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215-176
Drilling Manager 07/15/24 Monty M Myers 6 661 By Grace Christianson at 11:49 am, Jul 15, 2024 61 SFD 7/16/2024 DSR-7/15/24 , ADL 028304 SFD WCB 8-1-2024 Variance to 20 AAC 25.112(I). Approved for alternate plug placement with fully cemented liner on upcoming sidetrack. Drilling will kick-off in the Shublik, the Ivishak's confining zone. BOPE test to 3500 psi. MGR01AUG24 10-407 *&: Jessie L. Chmielowski Digitally signed by Jessie L. Chmielowski Date: 2024.08.07 12:05:12 -08'00'08/07/24 RBDMS JSB 080824 To: Alaska Oil & Gas Conservation Commission From: Trevor Hyatt Drilling Engineer Date: July 15, 2024 Re:K-12C Sundry Request Sundry approval is requested to set a whipstock and mill a window in the K-12C wellbore as part of the drilling and completion of the proposed K-12D CTD lateral. Proposed plan: Prior to drilling activities, screening will be conducted to drift for whipstock and MIT. E-line will set a 4-1/2" packer whipstock. Coil will mill window pre-rig. If unable to set the whipstock or mill the window, for scheduling reasons, the rig will perform that work. See K-12D PTD request for complete drilling details - A coil tubing drilling sidetrack will be drilled with the Nabors CDR2 or CDR3 rig. The rig will move in, test BOPE and kill the well. If unable to mill the window pre-rig, a single string 3.80" window + 10' of formation will be milled. The well will kick off drilling in the Shublik and lands in Ivishak Zone 1. The lateral will continue in Zone 1 to TD. The proposed sidetrack will be completed with a 3- 1/2"x3-1/4"x2-7/8” 13Cr solid liner, cemented in place and selectively perforated post rig (will be perforated with rig if unable to post rig). This completion will completely isolate and abandon the parent Sag perfs. This Sundry covers plugging the existing perforations via the packer whipstock, liner cement job or liner top packer, if the liner lap pressure test fails (alternate plug placement per 20 AAC 25.112(i)). The following describes work planned and is submitted as an attachment to Form 10-403. A schematic diagram of the current wellbore and proposed sidetrack is attached for reference. Pre-Rig Work: (Estimated to start in September 2024) Reference K-12C Sundry submitted in concert with this request for full details. 1. Slickline : Dummy WS drift 2. E-Line : Set 4-1/2" Packer Whipstock* at 8,708’ MD at 180 degrees ROHS 3. Fullbore : MIT-IA to 2500 psi 4. Coil : Mill Window (if window not possible, mill with rig). Give AOGCC 24hr notice prior to BOPE test. Test BOPE to 3500 psi. MASP with gas (0.10 psi/ft) to surface is 2,415 psi. 5. Valve Shop : Pre-CTD Tree Work 6. Operations : Remove wellhouse and level pad. Rig Work: 1. MIRU and test BOPE 250 psi low and 3,500 psi high (MASP 2,415 psi). Give AOGCC 24hr notice prior to BOPE test. 2. Mill 3.80” Window (if not already milled pre-rig) 3. Drill build section: 4.25" OH, ~710' (17 deg DLS planned). 4. Drill production lateral: 4.25" OH, ~2379' (12 deg DLS planned). Swap to KWF for liner. 5. Run 3-1/2” x 3-1/4” x 2-7/8” 13Cr solid liner (swap to VBRs and test prior to running liner) 6. Pump primary cement job: 40 bbls, 15.3 ppg Class G, TOC at TOL. 7. Only if not able to do with service coil extended perf post rig – Perforate Liner 8. Freeze protect well to a min 2,200' TVD. 9. Close in tree, RDMO. ,p yppg(p This completion will completely isolate and abandon the parent Sag perfs. Sundry 324-404 PTD 224-099 Post Rig Work: 1. Valve Shop : Valve & tree work 2. Slickline : SBHPS, set LTP* (if necessary). Set live GLVs. 3. Service Coil : Post rig perforate (~800’) and RPM. 4. Testing : Portable test separator flowback. * Approved alternate plug placement per 20 AAC 25.112(i) The sundry and permit to drill will be posted in the Operations Cabin of the unit during the window milling operation. Window Milling Fluids Program: A min EMW of 8.4 ppg KCL. KCl will be used as the primary working fluid and viscous gel sweeps will be used as necessary to keep the hole clean. The well will be freeze protected with a non-freezable fluid (typically a 60/40 methanol/water mixture) prior to service coil’s departure. Additionally, all BHA’s will be lubricated and there is no plan to “open hole” a BHA. Disposal: All Class l & II non-hazardous and RCRA-exempt drilling and completion fluids will go to GNI at DS 4 or Pad 3. Fluids >1% hydrocarbons or flammables must go to Pad 3. Fluids >15% solids by volume must go to GNI. Hole Size: The window and 10’ of formation will be drilled with a 3.80” OD mill. Well Control: BOP diagram is attached. AOGCC will be given at least 24-hour notice prior to performing a BOPE function pressure test so that a representative of the commission can witness the test. Pipe rams, blind rams, CT pack off, and choke manifold will be pressure tested to 250 psi and at least 3,500 psi. BOPE test results will be recorded in our daily reporting system (Alaska Wells Group Reporting System) and will provide the results to the commission in an approved format within five days of test completion. BOPE tests will be performed upon arrival (prior to first entry into the well) and at 7 days intervals thereafter. 10 AAC 25.036 c.4.C requires that a BOPE assembly must include “a firewall to shield accumulators and primary controls”. A variance is requested based on the result of the joint hazop with the AOGCC. For our operation, the primary controls for the BOPE are located in the Operations Cabin of the Coiled Tubing Unit, and the accumulators are located on the backside of the Operations Cabin (opposite side from the well). These are approximately 70' from the well. Hazards: K Pad is not a H2S pad. The last H2S reading on K-12C: 30 ppm on 7/14/2021. Max H2S recorded on DS/Pad: 30 ppm (K-12C in 2021). Reservoir Pressure: The estimated reservoir pressure is expected to be 3,295 psi at 8,800 TVD. (7.2 ppg equivalent). Maximum expected surface pressure with gas (0.10 psi/ft) to surface is 2,415 psi (from estimated reservoir pressure). A min EMW of 8.4 ppg for this well will provide 550 psi over-balance to the reservoir. Trevor Hyatt CC: Well File Drilling Engineer Joe Lastufka 907-223-3087 pg Max H2S recorded on DS/Pad: 30 ppm (K-12C in 2021). Well Date Quick Test Sub to Otis -1.1 ft Top of 7" Otis 0.0 ft Distances from top of riser Excluding quick-test sub Top of Annular 2.75 ft C L Annular 3.40 ft Bottom Annular 4.75 ft CL Blind/Shears 6.09 ft CL 2.0" Pipe / Slips 6.95 ft B3 B4 B1 B2 Kill Line Choke Line CL 2-3/8" Pipe / Slip 9.54 ft CL 2.0" Pipe / Slips 10.40 ft TV1 TV2 T1 T2 Flow Tee Master Master LDS IA OA LDS Ground Level 3" LP hose open ended to Flowline CDR2-AC BOP Schematic CDR2 Rig's Drip Pan Fill Line from HF2 Normally Disconnected 3" HP hose to Micromotion Hydril 7 1/16" Annular Blind/Shear 2-3/8" Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 7-1/16" 5k Mud Cross 2-3/8" Pipe/Slips 3.0" Pipe / Slip Well Date Quick Test Sub to Otis Top of 7" Otis Top of Annular C L Annular Bottom Annular CL Blind/Shears CL 2-3/8" Pipe / Slips B6 B5 B8 B7 Choke Line Kill Line CL 3" Pipe / Slip CL 2-3/8" Pipe / Slips TV1 TV2 T1 T2 Flow Tee Master Master LDS IA OA LDS Ground Level CDR3-AC BOP Schematic CDR3 Rig's Drip Pan Fill Line Normally Disconnected 2" HP hose to Micromotion Hydril 7 1/16" Annular Blind/Shear 2-3/8" Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 7-1/16" 5k Mud Cross 2-3/8" Pipe/Slips 3" Pipe / Slip Sundry Application Well Name______________________________ (PTD _________; Sundry _________) Plug for Re-drill Well Workflow This process is used to identify wells that are suspended for a very short time prior to being re-drilled. Those wells that are not re-drilled immediately are identified every 6 months and assigned a current status of "Suspended." Step Task Responsible 1 The initial reviewer will check to ensure that the "Plug for Redrill" box in the upper left corner of Form 10-403 is checked. If the "Abandon" or "Suspend" boxes are also checked, cross out that erroneous entry and initial it on the Form 10-403. Geologist 2 If the “Abandon” box is checked in Box 15 (Well Status after proposed work) the initial reviewer will cross out that checkbox and instead, check the "Suspended" box and initial those changes. Geologist The drilling engineer will serve as quality control for steps 1 and 2. Petroleum Engineer (QC) 3 When the RA2 receives a Form 10-403 with a check in the "Plug for Redrill" box, they will enter the Typ_Work code "IPBRD" into the History tab for the well in RBDMS. This code automatically generates a comment in the well history that states "Intent: Plug for Redrill." Research Analyst 2 4 When the RA2 receives Form 10-407, they will check the History tab in RBDMS for the IPBRD code. If IPBRD is present and there is no evidence that a subsequent re-drill has been completed, the RA2 will assign a status of SUSPENDED to the well bore in RBDMS. The RA2 will update the status on the 10-407 form to SUSPENDED, and date and initial this change. If the RA2 does not see the "Intent: Plug for Redrill" comment or code, they will enter the status listed on the Form 10-407 into RBDMS. Research Analyst 2 5 When the Form 10-407 for the redrill is received, the RA2 will change the original well's status from SUSPENDED to ABANDONED. Research Analyst 2 6 The first week of every January and July, the RA2 and a Geologist or Reservoir Engineer will check the "Well by Type Work Outstanding" user query in RBDMS to ensure that all Plug for Redrill sundried wells have been updated to reflect current status. At this same time, they will also review the list of suspended wells for accuracy and assign expiration dates as needed. Research Analyst 2 Geologist or Reservoir Engineer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y Samantha Carlisle at 12:34 pm, Dec 07, 2021 'LJLWDOO\VLJQHGE\6WDQ*ROLV '1 FQ 6WDQ*ROLV RX 8VHUV 'DWH 6WDQ*ROLV RBDMS HEW 12/9/2021 DSR-12/7/21MGR03JAN2022SFD 12/7/2021 $&7,9,7<'$7(6800$5< :(//)/2:,1*21$55,9$/ '5,)7Z ['0<*816 2' *$8*(5,1*72/73# 0' :(//6,21'(3$5785(7851('29(57223(5$7,216 :(//)/2:,1*21$55,9$/ -2%6&23( 6(73/8*$'3(5) 7%,5')3)/2:/,1( /2$'('7%*:&58'( 5,+:; *(25$=253(5)*8163)'(*3+$6( 7$*7232)/73$7 3(5)25$7(,17(59$/ &&/76 &&/6723'(37+ &255(/$7('726/%:+,3672&.6(77,1*5(&25'129 &217,18(-2%21:65 7,2 $VVLVW(OLQH 3XPSHG)UHH]H3URWHFWRQ)/EEOVDQG EEOVRIFUXGH3XPSHGEEOVDQG EEOVFUXGHGRZQ7%*WRDVVLVW(OLQH ZLWK/RDGDQG.LOO(OLQHVWLOORQZHOOXSRQGHSDUWXUH):+3 -2%&217,18(')520 6(73/8*$'3(5) 67$1'%<'8(72/2:7(036 -2%&217,1('21 -2%&217,1(')520 -2%6&23( 6(73/8*$'3(5) 5,+: %$.(5&20326,7(%5,'*(3/8* &255(/$7(%<6/%6(77,1*:,63672&./2*'$7('129 6(7%$.(5&%3# &&/723/8*0,'(/(0(17 &&/6723 '(37+ -2%&203/(7(7851:(//29(572323 'DLO\5HSRUWRI:HOO2SHUDWLRQV 3%8.& 3(5)25$7(,17(59$/ STATE OF ALASKA ALASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMMIS ION REPORT OF SUNDRY WELL OPERATIONS 1. Operations Performed Abandon 0 Plug Perforations ® Fracture Stimulate ❑ Pull Tubing 0 Operations shutdown 0 Suspend 0 Perforate ® Other Stimulate 0 Alter Casing 0 Change Approved Program 0 Plug for Redrill 0 Perforate New Pool 0 Repair Well 0 Re-enter Susp Well 0 Other: La'/Bp Lia 2. Operator Name: BP Exploration(Alaska),Inc 4. Well Class Before Work 5. Permit to Drill Number: 215-176 3. Address: P.O.Box 196612 Anchorage, Development I Exploratory 0 AK 99519-6612 Stratigraphic 0 Service ❑ 6. API Number: 50-029-21759-03-00 7. Property Designation(Lease Number): ADL 0028304 8. Well Name and Number: PRUDHOE BAY UNIT K-12C 9. Logs(List logs and submit electronic and printed data per 20AAC25.071): 10. Field/Pools: PRUDHOE BAY,PRUDHOE OIL 11.Present Well Condition Summary: RECEIVED Total Depth: measured 11456 feet Plugs measured 10640 feet true vertical 9011 feet Junk measured feet APR- 432017 Effective Depth: measured 10640 feet Packer measured 8393 feet true vertical 8906 feet Packer true vertical 8148.94 feet ,A0G CC Casing: Length: Size: MD: TVD: Burst: Collapse: Structural Conductor 79 20"Conductor 36-116 36-116 Surface See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment Intermediate 8092 9-5/8"47#L-80 33-8125 33-7895 6870 4760 Production Liner See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment See Attachment Perforation Depth: Measured depth: 10180-10230 feet 10257-10287 feet 11280-11290 feet 11290-11320 feet 11320-11350 feet 11350-11380 feet 11380-11408 feet 11408-11410 feet 11410-11438 feet True vertical depth: 8899-8898 feet feet 8898-8898 feet 8992-8993 feet 8993-8995 feet 8995-8999 feet 8999-9003 feet 9003-9006 feet 9006-9006 feet 9006-9009 feet Tubing(size,grade,measured and true vertical depth) 4-1/2"12.6#13Cr85 31 -8507 31 -8258 Packers and SSSV(type,measured and See Attachment See Attachment See Attachment true vertical depth) 12.Stimulation or cement squeeze summary: Intervals treated(measured): Treatment descriptions including volumes used and final pressure: sCPNt4E0 MAY 1 5 Z017. 13. Representative Daily Average Production or Injection Data Oil-Bbl Gas-Mcf Water-Bbl Casing Pressure Tubing Pressure Prior to well operation: 409 39522 0 420 1142 Subsequent to operation: 796 17477 8 1821 1410 14.Attachments:(required per 20 AAC 25.070.25.071,&25.283) 15.Well Class after work: Daily Report of Well Operations EZ1 Exploratory ❑ Development 0 Service 0 Stratigraphic 0 Copies of Logs and Surveys Run 0 16.Well Status after work: Oil ® Gas 0 WDSPL 0 Printed and Electronic Fracture Stimulation Data 0 GSTOR ❑ WINJ ❑ WAG ❑ GINJ 0 SUSP ❑ SPLUG 0 17.I hereby certify that the foregoing is true and correct to the best of my knowledge. Sundry Number or N/A if C.O.Exempt: N/A Contact Catron,Garry R(Wipro) Email Garry.Catron@bp.com Printed Name Catron,Garry R(Wipro) Title PDC Principal Engineer Signature ✓d 61,"4"41 C....4._-.......-----%-_, Phone +1 907 564 4424 Date 3/31/17 Form 10-404 Revised 5/2015 /�/i"-AO(r 7 if 1-1.- 5/jo//-9-FABDMS \ ' APR - 4 2017 Submit Original Only • • d Q. 0000000000 m N CO N O N - O M � NY LO O CO LO O N N ti N CO U +•� 0 0 i OM O CO V OM N N ON CO CO N CO CO CO CO I- CO O CO O C) 0 N C7) N V co V O C� l0Nr LO CO CO CO I- V CO tO co O N N I� 00 co co co a) Co i i i i i i i H I� O NI- co Cfl Lo NI- co co l0 LO N r-- co co co co I� N LO In co co I-- t` co co co 00 4'' U • r O Lo N N- N- ' o( O 'OO O LC) CO CO CO CO LO t Y N CO CO CO CO C' CO cog• - 2 Z rnrn o ooN- M CO LO M CO CA CO O CO co co co co O (� co co co Q N- N- (0oocorn .Q CO Ln r„1• 111 In 0 0 0 0 0)I0 (b 6) CO O CO CO CO (_)U J co co J J J M = 0 y N N J J *k *k *k ( O - -N C I� f- *k *k N ()j CO CO W NLr- - CA CO -- N N U 0O QO OD N N _ - N d- CO U a' O M LC) I- N N- N N O co co N .� CO N CO CO CO ti (fl J w I-- Q C F w w U w cam « O O w w cc ct Z z w w w w w w w a p p J D ' Z Z Z Z z Z j O (n co Z J J J J J J H • • Packers and SSV's Attachment PRUDHOE BAY UNIT K-12C SW Name Type MD TVD Depscription K-12C PACKER 7962.19 7741.54 7" Baker ZXP Top Packer K-12C TBG PACKER 8392.97 8148.94 4-1/2" HES TNT Packer K-12C PACKER 8510.97 8261.55 5" HRD ZXP Packer K-12C PACKER 8781 8516.81 4-1/2" Liner Top Packer • • ° + Qm C a)° h, ces (0 J N _C _C L H -a _c a) (1) 0 O c C c E a O Q E Q O 0- O Es N �� CL N 't a3 F- a) O Q- U) O O O fl. 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ACTUATOR= BAKER C K-1 2C "*4-1/2"CHROME TBG'**ORIG WELL&K-12A OKB.ELEV= 52.8' NOT SHOWN BELOW WHIPSTOCK***MAX DLS: BF.ELEV= 24.96' I I 43.2°@ 9432'. 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H m 2 ' N CD m � ' o CO o o 'I, Q do I' '' co Qu C 0 z733 o E U c m m in Z CO co CO m CO CO m CO C am m CO CO cp 0 co co co co co co co co 0 co 0 co 3 W C-, m m m m m m m CD m I To 5 1a rn c rn o) Dorn Dorn _rn rn rn o rn rn CO o o '5 o 0 0 J 0 0 0 co > co co 0o 00 co co co 00 00 co CD rn co I- CO CO CO CO CO CO CO CO CO CO N N N r) n n n n n n n n n N- 0) a) a)O co O O O O co O O (0 c0 (0 co N 1 N N N N N N N N N N N N N •` O CS () O w '- U 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 U U U c) 0 £ o Io 0 0 0 0 0 0 00 p o 0 0 d a 2 W w w w w w w w w J w w w . C G CNI CV CV 0 in o M ,- co 4)----(0/ rE' Z al coI �▪I 0 >- >- >- I N W OO Z Z ' L T ,b co ett NQ Q Y co@ O Q M co H c Q 1 2 O Q_I �I `-I a oZ O 07 6 m Z cI cI <I >COm aaLi 0 O W 0 0 JYZ Z YZ I 1 Li O ••al ••al ajo. a H Z iitm 2 it LL2 � w 1 1 oaf .c.)o_ ga o� £ e NCO = 'c Ce= 'cW 'cCe 0W �/ en co °Mm °2 °� n_p E LL U1 coI a)UI a)UI W 1 V @ Q F lLINE. W - w� a cit m O N d 0 it Z ICD CO m a Q :° @ WU N N N IE6 y 3 O W U) Z vi CD ai 6i. O M M M @ 0. LL E LU Wo) (ii W J a) ca p) O_ V coaOE co o Z vi rn '0- 411:1( O O mI. d p a E •w J a =° 0 ` M o U a � ' to a) 2T O 0 N 0 O 5-%-1 a ao E w VU Z ac) o 0 V c >0 E 1 n Q n cl r o V a. I— Y a as w F" Z COZ N O II G = — N @ 5c co I � d 0 N CD m o E w3 ��//�� _ f0 p c c p l (A U▪ N c Q 1I. V/ _ Q d ° m co o °'Tx o = 0 Z p d V c 5 00 1 E o I Z cr) co co @ Zr) COCC) a) Ca f6 fa V I 1 11 C Q a co N N I C Q J E C�..!! 1 I- I (N 0) N N C > Ca(.0 W Ce 1 III U) CSO CO CO — W a 1 O N 1 N N N N N WN Z. a) re O c 2 S ui a @ E E z �, � Y 1 W @ _ ' co O 1 v 0 6 c o cod Z Q @ o o Q a o c U U 0 0 0 a = _ d re a 5aa@a2w E 7 E 0 O 7 0 V oa1 E p ` www d U. o m 0 o aaoa 2 3 0 a c9 0 U CC 0 • • o 0 0 0 cl oe 0 n O Q r z d N T o N O Z ` ` a �� C) Z CO CO 0 H g co O o CL o Ce J O. W x W J V COO. O Z Q .. CO CO 3 o. CO O. o co 0. co O G C T O N O i. 0o E O a- U o et Q V N 0. Z COo 2 Q 110 M W m �= O m CO p ,� ICC r a a o Z Q 76£ U - co Z d 3 0 m ti j m Z; I— - Z N d ce • lo 0 r v E E d 15 O. 2 0 ill il 2 1 5 1 7 5 1 MAR 4 2flt�BAKER PRINT DISTRIBUTION LIST 2 6 9 HUGHES AOGCC Please sign and return one copy of this transmittal form to: COMPANY BP Exploration Alaska Inc. BP Exploration(Alaska)Inc. Petrotechnical Data Center, LR2-1 DATA LOGGED WELL NAME K-12C 900 E. Benson Blvd. 4M. KK..BENDER R Anchorage,Alaska 99508 FIELD Prudhoe Bay Unit to acknowledge receipt of this data. COUNTY North Slope Borough LOG TYPE RPM:PNC3D BHI DISTRICT Alaska --- LOG DATE January 13,2016 AUTHORIZED BY Paul Canizares EMAIL Paul.Canizares@bakerhughes.com TODAYS DATE March 10,2016 Revision STATUS Final Replacement: No Details: Rev. Requested by: COMPANY FIELD/ FINAL CD/DVD FINAL PRELIM (las,dlis,PDF,META, SURVEY REPORT ADDRESS(FEDEX WILL NOT DELIVER TO P.O.BOX) LOGS LOGS CGM,Final Surveys) (Compass) PERSON ATTENTION #OF PRINTS #UI-THIN I S #OF COPIES #OF COPIES #OF COPIES jj 4 4, 4 1 BP North Slope. 0 0 0 I 0 0 EOA,PBOC,PRB-20(Office 109) D&C Wells Project Aids Agatha Rutka&Barbara Glassmaker 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 2 ConocoPhillips Alaska Inc. 0 I 1 I 1 0 0 Attn:Ricky Elgarico ATO 3-344 700 G Street Anchorage,AK 99510 3 ExxonMobil,Alaska 0 I 1 I 1 0 0 Attn:Lynda M.Yaskell and/or Lisa Boggs 3201 C Street,Suite 505 Anchorage,AK 99503 4 State of Alaska -AOGCC 0 1 I 1 0 I 0 Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 5 DNR-Division of Oil&Gas *** 0 1 1 0 0 Attn:James Hyun 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 ***Stamp"confidential"on all material deliver to DNR 6 BP Exploration(Alaska)Inc. 0 0 0 0 0 Petrotechnical Data Center,LR2-1 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 Attn:David Itter TOTALS FOR THIS PAGE: 0 4 4 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 0 4 4 0 0 STATE OF ALASKA WEL�LASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMM• N MPLETION OR RECOMPLETION REP AND LOG la. Well Status: Oil El Gas 0 SPLUG 0 Other 0 Abandoned 0 Suspended 0 1b.Well Class: 20AAC 25.105 20AAC 25.110 Development lI Exploratory 0 GINJ 0 WINJ 0 WAG 0 WDSPL 0 No.of Completions: One • Service 0 Stratigraphic Test 0 2. Operator Name: 6. Date Comp.,Susp.,or Aband.: 14.Permit to Drill Number/Sundry BP Exploration(Alaska),Inc 1/4,18,L2010 011tettr L� 215-176 • 3. Address: 7. Date Spudded: 15' API Number P.O.Box 196612 Anchorage,AK 99519-6612 11/11/2015 • 50-029-21759-03-00 • 4a. Location of Well(Governmental Section): 8. Date TD Reached: 0. 16. Well Name and Number 11/2e2015 riit'115 • PBU K-12C • Surface: 1695'FNL,1110'FWL,Sec.04,T11N,R14E,UM• 9 KB Ref Elevations 17. Field/Pool(s): 57-46 ' Top of Productive Interval: 3159'FNL,1139'FINL,Sec.04,T11N,R14E,UM GL 23.76. BF 24.96 • PRUDHOE BAY,PRUDHOE OIL ' Total Depth: 3156'FNL,178'FEL,Sec.05,T11N,R14E,UM 10. Plug Back Depth(MD/TVD): 18. Property Designation: 11441'/9010' • ADL 028303&028304 4b. 4b.Location of Well(State Base Plane Coordinates,NAD 27): 11. Total Depth(MD/TVD): 19. Land Use Permit: Surface:x- 671372 • y- 5975524 Zone - ASP 4 . 11456'/9011' . , 95-001 TPI: x- 671438 y- 5974060 Zone - ASP 4 12. SSSV Depth(MD/TVD): 20 Thickness of Permafrost MD/TVD: Total Depth:x- 670122 y- 5974033 Zone - ASP 4 None 1900'(Approx.) 5. Directional or Inclination Survey: Yes El (attached) No 0 13. Water Deoth.if Offshore: 21. Re-drill/Lateral Top\Mndow MD/TVD: Submit electronic and printed information per 20 AAC 25.050 N/A (ft MSL) • 8815'/8549' • 22. Logs Obtained List all logs run and,pursuant to AS 31.05.030 and 20 AAC 25.071,submit all electronic data and printed logs within 90 days of completion, suspension,or abandonment,whichever occurs first.Types of logs to be listed include,but are not limited to:mud log,spontaneous potential,gamma ray,caliper, resistivity,porosity,magnetic resonance,dipmeter,formation tester,temperature,cement evaluation,casing collar locator,jewelry,and perforation record. Acronyms may be used.Attach a separate page if necessary MWD/GR/RES,GR/CCL/RPM,Cement Evaluation 23. CASING,LINER AND CEMENTING RECORD CASING WT.PER GRADE SETTING DEPTH MD SETTING DEPTH TVD HOLE SIZECEMENTING RECORD AMOUNT FT. PULLED TOP BOTTOM TOP BOTTOM 20" 36' 116' 36' 116' 8 cu yds Concrete 13-3/8" 72# L-80/S-95 35' 2696' 35' 2696' 17-1/2" 1860 cu ft Arctic Set III,Top Job:267 cu ft AS I 9-5/8" 47# L-80 33' 8125' 33' 7895' 12-1/4" 1154 cu ft Class'G',300 cu ft AS I 7" 29#/26# L-80 7952' 8676' 7732' 8418' 8-1/2" 162 cu ft Class'G' 4-1/2" 12.6# L-80 8500' 8815' 8251' 8549' 6-1/8" 348 cu ft Class'G' 3-112"x3-114" 9.3#/6.6# L-80 8781' 11456' 8517' 9011' 4-1/4" 151 sx Class'G' x 2-7/8" /6.5# 24. Open to production or injection? Yes Q No 0 25. TUBING RECORD If Yes,list each interval open(MD/TVD of Top and Bottom;Perforation GRADE DEPTH SET(MD) PACKER SET(MD/TV Size and Number): 4-1/2"12.6#13Cr85 8508' 8394'/8150' 2"Gun Diameter,6 spf 11280'-11290' 8992'-8993' 26. ACID,FRACTURE,CEMENT SQUEEZE,ETC. 11290'-11350' 8993'-8999' 11350'-11410' 8999'-9006' Was hydraulic fracturing used during completion? Yes 0 No l . 11408'-11438' 9006'-9009' RECEIVED Per 20 AAC 25.283(i)(2)attach electronic and printed information COMPLETION DATE FEB 12 2016 DEPTH INTERVAL(MD) AMOUNT AND KIND OF MATERIAL USED 1/tt1I(e 2500' Freeze Protect w/45 Bbls Diesel VERIFIED AOGCC __. G 1, t71 27. PRODUCTION TEST Date First Production: January 26,2016 Method of Operation(Flowing,gas lift,etc.): Flowing Date of Test: 1/25/16 Hours Tested: Production for Oil-Bbl: Gas-MCF: Water-Bbl: Choke Size: Gas-Oil Ratio: 6 Test Period �► 410 5845 5 66 14251 Flow Tubing 1180 Casing Press: Calculated Oil-Bbl: Gas-MCF: Water-Bbl: Oil Gravity-API(cont Press 1160 24 Hour Rate 1641 23381 . 21 • 27.6 Form 10-407 Revised 11/2015 CONTINUED ON PAGE 2 Submit ORIGINAL only /_ vrt- z/14/1G. RBDMS LL FEB 1 6 2016 ,o` 2�/d --4-2_,,, .,6, 28. CORE DATA • Conventional Core(s) Yes ❑ No IR1 Sidewall Cores Yes 0 No m If Yes to either question,list formations and intervals cored(MD+TVD of top and bottom of each),and summarize lithology and presence of oil,gas or water (submit separate sheets with this form,if needed).Submit detailed descriptions,core chips,photographs and laboratory analytical results per 20 AAC 25.071. 29. GEOLOGIC MARKERS(List all formations and markers encountered): 30. FORMATION TESTS NAME MD TVD Permafrost-Top Well Tested? Yes 0 No Q Permafrost-Base If yes,list intervals and formations tested,briefly summarizing test results.Attach Top of Productive Interval 9751' 8862 separate sheets to this form,if needed,and submit detailed test information per 20 AAC 25.071. 42SB-Zone 4A 8855' 8588' CGL-Zone 3 8916' 8647' Base of CGL-Zone 2C 8990' 8713' 23SB-Zone 2B 9018' 8736' 22TS 9071' 8776' 21 TS-Zone 2A 9161' 8830' ZONE 1B(Fault) 9751' 8862' TDF-Zone 1A 9885' 8876' Zone 2A(Fault) 10432' 8895' Zone 1B 10632' 8905' Zone 2A(Fault) 10687' 8915' Zone 1B 10863' 8970' TDF-Zone lA 11316' 8995' Formation at total depth: Zone lA 11316' - 8995' 31. List of Attachments: Summary of Daily Drilling Reports,Summary of Post-Rig Work,Well Schematic Diagram,Surveys,Cement Report Information to be attached includes,but is not limited to:summary of daily operations,wellbore schematic,directional or inclination survey,core analysis,paleontological report,production or well test results,per 20 AAC 25.070. 32.I hereby certify that the foregoing is true and correct to the best of my knowledge. Contact Browning,Zachary H Email: Zachary.Browning©bp.com ry. g@bp.com Printed Name: Joe Lastu a • A) Title: Drilling Technologist Signature. Phone: +1 907 564 4091 Date: 2,/(( ft‘„, INSTRUCTIONS Y General:This form is designed for submitting a complete and correct well completion report and log on all types of lands and leases in Alaska.Submit a well schematic diagram with each 10-407 well completion report and 10-404 well sundry report when the downhole well design is changed. All laboratory analytical reports regarding samples or tests from a well must be submitted to the AOGCC,no matter when the analyses are conducted. Item 1 a. Multiple completion is defined as a well producing from more than one pool with production from each pool completely segregated.Each segregated pool is a completion. Item 1 b.Well Class Service wells:Gas Injection,Water Injection,Water-Alternating-Gas Injection,Salt Water Disp,Water Supply for Injection,Observation or Other. Item 4b.TPI(Top of Producing Interval). Item 9. The Kelly Bushing and Ground Level elevations in feet above mean sea level.Use same as reference for depth measurements given in other spaces on this form and in any attachments. Item 15.The API number reported to AOGCC must be 14 digits(ex:50-029-20123-00-00). Item 20.Report true vertical thickness of permafrost in Box 20.Provide MD and TVD for the top and base of permafrost in Box 29. Item 22.Review the reporting requirements of 20 AAC 25.071 and,pursuant to AS 31.05.030,submit all electronic data and printed logs within 90 days of completion,suspension,or abandonment,whichever occurs first. Item 23.Attached supplemental records should show the details of any multiple stage cementing and the location of the cementing tool. Item 24.If this well is completed for separate production from more than one interval(multiple completion),so state in item 1,and in item 23 show the producing intervals for only the interval reported in item 26.(Submit a separate form for each additional interval to be separately produced, showing the data pertinent to such interval). Item 27.Method of Operation:Flowing,Gas Lift,Rod Pump,Hydraulic Pump,Submersible,Water Injection,Gas Injection,Shut-in,or Other(explain). Item 28.Provide a listing of intervals cored and the corresponding formations,and a brief description in this box.Submit detailed description and analytical laboratory information required by 20 AAC 25.071. Item 30.Provide a listing of intervals tested and the corresponding formation,and a brief summary in this box.Submit detailed test and analytical laboratory information required by 20 AAC 25.071. Item 31.Pursuant to 20 AAC 25.070,attach to this form:well schematic diagram,summary of daily well operations,directional or inclination survey,and other tests as required including,but not limited to:core analysis,paleontological report,production or well test results. Form 10-407 Revised 11/2015 Submit ORIGINAL Only TREE= CIW • WELLHEAD= MCEV OY 4k NOTES: WELL ANGLE>70°@ 10733'. ACTUATOR= BAKER K-1 2C ***4-1R"CHROME TBG***ORIGWELL&K-12A OKB.IiEV= 52.8' NOT SHOWN BELOW WHPSTOCK***MAX DLS: BF.8_EV= 24.96' I i 43.2*@ 9432'. KOP= 8142' Max Angle= 92°@ 11061' , ■ 2207' -14-1/2"HES X NP,13=3.813" Datum MD= 9500' ■ DatumTVD= 8800'SS GAS LFT 13-3/8"CSG,72#,L-80 2691' F-412691' MD t e , DEV TYPE MANDRELS H LATCH PORT DATE VI BTRS, D=12.347" I 4 3065 3064 0 MMG DOME RK 16 01/20/16 3 5552 5541 17 MAG SO Rt( 20 01/20/16 Minimum ID =2.313" 8781' 2 7208 7044 24 MAG DMY RK 0 05/19/10 1 8282 8044 19 KBG2 DM' BK 0 05/19/10 4-1/2" NS LTP w/PTSA& 2-7/8" X NIP L 7952' j-9-5/8"X 7"BKR HRD ZXP LTP w/TRACK SLV& M. HMC LNR HGR,D=6.276" 9-5/8"BOT WHPSTOCK(05/02/10) -j 8142' - MLLOUT WINDOW(K-12B)8125'-8142' [9-5/8"CSG,47#,L-80 BUTT,D=8.681;1-1 -8142' I , 8359' H4-1/2"HES X NP,D=3.813" F.", 8394' --{7"X 4-1/2"HES TNT PKR,ID=3.856" PERFORATION SUMMARY REF LOG: BAKER GR/RES LWD COLTRAK on 11/23/15 ANGLE AT TOP PERF: 87°@ 11280' M I 8425' -14-1/2"HES X NP,D=3.813" Note:Refer to Production DB for historical perf data SIZE SPF INTERVAL Opn/Sqz SHOTSOZ 7 6 11280-11290 0 01/16/16_ 8496' -14-1/2"HES XN NP,D=3.725" 2" 6 11290-11350 0 01/15/16 1 1 2" 6 11350- 11410 0 01/14/16 2" 6 11408-11438 0 01/13/16 - 8500' -7"X 5'HRD ZXP LTP w TEBACK SLV,D=4.440" 4-1/2"TBG, 12.6#,13CR-85 VAM TOP, - 8508' .�./ ' 8508' -{4-112"WLCG,D=3.958" .0152 bpf,D=3.958" I I 8517' J-7'X 5'HRD BKR FLEXLOCK LNR HGR,ID=4.400" 7"LNR,26#,L-80 VAM TOP HC/BTC-M, -1 8676' , 8526' -15"X 4-1/2"XO,D=3.930" .0383 bpf,D=6.276" 8781' -4-1/2"NS LTP w/PTSA&2-7/8"X MP,D=2.313" [ • (01/17/16) 3-1/2"LNR,9.3#,L-80 STL,.0087 bpf,0=2.992" ---1 8807' 8788' -3.70"BKR DEPLOYMENT SLV,D=3.00" 4-1/2"KB BKR PKR HPSTOCK(11/01115) -I 8815' 4 8806' -3-1/2"3-112"HES X NP,D=2.813" W 8807' -3-1/2"X 3-3/16"XO,ID=2.786" 4-1/2"LNR, 12.6#,L-80 BT,.0152 bpf,D=3.958" -{ -8815' MIL LOUT WINDOW(K-12C)8815'-8824' TOC LOGGED 01/13/16) H 8887' _ 1 9822' -PUP JT w/RA TAG 3-1/4"LNR,6.6#,L-80 STL, .0079 bpf,ID=2.850" - 9863' 9863' -3-3/16"X 2-7/8"XO,D=2.377" PBTD -1 11441' 2-7/8"LNR,6.5#,L-80 STL,.0058 bpf,ID=2 441" -1 11456' VIi DATE REV BY CONVENTS DATE REV BY COMMENTS PRUDHOE BAY [NT 12/26/87 ORIGINAL COMPLETION 01/25/16 MSS/JMD ADPERFS&SET NS LTP(01/17/16) WELL: K-12C 01/14/01 CTU SIDETRACK 01/25/16 R IK/JMD GLV C/O(01/20/16) PERMIT No:'215760 05/19/10 0.14 SIDETRACK(K-12B) 01/27/16 CRR/JMIY LPDA 1 W CMT&PERF LOG _ AF1 No: 50-029-21759-03 11/25/15 NORDIC1 CTD ST(K-12C) 02/09/16 JH/JMD CORRECTED 7"LNR WEIGHT SEC 4,T11 N,R14E,1694'FINE&1109'FWL 11/30/15 JMD DRLG HO CORRECTIONS _ 12/30/15 ZB/JMD FINAL ODEAPPROVAL BP Exploration(Alaska) • • North America-ALASKA-BP Page 1 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/7/2015 19:00 - 21:00 2.00 MOB P PRE RIG RELEASED FROM 4-18 21:00 - 22:00 1.00 MOB P PRE MOVE OFF 4-18 THE FOLLWOING ITEMS WERE REVIEWED AND/OR TESTED BEFORE STARTING TO MOVE OFF THE WELL -CHOCKS ARE PLACED TO PREVENT THE RIG FROM ROLLING BACKWARDS -ESD IN CELLAR HAS BEEN TESTED RADIO COMMUNICATIONS WAS CHECKED/ TESTED -THE AGREED COMMAND TO"STOP"THE RIG WAS REVIEWED AND UNDERSTOOD IN THE PJSM 22:00 - 00:00 2.00 MOB P PRE MOVE RIG TO K-PAD 11/8/2015 00:00 - 03:00 3.00MOB P PRE CONTINUE RIG MOVE MCC TO OXBOW ROAD 03:00 - 06:00 3.00 MOB P PRE CONTINUE RIG MOVE OXBOW ROAD TO K-PAD ACCESS ROAD 06:00 - 08:00 2.00 MOB P PRE CONTINUE RIG MOVE K-PAD ACCESS ROAD TO K-PAD ENTRANCE 08:00 - 09:00 1.00 MOB P PRE RIG ON K-PAD ACCESS ROAD 09:00 - 09:15 0.25 MOB P PRE SPOT RIG AT CORNER OF PAD AWAY FROM THE WELLS TO REPAIR A WELD ON A HAND RAIL BEFORE SPOTTING RIG OVER WELL SET T-MATS WHILE MAKING REPAIR WHP'S-TREE/IA/OA 0/0/O PSI CLOSE ALL TREE&CASING VALVES 09:15 - 09:45 0.50 MOB P PRE LINE UP RIG TO WELL 09:45 - 10:00 0.25 MOB P PRE HOLD PJSM TO PJSM RIG OVER WELL ENSURE BLOCK IS IN PLACE TO KEEP RIG FROM BACKING TO FAR ENSURE ALL RADIOS ARE WORKING AND HAVE GOOD BATTERIES 1 STOP COMMAND MEANS TO STOP THE RIG, STOP STOP MEANS TO ESD THE MOVE SYSTEM 10:00 - 10:30 0.50 MOB P PRE OPEN DOORS AND SPOT RIG OVER WELL 10:30 - 11:30 1.00 BOPSUR P PRE RIG SPOTTED CLOSE DOORS ENCLOSE CELLAR "'"PUMP OPEN SSV WITH CTS PANEL'"` CYCLE ALL TREE VALVES,INSTALL FUSIBLE CAP THEN CLOSE ALL TREE VALVES LTT MASTER&SWAB TO ND TREE CAP ACCEPT RIG 1030 HRS 8 NOV 2015 11:30 - 12:30 1.00 BOPSUR P PRE GOOD LTT,ND TREE CAP MONITORING W-IP THROUGH THE WING 12:30 - 13:40 1.17 BOPSUR P PRE LOWER STACK AND NU BOPE 13:40 - 15:15 1.58 BOPSUR P PRE RU LUBRICATOR&HOT TUB AND SECURE STACK 15:15 - 16:30 1.25 BOPSUR P PRE GREASE CHOKE LINE VALVES AND CHOKE VALVES 16:30 - 17:00 0.50 BOPSUR P PRE FLUID PACK STACK AND SHELL TEST Printed 1/25/2016 10:20-14AM • North America-ALASKA-BP Page 2 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46ustt(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT '', NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 17:00 - 17:40 0.67 BOPSUR P PRE GOOD SHELL TEST 17:40 - 0 0 6.33 BOPSUR P PRE TEST BOPS AS PER BP,STATE AND NORDIC REQUIREMENTS STATE GIVEN NOTIFICATION OF BOP TEST 7 NOV 2015 AT 0951 HRS STATE INSPECTOR JEFF JONES WITNESSED THE BOP TEST PRESSURE TEST ALL BOP EQUIPMENT AS PER AOGCC REGS PTD#215-133 AND CRT-AK-10-45 -TEST BOPE TO 250/3500 PSI FOR 5/5 CHARTED MIN -TEST CHOKE VALVES,CHOKE AND KILL HCR VALVES,INSIDE MANUAL VALVES ON CHOKE AND KILL LINES,BOP RAMS AND ANNULAR PREVENTER(2500 PSI) -VARIABLE PIPE RAMS TESTED WITH 2 3/8"- j 3 1/2"TEST JOINT -2-3/8"PIPE RAMS TESTED WITH 2 3/8"TEST JOINT -BLIND RAMS TESTED ON OPEN HOLE -ANNULAR TESTED WITH BOTH 2 3/8"AND 3 1/2"TEST JOINT -TEST BOTH FULL OPENING SAFETY VALVES -FUNCTION BOP FROM BOTH REMOTE PANELS -TEST GAS ALARMS -ALL TESTS WITNESSED BY DRILLER,STATE INSPECTOR,OR BP WSL ***HOLD PRE-SPUD MEETING DURING PRE-TOUR WITH EVENING SHIFT CREW** 11/9/2015 13:45 - 14:00 0.25 STWHIP P WEXIT WELL SWAPPED TO MUD,CLOSE THE EDC GETTING GAS&DIESEL BACK FROM THE LUBRICATOR WHILE BLEEDING OFF,CIRC UNTIL RETURNS CLEAN UP 00:00 - 02:30 2.50 BOPSUR P PRE BOP TEST -FINISH TESTING BOPS -PRESSURE TEST COIL INNER REEL VALVE AND PACK-OFF 250 PSI/3500 PSI-GOOD f TEST 02:30 - 03:00 0.50 BOPSUR P PRE R/D BOP TEST EQUIPMENT 03:00 - 03:30 0.50 BOPSUR P PRE VALVE SHOP TORQUE TREE BOLTS AND GREASE THE VALVES 03:30 - 06:00 2.50 BOPSUR P PRE COIL MANAGEMENT -CUT 200'OF COIL -PUMP SLACK BACK -CUT 300'OF COIL -DID NOT FIND E-LINE -INSTALL NIGHT CAP -PUMP SLACK FORWARD -INSTALL COIL CONNECTOR -PULL TEST 40K- GOOD TEST -PRESSURE TEST -GOOD PT 06 00 - 0625 � 0.42 BOPSUR P PRE CREW CHANGE Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 3 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code hr NPT NPT Depth Phase Description of Operations �, (hr) (usft) 06:25 - 06:45 0.33 BOPSUR P PRE PU THE INJECTOR AN MU TO THE LUBRICATOR TO CIRCULATE 1 VOLUME FORWARD TO DISTRIBUTE SLACK 06:45 - 07:00 0.25 BOPSUR P PRE ONLINE WITH THE PUMP 07:00 - 07:30 0.50 BOPSUR P PRE SHUT DOWN AND CHECK FOR WIRE HOLD RIG EVAC DRILL WITH DAY CREW WHILE PUMPING SLACK FORWARD 07:30 - 08:00 0.50 BOPSUR P { PRE, NO WIRE,PUMP AGAIN 08:00 - 08:40 0.67 BOPSUR P PRE WE HAVE WIRE,HEAD UP 08:40 - 08:55 , 0.25 BOPSUR P PRE TEST BHI CHECK VALVES 08:55 - 09:15 0.33 BOPSUR P PRE GOOD TEST,INSTALL NIGHT CAP AND PT TO OPEN UP TO THE WELL 09:15 - 09:25 0.17 BOPSUR P ' PRE GOOD TEST,OPEN WELL TO A CLOSED CHOKE TO CHECK FOR PRESSURE NO PRESSURE,CRACK OPEN THE CHOKE AND FILL THE HOLE HOLE TOOK 1.4 BBLS 09:25 - 09:40 0.25 BOPSUR P PRE FLOW CHECK WELL 09.40 - 10:10 0.50 STWHIP P WEXIT GOOD NO FLOW,REMOVE NIGHT CAP MU MILLING BHA GAUGE MILLS '-WINDOW MILL=3.81 GO 3.80 NO GO -STRING MILL=3.80 GO 3.79 NO GO 10.10 - 12:15 2.08 STWHIP P WEXIT PU THE INJECTOR AND MU TO THE BHA, SURFACE TEST THE TOOLS,OPEN THE EDC &RIH WHILE TESTING THE QTS 12:15 - 12:40 0.42 STWHIP P WEXIT LOG TIE IN 12:40 - 13:45 1.08 STWHIP P WEXIT CORRECT DEPTH+12' CONTINUE DISPLACING WELL AT MAX RATE TO CONDITION THE WELL GETTING GAS BACK,VERIFY WIND DIRECTION AND NOTIFY PAD OPERATOR TO RESTRICT ACCESS TO THE PAD BOTTOMS UP STARTING TO CLEAN UP BLEED IA&OA PRESSURES FROM 1340 PSI/ 713 PSI 14:00 - 14:10 0.17 STWHIP P WEXIT RETURNS ARE CLEAN,TAKE FLUID BACK TO THE PITS,SHUT DOWN THE PUMP AND RIH TO TAG WS PINCH POINT RIH WT=22K PU WT=37K TAG AT 8817.4'WITH 5.10K DOWN PU AND START THE PUMP 14:10 - 17:50 3.67 STWHIP P WEXIT TAG PINCH POINT,FLAG PIPE AND START MILLING AS PER PLAN MILL 8817.20'to 8822.6' FREE SPIN=2950 PSI AT 2.70 BPM RATE IN=2.68 BPM RATE OUT=2.70 BPM MW IN=9.49 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.70 PPG ROP=1 FPH WOB=1.18 K CIRC PSI= 3036 PSI IAP=557 PSI OAP=389 PSI PVT=141 BBLS ADDING FLUID TO PITS Printed 1/25/2016 10.20:14AM • North America-ALASKA-BP Page 4 of 36 Operation Summary Report Common Well Name.K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code !, NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 17:50 - 23:45 5.92 STWHIP P WEXIT CONTINUE MILLING THE WINDOW MILL 8822.6'TO 8826.1' FREE SPIN=2725 PSI AT 2.70 BPM RATE IN=2.66 BPM RATE OUT=2.66 BPM MW IN=9.50 PPG MW OUT=9.50 PPG ECD =10.49 PPG ROP=1.47 FPH WOB=2.18 K CIRC PSI= 2827 PSI IAP=962 PSI OAP=592 PSI PVT=271 BBLS MAINTAIN FULL RETURNS 23:45 - 00:00 0.25 STWHIP P WEXIT MILL RATHOLE MILL 3.80"RATHOLE 8826.1'TO 8826.3' FREE SPIN=2725 PSI AT 2.70 BPM RATE IN=2.67 BPM RATE OUT=2.66 BPM MW IN=9.50 PPG MW OUT=9.51 PPG ECD 10.48 PPG ROP=0.80 FPH WOB=2.11 K CIRC PSI= 2834 PSI IAP=901 PSI OAP=634 PSI PVT=270 BBLS MAINTAIN FULL RETURNS 11/10/2015 00:00 - 02:00 2.00 STWHIP P WEXIT MILL RATHOLE MILL 3.80"RATHOLE 8826.3'TO 8838' FREE SPIN=2725 PSI AT 2.70 BPM RATE IN=2.67 BPM RATE OUT=2.66 BPM MW IN=9.50 PPG MW OUT=9.51 PPG ECD =10.48 PPG ROP=5.85 FPH WOB=2.11 K CIRC PSI= 2834 PSI IAP=956 PSI OAP=669 PSI PVT=270 BBLS MAINTAIN FULL RETURNS 02:00 - 04:30 2.50 STWHIP P WEXIT DRESS WINDOW PER PLAN -REAM WINDOW 3X'S -DRY DRIFT WINDOW(GOOD) 04:30 - 06:00 1.50 STWHIP P WEXIT POOH WITH MILLING ASSEMBLY -MM IN/OUT:3.58/3.02 CIRC PSI:3248 -MW IN/OUT:9.53 PPG/9.52 PPG -FLOW CHECK- NO FLOW 06:00 - 06:15 0.25 STWHIP P WEXIT CREW CHANGE 06:15 - 06:30 0.25 STWHIP P WEXIT FLOW CHECK WELL WHILE HOLDING A PJSM WITH THE CREW COMING ONTO PULL THE BHA 06:30 - 07:10 0.67 STWHIP P WEXIT GOOD NO FLOW,TAG UP,REMOVE THE INJECTOR AND LD THE WINDOW MILLING BHA 07:10 - 07:20 0.17 STWHIP P WEXIT BHA OOH MILLS IN GAUGE WINDOW MILL =3.79 GO 3.78 NO GO STRING MILL=3.79 GO 3.78 NO GO GOOD WEAR ON THE FACE OF THE WINDOW MILL LOAD OUT BTT MOTOR 07:20 - 07:30 0.17 DRILL P PROD1 MU THE BUILD BHA 07:30 - 09:30 2.00 DRILL P PROD1 PU THE INJECTOR,MU TO THE BHA AND SURFACE TEST THE TOOLS OPEN EDC AND RIH 09:30 - 09:45 0.25 DRILL P i PROD1 LOG TIE IN 09:45 - 09:55 0.17 DRILL P PROD1 CORRECT DEPTH+11',CLOSE THE EDC AND RIHTOTD Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 5 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Datemme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (usft) 09:55 - 10:05 0.17 DRILL P PROD1 OBTAIN SPR'S 10:05 - 11:00 0.92 DRILL P PROD1 ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3442 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.55 PPG MW OUT=9.52 PPG ECD =10.59 PPG ROP=74FPH WOB=1.86K CIRC PSI= 3604 PSI IAP=652 PSI OAP=349 PSI PVT=295 BBLS 11:00 - 11.20 0.33 DRILL P PROD1 PU TO PERFORM LONG TIE IN AT 8680' 11:20 - 13:00 1.67 DRILL P PROD1 LOG LONG TIE IN 13:00 - 15:05 2.08 DRILL P PROD1 CORRECT DEPTH+0.5'WS RA MARKER IS AT 8824' ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3442 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.85 BPM RATE OUT=2.86 BPM MW IN=9.55 PPG MW OUT=9.52 PPG ECD =10.56 PPG ROP=82 FPH WOB=2.68 K CIRC PSI= 3574 PSI IAP=798 PSI OAP=543 PSI PVT=335 BBLS LOOKS LIKE WE DRILLED INTO Z3 AT-8925', SHOULD DRILL OUT OF IT AT-9000' 15.05 - 15:25 0.33 DRILL- P PROD1 CONTINUE CONTROLLED DRILLING IN Z3 TO PRESERVE BIT,1.9K TO 2.5K WOB FREE SPIN=3442 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.55 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.60 PPG ROP=36 FPH WOB=1.97 K CIRC PSI= 3490 PSI IAP=1049 PSI OAP=708 PSI PVT=332 BBLS EXPECTED SLOW ROP DRILLING IN Z3 15:25 - 15:55 0.50 DRILL P PROD1 LOOKED LIKE WE DRILLED INTO A STALL,PU AND FREE SPIN PRESSURE IS-500PSI HIGHER CHECK SHAKER FOR STATOR RUBBER REDUCE PUMP RATE TO 2.70 BPM AND CONTINUE DRILLING AHEAD,DD IS STILL TRYING TO GETA CLEAN SURVEY 15:55 - 17.15 173 - DRILL N DPRB PROD1 -PU SO DD CAN EVALUATE THE FIRST CLEAN SURVEY AS IT LOOKS LIKE WE ARE-38.75° BEHIND IN TURN -PLAN CALLED FOR HOLDING ATF OF-25° ROHS,HE HAS BEEN HOLDING A45°TF JUST TO MAKE SURE HE WOULD BE A LITTLE AHEAD ON THE TURN RIH TO 9000'AND TRIGGER A SURVEY TO VERIFY ITS CORRECT 17:15 - 17:25 0.17 DRILL N DPRB PROD1 DISCUSS DRILLING AHEAD TO THE NEXT SURVEY AND POISSIBLY GET FARTHER BEHIND OR PULL OUT TO ADJUST THE AND FIND OUT WE MIGHT HAVE BEEN OK AND HAVE TO MUCH MOTOR???? POOH TO ADJUST THE MOTOR Printed 1/25/2016 10:20.14AM • • North America-ALASKA-BP Page 6 of 36 Operation Summary Report r . Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B i 57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations 17:35 0.17 DRILL N DPRB (u ) (hr) _ 17:25 � PROD1 6500'SHOWING A 1 BBL GAIN ON BOTH THE OUT MM AND PVT STOP POOH AND MONITOR RETURNS RETURNS ARE 1:1 SHUT DOWN THE PUMP AND MONITOR WELL 17:35 - 17:45 0.17 DRILL N DPRB PROD1 GOOD NO FLOW,OUT MM LOOKS LIKE IT MIGH THAVE DEBRIS IN IT AND COULD BE AIRING UP THE MUD.BLOW DOWN THE OUT MM WHILE BLOWING DOWN THE OUT MM ODE CALLED AND WE DISCUSSED AGAIN WHETHER TO PULL OR TRY DRILLING AHEAD A NOTHER 30-60'JUST TO SEE IF A SENCOND SURVEY BACKS UP THE FIRST. 17:45 - 18:15 0.50 DRILL N DPRB PROD1 DECISION MADE TO RIH AND DRILL AHEAD 30'THEN CALL AND DISCUSS THE SURVEY 18:15 - 18:35 0.33 DRILL N DPRB PROD1 CLOSE THE EDC AND LOG TIE IN 18:35 - 19:00 0.42 DRILL N DPRB PROD1 CORRECT DEPTH+1.5'AND RIH BACK ON BOTTOM,DRILL 15,TAKE SURVEY SHOTS EVERY 5'. NOT BUILDING DOG LEGS, AND LOSING INCLINATION. ODE DECIDES TO PULL BHA TO ADJUST MOTOR-INCREASE BEND. 19:00 - 20:45 1.75 DRILL N DPRB PROD1 FLOWCHECK WELL ON BOTTOM FOR 10 MINS-STATIC -PULL INTO WINDOWAND OPEN EDC -POH PUMPING MAX RATE -MM IN/OUT=3.32/2.67 BPM -MW IN/OUT=9.5/9.5 PPG -CIRC PRESS=2888 PSI _ 20:45 - 21:00 0.25 DRILL N DPRB PROD1 REACH 200' -FLOWCHECK WELL FOR 10 MINS-STATIC -HOLD PJSM FOR CHANGING OUT MOTOR -BREAK INJECTOR OFF WELL -NO LOSSES OBSERVED WHILE POH **INJECTOR OFF WELL AT 21:05*** 21:00 - 21 45 0.75 DRILL N DPRB PROD1 SWAP OUT MOTOR -BLOW DOWN MWD TOOLS -STAND BACK BHA -INSPECT BIT,GRADED 3-2-WT-N-X-1-PN-BHA -TURN UP MOTOR FROM 2.25 TO 2.85 AKO 21 45 - 22.15 0.50 DRILL N DPRB PROD1 MU BHAAND STAB ON WELL -HOLD PJSM FOR MAKING UP BHA -MAKE UP BHA -MU NEW HYCALOG INFERNO C-3 4.25"BIT -STAB ON INJECTOR '*INJECTOR ON WELL AT 22:14'^' 22:15 - 22:30 0.25 DRILL N DPRB PROD1 PT QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 CHARTED MINUTES EACH-GOOD TEST 22:30 - 00:00 1.50 DRILL N DPRB PROD1 RIH WITH 4.25"BUILD BHA -MM IN/OUT=1.07/1.58 BPM -MW IN/OUT=9.46/9.51 PPG -CIRC PRESS=912 PSI -IAP=724 PSI OAP=613 PSI -PVT=287 BBL Printed 1/25/2016 10.20.14AM • • North America-ALASKA-BP Page 7 of 36 Operation Summary Report Common Well Name.K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Datemme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/11/2015 00:00 - 00:15 0.25 DRILL P PROD1 RIH WITH 4.25"BUILD BHA -MM IN/OUT=1.06/1.57 BPM -MW IN/OUT=9.45/9.52 PPG -CIRC PRESS=1040 PSI -IAP=736 PSI OAP=592 PSI -PVT=330 BBL 00:15 - 01:00 0.75 DRILL P PROD1 REACH WINDOW CLOSE EDC -TIE IN,+10'CORRECTION -INCREASE PUMP RATES AND RIH -MM IN/OUT=0.58/0.67 BPM -MW IN/OUT=9.45/9.51 PPG -CIRC PRESS=850 PSI -TAG BOTTOM AT 9015.5' -OBTAIN SPRS -FREE SPIN=2950 PSI 01:00 - 03:00 2.00 DRILL P PROD1 DRILL FROM 9016'TO 9043' -MM IN/OUT=2.75/2.74 BPM -MW IN/OUT=9.53/9.51 PPG -CIRC PRESS=3285 PSI -ECD=10.55 WOB=2.4K ROP=20-40 FPH -IAP=1093 PSI OAP=763 PSI -PVT=331 BBL 2 STALLS 03 00 - 04:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL FROM 9043'TO 9056' -MM IN/OUT=2.65/2.64 BPM -MW IN/OUT=9.52/9.49 PPG -CIRC PRESS=3054 PSI -ECD=10.50 WOB=5.8K ROP=10-20 FPH -IAP=1141 PSI OAP=815 PSI -PVT=330 BBL -1 STALL 04 00 - 04:30 0.50 DRILL P PROD1 DRILL FROM 9056'TO 9100' -MM IN/OUT=2.75/2.74BPM -MW IN/OUT=9.53/9.51 PPG -CIRC PRESS=3409 PSI -ECD=10.55 WOB=3.5K ROP=10-20 FPH -IAP=1174 PSI OAP=852 PSI -PVT=329 BBL 04:30 - 05.00 0.50 DRILL P PROD1 NOT MAKING ANY HOLE W1TH VERY LITTLE MOTOR WORK AND 5K+WOB GEO SAYS SAMPLE SHOWS-40%SHALE IN THE SAMPLE PU AND RIH AND TAG AT-25 FPM AND SET DOWN 6K WOB MAKING HOLE AGAIN 05 00 - 05.25 0.42 DRILL P PROD1 PU OFF BOTTOM,GETTING BAD SURVEY'S PU AND TRY CHECK SHOTS AND THOSE ARE BAD SHUT DOWN PUMP AND TRIGGER A SURVEY, STILL BAD CALL BHI TOWN WHILE REBOOTING SOFTWARE CALL TOWN TO SEE IF ANY MAGNETIC STORMS ARE OCCURING AND THERE ARE 0525 - 05:30 0.08 DRILL P PROD1 MAKE A WIPER TRIP TO THE WINDOW AND SEE IF THEY CLEAN UP WHEN WE GET BACK TO BOTTOM 05 30 PROD1 STARTING TO GET GOOD SURVEYS,RIH TO 05:35 0.08 DRILL P TD Printed 1/25/2016 10:20:14AM i North America-ALASKA-BP Page 8 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 05:35 - 06:45 1.17 DRILL P PROD1 TRIGGER A SURVEY AT 9061' GOOD SURVEY,CONTINUE DRILLING AHEAD ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3267 PSI AT 2.87 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.88 BPM MW IN=9.53 PPG MW OUT=9.52 PPG ECD =10.58 PPG ROP=38 FPH WOB=3.83 K CIRC PSI= 3585 PSI IAP=1156 PSI OAP=857 PSI PVT=329 BBLS FIRST SURVEY SHOWING WE ARE GETTING 28°DLS WHAT WE WERE HOPING FOR BLEED IA&OA DOWN TO 500/300 PSI 06:45 - 08:30 1.75 DRILL P PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3267 PSI AT 2.87 BPM RATE IN=2.88 BPM RATE OUT=2.87 BPM MW IN=9.54 PPG MW OUT=9.52 PPG ECD =10.59 PPG ROP=34 FPH WOB=4.21 K CIRC PSI= 3636 PSI IAP=746 PSI OAP=287 PSI PVT=327 BBLS 08:30 - 10:20 1.83 DRILL P PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3267 PSI AT 2.87 BPM RATE IN=2.88 BPM RATE OUT=2.86 BPM MW IN=9.53 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.61 PPG ROP=33 FPH WOB=4.31 K CIRC PSI= 3662 PSI IAP=641 PSI OAP=381 PSI PVT=321 BBLS 10:20 - 11:45 1.42 DRILL P f PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3267 PSI AT 2.87 BPM RATE IN=3.01 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.65 PPG ROP=63 FPH WOB=2.83 K CIRC PSI= 3622 PSI IAP=730 PSI OAP=449 PSI PVT=320 BBLS 11:45 - 12:00 ! 0.25 DRILL P PROD1 WE ARE LANDED,CLEAR THE OH VOLUME THEN REDUCE THE RATE TO FLOW CHECK ON BOTTOM 12:00 - 13:30 1.50 DRILL P PROD1 GOOD FLOW CHECK,POOH 13:30 - 13:45 0.25 DRILL P PROD1 FLOW CHECK WELL 13:45 - 14:15 0.50 DRILL P PRODI GOOD NO FLOW,TAG UP 13:50 INJECTOR OFF _ 14:15 - 14:30 0.25 DRILL P PRODI BHA OOH 14:30 - 14:45 0.25DRILL P PROD1 MU LATERAL BHA 14:45 - 15:05 0.33 DRILL P PROD1 INJECTOR ON SHALLOW TEST MWD&OPEN EDC TO RIH 15:05 - 16:40 1.58 DRILL P PROD1 RIH 16:40 - 16:50 0.17 I DRILL P PROD1 LOG TIE IN 16:50 - 17:00 0.17 DRILL P PROD1 CORRECT DEPTH+11'AND RIH Printed 1/25/2016 10:20•14AM • I North America-ALASKA-BP Page 9 of 36 ,,,.###;„#y,;,,###;##.4;0',#,;, Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 17:00 - 17:10 0.17 DRILL P PROD1 OBTAIN SPR'S 17:10 - 18:00 0.83 DRILL P PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3285 PSI AT 2.92 BPM RATE IN=2.94 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.54 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD _=10.56PPG ROP=61 FPH WOB=2.22 K CIRC PSI= 3618 PSI IAP=454 PSI OAP=286 PSI PVT=319 BBLS 18 00 - 19:00 1.00 DRILL P PROD1 FREE SPIN=3290 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.53 PPG MW OUT=9.54 PPG ECD =10.57 PPG ROP=81 FPH WOB=2.22 K CIRC PSI= 3618 PSI IAP=741 PSI OAP=450 PSI PVT=313 BBLS RUNNING SHAKER WET TO REDUCE MUD SOLIDS. PVT DECREASING,RETURNS ARE 1 FOR 1. 19:00 - 20:00 1.00 DRILL P PROD1 FREE SPIN=3380 PSI AT 2.96 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.58 PPG ECD =10.66 PPG ROP=120 FPH WOB=2 K CIRC PSI=3728 PSI IAP=764 PSI OAP=479 PSI PVT=313 BBLS 20 00 - 21.00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=3.01 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.61 PPG ECD =10.68 PPG ROP=150 FPH WOB=2.31 K CIRC PSI= 3801 PSI IAP=820 PSI OAP=527 PSI PVT=307 BBLS 21:00 - 22.00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=2.94 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.65 PPG ROP=120 FPH WOB=2.10 K CIRC PSI= 3618 PSI IAP=854 PSI OAP=559 PSI PVT=304 BBLS 22:00 - 22:30 0.50 DRILL P PROD1 RATE IN=2.93 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.66 PPG ROP=120 FPH WOB=3.1 K CIRC PSI= 3646 PSI IAP=864 PSI OAP=569 PSI PVT=302 BBLS Printed 1/2512016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 10 of 36 Operation Summary Report Common Well Name.K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 !X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 22:30 - 23:30 II 1.00 DRILL P PROD1 MAKE WIPER TRIP TO WINDOW RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.75 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.61 PPG ECD =10.61 PPG CIRC PSI=3245 PSI IAP=885 PSI OAP=586 PSI PVT=298 BBLS TIE IN AT WINDOW,+2' 23:30 - 23:45 0.25 DRILL P PROD1 RUN BACK IN HOLE 23.45 - 00:00 0.25 DRILL P PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING RATE IN=2.96 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.58 PPG ECD =10.63 PPG ROP=150FPH WOB=4.69K CIRC PSI= 3750 PSI = = IAP859 PSIOAP = 577 PSI PVT298 H BBLS 11/12/2015 00:00 01:00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.69 PPG ROP=90 FPH WOB=5 K CIRC PSI=3824 PSI IAP=933 PSI OAP=625 PSI PVT=296 BBLS RUNNING SHAKER WET TO REDUCE MUD SOLIDS. PVT DECREASING,RETURNS REMAIN 1 FOR 1. 01:00 - 02:00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=2.92 BPM RATE OUT=2.90 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.60 PPG ECD =10.69PPG ROP=50 FPH WOB=5 K CIRC PSI=3680 PSI IAP=972 PSI OAP=656 PSI PVT=293 BBLS 02:00 - 03:00 1.00 DRILL P I PROD1 RATE IN=2.91 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.62 PPG MW OUT=9.69 PPG ECD =10.83 PPG ROP=150 FPH WOB=4.4 K CIRC PSI= 4020 PSI IAP=1014 PSI OAP=691 PSI PVT=290 BBLS PERFORM WIPER TRIP TO 9700'. 03:00 - 04:00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=2.94 BPM RATE OUT=2.90 BPM MW IN=9.63 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.80 PPG ROP=125 FPH WOB=3.2 K CIRC PSI= 3644 PSI IAP=1035 PSI OAP=709 PSI PVT=287 BBLS 04:00 - 05:00 1.00 DRILL P PROD1 RATE IN=2.83 BPM RATE OUT=2.86 BPM MW IN=9.64 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.78 PPG ROP=130 FPH WOB=3.85 K CIRC PSI= 3735 PSI IAP=1057 PSI OAP=723 PSI PVT=283 BBLS Printed 1/25/2016 10:20:14AM 1111 • North America-ALASKA BP Page 11 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 ,Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT 1 NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 05:00 - 05:45 0.75 DRILL t P PROD1 RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.69 PPG ROP=90 FPH WOB=5 K CIRC PSI=3824 PSI IAP=933 PSI OAP=625 PSI PVT=296 BBLS 05:45 - 06:25 0.67 DRILL P PROD1 WIPER TRIP TO 9900' 06:25 - 06:40 0.25 DRILL P PROD1 LOG TIE IN PREP PITS TO SWAP MUD ONCE WE GET BACK TO BOTTOM 06:40 - 07:20 0.67 DRILL P PROD1 CORRECT DEPTH+2'AND RIH 07:20 - 08:30 1.17 DRILL P PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING AND SWAPPING TO NEW MUD FREE SPIN=3415 PSI AT 2.92 BPM RATE IN=2.94 BPM RATE OUT=2.97 BPM MW IN=9.63 PPG MW OUT=9.62 PPG ECD =10.80 PPG ROP=96 FPH WOB=3.71 K CIRC PSI= 3669 PSI IAP=1034 PSI OAP=717 PSI PVT=107 BBLS TAKING A LOT OF SURFACE WT TO DRILL, MIGHT BE A SHALE 08.30 - 10:10 1.67 DRILL P PROD1 SLOW ROP DRILLING THROUGH SHALE, MIGHT BE THE 13N,CONTINUE DRILLING COMING BACK UP TO HOLD 83° 10:10 - 10:45 0.58 DRILL P PROD1 PU OFF BOTTOM TO ALLOW GEO TO LOOK AT A BOTTOMS UP SAMPLE,WE COULD BE IN THE BSAD CALL BTT TO SET UP AN OH BILLET IF NEEDED _ 10:45 - 11:25 0.67 DRILL P PROD1 GO BACK TO BOTTOM AND DRILLING FOR -30' 11:25 - 11:35 0.17 DRILL C PROD1 DRILLED INTO THE BSAD FLOW CHECK WELL MAKE 2 WIPER TRIPS TO THE WINDOW AND POOH TO PU A BILLET 11 35 - 12.20 0.75 DRILL C PROD1 WIPER TRIP TO WINDOW CALL OUT BTT TO BRING OH BILLET W/ ANCHOR 12:20 - 12:45 0.42 DRILL C PROD1 PUMP A 20 BBL HIGH VIS PILL DRILLED INTO BSAD NEED TO SIDE TRACK 12.45 - 13:15 0.50 DRILL C PROD1 POOH CHASING THE HIGH VIS PILL 13:15 - 13:20 0.08 DRILL C PROD1 JOG IN HOLE AT THE WINDOW TO PUT THE EDC AT THE WS THEN SHUT DOWN TO OPEN THE EDC 13:20 - 15:00 1.67 DRILL C PROD1 EDC OPEN,ONLINE AT 3.75 BPM,RUN DOWN PAST WS THEN POOH 3.75 BPM X 65 FPB=244 FPM AT 100%OR 1:1 POOH AT 120 FPM IS=<50% HOLD PJSM WHILE POOH TO LID&PU BHA'S DRAG EVERYTHING UP TO SURFACE THEN JOG IN HOLE 200'_ _ 15:00 - 15:10 0.17 DRILL C PROD1 FLOW CHECK WELL Printed 1/25/2016 10.20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 12 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Tme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) _ 15:10 - 15:30 0.33 DRILL C PROD1 GOOD NO FLOW,TAG UP,REMOVE THE INJECTOR AND LD THE DRILLING BHA ***INJECTOR OFF AT 15:15*** 15:30 - 16:00 0.50 DRILL C PROD1 'BHA OOH BIT GRADE=1-1 BU MU THE BILLET BHA ***INJECTOR ON AT 15:57*** 16:00 - 16:15 0.25 DRILL C PROD1 STAB ON,SHALLOW TEST TOOL,OPEN EDC AND RIH WHILE TESTING THE QTS 16:15 - 18:00 1.75 DRILL C PROD1 RIH AT 80%WITH BILLET 18:00 - 18:30 0.50 DRILL C PROD1 TIE IN AT WINDOW,+11.5'AND CONTINUE RIH 18:30 - 20:00 j 1.50 DRILL X DPRB ! 9,240.00 PROD1 RIH AND SET DOWN 5K IN THE DOGLEG AT 9207',WORK THROUGH WITH NO ISSUES. CONTINUE IN HOLE AND SET DOWN WEIGHT AT 2ND DOGLEG AT 9240'. SET DOWN UP TO 11K,MAKE 7 ATTEMPTS AT PASSING 9240'. CANNOT PASS. CALL ODE AND WAIT ON NEW SETTING DEPTH. -MOVE PIPE SLOWLY UP HOLE WHILE WAITING 20-00 - 21:30 1.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 RECIEVE NEW BILLET SETTING DEPTH OF 8900'FROM ODE. -BEGIN DEVELOPING NEW DIRECTIONAL PLAN BASED ON BILLET SET DEPTH OF 8900'. -PULL BILLET BHA INTO CASED HOLE AND OPEN EDC TO CIRCULATE 21.30 - 21:45 0.25 DRILL X ' DPRB 9,240.00 PROD1 FINALIZE DIRECTIONAL PLAN BASED ON BILLET SETTING DEPTH OF 8900'. HOLD PJSM TO SET BILLET 21:45 - 22:15 0.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 TIE IN AT WINDOW,+1' 22:15 - 22:45 0.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 SET ALUMINUM BILLET TOP AT 8900'20 DEGREES RIGHT OF HIGH SIDE -RIH PAST SETTING DEPTH,PUW=38K -PUH PAST SETTING DEPTH AND RBIH -PUH TO 2K BELOW NEUTRAL WEIGHT OF 38K,TOP OF BILLET AT 8900' -PUMP DOWN COIL TO RELEASE BILLET -SETTING TOOL SHEARED AT 4200 PSI -SIT DOWN 4K ON BILLET TO CONFIRM SET- GOOD 22:45 - 00:00 1.25 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 POOH WITH BILLET SETTING BHA -10 MINUTE FLOW CHECK PRIOR TO POOH- STATIC 11/13/2015 00:00 - 01:30 1.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 BREAK DOWN BILLET BHA -HOLD PJSM,DISCUSS BHA HANDLING AND CUTTING COIL TUBING -PULL TO SURFACE AND LAY DOWN BHA -PLACE NIGHT CAP ON WELL AND FILL ACROSS THE TOP _ **INJECTOR OFF WELL AT 00:12 01:30 - 01:45 0.25 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 PERFORM CHROME MANAGEMENT-CUT 100' OF COIL TUBING 01:45 - 02:30 0.75 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 INSTALL COIL TUBING CONNECTOR -PULL TESTTO42K-GOOD Printed 1/25/2016 10:20:14AM s • North America-ALASKA-BP Page 13 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud DateiTime:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) 1 (usft) 02:30 - 03:30 1.00 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 BEHEAD ELINE -MEG LINE-GOOD -PT COIL CONNECTOR TO 4000 PSI-GOOD TEST 03:30 - 04:00 0.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 TEST FLOATS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 CHARTED MINUTES EACH-GOOD X DPRB __ TEST 04:00 - 05.00 1.00 DRILL 9,240.00 PROD1 PJSM. MU 4.25"BUILD BHA 1-HYCALOG INFERNO BIT WITH C-3 TORQUE CONTROL BUTTONS -NO RESISTIVITY TOOL IN BHA -STAB ON INJECTOR I I -PT QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 I CHARTED MINUTES EACH -CHECK MWD/LWD TOOLS AT SURFACE I **INJECTOR ON WELL AT 04:25 05:00 - 06:35 1.58 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 RUN IN HOLE WITH 4.25"BUILD BHA 06:35 - 06:45 0.17 DRILL X DPRB ',1 9,240.00 PROD1 LOG TIE IN 06:45 - 07:55 1.17 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 CORRECT DEPTH+10' GIVE DD A FEW MINUTES TO REVIEW NEW PLAN TO KO FROM 8900' 07:55 - 09:50 1.92 ___I ' DRILL X DPRB ! 9,240.00 PROD1 J DD REVISED THE PLAN A LITTLE TO ACHEIVE I I THE TARGETS THE GOES WANTED I 1 RIH TO KO BILLET AS PER OCN#1 TAG BILLET AT 8899.40' FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.93 BPM RATE OUT=2.94 BPM MW IN=9.61 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.67 PPG ROP=1 FPH WOB=1.34 K CIRC PSI= I 3409 PSI IAP=32 PSI OAP=-24 PSI PVT=302 BBLS I I 8900'GETTING A LOT OD ALUMINIUM BACK ACROSS THE SHAKER I 8900.17 INCREASE IN WOB THEN DROPPED OFF,SAME WITH MOTOR WORK 09:50 - 10:00 0.17 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 LOOKS LIKE WE ARE DRILLING MOSTLY FORMATION BUT STILL GETTING A FAIR AMOUNT OF ALUMINIUM BACK **TIME SUMMARY FROM 10:00 AND LATER IS ATTACHED TO K-12C 10:00 - 10:40 0.67 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 **TIME SUMMARY FROM 10:00 AND EARLIER IS ATTACHED TO K-12CPB1 I DRILLING AHEAD FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.62 PPG I ROP=74 FPH WOB=1.07 K CIRC PSI= 3465 PSI IAP=360 PSI OAP=107 PSI PVT=301 BBLS 10 40 - 10:55 0.25 DRILL X DPRB ! 10,204.00 PROD1 ROP SLOWING DOWN THE SAME AS IT DID AT THIS SAME DEPTH IN PB1 WHEN WE I STARTED DRILLING Z3 ' NEAR BIT IS SHOWING THAT WE ARE SIDE TRACKED OFF THE BILLET Printed 1/25/2016 10.20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 14 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 JJX3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Tme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10:55 - 11:20 0.42 DRILL X DPRB 10,204.00 PROW START 20 BBL HIGH VIS PILL DOWN THE i COIL TO SWEEP THE OH OF ALUMINIUM FROM THE BILLET 11:20 - 11:40 0.33 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 HIGH VIS PILL OUT,PU TO 8905',RIH 25',PU TO 8905 AND REDUCE PUMP RATE TO PULL PAST BILLET AND CHASE HIGH VIS PILL TO THE BOTTOM OF THE WINDOW THEN RIH TO CONTINUE DRILLING 11:40 - 12:30 0.83 DRILL X DPRB 9,240.00, PRODS CONTINUE DRILLING AHEAD HIGH VIS PILL UNLOADED A LOT OF ALUMINIUM 12:30 - 13:55 1.42 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 DRILLING AHEAD IN 23 CLOSE TO Z2C FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.80 BPM RATE OUT=2.78 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.63 PPG ROP=36 FPH WOB=3.00 K CIRC PSI= 3519 PSI IAP=471 PSI OAP=254 PSI PVT=290 BBLS FLUID LOSS FROM HIGH VIS PILL RUNNING OFF THE SHAKER NO ALUMINUM AT THE SHAKER 13.55 - 16:05 2.17 I DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 DRILLING AHEAD IN Z2 FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.78 BPM RATE OUT=2.81 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.63 PPG ROP=37 FPH WOB=4.35 K CIRC PSI= 3387 PSI IAP=557 PSI OAP=358 PSI PVT=290 BBLS 16:05 - 16:45 0.67 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 DRILLING AHEAD IN Z2 FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.81 BPM RATE OUT=2.83 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.65 PPG ROP=41 FPH WOB=2.41 K CIRC PSI= 3446 PSI IAP=610 PSI OAP=406 PSI PVT=289 BBLS 16:45 - 19:00 2.25 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 DRILLING AHEAD IN Z2 FREE SPIN=3387 PSI AT 2.93 BPM RATE IN=2.81 BPM RATE OUT=2.83 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.65 PPG ROP=39 FPH WOB=2.81 K CIRC PSI= 3505 PSI IAP=640 PSI OAP=436 PSI PVT=287 BBLS 19:00 - 20:00 1.00 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 RATE IN=2.97 BPM RATE OUT=2.97 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.65 PPG ROP=30 FPH WOB=2.51 K CIRC PSI= 3540 PSI IAP=721 PSI OAP=580 PSI PVT=282 BBLS Printed 1/25/2016 10:20:14AM • North America-ALASKA-BP Page 15 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-128©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 20:00 21:00 1.00 DRILL X DPRB j 9,240.00 PROD1 RATE IN=3.01 BPM RATE OUT=3.02 BPM MW IN=9.60 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.65 PPG ROP=57 FPH WOB=2.36 K CIRC PSI= 3574 PSI IAP=839 PSI OAP=613 PSI PVT=279 BBLS 21:00 - 22:00 1.00 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 RATE IN=3.01 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.60 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.65 PPG ROP=18 FPH WOB=1.64 K CIRC PSI= 3589 PSI IAP=870 PSI OAP=642 PSI PVT=276 BBLS 22.00 - 22:45 0.75 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 RATE IN=2.99 BPM RATE OUT=2.99 BPM MW IN=9.61 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.65 PPG ROP=5 FPH WOB=2.67 K CIRC PSI= 3618 PSI IAP=891 PSI OAP=663 PSI PVT=276 BBLS LAND BUILD SECTION AT 9252' 22:45 - 23:30 0.75 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 POOH WITH BUILD BHA -MAKE 100'WIPER TRIP -DYNAMIC FLOW CHECK 10 MINUTES ON BOTTOM-GOOD -REDUCE PUMP RATE AND SPEED WHILE PASSING BILLET AND ENTERING WINDOW RATE IN=2.96 BPM RATE OUT=2.78 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.57 PPG IAP=869 PSI OAP=667 PSI PVT=275 BBLS 23 30 - 00:00 0.50 DRILL X DPRB 9,240.00 PROD1 CONTINUE TO POOH WITH BUILD BHA -PULL INTO WINDOW -OPEN EDC -RBIH PAST WHIPSTOCK TRAY AND WINDOW WITH EDC OPEN PUMPING AT MAX RATE, CHASE OUT AT MAX RATE RATE IN=3.52 BPM RATE OUT=2.95 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.59 PPG IAP=858 PSI OAP=654 PSI PVT=268 BBLS 11/14/2015 00:00 - 00:45 0.75 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 CONTINUE TO POOH WITH BUILD BHA RATE IN=3.50 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.59 PPG IAP=862 PSI OAP=659 PSI PVT=228 BBLS 00:45 - 01:00 0.25 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 REACH SURFACE -FLOW CHECK 10 MINUTES-STATIC -HOLD PJSM FOR BREAKING DOWN BHA 01:00 - 01:45 0.75 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 BREAK DOWN BUILD BHA -POP OFF INJECTOR -LAY DOWN BUILD BHA -BIT GRADED 2-2 -HOLE IS FULL,FLUID LEVEL NOT DROPPING,MONITOR WELL WHILE MAKING UP TOOLS **INJECTOR OFF WELL AT 01:12 Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 16 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud DateRme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To I Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 01:45 - 02:15 0.50 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 MU LATERAL BHA -PREPARE TOOLS FOR LATERAL BHA -ADJUST MOTOR BEND TO 1.44 AKO !PT QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH-GOOD TEST **INJECTOR ON WELL AT 02:08 02:15 - 04:00 1.75 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 RIH WITH 4.25"LATERAL BHA RATE IN=2.53 BPM RATE OUT=3.09 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.56 PPG IAP=465 PSI OAP=471 PSI PVT=224 I- BBLS 04:00 - 04:45 0.75 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 TIE IN AT WINDOW,+12' MAD PASS TO TD 04:45 - 05:45 1.00 i DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 LWD TOOLS LOCKED UP-NOT READING. CYCLE POWER AND RETURN TO TOP LOGGED INTERVAL OF 8720'TO START MAD PASS OVER. , MAD PASS TO TD 05:45 - 06:15 0.50 DRILL _ X DPRB 10,204.00 PROD1 PU HOLE FOR JORPS AND RIH TO DRILL t LATERAL 06:15 - 06:20 0.08 DRILL ' X DPRB 10,204.00 PROD1 OBTAIN SPR'S 06:20 - 07:10 0.83 - DRILL X i DPRB 10,204.00 PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3342 PSI AT 2.89 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.89 BPM MW IN=9.61 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD 10.65 PPG ROP=102 FPH WOB=2.85 K CIRC PSI= , 3567 PSI IAP=558 PSI OAP=403 PSI PVT=270 BBLS 07:10 - 09:45 2.58 DRILL X , DPRB I 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3342 PSI AT 2.89 BPM RATE IN=2.91 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.61 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.72 PPG ROP=154 FPH WOB=2.41 K CIRC PSI= 3633 PSI IAP=697 PSI OAP=490 PSI PVT=269 BBLS , 9420'HIT SOMETHING HARD AND DROPPED -5" 09:45 - 10:15 0.50 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3342 PSI AT 2.89 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.89 BPM MW IN=9.64 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.73 PPG ROP=87 FPH WOB=2.20 K CIRC PSI= I 3567 PSI IAP=853 PSI OAP=627 PSI PVT=263 BBLS Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 17 of 36 Operation Summary Report %- s Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 ,Spud Daterme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI 500292175900 Active datum:K-12B t 57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10:15 - 10:40 0.42 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.98 BPM RATE OUT=2.98 BPM MW IN=9.66 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.73 PPG ROP=110 FPH WOB=2.30 K CIRC PSI= 3915 PSI IAP=880 PSI OAP=647 PSI PVT=262 BBLS 11:55 1.25 10:40 DRILL C i 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.98 BPM RATE OUT=2.98 BPM MW IN=9.66 PPG MW OUT=9.64 PPG ECD =10.73 PPG ROP=108 FPH WOB=3.06 K CIRC PSI= 3955 PSI IAP=908 PSI OAP=668 PSI PVT=261 BBLS 11:55 - 12.25 0.50 DRILL C 10,204.00 PROD1 WIPER TO THE WINDOW PUMP A 20 BBL HIGH VIS PILL AND CIRC OUT WITH THE EDC 12:25 - 13:00 0.58 DRILL C 10,204.00 PROD1 OPEN THE EDC AND CIRC HIGH VIS PILL OUT 13:00 - 13:15 0.25 DRILL C 10,204.00 PROD1 LOG TIE IN 13:15 - 13:40 0.42 DRILL C 10,204.00 PROD1 I CORRECT DEPTH+3'AND RIH 13:40 - 13:50 0.17 DRILL C 10,204.00 PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3342 PSI AT 2.89 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.89 BPM MW IN=9.65 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.73 PPG ROP=83 FPH WOB=3.49 K CIRC PSI= 3702 PSI IAP=981 PSI OAP=745 PSI PVT=250 BBLS 13:50 - 15.45 1.92 DRILL C 10,204.00 PROD1 9710 DRILLED THROUGH FAULT WIHT NO 17:00 1.25 DRILL C LOSSES - - 15:45 I 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.97 BPM RATE OUT=2.98 BPM MW IN=9.66 PPG MW OUT=9.61 PPG ECD =10.87 PPG ROP=103 FPH WOB=3.98 K CIRC PSI= 3984 PSI IAP=1082 PSI OAP=812 PSI PVT=261 BBLS 17:00 - 17:50 0.83 DRILL C 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.88 BPM RATE OUT=2.89 BPM MW IN=9.67 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.90 PPG ROP=48 FPH WOB=5.43 K CIRC PSI= '3831 PSI IAP=1106 PSI OAP=458 PSI PVT=244 BBLS Printed 1/25/2016 10:20:14AM • S North America-ALASKA-BP Page 18 of 36 Operation Summary Report • Common Well Name:K-12 1AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud DateTme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 17:50 - 19:00 1.17 DRILL C 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD I FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.80 BPM RATE OUT=2.82 BPM MW IN=9.67 PPG MW OUT=9.64 PPG ECD =10.90 PPG ROP=66 FPH WOB=4.20 K CIRC PSI= 3713 PSI IAP=1139 PSI OAP=487 PSI PVT=242 BBLS OBTAIN SPRS 1 STALL 19:00 - 20:00 1.00 DRILL C 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3503 PSI AT 3.00 BPM RATE IN=2.61 BPM RATE OUT=2.66 BPM MW IN=9.66 PPG MW OUT=9.64 PPG ECD =10.83 PPG ROP=5 FPH WOB=3.76 K CIRC PSI= 3124 PSI IAP=1119 PSI OAP=492 PSI PVT=237 BBLS 1 RUNNING SHAKERS WET TO REDUCE MUD SOLIDS,PVT WILL DECREASE,RETURNS-1 FOR 1 HAVING DIFFICULTY TURNING RIGHT TO GET ON PLAN,SLIDING IS DIFFICULT,WEIGHT TRANSFER IS IRRATIC. MAKE 150'SHORT TRIP 20:00 - 21:00 1.00 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=2580 PSI AT 2.30 BPM 1 RATE IN=2.36 BPM RATE OUT=2.39 BPM MW IN=9.69 PPG MW OUT=9.66 PPG ECD =10.87 PPG ROP=5 FPH WOB=4 K CIRC PSI=2850 PSI IAP=1123 PSI OAP=498 PSI PVT=235 BBLS PUMP 20 BBL HIGH VIS SWEEP CHECK SHOTS SHOWING 10 DEGREE DOGLEGS,NEED 20 DEG TO GET BACK TO PLAN AND AVOID LEAVING THE POLYGON. CALL ODE TO DISCUSS. DECIDE TO POOH FOR BHA INSPECTION/MOTOR BEND CHANGE 21 00 - 21:15 0.25 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 DYNAMIC FLOW CHECK ON BOTTOM-GOOD 21:15 - 21:45 0.50 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 POOH WITH LATERAL BHA RATE IN=3.04 BPM RATE OUT=2.85 BPM MW IN=9.69 PPG MW OUT=9.66 PPG ECD • =10.91 PPG CIRC PSI=3647 PSI IAP=1111 PSI OAP=496 PSI PVT=230 BBLS HIGH VIS SWEEP OUT BIT. CHASE UP HOLE Printed 1/25/2016 10:20.14AM . • North America-ALASKA-BP Page 19 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) 21:45 - 23:15 1.50 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 REDUCE PUMP RATE PAST BILLET AND INTO WINDOW. OPEN EDC AND CONTINUE TO POOH WITH LATERAL BHA. RATE IN=3.60 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.68 PPG MW OUT=9.66 PPG ECD =10.88 PPG CIRC PSI=3490 PSI IAP=1116 PSI OAP=49396 PSI PVT=213 BBLS 23:15 - 23:45 0.50 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 FLOW CHECK AT SURFACE-STATIC HOLD PJSM FOR LAYING DOWN BHA 23:45 - 00:00 0.25 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 LAY DOWN LATERAL BHA -POP OFF INJECTOR -BREAK DOWN BHA -SWAP UPPER BHA-CLOSE TO HOURING OUT -BIT GRADE 4-2-RO-N-X-1-LT-BHA -HOLE MONITORED-REMAINING FULL **INJECTOR OFF WELL AT 23:47 11/15/2015 00:00 - 00:15 0.25 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 CONTINUE LAYING DOWN LATERAL BHA 00:15 - 00:30 0.25 BOPSUR X 1 DPRB ' 10,204.00 PROD1 FUNCTION TEST BOPS-GOOD FUNCTION TEST -FUNCTION UPPER COMBI RAMS -FUNCTION VARIABLE RAMS -FUNCTION LOWER COMBI RAMS -FUNCTION HCR -FUNCTION ANNULAR PREVENTER 00.30 - 01:15 0.75 DRILL X DPRB 10.204 00 PROD1 PU 4.25"LATERAL BHA -MU NEW INFERNO BIT -ADJUST MOTOR 1.88 DEGREES -MU NEW UPPER SECTION 1 -STAB ON INJECTOR -TEST TOOLS PT QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH-GOOD TEST **INJECTOR ON WELLAT01:00 01:15 - 03.30 2.25 DRILL X DPRB 10,204.00 PROD1 RIH WITH 4.25"LATERAL BHA RATE IN=2.53 BPM RATE OUT=3.09 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.56 PPG IAP=465 PSI OAP=471 PSI PVT=174 BBLS 03:30 - 03:45 0.25 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 TROUBLESHOOT LWD/MWD TOOLS I -REACH 8767'AND FIND THAT THE TOOLS AREN'T COMMUNICATING THE POSITION OF THE EDC(OPEN OR CLOSED) -SEND RECALIBRATE COMMAND TO TOOL IN ATTEMPT TO RESET AND DETERMINE EDC POSITION. Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 20 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Datemme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UVVI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 03:45 - 05:15 1.50 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 RECALIBRATE COMMAND DID NOT WORK. DIFFERENTIAL PRESSURE WITH PUMPS ON IS SHOWING THE EDC TO BE OPEN, HOWEVER,THE TOOL DOES NOT KNOW IF THE EDC IS OPEN OR CLOSED AND ANOTHER RECALIBRATE COMMAND SENT TO THE TOOL COULD PUT IT IN RELEASE MODE. BAKER MWD/LWD ENGINEER RECOMMENDS TO POOH. DECISION MADE TO POOH AND TROUBLESHOOT. 10 MINUTE FLOWCHECK-STATIC POOH WITH 4.25"LATERAL BHA RATE IN=2.62 BPM RATE OUT=2.06 BPM MW IN=9.65 PPG MW OUT=9.64 PPG IAP=648 PSI OAP=254 PSI PVT=218 BBLS 05:15 - 05:30 0.25 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 10 MINUTE FLOW CHECK AT SURFACE- STATIC PJSM FOR BREAKING DOWN BHA. 05:30 - 06:15 0.75 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 LAY DOWN UPPER LATERAL BHA -POP OFF INJECTOR -REPLACE UPPER BHA SECTION -STAB ON INJECTOR -PT QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH- GOOD TEST "INJECTOR OFF WELL AT 05:32 "INJECTOR ON WELL AT 05:58 06:15 - 07:55 1.67 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 RIH WITH 4.25"LATERAL BHA RATE IN=2.37 BPM RATE OUT=2.88 BPM MW IN=9.63 PPG MW OUT=9.63 PPG IAP=442 PSI OAP=137 PSI PVT=171 BBLS 07:55 - 08:00 0.08 DRILL X DFAL 8,767.00 PROD1 LOG TIE IN 08:00 - 08:55 0.92 DRILL C 10,204.00 PROD1 OFF DT FOR MWD FAILURE AND BACK TO NPT FOR PLUG BACK UNTIL 10204' CORRECT DEPTH+10'AND RIH SWAP TO NEW MUD WHILE RIH SIMULATE COIL PIN HOLE&SPILL DRILLS 08:55 - 09:55 1.00 DRILL C 10,204.00 PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3342 PSI AT 2.89 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.59 PPG MW OUT=9.63 PPG ECD =10.89 PPG ROP=23FPH WOB=4.34K CIRC PSI= 3984 PSI IAP=740 PSI OAP=204 PSI PVT= SWAPPING TO NEW MUD BBLS BOTTOMS UP FROM NEW MUD BROUGHT UP A LOT OF SILT,CLAY&SHALE 09 55 - 10 15 0.33 DRILL C 10,204.00 PROD1 DRILLED OUT OF THE 13N INTO THE 13P/1A, ROP INCREASE,GEO SAYS THIS IS—16'ND SAND Printed 1/25/2016 10:20.14AM • S North America-ALASKA-BP Page 21 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) 1 Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA -- UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10:15 - 11:45 1.50 DRILL r C 10,204.00 PROD1 CONTINUE DRILLING AHEAD FREE SPIN=3578 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=3.00 BPM MW IN=9.60 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.89 PPG ROP=91 FPH WOB=1.80 K CIRC PSI= 3845 PSI IAP=529 PSI OAP=34 PSI PVT=327 BBLS 11:45 - 12:00 0.25 DRILL C 10,204.00 PROD1 DD SAYS WE ARE BACK ON PLAN AND CAN POOH TO DIAL DOWN MOTOR CIRC THE OH VOLUME THEN DROP THE RATE TO DYNAMIC FLOW CHECK THE WELL 12:00 - 14:30 2.50 DRILL C 10,204.00 I PROD1 GOOD NO FLOW POOH 12:40 OPEN THE EDC AND POOH OUT MM IS PLUGGING OFF WITH SHALE AND SEEING MORE COW PATTIES OF SILT& CLAYSTONE&SHALE BYPASS OUT MM,PLUGGING WITH SHALE, VERIFY PVT WITH MANUAL PIT STRAPS TO CONTINUE WITH TRIP OOH 114:30 - 14:40 0.17 DRILL C 10.204.00 PROD1 JOG IN HOLE AT SURFCE HOLD PJSM TO PULL BHA TO ADJUST MOTOR AND MU THE BHA 14:40 - 14:55 0.25 DRILL C 10,204.00 PROD1 FLOW CHECK WELL 14:55 - 15:45 0.83 DRILL C 10,204.00 PROD1 GOOD NO FLOW,TAG UP AND REMOVE THE INJECTOR ***14:57 INJECTOR OFF*** ***15:28 INJECTOR ON*** SHALLOW TEST TOOL 15:45 - 17:20 1.58 DRILL C 10,204.00 PROD1 RIH 17:20 - 17:30 0.17 DRILL C 10,204.00 PROD1 LOG 17:30 - 17:45 0.25 DRILL C 10,204.00 PROD1 CORRECT DEPTH+10' PU TO 8800'BIT DEPTH AND LOG CCL DOWN 17:45 - 18:30 0.75 DRILL C 10,204.00 PROD1 CCL LOGGED RIH STOP ATY 9200'FOR JORPS RIH TO TD AND CONTINUE DRILLING 18:30 - 20:15 1.75 DRILL C 10,204.00 PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=2.95 BPM MW IN=9.55 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.80 PPG ROP=24 FPH WOB=2.61 K CIRC PSI= 3230 PSI IAP=874 PSI OAP=272 PSI PVT=314 BBLS 20:15 - 21:00 0.75 DRILL C 10,204.00 PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=2.95 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.78 PPG ROP=3 FPH WOB=4.26 K CIRC PSI= 3256 PSI IAP=941 PSI OAP=330 PSI PVT=312 BBLS Panted 1/25/2016 10:2014AM • • North America-ALASKA-BP Page 22 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-128©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 21:00 - 22:00 1.00 DRILL C 10,204.00 PROD1 DRILLAHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.98 BPM RATE OUT=2.94 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.80 PPG ROP=3 FPH WOB=4.26 K CIRC PSI= 3629 PSI IAP=945 PSI OAP=420 PSI PVT=311 BBLS WIPER TRIP TO 9600'-SLIGHT INCREASE IN CUTTINGS AT BOTTOMS UP 22:00 - 23:00 1.00 DRILL C 10.204.00 PROD1 'DRILLAHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.99 BPM RATE OUT=2.97 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.80 PPG ROP=71 FPH WOB=3.49 K CIRC PSI= 3604 PSI IAP=1043 PSI OAP=421 PSI PVT=309 BBLS 23.00 - 23:45 0.75 DRILL C 10,204.00 PROD1 DRILLAHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=3.00 BPM RATE OUT=3.03 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.83 PPG ROP=27 FPH WOB=3.87 K CIRC PSI= 3630 PSI IAP=1096 PSI OAP=468 PSI PVT=309 I BBLS i I **REACH 10204'AT 23:45 AND END NPT FOR LATERAL PLUG BACK AND REDRILL 23:45 - 00:00 0.25 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.98 BPM RATE OUT=2.99 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83 PPG ROP=40FPH WOB=3.98K CIRC PSI= 3653 PSI IAP=1099 PSI OAP=478 PSI PVT=309 BBLS _ 11/16/2015 00:00 - 01:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILLAHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=3.00 BPM RATE OUT=3.03 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83 PPG ROP=51 FPH WOB=3.60 K CIRC PSI= 3571 PSI IAP=1134 PSI OAP=504 PSI PVT=305 BBLS Printed 1/25/2016 10.20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 23 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 •AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) 1 Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM iRig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B i 57.46usft(above Mean Sea Level) • Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 01:00 - 02:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.97 BPM RATE OUT=2.99 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83 PPG ROP=0-5 FPH WOB=3.30 K CIRC PSI= 3256 PSI IAP=1178 PSI OAP=547 PSI PVT=303 BBLS DRILLING IS DIFFICULT,HIGH WEIGHT ON BIT 4-5K,VERY LOW ROP,0-5 FPH,GEO SAYS WE ARE IN THE BSAD,INCLINATION IS 90 DEG,COMING UP TO 94 DEG,TRYING TO GET OUT 02:00 - 03:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.97 BPM RATE OUT=2.99 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD 10.83 PPG ROP=0-5 FPH WOB=3.30 K CIRC PSI= 3256 PSI IAP=1178 PSI OAP=547 PSI PVT=303 BBLS DRILLING IS STILL DIFFICULT,BUT IMPROVED,STILL HIGH WEIGHT ON BIT 4-5K, • ROP HAS IMPROVED,INCLINATION IS 94 DEG,TRYING TO GET OUT OF BSAD. 03:00 - 04:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=3.00 BPM RATE OUT=2.97 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83 PPG ROP=5-35 FPH WOB=3.80 K CIRC PSI= 3585 PSI IAP=1226 PSI OAP=597 PSI PVT=299 BBLS PUMP 20 BBL HIGH VIS SWEEP AND TRIP ABOVE SHALES. SEE A 7K OVERPULL AT 9720'WHILE MAKING SHORT TRIP. OBSERVE A MODERATE AMOUNT OF 'CUTTINGS RETURNED FROM SWEEP, CUTTINGS WERE FINE,NO LARGE PIECES OBSERVED 04.00 - 05:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.99 BPM RATE OUT=3.02 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83PPG ROP=70 FPH WOB=3.51 K CIRC PSI= 3732 PSI IAP=1230 PSI OAP=602 PSI PVT=299 BBLS INCLINATION AT 94 DEGREES,GAMMA STILL SHOWS US TO BE IN A SHALE,STILL BSAD. ROP HAS IMPROVED. Printed 1/25/2016 10:20:14AM i i North America-ALASKA-BP Page 24 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 IX3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Datemme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 05:00 - 06:15 1.25 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.95 BPM RATE OUT=2.96 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.83 PPG ROP=70 FPH WOB=2.58 K CIRC PSI= 3680 PSI IAP=1265 PSI OAP=625 PSI PVT=299 BBLS 06:15 - 06:25 0.17 DRILL P PROD1 OBTAIN SPR'S 06:25 - 07:05 0.67 DRILL P PROD1 BACK ON BOTTOM DRILLING FREE SPIN=3280 PSI AT 2.92 BPM RATE IN=2.99 BPM RATE OUT=3.01 BPM MW IN=9.57 PPG MW OUT=9.59 PPG ECD =10.89 PPG ROP=23 FPH WOB=4.34 K CIRC PSI= 3984 PSI IAP=740 PSI OAP=204 PSI PVT= J SWAPPING TO NEW MUD BBLS 07:05 - 08:20 1.25 DRILL N DPRB PROD1 STALL PU OFF BOTTOM,PU—10'THEN GOT STUCK LOOKS LIKE WE ARE PACKING OFF AROUND US IF WE PU WE START LOSSING RETURNS AND WHEN WE STACK OUT THE WEIGHT THE OUT RATE INCREASES PUMP A 20 BBL HIGH VIS PILL AND CIRCULATE IT AROUND 08:20 - 08:25 0.08 DRILL N DPRB PROD1 BOTTOMS UP DID NOT BRING UP ANY 08:25 - 09:45 1.33 DRILL N DPRB SIGNIFICANT NG T ' PROD1 STARTING TO PACK OFF PU TO—63K AND POPPED FREE THEN PULLED HEAVY AGAIN RIH AND WE ARE MOVING DOWN,PU AND WERE MOVING WITH OVER PULLS 9700'STILL POOH WITH AN OCCASIONAL 5K OVERPULL JOG IN HOLE BELOW THE BILLET AND WINDOW BEFORE PULLING THROUGH OUT MM PACKING OFF SEVERAL TIMES 09:45 - 09:55 0.17 DRILL C PROD1 REDUCE RATE TO 0.5 BPM AND PULL THROUGH THE WINDOW,ABOVE THE WINDOW BRING THE PUMP UP AND CIRCULATE UP TO 8700'THEN BACK DOWN TO 8800' CHANGE OF SCOPE-PLUG BACK DUE TO DRILLING INTO THE BSAD 09:55 - 10:45 0.83 DRILL C PROD1 OPEN THE EDC AND CIRC AT MAX RATE TO CLEAN UP THE TUBING PUMP A 20 BBL HIGH VIS PILL THE WELL IS UNLOADING A LOT OF FINE AND EQUALLY QUATER TO HALF DOLLAR SIZE CHUNKS OF SHALE 10:45 - 11:05 0.33 DRILL C PROD1 BOTTOMS UP BROUGHT UP MORE SHALE THEN CLEANED UP CLOSE THE EDC AND LOG TIE IN TO GET ON DEPTH AFTER PULLING HEAVY TO RIH AND CLEAN OUT DOWN TO PROPOSED SET DEPTH OF 9600' Printed 1/25/2016 10:20:14AM i • North America-ALASKA-BP Page 25 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 r End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Tme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B t 57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs ' Task Code NPT NPT Depth Phase I Description of Operations (hr) (usft) 11:05 - 12:10 1.08 DRILL C PROD1 CORRECT DEPTH+6.5'AND RIH TO 9600' PUMP ANOTHER 20 BBL HIGH VIS PILL AND POOH TO THE WINDOW 12:10 - 12:25 0.25 DRILL C I PROD1 FLOW CHECK WELL WHILE OPENING THE ; EDC 12:25 - 12:35 0.17 DRILL C PROD1 GOOD NO FLOW ONLINE WITH BOTH PUMPS AT MAX RATE RUN THE EDC ACROSS THE AND BELOW THE 1 WS THEN POOH 12:25 LOST POWER TO THE RIG WITH 2 MOTORS ONLINE PUMPING AT 4.20 BPM PULLING AT 20 FPM POWER PERCENTAGE WAS 80-85% 12:35 - 14:20 1.75 DRILL C PROD1 RIG BACK ONLINE,RIH TO CLEAN OUT TO THE WS AGAIN JOG IN HOLE AT SURFACE HOLD PJSM TO LD THE DRILLING BHA AND MU THE BILLET BHA 14:20 - 14.30 0.17 DRILL C PROD1 FLOW CHECK WELL 14.30 - 15 10 0.67 DRILL C PROD1 GOOD NO FLOW,TAG UP,REMOVE THE INJECTOR AND LD THE BHA INJECTOR OFF AT 13:40 115.10 - 15:30 0.33 DRILL C PROD1 BHA OOH,LOAD BILLET ON RIG AND PREP TO L RUN 15:30 - 16:15 0.75 — -_ _. -- DRILL C PROD1 MU THE BHA 15:55 INJECTOR ON 16:15 - 18:00 1.75 DRILL C PROD1 RIH 18:00 - 18:20 0.33 1 DRILL C PROD1 LOG TIE IN 18:20 - 18:45 0.42 DRILL C PROD1 CORRECT DEPTH+9.5' CLOSE EDC,ORIENT TO 0°AND RIH TO SET I BILLET AS PER OCN#2 I , PUW=36K,RIW=23K Printed 1/25/2016 10.20'14AM • • North America-ALASKA-BP Page 26 of 36 4 s� 1: • Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA _ UWI:500292175900 Active datum:K-12B Cg57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs I Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 18:45 - 19:45 1.00 DRILL X ", DPRB PROD1 RIH WITH BILLET#2 SET DOWN 4K SURFACE WEIGHT AT 8904', AT BILLET#1 -ATTEMPT TO PU AND PULL 15K OVER AT SURFACE,DOWHOLE WOB=-3K -SET DOWN 4K AND PU AGAIN TO 20K OVER AT SURFACE,DOWNHOLE WOB=-3K AGAIN. SUSPECTA PROBLEM WITH DOWNHOLE WEIGHT SUB. SLACK OFF TO NEUTRAL WEIGHT AND REZERO WEIGHT SUB. -PU AGAIN TO 21K OVER SURFACE WEIGHT, SEE-20K DOWNHOLE WEIGHT,PARTIAL SET IS POSSIBLE -CALL ODE TO DISCUSS PLAN FORWARD- DECIDE TO ORIENT TO SEE IF BILLET IS SET, OR PARTIALLY SET ABLE TO ORIENT,TURN 20°ROHS,TAKING NORMAL AMPS,-1.7 AMPS,RETURN TO 0° -CALL ODE TO DISCUSS,BAKER RECOMMENDS WE DONT PULL ANYMORE AS TO NOT DAMAGE THE SETTING TOOL AND COMPONENTS. DO NOT WANT TO TRY AND PUSH AND RISK AN IMPROPER SET OR GETTING STUCK FURTHER IN HOLE AND SETTING BILLET IN AN AREA WE DON'T WANT TO KICK OFF IN. DECISION MADE BY ODE TO SET BILLET WHERE IT IS. 19:45 - 20:00 0.25 DRILL X DPRB PROD1 SET BILLET#2 -CONFIRM HIGH SIDE ORIENTATION AT 0° -PUMP DOWN COIL AND SHEAR TOOL AT 4100 PSI -SET DOWN 6K ON TOP OF BILLET,GOOD SET -PUH AT 36K,PU CLEAN OFF BILLET -PULL INO THE WINDOW AND CIRCULATE TO WARM COIL -TOP OF BILLET AT 8892',8'ABOVE BILLET#1 20:00 - 21:45 1.75 DRILL X DPRB PROD1 POOH WITH BILLET SETTING BHA -10 MINUTE FLOWCHECK-STATIC -OPEN EDC AND POOH 21:45 - 22:00 0.25 DRILL X DPRB PROD1 PULL TO SURFACE -10 MINUTE FLOWCHECK-STATIC -BUMP UP -HOLD PJSM FOR LAYING DOWN BILLET BHA **INJECTOR OFF WELL AT 21:56 22:00 - 22:30 0.50 DRILL X DPRB PROD1 LAY DOWN BILLET BHA-SETTING TOOL LOOKS GOOD-NO DAMAGE,NO INDICATION OF SETTING PROBLEMS 22:30 - 22:45 0.25 DRILL X DPRB PROD1 HOLD PJSM FOR CUTTING COIL,MAKING UP COIL CONNECTOR AND REBOOTING ELINE 22:45 - 23:15 ! 0.50 DRILL X DPRB PROD1 CUT COIL TUBING FOR PIPE MANAGEMENT -RIG UP HYDRAULIC CUTTERS -CUT COIL IN—5'LENGTHS -CUT 500'OF COIL TOTAL 23:15 - 00:00 0.75 DRILL X DPRB PROD1 MAKE UP COIL CONNECTOR -MU EXTERNAL CTC -CHANGE PACKOFFS 11/17/2015 00:00 00:15 0.25 DRILL X DPRB PROD1 MAKE UP COIL CONNECTOR_PULL TEST CONNECTOR TO 40K 00:15 - 01 00 0.75 DRILL X DPRB PROD1 REBOOT ELINE Printed 1/25/2016 10:20.14AM • • North America-ALASKA-BP Page 27 of 36 r Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 01:00 - 02:00 1.00 DRILL X DPRB PROD1 PT PACKOFF -STAB INJECTOR ON WELL -CLOSE MASTER AND SWAB VALVES ON TREE -250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 CHARTED MINUTES EACH-GOOD TEST -VERIFY ZERO PRESSURE ON THE WELL, OPEN MASTER AND SWAB,WELL REMAINED FULL UNSTAB INJECTOR -PT CTC TO 4200 PSI-GOOD TEST 02:00 - 03:15 1.25 DRILL X DPRB PROD1 MU BILLET KICK OFF AND BUILD BHA -HOLD PJSM -MU BHA FROM PIPE SHED,2.78°MOTOR -STAB ON INJECTOR -PRESSURE TEST QTS 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 CHARTED MINUTES EACH **INJECTOR ON WELL AT 02:55 03:15 - 04:45 1.50 DRILL X DPRB PROD1 RIH WITH BUILD BHA#12 RATE IN=0.99 BPM RATE OUT=1.45 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.51 PPG CIRC PSI=975 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=205 BBLS 04:45 - 04:55 0.17 DRILL X DPRB PROD1 LOG TIE IN 04:55 05:10 0.25 DRILL X DPRB PROD1 CORRECT DEPTH+9.5'AND RIH 05:10 - 05:15 0.08 DRILL X DPRB PROD1 OBTAIN SPR'S 05:15 - 05:30 0.25 DRILL X DPRB PROD1 DRY TAG TOB AT 8891.8 08:30 3.00 DRILL X DPRB PU AND WORK DOWN TO KO BILLET 05:30 PROD1 START MILLING OFF BILLET AT 8891'AS PER PLAN BUT STILL DISCUSSING THE LANDING POINTSTART MILLING BY DIFF PSI 08:30 - 10:30 2.00 DRILL X DPRB PROD1 PUMP A40 BBL HIGH VIS PILL TO CIRC OUT ALL THE ALUMINUM DRILL AHEAD LOOKING FOR Z3 FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.87 BPM RATE OUT=2.85 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.53 PPG ECD =10.85 PPG ROP=18 FPH WOB=3.38 K CIRC PSI= 3727 PSI IAP=587 PSI OAP=56 PSI PVT=250 BBLS ADD 80 BBLS TOPITS THE P IS 10:30 - 11:30 1.00 DRILL X DPRB PROD1 SLOW ROP DRILLING IN Z3 FREE SPIN=3125 PSI AT 2.95 BPM RATE IN=2.92 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.83 PPG ROP=19 FPH WOB=2.50 K CIRC PSI= 3472 PSI IAP=668 PSI OAP=167 PSI PVT=319 BBLS SHORT TRIP-100' Printed 1/25/2016 10:20.14AM 41110 • North America-ALASKA-BP Page 28 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 'AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 !X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Datefine:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT ! NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11:30 12:30 1.00 DRILL X DPRB ! PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.92 BPM RATE OUT=2.93 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.55 PPG ECD =10.86 PPG ROP=59 FPH WOB=2.25 K CIRC PSI= 3475 PSI IAP=746PS1 OAP=249 PSI PVT=317 BBLS HAVEN'T GOTTEN A CLEAN SURVEY YET 12 30 - 13:30 1.00 DRILL X ! DPRB PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.85 BPM RATE OUT=2.85 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.54 PPG ECD =10.80 PPG ROP=41 FPH WOB=3.77 K CIRC PSI= 3516 PSI IAP=785 PSI OAP=284 PSI PVT=317 BBLS STILL NOT GETTING CLEAN SURVEYS 13:30 - 14.30 1.00 DRILL X DPRB PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.54 PPG ECD =10.82 PPG ROP=29 FPH WOB=2.46 K CIRC PSI= 3472 PSI IAP=826 PSI OAP=322 PSI PVT=314 BBLS GOT FIRST CLEAN SURVEY AT 9050' 14:30 - 15:30 1.00 j DRILL X DPRB PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.87 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.58 PPG ECD j =10.89PPG ROP=61 FPH WOB=3.01 K CIRC PSI= 3505 PSI IAP=878 PSI OAP=366 PSI PVT=311 BBLS 15:30 - 15:45 0.25 DRILL X DPRB* PROD1 DRILL AHEAD FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.90 BPM RATE OUT=2.87 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.58 PPG ECD =10.89 PPG ROP=61 FPH WOB=3.01 K CIRC PSI= 3505 PSI IAP=878 PSI OAP=366 PSI PVT=311 BBLS 15:45 - 17.45 2.00 DRILL X WAIT PROD1 MAKE WIPER TRIP TO WINDOW WHILE FINALZING DIRECTIONAL PLAN. -PULL INTO WINDOW,OPEN EDC AND CIRCULATE WHILE RECIPROCATING COIL IN CASED HOLE 17:45 - 18:30 0.75 DRILL X WAIT PROD1 DIRECTIONAL PLAN FINALIZED. -CLOSE EDC AND TIE IN,+1 18:30 - 19:00 0.50 DRILL X DPRB PROD1 RIH WITH DRILLING BUILD BHA FROM WINDOW TO 9,116'MD. Printed 1/25/2016 10:20:14AM • North America-ALASKA-BP Page 29 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud DateTme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From To Hrs Task Code NPT NPT Depth I Phase Description of Operations (hr) (usft) 19:00 - 00:00 5.00 DRILL X DPRB PROD1 DRILL BUILD SECTION FROM 9,116'MD TO 9,248'MD -RATE IN=2.94 BPM, RATE OUT=2.95 BPM -MW IN=9.58 PPG, MW OUT=9.54 PPG ECD=10.82 PPG -ROP=38 FPH WOB=3.09 K CIRC PSI= 3450 PSI -IAP=1002 PSI OAP=496 PSI PVT=304 BBLS 11/18/2015 00:00 - 06:00 6.00 DRILL X DPRB PROD1 DRILL BUILD SECTION FROM 9,248'MD TO -9,420'MD -RATE IN=2.94 BPM, RATE OUT=2.95 BPM MW IN=9.55 PPG, MW OUT=9.51 PPG ECD=10.82 PPG -ROP=34 FPH WOB=2.00 K CIRC PSI= 3450 PSI -IAP=1123 PSI OAP=588 PSI PVT=302 BBLS 06.00 - 11.00 5.00 DRILL X DPRB PROD1 DRILL BUILD SECTION FROM 9,420'-9,680' MD -MM IN/OUT:2.92/2.92 CIRC PSI:3765 -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.57 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1187/620/284 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 11:00 - 13:00 2.00 DRILL C PROD1 POOH TO CHANGE DIRECTIONAL BHA F/ 9,680'-0'MD -DYNAMIC FLOW CHECK ON BOTTOM -MM IN/OUT:2.96/2.84 CIRC PSI:3384 -MW IN/OUT:9.59 PPG/9.59 PPG -OPEN EDC AT WINDOW -POOH PUMPING MAX RATE 13:00 - 14:30 1.50 DRILL C PROD1 CHANGE BOTTOM HOLE ASSEMBLY -FLOW CHECK AT SURFACE -POWER DOWN MWD TOOLS -HELD PJSM FOR CHANGING BHA -STAND INJECTOR BACK(13:15) -LD BUILD ASSEMBLY -ADJUST AKO MOTOR SETTING -MU LATERAL ASSEMBLY '-GET ON WELL WITH INJECTOR(14:20) -INITIALIZE MWD TOOLS -PRESSURE TEST QTS 14:30 - 17:00 2.50 DRILL C PROD1 RIH WITH LATERAL ASSEMBLY -MM IN/OUT:2.16/2.64 CIRC PSI:1707 -MW IN/OUT:9.55 PPG/9.54 PPG -LOG TIE IN(+9.5')CORRECTION 4- 17 00 - 00:00 7.00 DRILL C PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 9,680'-9,850' 'MD -MM IN/OUT:2.92/2.92 CIRC PSI:3765 FS:3180 -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.57 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1110/548/286 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING Printed 1/25/2016 10.20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 30 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) J Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/19/2015 00:00 - 01:00 1.00 DRILL C PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 9,850'-9,893' MD -MM IN/OUT:2.92/2.92 BPM CIRC PSI:3765 FS:3180 -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.57 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1110/548/286 -WOB:2-4K 01:00 - 02:00 1.00 DRILL C PROD1 WIPER TRIP AND CIRCULATE SWEEP AROUND. -BECOME DIFFERENTIALLY STUCK -PULL UP TO-6K ON DHWOB -ABLE TO ORIENT TOOLS -RELAX WELL FOR 5 MIN -PIPE IS FREE TO MOVE -WIPER TRIP FROM 9,893'MD TO 9,500'MD -CIRCULATE LOW VIS SWEEP AROUND: OBSERVE 25%INCREASE IN CUTTINGS -OBTAIN SLOW PUMP RATES AT 9,893'MD 02.00 - 05.30 3.50 DRILL C PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 9,893'- 10,100'MD -MM IN/OUT:2.97/3.02 BPM CIRC PSI:3860 PSI FS:3430 PSI -MW IN/OUT:9.59 PPG/9.61 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1310/723/294 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 05:30 - 09:15 3.75 DRILL C PROD1 PERFORM WIPER TRIP FROM 10,100'MD TO WINDOW -PUMP LOW VIS SWEEP AROUND ON BOTTOM -OPEN EDC AT WINDOW -CIRCULATE MAX RATE -PUMP HIGH VIS SWEEP -CIRCULATE 3 BOTTOMS UP ABOVE WINDOW LOG TIE-IN(+4')CORRECTION -RIH TO BOTTOM 09:15 - 11:00 1.75 DRILL C PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,100'- 10,215'MD -MM IN/OUT:2.87/2.86 BPM CIRC PSI:3560 PSI FS:3168 PSI -MW IN/OUT:9.59 PPG/9.63 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1321/742/284 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING Printed 1/25/2016 10:20:14AM i North America-ALASKA-BP Page 31 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 IX3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11:00 - 15:15 4.25 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,215'- 10,500'MD -MM IN/OUT:2.87/2.86 PPG CIRC PSI:3560 PSI FS:3168 PSI -MW IN/OUT:9.59 PPG/9.63 PPG ECD= 10.81 PPG -IA/OA/PVT:1321/742/284 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 15:15 - 16:40 1.42 DRILL N DPRB 10,500.00 PROD1 DIFFERENTIALLY STUCK ON BOTTOM AT 10,500'MD -ATTEMPT TO PICK-UP OFF BOTTOM (UNSUCCESSFUL) -SHUT DOWN PUMPS AND RELAX WELLBORE(15:20) -PUMP 10 BBLS MINERAL OIL(15:50) '-SPOT MINERAL OIL ON BACKSIDE -PULL FREE(16:40) 16:40 - 17:15 0.58 DRILL N DPRB 10,500.00 PRODI SHORT WIPER TO 10,000'MD -CIRCULATE MINERAL OIL OUT OF OPEN HOLE RIH TO BOTTOM 17:15 - 17:45 0.50 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,500'- 10,550'MD -MM IN/OUT:2.87/2.86 BPM CIRC PSI:3715 PSI FS:3370 PSI -MW IN/OUT:9.65 PPG/9.59 PPG ECD= 10.97 PPG -IA/OA/PVT:1292/659/260 -WOB:2-4K 1**"PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 17:45 - 21:30 3.75 DRILL P PROD1 PERFORM WIPER TRIP FROM 10,550'MD TO W NDOW -PUMP LOW VIS SWEEP AROUND ON BOTTOM -OPEN EDC AT WINDOW -CIRCULATE MAX RATE -PUMP HIGH VIS SWEEP:OBSERVE 40% INCREASE IN CUTTINGS -CIRCULATE 3 BOTTOMS UP ABOVE WINDOW -LOG TIE-IN(+4')CORRECTION RIH TO BOTTOM 21 30 - 00:00 2.50 DRILL P PRODI DRILL LATERAL SECTION FROM 10,550'- I 10,636'MD -MM IN/OUT:2.82/2.83 BPM CIRC PSI:3146 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.61 PPG/9.56 PPG ECD= 10.72 PPG -IA/OA/PVT:1305/691/252 -WOB:2-4K ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING Printed 1/25/2016 10:20'14AM • • North America-ALASKA-BP Page 32 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud DateRme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) I (usft) 11/20/2015 00:00 - 06:00O6 0 I DRILL P I PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,636'- 10,840 MD -MM IN/OUT:2.83/2.85 BPM CIRC PSI:3551 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.59 PPG/9.56 PPG ECD= 10.74 PPG -IA/OA/PVT:1365/748/252 WOB:2-4K ...PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 06:00 - 08:00 2.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,840'- 10,958'MD -MM IN/OUT:2.95/2.95 BPM CIRC PSI:3551 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.61 PPG/9.56 PPG ECD= 10.77 PPG -IA/OA/PVT:1365/822/249 -WOB:2-4K i I "'PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 08:00 - 11.00 3.00 DRILL N DPRB 10,958.00 PROD1 DIFFERENTIALLY STUCK ON BOTTOM AT 10,958'MD -ATTEMPT TO PICK-UP OFF BOTTOM (UNSUCCESSFUL) -SHUT DOWN PUMPS AND RELAX WELLBORE(08:00) -PUMP 10 BBLS MINERAL OIL(08:30) -SPOT MINERAL OIL ON BACKSIDE -UNABLE TO PULL FREE(10:00) -NOTIFIED ODE FOR OCN TO PUMP DEAD CRUDE -CALLED FOR DEAD CRUDE/KCL -RECEIVED APPROVALS FOR PUMPING DEAD CRUDE(11:00) 11:00 - 15:45 4.75 DRILL N DPRB 10,958.00 PROD1 WAIT ON TRUCKING SUPPORT -PUMP 17 BBLS MINERAL OIL(15:15) -KCL TRUCK ARRIVES TO LOCATION 15:45 - 17:00 1.25 DRILL N DPRB 10,958.00 PROD1 ATTEMPT TO FREE STUCK PIPE -CONTINUE WORKING TO FREE STUCK PIPE -ADJUST PIT VOLUMES PRIOR TO PUMPING DEAD CRUDE(16:30) 17:00 - 18:30 1.50 DRILL N DPRB 10,958.00 PROD1 PUMP CRUDE PER OCN#4 -HELD PJSM FOR PUMPING DEAD CRUDE -VERIFIED LINE-UP TO TIGER TANK -PUMP 20 BBLS 8.4 PPG 1%KCL -PUMP 111 BBLS 7.2 PPG DEAD CRUDE -PUMP 40 BBLS 8.4 PPG 1%KCL -HOLD BACK PRESSURE ON CHOKE PER OCN#4 -BHI DH PRESSURE:-4400 PSI WHP:300 -PULL FREE(18:30) 18:30 - 20:00 1.50 DRILL N DPRB 10,958.00 PROD1 CIRCULATE CRUDE OUT OF WELLBORE -PULL SLOWLY WHILE SWAPPING WELL TO 9.5 PPG -MM IN/OUT:2.50/2.50 CIRC PSI:2900 -MW IN/OUT:8.47 PPG/8.95 PPG -BHI DHP:4400-4800 PSI Printed 1/25/2016 10.20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 33 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/me:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA I UWI:500292175900 Active datum:K-12B(§57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations ( ) (usft) 20:00 23:00 3.0.0 PROD1 POH WITH DRILLING BHA0 DRILL P -FLOW CHECK AND PULL TO WINDOW OPEN EDC AND CIRCULATE BOTTOMS UP -POOH WITH LATERAL BHA 23:00 - 23:45 0.75 DRILL P PROD1 LAY DOWN LATERAL BHA -10 MINUTE FLOWCHECK AT 250'-STATIC -HOLD PJSM FOR LAYING DOWN BHA PULL TOOLS TO SURFACE -POP OFF INJECTOR AND STAND BACK -LAY DOWN LATERAL BHA -BIT GRADED 4-4-BT-N-X-I-BU-BHA **INJECTOR OFF WELL AT 23:15 23:45 - 00:00 0.25 DRILL P PROD1 RIG UP FOR BOP TEST 11/21/2015 100:00 - 04:00 4.00 BOPSUR P PROD1 PRESSURE TEST BOP PER NORDIC,BP AND AOGCC -HOLD PJSM AND DISCUSS PRESSURE CROSSCHECK CARD -FLUID PACK AND PERFORM BODY TEST TO 250 PSI LOW,3500 PSI HIGH FOR 5 MINUTES AOGCC BOB NOBLE WAIVED WITNESS TO TEST VIA EMAIL ON 11/20/2015 AT 12:04 HOURS -TEST BOP TO 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 MINUTES _ 04:00 - 04:15 0.25 BOPSUR ! P PROD1 FUNCTION TEST ANNULAR PREVENTOR, UPPER AND LOWER COMBIS,AND VBRS ***LOTO WELL E-17 PER OCN#5*** 04:15 - 09:00 4.75 BOPSUR P PROD1 CONTINUE TO PRESSURE TEST BOP PER NORDIC,BP AND AOGCC -PERFORM ACCUMULATOR DRAWDOWN TEST -FUNCTION TEST BOP FROM RIG FLOOR AND OPPS CAP CONTROL PANELS -TEST BOP TO 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 MINUTES 09:00 - 11:00 2.00 BOPSUR N RREP PROD1 TBLIND/SHEAR RAM FAILURE DURING BOP TEST BLEED DOWN ACCUMULATOR SYSTEM -PERFORM LOTO ON ACCUMULATOR -REMOVE&REPLACE BLIND RAM -REMOVE LOTO CONTROLS/POWER-UP - SYSTEM 11:0011:30 0.50 BOPSUR N RREP ! PROD1 CONTINUE TESTING BOP 250 LOW/3500 HIGH -RETEST BLIND/SHEAR RAM - 11:30 - 13:30 2.00 BOPSUR P PROD1 PRESSURE TEST INNER REEL/PACK-OFF -HELD PJSM FOR HANDLING INJECTOR -PULL BHI CHECKS FROM UQC -GET ON WELL WITH INJECTOR -CIRCULATE WATER INTO REEL -PRESSURE TEST INNER REEL/PACK-OFF -HOLD PJSM FOR TESTING BHI CHECKS 13:30 - 14:30 1.00 DRILL P PROD1 INSTALL BHI CHECKS -GET OFF WELL WITH INJECTOR -INSTALL BHI CHECK VALVES -PRESSURE TEST CHECKS Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 34 of 36 Operation Summary Report Common Wet Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) — 14:30 - 15:30 1.00 DRILL P PROD1 MU LATERAL BHA WITH AGITATOR -PICK-UP DIRECTIONAL TOOLS WITH AGITATOR -GET ONTO WELL WITH INJECTOR(15:00) -INITIALIZE MWD TOOLS -PRESSURE TEST QTS -SHALLOW HOLE TEST AGITATOR(GOOD) 15:30 - 19:00 3.50 ! DRILL P PROD1 RIH WITH LATERAL ASSEMBLY F/85'-10,958' MD -MM IN/OUT:1.65/1.80 CIRC PSI:1062 -MW IN/OUT:9.36 PPG/9.39 PPG -IA/OA/PVT:-7/-24/54 -LOG TIE-IN(+9.5')CORRECTION -RIH TO BOTTOM -RECORD SLOW PUMP RATES 19:00 - 21:00 2.00 DRILL P PROD1 PERFORM MUD SWAP -RUN TO TD,CIRCULATE BOTTOMS UP AND LINE UP TRUCKS FOR MUD SWAP -SWAP WELL TO NEW 9.5 PPG POWERPRO 21:00 00:00 3.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 10,958'- 11,082'MD -MM IN/OUT:2.50/2.51 BPM CIRC PSI:3223 PSI FS:3000 PSI MW IN/OUT:9.58 PPG/9.58 PPG ECD= 10.78 PPG -IA/OA/PVT:700/0/254(STARTING PVT AFTER MUD SWAP AND TOPPING OFF PITS) -WOB:2-4K **`SWAPPED MUD AND TOPPED OFF PITS ***HOLD D1,KICK WHILE TRIPPING DRILL WITH MR ***PERFORMED WIPER TRIPS AS NEEDED FOR HOLE CLEANING 11/22/2015 00:00 - 02:00 2.00 DRILL P ' PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,082'- 11,133'MD -MM IN/OUT:2.54/2.56 BPM CIRC PSI:3450 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.56 PPG ECD= 10.78 PPG -IA/OA/PVT:892/140/245 -WOB:2-4 K MULTIPLE OVERPULLS UP TO 40-50K 02:00 - 04:00 2.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,133'- 11,185'MD -MM IN/OUT:2.54/2.55 BPM CIRC PSI:3410 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.57 PPG/9.57 PPG ECD= 10.80 PPG -IA/OA/PVT:950/210/257 -WOB:2-4 K ADDING HIGH VIS SWEEPS TO THE ACTIVE SYSTEM,RETURNS REMAINED 1 FOR 1 PUMP 20 BBL HIGH VIS SWEEP MULTIPLE OVERPULLS 40-50K Printed 1/25/2016 10:20:14AM • • North America-ALASKA-BP Page 35 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:0O:OOAM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 04:00 - 05:15 1.25 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,133'- 11,238'MD -MM IN/OUT:2.54/2.56 BPM CIRC PSI:3450 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.56 PPG ECD= 10.78 PPG -IA/OA/PVT:892/140/298 -.WOB:2-4 K CONTINUE TO ADD HIGH VIS SWEEPS TO THE ACTIVE SYSTEM,RETURNS REMAINED 1 FOR 1 MULTIPLE OVERPULLS 40-50K 05:15 - 06:00 0.75 DRILL N DPRB 11,238.00 PROD1 COIL DIFFERENTIALLY STUCK AT 11,211', PULL UP TO 50K OVER,90K AT SURFACE, SEEING 15K UP WT DOWNHOLE. PUMP 20 BBLS OF MINERAL OIL I-MINERAL OIL OUT BIT -PULL FREE AT 50K OVER 06:00 - 06:30 0.50 + DRILL P PROD1 MAKE BHA WIPER TRIP 06:30 - 09:45 3.25 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,238'- 11,300'MD -MM IN/OUT:2.70/2.70 BPM CIRC PSI:3450 PSI FS:3000 PSI -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.56 PPG ECD= 10.78 PPG -IA/OA/PVT:1200/470/260 -WOB:2-4 K ***PERFORMED COMPLEX D2 KICK DRILL WITH AAR*** 09:45 - 13:30 3.75 DRILL P PROD1 PERFORM LONG WIPER TRIP TO WINDOW F/ 11,300'-8800'MD -MM IN/OUT:2.60/2.30 CIRC PSI:2800 -MW IN/OUT:9.61 PPG/9.58 PPG -IA/OA/PVT:1200/472/250 ***PUMP 10 BBLS HIGH VIS SWEEP, CIRCULATE 2 BOTTOMS UP*** 13.30 - 15:00 1.50 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,300'- 11,347'MD -MM IN/OUT:2.70/2.70 BPM CIRC PSI:3450 PSI FS:3100 PSI '-MW IN/OUT:9.58 PPG/9.56 PPG ECD= 10.86 PPG -IA/OA/PVT:1200/470/255 -WOB:2-4 K 15.00 - 15.45 I 0.75 DRILL N DPRB 11,347.00 PROD1 COIL DIFFERENTIALLY STUCK AT 11,347'MD -PULL UP TO 40K OVER,75K AT SURFACE, SEEING-10K UP WT DOWNHOLE. -PUMP 12 BBLS OF MINERAL OIL(15:15) -MINERAL OIL OUT BIT -PULL FREE AT 50K OVER(15:45)_ 15 45 - 17 00 1.25 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,347'- I I 11,380'MD -MM IN/OUT:2.70/2.70 BPM CIRC PSI:3450 PSI FS:3100 PSI -MW IN/OUT:9.58 PPG/9.56 PPG ECD= 10.86 PPG -IA/OA/PVT:1200/470/255 -WOB:2-4 K Printed 1/25/2016 10:20.14AM North America-ALASKA-BP Page 36 of 36 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:11/7/2015 End Date:11/23/2015 X3-017H6-C:(3,505,479.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Daterfime:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B©57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 17:00 - 18:30 1.50 DRILL P PROD1 PERFORM SHORT WIPER F/11,380'-10,280' MD -MM IN/OUT:3.06/2.81 CIRC PSI:3746 -MW IN/OUT:9.55 PPG/9.58 PPG 18:30 - 22:30 4.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 11,380'- 11,454'MD -MM IN/OUT:2.98/2.96 BPM CIRC PSI:3750 PSI FS:3100 PSI -MW IN/OUT:9.55 PPG/9.52 PPG ECD= 10.78 PPG -IA/OA/PVT:1350/600/230 -WOB:2-4 K 22:30 23:45 1.25 DRILL P PROD1 UNABLE TO DRILL AHEAD FROM 11,454'; GOOD WEIGHT TRANSFER,HOWEVER BIT APPEARS TO BE BALLED. GEOLOGY SAMPLE FROM 11,450'MD SHOWED 30-40% • TAR. CALL TD AT 11,454'. 23:45 - 00:00 0.25 DRILL P PROD1 MAKE TD WIPER TRIP TO WINDOW -MM IN/OUT:2.53/2.48 BPM CIRC PSI:3105 PSI FS:3100 PSI -MW IN/OUT:9.53 PPG/9.58 PPG ECD= 10.73 PPG -IA/OA/PVT:1440/723/201(PILL PIT - REMOVED FROM ACTIVE SYSTEM) 11/23/2015 00:00 - 02:15 2.25 DRILL P PROD1 CONTINUE TD WIPER TRIP TO WINDOW -MM IN/OUT:2.80/2.60 BPM CIRC PSI:3100 PSI -MW IN/OUT:9.52 PPG/9.49 PPG ECD= 10.61 PPG -IA/OA/PVT:1430/720/189 -PULL INTO WINDOW,OPEN EDC AND CIRCULATE BOTTOMS UP -TIE-IN WITH(+10')CORRECTION -RUN TO BOTTOM,TAG TD AT 11,456',PICK UP AND CONFIRM TD 02:15 - 04:15 2.00 DRILL P PROD1 MAKE SECOND TD WIPER TRIP TO WINDOW -MM IN/OUT:2.75/2.56 BPM CIRC PSI:3000 PSI -MW IN/OUT:9.52 PPG/9.48 PPG ECD= 10.65 PPG -IA/OA/PVT:1370/715/230(ADD PILL PIT BACK TO ACTIVE SYSTEM) 04:15 - 07:30 3.25 DRILL P PROD1 POH WITH DRILLING BHA -FLOW CHECK AND LAY IN 40 BBLS ALPINE BEAD LINER PILL -PULL INTO WINDOW,OPEN EDC AND POH -PAINT TD FLAG AT 8485'EOP&WINDOW FLAG AT 5844'EOP -MM IN/OUT:3.52/3.45 BPM CIRC PSI:3300 PSI -MW IN/OUT:9.52 PPG/9.49 PPG ECD= 10.59 PPG -IA/OA/PVT:1180/575/214 07:30 - 08:30 1.00 DRILL P PROD1 LD DIRECTIONAL TOOLS -HELD PJSM FOR LD DIRECTIONAL TOOLS -STAND INJECTOR BACK(0800) -LD DIRECTIONAL TOOLS -GRADE BIT(1-1-BU-A-X-I-NO-TD) Printed 1/25/2016 10:20:14AM • L a North America-ALASKA-BP Page 1 of 4 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/23/2015 End Date:11/25/2015 X3-017H6-C:(1,608,541.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/23/2015 08:30 - 11:30 3.00 CASING P RUNPRD PERFORM COIL MANAGEMENT -MU CIRC NOZZLE -GET ON WELL WITH INJECTOR -PUMP SLACK OUT OF REEL -CUT 58'COIL AND E-LINE -INSTALL BOT COIL CONNECTOR -PULL TEST/PRESSURE TEST CONNECTOR 11:30 12:00 0.50 CASING P RUNPRD CIRCULATE 3/4"DRIFT BALL -STAND INJECTOR BACK 12:00 - 13:00 1.00 CASING P RUNPRD RIG UP RIG FLOOR FOR RUNNING LINER -HELD PJSM FOR RUNNING LINER -PIPE COUNT VERIFIED BY WSL,DRILLER, TOOLPUSHER&BOT REP -VERIFIED PIPE TALLY WITH BOT REP 13:00 - 18:30 5.50 CASING P RUNPRD MU 2-7/8"X 3-1/4"PRODUCTION LINER -MAKE UP 83 JOINTS AND VERIFY TUBULAR COUNT REMAINING IN PIPE SHED -MAKE UP UPPER LINER BHA WITH 6 JOINTS PH6 18.30 - 20:00 1.50 CASING P ! RUNPRD RIH WITH 2-7/8"X 3-1/4"PRODUCTION LINER -GET ON WELL WITH INJECTOR AND PRESSURE TEST QTS TO 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH FOR 5 MINUTES -RIH TO WINDOW FLAG AND TIE-IN(+6') -IN/OUT RATE=0.11/0.42 BPM -IN/OUT DENSITY=9.50/9.51 PPG 20.00 - 22:15 2.25 CASING P RUNPRD WORK DOWN 2-7/8"X 3-1/4"PRODUCTION LINER -STACK WEIGHT FROM 10,250' -STACKING OUT—EVERY 30' -PULLING UP TO 25K OVER AFTER SETTING DOWN -CIRCULATE OPEN HOLE VOLUME AFTER STACKING OUT TO REDUCE PICK UP WEIGHT;WORK LINER DOWN JOINT BY JOINT AFTER CIRCULATING 22:15 - 23:00 0.75 CASING P RUNPRD CONTINUE WORKING DOWN 2-7/8"X 3-1/4" PRODUCTION LINER -MAKE IT TO 11181',WORKING DOWN ONE JOINT AT A TIME -CIRCULATE OPEN HOLE VOLUME EACH TIME LINER SETS DOWN(EVERY JOINT) 23:00 - 00:00 1.00 CASING P RUNPRD MIX AND PUMP 40 BBLS ALPINE BEAD PILL AT 1 BPM AND 1390 PSI AND CONTINUE WORKING LINER TO 11,260' 11/24/2015 00:00 - 01:45 1.75 CASING P RUNPRD CONTINUE WORKING 2-7/8"X 3-1/4" PRODUCTION LINER TO BOTTOM -DISPLACE OPEN HOLE WITH PILL AND CONTINUE WORKING LINER DOWN -LAND LINER AT 11,452';PICK UP AND VERIFY TD TWICE 01 45 - 02.30 0.75 CASING P RUNPRD RELEASE FROM 2-7/8"X 3-1/4"PRODUCTION LINER -ATTEMPT FLOW RELEASE AT 3.7 BPM,4500 PSI CIRCULATING PRESSURE -CIRCULATE 5/8"BALL AND RELEASE FROM LINER;PICK UP AND CONFIRM RELEASE AT 11,442'WITH 36K BREAKOVER Printed 1/25/2016 1021:03AM • • North America-ALASKA-BP Page 2 of 4 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/23/2015 End Date:11/25/2015 X3-017H6-C:(1,608,541.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 02:30 - 06:00 3.50 CASING P RUNPRD DISPLACE WELL TO 8.4 PPG,1%KCL -PUSH WATER TO CEMENTERS AND PRESSURE TEST CEMENT LINE WHILE DISPLACING -DISPLACE 9.5 PPG POWERPRO WITH 8.4 PPG 1%SLICK KCL -LOAD PITS WITH CONTAM PILL 06:00 - 07:00 1.00 CEMT P RUNPRD CREW CHANGE -INSPECT TOOLS AND EQUIPMENT •-HELD PJSM FOR PUMPING CEMENT -BLOW DOWN CEMENT LINES CONFIRM FLOW PATH 07:00 - 09:30 2.50 CEMT P RUNPRD -BATCH UP CEMENT. CEMENT WET AT 07:18 HRS,UP TO WEIGHT AT 07:25 -ZERO IN MM ONCE DENSITY HITS 13.5 PPG. LOAD 31.5 BBLS OF 15.8 PPG CEMENT IN REEL. IN/OUT 2.1/2.05 BPM -PUSH EXHAUST TO CEMENTERS,SWAP TO RIG PUMP AND INCREASE RATE TO 1.5 BPM. -CEMENT TO SHOE AT 70.38 BBLS. ZERO OUT MM. -SHUT DOWN PUMPS AT 82.17 BBLS AWAY (11.8 BBLS BEHIND PIPE) -PICK UP TO BREAKOVER+13'(11,428'),PER BTT REP AND EXPOSE DOGS -ATTEMPT TO SHIFT PEEWEE DART.UNABLE TO ON 1ST ATTEMPT,MAKE 2 MORE ATTEMPTS BEFORE SHIFTING PEEWEE DART. -DISCUSS OPTIONS WITH ODE.DECISION MADE BY TOWN TEAM TO DISPLACE AS NORMAL TO BUMP THE LINER PLUG. -SET DOWN AT 11,441'AND LAUNCH PEE WEE DART. -PRESSURE UP ON LINER WIPER PLUG. ZERO IN MM ON CEMENT UNIT. LINER WIPER PLUG SHEARED AT 2970 PSI(0.4 BBLS) -DISPLACE LINER WIPER PLUG AT 1.6 BPM AT 1525-2025 PSI WITH 8.4 PPG KCL/NACL BRINE W/1.5 PPB POWERVIS. -PLUG BUMPED AT 17.95 BBLS/2750 PSI (18.1 BBLS CALCULATED). -OPEN BAKER CHOKE AND CHECK FLOATS. -CLOSE BAKER CHOKE,PU TO EXPOSE CIRCULATING PORTS. -CIRCULATE BOTTOMS UP/DISPLACE EXCESS CEMENT OUT OF HOLE ••"•DUE TO ISSUES WITH SHIFTING PEEWEE DART;2 BBLS OF EXHAUST PILL ENTERED LINER BELOW LINER WIPER PLUG LAUNCH POINT.PER THE DISCUSSION WITH THE ODE,DISPLACED LWP TO LANDING COLLAR.AN ESTIMATED 210'FT OF LINER NOT CEMENTED.CEMENT TOP:8788'MD/ CEMENT BOTTOM:11,246'MD Printed 1/25/2016 10:21:03AM • S North America-ALASKA-BP Page 3 of 4 Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/23/2015 End Date:11/25/2015 X3-017H6-C:(1,608,541.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Tme:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 09:30 - 10:30 1.00 CEMT P RUNPRD CIRCULATE BOTTOM UP -CIRCULATE EXCESS CEMENT OUT OF HOLE (EST.-4 BBLS) -MM IN/OUT:2.05/2.03 CIRC PSI:1388 -MW IN/OUT:9.44 PPG/8.37 PPG -FLOW CHECK 10:30 - 12:30 2.00 CEMT P RUNPRD POOH WITH LINER RUNNING TOOLS =MM IN/OUT:2.05/2.03 CIRC PSI:1388 -MW IN/OUT:9.44 PPG/8.37 PPG -FLOW CHECK -HELD PJSM FOR LD RUNNING TOOLS 12:30 - 13:15 I 0.75 CEMT P RUNPRD LD CEMENT RUNNING ASSEMBLY -STAND INJECTOR BACK(12:30) -LD BHA/RUNNING TOOLS 13:15 - 13:45 0.50 CASING P RUNPRD MU FREEZE PROTECT ASSEMBLY -GET ON WELL WITH INJECTOR -PRESSURE TEST QTS 13:45 - 15:15 1.50 CEMT P RUNPRD RIH WITH FREEZE PROTECT/JETTING NOZZLE -MM IN/OUT:2.85/3.38 CIRC PSI:1925 -MW IN/OUT:9.44 PPG/8.84 PPG 15:15 - 16:15 1.00 CEMT P RUNPRD 'CIRCULATE BOTTOMS UP AT 8788'MD MM IN/OUT:3.66/3.66 CIRC PSI:2175 -MW IN/OUT:9.37 PPG/8.84-8.37 PPG 16:15 - 17:15 1.00 CEMT P RUNPRD POOH F/8877'-2500'MD j -MM IN/OUT:2.61/2.0 CIRC PSI:750 -MW IN/OUT:8.29 PPG 18.32 PPG 17:15 - 18:00 0.75 BOPSUR- P POST RIG-UP LITTLE RED HOT OIL TRUCK -LOAD 45 BBLS DIESEL FREEZE PROTECT INTO COIL -LAY IN DIESEL FREEZE PROTECT 18:00 - 20:15 ! 2.25 BOPSUR P POST SIMOPS -GREASE TREE VALVES -UN-STAB INJECTOR -REMOVE BAKER CHECK VALVES -STAB INJECTOR ON WELL -PRESSURE TEST QTS -SLB N2 R/U AND TEST LINES 20:15 - 20:30 0.25 DEMOB P POST PJSM TO BLOW DOWN COIL WITH NITROGEN 20:30 - 22:00 1.50 DEMOB P POST BLOW DOWN COIL -SLB COIL PUMP 30 BBLS FRESH WATER TAKING RETURNS TO TIGER TANK -SLB COIL PUMP 109 BBLS METHANOL TAKING RETURNS TO TIGER TANK -SLB NITROGEN BLOW DOWN COIL WITH 1800 SCF NITROGEN THRU CHOKE TAKING RETURNS TO TIGER TANK 22:00 - 22:45 0.75 DEMOB P POST PULL COIL ACROSS TO REEL -PJSM FOR PULLING COIL ACROSS RIG FLOOR -PU THE INJECTOR -CUT COIL AND PREP COIL TO INSTALL GRAPPLE -INSTALL GRAPPLE -RIG UP TO TUGGER AND PULL TEST 22:45 - 00:00 1.25 DEMOB P POST PULL 2 3/8"COIL ACROSS TO REEL -PULL COIL ACROSS FROM RIG FLOOR TO REEL Printed 1/25/2016 10:21:03AM • North America-ALASKA-BP Page 4 of 4 ) Operation Summary Report Common Well Name:K-12 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/23/2015 End Date:11/25/2015 X3-017H6-C:(1,608,541.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB K Pad Rig Name/No.:NORDIC 1 Spud Date/Time:10/21/1987 12:00:00AM Rig Release:11/25/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292175900 Active datum:K-12B @57.46usft(above Mean Sea Level) Date i From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/25/2015 00:00 - 00:30 0.50 BOPSUR P POST PULL 2 3/8"COIL ACROSS TO REEL -FINISH PULL COIL ACROSS -SECURE COIL ON REEL 00:30 - 02:00 1.50 BOPSUR P POST REMOVE INNER REEL IRON -PJSM AND LOTO REEL -R/D INNER REEL IRON -REMOVE PBH(PRESSURE BULK HEAD) FROM REEL 02:00 - 05:00 3.00 BOPSUR P 'POST LOWER/PICK UP REELS -PJSM WITH NORDIC,SLB,CH2M FOR LOWERING REEL -PULL BACK MOTORS -REMOVE LOTO FROM INNER REEL IRON OPERATION -LOWER 2 3/8"COIL REEL AND SECURE TO CH2M FLAT BED -P/U BRAND NEW 2 3/8"COIL REEL INTO REEL HOUSE AND PIN IN PLACE SIMOPS -BOP RAMS INSPECTION(TOP TO BTM) -BSR-OK - BOTH SIDES -2 3/8"COMBI-OK- BOTH SIDES -VBR-VBR RUBBER DAMAGED - j DRILLERS'SIDE - NEED TO INSPECT OFF DRILLERS'SIDE -2 3/8"COMBI-TOP SEAL DAMAGED - DRILLERS'SIDE - NEED TO INSPECT OFF DRILLERS'SIDE 05:00 - 06:00 1.00 BOPSUR P POST PULL COIL ACROSS TO INJECTOR -PREP TO PULL COIL ACROSS -CONTINUE BOP RAMS INSPECTION 06:00 - 06:30 0.50 BOPSUR P POST CREW CHANGE -INSPECT TOOLS AND EQUIPMENT 06:30 - 07:30 1.00 BOPSUR P POST PULL COIL ACROSS TO INJECTOR -HELD PJSM FOR PULLING COIL ACROSS -PULL TEST GRAPPLE -REMOVE SHIPPING BAR/PULL COIL ACROSS -STAB COIL INTO INJECTOR AND SECURE -STAND INJECTOR BACK 07:30 - 10:00 2.50 BOPSUR P POST NIPPLE DOWN BOP -RIG DOWN ANCILLARY EQUIPMENT -SECURE PIPE SHED 10:00 - 10:30 0.50 BOPSUR P POST NIPPLE UP TREE CAP -INSTALL AND TORQUE TREE CAP -LEAK TIGHT TEST TREE CAP TO 250 PSI LOW/3500 PSI HIGH ""'RELEASE RIG FROM K-12C AT 1030 HOURS Printed 1/25/2016 10:21:03AM S • K-12C, Well History (Post-Rig Sidetrack) DATE . u. SUMMARY T/I/O=200/0/0. Barriers= SSV x SV. LTT (passed) . RD TS#06. RU tree cap assy and torqued and PT'd to API specs. (passed) RDMO. Final T/I/O= SI/0/0. Note: Hung tags for"Wellbore or 11/27/2015 Annulus are fluid packed". RAN 3.50" CENT, 2'x1-7/8" STEM, 3.70" CENT, 3.70" LIB (UNKNOWN IMPRESSION). RAN 4 1/2" BLB, 3.80" G-RING TO 8465' SLM (multiple tight spots). DRIFTED 3' 1 1/2" STEM, 2.13" CENT, 1 1/2"S-BAILER S/D @ 8920' SLM (recovered approx half cup of sand &cement chunks). RAN 10' OF 2.25" PUMP BAILER S/D @ 8920' SLM WORKED TO 8992' SLM (recovered approx 2 gall of 12/5/2015 sand &cement chunks). T/I/O= 346/vac/vac S/L ASSIST ( LTP INTEGRITY) Pumped 33 bbls Diesel down tubing to reach 12/5/2015 test pressure- Pressure fell off to quickly to get a good test. RAN 10'x2.25" PUMP BAILER TO 9050' SLM, WORK BAILER DOWN TO 9052' SLM (recovered 1 gal of gel material). RAN 3.70" CENT, 4-1/2" BRUSH, 3-1/2" BRUSH, FOUND RESTRICTION @ 8482' SLM. RAN 3.70 LIB TO RESTRICTION @ 8482' SLM (IMPRESSION OF POSSIBLE BKR FLEX LOCK LNR HGR). RAN 4 1/2"X-LINE, 4 1/2"X-CATCHER. S/D IN STA#2 © 7175' SLM (7208' MD) +33 CORR, FOUND SSSV NIP @ 2174' SLM (2207' MD) +33' CORR DRIFTED W/ KJ, 3.50" CENT S/D @ 8496' SLM. RAN KJ, 3.50" CENT, 3.25" LIB TO 8496' SLM (impression of cement). RAN, 4-1/2" BRUSH, KJ, 3.50" CENT, 3.25" GAUGE RING TO 12/6/2015 RESTRICTION @ 8496' SLM, WORKED DOWN TO 8745' SLM. T/I/O=650/vac/vac S/L ASSIST ( LTP Integrity) Assisted S/L in troubleshooting Tubing issues w/ 12/6/2015 LIB No fluids pumped. T/I/O=800/vac/vac S/L ASSIST ( LTP Integrity) Pumped 10 bbls of meth down TBG to free up SSL 12/7/2015 tool. FWHP= 1000/vac/vac SSL on well upon departure. BAIL 1-1/2 GALLONS OF SAND FROM 8745' SLM. LRS PUMPED 10 BBLS METHANOL DOWN TUBING (suspected ice in tree). GO TO WEATHER STANDBY(12hrs). END WEATHER 12/7/2015 STANDBY. SWCP 4517 RIG UP. T/I/O= 760/0/25 Temp=S/I Assist Slickline (CTD) Pumped 20 bbls meth down TBG in attempt to prevent slickline tools from icing up when returning to surface. Slickline on well upon LRS departure. 12/8/2015 Casing valves= OTG's. DSO notified. FWHP's 1530/0/25 MADE THREE RUNS W/ 10'x3.50" PUMP BAILER TO 8745' SLM (recovered 1-1/2 gallons of sand). TAGGED RESTRICTION @ 9745 W/, 3.25" LIB (possible cement impression). MADE THREE 12/8/2015 RUNS W/ 10'x2.25" PUMP BAILER TO 8745' SLM (recovered approximately 1 gallon of sand). RAN 3.25" CENT, 3.75"SAW TOOTH GAUGE RING TO 8745' SLM. RAN 10' x 3.50" PUMP BAILER TO 8747' SLM (recovered approx 1 cup of sand). RAN 3.50" LIB (impression of deploy sly). RAN 10' x 2.25" DRIVE DOWN BAILER UNABLE TO PASS DEPLOY SLB @ 8747' SLM RAN 3' 1 1/2" STEM, 2.13" CENT, 3' 1/2"STEM, 2.25" CENT, 1 1/2"S-BAILER TO 9036' SLM (recovered sand). MADE 2 RUNS WITH 10 x 2.25" PUMP BAILER(recovered approx 4 gallons of 12/9/2015 sand). CTU 9 1.75"0.134WT Objective: Drift/cleanout for PTSA LTP, SCMT, RPM, Perf, Set PTSA LTP 1/9/2016 MIRU. Pump 1.25"drift ball. Perform Weekly BOP test. CTU 9 1.75"0.134WT Objective: Drift/cleanout for PTSA LTP, SCMT, RPM, Perf, Set PTSA LTP. Weekly BOP test complete. MU 2.0" DJSN and RIH. Swap well over to safelube while RIH/circulate bottoms up. Dry tag -10300', made several attempts to jet/make hole, unable to make it past 10345'. FP surf lines, well to 2500' and coil. Decision made to mu 2.30 mill. While pooh found bad spot in 1/10/2016 pipe (0.097") below minimum thickness (0.121"). Call N2 for reel swap. CTU 9 1.75" coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/pert/PTSA LTP. Leave yard after spooling new long string (19,142'). MIRU. Pump 1.25"drift ball. MU BOT MHA w/2.29" 1/11/2016 parabolic mill and RIH. • • K-12C, Well History (Post-Rig Sidetrack) CTU 9 1.75"coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/perf/PTSA LTP. RIH with BOT MHA w/2.29" parabolic mill and RIH. Tag at 10,721'. Milled thru contaminated cement down to TD at 11,418'. PUH and get weight back, paint flag at 11,375'. Did not have any stalls. Stacked down weight several times but able to pick up clean. Pumped 12:1 gel sweeps and made short trips in liner. Pumped 20 bbl gel pill and chased uphole at 80%. FP, coil and well to 1800'. Inspect 2.29" parabolic mill: minimal wear with small amount of dried cement. There was a small piece of brass shear stock stuck in one water course also. MU 1.69" shorty MHA+SCMT& RIH. Make logging 1/12/2016 passes at 30 fpm from flag to 8300'. POOH. CTU 9 1.75"coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/perf/PTSA LTP. POOH with SLB SCMT. Download good data. MU BOT MHA w/ 1.69" Baker Atlas RPM logging tool and RIH. Log RPM from PBTD to 8200' main/repeat. MU/RIH with gun#1 30' 2" PJ HMX, change depth to bottom shot at corrected PBTD 11438.11'. Perf 11408-11438', pump 28bbl FP CTBS. Paint Orange 1/13/2016 flag at 11,350 (corrected to bottom shot)for contingency in case cant tag PBTD. POOH. CTU 9 1.75" coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/pert/PTSA LTP MU BOT MHA with 2"x30' 2006 PJ HMX perf gun and RIH. Perforate interval from 11380'-11410'. POOH. MU 3rd 2"x30' 2006 PJ HMX pert gun and RIH. Perforate interval from 11350'-11380'. POOH. Stack down, trim 100' of pipe, change packoffs and perform chain inspection. MU 30' Gun 1/14/2016 #4. CTU 9 1.75"coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/pert/PTSA LTP. MU 30' 2" PJ gun#4. RIH and correct bottom shot to corrected PBTD. PUH to 11,350' andpe rforate interval 11,320-11,350'with 2" PJ 6spf guns. MU 5th 2"x30' 2006 PJ HMX perf gun and RIH. Perforate 1/15/2016 11290-11320'. POOH and stack down lube, start 7 day BOP test. CTU 9 1.75" coil 40.1 bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/pert/PTSA LTP. Perform 7 Day BOP test. MU 10' 2" PJ gun#6 and RIH. Perforate interval 11280'-11290. POOH. MU BOT MHA w/ PTSA drift(3.62" OD) and RIH. Sting PTSA in deployment sleeve and stack 10k down; repeat 3 times. POOH and inspected brass tattle tales, appears that drift landed on no-go as designed. MU 1/16/2016 BOT LTP assy, L&K well for no check valve operations, RIH. CTU 9 1.75" coil 40.1bbl CV 0.134WT Objective: drift/mill/scmt/rpm/perf/PTSA LTP. RIH with BOT , -1-►T PTSA Liner top packer. Sting into deployment sleeve and verify lower seals are holding. Set upper -1� packer assy @ 8781' MD and pressure test at 2,400 psi for 5 min -0 psi pressure loss. Release 1/17/2016 running tool and test LTP to 2400 psi for 30 mins. Passed. POOH. RDMOL. • • • W MI Z �W0 mu4_ m a. CO I Q Q t J 0 Q O. I ca Ce •U— >+ L C a QV� N N m coC / ` Y .0 /1 Z L m c .� EZ ft Y -Q LL N •i • W IA I a b 0G,= Ww z I m el to o o ,_ v o m if .- N M N h O L M N MCO O a Q z o 0 U Q cc c 0 0 0 00 K a 8 m a r92 0 cn O co N' .i '.. a, a N 1 V V O U N: r 3 Q J a y LO LO 0 _ TY Y a3 To 0 COC E W W > OC d COm COm C J C O) V a, )- ,- C a @ C .0 V L ap C Y Y W D D C cO m J J Q y N > a 7 O V co v U c CO�0a .0 N O) w N .2 N C C N U W E V N C V ` w .r - V N = LL N `1 w N a u) w M p w w m U y E n n .S COo 0 U m CC m a m o 0 0 m ._ 00 Z., 1:1> Q Z .� T c") O O N N w W _a) W J F rL Z M c0 V O = J = 0 c- CO O O (O CO rS o 0 O 01o 0 0 = O) co N N N CO 0 c d 1 QC CC Ori CO Q °... C _a CL >, 0 ..d a a) CO 0 O O 3 o C CO N W 7 0 LL 0.- _ + .-. ii ON 7 1 yM N C �, W of 0 C O) N C a t I II, C d 2- z o W co 0 •a d c o Z W 3 v (-9 E o NN 0 0 J ? 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Unlimited Scan Method: Tray.Cylinder North Results Limited by: Maximum center-center distance of 500.00usft Error Surface: Elliptical Conic Survey Program Date 12/11/2015 From To (usft) (usft) Survey(Wellbore) Tool Name Description 35.57 8,112.17 K-12 Srvy 1 GCT-MS(K-12) GCT-MS Schlumberger GCT multishot 8,125.00 8,208.15 K-12B R200 Interpolated(K-128) INC+TREND Inclinometer+known azi trend 8,243.67 8,645.00 K-12B R200 MWD(K-12B) MWD+IFR+MS-WOCA MWD+IFR+Multi Station W/O Crustal 8,669.87 8,669.87 K-12B R300 Interpolated(K-12B) INC+TREND Inclinometer+known azi trend 8,708.44 8,800.83 K-12B R300 R400 R500 MWD(K-12B) MWD+IFR+MS-WOCA MWD+IFR+Multi Station W/O Crustal 8,815.50 8,868.32 CTD MWD(K-12CPB1) MWD MWD-Standard 8,892.00 11,417.40 CTD MWD(K-12C) MWD MWD-Standard OFFSET REPORT for A O G C C 12/11/2015 10.28.12AM Page 2 of 5 COMPASS 5000.1 Build 61 • BP • bp0 Ira NI Anticollision Report BAKER 1N1 OS Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well K-12 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: K-12B©57.46usft(Doyon 14) Reference Site: PB K Pad MD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Site Error: 0.00usft North Reference: True Reference Well: K-12 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore K-12C Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: K-12C Offset ND Reference: Offset Datum Summary Reference Offset Centre to No-Go Allowable Measured Measured Centre Distance Deviation Warning Site Name Depth Depth Distance (usft) from Plan Offset Well-Wellbore-Design 9 (usft) (usft) (usft) (usft) PB E Pad E-17-E-17-E-17 11,200.00 11,275.00 427.17 961.01 -497.23 FAIL-Major Risk E-17-E-17A-E-17A 11,275.00 11,025.00 471.90 836.57 -354.56 FAIL-Major Risk PB K Pad K-01-K-01-K-01 1,146.20 1,150.00 65.65 19.09 46.57 Pass-Major Risk K-02-K-02-K-02 2,697.87 2,700.00 55.68 1,168.38 -1,112.69 FAIL-Major Risk K-02A-K-02A-K-02A 2,526.45 2,550.00 27.58 53.91 -26.33 FAIL-Major Risk K-02A-K-02B-K-02B 2,526.45 2,550.00 27.58 53.91 -26.33 FAIL-Major Risk K-02A-K-02C-K-02C 2,526.45 2,550.00 27.58 53.91 -26.33 FAIL-Major Risk K-02A-K-02D-K-02D 2,526.45 2,550.00 27.58 53.91 -26.33 FAIL-Major Risk K-02A-K-02DPB1-K-02DPB1 2,526.45 2,550.00 27.58 53.50 -25.92 FAIL-Major Risk K-03-K-03-K-03 1,245.21 1,250.00 27.54 25.71 1.83 Pass-Major Risk K-03-K-03A-K-03A 1,245.18 1,250.00 27.54 25.71 1.83 Pass-Major Risk K-03-K-03APB1-K-03APB1 1,245.18 1,250.00 27.54 25.71 1.83 Pass-Major Risk K-03-K-03APB2-K-03APB2 1,245.18 1,250.00 27.54 25.71 1.83 Pass-Major Risk K-03-K-03B-K-03B 1,228.99 1,225.00 27.20 25.34 1.86 Pass-Major Risk K-03-K-03BPB1-K-03BPB1 1,228.99 1,225.00 27.20 25.34 1.86 Pass-Major Risk K-04-K-04-K-04 5,795.97 5,775.00 132.13 63.04 69.09 Pass-Major Risk K-04-K-04A-K-04A 5,795.98 5,775.00 132.13 63.20 68.93 Pass-Major Risk K-04-K-04APB1-K-04APB1 5,795.98 5,775.00 132.13 63.20 68.93 Pass-Major Risk K-04-K-04APB2-K-04APB2 5,795.98 5,775.00 132.13 63.20 68.93 Pass-Major Risk K-04-K-04APB3-K-04APB3 5,795.98 5,775.00 132.13 63.20 68.93 Pass-Major Risk K-04-K-04B-K-04B 9,515.53 11,012.00 114.59 109.84 27.36 Pass-Major Risk K-04-K-04C-K-04C 5,803.94 5,775.00 132.18 63.03 69.15 Pass-Major Risk K-04-K-04CPB1-K-04CPB1 5,803.94 5,775.00 132.18 63.03 69.15 Pass-Major Risk K-04-K-04CPB2-K-04CPB2 5,803.94 5,775.00 132.18 63.03 69.15 Pass-Major Risk K-05-K-05-K-05 Out of range K-05-K-05A-K-05A Out of range K-05-K-05B-K-05B Out of range K-05-K-05BPB1-K-05BPB1 Out of range K-05-K-05C-K-05C Out of range K-05-K-05D-K-05D Out of range K-05-K-05DPB1-K-05DPB1 Out of range K-05-K-05DPB2-K-05DPB2 Out of range K-06-K-O6-K-06 Out of range K-06-K-06A-K-06A Out of range K-06-K-06B-K-06B Out of range K-06-K-06C-K-06C Out of range K-06-K-06CPB1-K-06CPB1 Out of range K-06-K-06D-K-06D Out of range K-09-K-09-K-09 Out of range K-09-K-09A-K-09A Out of range K-09-K-09APB1-K-09APB1 Out of range K-09-K-09B-K-09B Out of range K-09-K-09BPB1-K-09BPB1 Out of range K-09-K-09C-K-09C Out of range K-10-K-10C-K-10C Out of range -10-K-10CPOut of range 0-K-10D OFFSET REPORT for OGCC Out of range K-10-K-10DPB1-K-1ODPB1 Out of range K-12-K-12-K-12 8,254.01 8,250.00 7.52 28.08 -20.53 FAIL-Major Risk K-12-K-12A-K-12A 8,254.01 8,250.00 7.52 28.19 -20.64 FAIL-Major Risk K-12-K-12APB1-K-12APB1 8,254.01 8,250.00 7.52 28.19 -20.64 FAIL-Major Risk 12/11/2015 10:28:12AM Page 3 of 5 COMPASS 5000.1 Build 61 • BP • //MI ' bp Anticollision Report BAKERMOM Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well K-12 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Reference Site: PB K Pad MD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Site Error: 0.00usft North Reference: True Reference Well: K-12 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.O0usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore K-12C Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: K-12C Offset TVD Reference: Offset Datum Summary Reference Offset Centre to No-Go Allowable Measured Measured Centre Distance Deviation Warning Site Name Depth Depth Distance (usft) from Plan Offset Well-Wellbore-Design (usft) (usft) (usft) (usft) PB K Pad K-12-K-12B-K-12B 8,825.00 8,825.00 0.04 0.67 -0.61 FAIL-Major Risk K-12-K-12CPB1-K-12C WP07 11,039.86 11,550.00 61.06 94.90 -8.34 FAIL-Major Risk K-12-K-12CPB1-K-12CPB1 9,468.72 9,425.00 7.66 9.78 -1.87 FAIL-Major Risk K-12-K-12CPB2-K-12CPB2 8,899.98 8,899.99 0.14 0.89 -0.71 FAIL-Major Risk K-13-K-13-K-13 1,675.90 1,675.00 107.34 26.33 81.02 Pass-Major Risk K-14-K-14-K-14 1,478.37 1,475.00 229.03 26.31 202.72 Pass-Major Risk K-14-K-14A-K-14A 1,478.37 1,475.00 229.03 26.31 202.72 Pass-Major Risk K-16-K-16-K-16 2,251.52 2,250.00 76.46 32.30 44.19 Pass-Major Risk K-16-K-16A-K-16A 2,230.63 2,225.00 76.06 31.91 44.17 Pass-Major Risk K-16-K-16AL1-K-16AL1 2,230.63 2,225.00 76.06 31.91 44.17 Pass-Major Risk K-16-K-16AL2-K-16AL2 2,230.63 2,225.00 76.06 31.91 44.17 Pass-Major Risk K-17-K-17-K-17 5,982.27 5,950.00 304.72 59.11 249.51 Pass-Major Risk K-17-K-17A-K-17A 5,983.56 5,950.00 304.74 59.15 249.51 Pass-Major Risk K-17-K-17APB1-K-17APB1 5,983.56 5,950.00 304.74 59.15 249.51 Pass-Major Risk K-17-K-17APB2-K-17APB2 5,983.56 5,950.00 304.74 59.15 249.51 Pass-Major Risk K-17-K-17B-K-17B 5,983.59 5,950.00 304.80 59.07 249.51 Pass-Major Risk K-17-K-17PB1-K-17PB1 5,982.27 5,950.00 304.72 59.24 249.38 Pass-Major Risk K-17-K-17PB2-K-17PB2 5,982.27 5,950.00 304.72 59.11 249.51 Pass-Major Risk K-19-K-19-K-19 6,790.30 6,675.00 435.75 62.01 374.66 Pass-Major Risk K-19-K-19A-K-19A 6,777.15 6,650.00 435.82 62.17 374.55 Pass-Major Risk K-19-K-19AL1-K-19AL1 6,777.15 6,650.00 435.82 61.96 374.76 Pass-Major Risk K-19-K-19B-K-19B wp07 Out of range K-19-K-19B-Plan K-19B Out of range K-19-K-19BPB1-K-198PB1 wp07 Out of range K-19-K-19BPB1-Plan K-19BPB1 Out of range K-20-K-20-K-20 1,940.00 1,950.00 323.47 29.75 293.80 Pass-Major Risk K-20-K-20A-K-20A 1,949.05 1,950.00 323.56 29.95 293.68 Pass-Major Risk K-20-K-20B-K-20B 1,949.05 1,950.00 323.56 29.95 293.68 Pass-Major Risk K-20-K-20C-K-20C 1,949.05 1,950.00 323.56 29.85 293.78 Pass-Major Risk K-20-K-20CPB1-K-20CPB1 1,949.05 1,950.00 323.56 29.96 293.67 Pass-Major Risk K-20-K-20PB1-K-20PB1 1,939.95 1,950.00 323.47 29.85 293.69 Pass-Major Risk K-21-K-21-K-21 905.59 925.00 160.21 15.93 144.27 Pass-Major Risk K-21-K-21-Plan#9 K-21 Approved 1,026.93 1,050.00 164.18 18.30 145.88 Pass-Major Risk Plan K-322-K-322 Planning-K-322 wp06 484.37 500.00 285.71 10.07 275.65 Pass-Major Risk OFFSET REPORT forAOGCC 12/11/2015 10:28:12AM Page 4 of 5 COMPASS 5000.1 Build 61 0 BP • 0 bp Anticollision Report BAKER HUGHES Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well K-12 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Reference Site: PB K Pad MD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Site Error: 0.00usft North Reference: True Reference Well: K-12 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore K-12C Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: K-12C Offset TVD Reference: Offset Datum Reference Depths are relative to K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Coordinates are relative to K-12 Offset Depths are relative to Offset Datum Coordinate System is US State Plane 1927(Exact solution),Alaska Zone 04 Central Meridian is 150°0'0.000 W° Grid Convergence at Surface is:1.31° Ladder Plat 600- 1 1 I I I 1 I 1 _1_--_ J---- -___J_--- JJ J I I I I 1 I I I C I I is 1 0 9 w 1 I I I `. I II'450- ._ .. I ►". ■ V 0 _ii ,fr il 0 1 . I I C ,.� 14 Vit. I O w al i I i'PTS., f i i? I ; ctS + R 030 300 1 misugu a) 150- :-,7.-:= ( 4. ',,*- - i r ri : : "? t0 I 0 -+- E-17 E-1'7,E1//,V1'A 4. y:.„„, ' _ , -0- K 05,K 05D,K 05D VO -> K-1 I; K-'16 V3 $ E 17 1,•;,,,'. ...; ----g-,, K-05,K-05DPB1,K-05DPB1 V6' -i-K-1. t°iK=16AV1 t - K-01 Ka),K-0 11 V1 . K-05,K-05DPB2,K-05DPB2 VO' K-'• 1 6AL1,K-16AL1 V2 p 1 1 t K-02 K-02,K-02 Y 1 K-06,K-06,K-06 V4 I K�-, 6AL2,K-16AL2 VO KCb2A,K-02A,K-02A V2 I j K-06,K-06A,K-06A V1 1 -- -17,K-17,K-I17 V2 I --, a K-02(A,K-02B,K-02B V4 2000 ..,} , °P-06,K-06B,K-06§QP 8000,x.. K-17,K-17 k9 9A V2 12000 $• K-02A,K-02C,K-02C V7 -e- K-0(Mees,neak1h(2000 usft/in) -9- K-17,K-17APB1,K-17APB1 V2 -9- K-02A,K-02D,K-02D V6 K-06,K-06CPB1,K-06CPB1 VO K-17,K-17APB2,K-17APB2 V1 -A- K-02A,K-02DPB 1,K-02DPB1 V3 $ K-06,K-06D,K-06D VO -a-- K-17,K-17B,K-17B V7 -f K-03,K-03,K-03 V1 -0- K-09,K-09,K-09 V1 K-17,K-17PB1,K-17PB1 V1 -46- K-03,K-03A,K-03A V4 K-09,K-09A,K-09A V1 K-17,K-17PB2,K-17PB2 V2 K-03,K-03APB1,K-03APB1 V3 K-09,K-09APB1,K-09APB1 V1 -0- K-19,K-19,K-19 V1 $ K-03,K-03APB2,K-03APB2 V3 K-09,K-09B,K-09B V2 - K-19,K-19A,K-19A V1 -,r' K-03,K-03B,K-03BV2 K-09,K-09BPB1,K-09BPB1 V2 -*- K-19,K-19AL1,K-19AL1 V2 -I- K-03,K-03BPB1,K-03BPB1 V6 K-09,K-09C,K-09C V2 K-19,K-19B,K-19B wp07 VO -1- K-04,K-04,K-04 V1 -e- K-10,K-10C,K-1 OC VO K-19,K-19B,Plan K-19B VO -6- K-04,K-04A,K-04A V1 K-10,K-1OCPB1,K-10CPB1VO $- K-19,K-19BPB1,K-19BPB1 wp07 VO K-04,K-04APB1,K-04AP B1 V1 K-10,K-10D,K-10DVO K-19,K-19BPB1,Plan K-19BPB1 VO PIE• K-U4,K-U4AF't32,1c-04A1'131 V1 K-1 U,K-1 UUF131,K-1 UUF'til VU .. K-LU,K-LU,K-ZU V1 12/11/2015 10.:28:12AM Page 5 of 5 COMPASS 5000,1 Build 61 • • 1 I C N O) a) c N _ 0 C a7 LL • a) o_ d Ce 2E a W W o U H N aW0 16 r W c n = 0 < a7 �' Q u) u07 L coOi_ Z H 03 LU v 2m O W U 0 0 w m N in a) Cl) a) _ ca O V N O E Q m Q m (7 N a N -0 W p N >- O 'p -p 0 0 0 0 E a ,C-0) O O 0 0 0^D O H Y = N NN 0 O p 'm O X W y O O N O \ V N a a) N N u) E 2 2 2 0O O O > a) N a) O a) a7 ! 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COUNTY North Slope Borough LOG TYPE GR-RES BHI DISTRICT Alaska --- LOG DATE November 23,2015 AUTHORIZED BY Patrick Rider EMAIL Patrick.Ridera@bakerhughes.com TODAYS DATE December 15,2015 Revision STATUS Final Replacement: No Details: Requested by: COMPANY FIELD FINAL CD CD ADDRESS(FEDEX WILL NOT DELIVER TO P.O.BOX) LOGS LOGS (digital/image) Surveys (Final Surveys) PERSON ATTENTION #OF PRINTS #OF I'KIN I S #OF COPIES #OF COPIES #OF COPIES 1 BP North Slope 1 0 1 EOA,PBOC,PRB-20(Office 109) D&C Wells Project Aids Agatha Rutka&Barbara Glassmaker 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 2 ConocoPhillips Alaska Inc. 0 1 1 Attn:Ricky Elgaricio ATO 3-344 700 G Street Anchorage,AK 99510 3 ExxonMobil,Alaska I 1 1 1 Attn:Lynda M.Yaskell and/or Leonardo Elias 3201 C Street,Suite 505 Anchorage,AK 99503 4 State of Alaska -AOGCC 1 1 2 Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 5 DNR-Division of Oil&Gas *** I 0 1 1 I 1 Attn:Sean Clifton 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 6 BP Exploration(Alaska)Inc. 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Permit No: 215-176 Surface Location: 1695' FNL, 1110' FWL, SEC. 04, T1 IN, R14E, UM Bottomhole Location: 3388' FNL, 73' FEL, SEC. 05, T11N, R14E, UM Dear Mr. McMullen: Enclosed is the approved application for permit to re-drill the above referenced development well. This permit to drill does not exempt you from obtaining additional permits or an approval required by law from other governmental agencies and does not authorize conducting drilling operations until all other required permits and approvals have been issued. In addition, the AOGCC reserves the right to withdraw the permit in the event it was erroneously issued. Operations must be conducted in accordance with AS 31.05 and Title 20, Chapter 25 of the Alaska Administrative Code unless the AOGCC specifically authorizes a variance. Failure to comply with an applicable provision of AS 31.05, Title 20, Chapter 25 of the Alaska Administrative Code, or an AOGCC order, or the terms and conditions of this permit may result in the revocation or suspension of the permit. Sincerely, Cathy P Foerster Chair DATED this/J day of October, 2015. 1LU IVLU STATE OF ALASKA 111LASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMM!, OCT 0 2 2015 PERMIT TO DRILL 20 AAC 25.005 r 1 a. Type of Work: lb. Proposed Well Class: Development-Oil IZI ' Service-Winj ❑ Single Zone - El lc.Specify if well is proposed for: Drill ❑ Lateral D Stratigraphic Test ❑ Development-Gas 0 Service-Supply 0 Multiple Zone 0 Colabed Gas ❑ Gas Hydrates❑ Redrill RI Reentry ❑ Exploratory CI Service-WAG ❑ Service-Disp 0 Geothermal ❑ Shale Gas ❑ 2. Operator Name: 5. Bond Blanket Q Single Well ❑ 11. Well Name and Number: BP Exploration(Alaska),Inc Bond No. 6194193 PBU K-12C 3 Address: 6. Proposed Depth: 12. Field/Pool(s): P.O.Box 196612 Anchorage,AK 99519-6612 MD: 11730' TVD: 8990'ss PRUDHOE BAY,PRUDHOE OIL . 4a. Location of Well(Governmental Section): 7. Property Designation(Lease Number): ADL 028303&028304 Surface. 1695 FNL,1110'FWL,Sec.04,T11N,R14E,UM 8. Land Use Permit: 13. Approximate spud date: Top of Productive Horizon: 2646'FNL,756'FWL,Sec.04,T11N,R14E,UM December 1,2015 Total Depth: 3388'FNL,73'FEL,Sec.05,T11N,R14E,UM 9. Acres in Property: 2560&2469 14. Distance to Nearest Property: 13378' 4b. Location of Well(State Base Plane Coordinates-NAD 27): 10. KB Elevation above MSL: 57.46 feet 15. Distance to Nearest Well Open Surface:x- 671372- y- 5975524 ' Zone - ASP4 GL Elevation above MSL: 23.76 feet to Same Pool: 385' 16. Deviated wells: Kickoff Depth: 8816 feet 17. Maximum Anticipated Pressures in psig(see 20 AAC 25.035) Maximum Hole Angle: 89 degrees Downhole: 3382 Surface: 2502 18. Casing Program: Specifications Top-Setting Depth-Bottom Cement Quantity,c.f.or sacks Hole Casing Weight Grade Coupling Length MD TVD MD TVD (including stage data) 4-1/4" 3-vr X 3.114" 9.2#/6.6# L-80 STL/TCII 2944' 8786' 8464'ss 11730' 8990'ss 165 sx Class'G' x2-7/8" /6.4# /STL 19. PRESENT WELL CONDITION SUMMARY (To be completed for Redrill and Re-Entry Operations) Total Depth MD(ft): Total Depth TVD(ft): I Plugs(measured): I Effect.Depth MD(ft): I Effect.Depth TVD(ft): I Junk(measured): 11305 8805 None 11221 8812 None Casing Length Size Cement Volume MD TVD Conductor/Structural 80 20" 8 cu yds Concrete 36-116 36-116 Surface 2661 13-3/8" 1860 cu ft Arctic Set III,267 cu ft AS I 35-2696 35-2696 Intermediate 8092 9-5/8" 1154 cu ft Class'G',300 cu ft AS I 33-8125 33-7895 Liner 724 7" 162 cu ft Class'G' 7952-8676 7732-8418 Liner 2803 4-1/2" 348 cu ft Class'G' 8500-11303 8251 -8805 Perforation Depth MD(ft): 9314-11190 Perforation Depth TVD(ft): 8940-8815 20.Attachments Property Plat ❑ BOP Sketch M Drilling Program IZI Time v.Depth Plot ❑ Shallow Hazard Analysis ❑ Diverter Sketch ❑ Seabed Report ❑ Drilling Fluid Program WI 20 AAC 25.050 requirements ES 21. Verbal Approval: Commission Representative: Date 22.I hereby certify that the foregoing is true and correct. Contact Browning,Zachary H - Email Zachary.Browning@bp.com Printed Nam John M Ilene/�/J ( Title Engineering Team Lead JJ Signature Phone +1 907 564 4711 Date /6('� p Commission Use Only / Permit to Drill Permit Approval Number: 21 5—C 7L API Number: 50- 029-21759-03-00 Date: I See cover letter for other �OI i3 '� requirements: Conditions of approval: If box is checked,well may not be used to explore for,test,or produce coalbed methane,,_ gas hydrates,or gas contained in shales: lib Other: 00p 70--e-5- /- to 3,y- -0 5 I-1 �ySammpplles req'd: Yes ❑ No 12 Mud log req'd: Yes ❑r No E/ , �'1`t v/a rp re l-p -t J v /-7- 1-/ ID .ZJ"FI255 mealy es Yes C9� No 0 Directional svy req'd: Yes Lv] No ❑ Spacing exception req'd: Yes ❑ No f2I Inclination-only svy req'd: Yes ❑ No Mf APPROVED BY Approved by: COMMISSIONER THE COMMISSION Date:/f.Z�/3_/.S VU. !Of R/!,- ORIGINAL , (% Form 10-401 Revised 10/2012 This permit is valid for 24 months from the date of approval(20 AAC 25.005(g)) Submit Form and Attachments in Duplicate .A' / 6-/5-- • • To: Alaska Oil & Gas Conservation Commission 0) From: Zach Browning CTD Engineer b p Date: September 29, 2015 Re: K-12C Permit to Drill Request Approval is requested for a permit to drill a CTD sidetrack lateral from well K-12B with Coiled Tubing Drilling rig Nordic 1 on or around December 1st, 2015. The K-12C sidetrack will be a single string exit from the existing 4-1/2" liner. A packer whipstock will be set pre-rig allowing isolation from the parent perforations. The planned well kicks-off is in Zone 4, builds through the conglomerates and will land and target reserves in Zones 1A/1 B. The proposed sidetrack is a -3000' horizontal Ivishak Zone 1 producer to be completed with a 3-1/2" x 3-1/4" x 2-7/8" L-80 solid liner, cemented in place and selectively perforated. The parent perf intervals are below the KOP and will be isolated via the packer WS set pre-rig and the liner cement job or liner top packer.* Rig Work(scheduled to begin December 1st, 2015) 1. MIRU and test BOPE 250 psi low and 3,500 psi high (MASP 2,502 psi). 2. Mill 3.80"window and 10'of rathole. 3. Drill build: 4.25" OH, —420' (24 deg DLS planned). 4. Drill lateral: 4.25" OH, 2500' (16 deg DLS planned). 5. Run 3-1/2" x 3-1/4" x 2-7/8" L-80 liner leaving TOL at—8786' MD. 6. Pump primary cement job: 34 bbls, 15.8 ppg Class G, TOC at—8786' MD.* 7. Liner cleanout and GR/CCL/RPM log. 8. Perform liner lap test. 9. Perforate—1000' based on log interpretation. 10. Freeze protect well to a min 2,200' TVDss. 11. Close in tree, RDMO. *Approved alternate plug placement per 20 AAC 25.112(i) Post-Rig Work: 1. Re-install wellhouse, and flowline. 2. Install GLVs. 3. Set liner top packer with slickline if liner lap test fails.* Mud Program: • Milling/drilling: a min EMW of 8.4 ppg KCL with Flovis/Powervis for milling window and drilling (462 psi over-balance). Disposal: • All Class I & II non-hazardous and RCRA-exempt drilling and completion fluids will go to GNI at DS 4 or Pad 3atDS6. • Fluids >1% hydrocarbons or flammables must go to Pad 3. • Fluids >15% solids by volume must go to GNI. • Fluids with solids that will not pass through 1/4" screen must go to GNI. • Fluids with PH >11 must go to GNI. Hole Size: • 4.25" for the production hole section from 8816' MD to 11,730' MD Liner Program: • 3-1/2", 9.2 lb/ft, STL, L-80 solid liner 8786' MD-8806' MD • 3-1/4", 6.6 lb/ft, with 3-3/16" 6.2 lb/ft TCII connections, 13Cr solid liner: 8806' MD- 10,000' MD • 2-7/8", 6.4 lb/ft, STL, L-80solid liner 10,000' MD- 11,730' MD • A minimum of 34 bbls of 15.8 ppg cement will be used for liner cementing (TOC = TOL at-8786' MD). • The primary barrier for this operation: a minimum EMW of 8.4 ppg (462 psi over-balance). • A X-over shall be made up to a safety joint including a TIW valve for all tubulars ran in hole. Well Control: • BOP diagram is attached. • Pipe rams, blind rams and the CT pack off will be pressure tested to 250 psi and to 3,500 psi. • The annular preventer will be tested to 250 psi and 3,500 psi. Directional: • See attached directional plan. Maximum planned hole angle is 89°, inclination at kick off point is 17°. • Magnetic and inclination surveys will be taken every 30 ft. No gyro will be run. • Distance to nearest property- 13,378' • Distance to nearest well within pool- 385' (E-17) Logging: • MWD directional, Gamma Ray, and Resistivity will be run through the entire open hole section. • Cased hole GR/CCL/RPM logs will be run inside casing. Perforating: • -1000' of perforations planned. 2" HSD 2006 PJ HMX, 60 deg random phasing, 6 spf, perf guns. • The primary barrier for this operation: a minimum EMW of 8.4 ppg (462 psi over-balance). • A X-over shall be made up to a safety joint including a TIW valve for all tubulars ran in hole. Anti-Collision Failures: • None. All offset wells pass BP Anti-collision Scan Criteria. • K-04B (abandoned well) has been minor risked to 1:10. There is no HSE risk and financial risk is low. Hazards: • K-pad is not considered an H2S pad. Latest H2S reading on K-12 was 12 ppm on 8/27/13. • The lost circulation risk in 3-21A is considered to be Medium. Reservoir Pressure: • The reservoir pressure on K-12C is expected to be 3,382 psi at 8,800' TVDSS (7.39 ppg equivalent). • Maximum expected surface pressure with gas (0.10 psi/ft) to surface is 2,502 psi. • A min EMW of 8.4 ppg for this well will provide 462 psi over-balance to the reservoir. Zach Browning CC: Well File CTD Engineer Joseph Lastufka 564-5220 TREE= CNV VVELLHEAD= MCEVOY PROPS D �' SA NOTES: WELL ANGLE>70°@ '. ACTUATOR= BAKERC K-1 ***4-1/2"CHROME TBG•**ORIG WELL&K-12A _OKB.ELEV= 52.8' NOT SHOWN BELOW WHIPSTOCK*** BF.ELEV= 24.96' I I [ KOP= 8142' Max Angle= °@ ' , 2207' -14-1/2"HES X NP,D=3.813" Datum MD= Hi Datum TVD= 8800'SS GAS LFT MANDRELS 13-318"CSG,72#,L-80 -I 269V ST MD 1 II DEV TYPE VLV LATCH PORT DATE BTRS, D=12.347" II4 3065 3064 0 MAG DMY RK 0 02/09/14 3 5552 5541 17 MAG DMY RK 0 02/09/14 Minimum ID == Q@ 2 7208 7044 24 MNG DMY RK 0 05/19/10 1 8282 8044 19 KBG2 DMY BK 0 05/19/10 7952' 19-5/8"X T BKR HRD ZXP LTPw/TEBACK SLV& HMC LNR HGR,D=6.276" 9-5/8"BOT WHIPSTOCK(05/02/10) H 8142' MLLOUT WINDOW(K-1213)8125'-8142° 9-5/8"CSG,47#,L-80 BUTT,D=8.681" H -8142' 8359' H 4-1/2"HES X NP,D=3.813" Z X 8394' H7"X 4-1/2"HES TNT PKR,ID=3.856" PERFORATION SUMMARY REF Lt`. ul; i / ANGLE AT TOP PERF- °© ' ' 8425' H 4-1/2"HES X NP,13=3.813" Note:Refer to Roduction DB for historical pert data SIZE SPF INTERVAL Opn/Sgz SHOT SQZ il • 8496' -4-1/2"HES XN NP, r111 z , / 8500' 17"X 5"HRD ZXP LTP w TEBACK SLV,D=4.440" 4-1/2"TBG,12.6#,13CR-85 VAM TOP, H 8508' k ,.. 8508' —14-1/2"WLEG,D=3.958" .0152 bpf,D=3.958" 8517' H 7"X 5"HRD BKR FLEXLOCK LNR HGR,ID=4.400" 7"LNR,29#,L-80 BTC-M,.0371 bpf,D=6.184" —1 8676' I_A 8526' ---+5"X 4-1/2"XO,D=3.930" TOP OF LNR -1 -8786° —.- -8786" -13,70"BKR DEPLOY MBJT SLV,ID=3.00" 3-1/2"LNR, #,L-80 STL,.0087 bpf,ID=2.992" - ---._I 8796` 3-1/2"Ht X NP,ID=2.813" -13-1/2"X 3-3/16"XO,D=2.786" 4-1/2"KB BKR PKR W-IPSTOCK( / 1_) -1 8816` 4-112"LNR,12.6#,L-80 BT,.0152 bpf,D=3.958" -1 -8816' MLLOUT WINDOW(K-12C)8816'-8626' 3-1/4"LNR,6.4#,L-80 TC11,.0079 bpf,ID=2.85" ' ^10,000' H3-3/16"X 2-7/8"XO,D=2.377" I 1--"-4 -13-1/4"SHORT PUP JONT w/RA TAG PBTD - 2-7/8"LNR,6.44, 1-80 STL,.0076 bpf,D=2_441" -{ C1730' �.1aCh DATE REV BY COMM3dTS DATE REV BY COM 43sITS PRUDHOE BAY UNIT 12/26/87 ORIGINAL COMPLETION WELL: K-12 01114/01 CTU SIDETRACK PERM-No: 05/19/10 D-14 SIDETRACK(K-12B) AR No: 50-029-21759-0 XXDOUXX C TD S I (K 12C) SEC 4,T11 N,R14E, 1694'FNL&1109'PAL 09/17/15 JMD BUILT PROPOSED BP Exploration(Alaska) 111±.= CMN I ACTUATOR= BAEOC K—1 2 B SA NOTES: WELL *ANGLE>70°@ 9355'. 4-112"CHROME TBG' ORIG WELL 8 K-12A OKB.E LEV= 52.8' NOT SHOWN BELOW WHIPSTOCK"" BF.H_EV= 24.96' I � KOP= _. --43147 Max Angle= 101" 9585' ' J 2207' H4-1/7 HES X NP,D=3.813" Cot=MD= 9173' Datum TVD= 8800'SS GAS LIFT MAM:PELS 3 3/8"CSG,72#,L-80 -{ 2688' 1-41 1 13-3/ D=12.2#, , ST MD TVD DEV TYPE VLV LATCH PORT CaATE ILI 4 3065 3064 0 MMG DMY RK 0 02/09/14 3 5552 5541 17 MAG DMY RK 0 02/09/14 2 7208 7044 24 MMG DMY RK 0 05/19/10 1 8282 8044 19 KBG2 DMY BK 0 05/19/10 — Minimum ID =3.725" @ 8496' 4-1/2" HES XN NIPPLE 7957 —9-5/8"X7"BKR FRDZXPLTPw/TIEBACK SLV& 1� IM HMC UR HGR,D=6.276" 41 11 44 14 44 9-5/8"BOT WHPSTOCK(05/02/10) —I 8142' .4 s 4 r�LOUT WIM)OW(K-12B)8125'-8147 14 9-5/8"CSG,47#,L-80,D=8.681" —{ 8650' 8359' H4-1/2"HES X NP,D=3.813" 8394' H7"X 4-1/2"HES TNT PKR,D=3.856" Itio- PERFORATION SUMMARY ..4,REF LOG: MWD GAMMA LOG on 05/17/10 1i'4 8425' —{4-1/2"MES XMP,D=3.813" ANGLE AT TOP PERE: 64"Q 9314' Nate:Refer to Production DB for historical perf data 8496' H4-1/2"HES XN NP,D=3.725" SIZE SPF INTERVAL Opn/Sqz SHOT SQZ \ 1 2-7/8" 6 9314-9333 0 03/07/11 2-7/8" 6 9333-9358 0 03/07/11 8500' H 7"X 5"I-*D ZXP LTP w TEBACK D 2-718" 6 9900-10940 0 05/17/10 SLV, =4.440" 2-7/8" 6 11010-11190 0 05/17/10 8508' —I 4-1/2"WLEG,D=3.958" 8517' —7"X 5"HRD BKR FLEXLOCK 4-1/2'TBG,12.6#,13CR-85 VAM TOP,.0152 bpf,D=3.958" I— 8508' ��,1 LNR HGR,D=4.400" 8526' —15"X 4-1/2"XO,D=3.930" 7"LNR,29#,L-80 BTC-M,.0371 bpf,D=6.184" H 8676' Illi 11 PBTD 11221' 1'".+ (4-1/2"LNR,12.6#,L-80 BT,.0152 bpf,0=3.958" H 11303' DATE REV BY CONVENTS ENTS DATE REV BY COMMENTS PRUDHOE BAY UNIT 12126/87 ORIGINAL COMPLETION 07/09/10 MINJMD 7"LNR CORRECTION WELL: K-12B 01/14101 CTU SIDETRACK 03/09/11 RM-YPJC KB PKR w/CHOKE/AOFERF(3/7/11) PEJW N:>:' 091430 05/19/10 0114 SIDETRACK(K-12B) 04/02/11 JNF/PJC MODF D CHOKE CORRECTION API No: 50-029-21759-02-00 05/22/10 PJC DRLG HO CORRECTIONS 02/12/14 JLS/JM) GLV C/O(02/09/14) SEC 4,T11N,R14E 1694'FINL&1109'FWL 05/31/10 RCT/PJC GLV C/O(05/23/10) 03/03/14 DBM PJC PULL KB PKR CHOKE(3/2/14) 06/28/10 MMYJMD DRLG DRAFT CORRECTIONS BP Exploration(Alaska) • • tigi ":.�. .*d ,`iwz: <X,L'at »kf4i},€ ". ,,,."e"'.atf a'4M44r? > . .7* 14•Vi'' ttti ,.ieiai;`..`> ,-kik�s�.iifc rn , W �_ ii,.. . l z m a m IQ a 0 J Q a IX tits 0) .0 ._ CD a 1- r QA N 41 V 0 -C (4 0" CO. a d .i..1CO Z a a Y Y a m in N • • 1111 ma to �■ _ o z 0 .- n °' �W � � o v c ^ o I ^ N M ON 0 N 0 g_ u, O o 4 ��' *"yoCO p U V $ . a r O 0 U v Q Cc O 0 O O O 0_ d w N OaC CU0 . 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Depth Range: 8,708.44 to 11,730.00usft Scan Method: Tray.Cylinder North Results Limited by: Maximum center-center distance of 1,369.63 usft Error Surface: Elliptical Conic Survey Tool Program Date 9/29/2015 From To (usft) (usft) Survey(Wellbore) Tool Name Description 35.57 8,112.17 K-12 Srvy 1 GCT-MS(K-12) GCT-MS Schlumberger GCT multishot 8,125.00 8,208.15 K-12B R200 Interpolated(K-12B) INC+TREND Inclinometer+known azi trend 8,243.67 8,645.00 K-12B R200 MWD(K-12B) MWD+IFR+MS-WOCA MWD+IFR+Multi Station W/O Crustal 8,669.87 8,669.87 K-128 R300 Interpolated(K-12B) INC+TREND Inclinometer+known azi trend 8,708.44 8,708.44 K-12B R300 R400 R500 MWD(K-12B) MWD+IFR+MS-WOCA MWD+IFR+Multi Station W/O Crustal 8,708.44 11,730.00 K-12C WP07(K-12C) MWD MWD-Standard Casing Points Measured Vertical Casing Hole Depth Depth Diameter Diameter (usft) (usft) Name (in) (in) 2,695.67 2,637.86 13 3/8" 13.375 17.500 8,671.11 8,355.77 DRILLING LINER 1 7.000 8.500 11,730.00 8,990.26 2-7/8" 2.875 4.500 Summary Reference Offset Centre to No-Go Allowable Measured Measured Centre Distance Deviation Warning Site Name Depth Depth Distance (usft) from Plan Offset Well-Wellbore-Design (usft) (usft) (usft) (usft) PB K Pad K-01-K-01-K-01 Out of range K-02A-K-02A-K-02A Out of range K-02A-K-02B-K-02B Out of range K-02A-K-02C-K-02C Out of range K-02A-K-02D-K-02D Out of range K-02A-K-02DPB1-K-02DPB1 Out of range K-03-K-03-K-03 Out of range K-03-K-03A-K-03A Out of range K-03-K-03APB1-K-03APB1 Out of range K-03-K-03APB2-K-03APB2 Out of range K-03-K-03B-K-03B Out of range K-03-K-03BPB1-K-03BPB1 Out of range K-04-K-04-K-04 9,325.00 8,825.00 1,037.12 77.95 964.59 Pass-Major Risk K-04-K-04A-K-04A 9,325.00 8,525.00 1,088.26 76.97 1,018.79 Pass-Major Risk K-04-K-04APB1-K-04APB1 9,325.00 8,525.00 1,088.26 76.97 1,018.79 Pass-Major Risk K-04-K-04APB2-K-04APB2 9,325.00 8,525.00 1,088.26 76.97 1,018.79 Pass-Major Risk K-04-K-04APB3-K-04APB3 9,325.00 8,525.00 1,088.26 76.97 1,018.79 Pass-Major Risk K-04-K-04B-K-04B 9,455.65 11,012.00 70.41 11.87 70.03 Pass-Minor 1/10—" K-04-K-04C-K-04C 9,675.00 9,700.00 1,129.16 104.27 1,030.15 Pass-Major Risk K-04-K-04CPB1-K-04CPB1 9,675.00 9,700.00 1,129.16 104.27 1,030.15 Pass-Major Risk K-04-K-04CPB2-K-04CPB2 9,675.00 9,700.00 1,129.16 104.27 1,030.15 Pass-Major Risk K-05-K-05-K-05 Out of range CC-Min centre to center distance or covergent point,SF-min separation factor,ES-min ellipse separation 9/29/2015 3:50:1/PM Page 2 COMPASS 5000.1 Build 61 • BP IrdLi 17, I1 Travelling Cylinder Report BAKER HUGHES Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well K-12 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: Mean Sea Level Reference Site: PB K Pad MD Reference: K-126 @ 57.46usft(Doyon 14) Site Error: 0.00 usft North Reference: True Reference Well: K-12 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00 usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore K-12C Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: K-12C WP07 Offset TVD Reference: Offset Datum Summary Reference Offset Centre to No-Go Allowable Measured Measured Centre Distance Deviation Warning Site Name Depth Depth Distance (usft) from Plan Offset Well-Wellbore-Design (usft) (usft) (usft) (usft) PB K Pad K-05-K-05A-K-05A Out of range K-05-K-056-K-05B Out of range K-05-K-05BPB1-K-05BPB1 Out of range K-05-K-05C-K-05C Out of range K-05-K-05D-K-05D Out of range K-05-K-05DPB1-K-05DPB1 Out of range K-05-K-05DPB2-K-05DPB2 Out of range K-06-K-06-K-06 Out of range K-06-K-06A-K-06A Out of range K-06-K-06B-K-06B Out of range K-06-K-06C-K-06C Out of range K-06-K-06CPB1-K-06CPB1 Out of range K-06-K-06D-K-06D Out of range K-07-K-07-K-07 Out of range K-07-K-07A-K-07A Out of range K-07-K-07APB1-K-07APB1 Out of range K-07-K-07APB2-K-07APB2 Out of range K-07-K-07B-K-07B Out of range K-07-K-07C-K-07C Out of range K-07-K-07D-K-07D Out of range K-07-K-07DPB1-K-07DPB1 Out of range K-07-K-07E-K-07E Out of range K-07-K-07EPB1-K-07EPB1 Out of range K-08-K-08-K-08 Out of range K-08-K-08A-K-08A Out of range K-08-K-08A-Plan#3 Out of range K-08-K-08B-K-08B Out of range K-10-K-10-K-10 Out of range K-10-K-10A-K-10A Out of range K-10-K-10APB1-K-10APB1 Out of range K-10-K-10APB2-K-10APB2 Out of range K-10-K-10APB3-K-10APB3 Out of range K-10-K-10B-K-10B Out of range K-10-K-10C-K-10C Out of range K-10-K-10CPB1-K-1OCPB1 Out of range K-10-K-10D-K-10D Out of range K-10-K-10DPB1-K-10DPB1 Out of range K-11-K-11-K-11 Out of range K-11-K-11 A-K-11 A Out of range K-12-K-12-K-12 8,724.75 8,775.00 175.25 39.53 140.97 Pass-Major Risk K-12-K-12A-K-12A 8,724.75 8,775.00 175.25 39.70 140.80 Pass-Major Risk K-12-K-12APB1-K-12APB1 8,724.75 8,775.00 175.25 39.70 140.80 Pass-Major Risk K-12-K-12B-K-12B 8,725.00 8,725.00 0.00 0.39 -0.39 FAIL-NOERRORS K-14-K-14-K-14 Out of range K-14-K-14A-K-14A Out of range K-16-K-16-K-16 Out of range K-16-K-16A-K-16A 10,961.59 11,900.00 813.41 156.42 662.42 Pass-Major Risk K-16-K-16AL1-K-16AL1 Out of range K-16-K-16AL2-K-16AL2 Out of range K-17-K-17-K-17 Out of range K-17-K-17A-K-17A Out of range K-17-K-17APB1-K-17APB1 Out of range K-17-K-17APB2-K-17APB2 Out of range CC-Min centre to center distance or covergent point,SF-min separation factor,ES-min ellipse separation 9/29/2015 3:50:11PM Page 3 COMPASS 5000.1 Build 61 • • BP 0 bp Travelling Cylinder Report BAKER HUGHES Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well K-12 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: Mean Sea Level Reference Site: PB K Pad MD Reference: K-12B @ 57.46usft(Doyon 14) Site Error: 0.00 usft North Reference: True Reference Well: K-12 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00 usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore K-12C Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: K-12C WP07 Offset TVD Reference: Offset Datum Summary Reference Offset Centre to No-Go Allowable Measured Measured Centre Distance Deviation Warning Site Name Depth Depth Distance (usft) from Plan Offset Well-Wellbore-Design (usft) (usft) (usft) (usft) PB K Pad K-17-K-178-K-17B Out of range K-17-K-17PB1-K-17PB1 Out of range K-17-K-17PB2-K-17PB2 Out of range K-19-K-19-K-19 8,940.00 8,700.00 704.78 87.92 627.10 Pass-Major Risk K-19-K-19A-K-19A 8,865.84 8,475.00 718.72 86.39 647.74 Pass-Major Risk K-19-K-19AL1-K-19AL1 8,865.84 8,475.00 718.72 86.39 647.73 Pass-Major Risk K-19-Plan K-19B-Plan#5 K-19B Out of range K-19-Plan K-19BPB1-Plan#4 K-19BPB1 Out of range K-20-K-20-K-20 10,465.34 9,025.00 1,239.48 108.29 1,139.51 Pass-Major Risk K-20-K-20A-K-20A 10,464.50 9,000.00 1,239.18 108.01 1,139.96 Pass-Major Risk K-20-K-20B-K-20B 10,464.50 9,000.00 1,239.18 108.01 1,139.96 Pass-Major Risk K-20-K-20C-K-20C 10,464.50 9,000.00 1,239.18 108.24 1,139.67 Pass-Major Risk K-20-K-2OCPB1-K-20CPB1 10,464.50 9,000.00 1,239.18 107.92 1,140.00 Pass-Major Risk K-20-K-2OPB1-K-2OPB1 10,465.33 9,025.00 1,239.48 108.00 1,139.82 Pass-Major Risk K-21-K-21-K-21 Out of range K-21-K-21-Plan#9 K-21 Approved Out of range Plan K-322-K-322 Planning-K-322 wp06 Out of range Offset Design PB K Pad- K-04-K-04-K-04 Offset Site Error: 0.00 usft Survey Program: 99-BOSS-GYRO Rule Assigned:Major Risk Offset Well Error: 0.00 usft Reference Offset Semi Major Axis Measured Vertical Measured Vertical Reference Offset Toolface+ Offset Wellbore Centre Casing- Centre to No Go Allowable Warning Depth Depth Depth Depth Azimuth +N/S +E/-W Hole Size Centre Distance Deviation (usft) (usft) (usft) (usft) (usft) (usft) (°) (usft) (usft) (in) (usft) (usft) (usft) 9,325.00 8,800.97 8,400.00 8,337.43 16.98 4.57 38.30 -189.12 107.72 7.750 1,114.77 7726 1,045.91 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,425.00 8,362.40 16.98 4.58 37.10 -187.93 107.75 7.750 1,105.70 7724 1,036.62 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,450.00 8,387.37 1998 4.59 35.88 -186.73 107.68 7.750 1,097.10 7721 1,027.82 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,475.00 8,412.34 1998 4.61 34.64 -185.52 107.52 7.750 1,089.00 77.18 1,019.52 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,500.00 8,437.31 16.98 4.62 33.38 -184.31 107.26 7.750 1,081.40 77.16 1,011.74 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,525.00 8,462.28 16.98 4.64 32.10 -183.07 106.95 7.750 1,074.34 77.12 1,004.51 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,550.00 8,487.24 1698 4.65 30.81 -181.77 106.62 7.750 1,067.87 77.09 997.88 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,575.00 8,512.20 16.98 4.67 29.50 -180.43 106.28 7.750 1,061.99 77.05 991.85 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,600.00 8,537.16 16.98 4.68 28.18 -179.04 105.93 7.750 1,056.71 77.02 986.43 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,625.00 8,562.12 16.98 4.74 26.85 -177.60 105.56 7.750 1,052.05 77.09 981.52 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,650.00 8,587.07 1698 4.79 25.50 -176.11 105.21 7.750 1,048.01 77.17 97724 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,675.00 8,612.02 1698 4.85 24.14 -174.57 104.85 5.750 1,044.61 77.08 973.77 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,700.00 8,636.97 1698 4.91 22.78 -172.97 104.50 5.750 1,041.84 77.16 970.78 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,725.00 8,661.91 16.98 4.99 21.41 -171.35 104.15 5.750 1,039.70 77.30 968.34 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,750.00 8,686.86 16.98 5.07 2093 -169.74 103.82 5.750 1,038.15 77.45 966.50 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,775.00 8,711.80 16.98 5.15 18.65 -168.12 103.49 5.750 1,037.20 77.60 965.27 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,800.00 8,736,75 16.98 5.23 1727 -166.51 103.16 5.750 1,036.86 77.75 964.66 Pass-Major Risk,CC 9,325.00 8,800.97 8,825.00 8,761.70 16.98 5.33 15.89 -164.89 102.85 5.750 1,037.12 77.95 964.59 Pass-Major Risk,ES,SF 9,325.00 8,800.97 8,850.00 8,786.64 16.98 5.43 14.51 -16327 102.57 5.750 1,037.99 78.16 965.15 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,875.00 8,811.59 16.98 5.53 13.13 -161.65 102.31 5.750 1,039.48 78.36 966.34 Pass-Major Risk 9,325.00 8,80097 8,900.00 8,836.53 16.98 5.63 11.76 -160.02 102.07 5.750 1,041.57 78.56 968.14 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,925.00 8,861.48 16.98 5.69 10.39 -158.38 101.85 5.750 1,04427 78.52 970.64 Pass-Major Risk 9,325.00 8,80097 8,950.00 8,886.42 16.98 5.75 9.03 -156.75 101.62 5.750 1,047.55 78.59 973.77 Pass-Major Risk 9,325.00 8,80097 8,975.00 8,911.37 16.98 5.81 7.68 -155.12 101.39 5.750 1,051.42 78.70 977.51 Pass-Major Risk 9,325.00 8,800.97 8,995.00 8,931.33 16.98 5.86 6.61 -153.81 10121 5750 1,054.93 78.81 980.93 Pass-Major Risk CC-Min centre to center distance or covergent point,SF-min separation factor,ES-min ellipse separation 9/29/2015 3:50:11 PM Page 4 COMPASS 5000.1 Build 61 • • !4) "1 I•" .• 0IJ - $ IF -{B� a rc 1'g E m g .1 a '1 = a 1 F 2I' a lip• I� mi i U I -3 13- o o 1.''kl1111.' � II �lin fu 1 O m w f f w _ v m 100 1 4 0 0 �rl $ I 6 I11. O 1,1 j I p J o I 1113 111 o ill 01 0 e A i1.2 0 .- 0 w Z I 111 N N 1 = .5 11V S 111 a 1 II I c'c III Iii Z r I? OilW II 111 111 J V I 74 O E N 111 B MI6 IC F LL I N C" C 111 • ! N • J I i o II * 111pIt3 i. W E E 3 a' r C U m U F g W 111111 e 1 O t N I1i V n U ., tn I C9 M E N Ce . mi- ii i— pm: ¢ Cl) —1 I "qQ ° U12 E 1 U 1 1 i 0 m O m II E Z g I d 1 m 4 c I 1 u� a i .11 in a L 2 3� i 111 I : .I m F OW oc I n .. " F q .,: ✓sysi, I1. 111 3� F all b a I t t e En3 I il P ' @ I 111=1 I i • OVERSIZED DOCUMENT INSERT This file contains one or more oversized documents. These materials may be found in the original hard file or check the parent folder to view it in digital format. • • TRANSMITTAL LETTER CHECKLIST WELL NAME: ( 12—C PTD: 7/, v Development _Service Exploratory Stratigraphic Test _Non-Conventional FIELD: vt fes--- POOL: 4„ _ c / Check Box for Appropriate Letter/Paragraphs to be Included in Transmittal Letter CHECK OPTIONS TEXT FOR APPROVAL LETTER MULTI The permit is for a new wellbore segment of existing well Permit LATERAL No. , API No. 50- - - - (If last two digits Production should continue to be reported as a function of the original in API number are API number stated above. between 60-69) In accordance with 20 AAC 25.005(f), all records, data and logs acquired for the pilot hole must be clearly differentiated in both well Pilot Hole name ( PH) and API number (50- - - - ) from records, data and logs acquired for well (name on permit). The permit is approved subject to full compliance with 20 AAC 25.055. Approval to produce/inject is contingent upon issuance of a conservation Spacing Exception order approving a spacing exception. (Company Name) Operator assumes the liability of any protest to the spacing exception that may occur. All dry ditch sample sets submitted to the AOGCC must be in no greater Dry Ditch Sample than 30' sample intervals from below the permafrost or from where samples are first caught and 10'sample intervals through target zones. Please note the following special condition of this permit: production or production testing of coal bed methane is not allowed for Non-Conventional (name of well) until after (Company Name) has designed and Well implemented a water well testing program to provide baseline data on water quality and quantity. (Company Name) must contact the AOGCC to obtain advance approval of such water well testing program. Regulation 20 AAC 25.071(a)authorizes the AOGCC to specify types of well logs to be run. In addition to the well logging program proposed by (Company Name) in the attached application,the following well logs are also required for this well: Well Logging Requirements Per Statute AS 31.05.030(d)(2)(B) and Regulation 20 AAC 25.071, composite curves for well logs run must be submitted to the AOGCC within 90 days after completion,suspension or abandonment of this well. Revised 2/2015 ! • 0 co : : : : : : O p a) a ,, : m m o m : : : _ E co,1 ei , , . 3 co Q o, C a: w �. v' m E O X' : co o o m Ma) v' w. 0 EL N ; o v o, a. CO oa° ' '�' a0' . O• . 3. o' . : al -, c o. °' 2 °O , ' � � ami ' C73 ' ' a, •_ ; c0 (0 co co .L 01 J' a o Y aTr, r: E' o u' IS . _ co Lo oi, m' al o —' D, L' 0' p' c. m' m' m' m' L, Ut 16' • a' }, N' c m' m' C: 03: D: a• o' m: 7 3' U' ), c' c' c• Mc0' p a)' as 0 V' a) as m' O' Z J' :• 0' d'. y, ; 7' U U' ' 0: , c0'N' O 9 a' E. 0' C: d • Z ' T a'' 0 0 0 0• T T OO• O 1— C• . gyp: (1. N. a. 06: N. w CO a U' 0 a' U' U) CO a C a ¢' 2. 2 2. Y a_, a a w , 0 CO m m. m m m m 0, Vl m m m m CO m (A m (0 m m m (0 m CO, o. z' } } } } }' r' } } }' } } } z' z, z, z z z, z Z, } } }' } } z', >, >-a), a), } >' } } z z, } z z, z, ' >' 0 O' to (cmA v T co : , ; ; 1 E' a) , o Z, 0 co c O' v m ' : : S c t' o E Q' V j. C. O. N' N U a 0). U LLL. �. N' N j► 2 a �. N: nso �. v' ' m' ItdIlI y �. a -ma co �' wo—, af6ip 1 t cE' ' aa >, : 'a' E0'it a yN' ah �' -°'° ! `�'CO . T �. 3 o, co c' CD 2' _ c' _. p .„,c`") _ Q (u) v7N)' a`Di1 a� of • , Lu ' ' V O' c •O. ' 0' 0E97_ •gy Or N, a)' a D' O C' 0 m' 0 Q W 0' (/1 a C c c a) c O' a) O Q E E' = v S' �' E m; 3' o N m' Q 2' c; m �' o o' Y' o CD co 0. = 1 ' 0 -0. V' ' •O V'' m'' d, u; O O' ¢' p O 7. V' 'a .n N' .—' O N a •—' -0' ;: > 0)' ,� Y I 0 vl D Q ' a' 00'' a) a) 7' S o ° •o co' %, 0' Y '' o' o: 0 y m' o: E' 0 '@: ° Q m' CO' co a o' p( o'' 0 v� 2 J 0 0 N' , L' O' O' N' c' a)' — Z �O' . E' 7' >>. a)' O. a, L: co 3' ._ a ¢ c, a co co m n a a) L v m m -0,01 E1 a), @' ,_1 c' c; as,, co'' co, R CO t; aa)) o ami; p °, 3' O' c o >, >" c O o z• 'a v. '' w A: •@' a) •O, d, 3'' 3' i' 2'' a)' 0' ' -, '�' 47., o: �. ,' �' o: co, a Q c m °' 3' o, t Z w U 0 O 0, c v=' 'v' 'v' >' o' a): `o, v -a, o' m, 'c' `0� c, o' al o o c Q o o, m' 0• E' (1) -C,m' E t rn o; -'' d ' 7' 0'' a F C. a a,as, V' 0 0 0' L, U. O' 7' 7' a c' v U' V' a 0' ai .a) Y. .0°, a) �' N' a 0) 2 O 0 . co, i. T c' O, m' 0 V ¢ L' N d: d d OS 4 co co d L' N' m, °- (0 (0 (0 c0. co f0' O N. c' U' 3. N. °O, m' O' m' Si.' 'p cs U. E' 0) 3' > c° 0) ` 2 0 7 m' 0) co .0 _ °' c m' -O cp' ' -p' 'm' a) O :°' 0' C' C. d d N' N T a) al a)' 3' c, V p, C' o O a`D c' C' 0T 7 a y' O' U C: U' N' Yl' > al Li J f0' .0 '0' 0' 0 O• • c' co, L, a' a' -O' E as o, 'N' a)' a)' >' .29 c0' L. a) a) CO' U' -0 c' f0' c E, a a). a)' °, °' c' v v o m 3 2, o. m .c o. 0'' c' a)' c. co, °' E' a�' v' o' L: C. c: . ca 3' 3, a) O' m' CO 0' m - 0 v a�' m' X a) 7. O, R 0) w' , 0)' co' ,' 0)' o, U — — .0..' c' E 0 m co 0' C, Cl w � c 3' o 0 0 � o o ° ° v (n �' > v' 0 � a E - a) c V � v 3' 0 0 0 "' 03' ns a 0' o' o '6' ' C o o; 3' c 3 =ay m c W w a) 3; a) 0 a • ate) m m E m v — — a) a) m E E c, -: 3 c c: `1, F H H; •m W > _ a a o L) co co .c„, m 0 8'' 'c, a) a) m' 0 v a a 0 0' m, a) - �' 0 0 7, 2, 2' 2 m, a' m v' c o. o. -c °' , a) a) as a) a), o, p V as a �', �', u>, - o o a' a c) �' < a z o cn c� o, o: U ¢, - ¢, w o m m U �', y' M; a' o', cn, U) 0,, ' I E co 7-M O 1--• M O O N M '7 co r co O N N N CO C41 CNC CO N CO 0) 0 M M CO CO N W d � N N CO CO CO M CO M O pc• o c :: N w N .0.co ( C U 0 O :. co O CO m 0 W O 00'7) ^ s- f0 O c O O N•E v/ a. _ w cn .. N 0) O Q O E ° o Q u. a � Q o c a > 0 Q o a ¢ w c�
