:


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

Imágenes en tiff/jpg y

Descripción litológica de las muestras de canaleta, de núcleos, de SWC. Reporte Final del Control

Geológico Diario de Perforación

Todo el informe editado en formato PDF de

acuerdo a la secuencia de la copia

impresa.impresa.papel.

Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1 Columna Estratigráfica

atravesada, Cromatografía de Gases, Presencia de Hidrocarburos, Pruebas de Formación, Evaluación. Debe contener: Uno en formatos

originales (Word, Excel), Imágenes en tiff/jpg y

Reporte Final de las Actividades Diarias de Perforación

Características del Equipo de Perforación, Parámetros de Perforación, Descripción del

Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1

Todo el informe editado



Conjunto de Fondo, Reportes diarios de perforación, de brocas y de lodos.


de la copia impresa Debe contener: Uno en formatos

originales (Word, Excel), Imágenes en tiff/jpg y

Detalle de la tubería de Revestimiento, Cementación, Punzonamiento, Pruebas de Presión, Pruebas de formación y de Producción, Instalaciones de Producción, RPI

Reporte de Completación / Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1 Todo el informe editado


de la copia impresa

Abandono del Pozo

Debe contener: Registro principal, Imagen del perfil, Perfil del Pozo impreso y digital, incluyendo cabezal y registro. El registro debe contar con escala horizontal de cada una de las curvas y la escala vertical claramente indicada. El cabezal debe contener los siguientes datos: Nombre de pozo, nombre de perfil, Compañía, área o yacimiento, lote y los parámetros del registro.

LIS, DLIS (Solo en caso de no disponer del

formato mencionado, podrá ser reemplazado

por ASCII o LAS). y

Papel y Medio Digital

(CD o DVD) Perfiles de Pozo 1 No serequiere

películas

Información de encabezados, diagramas de herramienta y pozo, secciones repetidas (cuando hay anomalías), información de cáliper, calibración maestra. Escala 1:200 y 1:500

JPG o TIFF en 300 dpi .

Debe incluir información de encabezados, profundidad medida, inclinación, azimut, profundidad vertical cierta (TVD), intervalo vertical.


Imágenes en tiff/jpg y Información direccional del Papel y Medio Digital (CD, DVD) 1 Todo el informe editado



Pozo Debe incluirse plano horizontal y vertical de la trayectoria y desplazamiento 3D en color.

Debe contener: Registro Sísmico de Pozo Parámetros, Equipo,

Secuencia del Procesamiento, Productos de Procesamiento

Papel y Medio Digital (CD o DVD o DLT) 1 SEG-Y y JPG / TIFF / (WVS, VSP)

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

Imágenes en tiff/jpg y Identificación de las Muestras, Técnicas Utilizadas, Interpretación de Resultados, Conclusiones.


acuerdo a la secuencia de la copia

impresa.secuencia de la copia impresa.

Reportes de Análisis de Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1 Laboratorio

Debe contener: Análisis de las actividades de Perforación, Completación, Estimulación y Pruebas del Pozo, Interpretación Geológica, Geofísica y de Ingeniería de Petróleo en base a resultados obtenidos.


Imágenes en tiff/jpg, Formato ASCII para la

data de pruebas.

Reporte Integrado de Evaluación de los Resultados de Perforación, Completación y Pruebas del Pozo.

Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1


acuerdo a la secuencia de la copia impresa

Data original de los sensores de fondo de las pruebas y de los equipos de superficie. Costos Reales de Perforación, Completación y Pruebas.


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

Debe contener: Prognosis, Programas de: Punzonamiento, Fracturamiento, Acidificación, Equipos y Materiales, Procedimiento del Reacondicionamiento, Reportes Diarios, Resultados, Costos.


Imágenes en tiff/jpg y Informe de Papel y Medio Digital (CD o DVD) 1 Todo el informe editado


de la copia impresa

Reacondicionamiento y Servicio de Pozos

En el Anexo 3, se presenta las diferentes posibilidades de clasificación y códigos del pozo después de los trabajos de completación o abandono. Así mismo, se incluye formatos para los reportes de lodo, brocas, casing y cemento. En el Anexo 4, se presenta la información técnica que debe estar incluida en el Archivo del Pozo (Historial del Pozo). En el Anexo 5A se presenta el formulario para el control de entrega de información técnica geológica y de pozos. Así mismo, se deberá completar las tablas del Modulo de Base de Datos de Pozos según lo detallado en el Anexo 9. 2.3 ESTUDIOS GEOFÍSICOS 2.3.1 Sísmica 2D, 3D Adquisición Sísmica Previo al levantamiento sísmico, se deberán presentar los siguientes documentos:

PRODUCTOS CANT. FORMATO MEDIOS

El informe editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa.

Papel y Digital (CD, DVD) Estudios de Impacto Ambiental – EIA 1

El informe editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa..

Papel y Digital (CD, DVD) Plan de Manejo Ambiental – PMA 1

El informe de EIA a presentar debe ser copia de la versión aprobada por la DGAAE con Resolución Directoral, incluyendo el levantamiento de observaciones, si las hubiera. Terminada la adquisición sísmica, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:


Los encabezamientos (headers) de los registros sísmicos deben ser llenados de acuerdo a los estándares SEG (ve Anexo 7)

Registro Sísmico de Campo

SEG D DEMUX o SEG Y 1 DLT

Reportes del Observador producidos automáticamente por el equipo y manualmente por el observador

Soporte de adquisición 1 CD o DVDMS WORD, EXCEL


Navegación - Coordenadas finales en sistemas UTM y Geográficas, Datum WGS-84, y elevaciones.

UKOOA,SEG-P o ASCII

Inventario de medios magnéticos MS WORD, EXCEL

Descripción del Área, Logística, Administración, Operaciones de Campo (Perforación, Registro, Control de Calidad), Seguridad, Salud y Medio Ambiente, Personal Técnico

Uno en formato original

(Word,Excel), otro editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la

copia impresa

Informe Final de Adquisición Sísmica Papel y CD

O DVD 1

Marco de coordenadas, posición de puntos de tiro y grupos de recepción, nombres de líneas, números de puntos de tiro, mapa topográfico.

Mapa Base (2D) 1 JPEG y Shape File CD o DVD

Equipos, Parámetros Geodésicos o topográficos, Descripción del Software, Puntos GPS, Coordenadas finales UTM y Geográficas referidas al Datum WGS-84, del Programa (Lineas/Swath), Esquemas de cruces de líneas, descripción de líneas (schetch lines)



copia impresa

Informe Final de Geodesia / Topografía 1 CD O DVD

(*) Tanto la producción y las pruebas experimentales, así como las líneas sísmicas finales se grabarán en medios magnéticos individuales. Procesamiento / Reprocesamiento Sísmico Concluido el Procesamiento/Reprocesamiento Sísmico, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:


Información Sísmica DLT o CD o DVD 1 Procesadas versión final SEG-Y (2D/3D)

Coordenadas y Elevaciones empleadas finales

SEG-P1, UKOOA, ASCII 1 Coordenadas CDP (UTM, Datum WGS84) CD o DVD

Equipos y software usados para el (re) procesamiento Parámetros de adquisición.

Secuencia de (re)procesamiento.

Parámetros empleados en el (re)procesamiento.

Diagrama, mapa de fold o cobertura.

Tipos de procesos obtenidos



copia impresa

Papel y Digital en CD o DVD

Informe Final 1

Conclusiones y recomendaciones.

Valores de velocidades aplicadas en las secciones sísmicas procesadas/reprocesadas. ASCII, TXT

Sección Sísmica impresa e imagen digital

CD o DVD y Película 1 Impresión de la versión procesada final. TIFF o JPG

Los medios digitales deberán estar correctamente identificados, adjuntando además el detalle de su contenido y peso en bytes.


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


Uno en formatos originales (Word, Excel, tiff, jpg), y Otro editado en formato PDF de

acuerdo a la secuencia de la copia impresa.

Debe contener: Fundamentación de la interpretación, Secciones Sísmicas Interpretadas, Mapas Resultantes, Conclusiones y Recomendaciones. Hardware y Software utilizado

Papel y Digital (CD

o DVD)

Informe Final de Interpretación 1

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

Backup de la Interpretación

Formatos originales 1 CD o DVD

Interpretación Sísmica 1 Medio Magnético-Horizontes y fallas ASCII CD o DVD

Archivos de Mallados 1 Grids ASCII CD o DVD

Los medios digitales deberán estar correctamente identificados, adjuntando además el detalle de su contenido y peso en bytes. 2.3.2 Levantamientos geofísicos Concluido el levantamiento, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:


Uno en formatos originales (Word, Excel, tiff,jpg), y

Descripción del Área, Logística, Administración, Operaciones de Campo, Relación de Valores medidos, Control de Calidad, Seguridad, Salud y Medio Ambiente, Personal Técnico

Informe Final del Levantamiento

Otro editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa.

1 CD o DVD


Equipos, Parámetros Geodésicos o topográficos,

Informe Final de Geodesia / Topografía

Descripción del Software, Puntos GPS, Coordenadas finales Ajustadas (UTM y Geográficas), Datum WGS-84.


1 CD o DVD)

Mapas Base del Levantamiento y Puntos GPS


Hardware y Software utilizado, Formato de Datos, Secuencia de Procesamiento / Reprocesamiento

Informe Final de Procesamiento / Reprocesamiento


CD o DVD)1

Mapa Base del Levantamiento


Informe Final de Interpretación

Fundamentación de la interpretación, Secciones Interpretadas, Mapas Resultantes, Conclusiones y Recomendaciones Hardware

1 CD o DVD

Otro editado en



y Software utilizado formato PDF de acuerdo a la secuencia de la copia impresa.

Back Up de la Interpretación

Especificar el software utilizado en la interpretación y los formatos de salida 1 Libre CD o DVD

Los medios digitales deberán estar correctamente identificados, adjuntando además el detalle de su contenido y peso en bytes. En los Anexo 5B y 5C, se presenta los formularios para el control de entrega de Información técnica de Sísmica y Gravimétrica-Magnetométrica. 2.4 INFORMACION GEOGRÁFICA El estándar de los mapas para cada tema es el siguiente:

TEMAS SUBTEMA CANT. FORMATO MEDIO

Hidrografía, Curvas de Nivel, División Política (poblaciones, asentamientos humanos, límites departamentos, y/o provinciales, hitos, límites internacionales, capitales), Vías de acceso, Aeropuertos, lugares arqueológicos.

Imagen (JPG, TIFF o CGM) Vector (ASCII (x, y, z) SHP o DWG Papel y en medio

digital (CD o DVD)Cultural 1

Áreas Naturales Protegidas del SINANPE, Reservas del Estado y Comunidades Nativas,

Imagen (JPG, TIFF o CGM) Vector (ASCII (x, y, z) SHP o DWG

Información Ambiental

Papel y en medio digital (CD o DVD)1

Ductos principales y/o secundarios, Estaciones de Bombeo, Baterías, manifols, Plantas de Separación, Instalaciones de captación/inyección


Infraestructura Petrolera

Papel y en medio digital (CD o DVD)1

Cuencas, Geología de Superficie, subsuelo (tiempo – profundidad), estructuras, afloramientos, secciones regionales


Papel y en medio digital (CD oDVD)Geología 1

Todos los mapas entregados en papel deben ser originales y a escala de trabajo (teniendo en cuenta los estándares para los diferentes atributos). No se aceptarán reducciones. A la información en medio digital se deberá adjuntar un listado especificando para cada archivo: Tema, Fuente, Escala, Sistema de Coordenadas, Proyección y Datum, entre otros. También se deberá completar y entregar los Metadatos Geográficos, tal como se establece en el Anexo 6. 2.5 INFORMACION TECNICA DE POZOS Y SISMICA 2.5.1 Módulos de la Base de Datos de Pozos Para la Base de Datos de Pozos se deberán completar los siguientes Módulos:

- Módulo 1: Información General del Pozo, - Módulo 2: Completación del Pozo, - Módulo 3: Perforación,


- Módulo 4: Reservorios, - Módulo 5: Producción.

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

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

Módulo 2: Completación del Pozo contiene 5 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente

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

Módulo 3: Perforación del Pozo contiene 5 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente

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

Módulo 4: Reservorios contiene 11 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente

información: - Análisis de Hidrocarburos Gaseosos, - Análisis de Hidrocarburos Líquidos, - Extracción de Fluidos del Reservorio - PVT, - Liberación Flash - PVT, - Liberación Diferencial - PVT, - Resultados de Análisis - PVT, - Extracción de Núcleos Convencionales y SWC, - Análisis Convencional de Núcleos y SWC, - Análisis de Permeabilidad relativa, - Análisis de Presión Capilar, y - Resultados de la Prueba de Presión de Fondo.

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

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

Se adjunta el “Manual Módulos de Bases de Datos de Pozos ”, conteniendo la descripción de cada uno de los Módulos y la descripción de las Tablas para su correcto llenado.


2.5.2 Tablas para Información Sísmica Estas Tablas o Fichas de Campañas se deberán completar cada vez que se realiza un nuevo levantamiento sísmico. En lo que respecta a Información de Campo, se utilizará un registro del formato para cada línea sísmica. La Información correspondiente a las columnas de “Data Processed” será llenada por PERUPETRO S.A. En el Anexo 7 se incluye 4 tipos de Fichas de Campañas:

- Ficha de Campaña Sísmica 2D Terrestre, - Ficha de Campaña Sísmica 2D Marina, - Ficha de Campaña Sísmica 3D Terrestre, y - Ficha de Campaña Sísmica 3D Marina.

3. SOLICITUDES DE INFORMACIÓN TÉCNICA En caso que una compañía Contratista solicite a PERUPETRO S.A. información técnica para la evaluación de un área determinada, deberá hacerlo con la anticipación debida. Esto permitirá a PERUPETRO S.A. efectuar las coordinaciones necesarias con la Compañía Administradora de la Base de Datos para que la atención oportuna de la información técnica solicitada. En el Anexo 8, se presenta un diagrama de flujo que sigue la atención a una solicitud de información técnica a PERUPETRO S. A.


ANEXO 1

FORMATOS PARA LAS MUESTRAS DE ROCA, FLUIDOS Y ANALISIS DE

LABORATORIO


ANEXO 1F

Consideraciones para la entrega de Muestras y características de los Contenedores

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

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

• Las muestras de canaleta, con un peso mínimo de 250 gr. para muestras secas y 500 gr. para muestras húmedas deberán ser entregadas en bolsas de papel (muestras secas) y de plástico (muestras húmedas), organizadas en cajas de madera.

• Las muestras de núcleos convencionales deberán ser entregadas en cajas de madera.

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

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

1. Información de Muestra Geológicas de Campo

Los datos mínimos que se deben registrar para este tipo de muestras se consignan en el Anexo 1-C, Formato de Entrega de Muestras Geológicas de Campo.

2. Información de Muestras de Pozo

Los datos mínimos que se deben registrar para este tipo de muestras se consignan en el Anexo 1-A, Formato de Entrega de Muestras de Canaleta.

3. Identificación o Rótulo de las Cajas

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

En Muestras de Pozo Geológicas CampoNúmero de Caja (Correlativo por entrega) (X) (X) Nombre de la Compañía (X) (X) Lote (X) (X) Nombre de Pozo (X) Localidad (X) (X) Intervalo (X) Tipo de Muestras (X) (X) Número de Muestras contenidas (X) (X)

4. Identificación del envase de la muestra

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

En Muestras de Pozo Geológicas CampoNúmero de Pozo/Identificación de campo (X) (X) Lote (X) (X) Localidad (X) Intervalo (X)

5. Relación de muestras Las muestras de acuerdo a su origen deberán ser acompañadas al momento de entrega de los formatos 1A, 1B, 1C, 1D Y 1E del Anexo 1, según corresponda.


ESPECIFICACIONES PARA CAJAS Y ENVASES CONTENEDORES DE MUESTRAS

FRASCO PARA MUESTRAS DE PETRÓLEO, CONDENSADO

Y AGUA DE FORMACIÓN


CAJAS PARA SOBRES DE MUESTRAS DE CANALETA LAVADAS Y SECAS Y MUESTRAS PARA ANÁLISIS DE PALEO

SOBRES DE PAPEL PARA MUESTRAS DE CANALETA LAVADAS Y SECAS

12cm

8cm


CAJAS PARA NÚCLEOS CONVENCIONALES

GROSOR DE LA TAPA 15 mm

CAJAS PARA CONTENER SOBRES DE MUESTRAS DE CANALETA LAVADAS Y SECAS, BOLSAS DE PLASTICO DE MUESTRAS DE CANALETA HÚMEDAS Y BOLSAS DE TELA DE

MUESTRAS DE CAMPO

GROSOR DE LA TAPA

15 mm


CAJAS PARA MUESTRAS GEOLÓGICAS DE CAMPO

GROSOR DE LA MADERA

15 mm

BOLSAS DE TELA PARA MUESTRAS GEOLÓGICAS DE CAMPO


ANEXO 1G

Consideraciones para la entrega de Informes de Análisis de Laboratorio (Geoquímicos y Bioestratigráficos)

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

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

Dato a incluir Contenido Descripción

Título En letra mayúsculas y sin tildes Indicar si es Informe, Informe regional, Historia de pozo, etc Tipo de Documento

Fecha En el formato YYYY/MM/DD Entidad/Compañía/Institución/Laboratorio que realizó los análisis materia del estudio Compañía de Servicios

Compañía Contratista Compañía que ordena el estudio

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

Información del Análisis

Tipo de análisis efectuado Parámetros y sus resultados

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

Nombre del pozo

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

Información de la Muestra

Tipo de muestra tomada para ser procesada y analizada: Canaleta, núcleo convencional, núcleo de pared, etc,

Tipo de muestra De Pozos

Formación Edad Litología Comentarios Cuenca – Lote – Área

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

De Superficie

Relativa al sitio del estudio. Deben citarse localidades cercanas al área del levantamiento de la información. (Ejm: cercanías a la ciudad de El Alto o Levantamiento entre Paita y Sechura)

Ubicación Geográfica

Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de donde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de una zona urbana, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente geográfico. (Ejm: Quebrada Pariñas, Carretera Pucallpa-Aguaytia, Río Urubamba, etc)

Área Geográfica

Hace referencia a las coordenadas de la muestra (afloramiento o manadero), con sus respectivas coordenadas Norte y Este, así como el tipo (planas o geográficas), origen y datum (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas

Coordenadas de la muestra

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

Tipo de muestra tomada para ser procesada y analizada, si corresponde a una muestra de zanja, de ripio, etc. (oil seep, gas seep)

Tipo de muestra

Tope y Base Valor numérico en pies Formación Edad


Litología

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

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

Comentarios Observaciones relevantes de la muestra

Del Estudio Bioestratigráfico Los datos mínimos y obligatorios a incluir en el informe de Estudios Bioestratigráficos son los siguientes:

Dato a incluir Contenido Descripción Título En letra mayúsculas y sin tildes Autor Persona(s) que redactó el documento Analista Persona(s) que efectuaron el estudio de las muestras

Reporte Bioestratigráfico/Carta de Distribución/Informe/Informe Regional/Historia de Pozo Tipo de Documento

Fecha En el formato YYYY/MM/DD Entidad/Compañía/Institución/Laboratorio que realizó los análisis materia del estudio Compañía de Servicios

Compañía Contratista Compañía que ordena el estudio

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

Información del Documento Bioestratigráfico

Tipo de análisis efectuado

Parámetros y sus resultados

Gráficos, perfiles, mapas, figuras, etc.

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

Nombre del pozo Tipo de análisis (Palynomorphs/Foraminiferal/Nannofossils/Ostracods/etc)

Información bioestratigráfica

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

Tope y Base Valor numérico en pies Información Sobre fósiles, zona y paleoambiente Edad

Información de Pozos

Formación Litología

Ejm: si es estéril, si contiene fósiles reatabajados, si se le asignan zonas informales, si es correlacionable con alguna formación o zona, etc

Comentarios acerca de la muestra

Nombre de la sección Nombre de la sección estudiada Cuenca

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

Ubicación Geográfica

Relativa al sitio del estudio. Deben citarse localidades cercanas al área del levantamiento de la información. (Ejm: cercanías a la ciudad de Paita, Levantamiento entre El Alto y Los Órganos)

Información de Muestras de Superficie

Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de donde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de una zona urbana, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente geográfico. (Ejm: Quebrada Pariñas, Carretera Pucallpa-Aguaytia, Río Urubamba, etc)

Área Geográfica

Hace referencia a las coordenadas de la sección con sus respectivas coordenadas Norte y Este, así como el tipo (planas o geográficas), origen y datum (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas. Deben consignarse tanto las iniciales como las finales

Coordenadas de la sección

Elevación Altura sobre el nivel del mar


Observaciones relevantes: Número de muestras con fósiles o estériles, intervalo analizado y otro tipo de información que sea geológica y no pueda ser capturada en los demás atributos, como fallas, discordancias, etc.

Comentarios de la sección

Coordenadas Geográficas de la muestra

Elevación de la muestra Altura sobre el nivel del mar de la muestra Identificador de la muestra (Sample id)

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

Posición estratigráfica en la columna o sección

Debe citarse la posición en metros, sobre la columna estratigráfica o sobre la sección

Información sobre fósiles, zona y paleoambiente

Formación Edad Litología

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

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

Comentarios Observaciones relevantes de la muestra


Dato a incluir Contenido Descripción Estimado cualitativo que hace el evaluador acerca de la cantidad relativa de microfósiles encontrados en la muestra

Recobro

Nombre cada taxón de acuerdo con las reglas internacionales de taxonomía y siguiendo los patrones de nomenclatura taxonómica, en cuanto a la definición de las especies conferidas, afines, tipos, especies informales, inciertas, etc.

Nombre del fósil

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

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

Fósiles reportados por el analista que no son parte del tipo de estudio. Como los demás taxa, debe hacerse un conteo absoluto de éstos y hacer referencia a sus atributos si es necesario

Otros Microfósiles

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

Contenido Bioestratigráfico

Nombre de los minerales y otros elementos identificados por el evaluador que parecen asociados a los diferentes taxa analizados

Minerales

Paleoambiente Paleoambiente asignado a la muestra

Zona

Unidad bioestratigráfica asignada siguiendo las normas establecidas en la guía estratigráfica internacional. Se deben separar las diferentes zonas de acuerdo con los estudios bioestratigráficos realizados, ejm: para un análisis de palinología se debe separar las zonas de polen y espóras de las zonas de palinomorfos marinos (dinoflagelados) o si se trata de un estudio de foraminíferos se deben separar las zonas de foraminíferos bentónicos de las zonas de foraminíferos plantónicos.

Información Bioestratigráfica (fósiles, zona, paleoambiente)

Estimado cualitativo del estado de preservación de los fósiles analizados Preservación

Clasificación del tipo de materia orgánica que se encontró en la muestra incluyendo porcentaje estimado para cada tipo

Tipo de Materia Orgánica

Información sobre el Kerógeno

Tipos de kerógenos presentes en la muestra y cual de ellos es el dominante

Reflectancia de Vitrinita Medida de porcentaje de luz reflejada por una partícula de materia orgánica dada y está expresado en números enteros y decimales

Indice de Alteración Termal (TAI)

Expresión numérica estimada del TAI. Valor inicial y final del TAI

Color de esporas Apreciación cualitativa

Información de Palinofacies y de Geoquímica Orgánica relacionada a los Análisis de Palinología

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

Comportamiento de los diferentes taxas contra profundidad o espesor, según sea el caso, incluyendo la abundancia de los fósiles, edad, zona, paleoambiente e información litoestratigráfica si se conoce la fuente de las muestras. Para los análisis de palinología incluir información de geoquímica orgánica y de palinofacies y para los análisis

Carta de dispersión

Resumen por intervalos, haciendo mención de los tipos de fósiles, formales e informales que fueron determinantes de edad, zona ya ambiente. Se debe hacer referencia a la carta o cartas patrón (citas bibliográficas o anexo), sobre la cual se basó el analista para hacer las zonaciones y determinar edades

Resumen bioestratigráfico

Información adicional

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

Información de superficie


ANEXO 2

NOMBRE DEL POZO


NOMBRE DEL POZO

El nombre del pozo, sigue el formato y orden siguiente: Ejemplo: Compañía – Yacimiento - 52 - 3 - ZZ - 1 X D / ST 2 Donde:

SUFIJO DESCRIPCION Código de Compañía, asignado por el Banco de Datos. Compañía Nombre del yacimiento o estructura, asignado por el Operador. Yacimiento Número del Lote, especificado en el Contrato. 52 Número de la Parcela, especificada en el Contrato. 3 Denominación de la Plataforma (no es necesario si ha sido diseñada para un solo pozo).

ZZ

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

1

Clasificación de riesgo para el pozo: (X) Exploratorio y no es necesario para los de desarrollo.

X

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

D

Sub-clasificación de tipo de pozo: (ST) Side Track, (RE) Re-entry, (ML) Multilateral y no es necesario si no tiene sub-clasificación.

ST

El número correspondiente a la sub-clasificación. 2


ANEXO 3

ESTADO DEL POZO Y OTROS PARAMETROS


ACTIVOSSurgente por Forros SFSurgente por Tubos. STPozo de Gas. GASInyector de Agua. INYWInyector de Gas. INYGBombeo Mecánico. BMBombeo Electrosumergible. BESGas Lift. GLPlunger Lift. PLBombeo Cavidad Progresiva BCPSwab por Casing CSWABSwab por Tubing TSWABDesfogue DESF

INACTIVOSCerrado, esperando producir. IDLECerrado por alto GOR. HGORCerrado por alto WOR. HWORCerrado por bajo CGR. LCGRCerrado, esperando servicio. SD

ABANDONADOS Temporal ATAPermanente APADurante la perforación DPA

IDLE = Pozo cerrado esperando facilidades para producirLCGR = Low Condensate Gas RatioSD = Shut down

ANEXO 3AESTADO DEL POZO


nºTipoLong.

Tamaño Hora Guardia Tamaño Hora Guardia

Centrifuga DesilterDegaser BombaDesarmado Otro

Filtrado

Mat. Usadsacossacossacossacossacosx20sacossacossacossacossacossacosGlsdías

Unidad Costo Unid

RPMINFORMACION DE BROCAS

Tipo Reductores Peso

Servicio al EquipoSurvey

Telf:

Distribución de TiempoCosto

Telf:

Pérdida de Circulación @ .....................Otros @ .............................Ingeniero: Dirección

SperseneXP-20

Flujo de Agua Salada @....................

Productos

Profundidad .....................................

Magcogel

Tuberia Atascada @....................

OBSERVACIONES- DAR OPERACIONES PROFUNFIDAD, NATURALEZA Y PROBLEMAS ENCONTRADOS

Golpe de Gas @.......................

Perforado @..........................

Tann Aft.Soda Caúst

ArcillaResinex

Bent. Intern.

Hueco Estrecho @.........................Derrumbe @ .........................

FORROS VOL. HUECO BlsSup.

Vol. circ. total

Contenido Aceite (% por Vol.)

Presión Hidrostática (PSI)ION K+

Capacidad Azul Metileno

Per.Circul PSI.............Circ.

Hueco Tanques Tamaño bomba x Pulg.

Bbl/golpe Golpes x Bls x mim.

Bomba Marca/Mod.

Viscosidad Aparente (C.P.S.)

Vel. Anular(Pies/Min

Compañía Operadora EquipoFecha Inicio:Dirección Direcc.

Díam.Broca

DATOS DE CIRCULACIÓN

Sección:Nombre del Pozo Lote/Campo/Area Locación del Pozo Prov.OPERACIÓN

Reporte para: Reporte para:

Actividad actual

Díam.Tub.Interm.

Díam.CollarLinea Prod.Tipo Lodo:

Otro Vol.

Reporte NºANEXO 3B - REPORTE DE LODO

API del Pozo Prof.Nº de Pozo Clase Yacimiento Dirigid.

MUESTRA DE SALIDA .............. TANQUES ........................TEMPERATURA.............

Telf:

BaritinaBent. Nac.

Driii

Petroleo

Milgel

Potacio

Tratamiento por guardias

Representante OtrosAutoridadOperador x escrito Contratista

COSTO DIARIO COSTO ACUMULADO

Especificaciones para Propiedad del LodoPeso Viscos.

PROPIEDADES DEL LODO

Perforando

MagcogelSperseneXP-20Tann AthinSoda Caústica

Hora muestra tomadasProfundidadPeso.................Lbs. GradienteViscosidad de Viscosidad Plástica(Cps)

CMCMagcophosBaritina

Yiell Point (Lb/100 pie2) 10 sec./10 min

Alcalinidad, Filtrado (Pf/Mt)Sal

Filtrado APL (min/30 mim.)

Caudal

Ph

Costra 32 en-APL......................AP-Alcalinidad-Lodo (Pm)

Cloruros

Contenido Agua (% por Vol.)

Representante:

Calcio....................ppm Yeso Contenido Arena (% por Vol)Solidos (% por Vol.)

Viajes

Oficina

API, HP-HT

Costos- Sumario / 24 horas Fin...................................................................... @Almacén en:

Bentonita Nac.Bentonita Int.ResinexAceiteServ. Ing.


RIG Ddrig Supvr

Wt. Length (m) Depth (m)lb/ft

Time Date

Z34ST-45-1X NAYLAM J. MEDINA

ANEXO 3D - REPORTE DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Date: 02/03/2002P. Field

Depth (m) O.D. (in) Weight (lb/ft)

Pipe Grade

CASING 13 3/8" CSGWELL NAME

Nº pieces Unit

kcl/phpa

O.D.(in) I.D. (in) Connect. Type

Mud

Total Length of Casing run:

Comments

Start running casingFinish running casingTotal time

Dviated HoleDowntime (time and reasons

Weight of String in Mud (lbs)

Casing Running Co.Weight set on Casing/ liner Hanger (lbs)

Centraliser Placement

Casing Shoe set at:Weight of Casing String in Air (lbs)

Casing above RT:

Thread typeComments:

9.2 ppg

Descrip/Manufact. Grade


Dowell

TO (m)OD´s (in) ID´s (in)

PLUG Top Botton

Preflush Spacer

nº1 Top of CementTailSlurrynº 2 Top of CementCementSlurrynº 3CementSlurrynº 4

Postflush Spacer

Time

Initial1500 sks1800 sks Final PressFinal

Expected at

Cement Contr.

FLUIDS PUMP (in sequence)

PREVIOUS CASING MD

PRESENT CASING

Lead slurry

Cement Placement

Wt´s (lb/ft) Grade(s)

Cement Mix

OD (in)

CASING CEMENT JOB 13 3 / 8"Well Name Yacimiento: Drig Supvr

DateRing

Bit OD (in)

Wellhead datum (m)

Mud / Cement Losses:

DISPLACEMENT:Rate &PressureTop PlugBotton

Backflow

Operation

Type of cement job (casing,liner,squeeze,plug)

Shoe a (m)

Wt (ppg)

Tested CasingTime since placement

Tag CementDrilled CmtaREMARKS

Wt (lb/ft

Cementing method (inner string, full bore, dual plug, SSR etc.

Hole Size

Type Mud

Down Time - time and reasons

Top Cement

Date

PLUG BUMP

Stop TailStart DisplacingStop Displacing

Finish CirculationStart/Stop SpacerStart LeadStop Lead

GENERAL

Hole Md (m)GradeFloat a (m)

PUMPING DETAILS

Additional Information

Start Circulation

POST JOB INFORMATION

Top Cement

Start Tail

ANEXO 3E - REPORTE DE CEMENTACIÓN

Plug in


ANEXO 4

HISTORIAL DEL POZO


HISTORIAL DEL POZO POZO Nº........................Yacimiento........................ Lote............... Parcela..............Compañía........................ Clase de Pozo: Exploratorio.......... Desarrollo........ Producción.......... Profundidad: Vertical ..................... Dirigido............ Horizonal............ Side Track............. Final ....................... Del Tapón ............... Fechas : Perforación Inicio .................... Final ................ Coordenadas. Geog...................... ............................. Completación Inicio ................... Final ................ Coordenadas. UTM ..................... ............................Zona...... Abandonamiento ......................... Elevación: MR............. KB...............GL................Nivel del mar ............... Tiempo de armado................... Estado actual ........................... 1.-Recomendación.Resumen PRUEBAS E INFORMES ESPECIALES

- Equipo de perforación: Clase, tipo. - Ubicación preliminar Análisis de Núcleos convencionales y de pared.

2.- Prognosis de Geología y Perforación. Análisis PVT de Muestras de Fluidos. - Formaciones atravesadas, topes y bases. Pruebas de Presión de Fondo - Formación productiva primaria y secundaria. Análisis de Pruebas de Formación - Programa de muestras: Canaleta, núcleos Análisis de Hidrocarburos líquidos y gaseosos.

convencionales y núcleos de pared. Reporte de los RFT - Programa de perfilaje. Análisis Geoquímicos. - Programa de lodos. Análisis Mineralógico - Programa de desviación. Análisis Petrográfico - Programa de revestimiento. Cálculo de Desviación y de Buzamiento. - Programa de cementación. .Gráficos - Programa de brocas. Investigación de Roca Madre. - Programa de punzonamientos. .Kerógeno, Materia orgánica, Reflectancía - Programa de pruebas de formación de Vitrinita, Indice Termal, Color de esporas - Prognosis de producción y reservas. - Costo aproximados Reporte Litoestratigráfico, Bio-estratigráfico y Paleo - Ilustraciones: Mapa de ubicación, mapa estructural, ambiente etc. Sección Estructural. Anexos etc.

3.- GEOLOGIA - Evaluación - Columna estratigráfica. - Informe diario de geología - Perfilaje en el pozo - Muestras: Canaleta, núcleos convencionales y de pared. - Pruebas de Formación. - Resumen Informe final de Geología.

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

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

Producción inicial, equipo de bombeo artificial etc. - Conclusiones y Recomendaciones. - Informe final de Perforación y Completación. - Sísmograma sintético y Registro de Velocidades. 6.- REACONDICIONAMIENTOS

- Objetivo. - Prognosis, antecedentes. - Riesgo del Reservorio. - Tipo - Intervalos abiertos o por abrir. - Producción actual - Producción acumulada - Trabajos previos - Programa de punzonamiento - Programa de Fracturamiento / Acidificación .Equipo y materiales - Procedimiento del Reacondicionamiento. .Descripción - Reservas Estimadas. .Reservas mínimas, Probadas.

.Presiones, Depletaciones, . Parámetros del Reservorios.

- Costos - Reporte Diario del Servicio de Pozos. - Conclusiones y Recomendaciones


ANEXO 5

INFORMACION DE GRAVIMETRIA, MAGNETOMETRIA, METODOS

ELECTRICOS, MAGNETOTELURICOS Y SENSORES REMOTOS


ANEXO 6

INFORMACIÓN GEOGRÁFICA


Introducción Información geográfica se refiere a todo tipo de objetos que permiten plasmar su posición espacial en un mapa, de tal forma que sea posible ubicarlos geográficamente en su posición real, mediante coordenadas (georeferenciación) y así mismo adicionarle información (atributos) para que resulte en un componente de un SIG (Sistema de Información Geográfica). Son datos georeferenciados aquellos adquiridos o diseñados como coberturas o “layers” o como información de píxeles, que una vez desplegados mediante el uso de “software” tipo SIG o para interpretación de información de sensores remotos, permite conocer en todo momento la posición geográfica de dicha información. Todo material geográfico deberá ser entregado a PERUPETRO S.A. de la siguiente manera:

• Datos georeferenciados de acuerdo con lo especificado en el capítulo proyecciones cartográficas. Las coordenadas deben estar en el sistema de referencia WGS84.

• Información de Metadatos geográficos.

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

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

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

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

Todo material geográfico impreso debe ser acompañado de los medios conteniendo los formatos digitales originales (CAD, GIS, ASCII, SHP,.etc) Adicionalmente se entregará una versión en formato JPG, GIF o PDF. Con el fin de facilitar la comprensión de la estructura de los formatos digitales, se clasificó la información por temas y formatos. En el siguiente cuadro se especifican los formatos y estándares de transferencia requeridos para el material cartográfico.


CAD = DWG,DGN,DXF DXF

GIS =SHAPE FILE, COVERAGE LAYER SHAPE FILETIFFIMGGEOTIFFASCIITIFF - GEOTIFF GEO TIFFCAD = DWG,DGN,DXF DXFGIS =SHAPE FILE, COVERAGE LAYER SHAPE FILEGEOGRAPHIX = SHAPE FILE SHAPE FILE, ASCII

FORMATOS (2)

CAD y GIS

TIFF, GEOTIFF,ASCII

CAD GIS GEOFRAME

RASTER

INFORMACION GEOGRAFICA DE SUBSUELO

ESTANDAR DE TRANSFERENCIA

MUESTRA GRAFICA (2)TIPO FORMATO FORMATO

TEMA (1)

PDF, JPG o GIFF

CARTOGRAFIA BASICA MAPAS TEMATICOS INFRAESTRUCTURA PETROLERA

SENSORES REMOTOS

INFORMACION GEOGRAFICA

DE SUPERFICIE

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

Division PoliticaMunicipiosVias y estructuras de TransporteCatografia integradaHidrografiaMapas Topograficos: Curvas de NivelMapas BatimetricosFotografias AereasImagenes de Radar y Satelites

Geologia de Superficie (Formaciones, Fallas, PlieguesBuzamientos, etc)PaleograficosPaleogeologicosMapas PaleogeomorfologicosMapas GeomorfologicosMapas PaleoambientalesEstudios de SuelosMapas ClimaticosZonas ForestalesPendiente de SuelosParques NaturalesReservas Forestales y Ambientales

Localizacion de PozosMapas de puntos de SismicaCuencas y campos PetroliferosDuctos, Oleoductos,Gasoductos,Poliductos y Estaciones de BombeoMapa de LotesMapas LitofacialesMapas LitologicosMapas EstructuralesMapas PetrofisicosMapas GeoquimicosMapas GeofisicosMapas GravimetricosMapa MagnetometricoGradientes GeotermicosMapas PaleoestructuralesMapas de ProduccionMapas IsobaricosOtros

INFRAESTRUCTURA PETROLERA

CARTOGRAFIA BASICA

INFORMACION GEOGRAFICA DE SUBSUELO

INFORMACION GEOGRAFICA

DE SUPERFICIE

MAPAS TEMATICOS

Mapas Geologicos

Mapas Ambientales

TEMACLASIFICACION

SENSORES REMOTOS


Organización de Archivos

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

Metadatos Geográficos Los metadatos definen un conjunto de elementos comunes que documentan las características principales de cualquier conjunto de datos geográficos de acuerdo al Federal Geographic Data Committee(FGDC) que contiene el estándar de metadatos. Sobre la base de lo anterior y con el fin de asegurar que los documentos cartográficos se presenten de manera correcta, a continuación se muestra un ejemplo de la tabla de metadatos mínimos requeridos, de acuerdo con la norma mencionada para ser entregados junto con el material cartográfico. NOMBRE DESCRIPCION

IDENTIFICACIONNombre del Responsable PETROBRASTipo de Responsable Area de ExploracionesFecha 1998Titulo MAPA DE LINEAS SISMICASEdicion version 1Forma de Presentacion Mapa VectorialSerie Estudios Generales de Sismica

DESCRIPCION

Resumen Este producto contiene informacion tematica de levantamientos sismicos en la Cuenca de Pariñas el producto incluye informacin Topografica

Uso / Informacion Complementaria Informacion Basica para apoyar programas de ExploracionPROGRAMA / PROYECTO

Nombre del Programa / Proyecto Sismica Cuenca TalaraPERIODO DE TIEMPO

Fecha de Inicio 1995Fecha Final 1996

DOMINIO ESPACIAL

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

COORDENADAS GEOGRAFICASElipsoide WGS84Datum WGS84Latitud 05° 25' 32.4555" SLongitud 80° 30' 12.5656" WAltura m.s.n.m 234.567 mts.

COORDENADAS UTMZona 17 SNorte 8453123.567Este 275345.678Nivel de Resolucion 1: 25,000


NOMBRE DESCRIPCION

DESCRIPTORESDescriptor del Tema Sismica

LUGARDescriptor del Lugar Departamento de PiuraDescriptor del Lugar Qda. Pariñas

Muestra Grafica

CALIDAD DE LOS DATOS

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

Formato DXFMedio Digital DVD

PLATE N° :

FILE N° :

HORIZONTAL DATUM: PROJECTION ORIGIN:

VERTICAL DATUM: PROJECTION ZONE:

GEOID MODEL: ORIGIN LATITUDE:

ELLIPSOID: CENTRAL MERIDIAN:

SEMI MAJOR AXIS: FALSE EASTING:

FLATTENING: FALSE NORTHING:PROJECTION NAME: SCALE FACTOR:

AUTHOR: DATE:PRINTED BY: REFERENCE:

El Mapa debe venir con grillado UTM y Geográfico

TITULO DEL MAPA

SCALE WITHOUT SCALE

BY PERUPETRO

NOMBRE DE LA COMPAÑIA

1:

ROTULADO DE MAPASGF01MAP

BY PERUPETRO

0 Km


PLATE N° :

FILE N° :

HORIZONTAL DATUM: PROJECTION ORIGIN:

VERTICAL DATUM: PROJECTION ZONE:

GEOID MODEL: ORIGIN LATITUDE:

ELLIPSOID: CENTRAL MERIDIAN:

SEMI MAJOR AXIS: FALSE EASTING:

FLATTENING: FALSE NORTHING:PROJECTION NAME: SCALE FACTOR:

AUTHOR: DATE:PRINTED BY: REFERENCE:

El Mapa debe venir con grillado UTM y Geográfico

1/298,2572235630

NOMBRE DE LA COMPAÑIA

1: 100,000

TITULO DEL MAPA

SCALE WITHOUT SCALE

WGS-84

10000000.00 N

500000.00 E

EJEMPLO DE ROTULADO DE MAPAS

WGS-84

OSU91A

WGS-84

UTM

00°00'00'' S

75°00'00'' W

6378137

1999/09/21

BY PERUPETRO

GF01MAP

TRANSVERSE MERCATOR

JUAN PEREZ PEREZ

JOSE PEREZ PEREZ

1 de 5

BY PERUPETRO

18

0.9996

0 5Km


ANEXO 7

INFORMACION SISMICA


ANEXO 7E

ESTÁNDARES PARA LOS ENCABEZADOS

(Según: SEG – SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS) Formato SEG-Y La información a incluir en los encabezados del SEG-Y, es la siguiente:

1) Los datos deben ser correctamente registrados en el “Trace Header” y debidamente verificados.

Los problemas en el llenado de este “Header” son la causa más común de devoluciones de información y/o cargamentos.

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

3) El origen de coordenadas deberá ser incluido en el EBCDIC Header. • “EBCDIC Header ” Es un bloque sencillo de información, de 3200 bytes, equivalente a 40 líneas de instrucción de 80 bytes cada una, contiene toda la información general concerniente al levantamiento, tal como: cliente, contratista de procesamiento, número de muestras, parámetros generales, etc.

3200-byte Textual File HeaderCols 1-10 Cols 11- Cols 21- Cols 31- Cols 41- Cols 51- Cols 61- Cols 71-12345678 12345678 12345678 12345678 12345678 12345678 12345678 12345678

C 1 CLIENT COMPAN Y CREW N O C 2 LINE AREA MA P ID

C 3 REEL N O DAY-STAR T OF REEL YEAR OBSERV ER

C 4 INSTRU MENT: MFG MODEL SE RIAL NO

C 5 DATA T RACES/RECO RD AUXILIARY TRACES/REC ORD CDF FOLD

C 6 SAMPLE INTERVAL SA MPLES/TRAC E BI TS/IN BYTES/SAMP PLE

C 7 RECORD ING FORMAT FO RMAT THIS REEL MEASUREM ENT SYSTEM

C 8 SAMPLE CODE: FLO ATING PT FIXED P T FIXE D PT-GAIN CORREL ATED

C 9 GAIN TYPE: FIXE D BINS RY FLO ATING POIN T OTHE R

C10 FILTER S: ALIAS HZ NOT CH HZ BAND - HZ SLOPE - DB/OCT

C11 SOURCE : TYPE NU MBER/POINT PO INT INTERV AL

C12 PA TTERN: LENGTH WID TH

C13 SWEEP: START HZ END HZ LEN GTH M S CHANNEL NO TY PE

C14 TAPER: START LEN GTH MS END LE NGTH MS TYPE

C15 SPREAD : OFFSET MAX DISTANCE GROU P INTERVAL

C16 GEOPHO NES: PER G ROUP S PACING FREQUENCY MFG MO DEL

C17 PA TTERN: LENGTH WID TH

C18 TRACES SORTED BY : RECORD CDP OTHER

C19 AMPLIT UDE RECOV RY: NONE SPHERI CAL DIV AGC OTHER

C20 MAP PR OJECTION ZONE ID COORDI NATE UNITS

C21 PROCES SING:

C22

C23

…

C38

C39 SEG Y REV

C40 END TE XTUAL HEAD ER


• “BINARY Header ” (400 BYTES) Es un bloque de código binario de 400 bytes de los cuales 60 bytes están definidos, los otros 340 son empleados opcionalmente. Contiene información para la lectura del bloque de datos relacionados a la cinta magnética. Los elementos de información de obligatoria inclusión en este encabezado son los siguientes (aplica por igual a levantamientos 2D y 3D):

Posición

(Número de Byte) Descripción

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

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

3215 – 3216 Número de trazas auxiliares por registro (incluidas–sep, timing, sync ) (*)

3217-3218 Intervalo de muestreo en microsegundos (**)

3221-3222 Número de muestras por trazas 3225-3226 Código de formato de muestra:

(**) 1= punto flotante IBM (4 bytes) 2= punto fijo (4 bytes) 3= punto fijo (2 bytes) 4= punto fijo con código de ganancia (4 bytes)

3227-3228 Cobertura CDP (Número de trazas esperado por CDP) (**)

3229-3230 Código de ordenamiento de trazas 1= sin ordenamiento

2= “gather” de CDP 3= perfil continuo de cobertura simple 4= apilada

3255-3256 Sistema de medición: 0= no existe 1= metros 2= pies

(*)Obligatorio para datos preapilados (**) Obligatorio para todos los tipos de datos • “TRACE BLOCK Header ” (240 Bytes) Bloque de información que contiene los atributos de las trazas, identifica cada una de las trazas que componen una línea o un volumen sísmico.

Posición (Número de Byte)

Descripción

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

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

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


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

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

Formato SEG-D Para el caso de información sísmica grabada en formatos SEG-D (Dmux), se debe respetar las normas establecidas por la SEG (posiciones fijas para cada encabezado) para los encabezados General Header, Scan Type Header, Extended General Header, Line Descriptor Header, Ancillary Data Header Block 1, Ancillary Data Header Block 2, Skips Headers, Trace Header, Data Block. Todas las normas se encuentran definidas en el documento “Digital Tape Standards – Society of Exploration Geophysicists (SEG). Modelo de etiquetas para productos de adquisición sísmica Se describe a continuación el contenido y la disposición de los elementos de información de las etiquetas de los medios magnéticos en los cuales se almacena la información de adquisición. El rótulo del medio debe ser preparado en computador o máquina de escribir (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para éste en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información en el formato indicado: Para Sísmica 2D: Identificación Contratante/

Contratista

IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO Identificación del LevantamientoLote

LINEA: XXXX

Fase de Actividad/Número de DLTADQUISICION 2D

TIPO: CANALES:

FORMATO: LONGITUD DE REGISTRO:

Parámetros de GrabaciónFUENTE: MUESTREO:

Nª FF.I - FF.F

Contenido del Medio

SP. I - SP. F

CONTRATANTE CONTRATISTA

OBSERVACIONES

MMM-YYYY Fecha Adquisición

Identificación de la líneaDLT No.: n/n

LOTE

Identificación Contratante/Contratista

IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO Identificación del LevantamientoLote

LINEA: XXXX

Fase de Actividad/Número de DLTADQUISICION 2D

TIPO: CANALES:


Parámetros de GrabaciónFUENTE: MUESTREO:

Nª FF.I - FF.F

Contenido del Medio

SP. I - SP. F


OBSERVACIONES

MMM-YYYY Fecha Adquisición

Identificación de la líneaDLT No.: n/n

LOTE


Para Sísmica 3D:

TIPO: CANALES:


FUENTE: MUESTREO:

Nª FF.I - FF.F SP. I - SP. F OBSERVACIONES


MMM-YYYY

Identificación Contratante/ContratistaFecha Adquisición

IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO

SWATH

ADQUISICION 3D

Identificación del Levantamiento

Fase de Actividad /Número de DLTIdentificación del Swath

Parámetros de Grabación

Contenido del Medio

DLT No.: n/n

LOTE

TIPO: CANALES:


FUENTE: MUESTREO:

Nª FF.I - FF.F SP. I - SP. F OBSERVACIONES


MMM-YYYY


IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO

SWATH

ADQUISICION 3D

Identificación del Levantamiento

Fase de Actividad /Número de DLTIdentificación del Swath

Parámetros de Grabación

Contenido del Medio

DLT No.: n/n

LOTE

Modelo de etiquetas para productos de procesamiento Se describe a continuación el contenido y la disposición de los elementos de información de las etiquetas de los medios donde se almacena la información digital de procesamiento El rótulo del medio debe ser confeccionado en computador o máquina (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para éste en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información en el formato indicado: Para Re/Procesamiento 2D:

PROCESAMIENTO

TIPO: APILADA CON PP LONGITUD DEL REGISTRO X s

FORMATO: SEG-Y MUESTREO X ms.Parámetros de Procesamiento

ORIGINAL/COPIA ORIGINAL VOLUMEN DE DATOS: XX/XX BYTES

TIEMPO DE LA PRIMERA MUESTRA: X ms

Nª LINEAS

1XXXX

2 XXXX Contenido del Medio3

XXXX

OBSERVACIONES


MMM-YYYY


IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTOIdentificación del Levantamiento/LoteFase de Actividad /Número del MedioMedio No.: n/n

LOTEPROCESAMIENTO

TIPO: APILADA CON PP LONGITUD DEL REGISTRO X s

FORMATO: SEG-Y MUESTREO X ms.Parámetros de Procesamiento

ORIGINAL/COPIA ORIGINAL VOLUMEN DE DATOS: XX/XX BYTES

TIEMPO DE LA PRIMERA MUESTRA: X ms

Nª LINEAS

1XXXX

2 XXXX Contenido del Medio3

XXXX

OBSERVACIONES


MMM-YYYY


IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTOIdentificación del Levantamiento/LoteFase de Actividad /Número del MedioMedio No.: n/n

LOTE


Para Re/Procesamiento 3D:

PROCESAMIENTO

TIPO: APILADA CON PP COORD.X DEL SHOT : 73-76

FORMATO: SEG-Y COORD.Y DEL SHOT: 77-80

LONGITUD DE REGISTRO: X s TIPO: FLOATING POINT / INTEGER

MUESTREO: X ms. INLINE BYTE: 189-192

VOLUMEN DE DATOS: XX/XX BYTES XLINE BYTE: 193-196

TIEMPO DE LA PRIMERA MUESTRA: X ms BIN SIZE: 25 X 25 m

ORIGINAL/COPIA:

INLINE XLINE

1 - 50 100 - 300

ORIGINAL

OBSERVACIONES


MMM-YYYY


IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO Identificación del Levantamiento/LoteFase de Actividad /Número del MedioMedio No.: n/n

Parámetros de Procesamiento

Contenido del Medio

LOTE

PROCESAMIENTO

TIPO: APILADA CON PP COORD.X DEL SHOT : 73-76

FORMATO: SEG-Y COORD.Y DEL SHOT: 77-80

LONGITUD DE REGISTRO: X s TIPO: FLOATING POINT / INTEGER

MUESTREO: X ms. INLINE BYTE: 189-192

VOLUMEN DE DATOS: XX/XX BYTES XLINE BYTE: 193-196

TIEMPO DE LA PRIMERA MUESTRA: X ms BIN SIZE: 25 X 25 m

ORIGINAL/COPIA:

INLINE XLINE

1 - 50 100 - 300

ORIGINAL

OBSERVACIONES


MMM-YYYY


IDENTIFICACION DEL LEVANTAMIENTO Identificación del Levantamiento/LoteFase de Actividad /Número del MedioMedio No.: n/n

Parámetros de Procesamiento

Contenido del Medio

LOTE

Información de geodesia/posicionamiento

La siguiente información deberá colocarse en los “Headers” de cada archivo (UKOOA, SEG-P)

Nombre del Levantamiento Tipo de Levantamiento (2D, 3D) Ubicación Geográfica Operadora Contratista Tipo de Línea (disparo/receptora) Nombre de la línea Lapso de generación del dato (INICIO / FIN) Formato Tamaño del área Zona (Huso) Datum Sistema de Coordenadas Proyección


Formato de “HEADER UKOOA” H0100Prospect Area Name H0101General survey details H0200Date of survey H0201Post-plot date of issue H0202Tape/disk identifier H0203Line prefix H0300Client H0400Geophysical contractor H0500Survey contractor H0600Positionning processing Contractor H0700Positionning system H0800Coordinate location H0900Offset from coord. location H1000Clock time w.r.t. GMT H1100Receiver groups per shot

H1200Ellipsoid H1201Semimajor Axis H1202Reciprocal Flattening 1/14 (1/F) H1400Geodetic datum as surveyed H1500Geodetic datum as plotted H1501Datum shift to WSG84 H1600Datum shift H1700Vertical datum description H1800Projection type H1900Projection description origin

H1901Projection zone H2000Units of measurements H2001Descr. of height units H2002Descr. of angular units H2100Lat. of standard parallel H2200Long. of central meridian H2310Grid origin H2320Grid coordinate of origin H2401Scale factor H2402Lat., long. scale factor H2509Angle from skew H2602Units for horizontal angles H2603Units for vertical angles H2604Instrument survey H2605Computing system H2606Instrument satellite H2607Satellite positioning origin H2608Reference (ITP, IT, IA) H2609Comments H2600 78901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890 H26 1 2 3 4 5 6 7 8


FECHA (de entrega)EMPRESA CONTRATANTE FECHA (inicio de adquisición)

AREA: (Geográficas)LEVANTAMIENTOTIPO DE LEVANTAMIENTOCONTRATISTE DE ADQUISICIONCONTRATISTA (copiado)

ITEMS. No.

CARTUCHO NUMERO

LINEA / SWATH

PRIMER FF

UTLIMO FF

PRIMER DISPARO

ULTIMO DISPARO

FORMATO TASA MUESTREO

LONGITUD REGISTRO

NUMEROS CANALES

FECHA COPIADO

EMPRESA CONTRATANTE FECHA ( de entrega)FECHA DE ADQUISICION:

AREA FECHA DE PROCESAMIENTOLEVANTAMIENTOTIPO DE LEVANTAMIENTOCONTRATISTA DE ADQUISICIONCONTRATISTA DE PROCESAMIENTOCONTRATISTE DE COPIADOTIPO DE PRODUCTO:

ITEMS. No.

CARTUCHO No.

LINEAS PRIMER CDP

ULTIMO CDP

PRIMER SP

ULTIMO SP

FORMATOTASA

MUESTREO

LONGITUD REGISTRO

NUMERO CANALES

FECHA CREAC.

MODELO RESUMEN DE CARTUCHOS - ADQUISICION

Nota: Para entregar en archivo Excel en CD

MODELO RESUMEN DE CARTUCHOS - PROCESAMIENTO

Nota: Para entregar en archivo Excel en CD

COMENTARIOS


ANEXO 8

DIAGRAMA DE FLUJO PARA LA ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE

INFORMACIÓN TECNICA


DIAGRAMA DE FLUJO PARA LA ATENCIÓN DE LAS SOLICITUDES DE

INFORMACION TECNICA POR EL BANCO DE DATOS DE PERUPETRO S.A.

Compañía Petrolera Solicitud de Información Técnica

PERUPETRO S. A.

Gerencia de Exploración Atención de Solicitud

Grupo Funcional Banco de Datos Realiza las Coordinaciones

Archivo Técnico de

Compañía Administradora PERUPETRO de la Base de Datos

Atiende solicitudes de copias en papel

Atiende solicitudes en medios diversos

Copiado de documentos en Copiado en CDs, digitalización de planos, ploteo de mapas, b/n y a color, en papel: A3, escaneos, copiado de A4, mapas en segundo información sísmica en CD, original, RREE., etc. DVD y DLT.

Grupo Funcional Banco de Datos Establece los costos y prepara la Carta Convenio y envío de la documentación

solicitada


ANEXO 9

MODULOS DE LA BASE DE DATOS DE POZOS


MODULO 1 “INFORMACION GENERAL DE POZO” 1 IDENTIFICACION DE POZO 2 COORDENADAS DEL POZO 3 UNIDADES ESTRATIGRAFICAS 4 REGISTROS TOMADOS EN EL POZO 5 DATOS DE DESVIACIÓN 6 ANALISIS DE AGUA DE FORMACIÓN 7 DATOS DE PERFILES (REGISTROS) ELECTRICOS MODULO 2 “COMPLETACION DE POZOS” 1. TUBERIA DE REVESTIMIENTO 2. INTERVALOS ABIERTOS 3. INTERVALOS AISLADOS 4. TRATAMIENTO DE ESTIMULO 5. PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN MODULO 3 “PERFORACION”

1 FECHAS DE INSTALACION PERFORACION Y COMPLETACION 2 PARAMETROS DINAMICOS EN LA PERFORACIÓN 3 PROPIEDADES DEL LODO 4 REGISTRO DE BROCAS 5 PROBLEMAS EN EL HUECO MODULO 4 “RESERVORIOS” 1 ANALISIS DE HIDROCARBUROS GASEOSOS 2 ANALISIS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS 3 EXTRACCION DE FLUIDOS DEL RESERVORIO – PVT 4 LIBERACION FLASH – PVT 5 LIBERACION DIFERENCIAL - PVT 6 RESULTADO DE ANALISIS – PVT 7 EXTRACCION DE NÚCLEOS Y SWC 8 ANALISIS CONVENCIONAL DE NUCLEOS Y SWC 9 ANALISIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA 10 ANALISIS DE PRESION CAPILAR 11 RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESION DE FONDO MODULO 5 “PRODUCCION” 1 REPORTE DIARIO DE PRODUCCION 2 PRODUCCION MENSUAL DIFERIDA DE PETROLEO Y GAS 3 PRODUCCION O INYECCION MENSUAL POR POZO 4 ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO 5 BALANCE MENSUAL DEL GAS / GAS Y LIQUIDOS CONSUMIDOS


RECOMENDACIONES

1. Todas las FECHAS deben estar en formato de fecha. 2. Las profundidades en PIES, formato numérico. 3. Las coordenadas UTM en METROS, formato numérico. 4. Los datos Geodésicos y/o Topográficos en el Perú, se trabajan en el Sistema de

Coordenadas Geográficas y UTM con Datum WGS-84, para todas las actividades relacionadas con el Sector de Hidrocarburos.

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

Código de Cía. Operadora _ Lote _ Parcela _ Nombre o Número de Pozo (Sufijo) Ejemplo: La compañía Amerada trabaja en el lote 22 (Código de Amerada es AME). El código de su primer pozo exploratorio, el que se perfora en la parcela 45, seria: AME-22-45-1X Se coloca el sufijo X, si el pozo es exploratorio. Se coloca el sufijo D, si el pozo es desviado. Se coloca sufijo E, si el pozo es estratigráfico. Se coloca sufijo H, si el pozo es horizontal. Sin sufijo, si el pozo es de desarrollo. (De darse el caso de más de una de las posibilidades nombradas, se acumulan los sufijos). El código de la compañía será suministrado por el Supervisor del Contrato

6. Se anexa, en medio digital, las 33 tablas en formato Excel, correspondientes a los 5 Módulos de la Base de Datos de Pozos.


BASE DE DATOS DE POZOS

MODULO 1 “INFORMACION GENERAL DE POZO”

DESCRIPCION DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS 1 IDENTIFICACION DE POZO Registra datos básicos de identificación de un pozo, tiene por finalidad proveer de un identificador clave y único para cada pozo así como información general del mismo. 1.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2 COORDENADAS DEL POZO Registra los datos de coordenadas UTM y/o Geográficas, tiene por finalidad proveer de una base de datos para la ubicación y graficación del pozo. 2.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos. 2.2 Sistemas UTM de coordenada Norte Boca de Pozo (Metros).- Coordenadas norte

referidas al sistema UTM. 2.3 Sistemas UTM de coordenada Este Boca de Pozo (Metros).- Coordenadas Este

referidas al sistema UTM. 2.4 Sistema Geográfico LATITUD Boca de Pozo (GG.GGGGGGG°).- Grados de latitud

de la ubicación el Pozo expresados en grados decimales; los minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30’30’’, debe registrarse como 60.5083333, hasta con 7 decimales.

2.5 Sistema Geográfico LONGITUD Boca de Pozo (GG.GGGGGGG°).- Grados de longitud de la ubicación del Pozo expresados en decimales; minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30’30’’, debe registrarse como 60.5083333°, hasta con 7 decimales.

2.6 Sistemas UTM de coordenada Norte - Fondo de Pozo (Metros).- Coordenada Norte referida al sistema UTM.


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

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

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

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

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

3 UNIDADES ESTRATIGRAFICAS Registra los datos de topes y bases referidos al kelly bushing de las unidades estratigráficas, tiene por finalidad proveer de una base de datos estratigráficos, como una columna estratigráfica para cada pozo que pueda ser correlacionables entre sí. 3.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

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

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

referida a Kelly Bushing (KB) 4 REGISTROS TOMADOS EN EL POZO Registra los datos de nombre ó clase de registros obtenidos en el pozo así como las veces que han sido tomados, tiene por finalidad proveer de un inventario de registros tomados en el pozo. 4.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos. 4.2 Registro tomado en el pozo.- Indicar nombre completo de registro y el número de

veces tomados. 5 DATOS DE DESVIACION (Para cada dato de profundidad) Registra los datos de los pozos dirigidos, tales Profundidad medida, profundidad vertical, ángulos de dirección y de desviación, etc. para cada dato de profundidad. Tiene la finalidad de proveer los datos de coordenadas de la trayectoria de los pozos dirigidos que permitan su proyección y graficación. 5.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos.


5.2 Profundidad medida (Pies).- Profundidad total alcanzada por la herramienta de registro de desviación.

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

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

6 ANALISIS DE AGUA DE FORMACION Registra los datos de muestreo, análisis, profundidad, propiedades y composición del agua de formación de los diferentes reservorios. 6.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos. 6.2 Fecha de Muestreo (AAAA-MM-DD).- Año, mes y día en que se efectuó la toma de

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

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

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

sales. ++6.11 Ca (PPM).- Partes por millón del catión Calcio. +6.12 Mg (PPM).- Partes por millón del catión Magnesio.

6.13 Fe+++ (PPM).- Partes por millón del catión Hierro. --6.14 SO (PPM).- Partes por millón del anión Sulfato. 4

6.15 SIO2 (PPM).- Partes por millón del anión Sílice. 6.16 HCO3Fe (PPM).- Partes por millón del HCO3Fe. 6.17 Salinidad (PPM/1000CLNA).- Partes por millón de la salinidad total de la muestra de

agua. +6.18 Sodio Na (PPM).- Partes por millón del catión Na.

6.19 Sólidos Totales (PPM/1000).- Partes por millón del total de los componentes sólidos de la muestra.

7 DATOS DE PERFILES (REGISTROS) ELECTRICOS 7.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos. 7.2 Profundidad Final por Perfilaje (log depth).- 7.3 Tipo de Trabajo.- Indicar si el trabajo se realiza para completación o retrabajo. 7.4 Tipo de registro.- Nombre del registro o curva registrada en el logueo. 7.5 Tope del intervalo del registro (Pies).- Profundidad del tope del intervalo registrado. 7.6 Base del intervalo del registro (Pies).- Profundidad de la base del intervalo

registrado. 7.7 Fecha del registro (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se ejecuta el trabajo de registro.


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

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

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

registro. 7.13 Resistividad del Lodo en Superficie (OHMMS).- Lectura de resistividad del lodo en

superficie. 7.14 Temperatura del Lodo en Superficie (°F).- Lectura de temperatura del lodo al

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

temperatura del fondo del pozo. 7.16 Temperatura del Lodo en el Fondo (°F).- Lectura de Temperatura del lodo registrada

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

del lodo en superficie. 7.18 Temperatura del filtrado en superficie (°F).- Lectura de la temperatura del filtrado

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

de la costra de lodo en superficie. 7.20 Temperatura de la Costra de Lodo en Superficie (°F).- Lectura de temperatura de la

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

de la circulación del lodo hasta el inicio del descenso de la herramienta del perfilaje.


TABLA 4.- REGISTROS TOMADOS EN EL POZO

Núm

ero

de P

ozo

(UW

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Nota: Si el registro tomado en el Pozo no esta en la lista, agregarla.

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos – Julio 2007 76 Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos – Julio 2007 76



MODULO 2 “COMPLETACION DE POZOS”

DESCRIPCION DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS

1 TUBERIA DE REVESTIMIENTO (Uno para cada dimensión de tubería) Registra la secuencia en profundidad de las tuberías de revestimiento con que fue completado el pozo, sus respectivas características y profundidades. 1.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 1.2 Tipo de tubería de revestimiento.- Especificar el tipo de revestimiento con que

completó el pozo, puede ser: forros de superficie, intermedios, de producción, laina perforada, sin forros, etc.

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

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

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

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

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

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

2.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

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

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

completación, reacondicionamiento, reapertura de zonas aisladas, o cualquier otro trabajo.

2.5 Tope de intervalo (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto. 2.6 Base de intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto. 2.7 Tipo de Proyectil.- Corresponde al tipo del proyectil empleado. 2.8 Diámetro de proyectil (Milímetros).- Medida del diámetro de los proyectiles

disparados.


2.9 Número de perforaciones.- Cantidad de huecos perforados en el correspondiente intervalo de tubería de revestimiento.

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

3 INTERVALOS AISLADOS (Uno para cada intervalo)

Registra la secuencia cronológica de los trabajos de aislamiento de intervalos en el pozo, así como el motivo y metodología de aislamiento, la profundidad de los intervalos aislados, y otros parámetros descriptivos del trabajo de aislamiento. 3.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 3.2 Número de intervalo aislado.- Registro secuencial ascendente de intervalo

aislado. 3.3 Fecha de aislamiento (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se ejecuta el trabajo de

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

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

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

puede ser: uso de un tapón de arena, cemento, empaques, tapones, etc. 4 TRATAMIENTO DE ESTIMULO (Uno por tratamiento/etapa) Registra los parámetros de ejecución del trabajo de estímulo, como son: fecha, profundidad de intervalos, tipo y volúmenes del material usado, presiones durante el trabajo y nombre de la compañía de servicios. 4.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 4.2 Número de etapa del tratamiento.- Enumerar en secuencia cronológica

ascendente las etapas del tratamiento. 4.3 Fecha del tratamiento (AAAA-MM-DD).- Fecha de ejecución del trabajo de

estímulo de cada etapa. 4.4 Tope de intervalo (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto en el cual se

hace el trabajo de estímulo. 4.5 Base de intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto en el cual se

hace el trabajo de estímulo. 4.6 Tipo de Tratamiento.- Especificar el tipo de trabajo de estímulo que se realiza,

puede ser: alguna modalidad de fracturamiento hidráulico, acidificación, etc. 4.7 Volumen del fluido de estímulo (Bls).- Volumen del fluido utilizado en el

tratamiento de estímulo. 4.8 Tipo del fluido de estímulo.- Especificar el tipo del fluido utilizado en el tratamiento

de estímulo, puede ser: agua, diesel, petróleo, gel, ácido, etc. 4.9 Volumen de arena (Sx).- Cantidad de arena utilizada en cada etapa del tratamiento. 4.10 Tipo de arena empleada.- Especificar el tipo de arena empleada en el tratamiento,

puede ser: 8/12, 10/20, 12/20, 20/40, 30/40, otros. 4.11 Tipo de aislamiento entre zonas.- Especificar el tipo de material o herramienta

utilizados para aislar zonas durante el trabajo de estímulo, puede ser: empaquetaduras, tope de arena, tapones, etc.


4.12 Caudal de tratamiento (BPM).- Especificar el valor del caudal de inyección del fluido de estímulo, durante el tratamiento.

4.13 Presión de ruptura (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. 4.14 Presión mínima (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. 4.15 Presión máxima (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. 4.16 Presión final de trabajo (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. 4.17 Presión de parada o instantánea (PSI).- Registro de presión durante el

tratamiento. 4.18 Presión promedia (PSI).- Registro de presión promedia del tratamiento. 5 PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCION (Uno para cada prueba) Registra los resultados de pruebas de producción de un pozo tomadas en ocasiones especiales, como son: en la completación, antes y después de algún trabajo o en cualquier otro momento especial durante la vida del pozo. También registra el nombre de las arenas en producción, profundidades, presiones, regímenes de producción de fluidos y otros parámetros descriptivos del estado del pozo y tipo de fluidos. 5.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 5.2 Fecha de prueba (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se ejecuta la prueba de

producción. 5.3 Arenas abiertas a producción.- Nombre de arenas reservorio, de las cuales

proviene la producción. 5.4 Tope de intervalo en prueba (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto a

prueba de producción. 5.5 Base de intervalo en prueba (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto a

prueba de producción. 5.6 Tipo de prueba.- Indicar el tipo de prueba de producción (RPI, RPR, Otras) que no

sea de rutina de pruebas durante la vida del pozo. 5.7 Producción de Petróleo (bbl).- Volumen de producción diaria de petróleo. 5.8 Producción de Agua (bbl).- Volumen de producción diaria de agua. 5.9 Producción de Gas (MPCD).- Volumen de producción diaria de gas. 5.10 Producción de líquidos del Gas Natural (bbl).- Volumen de producción diaria de

líquidos del gas natural. 5.11 Estrangulador.- Diámetro del estrangulador de flujo. 5.12 Método de Producción.- Método de levantamiento artificial, como es: bombeo

mecánico, hidráulico, electrocentrífugo, gas lift, etc. 5.13 Presión de tubos (PSI).- Presión de tubos registrada en la cabeza del pozo,

durante la prueba de producción. 5.14 Presión de forros (PSI).- Presión de forros registrada en la cabeza del pozo,

durante la prueba de producción. 5.15 Duración (Horas).- Tiempo que dura la prueba. 5.16 Gravedad API del Petróleo.- Medida de la propiedad física del petróleo producido

por el pozo. 5.17 Gravedad API del liquido del Gas Natural.- Medida de la gravedad API de los

líquidos del Gas Natural.



MODULO 3 “PERFORACION”


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


nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 1.2 Equipo de perforación.- Nombre, número o identificador del equipo de perforación. 1.3 Inicio de instalación del equipo (AAAA-MM-DD).- Fecha de inicio de instalación

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

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

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

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

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

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

2 PARAMETROS DINAMICOS EN LA PERFORACION Registra el valor de los parámetros dinámicos de la perforación del pozo, asociados a la fecha y profundidad correspondientes.


nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 2.2 Profundidad reportada (Pies).- Profundidad a la cual se registran los valores de los

parámetros dinámicos. 2.3 Fecha de profundidad reportada (AAAA-MM-DD).- Fecha a la cual se registran los

valores de los parámetros dinámicos. 2.4 Peso sobre la broca (Libras).- Peso ejercido por la tubería de perforación sobre la

broca. 2.5 Rotación de la broca (RPM).- Revoluciones por minuto de la broca durante la

perforación. 2.6 Torque (Lb/pie).- Fuerza de torsión registrada durante la perforación. 2.7 Presión de descarga del lodo (PSI).- Registro de la presión de descarga de la

bomba. 2.8 Caudal del lodo (GPM).- Caudal del lodo expresado en galones por minuto. 2.9 Temperatura de descarga del lodo (°F).- Registro de la temperatura del lodo en la

línea de salida.


3 PROPIEDADES DEL LODO Registra el tipo y propiedades físico-químicas del lodo, durante las operaciones de perforación y completación del pozo; relacionándolas a la profundidad y fecha de registro. 3.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 3.2 Profundidad (Pies).- Profundidad a la que se registran las propiedades del lodo. 3.3 Fecha de profundidad reportada (AAAA-MM-DD).- Fecha a la cual se registran las

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

neutralización del ácido usado en la titulación. -3.9 Cloruros (PPM).- Registrar la concentración del ion cloruro (Cl ) en el filtrado del

lodo. 3.10 Calcio (PPM).- Registrar el contenido de iones calcio en el filtrado. 3.11 Arena (% Volumen).- Contenido de arena en el lodo, expresado en porcentaje del

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

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

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

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

en el embudo Marsh, llene el volumen marcado en la jarra de prueba, de 946 c.c. 23.16 Yield point (Lb./100 pies ).- Registrar el punto de cedencia resultante.

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

reportada. 4 REGISTRO DE BROCAS (Para cada broca) Registra la identificación de la broca, la profundidad y condición de entrada y salida de la broca al pozo, así como los parámetros de rendimiento y desgaste de la broca. 4.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 4.2 Profundidad de inicio con esta broca (Pies).- Profundidad desde donde comenzó

a perforarse con esta broca en particular. 4.3 Fecha de inicio (AAAA-MM-DD).- Fecha cuando comenzó a perforarse con esta

broca en particular. 4.4 Número secuencial de broca.- Número correlativo de uso de las brocas durante la

perforación del pozo. 4.5 Tipo de broca.- Indicar el nombre comercial de la broca, asignado por la compañía

fabricante. 4.6 Estado de la broca.- Condición de la broca, si es Nueva o Usada. 4.7 Diámetro de broca (Pulg).- Diámetro nominal de la broca. 4.8 Profundidad final con esta broca (Pies).- Profundidad de salida de esta broca en

particular.


4.9 Tiempo de rotación (Horas).- Tiempo que ha permanecido rotando la broca en el hueco.

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

5 PROBLEMAS EN EL HUECO Registra la secuencia cronológica de los problemas operativos que ocurren en el pozo durante la perforación, así como la descripción del problema y las profundidades de ocurrencia. 5.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

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

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

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

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

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

problema.



MODULO 4 “RESERVORIOS”


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


nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 1.2 Número de análisis.- Número secuencial para identificar un análisis dentro de un

grupo de análisis de hidrocarburos gaseosos de un pozo. 1.3 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó la toma de

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

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

procede la muestra. 1.6 Temperatura de muestreo (°F).- Temperatura de superficie o de separador, de

donde procede la muestra. 1.7 Procedencia de la muestra.- Lugar donde fue tomada la muestra, tal como

separador, superficie o de fondo. 1.8 Gravedad específica a 60 °F.- Propiedad física del gas. 1.9 Viscosidad del gas a 60 ºF (Cps).- Dato de viscosidad del gas obtenido del

análisis. 1.10 Valor calorífico neto a 60 °F (BTU / PC).- Propiedad física del gas. 1.11 Valor calorífico bruto a 60 °F (BTU / PC).- Propiedad física del gas. 1.12-24 Contenido de cada componente (%).- Composición porcentual de cada

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

2 ANALISIS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Registra datos de la toma de muestra de hidrocarburo líquido como son: fecha de muestreo y análisis, procedencia de la muestra, así como las propiedades físicas obtenidas del análisis de la muestra. 2.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 2.2 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó la toma de

muestra de hidrocarburo líquido. 2.3 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó el análisis de la

muestra de hidrocarburo líquido. 2.4 Tope del intervalo muestreado (Pies).- Profundidad del tope de la formación de la

cual proviene la muestra de hidrocarburo líquido. 2.5 Base del intervalo muestreado (Pies).- Profundidad de la base de la formación de

la cual proviene la muestra de hidrocarburo líquido. 2.6 Gravedad específica a 60 °F.- Propiedad física del hidrocarburo líquido. 2.7 Gravedad API a 60 °F (° API).- Propiedad física del hidrocarburo líquido.


2.8 Contenido de Azufre (%).- Composición porcentual de azufre en la muestra de hidrocarburo líquido. Son datos procedentes de los análisis de laboratorio.

2.9 Punto de congelamiento (° F).- Propiedad física del hidrocarburo líquido. 2.10 Punto de inflamación (° F).- Propiedad física del hidrocarburo líquido. 2.11 Lectura de temperatura (°F).- Lecturas de temperatura registradas durante el

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

análisis del hidrocarburo líquido. 3 EXTRACCION DE FLUIDOS DEL RESERVORIO - PVT Registra datos de la toma de muestra de fluidos del reservorio, como son: fecha de muestreo, procedencia y profundidad de la muestra, clase de fluido (Petróleo, Gas, LGN), datos de presión, temperatura y regímenes de producción del pozo, previo a la extracción de la muestra de fluidos. 3.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 3.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos

extraída del pozo. 3.3 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se efectuó la extracción de la

muestra de fluidos. 3.4 Estado de pozo durante muestreo.- Condición productiva en que se encuentra el

pozo durante la operación de muestreo. Puede ser Produciendo o Cerrado. 3.5 Tope de intervalo productivo (Pies).- Profundidad del tope de la formación de la

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

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

la muestra de fluido. 3.8 Presión fluyente de fondo a PM (PSI).- Presión fluyente promedia estabilizada, a

profundidad de muestreo. 3.9 Presión de cabeza (PSI).- Presión fluyente promedia estabilizada, registrada en la

cabeza del pozo durante la operación de muestreo. 3.10 Temperatura de reservorio (°F).- Temperatura de la formación productiva de la

cual proviene la muestra de fluido. 3.11 Diámetro del Estrangulador (Pulg).- Diámetro del estrangulador a través del cual

está produciendo el pozo durante la operación de muestreo. Registrar sólo en el caso de haberse tomado la muestra con pozo fluyente.

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

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

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

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

4 LIBERACION FLASH - PVT (Para cada dato de presión) Registra valores de presión y temperatura del separador de liberación flash, así también los parámetros medidos y calculados correspondientes al petróleo y gas residual


obtenidos en la prueba. 4.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 4.2 Número de análisis.- Número secuencial de análisis PVT realizados sobre

muestras de fluidos de un determinado pozo. 4.3 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos

extraída del pozo. 4.4 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se realiza el análisis de

liberación flash. 4.5 Número de liberación flash.- Número secuencial para identificar cada operación

de liberación flash, realizada sobre diferentes porciones de la muestra de fluido. 4.6 Presión del separador (PSI).- Contrapresión a la cual se ha regulado el separador

para realizar la liberación flash. 4.7 Temperatura del separador (°F).- Temperatura promedia del separador durante la

operación de liberación flash. 4.8 Gravedad del petróleo residual a 60 °F (°API).- Registro de la gravedad API del

petróleo residual acumulado en el separador. 4.9 Gravedad específica del gas liberado.- Registro de la gravedad específica del gas

acumulado en el balón muestreador de gas, después de la liberación flash. 4.10 Factor de volumen de formación del petróleo saturado (Bls/STB).- Registro del

Factor de Volumen de Formación a presión de saturación y temperatura de reservorio.

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

5 LIBERACION DIFERENCIAL - PVT (Para cada dato de presión) Registra la serie de valores de presión a las cuales se realizó la liberación diferencial y sus correspondientes valores de gas en solución, volúmenes relativos, parámetros de gas y factores de volumen de formación.




extraída del pozo. 5.4 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se realiza el análisis de

liberación diferencial. 5.5 Número de liberación diferencial.- Número secuencial para identificar cada

operación de liberación diferencial, realizada sobre diferentes porciones de la muestra de fluido.

5.6 Presión de liberación (PSI).- Es el registro de cada presión estabilizada de la celda, a la cual se hace la expansión de la muestra y la extracción del gas liberado.

5.7 GOR de solución a condiciones estándar.- Relación del volumen de gas en solución al volumen de petróleo líquido, correspondiente a cada registro de presión de liberación.

5.8 Volumen relativo de petróleo.- Registros de la contracción de la muestra de fluido en la celda (Vro=Bo/Bob).

5.9 Gravedad específica del gas liberado.- Medida de la propiedad física del hidrocarburo gaseoso.


5.10 Factor (Z) de desviación del gas liberado.- Valor calculado del factor de súper compresibilidad del gas liberado, correspondiente a cada registro de presión de liberación.

5.11 Factor de volumen de formación (Bls/STB).- Registros de los factores de volumen de formación correspondientes a cada registro de presión de liberación.

6 RESULTADO DE ANALISIS - PVT (Para cada dato de presión) Registra valores de las propiedades físicas del petróleo y gas, determinadas mediante pruebas de liberación flash, diferencial y de viscosidad; que conforman el análisis PVT. 6.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la



extraída del pozo. 6.4 Tipo de fluido muestreado.- Constituye el tipo de fluido que se ha muestreado,

puede ser: Petróleo, gas condensado. 6.5 Gravedad API del petróleo a 60 °F (°API).- Medida de la propiedad física del

hidrocarburo líquido. 6.6 Gravedad específica del gas a 60 °F.- Medida de la propiedad física del

hidrocarburo gaseoso. 6.7 Presión de rocío a temperatura del reservorio (PSI).- Presión de rocío del fluido a

temperatura de reservorio, determinada mediante las relaciones P-vs-V. 6.8 Presión de saturación a temperatura del reservorio (PSI).- Presión de saturación

del fluido a temperatura de reservorio, determinada mediante las relaciones P-vs-V. 6.9 Factor de volumen de formación a presión de rocío (Bls/STB).- Medida de la

propiedad física del hidrocarburo líquido, calculado a la presión de rocío. 6.10 GOR de solución (SCF/STB).- Relación del volumen de gas en solución al volumen

de petróleo líquido, a condiciones estándar. 6.11 Presión de referencia para la expansión térmica (PSI).- Presión constante de

desplazamiento mientras se calienta la muestra. Es la presión de referencia para todos los cálculos volumétricos.

6.12 Expansión térmica a Presión de referencia (1/°F).- Cambio de volumen de la muestra saturada debido al calentamiento por unidad de volumen de la muestra inicial y por grado de temperatura.

6.13 Compresibilidad del petróleo saturado a temperatura reservorio (1/PSI).- Valor calculado de la Compresibilidad promedia de la muestra saturada a la temperatura del reservorio.

6.14 Viscosidad a temperatura del reservorio y presión de saturación (CPS).- Registro de viscosidad obtenida de la prueba.

7 EXTRACCION DE NUCLEOS CONVENCIONALES Y SWC (Para cada muestra

analizada) Registra datos de la extracción de núcleos convencionales o muestras laterales (SWC), como son: fecha de muestreo, tipo, profundidad y longitud de la muestra, descripción de fluorescencia y litología; así también datos del fluido de perforación. 7.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos.


7.2 Número de núcleo.- Número secuencial para identificar cada núcleo extraído del pozo.

7.3 Número de muestra del núcleo.- Número secuencial para identificar cada muestra o trozo de roca tomado del núcleo.

7.4 Número de SWC o Coring Tool.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo.

7.5 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se efectuó la extracción del núcleo o SWC.

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

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

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

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

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

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

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

perforación. 7.15 Filtrado del fluido de perforación (CC).- Propiedad física del fluido de perforación. 8 ANALISIS CONVENCIONAL DE NUCLEOS Y SWC (Para cada muestra analizada)

Registra la información proveniente de los análisis convencionales de núcleos y/o SWC, efectuados en laboratorios. 8.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 8.2 Número de núcleo.- Número secuencial para identificar cada núcleo extraído del

pozo. 8.3 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del

núcleo. 8.4 Número de SWC.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo. 8.5 Profundidad de muestra (Pies).- Registro de la profundidad de muestra o de la

profundidad del SWC. 8.6 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha del análisis del núcleo o SWC. 8.7 Longitud de núcleo analizado (Pies).- Longitud de la porción del núcleo que se

analizado. 8.8 Permeabilidad horizontal (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.9 Permeabilidad vertical (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.10 Permeabilidad absoluta (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.11 Porosidad (%).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.12 Saturación de petróleo (%).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.13 Saturación de agua (%).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.14 Densidad de grano de roca (Gr/cc).- Propiedad física del núcleo o SWC. 8.15 Litología en el análisis.- Descripción de la litología del núcleo o SWC, realizada

durante el análisis de laboratorio. 8.16 Factor de formación – FF.- Valores calculados de factores de formación. 8.17 Factor de resistividad – RT (OHM-M).- Propiedad física del núcleo o SWC.


8.18 Salinidad de agua saturante (PPM ClNa).- Propiedad física del agua saturante. 8.19 Resistividad de agua saturante – RW (OHM-M).- Propiedad física del agua

saturante. 8.20 Temperatura de agua saturante (°F).- Registro de la temperatura del agua

saturante. 9 ANALISIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA (Para cada cambio de saturación) Registra la información proveniente de los estudios de Permeabilidad relativa de muestras seleccionadas de núcleos. 9.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 9.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del

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

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

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

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

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

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

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

al gas durante el proceso de la prueba. 10 ANALISIS DE PRESION CAPILAR (Para cada presión o cambio de saturación) Registra la información proveniente de los estudios de Presión capilar en muestras seleccionadas de núcleos. 10.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 10.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del

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

lograda durante la prueba de laboratorio, correspondiente a cada pozo. 10.5 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha del análisis de la muestra o SWC. 10.6 Sistema de fluidos de prueba.- Medio de fluidos bajo el cual se realiza la prueba,

pueden ser: sistemas Aire - Agua, Aire - Mercurio o Agua - Petróleo. 10.7 Método de prueba de laboratorio.- Método de ejecución de la prueba, pueden ser:

Método de la centrífuga, Método de los estados restaurados y Método del mercurio. 10.8 Tipo de Proceso.- Drenaje o Imbibición.


10.9 Saturación de fase mojante (% VP).- Registros de saturación de la fase mojante durante las pruebas por centrífuga y/o estados restaurados.

10.10 Saturación de fase no mojante (% VP).- Registros de saturación de la fase no mojante durante la fase de prueba.

10.11 Presión capilar (PSI).- Registro de presiones a las que se realiza la prueba. 11 RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESION DE FONDO Registra datos del análisis de la prueba de presión de fondo, como son: gradientes y niveles de los fluidos del pozo, presiones fluyente y estática y otras características del reservorio. 11.1 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 11.2 Número de prueba.- Número de orden para identificar cada prueba de presión,

cronológicamente en la vida de cada pozo. 11.3 Fecha de prueba (AAAA-MM-DD).- Fecha de ejecución de la prueba de presión. 11.4 Tope del intervalo probado (Pies).- Profundidad del tope del intervalo en

producción. 11.5 Base del intervalo probado (Pies).- Profundidad de la base del intervalo en

producción. 11.6 Profundidad de medición (Pies).- Profundidad del registrador de presión. 11.7 Procedimiento.- BHP, DST, Hueco Abierto (RFT, SFT), etc. 11.8 Tipo de prueba.- Registro del tipo de prueba de presión que se realiza, pueden ser:

build-up, drawdown, fall-off y gradientes de presión. 11.9 Gradiente de gas (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.10 Gradiente de petróleo (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.11 Gradiente de agua (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.12 Nivel de petróleo (Pies).- Registro del valor calculado. 11.13 Nivel de agua (Pies).- Registro del valor calculado. 11.14 Presión en cabeza de pozo (PSI).- Registro de la presión en cabeza de pozo. 11.15 Profundidad del Datum (pies).- Profundidad de referencia, a la cual se deberá

referir los datos requeridos. 11.16 Presión estática a datum (PSI).- Registro de presión estática referida al datum. 11.17 Presión fluyente a datum (PSI).- Registro de presión fluyente referida al datum. 11.18 Permeabilidad (Milidarcies).- Registro de la permeabilidad lograda en el análisis. 11.19 Factor skin.- Registro del valor del factor skin logrado en el análisis. 11.20 Caída de presión por efecto skin (PSI).- Registro del valor de caída de presión por

efecto skin, logrado en el análisis. 11.21 Radio de investigación (Pies).- Registro del valor del radio de investigación,

logrado en el análisis. 11.22 Indice actual de productividad (BPD/PSI).- Registro del valor del índice real de

productividad, logrado en el análisis. 11.23 Indice ideal de productividad (BPD/PSI).- Registro del valor del índice ideal de

productividad, logrado en el análisis. 11.24 Densidad de fluido en el pozo (Lb/Gal).- Propiedad del fluido en el pozo. 11.25 Tipo de fluido colchón.- Tipo del fluido que se utiliza como colchón contrapresión,

puede ser: agua, lodo, petróleo, diesel, otros. 11.26 Densidad del fluido colchón (Lb/Gal).- Propiedad del fluido colchón. 11.27 Longitud del colchón (Pies).- Registro de la longitud del colchón para el cálculo del

volumen y presión que ejerce. 11.28 Tipo de evento.- Registro del tipo de evento que se realiza durante la prueba de

formación, pueden ser: período de flujo, de cierre de fondo, cierre en cabeza, llenado de tubería, toma de fluidos, pozo muerto, apertura fallida, cierre fallido.


11.29 Duración del evento (Min.).- Registro del tiempo de duración de cada evento. 11.30 Producción de petróleo (BPD).- Producción del pozo durante la prueba,

extrapolada a las 24 horas en caso necesario. 11.31 Producción de agua (BPD).- Producción del pozo durante la prueba, extrapolada a

las 24 horas en caso necesario. 11.32 Producción de gas (MPCD).- Producción del pozo durante la prueba, extrapolada a

las 24 horas en caso necesario. 11.33 Diámetro del estrangulador (Pulg).- Diámetro del estrangulador de prueba. 11.34 Tipo de soplo.- Registro cualitativo del soplo durante la prueba, puede ser:

Ninguno, muy débil, débil, medio, fuerte, muy fuerte. 11.35 Tiempo de soplo (Min).- Registro del tiempo de duración de cada tipo de soplo. 11.36 Presión de soplo (PSI).- Registro de la presión de cada tipo de soplo.



MODULO 5 “PRODUCCION”


1 REPORTE DIARIO DE PRODUCCION

Registra valores promedio de la producción diaria de hidrocarburos proveniente del Lote bajo contrato de Operaciones de Exploración – Explotación, y de sus respectivas características. 1.1 Lote.- Area bajo contrato de operaciones de Exploración – Explotación de

hidrocarburos. 1.2 Fecha de medición (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se efectuó la medición de

producción. 1.3 Producción de petróleo a condiciones de campo (b/d).- Producción diaria de

petróleo a condiciones de campo. 1.4 Producción de gas a condiciones de campo (Mscf/d).- Producción diaria de gas a

condiciones de campo. 1.5 Producción fiscalizada de petróleo (b/d).- Producción diaria fiscalizada de

petróleo producido en el Lote y reportado a 60º F. 1.6 Producción fiscalizada de Líquidos del Gas Natural (b/d).- Producción diaria de

LGN y condensados (C3+), producido en el lote y reportado a 60 ºF. 1.7 Producción fiscalizada de Condensados (b/d).- Producción diaria de

condensados (C5+), producidos en el Lote y reportados a 60 ºF. 1.8 Producción fiscalizada de gas (Mscf/d).- Volumen diario de gas producido en el

Lote. 1.9 ºAPI del Petróleo (°API).- Gravedad API del petróleo producido en el Lote,

reportado a 60 °F y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.Nº032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.10 ºAPI del Condensado (°API).- Gravedad API del condensado producido en el Lote, reportado a 60 °F y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.Nº032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.11 Temperatura de los hidrocarburos líquidos fiscalizados (ºF).- Temperatura del hidrocarburo líquido medida y determinada según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.Nº032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.12 BS&W (%).- Agua y sedimentos contenidos en la muestra de hidrocarburos líquidos fiscalizados y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.Nº032-94-EM; o el que lo sustituya..

1.13 Salinidad (PTB).- Cantidad de sales disueltas, expresada en libras por cada mil barriles y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.Nº032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.14 Producción total de agua (b/d).- Volumen total diario de agua producida en el Lote. 2 PRODUCCION MENSUAL DIFERIDA DE PETROLEO Y GAS Registra valores de producción diferida de hidrocarburos, debido a diferentes razones


operativas. 2.1 Lote.- Identificación del lote bajo contrato. 2.2 Fecha de evento.- Fecha en la que ocurre la producción diferida. 2.3 Volumen de petróleo diferido (bbl).- Cantidad de petróleo diferido durante el

periodo. 2.4 Volumen de gas diferido (MMscf).- Cantidad de gas diferido durante el periodo. 2.5 Motivo de la producción diferida.- Causa que origina la producción diferida. 2.6 Comentarios.-

3 PRODUCCION O INYECCION MENSUAL POR POZO Registra valores de producción mensual de fluidos provenientes de cada pozo del lote así como los días efectivos de producción en el mes.

3.1 Lote.- Area bajo contrato de operaciones de Exploración – Producción de

hidrocarburos. 3.2 Yacimiento.- Nombre asignado al yacimiento. 3.3 Número de Pozo.- Identificador Unico de Pozo (UWI), de acuerdo a la

nomenclatura establecida por el Banco de Datos. 3.4 Fecha de producción o inyección (AAAA-MM-DD).- Al que corresponde la

producción o la inyección. 3.5 Producción mensual de petróleo (bbl).- Volumen de petróleo a condiciones de

campo, producido durante el presente mes. 3.6 Producción mensual de Líquidos del Gas Natural (bbl).- Volumen de LGN y

Condensados a condiciones de campo, producido durante el presente mes. 3.7 Producción mensual de condensados (bbl).- Volumen de condensados a

condiciones de campo. 3.8 Producción mensual de agua (bbl).- Volumen de agua producida durante el

presente mes. 3.9 Inyección mensual de agua (bbl).- Volumen de agua inyectada al reservorio

mediante el pozo en referencia, durante el presente mes. 3.10 Producción mensual de gas (MMscf).- Volumen de gas a condiciones de campo,

producido durante el presente mes. 3.11 Inyección mensual de gas (MMscf).- Volumen de gas inyectado al reservorio

mediante el pozo en referencia, durante el presente mes. 3.12 Formación en Producción o inyección.- Formación de la cual proviene la

producción o está bajo inyección. 3.13 Días efectivos de producción en el mes.- Número de días del presente mes

durante los cuales el pozo estuvo produciendo o inyectando. 3.14 Estado Actual del Pozo.- Estado del pozo (productor, inyector, inactivo, ATA, APA,

DPA) al ultimo día del mes. 4 ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO Registra la cantidad de pozos de cada yacimiento, agrupados de acuerdo a su estado o condición de producción. 4.1 Yacimiento.- Area geográfica determinada en la que se ubica uno o un grupo de

pozos. El conjunto de yacimientos constituye el lote. 4.2 Fecha (AAAA-MM).- Mes al que corresponde el inventario del estado de pozos. 4.3 Número de pozos productores.- Cantidad total de pozos que se encuentran en

producción durante el presente mes.


4.4 Número de pozos inactivos.- Cantidad total de pozos que se encuentran temporalmente sin producción durante el presente mes.

4.5 Número de pozos inyectores.- Cantidad total de pozos inyectores operativos durante el presente mes.

4.6 Número de pozos abandonados temporalmente (ATA).- Cantidad total de pozos que se encuentran abandonados temporalmente, registrados en el presente mes.

4.7 Número de pozos abandonados permanentemente (APA y DPA).- Cantidad total de pozos que se encuentran abandonados permanentemente, registrados en el presente mes.

4.8 Total de pozos.- Cantidad total de pozos que se encuentran perforados en el lote. 4.9 Número de pozos perforados por actual Operador / Contrato.- Cantidad total de

pozos que se encuentran perforados por el actual operador / contrato, registrados en el presente mes.

5 BALANCE MENSUAL DEL GAS / GAS Y LIQUIDOS CONSUMIDOS Registra valores mensuales de volúmenes de gas consumidos durante la realización de las operaciones de producción en el lote. 5.1 Lote.- Area bajo contrato de operaciones de Exploración - Producción de

hidrocarburos. 5.2 Fecha (AAAA-MM-DD).- Fecha del correspondiente balance de gas. 5.3 Gas para combustible (MMscf).- Volumen de gas consumido como combustible

durante el presente mes y que ha sido producido en el lote. 5.4 Gas para venta (MMscf).- Volumen de gas utilizado en procesos de conversión

durante el presente mes y que ha sido producido en el lote. 5.5 Gas inyectado (MMscf).- Volumen de gas inyectado al reservorio, durante el

presente mes. 5.6 Gas quemado y/o venteado (MMscf).- Volumen de gas quemado y/o venteado a la

atmósfera, durante el presente mes. 5.7 Gas de Reposición (MMscf).- Gas utilizado para instrumentación / gas lift / varios

(Make up) dentro del Lote. 5.8 Petróleo consumido en operaciones (bbl) 5.9 Líquidos del Gas Natural consumidos en operaciones (bbl)

Manual Recepcion Entrega Informacion Técnica, Setiembre 2007 vfinal

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