Este documento resume la historia de perforación y completación del pozo SG-103 desde 1951 hasta 2009. Se han realizado varios trabajos de reparación y reacondicionamiento para mejorar la producción. La propuesta actual es abandonar las arenas P2, R0 y U3 e instalar un equipo de bombeo de gas para completar el pozo en las arenas N2I, L2U y L3 con el fin de drenar las reservas de gas y obtener más datos de estas arenas.

1. INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL POZO SG – 103.
Se inició perforación en la fecha del 02/05/1951.
- Completaciòn Original (Junio, 1951):
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
R0
Doble Zona Flujo Natural
- - -
U3
R1U 16.021
Tabla Nº 1. Fuente: PDVSA
Se Perforo arena U3 (8570’ – 8580’) con 4 TTP, se evaluó y cemento. Se perforo
arena R0 (7980’ – 7983’), se avaluó y fluyo 534 BNPD, 1110 PCN/BN, 1050 LPC,
Red. ¼’’. Se reperforo arena R0 (7983’ – 7990’) y se perforo arena R1U (8058’ –
8064’), se evaluó ambas arenas. Se completó pozo flujo natural en la arenas R0 Y
R1U.
Pruebas Iniciales:
Arena Intervalo BPPD RED Presión(LPC) RGP º API % AYS
R0
7980’ - 7990’ 540 1/4 1000 1080 32,9 0
7980’ - 7983’ 534 1/4 1050 1110 33,6 0
R1U 8058’ - 8064’ 493 1/4 1090 986 33,8 0
U3 8570’ - 8580’ Suabèo Crudo de 25%, 6 % Arena, 6 % Sedimentos, 2 % Agua
Tabla Nº 2. Fuente: PDVSA
- Workover Nº 1( Agosto, 1951):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
R1U
N2I
Doble Zona Flujo Natural
79.146
- - -
R0 258.820
Tabla Nº 3. Fuente: PDVSA

2. La arena R1U fue encontrada sin aporte y cerrada por no lograr producir en Julio-
1951. Se cemento arena R1U (8058’ – 8064’). Se perforo arena N2I (7745’ –
7755’). Se completó pozo doble zona en las arenas N2I (7745’ – 7755’) y R0
(7980’ – 7990’).
Pruebas con Taladro en Sitio:
Arena Intervalo BPPD RED Presión(LPC) RGP º API % AYS
N2I 7745’ – 7755’ 219 1/4 400 780 31,5 0,2
R0 7980’ – 7990’ 583 ¼ 1100 950 33,9 0,2
Tabla Nº 4. Fuente: PDVSA
- Workover Nº 2 (Enero, 1953):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
N2I
P2, P3 Sencillo, Flujo Natural 76.679 O2
R0
Tabla Nº 5. Fuente: PDVSA
Las arenas R0 y N2I fueron cerradas por producir con alto RGP.. Se cemento las
arenas R0 (7980’ – 7990’) y N2I (7745’ – 7755’). Se recemento arena N2I (7745’ –
7755’). Se perforo la arena P2 (7928’ – 7933’), se evaluó y no fluyo. Se reperforo
arena P2 (7907’ – 7920’) Y se perforo arena O2 (7834’ 7847’), se avaluó arenas
P2 y O2, se cemento arena O2. Se perforo arena N2I (7745’ – 7755’), Se evaluó y
cementó. Se completó pozo en conjunto sencillo flujo natural en las arenas P2
(7907’ – 7920’) y P3 (7928’ - 7933’).
Pruebas con Taladro en Sitio:
Arena Intervalo BPPD RED Presión(LPC) RGP º API % AYS

3. P2 7907’ – 7920’
430 1/4 765 685 33,5 0,1
P3 7928’ – 7933’
O2 7834’ – 7847’ Fluyó Gas Seco, 2500 LPC, RED. 1/4’’
N2I 7745’ – 7755’ Fluyó Gas y Agua
Tabla Nº 6. Fuente: PDVSA
- Workover Nº 3 (Enero, 1954):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
P2, P3 R1U Sencillo, Flujo Natural 16.169 15, M3, P1, U3
Tabla Nº 7. Fuente: PDVSA
La arena P2 fue cerrada por producir con alto RGP (3520 PCN/BN), se cemento
arenas P2 (7907’ – 7920’) y P3 (7928’ – 7933’). Se reperforo arena P2 (7915’ –
7920’), Se aplicó Suabèo y achico seco. Se reperforo arena P2 (7913’ – 7918’), se
evaluó sin entrada de fluido. Se perforo arena P1 (7889’ – 7894’), fluyo gas con
450 Lpc y reductor de ¼’’. Se perforo arena M3 (7612’ – 7622’), se aplicó suabèo
arena 100% agua. Se cemento arena M3 (7612’ – 7622’) Se perforo arena 15
(6906’ – 6911’), se probó 100% agua y cementó. Se cemento arenas P2 (7913’ –
7920’) Y P1 (7889’- 7894’). Se reperforo la arena U3 (8570’ – 8580’), se evaluó
agua y cemento. Se perforo arena R1U (8044’ – 8050’) y avalúo. Se completó el
pozo sencillo selectivo flujo natural en la arena R1U.
Pruebas con Taladro en Sitio:
Arena Intervalo BPPD RED Presión(LPC) RGP º API % AYS
15 6906’ – 6911 Se evaluó 100% agua (1773 PPMCL)
M3 7612’ – 7622’ Se evaluó 100% agua (4864 PPMCL)
P1 7889’ – 7894’ Se evaluó gas, 450 Lpc, Red 1/4’’
P2 7913’ – 7920’ Se evaluó seco

4. R1U 8044’ – 8050’ 354 1/4’’ 780 880 33,1 0,1
U3 8570’ 8550’ DST: Muy pequeñas cantidades de gas y agua (2080 PPMCL)
Tabla Nº 8. Fuente: PDVSA
- Reparación Nº 1 (Marzo, 1955):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
- - - R1U
Sencillo con Equipo de
Gas Lift.
5.087 - - -
Tabla Nº 9. Fuente: PDVSA
La arena R1U declino su producción hasta Mayo – 1954 cuando murió. Se cambió
método de Completaciòn. Pozo completado sencillo con equipo de Gas Lift en la
arena R1U (8044’ – 8050’).
Pruebas con Taladro en Sitio:
Arena Intervalo BPPD RED Presión (LPC) RGP º API % AYS
R1U 8044’ – 8050’ 180 SR 60 568 27,2 80
Tabla Nº 10. Fuente: PDVSA
- Reacondicionamiento Permanente Nº 1 (Febrero, 1978):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
R1U
P2
Sencillo Selectivo con
Equipo de Gas Lift.
150.586
- - -R0 580.543
U3 4.071
Tabla Nº 11. Fuente: PDVSA
La arena R1U se encontraba inactiva por producir con alto RGP. Se cemento
arena R1U (8044’ – 8050’). Se perforo arena U3 (8569’ – 8575’), se evaluó seco.

5. Se reperforo arena U3 (8569’ – 8579’), se evaluó poca entrada de fluido. Se
perforo R0 (7987’ – 7992’) y evaluó. Se reperforo la arena P2 (7910’ – 7915’) y se
evaluó. Se completó pozo Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift en las arenas
U3 (8569’ – 8579’) y P2 (7910’ – 7915’).
Pruebas con Taladro en Sitio:
Arena Intervalo BPPD RED Presión (LPC) RGP º API % AYS
P2 7910’ – 7915’ NR 5/16 1350 NR 52 1,6
R0 7987’ – 7992’ 540 5/16 600 1236 31,8 0,1
U3 8569’ – 8579’ Evaluó 1,8 % A y S, 4255 PPM, 25º API
Tabla Nº 12. Fuente: PDVSA
- Reparación Nº 2 (Abril, 2009):
Arenas
Abandonadas
Arenas
Completadas
Tipo y Método de
Completaciòn
Prod. Acreditada
al Trabajo
(BBLS)
Otros
Prospectos
Probados
- - -
P2
Sencillo Selectivo con
Equipo de Gas Lift.
1.054
- - -R0 - - -
U3 - - -
Tabla Nº 14. Fuente: PDVSA
Se corrió registros de Inspección de Revestidor y Ultrasónico de Cemento desde
8000’ hasta superficie, adicionalmente registros de ruidos y temperatura desde
8250’ hasta superficie. Se evaluó pozo sin flujo de fluidos detrás del Revestidor.
Se completó pozo Sencillo Selectivo con Equipo de Gas Lift en las arenas U3
(8569’ – 8579’), R0 (7987’ – 7992’) y P2 (7910’ – 7915’).

6. ULTIMAS PRUEBAS REPRESENTATIVAS Y ACTUALES DEL POZO SG – 103
Arena (Yac) EDO Fecha Qt
(BBPD)
Qo
(BNPD)
Qg Total
(MPCD)
Qg Form
(MPCN)
Qg Lift
MPCN)
RGP
(PCN/BN)
AyS
(%)
API
(º)
Red
(PULG)
Presión
(LPC)
P2(SG-103) EWS 08/2007 241 24 582 329 253 13.708 90 30 ½’’ 80
R0(BVR-6) EZN 10/1988 168 37 480 480 0 12.937 78 30 ¼’’ 140
U3(SG-103) EZN 01/1988 28 28 239 239 0 8.522 3 25 ½’’ 160
Tabla Nº 15. Fuente: PDVSA

7. El 27/12/2010 se realizó una prueba con Well Tensting al pozo SG – 103, arena
U3 y la misma tuvo el siguiente resultado:
PLin: 90 LPC, PCab: 90 LPC, PCsg: 660 LPC, LPCst: 850 LPC, BBPD: 0,
BNPD: 0, GasT: 0,370 MMPCGD, AyS: 0,4%
Pozo fluyendo deficiente se ajustó Gas Lift se tomó Nivel de Fluido, donde se
reflejó lo siguiente:
NF (TBG): 3118’, NF (CSG): 6969’

8. - DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL DEL POZO SG-103
Nota: Todas las profundidades estan referidas a la profundidad de la mesa rotatoria
Diagrama Nº 1. Fuente: PDVSA

9. PROPUESTA PARA EL REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE Nº 2 EN EL
POZO SG – 103.
La Gerencia de yacimientos de PDVSA – Gas San Tomé, solicitó ante el MPPPM
la aprobación del Reacondicionamiento Permanente Nº 2, el cual consiste en
abandonar las arenas P2 (7910’ – 7915’), R0 (7987’ – 7992’) en estado AWL y la
arena U3 (8569’ – 8597’) en estado AEL. Cañonear, evaluar y completar el pozo
sencillo selectivo con equipo de Gas Lift en las arenas N2I (7740’ – 7750’), L2U
(7291’ – 7298’) y L3 (7374’ – 7380’). El pozo SG – 103 se encuentra aprobado en
el Plan de Desarrollo 2012 en el yacimiento N2I (SG – 102) que soporta el
proyecto Boca de Producción Gas San Tomé. Adicionalmente se realiza captura
de información, lo cual es necesario para la caracterización de los yacimientos L3
(SG – 102) y L2U (SG – 107). El yacimiento L3 (SG – 102) es un objetivo de
reservas probables, el cual fue aprobado por parte de la Dirección General de
Exploración y Producción de Hidrocarburos para su cañoneo y completaciòn con
el fin de realizar la captura de data del mismo (pruebas oficiales de producción)
para la actualización de las reservas. El yacimiento L2U (SG – 107) es un objetivo
de reservas probadas, sin embargo no existen pozos probados en el yacimiento,
por lo cual se solicita la autorización para su cañoneo y completaciòn con el fin de
realizar la captura de data del mismo para la actualización de sus reservas. Los
yacimientos L2U (SG – 107) y L3 (SG – 102) no se abrirán a producción hasta
tanto se apruebe y autorice la nueva interpretación geológica derivada de la
captura de información, por tal motivo, no comprometen volumetría asociada.
Adicionalmente, el pozo SG – 103 se encuentra en el plan de explotación del
yacimiento N2I (SG – 102).
El propósito es disponer del pozo SG – 103 para drenar las reservas de
hidrocarburos de la arena N2I, principalmente gas, lo que permitirá el
mantenimiento del proyecto Boca de Producción Gas San Tome. Adicionalmente
se requiere realizar captura de data en las arenas L2I y L3.

10. DESCRIPCIÓN DE LAS ARENAS PROPUESTAS PARA COMPLETACIÒN
Yacimiento N2I (SG – 102): Es un yacimiento d petróleo liviano, con gravedad
30,7º API, cuenta con un área de 10.160 acres y un volumen de 132.365 acres-
pies. En el pozo SG – 103 la arena N2I presenta un espesor de 7’ ANP. El
yacimiento inicio su vida productiva ene l año de 1951 con tasa iniciales de 400
BNPD de petróleo aproximadamente. El yacimiento fue sometido a un proyecto de
recuperación secundaria por inyección de gas desde el año 1955 hasta el año
1998. Actualmente produce por depleción natural (expansión de las rocas y los
fluidos). Presenta unas reservas remanentes de 38.322 MBN de petróleo y 74.238
MMPCN de gas, con una inyección acumulada de 66.616 MMPCN de gas. El pozo
SG – 103 se encuentra en el tope del yacimiento, vecino al pozo SG – 116, en el
cual inyecto 21.315 MMPCN de gas, fue perforada y completada en el intervalo
(7745’ – 7755’) en el reacondicionamiento permanente Nº 1 efectuado en Agosto
de 1951 y fue abandonada en Enero de 1953 por producir con alta Relación Gas
Petroleó, logrando acumular hasta esa fecha 79.146 BN de petróleo, 94.392
MPCN de gas y 127 BN de agua.
Actualmente el yacimiento posee un solo pozo activo (BCR – 17) ubicado a 137’
buzamiento abajo del pozo SG- 103, se encuentra produciendo con una tasa de
petróleo de 98 BNPD, 437 MPCN de gas de formación, 27º API, 180 LPC, sin
reductor, 50 % AyS, 4459 PCN/BN y con equipo de gas Lift, debido a que el
yacimiento no cuenta con suficiente energía para producir naturalmente,
corroborado por el comportamiento de producción de los pozos completados. El
registro BHP/BHT tomado en el pozo BVR – 21 en Diciembre 2009, reporta 900
lpc de presión en el yacimiento; sin embargo se considera que esta arena aun
cuenta con potencial que puede explotarse con la ayuda de método de
levantamiento artificial.
Tomando en cuenta la producción de pozos vecinos al SG – 103, se recomienda
recañonear la N2I en el intervalo (7740’ – 7750’) y completar el pozo sencillo con
equipo de gas Lift.

11. Yacimiento L2U (SG – 107): Corresponde a un yacimiento probado de petróleo
liviano, con gravedad 33º API tiene un área de 578 acres y un volumen de 3.469
acres-pies. En el pozo SG – 103 la arena L2U tiene un espesor neto petrolífero de
7 pies. La arena L2U cuenta con una presión original calculada de 2826 Lpc y
unas Reservas Remanentes de 691 MBN de petróleo y 2.155 MMPCN de gas. El
yacimiento se encuentra atravesado por pozos interpretado, se propone cañonear
la arena L2U En el intervalo (7291’ – 7298’) para captura de data (BHP, PVT y
Build Up) con el fin de caracterizar el yacimiento, definir los limites, pruebas
oficiales de producción y actualizar sus reservas. La aprobación de esta
avaluación fue emitida por la Dirección General de Explotación y Producción de
Hidrocarburos (MPPPM) y el yacimiento no se abrirá a producción hasta tanto se
apruebe y autorice la nueva interpretación geológica derivada de la captura de
información, por tal motivo, no se compromete volumetría asociada.
Yacimiento L3 (SG – 102): Corresponde a un yacimiento probable de petróleo y
gas asociado, con gravedad promedio de 34, 4º API, y gravedad especifica de
petróleo y gas de 0,853 y 0,800 respectivamente. El mismo cuenta con un área de
1.060 acres y un volumen de 5.995 acres-pies. En el pozo SG – 103 la arena L3
presenta 2 lentes, uno de 4’ y el otro de 2’.La arena L3 cuenta con una presión
original calculada de 2855 Lpc y unas Reserva Recuperables de 1186 MBN de
petróleo y 1357 MMPCN de gas. El yacimiento se encuentra conformado por 13
pozos, los cuales se encuentran en estado interpretado. Por tal razón se propone
cañonear la arena L3 en el intervalo (7374’ – 7380’) para realizar la captura de
data (BHP, PVT Y Build Up) con el fin de caracterizar el yacimiento, definir los
limites, pruebas oficiales de producción y pasar las reservas de probables a
probadas. Esta propuesta fue aprobada por la Dirección General de Explotación y
Producción de Hidrocarburos (MPPPM), solo para captura de data. Por lo cual el
yacimiento no se abrirá a producción hasta tanto se apruebe y autorice la nueva
interpretación geológica derivada de la captura de información, por esta razón no
compromete volumetría asociada.

12. PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA EL REACONDICIONAMIENTO Nº 2
DEL POZO SG – 103.
1- Controlar la presión del pozo. Utilizar fluido limpio de peso específico
necesario para controlar la presión de las arenas a trabajar en el pozo
(Salmuera de 8,4 Lpg).
2- Quitar Árbol de Navidad e insertar BOP.
3- Recuperar equipo de Completaciòn actual con válvulas de gas Lift.
4- Abandonar con TDH a 8400’ y 7900’, las arenas U3 (8569’ – 8579’), R0
(7987’ – 7992’) y p2 (7910’ – 7915’). Realizar prueba de presión contra TDH
a 7900’ y probar las arenas cementadas 15, M3 y N2I.
5- Vestir equipo de guaya eléctrica y corre registro RST desde 7800’ hasta
6500’, para confirmar los intervalos a cañonear y los prospectos
remanentes.
6- Circular pozo con fluido de baja densidad Tofa (7,2 lpg). Reemplazar
salmuera con Tofa.
7- Bajar cañones TCP y empacadura recuperable. Recañonear la arena N2I
(7740’ – 7750’) (10’) con cañones de 3-3/8, alta penetración, 6 TTP con un
bajo balance de 400 Lpc (nivel de fluido aproximadamente de 6650’ con
fluido Tofa de 7,2 Lpg). Evaluar la arena hasta obtener prueba
representativa. Sacar TCP recuperable con empacadura de prueba.
8- Asentar empacadura permanente con tapón expulsable a +/- 7710’.
9- Circular pozo con salmuera 8,4 Lpg. Reemplazar Tofa por salmuera.
10-Perforar con cañones de 3-3/8, Casing Gun, alta penetración 6 TTP, las
arenas L3 (7374’ – 7380’) (6’) y L2U (7291’ – 7298’) (7’). Evaluar ambas
arenas por separado. Si los resultados obtenidos no son satisfactorios
abandonar con cemento.
11-Bajar Equipo de Completaciòn con Válvulas de Gas Lift y completar las
arenas N2I, L3 y L2U. dejar abierta a producción la arena N2I con tubería
de 2-3/8’’.
12- Quitar BOP e instalar Árbol de Navidad.
13-Asegurar el pozo, desvestir equipo y mudar a otro pozo.

13. Nota: Todas las profundidades estan referidas a la profundidad de la mesa rotatoria
Diagrama Nº 1. Fuente: PDVSA