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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS REPUBLICA DE COLOMBIA

MANUAL DE SUMINISTRO DE INFORMACIÓN TÉCNICA Y GEOLÓGICA A LA AGENCIA

NACIONAL DE HIDROCARBUROS.

ANEXO 1

INFORMACIÓN GEOGRÁFICA

MAYO DE 2006

INDICE

INTRODUCCIÓN 1. PROYECCIONES CARTOGRAFICAS

1.1 COORDENADAS GEOGRÁFICAS (LATITUD, LONGITUD Y ALTITUD) O GEODÉSICAS

1.2 COORDENADAS PLANAS CARTESIANAS (X, Y, Z) 2. FORMATOS DIGITALES 3. CLASIFICACIÓN MATERIAL CARTOGRAFICO 4. ORGANIZACIÓN ARCHIVOS 5. ESTRUCTURA NOMBRES DE ARCHIVOS 6. METADATOS GEOGRAFICOS

Agencia Nacional de HidrocarburosRepública de Colombia

INTRODUCCIÓN El objetivo de este documento es ampliar los conceptos y parámetros relacionados con la entrega de la información geográfica, generada en los procesos de exploración y producción de hidrocarburos. La información geográfica se refiere a todo tipo de objetos que permiten plasmar su posición espacial en un mapa, de tal forma que sea posible ubicarlo geográficamente en su posición real, mediante coordenadas (georreferenciación) y así mismo adicionarle mayor información (atributos) para que haga parte de un SIG (Sistema de Información Geográfica). Son datos georreferenciados aquellos adquiridos o diseñados como coberturas o “layers” (información tipo vector) o como información raster, que una vez desplegados mediante el uso de un “software” tipo SIG o de sensores remotos, permiten recorrer la información con continuo conocimiento de la posición geográfica. Todo material geográfico debe ser entregado al BIP (EPIS) de la siguiente manera:

Datos georeferenciados de acuerdo con lo especificado en el item proyecciones cartográficas. La información debe estar en coordenadas geográficas referidas al Dátum MAGNA-SIRGAS y/o en coordenadas planas teniendo en cuenta los orígenes correspondientes al sistema IGAC de coordenadas TM. Medios digitales en formatos nativos y/o estándares Información de Metadatos geográficos mínimos de acuerdo con la NTC4611.

1. PROYECCIONES CARTOGRÁFICAS Cada uno de los datos georreferenciados debe tener coordenadas en un sistema de referencia. Un Sistema 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 (Dátum Magna-

Sirgas), o Coordenadas planas Cartesianas (X,Y,Z)

A continuación se describen los parámetros requeridos para cada uno de los Sistemas de referencia. 1.1 COORDENADAS GEOGRÁFICAS (LATITUD, LONGITUD Y ALTITUD) O

GEODÉSICAS Medidas de latitud y longitud que definen la posición de un punto sobre la tierra, referidas a un datum geodésico, para el caso de Colombia según “RESOLUCION NUMERO 068 DE 2005 enero 28, por la cual se adopta como único datum oficial de Colombia el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia: MAGNA-SIRGAS”. En este caso se debe suministrar la información de resolución de Longitud y Latitud, así como las unidades de medición. Ejemplo: información adquirida con GPS. En el caso de utilizar este Sistema se debe documentar en la Sección 4.1.1 (Coordenadas geográficas) que existe en la Norma Técnica Colombiana NTC4611 que contiene el estándar de metadatos geográficos La información acerca del Datum horizontal y Elipsoide, se debe documentar en la Sección 4.1.4 (Modelo geodésico).


1.2 COORDENADAS PLANAS CARTESIANAS (X,Y,Z): Para Colombia el IGAC ha establecido los parámetros de georreferenciación del país, definiendo diferentes orígenes. Cada uno de los orígenes tiene un set de parámetros, los cuales son indispensables para llevar a cabo procesos de transformación entre unos y otros, además proporcionan información acerca del sistema de coordenadas del mapa, es decir, elipsoide y Datum Horizontal. La siguiente tabla muestra los parámetros requeridos para cada uno de los diferentes Orígenes establecidos por el IGAC. En el caso de utilizar este tipo de proyección se debe documentar en la Sección 4.1.2.2 (Sistema de cuadrícula de coordenadas) del formulario de metadatos.

Parámetros Origen Bogotá

3 Grados ESTE

6 Grados ESTE

3 Grados Oeste

6 Grados Oeste

Nombre de la Proyección Transversa de Mercator

Falso Este 1’000.000

Falso Norte 1’000.000

Longitud del Meridiano Central

-74°04’ 39,0285”

-71°04’ 39,0285”

-68°04’ 39,0285”

-77°04’ 39,0285”

-80°04’ 39,0285”

Latitud de Origen 04° 35’ 46,3215”

Factor de Escala 1

Elipsoide (1) GRS80 ó WGS84

Unidades Lineales de la proyección metros

Dátum Horizontal (1):

MAGNA-SIRGAS (Marco Geocéntrico Nacional-Sistema de Referencia Geocéntrico para las Américas)



2. FORMATOS DIGITALES Todo material geográfico debe venir acompañado de los medios digitales correspondientes, en formatos: GIS, ASCII o aplicaciones de la industria (Geographix, Zycor, Geoframe, etc.) y/o en un formato estándar que garantice su transportabilidad a otras aplicaciones. Adicionalmente todo medio digital debe venir con una muestra Gráfica en un archivo en formato de tamaño reducido para una muestra rápida del conjunto de datos, en formatos JPG, GIF o PDF. Para la descripción (atributos) de los objetos geográficos correspondientes a temas de: Puntos de Control, Catastro, Transporte, Cobertura Vegetal, Hidrografía, Relieve y Áreas, deberá utilizarse el estándar del IGAC “Modelo de Datos – Catálogo de Objetos CO-25” Para la descripción (atributos) de los objetos geográficos correspondientes a temas de: geología, deberá utilizarse el estándar Ingeominas: “Estándares Cartográficos y de Manejo de Información Gráfica para Mapas Geológicos Departamentales y Planchas Esc 1:100.000 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.

FORMATOS TEMA TIPO

FORMATO FORMATO ESTANDAR DE TRANSFERENCIA

MUESTRA GRAFICA

CARTOGRAFIA BASICA, MAPAS TEMATICOS, INFRAESTRUCTURA PETROLERA

GIS

GIS= SHAPE FILE, COVERAGE, LAYER

SHAPE FILE E00

TIFF IMG GEOTIFF BIL BSQ

INFORMACION GEOGRAFICA DE SUPERFICIE

SENSORES REMOTOS RASTER

ASCII

TIFF, GEOTIFF, ASCII

TIFF-GEOTIFF GEOTIFF GIS= SHAPE FILE, COVERAGE, LAYER, GRID ESRI

SHAPE FILE E00

ZMAP=MFD, ZGF, ASCII, GRID

ASCII, GRID ASCII

GEOGRAPHIX= SHAPE FILE, ASCII

SHAPE FILE, ASCII

INFORMACION GEOGRAFICAS DE SUBSUELO

GIS ZYCOR GEOFRAME

GEOFRAME

PDF, JPG O GIFF

3. CLASIFICACIÓN MATERIAL CARTOGRAFICO El siguiente cuadro describe de manera genérica el material cartográfico según la clasificación y temática del cuadro anterior; para el material que no esté contenido en esta clasificación se deja al criterio del técnico, lo importante es contemplar algunos de los formatos de transferencia aquí descritos. El cuadro muestra las especificaciones técnicas de los formatos.


CLASIFICACION. TEMA

División Política Municipios y Centros poblados Vías y estructuras de transporte Cartografías integrada (contiene los temas anteriores) Hidrografía, ríos, quebradas y cuerpos de agua Mapas topográficos, curvas de nivel

CARTOGRAFIA BASICA

Mapas batimétricos Fotografías aéreas

SENSORES REMOTOS Imágenes de radar y satélite

Geología de superficie (formaciones, fallas, pliegues, buzamientos) Mapas Paleogeográficos Mapas Paleogeológicos Mapas Paleomorfológicos

Mapas Geológicos

Mapas Geomorfológicos Mapas paleoambientales Estudios de suelos Mapas Climáticos Zonas Forestales Pendientes de suelos Parque naturales Zonas de negritudes Reservas forestales y ambientales

MAPAS TEMATICOS

Mapas Ambientales

Licencias Localización de pozos Mapas de puntos (Sísmica) Cuencas y campos petrolíferos Ductos, oleoductos, gasoductos, poliductos y estaciones de bombeo

INFORMACION GEOGRAFICA DE SUPERFICIE

INFRAESTRUCTURA PETROLERA

Mapa de tierras Mapas litofacies Mapas litológicos Mapas estructurales Mapas petrofÍsicos Mapas geoquímicas Mapas geofísicos Mapas gravimétricos Mapas magnetométricos Gradientes geotérmicos Mapas Peloestructurales Mapas de producción

INFORMACION GEOGRAFICA DE SUBSUELO

Mapas isobáricos 4. ORGANIZACIÓN ARCHIVOS Con el uso intensivo de los sistemas de información geográfica y aplicaciones informáticas de la industria (Zycor, Geoframe, etc.) en la generación de cartografía digital, se ha generado una proliferación de archivos. Estos archivos deben ser organizados de manera adecuada para su reutilización. Por esta razón los medios digitales deben incluir un archivo con extensión txt que contenga la relación del material cartográfico suministrado.


5. ESTRUCTURA NOMBRES DE ARCHIVOS Se proponen los siguientes aspectos para los nombres de archivos de mapas. XYYYZZZZaaaaaaaa.EEE, donde

X= Escala de la fuente o presentación de acuerdo con el cuadro YYY= Tipo de mapa ZZZZ= Área o extensión geográfica que cubre el mapa, ejemplo: VMM, VSM, GUA, etc. Aaaa= Información adicional opcional como: tiempo geológico, fecha, etc. EEE= Extensión de acuerdo con los formatos.

Letra Significado Escala

I Cinco, segundo carácter 1:5,000,000(*) o mas ; 1:1,500,000

T Tao, dos en inglés 1:2,000,000

M Millón 1:1,000,000

D Quinientos en romano 1:500,000

B Bi, Dos 1:200,000 ; 1:150,000(*)

C Cien 1:100,000 ; 1:125,000(*) ; 1:75,000(*)

L Cincuenta en romano 1:50,000 ; 1:40,000(*)

Q Quarter, cuarto en inglés 1:25,000 ; 1:20,000(*)

X Diez en romano 1:10,000 ; 1:12,500(*)

V Cinco en romano 1:5,000

U Urbano 1:2,000

O One thousand, mil en inglés 1:1,000

F Five, cinco en inglés 1:750(*) ; :500 ; 1:250(*) ; 1:50(*)

E 1:250.000 (*)

N None en inglés No definida (*)


6. METADATOS GEOGRAFICOS Los metadatos definen un conjunto de elementos comunes que documentan las características principales de cualquier conjunto de datos geográficos. En Colombia existe la Norma Técnica Colombiana NTC4611 que contiene el estándar de metadatos geográficos, y que está siendo utilizada por las entidades responsables y productoras de información geográfica, tal es el caso del IGAC, INGEOMINAS, DANE y ECOPETROL entre otras. Con base en lo anterior y con el fin de asegurar el conocimiento consignado en los documentos cartográficos y que son en algunos casos del rol del (los) AUTOR (es), se suministra el formato de la tabla de metadatos mínimos de acuerdo con la norma mencionada con el fin de que sean entregados junto con el material cartográfico.

NUMERACIÓN NOMBRE DESCRIPCIÓN EJEMPLO 1 IDENTIFICACIÓN Información básica acerca del conjunto de datos

1.1 Citación Información general básica para identificar el conjunto de datos

8.1 Responsable Información sobre la organización, dependencia o persona(s) que desarrolló o conoce el conjunto de datos.

8.1.1 Nombre del Responsable

Nombre de la organización, dependencia o persona(s) que tiene la responsabilidad primaria por el contenido intelectual y/o está asociada al conjunto de datos

ECOPETROL. Vicepresidencia Adjunta de Exploración. Gerencia de Prospección

ECOPETROL. Instituto Colombiano del Petróleo. División de Exploración

García, Diego F.

8.1.2 Tipo de Responsable Tipo o función realizada por el responsable del conjunto de datos, ejemplos: Autor corporativo, autor personal, editor, custodio, investigador, procesador, distribuidor, contacto, etc

Dueño Editor Autor

8.2 Fecha Fecha de publicación / disposición/ liberación del conjunto de datos 28/05/2001

8.3 Título Nombre por el cual se conoce el conjunto de datos. Formación La Luna isovalores promedios de Carbono Orgánico Total actual: cuenca Catatumbo

1.2 Descripción Reseña del conjunto de datos incluyendo información sobre su uso actual y sus limitaciones

1.2.1 Resumen Descripción corta sobre el conjunto de datos

El mapa de isovalores de promedios de carbono orgánico total actual, para la formación La Luna, del proyecto Modelo de Generación y Expulsión de Hidrocarburos de la cuenca del Catatumbo, hace parte de un estudio que se hizo con el Objetivo de Generar un modelo geoquímico corporativo de la cuenca del Catatumbo, con base en la información actualmente disponible. Una vez finalizada la interpretación, se elaboró el mapa de isovalores de isovalores de promedios de porcentajes de reflectancia de vitrinita para la formación de interés (Capacho), a escala 1:200.000.

1.2.2 Propósito Resumen de los motivos por los cuales se desarrolló el conjunto de datos

1.2.3 Uso / Información complementaria

Información básica sobre aplicaciones específicas donde el conjunto de datos ha sido o se está utilizando u otra información descriptiva. Incluyendo lista de anexos, fuentes y documentos relacionados con el conjunto de datos

NUMERACIÓN NOMBRE DESCRIPCIÓN EJEMPLO

1.2.4 Programa/Proyecto Información del programa, proyecto o iniciativa bajo el cual se compiló o produjo el conjunto de datos – utilizado como medio de identificación.

1.2.4.1 Tipo de Programa/Proyecto

Descripción del identificador del programa, proyecto o iniciativa utilizado en la identificación. Estudio

1.2.4.2 Nombre del programa/Proyecto

Nombre del programa, proyecto o iniciativa utilizado en la identificación.

Proyecto regional modelo de generación y expulsión de hidrocarburo cuenca Catatumbo

1.5.4 Nivel de resolución Escala, resolución, factor que indica la densidad del conjunto de datos.

1.6 Descriptores Palabras o frases que resumen aspectos del conjunto de datos

1.6.1.2 Descriptor de tema Palabras claves que describen aspectos temáticos del conjunto de datos. Mapas geoquímicos TOC Formación la luna

1.6.2.2 Descriptor de lugar Palabras claves de lugares geográficos cubiertos por el conjunto de datos. Cuenca Catatumbo Norte de Santander (departamento)

1.9 Muestra gráfica Ilustración gráfica del conjunto de datos. Se especifica la dirección del computador, trayectoria, nombre y extensión del archivo.

E:/ECP-ICP-243-02/BGEQTocKSllBOCAT0801.pdf

2 CALIDAD DE LOS DATOS

Información sobre evaluación general de la calidad de un conjunto de datos

2.2 Informe general de calidad

Información descriptiva sobre la calidad del conjunto de datos como un resumen de tipo cualitativo. Incluye conceptos sobre exactitud temática, cubrimiento, contenido, consistencia lógica, exactitud posicional e historia o fuentes utilizadas. En lo posible el campo no debe dejarse en blanco.

Contiene la localización de Muestras Geoquímica, contornos, poblaciones y limites de cuenca.

4 REFERENCIA ESPACIAL

Descripción del marco de referencia para las coordenadas del conjunto de datos y los medios para codificarlos

4,1 Sistema de coordenadas horizontales

Plano o sistema de referencia utilizado para medir y asignar cantidades lineales o angulares a la posición que un punto ocupa con respecto a un origen arbitrario

4.1.1 Coordenadas geográficas

Medidas de lat/long que definen una posición de un punto sobre la tierra, referidas a un datum geodésico. Comprende resolución de Longitud y Latitud, así como las unidades de medición. Ejemplo: información adquirida con GPS

Agencia Nacional de Hidrocarburos República de Colombia


4.1.2 Coordenadas planas Cantidades de distancias, o distancias y ángulos las cuales definen la posición de un punto sobre un plano de referencia al cual la superficie de la tierra ha sido proyectada

4.1.2.1 Proyección cartográfica

Representación sistemática de toda o una parte de la superficie de la tierra sobre un plano o una superficie

4.1.2.1.1 Nombre de la proyección Nombre de la proyección utilizada Conforme de Gauss

4.1.2.1.2 Parámetros de la proyección

Parámetros para una proyección específica donde cada una tiene una relación matemática única entre la tierra y el plano o superficie.

4.1.2.1.2.1 Paralelo estándar Línea de latitud constante donde la superficie de la tierra y el plano se interceptan

4.1.2.1.2.2 Longitud del meridiano central

Línea de longitud en el centro de la proyección usada como base para la construcción de la proyección

4.1.2.1.2.3 Latitud del origen de proyección

Latitud escogida como el origen de las coordenadas rectangulares de una proyección

4.1.2.1.2.4 Falso este Valor agregado a todos los valores “X” en las coordenadas rectangulares de una proyección expresado en unidades de distancia planas

4.1.2.1.2.5 Falso norte Valor agregado a todos los valores “Y” en las coordenadas rectangulares de una proyección expresado en unidades de distancia planas.

4.1.2.1.2.6 Factor de escala en el Ecuador

Multiplicador para reducir una distancia obtenida de un mapa mediante cálculos o escala a la distancia real sobre el Ecuador

4.1.2.2 Sistema de cuadrícula de coordenadas

Sistema de coordenadas rectangulares-planas usualmente basado y matemáticamente ajustado a una proyección de mapas de manera que la posición geográfica puede ser rápidamente transformada a y desde coordenadas planas.

4.1.2.2.1 Nombre del sistema Nombre del sistema de coordenadas rectangulares. Sistema nacional de coordenadas planas de Gauss , Universal Transversa de Mercator , Texto libre

Conforme de Gauss

4.1.2.2.2 Número de la zona

Identificador de la zona, (en el caso de la conforme de Gauss es el origen: 6W, 3W, Bogotá, 3E, 6E, Texto libre)

Origen Bogotá



4.1.2.2.3 Parámetros del sistema Parámetros del sistema de coordenadas rectangulares

Origen de coordenadas 1.000.000 mts. N y 1.000.000 mts. E, en la intersección del paralelo de latitud 4° 35' 56.57" Norte con el meridiano de latitud -74° 04' 51.30" Oeste de Greenwich.

4.1.2.3 Planas Locales Sistema de coordenadas planas de mano derecha donde el eje Z coincide con una línea de plomada a través del origen que localmente está alineado con la superficie de la tierra

4.1.2.3.1 Descripción del sistema

Descripción del sistema de coordenadas y su orientación con la superficie terrestre

4.1.3 Sistema Local Descripción de cualquier sistema de coordenadas que no esté alineado con la superficie terrestre, incluye también su orientación e información para registrar el sistema a la tierra

4.1.4 Modelo geodésico Parámetros del modelo matemático que representa la forma de la tierra

4.1.4.1 Nombre de datum horizontal

Identificación dada al sistema de referencia usado para definir las coordenadas de los puntos Bogotá

4.1.4.2 Nombre del elipsoide Identificación dada al modelo geodésico empleado Internacional 1909

4,2 Sistema de coordenadas verticales

Sistema de referencia sobre el cual se miden distancias verticales (altitud y profundidad)

4.2.1 Nombre del datum de altitud

Identificación dada al nivel tomado como la superficie de referencia desde donde las altitutes son medidas

4.2.2

Resolución y unidades de distancia de altitudes

Distancia mínima posible entre dos valores de altitud adyacentes y las unidades de medida de distancias de las altitudes

4.2.3 Nombre del datum de profundidad

Identificación dada al nivel tomado como la superficie de referencia desde donde las profundidades son medidas. Ejemplo: Nivel del mar.

Nivel del Mar (Buenaventura)

4.2.4

Resolución y unidades de distancia de profundidad

Distancia mínima posible entre dos valores de profundidad adyacentes y las unidades de medida de distancia de las profundidades. Ejemplo intervalo de contorneo

Intervalo de contorneo= 2%

6 DISTRIBUCIÓN Información sobre el distribuidor y las opciones de obtener un conjunto de datos.

6,4 Proceso estándar de pedido

Formas comunes de pedido o recibo del conjunto de datos e instrucciones relacionadas y costos


NUMERACIÓN NOMBRE DESCRIPCIÓN EJEMPLO 6.4.2 Forma digital Opciones del conjunto de datos en medios digitales

6.4.2.1 Información de transferencia digital Descripción de la forma del conjunto de datos a distribuir

6.4.2.1.1 Formato Nombre, versión y fecha del formato de distribución o trasferencia de datos. ZMAP+ Landmark version 1998.1 DXF

(Autocad14) CGM

6.4.2.1.2 Información del contenido del formato

Descripción del contenido de los datos codificados en el formato y las unidades de distribución en que los datos están disponibles

Los formatos MFD y ZGF son archivos maestros de ZMAP. El MFD (Master Graphic Data) contiene los datos de los mapas; el ZGF (Zycor Graphic File) contiene los mapas.

Archivos DXF, Exportado de Autocad Version 14

CGM character

6.4.2.1.3 Técnica de lectura de archivos

Recomendaciones de algoritmos o procesos (incluyendo medios de obtención) que pueden aplicarse para leer o expandir los datos

Los formatos MFD y ZGF son formatos nativos de ZMAP+ solo se pueden leer con esta herramienta de Landmark.

Archivo grafico: debe poder ser consultado desde aplicaciones graficas como: Autocad, Corel Draw, Canvas, Arcinfo, etc.

Archivo Grafico que puede ser consultado desde aplicaciones graficas como: Power Point, Canvas, etc.

6.4.2.2 Opción de transferencia digital

Las formas y medios de como obtener el conjunto de datos del distribuidor

6.4.2.2.1 Opción en línea Información requerida para obtener directamente el conjunto de datos electrónicamente

6.4.2.2.1.1 Dirección en línea Dirección electrónica de donde se puede obtener el conjunto de datos con la trayectoria, nombre y extensión del archivo.

E:/ECP-ICP-243-02/BGEQTocKSllBOCAT/REG_GEOQ_LITO_CAT_01.ZGF

E:/ECP-ICP-243-02/BGEQTocKSllBOCAT/REG_GEOQ_LITO_CAT_01.MFD

E:/ECP-ICP-243-02/BGEQTocKSllBOCAT0801.dxf

E:/ECP-ICP-243-02/BGEQTocKSllBOCAT0801.cgm

Obligatorio

Condicional

Repetitivo




ANEXO 2

MANUAL DE ENTREGA DE MUESTRAS

LITOTECA NACIONAL Bernardo Taborda Arango

MAYO DE 2006

Manual de Entrega Suministro de Información Técnica y Geológica - Anexo 2


INDICE

INTRODUCCIÓN

SITIO DE ENTREGA 1. TIPOS DE MUESTRAS

1.1 MUESTRAS DE ROCAS DE SUPERFICIE 1.1.1 De campañas geológicas

1.2 ROCAS DE SUBSUELO 1.2.1 Corazones convencionales 1.2.2 Corazones de pared (SWC) 1.2.3 Ripios o muestras de zanja

1.3 TESTIGOS DE ANÁLISIS REALIZADOS 1.3.1 Tapones o plugs 1.3.2 Secciones delgadas 1.3.3 Placas bioestratigráficas

1.4 MUESTRAS DE FLUIDOS 1.4.1 Fluidos de superficie (rezumaderos) 1.4.2 Fluidos de pozo

2. TIPOS DE EMPAQUES

2.1 CAJAS PLÁSTICAS DE COLOR AZUL 2.2 OTROS

FORMATOS DE ENTREGA Formato 1 – Formato de Entrega de Muestras de Superficie Formato 2 – Formato de Entrega de Corazones Convencionales Formato 3 – Formato de Entrega de Corazones de Pared (SWC) Formato 4 – Formato de Entrega de Muestras de Zanja Formato 5 – Formato de Entrega de Tapones (Plugs) Formato 6 – Formato de Entrega de Secciones Delgadas Formato 7 – Formato de Entrega de Placas Bioestratigráficas – Testigos de Dataciones Formato 8A – Formato de Entrega de Fluidos de Superficie Formato 8B - Formato de Entrega de Fluidos de Pozo



INTRODUCCION El presente manual tiene como objetivo precisar las condiciones de entrega de las muestras geológicas recolectadas durante las actividades de exploración y producción de hidrocarburos con el fin de que sean ingresadas a la Litoteca Nacional, bajo estándares que permitan su fácil acceso, ordenamiento, documentación de todo proceso llevado a cabo con ellas, para su posterior utilización y nuevos análisis. Se entiende por “muestras geológicas” toda aquellas muestras de rocas y fluidos, provenientes, ya sea de superficie o subsuelo, así como los testigos de los diferentes análisis (petrofísica, petrografía, dataciones [biocronología o radiometría], entre otros) realizados a las muestras de mano en la búsqueda de mayor información. LUGAR DE ENTREGA Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango, ubicada en las instalaciones del Instituto Colombiano del Petróleo ICP, Km - 7 Autopista a Piedecuesta, Departamento de Santander, COLOMBIA. Teléfonos: 097-6740020 097-6740161 e-mail: [email protected] Atención a usuarios: Lunes a Viernes 7:30 A.M.-12:00 A.M., 1:30-4:00 P.M. 1. TIPOS DE MUESTRAS 1.1 MUESTRAS DE ROCAS DE SUPERFICIE Se refiere a aquellas muestras de rocas tomadas en campañas de cartografía geológica, campañas de control geológico de adquisición sísmica, levantamiento de columnas estratigráficas y muestreos específicos para análisis geoquímicos, dataciones, petrografía, y toda muestra de roca obtenida en procesos de exploración y producción de hidrocarburos en el Territorio Nacional. Dentro de los 90 días siguientes a la fecha de adquisición, la Operadora debe entregar las muestras colectadas, inventariadas de acuerdo con el Formato 1. El volumen promedio por muestra es de 1500 cm3, con dimensiones aproximadas de 10 cm x 10 cm x 15 cm, debidamente marcadas (con negro) sobre barniz blanco, con el respectivo CODIGO inventariado en el Formato 1. Las muestras deben estar empacadas individualmente dentro de bolsas de tela, y éstas a su vez en cajones de madera de 40 cm. (a) x 40 cm. (l) x 30 cm. (h). 1.2 MUESTRAS DE ROCAS DE SUBSUELO 1.2.1 CORAZONES CONVENCIONALES Dentro de los 90 días siguientes a la adquisición de corazones convencionales, y una vez realizado el registro Core Gamma, los muestreos para análisis básicos y especiales, los corazones deben ser preservados para futuros análisis, cortados longitudinalmente y fotografiados con luz blanca y ultravioleta. Los corazones serán entregados en cajas de archivo azules, diligenciando el Formato 2. Una vez registrado el Core Gamma debe hacerse la correlación con el registro de rayos Gamma del pozo. Si llegare a presentarse una diferencia entre el registro Core Gamma del núcleo y el registro Gamma Ray del pozo debe presentarse un informe sobre la no correlación. Por ningún motivo deben ser cambiadas las profundidades originales del núcleo. La Operadora deberá entregar: a) 2/3 de la sección longitudinal de los núcleos. La Litoteca Nacional está en capacidad de prestar el servicio de bodegaje de la fracción restante de los corazones tomados si así lo dispone la compañía operadora. Los 2/3 del corazón no deberán preservarse con



resinas u otros elementos que impidan muestreos posteriores. La superficie cortada no deberá tener marcas de ningún tipo. Los 2/3 del corazón deberán traer la siguiente información sobre la muestra y sobre el recubrimiento empleado para su preservación en boca de pozo:

Líneas de orientación tope y base de acuerdo con la nomenclatura internacional (AAPG Sample Preservation Manual). Las muestras deben ser marcadas antes de cortar el núcleo en fragmentos de 3 pies de longitud y en el momento mismo de su salida del barril corazonador. Es importante que se tomen las precauciones técnicas requeridas para evitar su rayado durante el proceso de corte. Profundidad de corazonamiento cada tres pies.

b) Copia del reporte de corazonamiento. c) Un juego de imágenes digitales en color, en formato TIFF, RGB, zoom mínimo 100%, tomadas pie a pie. d) Copia del registro Core Gamma en formato LAS e) Informe que contenga:

Nombre del pozo Coordenadas de Superficie y Fondo (origen Bogotá) Localización Contrato, Compañía (s) Fecha de inicio de perforación Fecha de terminación de perforación Compañía de corazonamiento Profundidad del corazón Número del corazón asignado por la compañía operadora Fecha de inicio del corazonamiento Fecha de terminación del corazonamiento Tope y Base del núcleo (Intervalo corazonado) Pies recuperados (porcentaje de recobro) Diámetro del núcleo Formación corazonada Descripción e interpretación detallada del corazón preferiblemente por

personal especializado de la compañía operadora. 1.2.2 CORAZONES DE PARED (SWC) Dentro de los 90 días siguientes a la fecha de adquisición, la operadora entregará los corazones de pared recuperados, almacenados en los empaques originales suministrados por la compañía de servicios (frascos de vidrio y/o PEAD transparentes debidamente identificados con el nombre del pozo y la profundidad de la muestra). Los corazones de pared, deberán ser entregados, junto con el respectivo reporte de conformidad con el Formato 3, y un informe de descripción e interpretación detallada, preferiblemente realizada por personal especializado de la compañía operadora. 1.2.3 RIPIOS O MUESTRAS DE ZANJA Al finalizar la perforación la compañía operadora entregara a la Litoteca Nacional dos (2) juegos de ripios o muestras de zanja así:

• Juego de muestras secas de 200 gramos de peso empacado en bolsas de papel kraft con cierre metálico (cinta o alambre).

• Juego de muestra húmeda pre-lavada en pozo. De acuerdo al tipo de lodo utilizado se lavará la muestra con agua o ACPM con la ayuda de un juego de tamices número 8 mesh y 80 mesh, el primero para retirar el “caving” y el segundo para retener la muestra en sí. El volumen de muestra húmeda debe ser de 1500 c.c mínimo y la densidad de muestreo será la que esté acordada con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Minas y Energía. Esta muestra será empacada en bolsas de plástico trasparentes debidamente identificadas con el nombre de la operadora, nombre del pozo e intervalo muestreado.

Cuando la compañía operadora estime conveniente modificar la densidad de muestreo, deberá informarlo y acordarlo previamente con la Agencia Nacional de Hidrocarburos.



Las muestras de zanja secas se entregarán en cajas de cartón suministradas por la compañía de servicios de mud logging y las muestras de zanja húmedas, debido a su peso, pueden ser entregadas en cajas de madera y/o de plástico como las utilizadas para el manejo de frutas y verduras. De igual manera cada muestra se entregará dentro de bolsas plásticas transparentes debidamente marcadas, junto con el respectivo reporte, de conformidad con el Formato 4. 1.3 TESTIGOS DE ANALISIS REALIZADOS Dentro de los 90 días siguientes a la realización de los análisis (petrofísicos, petrográficos, dataciones, geoquímicos, entre otros), la operadora entregará las placas, preparaciones y plugs derivadas de estas pruebas, junto con el respectivo informe de resultados de cada uno de los análisis efectuados (en formato .PDF) 1.3.1 Tapones o plugs Testigos provenientes de análisis petrofísicos básicos y especiales realizados a corazones convencionales de acuerdo con la norma API-40. Estas muestras deben ser rotuladas y entregadas en frascos de vidrio transparentes debidamente identificados, junto con el Formato 5, debidamente diligenciado. 1.3.2 Secciones delgadas Preparaciones de roca utilizadas para descripciones petrográficas realizadas a muestras de mano producto de cartografías geológicas, de columnas estratigráficas, de corazones convencionales o de ripios. Cada sección debe ser marcada cuidadosamente e inventariada en el Formato 6. 1.3.3 Placas bioestratigráficas o testigos de dataciones Son testigos provenientes de diferentes métodos de datación (bioestratigráficas: ya sean micropaleontológicas o macropaleontológicas, radiométricas, trazas de fisión, entre otras). Las muestras para estos análisis provienen de cartografía geológica, de ripios o de corazones (convencionales o SWC). Estas muestras deben ser entregadas debidamente identificadas acompañadas del Formato 7. 1.4 MUESTRAS DE FLUIDOS 1.4.1 Fluidos de superficie (Rezumaderos) Dentro de los 5 días hábiles siguientes a la fecha de su adquisición, la operadora entregará las muestras de fluidos (crudos y aguas) tomadas en las campañas geológicas. El volumen mínimo de muestra a entregar será de 500 cc envasados en botellas de vidrio de 250 c.c. para trabajo pesado con tapa rosca de polipropileno. Cada muestra deberá estar debidamente identificada, organizadas en cajones de madera o cajas plásticas usadas para manejo de mercancías y relacionadas en el Formato 8A 1.4.2 Fluidos de pozo Dentro de los 5 días hábiles siguientes a la fecha de su adquisición, la Operadora entregará las muestras de fluidos (crudos y aguas de formación) tomadas en las operaciones de pozo. El volumen mínimo de muestra a entregar será de 500 cc envasados en botellas de vidrio de 250 c.c. para trabajo pesado con tapa rosca de polipropileno. Cada muestra deberá estar debidamente identificada, organizadas en cajones de madera o cajas plásticas usadas para manejo de mercancías y relacionadas en el Formato 8B 2. TIPOS DE EMPAQUES Se hace énfasis en el tipo de empaque a utilizar ya que de él depende la buena preservación de las muestras para su utilización posterior.



2.1 CAJAS AZULES Caja plástica de archivo suministrada directamente por la Litoteca Nacional. Las especificaciones técnicas de estas cajas son: • Confeccionadas en polietileno de alta densidad • Dimensiones: 240mm (ancho) x 960mm (fondo) x 100mm (altura) • Uso: Opciones de almacenamiento:

- 2 Secciones (de 3’ c/u) de corazones de slabbing de 2/3 del diámetro original - Muestras de Superficie debidamente empacadas - Muestras de perforaciones sísmicas 2.2 OTROS • Frascos de vidrio de 250 cc con tapa de polipropileno trabajo pesado, apropiados para

el almacenamiento de fluidos. • Bolsas de tela para almacenamiento de muestras de superficie • Bolsas de plástico transparente para almacenamiento de ripios. • Bolsas de papel kraft con cierre para almacenamiento de muestras secas de zanja. La Litoteca Nacional podrá informar a las compañías Operadoras sobre el suministro y proveedores de estos materiales de empaque.

PROYECTO

CUENCA DEPARTAMENTO COLECTOR FECHA

LATITUD LONGITUD N E ORIGEN

FORMATO 1. FORMATO DE ENTREGA DE MUESTRAS DE SUPERFICIE

LOCALIDAD SECCION CODIGO PLANCHAUBICACIÓN

EN COLUMNA

FORMACIONObjetivo de

la toma de la muestra

COORDENADAS

GEOGRAFICAS

RUMBO/BUZAMIENTO LITOLOGIA

PLANAS

PROYECTOCUENCA

POZO OPERADOR CORAZONADOR

COORDENADAS LATITUD NORTE ORIGENLONGITUD ESTE FECHA

CORE CAJA TOPE INTERVALO NETO DIAMETRO FORMACION % DE RECUPERACION

FORMATO 2. FORMATO DE ENTREGA DE CORAZONES CONVENCIONALES

PROYECTOCUENCA

POZO OPERADOR


CAJA PROFUNDIDAD DIAMETRO FORMACION UNIDAD OPERACIONAL LITOLOGIA TIPO DE ANALISIS (a

realizar o realizado)

FORMATO 3. FORMATO DE ENTREGA DE CORAZONES DE PARED (SWC)

COMPAÑÍA REGISTROS

PROYECTO

CUENCA POZO OPERADOR


TIPO DE MUESTRA SET CAJA TOPE BASE INTERVALO EMPAQUE

FORMATO 4. FORMATO DE ENTREGA DE MUESTRAS DE ZANJA

CUENCA POZO OPERADOR

LATITUD NORTE ORIGENLONGITUD ESTE FECHA

CAJA POZO PROFUNDIDAD DIAMETRO POSICION DE EXTRACCION FORMACION LITOLOGIA LABORATORIO COMENTARIOS

FORMATO 5. FORMATO DE ENTREGA DE TAPONES (PLUGS)

PROYECTO

COORDENADAS

PROYECTO


LATITUD LONGITUD N E ORIGENGEOGRAFICAS PLANAS

FORMATO 6. FORMATO DE ENTREGA DE SECCIONES DELGADAS

CAJA CODIGO DE PLACA

ORIGEN MUESTRA

PROFUNDIDAD/LOCALIDAD

UNIDAD ESTRATIGRAFICA LITOLOGIA TINCIONES LABORATO

RIO

COORDENADAS

PROYECTO



FORMATO 7. FORMATO DE ENTREGA DE PLACAS BIOESTRATIGRAFICAS - TESTIGOS DE DATACIONES

CAJACODIGO

DE PLACA

ORIGEN MUESTRA

PROFUNDIDAD/LOCALIDAD

UNIDAD ESTRATIGRAFICA ESPECIMEN PALEOAMBIENTE COLECTOR

COORDENADAS

GEOGRAFICAS PLANASTIPO EDAD

PROYECTO

CUENCA DEPARTAMENTO COLECTOR


FORMATO 8A. FORMATO DE ENTREGA DE FLUIDOS DE SUPERFICIE

CAJA CODIGO FORMACION ROCA MANADERO OBERVACIONES

COORDENADAS

GEOGRAFICAS PLANAS

PROYECTO

CUENCA COLECTOR

FORMATO 8B. FORMATO DE ENTREGA DE FLUIDOS DE POZO

CAJA CODIGO METODO DE MUESTREO

ANALISISDE CAMPO

TIPO DE FLUIDO

SITIO DE MUESTREO

INTERVALO DE PROFUNDIDAD

FORMACION GEOLOGICA

UNIDAD OPERACIONAL

DEPARTAMENTO




ANEXO 3

FORMATOS Y METADATOS SISMICA Y POZOS

MAYO DE 2006



INDICE

1. SISMICA 2D, 3D, 3C 1.1 ADQUISICION 1.2 PROCESO Y REPROCESAMIENTO SÍSMICO 1.3 INTERPRETACION SISMICA

2. POZOS

2.1 REGISTROS DE POZO 2.2 DATOS DIRECCIONALES DE POZO 2.3 SISMICA DE POZO 2.4 DATOS DE PRESIONES



1. SISMICA 2D, 3D, 3C 1.1 ADQUISICIÓN • La información de registro de los puntos de tiro y pruebas instrumentales debe ser

entregada en cartuchos diferentes. • En un mismo cartucho no deben ser registradas dos líneas sísmicas. Para sísmica

3D pueden registrarse 2 Swaths en una misma cinta, pero esto debe quedar claramente especificado en el label de la cinta.

• Se debe entregar la información original de campo. • Se debe entregar la sección sísmica la cual debe venir con archivo de metadatos

que se describe a continuación:

LISTA METADATOS IMÁGENES DE SECCIONES SÍSMICAS. 1. SURVEY_NAME Nombre Oficial del programa sísmico. 2. LINE_NAME Nombre Oficial de la línea sísmica. 3. PROCESS_COMPANY Compañía que realizó el procesamiento 4. PROCESS_DATE Fecha en que se realizó el procesamiento. 5. PROCESS_TYPE Tipo de procesamiento ej: MIG I-I (migración In-In). 6. TITLE_SECC Título de la sección como se encuentra en el

papel. 7. SPI Número del SP inicial de la línea 8. SPF Número del SP final de la línea 9. ESTI Número de la Estación inicial de la línea 10. ESTF Número de la Estación final de la línea 11. CDPI Número del CDP inicial de la línea 12. CDPF Número del CDP final de la línea 13. FOLD_PROC Cubrimiento de procesamiento 14. PLT_HZ_SCALE Escala horizontal de la sección sísmica 15. PLT_HZ_SCALE_UNIT Unidades de la escala horizontal. 16. PLT_VR_SCALE Escala vertical de la sección sísmica 17. PLT_VR_SCALE_UNIT Unidades de la escala vertical 18. LONG_PLT_SECC Longitud en seg. del ploteo de la sección 19. POLARITY Polaridad del ploteo (Positiva, negativa, etc) 20. PLT_MATERIAL Material del documento a plotear. (Sepia, papel,

etc) 21. QC_PLT_MATERIAL Observaciones del QC realizado al documento y a

la imagen del documento antes de ser escaneada. 22. OPERATOR_COMPANY Nombre de la compañía Operadora 23. ADQUISITION_COMPANY Nombre de la compañía que realizó la adquisición

en campo 24. ADQUISITION_DATE Fecha en que se realizó la adquisición. 25. FILE_NAME Nombre del archivo obtenido después del escaneo

para cada sección, incluye el formato de la imagen .tiff o .jpg.

26. QC_IMAGEN_SCANNED Observaciones del QC realizado a la imagen (archivo) después del escaneo.

27. REMARKS Observaciones de la información contenida en la sección sísmica.

28. FORMAT Formato de captura de la imagen, extensión tiff ó jpg.



ESTÁNDARES RECOMENDADOS PARA LOS ENCABEZADOS (ESTÁNDARES DE LA SEG – SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS) Formato SEG-Y

• “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. Adicionalmente, es obligatorio indicar la ubicación (en Bytes, dentro del “Trace Header”) de algunos campos de información que son considerados de suma importancia, tales como: punto de tiro, coordenadas, etc.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 2D SEG Y - ADQUISICIÓN C01 CLIENT ECOPETROL S.A. PROGRAM AMAZONAS-2000 C02 LINE AMA-2000-001 FSP 559.5 LSP 570.5 C03 REEL NO A0101 PROCESS CAMPO DATE RECORD 20-AUG-2000 C04 AREA AMAZONAS COUNTRY COLOMBIA SURVEY TYPE 2D C05 DATA TRACES/RECORD 101 AUXILIARY TRACES/RECORD 0 CDP FOLD 24 C06 SAMPLE INTERVAL 2 SAMPLES/TRACE 3000 BITS/IN BYTES/SAMPLE 4 C07 RECORDING FORMAT SEG-Y TAPE TYPE 9TRK DENSITY 1600 C08 SAMPLE CODE FLOATING PT FIXED PT FIXED PT-GAIN CORRELATED NO C09 GAIN TYPE FIXED BINARY FLOATING POINT OTHER C10 SOURCE DINAMITA SPINTVL 80 GRPINTVL 40 FMTYPE C11 FILTERS ALIAS 125 HZ NOTCH 60 HZ BAND 3 - 80 HZ SLOPE 10 – 70 DB/OCT C12 SWEEP START 3 HZ END 70 HZ LENGTH 12000 MS CHANNEL NO. 4 TYPE C21 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C22 BYTE POSITION SP X_COORD BYTE POSITION SP Y_COORD C23 BYTE POSITION STK X_COORD BYTE POSITION STK Y_COORD C40 END EBCDIC

Nota: El valor de BYTE POSITION SP X_COORD, BYTE POSITION SP Y_COORD, BYTE POSITION STK X_COORD, BYTE POSITION STK Y_COORD sólo se debe completar si fueron adquiridas y aplica.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 3D SEG Y - ADQUISICIÓN

C01 CLIENT ECOPETROL S.A. PROGRAM AMAZONAS 3D-2000 C02 SWATH SWATH-01 FSP 50011002 LSP 50061080 C03 REEL NO A0101 PROCESS CAMPO DATE RECORD 20-AUG-2000 C04 AREA AMAZONAS COUNTRY COLOMBIA SURVEY TYPE 3D C05 DATA TRACES/RECORD 480 AUXILIARY TRACES/RECORD 4 CDP FOLD 34 C06 SAMPLE INTERVAL 2 SAMPLES/TRACE 3000 BITS/IN BYTES/SAMPLE 4 C07 RECORDING FORMAT SEG-Y TAPE TYPE 3490 DENSITY C08 SAMPLE CODE FLOATING PT FIXED PT FIXED PT-GAIN CORRELATED NO C09 GAIN TYPE FIXED BINARY FLOATING POINT OTHER C10 SOURCE DINAMITA SPINTVL 80 GRPINTVL 40 FMTYPE



C11 RECEIVED LINES INTVL 320 SOURCE LINES INTVL 160 C11 FILTERS ALIAS 125 HZ NOTCH 60 HZ BAND 3 - 80 HZ SLOPE 10 – 70 DB/OCT C12 SWEEP START 3 HZ END 70 HZ LENGTH 12000 MS CHANNEL NO. 4 TYPE C21 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C22 BYTE POSITION SP X_COORD BYTE POSITION SP Y_COORD C23 BYTE POSITION STK X_COORD BYTE POSITION STK Y_COORD C40 END EBCDIC

Nota: El valor de BYTE POSITION SP X_COORD, BYTE POSITION SP Y_COORD, BYTE POSITION STK X_COORD, BYTE POSITION STK Y_COORD sólo se debe completar si fueron adquiridas y aplica.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 2D PARA MEDIOS DE PROCESO

C 1 LINE: AMA-2000-001 C 2 DATA PROCESS: MIGRACION IN-IN 90% C 3 SURVEY: AMAZONAS-2000 C 4 COUNTRY AND AREA: COLOMBIA, AMAZONAS C 5 CLIENT: ECOPETROL S.A. C 6 DATE RECORD: 20-AUG-2000 C 7 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C 8 (RE)PROCESSED FOR: ECOPETROL S.A. C 9 (RE)PROCESSED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C10 DATE (RE)PROCESSED: 20-ABRIL-2001 C11 SP RANGE: 00101.5-01026.5 STK RANGE: 00040-01080 C12 CDP RANGE: 00315-02265 CDP'S: 230 FOLD: 0120 C13 SP/CDP RELATION SP1/CDP1 120/240 SP2/CDP2 400/800 C14 SAMPLE RATE: 04 MS RECORD LENGTH: 05.0 SEG C15 SPINTVL: 40 GRPINTVL: 40 CHANNELS: 240 C16 SOURCE TYPE: DINAMITA C17 SPREAD TYPE: 4760.0-20.0-0-20.0-4760.0 C18 INPUT REEL: OUTPUT REEL: C19 BYTE POSITION CDP X_COORD:181-184 C20 BYTE POSITION CDP Y_COORD:185-189 C21 BYTE POSITION CDP ELEV: 194-197 C22 MAP PROJECTION: C23 FACTOR DE ESCALA: C24 C25 PROCESSING SEQUENCE: C26 REFORMATEO A FORMATO PROMAX. C27 EDICION DE DISPAROS Y TRAZAS. C28 DEFINICION DE GEOMETRIA C29 DATUM 100M VELOCIDAD REEMPLAZAMIENTO 2000 M/S C30 DECONVOLUCION:CONSISTENTE EN SUPERFICIE O.L. 80 MS, BLANQUEO 0.1% C31 APLICACION DE ESTATICAS REFRACCION C32 C33 ESTATICAS RESIDUALES CONSISTENTES EN SUPERFICIE (2 PASOS) C34 DMO C35 NMO C36 C37 APILADO 120 % DE COBERTURA C38 MIGRACION DIFERENCIAS FINITAS VEL 90% C39 FILTRO VARIABLE EN EL TIEMPO, AGC C40 END OF EBCDIC

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 3D PARA MEDIOS DE PROCESO C 1 INLINES: 1001 – 1080 CROSSLINES: 5002 - 5035 C 2 DATA PROCESS: MIGRACION IN-IN 90% C 3 SURVEY: AMAZONAS 3D-2000



C 4 COUNTRY AND AREA: COLOMBIA, AMAZONAS C 5 CLIENT: ECOPETROL S.A. C 6 DATE RECORD: 20-AUG-2000 C 7 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C 8 (RE)PROCESSED FOR: ECOPETROL S.A. C 9 (RE)PROCESSED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA C10 DATE (RE)PROCESSED: 20-ABRIL-2001 C11 FOLD: 0120 C12 SAMPLE RATE: 04 MS RECORD LENGTH: 05.0 SEG C13 SPINTVL: 40 GRPINTVL: 40 CHANNELS: 480 C14 RECEIVED LINES INTVL 320 SOURCE LINES INTVL 160 C15 SOURCE TYPE: DINAMITA C16 INPUT REEL: OUTPUT REEL: C17 BYTE POSITION CDP X_COORD: 181-184 C18 BYTE POSITION CDP Y_COORD: 185-189 C19 BYTE POSITION INLINE NUMBER: 190-191 C20 BYTE POSITION CROSSLINE NUMBER: 192-193 C21 BYTE POSITION CDP_ELEV : 194-197 C22 MAP PROJECTION: C23 CROSSLINE INLINE X Y C24 5002 1001 955719.87 1165707.11 C25 5035 1001 951288.31 1168748.79 C26 5002 1080 959101.10 1170633.36 C27 5035 1080 954669.53 1173673.04 C28 FACTOR DE ESCALA: C29 C30 PROCESSING SEQUENCE: C31 REFORMATEO A FORMATO PROMAX. C32 DEFINICION DE GEOMETRIA C33 DATUM 100M VELOCIDAD REEMPLAZAMIENTO 2000 M/S C34 DECONVOLUCION:CONSISTENTE EN SUPERFICIE O.L. 80 MS, BLANQUEO 0.1% C35 APLICACION DE ESTATICAS REFRACCION C36 ESTATICAS RESIDUALES CONSISTENTES EN SUPERFICIE (2 PASOS) C37 DMO C38 APILADO 120 % DE COBERTURA C39 MIGRACION DIFERENCIAS FINITAS VEL 90% C40 END OF EBCDIC • “BINARY Header ” (400 BYTES)

SEG como mínimo que incluya la siguiente información (incluidos los 3200 bytes del EBCDIC en la posición):

POSICIÓN (Byte Number)

DESCRIPCIÓN

3205 – 3208 Numero de Línea 3209 – 3212 Numero de Cinta POSICIÓN

(Byte Number) DESCRIPCIÓN

3213 – 3214 Numero de trazas por registro (incluidas todas las trazas - dummy, cero, etc.)

3215 – 3216 Numero de trazas auxiliares por registro (incluidas - sweep, timing, sync y todas las trazas que no sean datos

3217 – 3218 Rata de muestreo en µsec (para los datos en la cinta) 3221 – 3222 Numero de muestras por traza (para los datos en la cinta) 3225 – 3226 Formato para la muestra. (1- floatting point 4 bytes, 2 - fixed point 4

bytes, 3 - fixed point 2 bytes, 4 - fixed point w/gain code 4 bytes) 3227 – 3228 CDP Cobertura (Numero de trazas esperado por cada CDP) 3255 – 3256 Unidades de medida ( 1- meters , 2 – feet)



• “TRACE Header ” (240 BYTES) SEG como mínimo que incluya la siguiente información en este encabezado:


DESCRIPCIÓN

1-4 Número secuencial de la Línea 9 – 12 Número Registro Original en Campo (FFN o FFID)

13 – 16 Número consecutivo de la traza basados en el FFN o FFID 29 - 30 Identificación de la traza (1 - seismic, 2 - dead, 3 - dummy, 4 - time

break, 5 - uphole, 6 - sweep, 7 - timming, 8 - water break, N - optional use)

73 – 76 Coordenada X del SP (Representa la longitud – Geodeticas) 77 – 80 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) 95 - 96 Uphole time de la fuente

115 – 116 Número de muestras en la traza 117 – 118 Rata de muestreo en µsec para la traza

Nota: El valor de Coordenada X del SP, Coordenada Y del SP, Coordenada X del STK, Coordenada Y del STK, Uphole time de la fuente solo se debe completar si fueron adquiridas y aplica. Para procesamiento 2D se debe adicionar la siguiente información:


DESCRIPCIÓN

181 – 184 Coordenada X del CDP (Representa la longitud – Geodésicas) 185 – 189 Coordenada Y del CDP (Representa la longitud – Geodésicas) 194 – 197 Elevación de CDP

Para procesamiento 3D se debe adicionar la siguiente información:


DESCRIPCIÓN

181 – 184 Coordenada X del CDP/BIN (Representa la longitud – Geodésicas) 185 – 189 Coordenada Y del CDP/BIN (Representa la longitud – Geodésicas) 190 – 191 Numero de Inline 192 – 193 Numero de Crossline 194 – 197 Elevación de CDP/BIN

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).



ETIQUETAS O RÓTULO DEL MEDIO (ADQUISICIÓN) El rótulo del medio debe ser hecho en computador o máquina (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para este en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información: • Logos

- Logo del Cliente que solicitó la adquisición. - Logo de la empresa contratista que realizó la adquisición.

• Información general

- Nombre del programa. - Nombre de la línea/swath que contiene el cartucho. - Fecha de adquisición.

• Información detallada

- No. del cartucho. - Tipo de formato registrado en el cartucho. - Canales. - Longitud de registro. - Muestreo. - Tipo de fuente. - Original/copia.

• Información de registro

- File inicial. - File Final. - Sp inicial. - Sp final. - Observaciones.

• Para sísmica 3D/3C procesados se debe entregar un único volumen SEGY. 1.2 PROCESO Y REPROCESAMIENTO SÍSMICO • Cartuchos 3490 o 3590 formato SEG-Y estándar llenando los bytes

recomendados por la SEG para posición de SP, STK, CDP y coordenadas x,y,z de cada uno, además bytes para la posición del fold, elevación CDP, velocidad de reemplazamiento, plano de referencia, shift, etc.

• El medio deberá contener los procesos finales obtenidos. • Se debe entregar la sección sísmica en cualquiera de los siguientes formatos:

TIFF, o CGM Junto con archivo de metadatos (Anexo 3.3.1.1) • Para sísmica 3D/3C procesados se debe entregar un único volumen SEGY. ETIQUETAS O RÓTULO DEL MEDIO El rótulo del cartucho debe ser hecho 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:



• Logos

- Logo del Cliente que solicitó el procesamiento/reprocesamiento. - Logo de la empresa que realizó el procesamiento/reprocesamiento.

• Información general

- Nombre del programa. - Fecha de procesamiento.

• Información detallada

- No. del cartucho. - Tipo de formato registrado en el cartucho. - Tipo o Tipos de procesos. - Longitud de registro. - Muestreo. - Bytes coordenadas x, y de cdp’s. - Bytes estación, fold, elevación cdp, plano de referencia, shift, etc. - Shift empleado en el proceso. - Datum empleado en el proceso. - Datum de ploteo. - Velocidad de reemplazamiento empleada en el proceso. - Original/copia.

• Información de los procesos

- Nombre de línea/inline/crossline. - Tipo de producto detallado para cada línea/inline/crossline (Ej.: Mig In-In 75%). - Estación inicial de la línea/inline/crossline en el cartucho. - Estación final de la línea/inline/crossline en el cartucho. - Cdp inicial de la línea/inline/crossline en el cartucho. - Cdp final de la línea/inline/crossline en el cartucho. - Relación CDP/SP (mínimo dos puntos). - Observaciones.

1.3 INTERPRETACIÓN SÍSMICA • Archivos ASCII de las interpretaciones, posicionamiento x,y,z (interpretación en

tiempo o profundidad), nombre de línea, punto de disparo (Shot point) • Anexar una tabla con los Shifts de interpretación aplicados (Nombre de Línea y

Shift) y los Datum de trabajo. • En caso de realizarse toda la interpretación sobre un software especializado en

interpretación (Landmark, GeoQuest u otro) se debe entregar un Back-Up completo del proyecto acompañado con los parámetros generales para poder ser montado nuevamente en el mismo aplicativo, adicional se debe entregar una relación de la información guardada en el Back-Up y la versión del software utilizado.

• El Formato del Back-Up debe ser: proj_name.dmp (Oracle); proj_name.tar (Oracle); info.dat (Oracle); proj_name.tar.z (Oracle); proj_name.gf66 (Geoframe)

• Entre la Data a guardar en el Back-Up se tienen los datos geofísicos y geológicos, he aquí algunos de estos datos, dependiendo del proyecto, etc: - Coordenadas (pozos, campo, zonas, etc). - Nombre del proyecto. - Información Cultural. - Nombre de Fallas, Topes, Zonas, Horizontes. - Tipos de Mapas con sus contornos, Datos culturales.



- Interpretación Geológica. - Mallas, Grid. - Checkshot. - Deviation. - Curvas, Sintéticos. - SEG-Y, y toda la demás información que se genere con las interpretaciones,

etc. ETIQUETAS O RÓTULO DEL MEDIO El rótulo del medio debe ser hecho en computador y cubrir el espacio asignado para éste en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información: • Logos

- Logo del Cliente que solicitó la interpretación - Logo de la empresa que realizó la interpretación

• Información general - Nombre del programa - Fecha de interpretación

• Información detallada - No. del cartucho - Tipo de formato registrado en el cartucho - Tipos de horizontes interpretados - Autor - Original/copia - Observaciones

2. POZOS 2.1 Registros de Pozo Todas las secciones registradas deben estar corregidas por profundidad. Las copias en papel y las películas, deben contener la siguiente información en su respectivo orden: • Encabezado “Header” (con toda la información del pozo, adquisición y servicio). • Tool List. • Remarks (observaciones con los detalles y problemas del trabajo). • Diagrama de la herramienta Tool Sketch. • Diagrama del pozo “Well Sketch”. • Cross Plots (cuando sea aplicable). • Registro principal “Main Log”. • Special Listing for Tool Constants (Ej. sónico). • Sección repetida “Repeat Section” (más de una cuando haya posibles anomalías). • Log Down (cuando se haya registrado bajando). • Check Logs (caliper, sónico, etc.). • Before Calibrations. • After Calibrations. • Operational Checks (cuando se requiera). • Calibraciones maestras “Master Calibrations”. • Tail.



Estándares para los formatos de registros de pozo

Formato LIS (logging information Standard) En este formato los datos son agrupados por tipo de información en un solo archivo en forma lógica y secuencial. Se compone principalmente por los “bloques de Información” y los “bloques de datos”. Los bloques de información contienen datos estáticos y descriptivos del registro y los “bloques de datos” contienen las mediciones actuales o dinámicas. La estructura estándar para un registro en formato LIS es la siguiente Formato LAS El formato LAS (Log ASCII Standard) Se compone de diferentes secciones o encabezados con los parámetros del registro y una sección con los datos de las curvas, todos en formato ASCII. La configuración de las secciones principales del registro LAS es la siguiente: • Información de la versión: Esta sección describe la versión del formato del registro,

el indicador de “wrap”/”non-wrap” y si es aplicable una descripción de los parámetros de “wrap”.

• Información del Pozo: Esta sección contiene la información estática del pozo como el nombre del pozo, el nombre del campo, localización (coordenadas), profundidad, etc. Esta es sección obligatoria.

• Información de la curva: Esta sección describe las curvas, sus nemónicos y las unidades en el orden en que aparecen las curvas en la sección de datos. Esta sección es obligatoria.

REEL HEADER

TAPE HEADER

EOF

FILE HEADER

STATIC RECORD

DATA RECORD

DATA RECORD

FILE TRAILER

EOF

FILE HEADER

FILE TRAILER

EOF

TAPE TRAILER

REEL TRAILER



• Información de parámetros: Describe los valores tomados para diferentes parámetros del pozo durante el registro. Esta sección es opcional.

• Otros: Esta sección contiene los comentarios generales de la operación y es opcional.

• Datos: Esta sección contiene todos los valores de las curvas en formato ASCII asociados a profundidad o tiempo.

Un formato LAS estándar es el siguiente:

~VERSION INFORMATION BLOCKVERS . 2.0: CWLS Log Ascii Standard - Version 2.0WRAP. NO: One Line per depth Step

~Well Information Block#MNEM.UNIT DATA DESCRIPTION#-------------- -------------- --------------------------------STRT .F 530.0000 :START DEPTHSTOP .F 15895.0000 :STOP DEPTHSTEP .F 0.5000 :STEP LENGTHNULL . -999.2500 : NULL VALUECOMP. ECOPETROL :COMPANYWELL . ECOPETROL-1 :WELLFLD . ECOPETROL :FIELDLOC . LAS PALMAS :LOCATIONCTRV . 926 :COUNTRYSRVC. SCHLUMBERGER :SERVICE COMPANYDATE . 10-Mar-88 :LOG DATEUWI . ECOP0001 :UNIQUE WELL IDSON . :SERVICE ORDER NO.LIC . :LICENSE NO.

~Curve Information Block#MNEM.UNIT API CODE Curve Description#-------------- -------------- --------------------------------DEPT.F 00 960 00 00: 1 DepthSP.MV 05 010 01 10: 2 SELF POTENTIALASN.OHMM 05 041 16 01: 3 AMPLIFIED SHORT NORMALCILD.MMHO 05 110 46 01: 4 INDUCTION CONDUCTIVITYILD.OHMM 05 120 46 01: 5 INDUCTION RESISTIVITY

~Parameter Information Block#MNEM.UNIT DATA DESCRIPTION#-------------- -------------- --------------------------------RW . :RWRWT.DEGF :RW TEMPERATUREEKB.F :ELEVATION KELLY BUSHING#ERCB required information ----------------------------------------------------------------------RUN . 1 : RUN NO.EGL .F :ELEVATION OF GROUND LEVELDREF .F :DEPTH REFEREF .F :ELEVATION OF DEPTH REFERENCETDL .F 3032.0000 :TOTAL DEPTH, LOGGERTDD .F 3032.0000 :TOTAL DEPTH, DRILLERBOTL .F 3031.0000 :BOTTOM OF LOGGED INTERVALTOPL .F 529.0000 :TOP OF LOGGED INTERVALCSGL.F 529.0000 :CASING BOTTOM, LOGGERCSFD.F 530.0000 :CASING BOTTOM, DRILLERCSGS.IN 20.0000 :CASING SIZECSGW. :CASING WEIGTHBS .IN 17.5000 :BIT SIZE

~OtherThe original data was obtained from field tapes

~A Depth SP ASN CILD ILD530.0000 2.8027 0.5260 982.9688 1.5016530.5000 -4.6611 0.6282 952.4531 1.4617531.0000 -8.6638 0.6796 921.9375 1.4218531.5000 -21.1733 0.7312 888.4492 1.3840532.0000 -25.9685 0.7895 851.0571 1.3619532.5000 -28.2585 0.8270 810.4844 1.3397



CONTENIDO DE LOS MEDIOS DE REGISTROS DE POZOS Los medios deben contener como mínimo los diferentes intervalos registrados corregidos por profundidad. • Registro bajando (cuando se ha registrado). • Sección repetida “Repeat Section” (todas las que se realicen). • Registro principal “Main Log”. • Tables or Cross Plots (cuando sea aplicable). • Encabezado “Header”. • Archivo gráfico PDS, Tiff, JPG o PDF no paginado del registro completo. • Archivo que incluya los metadatos del archivo grafico de acuerdo al siguiente

formato: FORMATO DE ENTREGA DE METADATOS DE IMÁGENES DE REGISTROS DE POZO CONTRATO CUENCA OPERADOR:

POZO

NOMBRE

ARCHIVO

FORMATO DEL

ARCHIVO

TAMAÑO DEL

ARCHIVO (Bytes)

CODIGO DEL

SERVICIO

DESCRIPCION DEL

SERVICIO CORRIDA FECHA DE

ADQUISICION CIA.

SERVICIO

ESCALA VERTICAL

TOPE (ft)

FONDO (ft)

Ejemplo-1

1946.PBM PBM 103517

DLL-MSFL-GR-CAL

RESISTIVITY LOG 2 18-May-2002 COMPUT 1-500FT 10380,0

10758,00

Descripción:

POZO Nombre Oficial del Pozo

NOMBRE ARCHIVO Debe tener 4 caracters mas la extencion del archivo. No utilizar caracteres especiales (Ej.: (,&,%,$,’, etc) FORMATO DEL ARCHIVO

Utilizar uno de los definidos en el Manual de Entrega de Información Técnica de �íldora�o (JPEG, TIFF, PDS, PDF). El PDF no debe ser paginado.

FECHA DE ADQUISICION Utilizar el formato DD-MMM-AAAA (Mirar ejemplos de la tabla anterior)

ESCALA VERTICAL Ultilizar el formato indicado en los ejemplos de la tabla anterior. Indicar los casos en los cuales corresponde a TVD. Los archivos LIS o LAS grabados en el medio deben corresponder a los presentados en la copia dura y la película, razón por la cual también se debe grabar un archivo gráfico PDS, Tiff, JPG o PDF no paginado. Los archivos de cada uno de los servicios deben estar grabados en el mismo orden cronológico en que se tomaron los registros. La información se debe acompañar por una copia de papel con el directorio para cada uno de los medios magnéticos entregados. Este debe presentar los archivos contenidos y su respectivo orden. Finalmente, se debe entregar un medio por cada servicio por cada corrida. ETIQUETAS DE REGISTROS DE POZOS El etiquetado de los medios debe ser consistente y tener como mínimo los siguientes elementos de información: • Nombre de la Compañía Operadora.



• Nombre de la Compañía de Servicios. • Fecha del Servicio. • Nombre del Pozo. • Servicios prestados y sus correspondientes archivos. • Formato. • Número de Corrida. • Intervalo Registrado. 2.2 Datos Direccionales de Pozo • Las copias en papel deben contener la siguiente información: - Encabezado (con la información del pozo, trabajo realizado, herramienta utilizada,

coordenadas del pozo, datos de referencia para la toma de medidas, survey reference, reference world coordinates, reference GRID system and coordinates, vertical section reference, closure reference, TVD reference, etc.)

- Measured Depth. - Inclination. - Drift Direction. - Course Length. - TVD. - Vertical Section. - Total Rectangular Offset. - DLS. - Gráficos de lo planos horizontal y vertical de la trayectoria del pozo y su

desplazamiento 3D en color. • Medio Magnético para datos Direccionales de Pozo Debe contener mínimo la siguiente información: - El encabezado o header API estándar con todos los datos del pozo. - Los datos de desviación presentados en el papel. - Las unidades de cada uno de los parámetros medidos. ETIQUETAS PARA DATOS DIRECCIONALES DE POZOS Las etiquetas deben ser consistentes y tener como mínimo los siguientes elementos de información: • Nombre de la Compañía Operadora. • Nombre de la Compañía de Servicios. • Fecha del Servicio. • Nombre del pozo. • Servicios prestados y sus correspondientes archivos. • Formato. • Intervalo registrado. 2.3 Sísmica de Pozo MEDIOS PARA SÍSMICA DE POZO Los medios deben contener, como mínimo, la siguiente información: - Encabezado con toda la información del pozo, adquisición y corrida. - Listado de Herramientas.



- Observaciones acerca de los detalles y problemas del trabajo. - Diagrama de la herramienta. - Información de la fuente. - Trazas por disparo (Raw Data en 1 o 3 componentes, dependiendo del tipo de

herramienta). - Trazas apiladas por nivel. - Picado del hidrófono. Los archivos de cada uno de los servicios deben estar grabados en el mismo orden cronológico de la adquisición. La imagen debe contener las trazas, la tabla y el gráfico de tiempo de tránsito contra profundidad. ETIQUETAS PARA SÍSMICA DE POZO Las etiquetas de los medios deben ser consistentes y tener como mínimo la siguiente información: - Nombre de la Compañía Operadora. - Nombre de la Compañía de Servicios. - Fecha del Servicio. - Nombre del Pozo. - Tipo de sísmica y sus correspondientes archivos. - Formatos. - Número de corrida. 2.4 Datos de Presiones El siguiente es el formato para la entrega de los datos de presiones

FORMATO DE ENTREGA DE DATOS DE PRESION

BLOQUE / PROYECTO POZO: RAW DATA MEDICIONES DEL

“SENSOR” CUENCA OPERADOR: EJEMPLO:

FORMATO DE ENTREGA SECUENCIA DE EVENTOS EJEMPLO:

FECHA TIEMPO OBSERVACIONES TIEMPO

TRANSCURRIDO PRESION TEMPERATURA02/09/2002 13:00:00 HES en Locación. 0,000000 13.962 72.388

02/09/2002 14:00:00

Descargando Equipos y Herramientas, se comienza Rig Up de STE 0,001389 13,96 72.381

02/10/2002 15:00:00

Instalando �íldora en el primer sencillo. Se revisa píldora radioactiva. OK. Conectando segundo sencillo. 0,008333 13.958 72.381

02/10/2002 16:00:00

Probando BHA con 1200 psi. Se prueba por 10 minutos prueba OK. 0,008333 13.958 72.381



LISTA DE CHEQUEO –PRUEBAS DE PRESIONES

Nombre del Pozo ______________________ Prueba _________________ Contrato ______________________ Fecha _________________ Compañía Operadora ______________________ Ingeniero Operadora _________________ Compañía Servicios ______________________ Ingeniero Servicios _________________

Observaciones

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Modulo Campos Estado Campo Nombre del campo SI ___ NO ___ NA ___ Elevación de referencia del campo SI ___ NO ___ NA ___ Pozo Nombre del pozo SI ___ NO ___ NA ___ Región SI ___ NO ___ NA ___ Prueba Tipo de prueba SI ___ NO ___ NA ___ Lift Sistema SI ___ NO ___ NA ___ Fecha inicial SI ___ NO ___ NA ___ Fecha final SI ___ NO ___ NA ___ Hora inicial de referencia SI ___ NO ___ NA ___ Formación SI ___ NO ___ NA ___ Intervalos SI ___ NO ___ NA ___ Tope de la Formación SI ___ NO ___ NA ___ Base de la Formación SI ___ NO ___ NA ___ Tope del Intervalo SI ___ NO ___ NA ___ º Base del Intervalo SI ___ NO ___ NA ___ Programa Compañía Operadora SI ___ NO ___ NA ___ Ingeniero SI ___ NO ___ NA ___ Compañía de Servicios SI ___ NO ___ NA ___ Ingeniero SI ___ NO ___ NA ___ Observaciones SI ___ NO ___ NA ___ (archivo con fecha,hora,Observación en ASCII) SI ___ NO ___ NA ___ Tamaño del Choke SI ___ NO ___ NA ___ Presión de superficie SI ___ NO ___ NA ___ Tasa de Gas SI ___ NO ___ NA ___ Tasa de Liquido SI ___ NO ___ NA ___ Diagrama de pozo (archivo en JPG, TIFF, PDF) SI ___ NO ___ NA ___ Test String (archivo en JPG, TIFf, PDF) SI ___ NO ___ NA ___ Sensor Tipo de Sensor SI ___ NO ___ NA ___ Numero de Serie SI ___ NO ___ NA ___ Ultima Calibración SI ___ NO ___ NA ___ Profundidad del Sensor SI ___ NO ___ NA ___ Profundidad de referencia SI ___ NO ___ NA ___ Observaciones SI ___ NO ___ NA ___ Unidad-tiempo (Escala de tiempo/deflexiones) SI ___ NO ___ NA ___ Datos Mecánicos del Sensor SI ___ NO ___ NA ___ Datos crudos (archivo con t, P y T) SI ___ NO ___ NA ___ Gradiente estático (archivo con d, P y T) SI ___ NO ___ NA ___ Gradiente Dinámico (archivo con d, P y T) SI ___ NO ___ NA ___ Gradiente de Formación (archivo con d, P y T) SI ___ NO ___ NA ___ Análisis Tipo de Análisis SI ___ NO ___ NA ___ Fecha del Análisis SI ___ NO ___ NA ___ Nombre del Análisis SI ___ NO ___ NA ___ Compañía que hizo el Análisis SI ___ NO ___ NA ___ Tipo de Fluido SI ___ NO ___ NA ___



Modulo Campos Estado Análisis Producción de petróleo acumulada SI ___ NO ___ NA ___ Volumen total producido SI ___ NO ___ NA ___ Orientación Principal del Pozo SI ___ NO ___ NA ___ Pozos SI ___ NO ___ NA ___ Capas SI ___ NO ___ NA ___ M Perraine SI ___ NO ___ NA ___ M. PseudoP SI ___ NO ___ NA ___ Radio de Investigación SI ___ NO ___ NA ___ 1hr Presión SI ___ NO ___ NA ___ P*, Extrapolada SI ___ NO ___ NA ___ P* Extrapolada a profundidad de referencia. SI ___ NO ___ NA ___ P* Calculada SI ___ NO ___ NA ___ P* Calculada a profundidad de referencia. SI ___ NO ___ NA ___ Observaciones del análisis. SI ___ NO ___ NA ___ Archivo PAN (Archivo.PAN) SI ___ NO ___ NA ___ Impresiones (archivos JPG, TIF, PDF) SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros de la capa Nombre de la capa

SI ___ NO ___ NA ___

Modelo de flujo Limite del Modelo

SI ___ NO ___ NA ___ SI ___ NO ___ NA ___

Espesor de la Formación SI ___ NO ___ NA ___ Porosidad SI ___ NO ___ NA ___ Temperatura de la capa SI ___ NO ___ NA ___ Saturación de Gas SI ___ NO ___ NA ___ Saturación de Agua SI ___ NO ___ NA ___ Compresibilidad de la Roca SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros del modelo de Flujo SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros de los limitas del Modelo SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros de los Fluidos SI ___ NO ___ NA ___ Gravedad del Petróleo SI ___ NO ___ NA ___ Bg SI ___ NO ___ NA ___ Bo SI ___ NO ___ NA ___ Presión del punto de Burbuja SI ___ NO ___ NA ___ Bw SI ___ NO ___ NA ___ Cg SI ___ NO ___ NA ___ CheckPressure SI ___ NO ___ NA ___ CheckTemperature SI ___ NO ___ NA ___ Co SI ___ NO ___ NA ___ Cw SI ___ NO ___ NA ___ Gravedad Especifica del Gas SI ___ NO ___ NA ___ GOR SI ___ NO ___ NA ___ SolutionGOR SI ___ NO ___ NA ___ RhoG SI ___ NO ___ NA ___ RhoO SI ___ NO ___ NA ___ Show SI ___ NO ___ NA ___ Compresibilidad Total SI ___ NO ___ NA ___ Visco SI ___ NO ___ NA ___ Visc Petróleo SI ___ NO ___ NA ___ Visc Agua SI ___ NO ___ NA ___ Corte de Agua SI ___ NO ___ NA ___ Salinidad del Agua SI ___ NO ___ NA ___ Método IPR, y el valor de sus variables SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros de Pozo Nombre del Pozo SI ___ NO ___ NA ___ Radio del Pozo SI ___ NO ___ NA ___



Modulo Campos Estado Parámetros de Pozo Modelo de Almacenamiento SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros del modelo de Almacenamiento SI ___ NO ___ NA ___ Parámetros pruebas multi pozos SI ___ NO ___ NA ___ Pozo Principal SI ___ NO ___ NA ___ Pozo Activo SI ___ NO ___ NA ___ Periodos Indicador de Flujo SI ___ NO ___ NA ___ Hora inicial SI ___ NO ___ NA ___ Hora final SI ___ NO ___ NA ___ Presión Final SI ___ NO ___ NA ___ Tasa final SI ___ NO ___ NA ___ Choke SI ___ NO ___ NA ___ Observaciones del Periodo SI ___ NO ___ NA ___ Otros: Pruebas tipo SFT, RFT, MDT SI ___ NO ___ NA ___ Clasificación del Punto SI ___ NO ___ NA ___ Tipo de Fluido en el Punto SI ___ NO ___ NA ___ Hoja técnica de los registradores SI ___ NO ___ NA ___ Grafico de Historia de tasa de Flujo SI ___ NO ___ NA ___ Datos Digitales de los Plots SI ___ NO ___ NA ___ Conclusiones Recomendaciones SI ___ NO ___ NA ___ Hoja de calibración de equipos SI ___ NO ___ NA ___ P y T en cabeza SI ___ NO ___ NA ___ Diagramas de Superficie SI ___ NO ___ NA ___ Registro de Desviación SI ___ NO ___ NA ___ Movilidad SI ___ NO ___ NA ___ Graf históricos de pruebas SI ___ NO ___ NA ___ Graf históricos calibración sensores SI ___ NO ___ NA ___ Sartas Adicionales SI ___ NO ___ NA ___




ANEXO 4

FORMAS DEL MINISTERIO

MAYO DE 2006

Distribución de copia Fecha MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 30SEEOriginal y copa con DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada: Feb 95Copia Oficina de Zona SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSCopias Operador

INFORME MENSUAL SOBRE PRODUCCION, PLANTAS Y CONSUMOS DE GAS NATURAL Y PROCESADO

OPERADOR_________________________________ CONTRATO________________________MES________________________ AÑO____________________

CONTENIDO DE GAS DE CONSUMO DE GAS SIN PROCESAR

CAMPO GAS DE PROPANO BUTANOS GASOLINA NATURAL FORMACION CONSUMO EN QUEMADO USADO EN INYECTADOFORMACION Gls/KPCG Gls/KPCG Gals/KPCG PROCESADA EL CAMPO GASODUCTOS GENERACION OTROS AL AIRE BOMBEO NEUMATICO A YACIMIENTOS

K.P.C. K.P.C. K.P.C. URBANOS Eléctrica K.P.C K.P.C. K.P.C.

TOTAL

PRODUCTOS OBTENIDOS DEL GAS CONSUMO DE GAS PROCESADOTotal Gas Propano Butanos Gasolina Gas Transformado Consumido Entregado Quemado al Usado en Inyectado aProcesado (Galones) (Galones) Natural (Gls) en Gasolina Natural en el Campo a Gasoducto aire (KPC) Bombeo YacimientoEn Planta Propanos y Butanos (KPC) (kPC) Neumático

(K.P:C) (KPC)

___________________________________ ____________________________________Representante del Operador Representante del Ministerio

Nombre y Matricula Profesional CPIP Nombre y Matricula Profesional CPIP

Observaciones

Cuadro No. 4Revisado: Nov 1994

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIADIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS

RESUMEN MENSUAL SOBRE PRODUCCION Y MOVIMIENTO DE PETROLEO

MES:_________________ AÑO:__________________________

COMPAÑIA:____________CONTRATO:_______________CAMPO_______ BATERIA:_____________

MODALIDAD DE EXPLOTACION:

Pruebas Iniciales:________Pruebas Extensas:_______Solo Riesgo:_____Comercial:_________

ACTIVIDAD VOLUMEN NETO (Blas)

EXISTENCIA INICIAL: (1)

PRODUCCION TOTAL (Forma 9SEE): (2)MUNICIPIO CODIGO DANE

CONSUMO EN OPERACIONES: (3)**MUNICIPIO CODIGO DANE

PERDIDAS: (4)**MUNICIPIO CODIGO DANE

PRODUCCION GRAVABLE: (5)=(2)-(3)+-(4)***MUNICIPIO CODIGO DANE

ENTREGAS: (6)****

EXISTENCIA FINAL: (7)

CARACTERISTICAS DEL CRUDO

Gravedad:________________Grados API Contenido de S:__________% B.S.W._________%

______________________________ ______________________________Representante Autorizado Operadora Representante AutorizadoNo. Matrícula Profesional CPPIP Ministerio de Minas y Energía

Notas:

* Incluir todos los Municipios productores que cubre el Campo y realizar la respectiva distribución. Cuando se tenga un pozo nuevo y no se le haya asignado el Código Dane, se reportára como Pozo -NN hasta tanto se conozca el citado número.** Sustentar cada uno de los consumos y las pérdidas y realizar la distribución por Municipios. Si no se puede determinar el Municipio al cual corresponden los consumos o las pérdiddas, la distribución se hará proporcional.***En esta ecuación, las pérdidas se restan sólo cuando sean por casos fortuitos (Atentados o fenómenos naturales).****Especificar el lugar donde se entrega el crudo (Carrotanques, oleoductos, estaciones, etc).

OBSERVACIONES:_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________0riginal: Subdirección de Hidrocarburosc.c.: Oficina de Zona Operador


DIVISION DE PETROLEOS Forma N 10A CR

CONSERVACION Y RESERVAS Revisada Mayo 63

INFORME DE TAPONAMIENTO Y ABANDONO

POZO:

Compañia Contrato Clasificación (Lahee)Campo Estructura FormaciónBloque Yacimiento

Localización del pozo:(coordenadas gauss)Superficie Fondo

N(Y)

E(X)

Elevación de la mesa rotaria Terreno pies.De acuerdo con El "aviso sobre trabajos posteriores a la terminación ",forma N 7,presentada el día : y aprobada el día los siguientes trabajos fueron realizados los días:en cumplimiento de las disposiciones legales vigentes,con el objeto de taponar a abandonar el pozo:

Intervalo abierto Pies Número de Sacos De cemento Fondo Tope de cemento Sacos de cementoDisparos Inyectados a presion del cemento en el tapón

Se retiró tubería de revestimiento en el intervalo Pies.Entre los tapones se dejó un lodo con las siguientes propiedades: Peso perdida de agua cc a 100 #por pulgada cuadrada,en 30 minutos.Porcentaje de sólidos Base(Fresco,Emulsion,Aceite).En la superficie se colocó un tapón de cemento desde pies,hasta pies,habiéndose usado sacos.Se erigió un monumento de concreto,sostenido por un tubo y se colocó una placa con la siguiente inscripciónCompañía Contrato PozoComenzado el de 199 Terminado el de 199 Abandonado el de 199Profundidad total Elevación del terreno pies.Adjuntar un esquema en que se muestre la condición final del pozo,de las tuberías,de las perforaciones y tapones.

Presentado por

Representante autorizado del Operador

Fecha:

Revidaso por,

Representante autorizado del Ministerio


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 10 CRDIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada: Octubre de 1973


INFORME SOBRE TRABAJOS POSTERIORES A LA TERMINACION OFICIAL

Pozo:

Compañia: Contrato: Clasificación (Lahee):Campo: Estructura: Formación:Bloque: Yacimiento:Elevación de la Mesa Rotaria:________ pies snm Elevación del Terreno: pies.

1. Trabajo ejecutado (profundización, fracturamiento, acidificación, cementación, perforación de nuevos intervalos productivos, etc.) :El permiso sobre trabajos posteriores a la terminación, forma No. 7 CR, fue aprobado por ____________________________

El de 199Se inició el trabajo el de 199 y se terminó el __________ de 199

2. Descripción del trabajo:

Nota: Adjuntar un esquema completo en que se muestre el estado en que quedó el pozo y se indique el diámetro y longitudes de todas las tuberías, herramientas, empaques, tapones, perforaciones hechas, etc

3. Resultados obtenidos con el trabajo :

Prueba Fecha de la Producción Producción de Producción de R.G.A Potencial de poPrueba de GAS - MPCD Petróleo - Bls Agua - Bls Pies3/Bl zos de gas

Antes del trabajo

Después del trabajo

Nota : Cuando esta forma se presente después de quince (15) días a la finalización del trabajo autorizado por la "forma 7CR", se deberá adjuntar la autorización dada por el Ministerio concediendo la prórroga.

Presentado por:Representante Autorizado del Operador(Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula)

Fecha:

Revisado por :Representante Autorizado del Ministerio(Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula)

Fecha:ORIGINAL: Conservación y Reservasc.c.: Oficina Zona y Concesionario.


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Forma No. 11-CR

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS Revisada: Oct. 1973

SOLICITUD DE PERMISO PARA TERMINACION MULTIPLEPozo:______

Compañia:____________________________________ Contrato:________________________Campo:___________________________Estructura:_________________________Bloque:_____Localizaciön del pozo: Coordenadas Gauss N(Y) E(x)

1. Dar los siguientes Datos Horiz. Super.Horiz. Interm. Horiz. Infer. Otro. Horiz. a) Nombre del yacimiento b) Tope y base de la seccion productora (Perforaciones) c) Clase de producción (petroleo o gas) d) Método de producción (Flujo Natural o Neumatico)

2. Adjuntese los siguientes documentos: a) Presiones de formación, gravedad A.P.I del Petróleo, relación Gas-aceite y porcentaje de agua de cada intervalo productor que se haya probado. b) Registro eléctrico u otro aceptable con topes y bases de los intervalos productores marcados, así como los intervalos perforados. c) Informes sobre colocación de empaques d) Esquema completo del proyecto de instalación de la terminación múltiple en que se muestre el diámetro del hueco, todas las tuberías, empaques, tapones, perforaciones hechas y propuestas. e) Resultado de los ensayos de hermeticidad de los empaques f) Plano en que se muestran la localización de todos los pozos del campo y los pozos de los contratos vecinos que producen en los mismos yacimientos u horizontes.

Presentada por: ______________________________________ 'Representante Autorizado del Operador(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. Matricula)

Fecha:____________________________

Aprobada por: ______________________________________________ Representante Autorizado del Ministerio(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. Matrícula)

Fecha:_____________________________

Original: Conservación y Reservasc.c.: Oficina de Zona y Concesionario


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma 13 CR DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada Oct/73

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS Pag. 1:2

PROYECTO DE MANTENIMIENTO DE PRESION (PERMISO)

Compañia______________ Contrato______________Campo_________________Estructura______________Formacion______________Yacimiento______________Bloque__________________Area total que se estima productiva en el yacimiento_____________________________________ AcresClase de formación (arena, caliza,dolomita, etc.)________________________________________ ___________Buzamiento promedio de la formación_________________________________________________ ___________Profundidad promedia del tope de la formación productiva_________________________________p___________Mecanismos de producción presentes y grado de efectividad de los mismos actualmente.Descripcion ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________Relación de la capa de gas al volumen de aceite________________________________________ p3/bblEspesor promedio de la fomacion productora(efectivo)____________________________________piesEspesor promedio de la capa de gas (Efectivo)___________________________________________piesPorosidad promedio__________________% Saturación de agua de formación________________%Permeabilidad horizontal promedia____________________________(md). variación (rango)_____ ___________Permeabilidad vertical promedia______________________________(md). variación (rango)_____ ___________Breve descripción acerca de observaciones relacionadas con orientación general de la permeabilida en el yacimiento_________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ _____________________________________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________________________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________________________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________________________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________Gravedad del aceite______°API Viscosidad del aceite___________(cps) a T:_______P:_____________Presión original del yacimiento_________________psi. Presión de saturación(BPP)____________psiPresión actual del yacimiento__________________psiFactor volumetrico de formación original________________________ Actual_________________ ___________Solubilidad del gas a varias presiones_____________________________________________________Numero de pozos productores en el yacimiento_________________________________________ ___________

FLUIDO A INYECTARSEClase_________________________________________Origen___________________________________________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________Tratamiento_____________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ______________________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________


Forma No. 14CRRevisada Octubre de 1973

ORIGEN DEL AGUA QUE SE INYECTA (Cítense las formaciones y su profundidad):

Sistema abierto o cerrado:

RESULTADOS ESPERADOS

OBSERVACIONES

NOTA:

Aprobado por:

Original: Conservación y Reservas

c.c. Oficina de Zona y Concesionario

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

Clase de agua (dulce o salada):

Inyectividad esperada (B/d/Pie)Presión inicial de inyección (Lbs/plg2)

TRATAMIENTO DEL AGUA:

Distribución geométrica de los pozos Especiamiento(Acres)

Número de pozos productores que se convertirán en inyectores:Número de pozos que se perforarán como inyectores:

del espacio porosoSaturación residual de aceite al tiempo de abandono (%) Cantidad de aceite adicional que espera recobrarse como resultado de la operación (Bls)

INFORMACIÓN ADICIONAL: A esta forma de adjuntarse un estudio técnico completo de ingeniería para justificar el proyecto, y que incluya:

a) Información gráfica de la producción de PETROLEO, GAS y AGUA hasta la fecha de la prestación del proyecto:

d) Mapas: Estructural, Isobárico, de Localización de Pozos, tanto inyectores como productores, Isopaco

c) Información sobre presión capilar

b) Permeabilidad relativas (Gráficos)

Representante Autorizado del Operador

(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. de Matrícula)

e) Cortes Geológicos transversales

f) Información relativa al movimiento y localización de los contactos Agua-Aceite y Gas-Aceite, etc.

Presentado por: ________________________________________

(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. de Matrícula)

Fecha:

Fecha:

___________________________________________

Representante Autorizado del Ministerio


Factor volumétrico de formación del aceite al tiempo de agotamiento por medios primarios

RAZONES POR LAS CUALES FUE SELECCIONADO EL DESPLAZAMIENTO MISCIBLE:

Nota:

Fecha:

Fecha:

Original: Conservación y Reservasc.c. Oficina de Zona y Concesionario

Representante Autorizado del Ministerio(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. Matrícula)

Forma No. 15 CRRevisada: Octubre de 1973

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

(Nombre del Ingeniero de Petróleos No. Matrícula)

Aprobada por:

d) Gráfico de permeabilidades relativas

Presentada por:

Representante Autorizado del Operador

c) Cortes geológicos transversales.

INFORMACION ADICIONAL.; Debe adjuntarse a esta forma un informe completo de ingeniería parajustificar el proyecto, y que incluya:a) Información sobre cantidad de gas y agua inyectado previamente en el yacimiento, citando fechas y resultados generales obtenidos.b) Mapas: Estructural, isobárico, Localización de pozos inyectores y productores, Isopaco.

Saturación residual de aceite al tiempo de agotamiento por medios primarios (%)

Saturación residual de aceite que se espera tener al tiempo de agotamiento empleando laoperación de desplazamiento miscible (% del espacio poroso).

Aumento en recuperación final debido directamente a la operación en (Bls):Aumento en recuperación final debido directamente a la operación en (Bls-acre):Aumento en recuperación final debido directamente a la operación en (Bls/acre - psi):

Volumen de GLP (LPG) inyectado hasta la fecha (Bls)Volumen de gas inyecta hasta la fecha (MPC)

Saturación de gas al tiempo de iniciarse la operación (% del espacio poroso.)Porcentaje de incremento en la producción debido a la operación - stimado (%)


DISTRIBUCION DE COPIAS FORMA No. 15A CRORIGINAL CONSERVACION REVISADO: Octubre /73

COPIAS OFICINA DE ZONA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIACOPIAS CONCESIONARIO DIRECCION DE HIDROCARBUROS


INFORME MENUSAL DE INYECCION DE VAPOR Y PRODUCCION ADICIONAL DE ACEITE

COMPAÑIA___________________________ MES________________________ AÑO___________________________________

CONCESION__________________________ CAMPO______________________

V A P O R I N Y E C T A D O PRODUCCION DE PETROLEO Y AGUA DEBIDO A LA INYECCION DE VAPOR

POZO FORMACION METODO PRESION CICLO D I A S L I B R A S B . T . U . CALIDAD PETROLEO AGUANo PRODUCTORA DE DE No. DEL Barriles Netos Barriles

PRODUCCION INYECCION EN EL MES ACUMULADOS EN EL MES ACUMULADOS EN EL MES ACUMULADOS VAPOR MENSUAL ACUMULADO MENSUAL ACUMULADA

______________________________________ __________________________________________Representante Autorizado del Operador Representante Autorizado del MinisterioNombre del Ingeniero y Matricula Nombre del Ingeniero y Matricula

OBSERVACIONES:

Nota

Distribución de copias Fecha Forma No. 16Conservación MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Revisada Mayo /83Oficina de Zona DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSINFORME MENSUAL SOBRE ENSAYOS DE POTENCIAL DE POZOS DE PETROLEO

CONCESION_________________________________ CONCESIONARIO___________________________________ CAMPO__________________ ESTRUCTURA_____________________________

FORMACION_________________________________ BLOQUE___________________________________________ YACIMIENTO______________ MES______________ AÑO___________________

PRESION POZO EN BOMBEO PRODUCCION DURANTE EL ENSAYOMETODO DE FECHA DEL ESTADO DEL TAMAÑO DE EN LA TUBERIA EN LA TUBERIA DE LONGITUD DE EMBOLADAS DURACION DEL PETROLEO GRAVEDAD DEL SEDIMENTO Y AGUA G A S R . G. A. PRODUCCION ENSAYO POZO LA REDUCCION DE PRODUCCION REVESTIMIENTO LA EMBOLADA POR MINUTO ENSAYO (Horas) BLS. PETROLEO A 60°F BLS. M P C

Distribución de Comas Fecha Forma No. 17Original Conservación Revisada: Octubre/73Copias Oficina de IOMACopias Concesionario

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIADIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROPS

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSINFORME MENSUAL DE PRODUCCION

Pozos de Gas

CONCESION____________________ OPERADOR______________________ CAMPO____________________ ESTRUCTURA________FORMACION____________________ BLOQUE_________________________ YACIMIENTO_______________ MES______ AÑO_____

DIAS PRODUCCION DE GAS M P C PRODUCCION DE AGUA Estado de losPOZO No. EN EL MES ACUMULADOS DIARIA MENSUAL ACUMULADA MENSUAL ACUMULADA Pozos al Final

del mes

_________________________________ _________________________________Representante Autorizado del Operador Representante Autorizado del MinisterioNombre del Ingeniero y Matricula Nombre del Ingeniero y Matricula

Observaciones

Distribución de Copias

Original:

Oficina de Zona FORMA 20SHConcesionario

INFORME MENSUAL SOBRE INYECCION DE AGUA Y PRODUCCIONRecuperacio Secundaria

Compañia_______________________ Operador__________________________CAmpo________________Estructura_______________________Formación______________________Boque_____________________________Yacimiento_____________Mes________Año_____

INYECCION PRODUCCIONPozo No. Espesor efectivo Presión media Volumen de agua Iny. Estado de los Dias Petroleo Agua Presión de Estado de

En el mes Acumulados de la zona de inyección En el mes Acumulado pozos al final Pozo En el Acumulados mensual Acumulado Mensual Acumulada Fondo al finalabierta (pies) Lbs/plg2 bls Bls del mes No. Mes Bls Bbl Bls Bls Lb/plg2 del mes

Representante autorizado del operador Representante Autorizado del MinisterioNombre del Ingeniero y Matricula Nombre del Ingeniero y Matricula

Obsevaciones:

Distribución de Copias Fecha MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 21Original Conservación DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada Octubre/73Copias Oficina de Zona SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSCopias Concesionario

INFORME MENSUAL SOBRE MANTENIMIENTO DE PRESIONINYECCION DE GAS

COMPAÑIA________________________________ OPERADOR________________________________ CAMPO____________________________ESTRUCTURA________FORMACION_______________________________ BLOQUE___________________________________ YACIMIENTO_______________________ MES________AÑO______

INYECCION PRODUCCIONEstado de D I A S Presión media GAS INYECTADO D I A S P E T R O L E O G A S A G U A Estado de

Pozo los pozos al En el mes Acumulados de inyección En el mes Acumulado Pozo En el mes Acumulado Mensual Acumulado Mensual Acumulado Mensual Acumulado Presión de Metodo de los pozos alNo. fin de mes (Lbs/Plg2) (M P C) (M P C) No. ( B L S) (M P C ) (M P C ) (M P C ) (B L S ) (B L S ) Fondo(Lbs/Plg2) Producción final del mes

______________________________________ ___________________________________Representante Autorizado del Operador Representante Autorizado del MinisterioNombre del Ingeniero y Matricula Nombre del Ingeniero y Matricula

Observaciones:

Distribución de Copias Fecha Forma No. 22Original: Conservación Revisada: Octubre/73Copias: Oficina de Zona MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIACopias: Concesionario DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSINFORME ANUAL SOBRE MANTENIMIENTO DE PRESION

Compañía_______________________ Operador__________________________ Campo_____________________ Estructura________________________Formación_______________________ Bloque____________________________ Yacimiento_________________ Mes________ Año________________

PETROLEO PRODUCIDO (Bls) AGUA (Bls) GAS (M P C) Presión deINYECTADO PRODUCIDO INYECTADO PRODUCIDO Fondo

MES Mensual Acumulado Mensual Acumulado Mensual Acumulado Mensual Acumulado Mensual Acumulado (Lbs/Pig2)

__________________________________ ___________________________________________________Representante Autorizado del Operador Representante Autorizado del Ministerio(Nombre del Ingeniero y Matricula) (Nombre del Ingeniero y Matricula)Observaciones:

Disttribución de copias Fecha MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 23Original Conservación DIRECCION DE HIDROCARBUROS Revisada Octubre/73

Copia Oficina de Zona SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROSCopias Concesionario

INFORME MENSUAL SOBRE DESPLAZAMIENTO SISCIBLE(RECUPERACION SECUNDARIA)

COMPAÑIA______________________________ OPERADOR_____________________________ CAMPO:_____________________________ ESTRUCTURA___________________ FORMACION___________BLOQUE________________________________ YACIMIENTO_________________________ MES________________________ AÑO__________________

INYECCION PRODUCCIONDIAS Espesor Presión VOLUMENES INYECTADOS DIAS PETROLEO GAS Presión de Estado de

Pozo En el Acumulados Efectivo Media de G L P G A S Pozo En el Fondo los pozos

No. Mes Zona Inyección Mensual Acumulado Mensual Acumulado No. Mes Acumulados Mensual Acumulado Mensual Acumulado (Lbs/Plg2) S ( A Metodo de al final delabierta Lbs/PLG2 BLS BLS MPC MPC BLS BLS MPC MPC % Producción mes(Pies)

__________________________________ _____________________________________Representante Autorizado del Operador Representante Autorizado del MinisterioNombre del Ingeniero y Matrícula Nombre del Ingeniero y Matrícula

Observaciones:

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 25 CRDIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada: Octubre de 1973

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS Pág 1

PRUEBA DE POZO DE GASPozo No.______________________

Compañía:______________________________C Contrato:______________________________ Campo:________________________Estructura:_____________________________ Formación:______________ Bloque:____________ Yacimiento:____________________Gravedad Gas (G)________________________ Temperatura Promedio Superficie____________ Temperatura Fondo______a______Diámetro del Revestimiento________________ Diámetro Interno__________________________ Sentada a:_____________________Diámetro Tubería de Producción____________ Diámetro Interno__________________________ Sentada a:____________________Intervalo Productor_______________________ Profundidad Promedia Intervaio, (L)________________________________________Elevación Mesa Rotatoría__________________ Fecha de Terminación______________________ Produciendo por_________________

DATOS DE CAMPO

Prueba Duración de Estrangulador Coeficiente En la Cabeza del Pozo

No. la Prueba, Min Temperatura Presión Pw2

°F PW lbs/pLg2 (Miles)

CALCULOS DE VOLUMEN

Presión F a c t o r d ePrueba Diámetro Coeficiente del Estadística Diferencial Temperatura Temperatura Gravedad Compresibilidad Volumen

No. Línea Orificio Medidor, 24 Hrs Ps psia Hw Plg de agua °F Ftf Fg Fpv MPC/día

Relación Gas - Condensado______________________KPC/bl.Gravedad Condensado_________________________°API


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIADIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS


Distribución de Copias Fecha Forma No. 31SH1. Original SH Revisada:1 Copia Oficina de ZonaCopias: Operador

MOVIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y/OSUS DERIVADOS POR PUESTOS MARITIMOS Y FLUVIALES

Tipo de Fluído Fecha Campo % Movimiento Empresa 1 Empresa 2 Gravedad AzufreProductor Exportado A.L.P %

Observaciones_____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Presentado por: Aprobado por_______________________________ ____________________________________________Representante del Operador Representante del MinisterioNombre y Matricula Profesional CPIP Nombre y Matricula Profesional CPIPFecha:_________________________ Fecha:_________________


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 4CRDIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisado:(Febrero/84)

INTENCION DE PERFORAR POZOS DE DESARROLLO

Pozo:Compañía:___________ Contrato:________________________________ Clasificación (Lahee):___________________Campo:______________ Estructura:______________________________

ORIGEN DE COORDENADAS:Geográficas: Gauss:N(Y)___________________________________ N(Y)________________________________W(X)____________________________________ E(X)________________________________

MOJON DE REFERENCIA:Coordenadas Geográficas: Coordenadas Gauss Origen Bogotá:Latitud:______________________________ N(Y)________________________________Longitud:____________________________ E(X)________________________________

LOCALIZACION DEL POZO, Gauss Origen BogotáSuperficie: Fondo:N(Y)________________________________ N(Y)________________________________E(X)________________________________ E(X)________________________________

Fecha aproximada en la que se iniciarán los trabajos de perforación:__________________________________Elevación del terreno sobre el nivel del mar________________________ Pies. Distancia del pozo al lindero más cercanoEquipo de perforación_________________________________________ Profundidad total aproximada

a) vertical_________________b) Desviada_______________

Espaciamiento entre pozos, en hectareas______________________________________ Se intenta completar el pozo en la formacióna las profundidades de____________________________Pies

TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Se usarán las siguientes tuberías de revestimiento y se cementarán en la forma que se indica:

Diametro del hueco Diámetro del revestimiento Tope del Cemento

Presentado por: Aprobado por:

____________________Geólogo No. Matricula Div. de Exploración y Contratos

________________________________ ___________________________Representante Autorizado del operador Div. de Conservación y Reservas

No. Matrícula

Fecha:______________________Original: Exploración y ContratosC.C. Conservación y Reservas Oficina de Zona


Forma 5-CR

de 200

3° W BOGOTA N E N E

Presentado por :

Representante Autorizado del OperadorNombre del Ingeniero:

Fecha:

2.RESULTADOS OBTENIDOS DURANTE LAS PRUEBAS.

MD TVD

10. ESTADO MECANICO.

7.REVESTIMIENTOS.

8.CEMENTACIONES.

9.DESVIACIONES.

Forma No. 5CR

Ministerio de Minas y EnergíaDirección General de Hidrocarburos

Subdirección de Hidrocarburos

Quincena de

6.REGISTROS ELECTRICOS.

REGISTRO OBSERVACIONES ESCALAINTERVALO

Filtrado : Cl :

Ca : Rmf :

5.PROPIEDADES DEL LODO.

Peso : Viscosidad :

ph :

3.BROCAS UTILIZADAS.

# TAMAÑO TIPO MARCA PIES PERF. HORAS RDP

4.FORMACIONES ENCONTRADAS.

FORMACION

No. de matricula Fecha:

REPORTE QUINCENAL DE PERFORACION

1.RESUMEN GENERAL DE ACTIVIDADES.

No. de Matrícula:

Revisado por:

Representante Autorizado del Ministerio

Profundidad final de la quincena:

NOTA: El resumen de los trabajos realizados durante la quincena, debe incluir los detalles más sobresalientes de la perforación, tales como pies perforados, registros tomados, corazones recobrados pruebas efectuadas, y sus resultados, tipos y número de br

Coordenadas aproximadas (Gauss):

Superficie Fondo

Fecha en la que se inicio la perforación:

INFORME QUINCENAL No.

Compañía:

Contrato:

Pies perforados durante la quincena:

'MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA FORMA No. 6 CRDIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS REVISADA OCTUBRE 1973

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS pag 1:3

I N F O R M E D E T E R M I N A C I O N O F I C I A L ( REGISTRO Y PRUEBA DE POZOS )

POZO :Clasificación ( Lahee ) :

Compañia : Concesión : Campo: EstructuraFormaciones Bloque YacimientosEstado Final del Pozo

DATOS GENERALES

Localizacion Definitiva ( Coordenadas Gauss ) ( 3° W )a ) Torre b) Fondo ( si es desviado )

N ( Y ) N ( Y )E ( X ) E ( X )

Perforacion Iniciada Profundidad Total piesPerforacion Concluida Profundidad Vertical piesPozo Terminado Taponado hasta piesElevacion - Mesa Rotaria pies Elevacion - Terreno pies

NOTA : Si el pozo es desviado, debera incluirse un grafico y un informe sobre las desviaciones angulares y direccionales,junto con los otros informes pertinentes obtenidos por metodos usuales en la industria.

FORMACIONES ENCONTRADASFormacion Tope, pies Base, pies Espesor, pies

INTERVALOS PETROLIFEROS PERFORADOSNumero de Tipo Diametro

Intervalo Perforado Disparos Disparos

ORIGINAL : Conservacion y Reservascc : Oficina de Zona

ARENAS DE AGUA DULCE ENCONTRADAS

No. 1, de a pies No. 5 , de a piesNo. 2, de a pies No. 6 , de a piesNo. 3, de a pies No. 7 , de a piesNo. 4, de a pies No. 8 , de a pies

TUBERIAS DE REVESTIMIENTO COLOCADASDiametro REVESTIMIENTO Clase de No. de Sacos Metodo Tope del del Hoyo Diametro Clase Anclado a Zapato y Clase de Cemento Empleado Cemento


FORMA No. 6 CRPag 2:3

REGISTROS GRAFICOS TOMADOSEntregados al Ingeniero

Fecha Tipo de Registro Intervalo Escala de Zona en el Pozo

ANEXAR copia de TODOS los registros gráficos tomados en el pozo, incluyendo el Gráfico Compuesto y Registro Gráfico.

PRUEBAS DE FORMACION

Someter un Informe completo, en hoja separada a esta Forma, de las Pruebas de Formacion ( DST ), de las Pruebas de Presión o cualquiera otra prueba especial efectuada, y adjuntar los resultados y análisis de las pruebas de presión de fondo ( Forma No. 8 CR )

PRODUCCION Y RESULTADOSInformar en este espacio sobre los trabajos realizados para inducir y estimular la producción del pozo, como Intervalos acidificados,fracturados, etc., número de galones de acido usados, concentración del acido, etc.

DESCRIPCION DE LAS MUESTRAS DE ZANJA, DE PARED Y DE CORAZONES pag 3:41.- Muestras de Zanja

Intervalo Descripcion

DESCRIPCION DE LAS BROCAS USADAS Broca Horas Netas Pies Numero Marca Tipo Diametro No. de Serie Perforando Perforados

2. - Corazones, indicando el fluido usado durante su obtencion

Intervalo Corazonado Recuperación Caracteristicas y Descripcion

Deberan darse las caracteristicas fisicas y litologicas, inclinación de los estratos y resultados del análisis del corazón,saturaciones, porosidades, permeabilidades, análisis de fluidos obtenidos, etc.

3. - Muestras de ParedIntervalo Caracteristicas y Descripción

NOTA : Los puntos 1, 2 y 3 anteriores deben presentarse en hoja separadas y anexarse a este Informe.


FORMA No. 6 CRPRUEBA OFICIAL DE COMPLETAMIENTO Pag 3:3

Pozo de Petróleo : Fecha :

La produccion en 24 horas fue de barriles de liquido, de los cuales el % fue de Petróleo,el _____ % de emulsion, el _____ % de agua y el ______ % fue sedimento API.Presión en la tuberia de Producción : lbs/pulg2Presión en la tuberia de Revestimiento : lbs/pulg2 Estrangulador :Graveded API del Petróleo :Intervalos abiertos :

Pozo de GasFecha :

La producción en 24 horas fue de M.P.C., y de hidrocarburos liquidos.Presion en la tuberia de Revestimiento : lbs/pulg2Presion de cierre : lbs/pulg2 Cerrado durante horas. Estrangulador / 64"Intervalos abiertos :

NOTAS : a ) Acompañar un grafico que muestre el Estado Mecánico de completamiento del pozo.b ) Cuando este informe se presente despues de treinta ( 30 ) días de la finalización de la perforación, debera adjuntar la autorización dada por el Ministerio concediendo la prorroga.c ) En completamientos múltiples la prueba oficial debe detallarse para cada zona.

Presentado por,Representante Autorizado del Operador( Nombre Ing. de Petróleos, No. de Matricula )

Aprobado por,Representante Autorizado del Ministerio( Nombre Ing. de Petróleos, No. de Matricula )

Fecha


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 7 CR DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada: Octubre de 1973


PERMISO PARA TRABAJOS POSTERIORES A LA TERMINACION OFICIAL

Pozo:

Compañia: Concesión: Clasificación (Lahee):Campo: Estructura:Formación: Bloque: Yacimiento:Perforación Iniciada el: de 199 terminado el: de 199_____ Elevación de la Mesa Rotaria: pies. Elevación del Terreno: pies.Profundidad Total Inicial: pies. Bajo NIvel Mesa Rotaria: pies.

1. CONDICIONES INICIALES DEL POZOIntervalos AbiertosNumero de Disparos por pie.

Producción BPD. Presión Estática de Fondo Lbs/pulg 2RGA Pies/barril Gravedad ° API

2. CONDICIONES ACTUALES DEL POZOIntervalos abiertosNúmero de disparos por pie

Producción Acumulada hasta la fecha:Petróleo: Bls. Gas: MPC Agua: Barriles

Fecha en que se iniciarán las operaciones: de 199Resultados última prueba de producción:

Fecha: Petróleo: BPP RGA: Agua:

3, INFORMACION ADICIONALa) Descripción y esquema de la terminación actual de pozo, que muestre las tuberías, herramientas, tapones e intervalos productores.b) Historia del pozo: Citar todas las operaciones de reacondicionamiento y sus resultadosc) Para pozos que se proyectan abandonar, se deben indicar los intervalos de agua dulce, tapones que se colocarán, sus localizaciones y espesores y las propiedades de los fluidos que se dejarán en los tapones.

JUSTIFICACION Y DISCUSION DEL TRABAJO PROPUESTO:

PROGRAMA DETALLADO DEL TRABAJO A REALIZARSE:

Presentado por:Representante Autorizado del Operador(Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula)

Fecha:Autorizado por:

Representante Autorizado del Ministerio(Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula)

Fecha:ORIGINAL: Conservación y Reservasc.c.: Oficina Zona y Concesionario.


MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA Forma No. 8 CRDIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS Revisada:Octubre /73

SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS Pag: 1:2

INFORME SOBRE PRESION ESTATICA DE FONDOPozo:_____________

Estudio de Presión No.__________

Compañía:__________________Contrato__________________Fecha:_______________________________

Campo:____________________ Bloque:____________________ Yacimiento:___________________________

1. DATOS DEL POZO

Intervalos abiertos__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Pies Totales Abiertos__________________________Espesor Neto Total_______________________p Datos BNM________________________Pies. Profundidad Media de las Arenas B N M __________ p Diámetro tubería de Revestimiento_______________Sentada a______________________________ p Diámetro tubéria de Produccción_________________ Sentada a______________________________p

Tiempo de estabilización_______________________ Elevación del Terreno____________________ p Nivel de Referencia para medidas de profundidad de este estudio (M.R.)________________________ p

2. DATOS DE PRODUCCION

Estado del pozo antes del estudio de Presión:______________________________________________ Tiempo de Producción al cerrarse el Pozo:________________________________________________ h Fecha de la Ultima Prueba_____________________ Presión en la Tubería de Producción_________ p Presión en la tubería de revestimiento____________ Psi. Reducción:____Producc. de Petróleo____ Gravedad_________A.P.I. Producción de Gas___________MPC/D. Relación Gas Aceite_____ pc/bl Producción de Agua____Bb/d. Agua y Sedimientos:___%Producción Acumulada de Petróleo______________ Producción Acumulada de Gas_______________Mpc. Producción Acumulada de Agua_________________

3. DATOS DEL INSTRUMENTO

Tipo de Bomba:_____________________Elemento No.______________Capacidad_________________ p Ultima fecha calibración del elemento:__________Reloj No.__________ Capacidad________________ b

4. DATOS DEL ESTUDIO DE PRESION POZO No______________-

T = ___________________ Horas

PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD A T T X A T PRESION GRADIENTE OBSERVACIONESB N M A T

T de Fondo____________°F a________________________Pies BNM


Forma No. 8 CRRevisada:Octubre /73

5. PARAMETROS Pag: 2:2

re_____________ Pies rw_______________Pies h__________Pies A_____________ Acres Porosidad__________% Forma del Area de Drenaje______________ Ct____________ Psi-1 Bo_________________bb/STB Viscocidad__________Cps Z_____________ m.____________ _________Psi/Ciclo m´____________Psi/Ciclo Pi hora________ Psig P*_________________Psi P*pma__________Psi Pof.___________________Psig Pwf a PMA____________________________Psi

6. PARAMETROS PARA CALCULAR

Kh____________________md ft K______________________md Td_____________________________P datum________________Psi Skin___________________________ Pskin__________________ P I Actual______________bb/d/psi P I Ideal_______________ bb/d/psi Eficiencia de flujo________________ Factor de daño__________

Presentado por:

_____________________________________ Representante Autorizado del Concesionario (Ingeniero de Petróleos, Matrícula No. )

Fecha:____________________

Aprobado por:

______________________________________ Representante Autorizado del Ministerio (Ingeniero de Petróleos, Matrícula No )

Fecha:____________________

NOTA: Deberá acompañarse la curva de ascenso de la presión (Pressure Build up Curve)

Original: Conservación y Reservas

c.c.: Oficina de Zona y Operador


Distirbucion de copias MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIAOriginal y copia:SH DIRECCION DE HIDROCARBUROS Forma 9SH1 copia oficina de zona SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS Revisada Nov 94copias operador

INFORME MENSUAL DE PRODUCCIONPOZOS DE PETROLEO Y GAS

Operador_______________Contrato____________Campo_____________Estructura_____________Bloque___________________Formacion______________Miembro____________Yacimiento_________Mes_________________ Año______________________Modalidad de explotaciónPruebas Iniciales________Pruebas extensas_____Solo riesgo_________Comercial__________

MUNICIPIO METODO DIAS PETROLEO FACTOR DE AGUAK GAS API RGP ESTADO POZO No. CODIGO DE EN EL MES ACUMUL DIARIO MENSUAL ACUMUL CORRECCION DIARIA MENSUAL ACUMUL DIARIA MENSUAL ACUMUL BSW GRAV POZO

DANE PRODUCCION FINALES

Representante del operador Representante del MinisterioNombre y matricula profesional Nombre y matricula profesional

Observaciones:




ANEXO 5

ENTREGABLES CONTRATOS DE EVALUACION TECNICA - TEAS

MAYO DE 2006

Compromisos FORMATOS DIGITALES MEDIOS LUGAR DE ENTREGA

Análisis de los canales de sedimentos PDF Papel y CD BIP (EPIS)Análisis geológico: identificación y definición del sistema petrolífero

PDF, Gráficos (TIFF), Datos (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)

Análisis geotopográfico y definición de rasgos geológicos a partir de sensores remotos De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Análisis integral de la información adquirida y existente PDF Papel y CD BIP (EPIS)

PDF Papel y CD BIP (EPIS)

De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualMUESTRAS DE GEOQUIMICA De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualMUESTRAS DE BIOESTRATIGRAFIA De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual



De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualMUESTRAS DE BIOESTRATIGRAFIA De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualDe Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Control de la Geologia de superficie a partir de imágenes de radar o de sensores remotos existentes en el área, así como de chequeos puntuales de campo, en caso de ser necesario

De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Control de la Geología de superficie a partir de imágenes de radar o de sensores remotos existentes en el área, así como de chequeos puntuales de campo, en caso de ser necesario


Definición de áreas de interes (leads - prospectividad) PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Definición de Modelo geológico PDF Papel y CD BIP (EPIS)De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

MUESTRAS DE GEOQUIMICA De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualEstudio de la logistica del área PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Estudio de Micromagnetismo (adquisición área simultanea), en una longitud de 2100 Km (30 lineas de 70 Km) De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Estudio de prospectividad del área (leads prospectos y necesidades del área en actividades de exploración) PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Estudio detallado de los cuttings del pozo Santamaria-1 PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Estudio estratigrafía de secuencias PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Estudio tectónico - sedimentario PDF Papel y CD BIP (EPIS)



Evaluación Geomorfologica y definición de rasgos geológicoa a partir de sensores remotos y controles puntuales en el área De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual



Evaluación integrada de prospectividad del área PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Anexo 1. Geográfico

Papel y Digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4mm, Exabyte 8mm, o Cartucho IBM (Ref:3590, 3490E, 3480))

BIP (EPIS)

De Acuerdo con el Manual2,2 ESTUDIOS DE GEOQUIMICA Todos los relacionados en el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualEstudio geoquímica terrestre, gasometría a partir de 1000 muestras

2.2 ESTUDIOS DE GEOQUIMICATodos los relacionados en el Manual

Desarrollar un proyecto de campo para adquisición de información por sondeos (geoquímica)

3.1.1 MAGNETOMETRIA

6.2 INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL AREA CONTRATADA

Informe de la logistica del área

1.2 SENSORES REMOTOS

2.3 ESTUDIOS DE BIOESTRATIGRAFIA




2.1 GEOLOGIA DE CAMPO


2.2 ESTUDIOS DE GEOQUIMICA

2.3 ESTUDIOS DE BIOESTRATIGRAFIA

6.3 EVALUACION DE LA CUENCA




4.9 ANALISIS RESULTADOS DEL POZO (POST-MORTEN)



Evaluación geoquímica y de pozos existentes

Todos los relacionados en el Manual

ACTIVIDAD (SI SE TIENE DENTRO DEL MANUAL)


Informe de prospectividad del bloque o área contratada

Informe final Todos los relacionados en el Manual

Informe de los análisis e integración de información realizado

Informe de anàlisis petrofísicos





Informe detallado de los análisis realizados

PRODUCTOS

Informe y mapas de sistemas petrolíferos




Informe final del analisis detallado de los cuttings del pozo Santamaria-1

Informe final

Informe final del estudio



Informe de la evaluación geoquimica



Mapas Geologicos


MUESTRAS GEOLOGICAS DE CAMPO Todos los relacionados en el Manual

Evaluación de pozos (previa interpretación sísmica): 1. Petrofísica de 10 pozos a partir de registros. 2. Evaluación Post-mortem de pozos en el área, integrando resultados de la interpretación sísmica.

Generación del mapa geológico integrado del Area de Evaluación

Cartografía geológica de superficie


Análisis Petrofísico, geoquímico y bioestratigráfico de los Pozos Caño Bravo 1, Chaviva 1 y Yucao 1 (el análisis geoquímico incluye TOC, VR y correlaciób con aceites del área)



Análisis petrofísico, geoquímico y bioestratigráfico de los pozos Negritos 1 y Vorágine 1 (el análisis geoquímico incluye TOC,VR y correlación con aceites del área)





Compromisos FORMATOS DIGITALES MEDIOS LUGAR DE ENTREGAACTIVIDAD (SI SE TIENE DENTRO DEL MANUAL) PRODUCTOS

PDF Papel y CD BIP (EPIS)Informe final


De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualDe Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualDe Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

MUESTRAS DE GEOQUIMICA De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Incluir en el informe una sección de asuntos ambientales y una en tecnología y transferencia de conocimiento PDF Papel y CD BIP (EPIS)



Integración de la información geológica y geofísica creando el modelo geológico final. PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Integración del mapa geológico de superficie con chequeos puntuales sobre trabajos previos realizados en el área. De considerarse necesario, se extenderan dichos trabajos hacia la parte oriente


Integración del modelo geológico estructural con el geoquímica para minimizar el riesgo de llenado de las trampas.


Integración imágines radar De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Interpretación de imágenes de radar y fotografías aéreas existentes De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Interpretación en 6 horizontes: producción de 6 mapas en tiempo y 2 en profundidad del bloque De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Interpretación sísmica regional para documentar canales de sedimentos De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Interpretación sismo-estratigráfica y estructural al nivel de cada uno de los objetivos. De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Lenvantamiento aeromagnético (5000 Km) De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Nombre Unidad estratigráfica

Espesor acumulado – Espero de cada Unidad

EdadContactosDescripción LitológicaEstructuras primarias y secundarias

PDF Papel y CD BIP (EPIS)PDF y Tablas (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)

De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el ManualMarco de análisis de la secuencia estratigráfica PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Modelado geoquímico para identificar posibilidades de líquidos en las áreas de estudio PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Memorias de procesamiento, indicando explícitamente fórmula para cálculos de gravedad teórica, Red Base, cierres de circuitos y de correcciones por terreno para cada estación

Memorias de compilación de datos o investigaciones para determinar densidades de roca, clasificadas por litología o formación geológica, y columna sedimentaria en estudio

Memorias de interpretación, detallando método usado para separación de anomalías, interpretación densidades de roca, métodos y resultados interpretación cualitativa y cuantitativa, cálculo Anomalía Completa de Bouguer

2.1 GEOLOGIA DE CAMPOMUESTRAS GEOLOGICAS DE CAMPO

Geología de Superficie consistente en chequeos puntuales





3.2.3 INTERPRETACION



3.1.1 MAGNETOMETRIA

2.1 GEOLOGIA DE CAMPO

Columnas estratigráficas con ubicación de muestras en escalas detallada y general.

3.1.2 GRAVIMETRIA



Informe final con los items solicitados





Informe final del estudio

Informe final del trabajo - Mapa Geologico

Informe final



Informe Final

Informe técnico incluyendo los parámetros utilizados en el modelamiento

Informe final y datos de procesamiento

BIP (EPIS)

BIP (EPIS)Modelado gravimétrico sobre sectores con cobertura suficiente y confiable

PDF

Papel y CD

Anexo 1. Geográfico

Papel y Digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4mm, Exabyte 8mm, o Cartucho IBM (Ref:3590, 3490E, 3480))

Carteras de campoInforme levantamiento columnas con inventario de muestras

Geoquímica de superficieTodos los relacionados en el Manual



Informe final

Integración de la información geológica de superficie con imágenes de radar y sensores remotos existentes en el área con el fin de generar un modelo geológico y estructural confiable.

MUESTRAS GEOLOGICAS DE CAMPO Todos los relacionados en el Manual

Levantamiento de columnas estratigráficas


Datos procesamiento e interpretación por cada traversa: identificación, coordenadas, Elevación, gravedad observada, gravedad teórica, anomalía aire libre y las columnas calculadas para diferentes densidades (una de d=2.67 g/cc y otra para la densidad de proceso o de campo interpretada): corrección por curvatura, Anomalías Completa de Bouguer, Regional y Residual

ASCII


Modelamiento 2D- 3D De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual




PDF


ASCII

Modelamiento de profundidad y análisis de presión PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Modelamiento estructural y estratigráficoPDF, TIFF, E00, Shape Format, Georeferenciados (GEOTIFF)

Papel y CD BIP (EPIS)

Modelo especial PSDM (Pre Stack Depth Migration) De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual



Muestreo petrofísico estratigráfico y geoquímico PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Post-mortem de todos los pozos en el área De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Realización de un estudio de geoquímica de gases de superficie De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Reporte de logistica del área PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Reporte de prospectividad (mapa estructural, post-mortem de los pozos, modelo de migración y evaluación inicial de prospectos)


Reporte de Prospectividad del área PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Reprocesamiento de información magnetométrica y gravimétrica De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Reprocesamiento especializado de 300 Km de sísmica 2D que incluya entre otros: balanceo de espectro post-apilado, deconvolución post apilado y migración en tiempo preapilado


Reprocesos sísmicos especiales, modelado de sistema petrolero, definición de áreas de interés. De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Restauraciones estructurales secuenciales PDF Papel y CD BIP (EPIS)

Revisión de datos geoquímicos de pozos y superficie para corroborar la distribución de las áreas de generación y los tiempos de explusión


Revisión de pozos existentes en el área De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

Revisión e interpretación preliminar de la sísmica existente De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual

6.4 EVALUACION INTEGRADA DE YACIMIENTOS


3.2.2 PROCESO Y REPROCESO









2,2 ESTUDIOS DE GEOQUIMICA

Interpretación estratigráfica y modelo estructural


Informe final y datos de procesamiento (continuación)

Informe detallado de la revisión y análisis realizados






Informe final


Informe final

Todos los relacionados en el Manual3.2.3 INTERPRETACION



Todos los relacionados en el ManualInforme modelo geológico

Informe de localización geográfica y geológica de muestras y resultados de análisis realizados


Informe final de modelamiento y análisis de presión.

6.3 EVALUACION DE LA CUENCAModelo geológico y definición del sistema petrolifero

Modelamiento de la información gravimétrica y magnetométrica existente

Modelamiento de la información gravimétrica y magnetométrica existente (continuación)

3.1.2 GRAVIMETRIA

3.1.2 GRAVIMETRIA (continuación)

PDF Papel y CD

Papel y CD

BIP (EPIS)

BIP (EPIS)


Revisión petrofisica de los yacimientos a partir de datos de pozos PDF Papel y CD BIP (EPIS)

6.2 INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL AREA CONTRATADA Informe de anàlisis petrofísicos




1.2 SENSORES REMOTOS De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual BIP (EPIS)

6.3 EVALUACION DE LA CUENCAPDF, Gráficos (TIFF), Datos (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)

4.9 ANALISIS RESULTADOS DEL POZO (POST-MORTEN) De Acuerdo con el Manual De Acuerdo con el Manual BIP (EPIS)





ASCII


Una síntesis geológica, una anología entre las cuencas Putumayo y Oriente (Ecuador), establecer el potencial exploratorio en carbonatos


Un análisis geológico, topográfico, sensores remotos, análisis de sistema petrolífero y una revisión de los datos de los pozos





Informe final



BIP (EPIS)

3.2.3 INTERPRETACION Todos los relacionados en el Manual

Un modelado gravimétrico y magnetométrico carga, control e interpretación preliminar de la sísmica existente.

3.1.2 GRAVIMETRIA Papel y CD

PDF

Informe de análisis geológico y topográfico

Toma y análisis de 500 muestras para evaluación geoquímica Todos los relacionados en el Manual




ANEXO 6

NORMAS BASICAS DEL ARCHIVO GENERAL DE LA NACION PARA INFORMACIÓN DOCUMENTAL

MAYO DE 2006

Manual de Entrega Suministro de Información Técnica y Geológica - Anexo 5 2

INTRODUCCIÓN El objetivo de este documento es presentar una visión general de la normatividad y pautas que en materia archivística ha emitido el Archivo General de la Nación, para dar cumplimiento con lo que éste estipula con respecto a la organización de archivos de Entidades Públicas. Este documento, en ningún momento pretende ser la guía única para la generación de documentos, dado que la normatividad está compuesta por más de 80 disposiciones legales fuera de tratados internacionales durante aproximadamente 75 años. Este manual puede ser complementado o actualizado por la normatividad y las fuentes oficiales vigentes definidas por AGN – Archivo General de la Nación y cualquier otra normatividad que en materia de hidrocarburos sea emitida por el AGN. Para ampliación de esta información, por favor remitirse a las referencias bibliográficas presentadas al final de este documento y en forma general a la legislación colombiana. 1. ANTECEDENTES La gestión documental se define como el conjunto de actividades administrativas y técnicas tendientes a la planificación, manejo y organización de la documentación producida y recibida por las entidades, desde su origen hasta su destino final con el objeto de facilitar su utilización y conservación. El siguiente gráfico muestra un diagrama típico de Programa de Gestión Documental (PGD), en el cual se incluyen los pasos necesarios para llevar a cabo el control del ciclo de vida del documento (archivo de gestión, archivo central, archivo histórico), según las pautas estipuladas por el Archivo General de La Nación (AGN).

2. PREPARACIÓN FISICA DE LA DOCUMENTACIÓN Los siguientes son elementos relevantes a tener en cuenta no solo para la generación de documentos sino para la disposición o almacenamiento de la información generada o adquirida. Esto garantiza la conservación del documento a través del tiempo vital para información técnica especializada.

PROGRAMA DE GESTIÓN DOCUMENTAL - PGD -

1. PRODUCCIÓN ORECEPCIÓN

2. TRAMITE

3. CLASIFICACIÓN

4. DISTRIBUCIÓN 5. RETENCIÓN 6. ANÁLISIS 7. CARGA DEINFORMACIÓN

8.ALMACENAMIENTO

9. RECUPERACIÓN10. PROTECCIÓN

11. PRESERVACIÓNTEMPORAL

12. DISPOSICIÓNFINAL

Manual de Entrega Suministro de Información Técnica y Geológica - Anexo 5 3

Las compañías deben tener en cuenta los siguientes aspectos y cumplirlos en su totalidad: REQUISITOS PARA EL PAPEL

De acuerdo con la Norma Técnica NTC 4436, las características del papel de archivo, y en el cual deben ser entregados la totalidad de los informes son las siguientes: El papel debe ser hecho de fibras de algodón, pelusa de algodón, fibra de cañamo,

fibra de lino, o una mezcla de estas El gramaje debe ser de por lo menos 70 g/m2 Resistencia al rasgado en cualquier dirección de por lo menos 350 mN Resistencia al doblez en cualquier dirección de por lo menos 2.42 El pH debe fluctuar entre 7.5 y 10 Reserva alcalina de por lo menos 0,4 mol de acido por Kilogramo Resistencia a la oxidación: el papel tendrá un número Kapa menor de 5.0

FOLIACION Conforme a la circular 04 de 2003 y 012 de 2004 del Archivo General de La Nación cada unidad documental conformada por un máximo de 200 folios, debe estar foliada de acuerdo con las siguientes consideraciones

Numeración consecutiva al interior. Lápiz de mina negra y blanda para numerar desde uno en la esquina superior

derecha, legible y sin enmendaduras. Para los formatos de gran tamaño, los impresos internos se numeran como un solo

folio (se hace una nota con el numero total de paginas) Máximo 200 folios (200 hojas) por carpeta o hojas legajadoras

CARPETAS (UNIDADES DE CONSERVACION) Conforme al manual de tablas de retención y transferencias documentales del Archivo General de La Nación, las carpetas o hojas legajadoras deben tener las siguientes características

Carpetas libres de acidez (hojas legajadoras): PH Neutro- Calidad Media. Escalabilidad de PH Neutro: Baja 0–5, media 5-10, alta Seguridad Superior a 10. Tamaño del papel carta u oficio. Gancho en plástico: Las tres (3) partes del gancho legajador deben ser plásticas.

ANEXOS Conforme al acuerdo 042 de 2002, los anexos no deben incluirse dentro de los informes en las hojas legajadoras o carpetas desacificadas. Deben ser entregados en rollos debidamente identificados y relacionados en la tabla de contenido del informe.

Documents

Imprimir acuerdo 24 de 7 Julio 2006.tif (38 p.ginas) de informacion petrolera/EPIS/Normatividad... · ESTRUCTURA NOMBRES DE ARCHIVOS 6. ... PETROLERA GIS GIS= SHAPE FILE, COVERAGE,