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Home My WebLink About215-158Digitally signed by Sean McLaughlin (4311) DN: cn=Sean McLaughlin (4311) Date: 2025.11.21 11:22:38 - 09'00' Sean McLaughlin (4311) 325-719 By Grace Christianson at 1:35 pm, Nov 21, 2025 TS 11/24/25 10-407 *Variance as per 20 AAC 25.112(i): Approved for alternate abandonment plug placement on parent well contingent upon fully cemented liner on upcoming sidetrack. *Window milling on service coil not approved on 10-403, refer to sidetrack PTD for approval. Open hole window milling not to exceed 15'. J.Lau 11/24/25 DSR-11/21/25 11/25/25 To: Alaska Oil & Gas Conservation Commission From: Ryan Ciolkosz Drilling Engineer Date: November 20, 2025 Re:15-07D Sundry Request Sundry approval is requested to set a whipstock in the 15-07D wellbore as part of the drilling and completion of the proposed 15-07E CTD lateral. Proposed plan: Prior to drilling activities, screening will be conducted to drift for whipstock. E-line will set a 4-1/2" whipstock. Coil will mill window pre-rig. If unable to set the whipstock or mill the window pre-rig, the rig will perform that work. A coil tubing drilling sidetrack will be drilled with the Nabors CDR2 or CDR3 rig. The rig will move in and test BOPE. If unable to pre-rig, the rig will set the 4-1/2" whipstock and mill a single string 3.80" window + 10' of formation. The well will kick off drilling in Ivishak Zone 2 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 Prudhoe Pool perfs. 20 AAC 25.112(i) Variance Request: Hilcorp requests to plug the existing perforations via the liner cement job, packer whipstock and/or liner top packer, if the liner lap pressure test fails as an alternate plug placement. 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 Dec 5th, 2025) 1. Fullbore : MIT-IA and/or MIT-T to 2,500 psi (min) - DONE 2. Slickline : Set DGLVs, Drift and caliper. 3. E-line : Set 4-1/2" PKR WS at 11867' at 0 deg ROHS 4. Coil : Mill 3.80" Window. (if window not possible, mill w/ rig). 5. Valve Shop : Pre-CTD Tree Work 6. Operations : Remove wellhouse and level pad. Rig Work: (Estimated to start in January 2026) Reference 15-07E Permit submitted in concert with this request for full details. 1. MIRU and test BOPE 250 psi low and 3,500 psi high (MASP 2,605 psi). Give AOGCC 24hr notice prior to BOPE test. 2. Mill 3.80 Single String 4-1/2" Window (if not already done pre-rig) 3. Drill build section: 4.25" OH, ~306' (20 deg DLS planned). 4. Drill production lateral: 4.25" OH, ~2792' (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 6. Pump primary cement job*: 39 bbls, 15.3 ppg Class G, 1.24 (ft3/sk), TOC at TOL. Set LTP*. If high l t d d i t j b d it i d d t d f 7. Only if not able to do with service coil extended perf post rig Perforate Liner with 1" or 1-1/4" CS Hydril 8. Freeze protect well to a min 2,200' TVD. 9. Close in tree, RDMO. * Alternate plug placement variance request per 20 AAC 25.112(i) Post Rig Work: 1. Valve Shop : Valve & tree work 2. Service Coil : Post rig 500'-1000' EAP - see extended perf procedure attached. 3. Slickline : Set LTP* (if necessary). Set live GLVs. 4. Testing : Portable test separator flowback. Ryan Ciolkosz CC: Well File Drilling Engineer Joe Lastufka 907-244-4357 Well Date Quick Test Sub to Otis - Top of 7" Otis 0.0 ft Distances from top of riser Excluding quick-test sub Top of Annular CL Annular Bottom Annular CL Blind/Shears CL Coiled Tubing Pipe / Slips Kill Line Choke Line CL BHA Pipe / Slip CL Coiled Tubing Pipe / Slips TV1 TV2 T1 T2 Flow Tee Master Master LDS IA OA LDS Ground Level CDR#-AC BOP Schematic CDR Rig's Drip Pan Fill Line Normally Disconnected HP hose to Micromotion LP hose open ended to Flowline (optional) Hydril 7 1/16" Annular Blind/Shear CT Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 2 3/8" Pipe/Slips 7-1/16" 5k Mud Cross CT Pipe/Slips BHA Pipe / Slips nneeeeeceeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeeee Kyle Wiseman Hilcorp Alaska, LLC Geotechnician 3800 Centerpoint Drive, Suite 1400 Anchorage, AK 99503 Tele: (907) 564-4558 E-mail: Kyle.Wiseman@hilcorp.com Please acknowledge receipt by signing and returning one copy of this transmittal. Received By: Date: Date: 01/11/2023 To: Alaska Oil & Gas Conservation Commission Natural Resource Technician 333 W 7th Ave Suite 100 Anchorage, AK 99501 SFTP DATA TRANSMITTAL T#20230111 Well API #PTD #Log Date Log Company Log Type AOGCC Eset# PBU 05-30 50029222130000 191115 1/2/2023 HALLIBURTON RMT3D PBU 15-07D 50029211660400 215158 12/29/2022 HALLIBURTON RMT3D PBU K-20C 50029225550300 208049 1/2/2023 HALLIBURTON RBT PBU L1-13 50029235630000 216003 1/4/2023 HALLIBURTON RMT3D PBU Z-223 50029237200000 222080 12/22/2022 HALLIBURTON WFL-TMD3D-RMT3D PBU L-112 50029231290000 202229 1/6/2023 READ MemoryRadialCementBondLog Please include current contact information if different from above. By Meredith Guhl at 3:24 pm, Jan 11, 2023 T37435 T37436 T37437 T37438 T37439 T37440 PBU 15-07D 50029211660400 215158 12/29/2022 HALLIBURTON RMT3D Meredith Guhl Digitally signed by Meredith Guhl Date: 2023.01.11 15:32:54 -09'00' 7. Property Designation (Lease Number): 1. Operations Performed: 2. Operator Name: 3. Address: 4. Well Class Before Work:5. Permit to Drill Number: 6. API Number: 8. Well Name and Number: 9. Logs (List logs and submit electronic data per 20AAC25.071): 10. Field/Pool(s): Susp Well Insp Install Whipstock Mod Artificial Lift Perforate New Pool Perforate Plug Perforations Coiled Tubing Ops Other Stimulate Fracture Stimulate Alter Casing Pull Tubing Repair Well Other: Change Approved Program Operations shutdown 11. Present Well Condition Summary: Casing Length Size MD TVD Burst Collapse Exploratory Stratigraphic Development Service 14. Attachments (required per 20 AAC 25.070, 25.071, & 25.283) 16. Well Status after work: 17. I hereby certify that the foregoing is true and correct to the best of my knowledge. OIL GAS WINJ WAG GINJ WDSPL GSTOR Suspended SPLUG Authorized Name and Digital Signature with Date: Authorized Title: Contact Name: Contact Email: Contact Phone: PBU 15-07D Hilcorp North Slope, LLC 3800 Centerpoint Dr, Suite 1400, Anchorage, AK 99503 215-158 50-029-21166-04-00 14815 Conductor Surface Intermediate Production Liner 8748 2368 10159 1698 795 2283 13735 13-3/8" 9-5/8" 7" 4-1/2" 3-1/2" x 3-3/16" x 2-7/8" 8688 27 - 2395 25 - 10184 10026 - 11724 11570 - 12365 11902 - 14815 27 - 2395 25 - 7532 7453 - 8472 8373 - 8726 8564 - 8748 none 2670 4760 5410 7500 10530 13735 5380 6870 7240 8430 10160 13302 - 14630 4-1/2" 12.6# L-80 23 - 11569 8682 - 8728 Structural 80 20" 28 - 108 28 - 108 1490 470 4-1/2" Baker S-3 Perm , 11512 , 8336 No SSSV 11512 8336 Bo York Operations Manager Jerry Lau Jerry.Lau@hilcorp.com 907.564.5280 PRUDHOE BAY, PRUDHOE OIL Total Depth Effective Depth measured true vertical feet feet feet feet measured true vertical measured measured feet feet feet feet measured true vertical Plugs Junk Packer Measured depth True Vertical depth feet feet Perforation depth Tubing (size, grade, measured and true vertical depth) Packers and SSSV (type, measured and true vertical depth) 12. Stimulation or cement squeeze summary: Intervals treated (measured): Treatment descriptions including volumes used and final pressure: 13a.Representative Daily Average Production or Injection Data Oil -Bbl Gas-Mcf Water -Bbl Casing Pressure Tubing Pressure Prior to well operation: Subsequent to operation: 15. Well Class after work: Exploratory Development Service StratigraphicDaily Report of Well Operations Copies of Logs and Surveys Run Electronic Fracture Stimulation Data Sundry Number or N/A if C.O. Exempt: ADL 0028307 , 0028306 24 - 8373 156 0 30932 0 156 0 0 0 842 0 N/A 13b. Pools active after work:PRUDHOE OIL STATE OF ALASKA ALASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMMISSION REPORT OF SUNDRY WELL OPERATIONS Sr Pet Eng: Sr Pet Geo: Form 10-404 Revised 10/2022 Submit in PDF format to aogcc.permitting@alaska.gov Sr Res Eng: Due Within 30 days of Operations By Grace Christianson at 1:35 pm, Sep 28, 2023 Digitally signed by Bo York (1248) DN: cn=Bo York (1248) Date: 2023.09.28 10:20:11 - 08'00' Bo York (1248) DSR-9/28/23 RBDMS JSB 100323 WCB 3-13-2024 ACTIVITYDATE SUMMARY 9/1/2023 CTU #9, 1.75" 0.156" CT Job Scope: Set Plug, MIRU, MU Baker MHA and HES memory log tool. -19' Correction. ***Continue WSR to 9/2/23*** 9/2/2023 CTU #9, 1.75" 0.156" CT Job Scope: Set Plug, RIH w/BOT 2 7/8" CBP. Correct depth to correlation flag. Set plug @ 13735'. FP Tubing with 38 bbls diesel. L/D Baker tools, RDMO ***Job Complete*** Daily Report of Well Operations PBU 15-07D Set plug @ 13735'. Operator Name:2. Development Exploratory Service 5 Permit to Drill Number:215-158 6.50-029-21166-04-00 PRUDHOE BAY, PRUDHOE OIL Hilcorp North Slope, LLC 5. Well Name and Number:8. 10.Field/Pools: Well Class Before Work4. Present Well Condition Summary:11. Total Depth: measured feet feet Plugs measured feet feet Effective Depth: measured feet feet Packer measured feet feettrue vertical true vertical 14815 14641 8729 11512 None None 8336 Casing: Length: Size: MD: TVD: Burst: Collapse: Structural 80 20" 28 - 108 28 - 108 1490 470 Conductor 2368 13-3/8" 27 - 2395 27 - 2395 5380 2670 Surface 10159 9-5/8" 25 - 10184 25 - 7532 6870 4760 Intermediate 1698 7" 10026 - 11724 7453 - 8472 7240 5410 Production 795 4-1/2" 11570 - 12365 8373 - 8726 8430 7500 Perforation Depth: Measured depth: 13302 - 14630 feet True vertical depth:8682 - 8728 feet Tubing (size, grade, measured and true vertical depth)4-1/2" 12.6# L-80 23 - 11569 23 - 8373 11512 8336Packers and SSSV (type, measured and true vertical depth) 4-1/2" Baker S-3 Perm Packer Liner 2283 11902 - 14815 8564 - 8748 10160 10530 12. Stimulation or cement squeeze summary: Intervals treated (measured): N/A Oil-Bbl Gas-Mcf Water-Bbl Casing Pressure Tubing Pressure 32737211319 4236699 372 20470 795 455 Representative Daily Average Production or Injection Data Prior to well operation: Subsequent to operation: 17. I hereby certify that the foregoing is true and correct to the best of my knowledge. Contact Name: Contact Email: Ryan Thompson Ryan.Thompson@hilcorp.com Authorized Name:Bo York Authorized Title: Authorized Signature with Date:Contact Phone:907.564.5280 Treatment descriptions including volumes used and final pressure: 13. Sr. Area Operations Manager Operations Performed1. Abandon Plug Perforations Fracture Stimulate Pull Tubing GSTOR WINJ WAG GINJ SUSP SPLUG 16. Well Status after work:Oil 5 Gas Exploratory Development 5 Stratigraphic 15. Well Class after work: Service WDSPL 14. Attachments: (required per 20 AAC 25.070.25.071, & 25.283) Daily Report of Well Operations Copies of Logs and Surveys Run true vertical measured8748 Sundry Number or N/A if C.O. Exempt: 320-525 No SSSV Installed Junk Packer Printed and Electronic Fracture Stimulation Data 5 Extended Perf w CTU Operations shutdown Change Approved Program 5 N/A Senior Pet Engineer:Senior Res. Engineer: STATE OF ALASKA ALASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMMISSION REPORT OF SUNDRY WELL OPERATIONS Suspend 5Perforate Other Stimulate Alter Casing Plug for Redrill Perforate New Pool Repair Well Re-enter Susp Well 3.Address: 3800 Centerpoint Dr, Suite 1400, Anchorage, AK 99503 7.Property Designation (Lease Number):ADL 0028306, 0028307 PBU 15-07D 9. Logs (List logs and submit electronic and printed data per 20AAC25.071): Stratigraphic Other: API Number: Form 10-404 Revised 03/2020 Submit Within 30 days of Operations 3-1/2" x 3-3/16" x 2-7/8" By Samantha Carlisle at 10:39 am, Jun 23, 2021 Digitally signed by Bo York DN: cn=Bo York, c=US, o=HIlcorp Alaska LLC, ou=Alaska North Slope, email=byork@hilcorp.com Date: 2021.06.23 10:25:30 -08'00' Bo York MGR30JUL2021 DSR-6/24/21 SFD 6/23/2021RBDMS HEW 8/3/2021 ACTIVITY DATE SUMMARY 5/31/2021 CTU #9 - 1.75" Coil Job Scope: Extended AddPerf MIRU CTU. Make up 2.2" GR/CCL carrier with 2.35" DJN drift and RIH. Tag debris at 13271' CTMD and work pipe, POOH. Make up Venturi BHA and RIH. ...Continued on WSR 6-1-21... 6/1/2021 CTU #9 - 1.75" Coil ***Cont. from WSR 5-31-21*** Job Objective: Extended AddPerf RIH with 2.06" Venturi BHA and dry drift to TD at 14609' CTMD. PUH and venturi from 13100-13800 and across heel at12350-12550. POOH and re-kill well. Recover 1/4 cup of small rock and cement chunks. MU logging tools RIH w/Thunderbird MHA, HES logging tools to 14200' log at 50 fpm to 11400' paint neon yellow flag at 13700'. RBIH to to pump bottom kill. Get fluid to choke circ out the gas. POOH flow check well looks good MHA leaking MU new dhcv and disco. ...Continued on WSR 6-2-21.... 6/2/2021 CTU #9 - 1.75" Coil ***Cont, from WSR 6-1-21*** Job Objective: Extended AddPerf Make up Perf gun run #1 with 2.0" Maxforce perf guns, 6spf. RIH and tie-in to flag and perforate 13,572'-13,634' and 13,667'-13,698'. POOH and lay down Perf gun run #1, Make up Perf gun run #2 with 2.0" Maxforce perf guns, 6spf. RIH and tie-in to flag and perforate 13,302'-13,333, 13,350'-13,381', and 13,423'-13,454'. POOH and lay down perf gun run #2. FP Well and RDMO CTU. ***Job Complete. Well shut in on departure.*** Daily Report of Well Operations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y Samantha Carlisle at 1:00 pm, Dec 16, 2020 'LJLWDOO\VLJQHGE\%R<RUN '1FQ %R<RUNF 86R +,OFRUS $ODVND//&RX $ODVND1RUWK 6ORSHHPDLO E\RUN#KLOFRUSFRP 'DWH %R<RUN '/% ; 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Requested by: COMPANY FIELD/ FINAL CD/DVD FINAL PRELIM LOGS (las,dlis,PDF,META, SURVEY REPORT ADDRESS(FEDEX WILL NOT DELIVER TO P.O.BOX) LOGS CGM,Final Surveys) (Compass) PERSON ATTENTION #OF PRINTS k a ur NHIN I a #OF COPIES #OF COPIES #OF COPIES 1 BP North Slope. 0 1 0 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 I 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 I 1 I 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 I 1 I 1 0 I 0 Petrotechnical Data Center,LR2-1 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 Attn:Behrooz Raessi TOTALS FOR THIS PAGE: 0 6 5 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 0 6 5 0 0 � 215158 RECO' • 2 6 5 1 3 Mil DEC U 2 BAKER PRINT DISTRIBUTION LIST HUGHES t, "' Please sign and return one copy of this transmittal fo COMPANY BP Exploration Alaska Inc BP Exploration (Alaska) Inc. (mandatory) Petrotechnical Data Center, LR2-1 DATA LOGGED WELL NAME 15-07D 900 E. Benson Blvd. .2./4,/2015 (mandatory) Anchorage, Alaska 99508 M K.BENDER FIELD Prudhoe Bay Unit to acknowledge receipt of this data. (mandatory) COUNTY North Slope Borough LOG TYPE RPM-Wireline (mandatory) (mandatory) STATE Alaska BH DISTRICT Alaska (mandatory) (mandatory) LOG DATE: November 7,2015 TODAYS DATE: 30-Nov-15 (mandatory) DISTRIBUTION LIST AUTHORIZED BY: CANIZARES EMAIL: (mandatory) HAS CLIENT BEEN INVOICED FOR ADDITIONAL PRINTS? No COMPANY A B C D ADDRESS(FEDEX WILL NOT DELIVER TO P.O.BOX) L.I.S. FILM PERSON ATTENTION #OF PRINTS #Ur NKIN i 5#OF COPIES#OF COPIES#OF COPIES#OF COPIES 1 ConocoPhillips Alaska Inc. 1 1 1 I 1 Attn:Ricky Elgaricio A= 15-07D_MRPM_PNC3D_RAW_07NOV2015_BHI.meta ATO 3-344 700 G Street B= *(Folder 1 on cd/dvd) 15-071:1_MRPM_PNC3D_RAW_D7102Dl5_BHl.meta Anchorage,AK 99510 C= **(Folder 2 on cd/dvd) 15-D7D_MRPM_PNC3D_RAW_D71020I53HI.PDF D= ***(Folder 3 on cd/dvd) l5-D7D_MRPM_PNC3D_RAW_PASSDIDDWN_D7NDV20I5_E 15-U7D MRPM PNC3D RAW PASSU2IJP D7NUV2DI5 BHI ****(Folder 4 on cd/dvd)15-07D_MRPM_PNC3D_RAW_PASSDIDDWN_0702015_E 15-07D MRPM PNC3D RAW PASSD2UP_D7NDV2DI5_BHI * Folder 1 on cd/dvd needs to be named "META" ** Folder 2 on cd/dvd needs to be named "PDF" *** Folder 3 on cd/dvd needs to be named "DLIS" **** Folder 4 on cd/dvd needs to be named "LAS" 2 ExxonMobil,Alaska 1 1 1 I 1 Attn:Lynda M.Yaskell and/or Leonardo Elias 3700 Centerpointe Dr.Suite 600 Anchorage,AK 99503 3 State of Alaska-AOGCC 1 I I I I I Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 4 DNR-Division of Oil&Gas 0 0 I 1 1 Attn:Sean Clifton 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 5 I 1 TOTALS FOR THIS PAGE: 3 3 4 4 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 3 3 4 4 0 0 STATE OF ALASKA RECEIVEL WELLLLASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMMI MPLETION OR RECOMPLETION REPAND LOG „ 3 2019 la. Well Status: Oil WI- Gas ❑ SPLUG ❑ Other ❑ Abandoned 0 Suspended 0 lb.Well Class: 20AAC 25.105 20AAC 25.110 c4 Developme f�N9�1 x G r tory ❑ GINJ 0 WINJ 0 WAG ❑ WDSPL 0 No.of Completions: One - Service ❑ Stratigraphic Test ❑ 2. Operator Name: 6. Date Comp.,Susp.,or Aband.: 14.Permit to Drill Number/Sundry BP Exploration(Alaska),Inc .11/8/20 215-158 3. Address: 7. Date Spudded: 15' API Number: P.O.Box 196612 Anchorage,AK 99519-6612 •10/23/2015 . 50-029-21166-04-00" 4a. Location of Well(Governmental Section): g. Date TD Reached: 16. Well Name and Number: -11/4/2015 ' PBU 15-07D - Surface: 1527'FNL,1354'FWL,Sec.22,T11N,R14E,UM • 9 Ref Elevations KB 57 77 • 17. Field/Pool(s): Top of Productive Interval: 2873'FSL,1653'FWL,Sec.14,T11N,R14E,UM GL 29.27 - BF 32.74 PRUDHOE BAY,PRUDHOE OIL- Total Depth: 2349'FSL,606'FWL,Sec.14,T11N,R14E,UM 10. Plug Back Depth(MD/TVD): 18. Property Designation: 14641'/8728' ADL 028306&028307 4b. 4b.Location of Well(State Base Plane Coordinates,NAD 27): 11. Total Depth(MDlTVD): 19. Land Use Permit: Surface:x- 677294• y- 5959986 . Zone - ASP 4 14815'/8748' • 78-084 TPI: x- 682759 y- 5964519 Zone - ASP 4 12. SSSV Depth(MD/TVD): 20 Thickness of Permafrost MD/TVD: Total Depth:x- 681726 y- 5963969 Zone - ASP 4 None 1900'(Approx.) 5. Directional or Inclination Survey: Yes El (attached) No ❑ 13. Water Depth.if Offshore: 21. Re-drill/Lateral Top Window MD/TVD: Submit electronic and printed information per 20 AAC 25.050 N/A (ft MSL) ' 12365'/8726' • 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 23. CASING,LINER AND CEMENTING RECORD CASING WT.PER GRADE SETTING DEPTH MD SETTING DEPTH TVD HOLE SIZE CEMENTING RECORD AMOUNT FT. PULLED TOP BOTTOM TOP BOTTOM 20" 91.5# H-40 28' 108' 28' 108' 30" • 390 sx Permafrost II 13-3/8" 72# L-80 27' 2395' 27' 2395' 17-1/2" 1850 sx PF'E',400 sx PF'C' 9-5/8" 47# L-80/s00-95 25' 10184' 25' 7532' 12-1/4" 500 sx Class'G',300 sx PF'C' 7" 26# NTBOS 10026' 11724' 7453' 8472' 8-1/2" 305 sx Class'G' 4-1/2" 12.6# L-80 11570' 12365' 8373' 8726' 6-1/8" 449sxClass'G' V,,t x3 S,`y 9 3#/6.6# L-80 11902' 14815' 8564' 8748' 4-1/4" 145 sx Class'G' A2-7/8"Mme.-r /6.5# 24. Open to production or injection? Yes El 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#L-80 11569' 11512'/8336' 2"Gun Diameter,6 spf 13840'-14045' 8689'-8694' 26. ACID,FRACTURE,CEMENT SQUEEZE,ETC. 14075'-14280' 8695'-8702' �AIIPLET:Ch 14310'-14630' 8702'-8728' ryATT Was hydraulic fracturing used during completion? Yes ❑ No IBJ, i(if505 Per 20 AAC 25.283(i)(2)attach electronic and printed information DEPTH INTERVAL(MD) AMOUNT AND KIND OF MATERIAL USED 2500' Freeze Protect w/38 Bbls Diesel 27. PRODUCTION TEST Date First Production: November 19,2015 Method of Operation(Flowing,gas lift,etc.):Flowing Date of Test: 11/22/15 Hours Tested: Production for Oil-Bbl: Gas-MCF: Water-Bbl: Choke Size: Gas-Oil Ratio: 12 Test Period �► 683 4056 0 58 5941 Flow Tubing 250 Casing Press: Calculated Oil-Bbl: Gas-MCF: Water-Bbl: Oil Gravity-API(corn): Press 750 24 Hour Rate "'mill' 1365 • 8112 • 0 N/A Form 10-407 Revised 11/2015 CONTINUED ON PAGE 2 Submit ORIGINAL only V` /2i /I ,0 (27/71/5 RBDMT6"4:1EC 0 4 2015 . ` ` ,s i s- G 28. CORE DATA • Conventional Core(s) Yes ❑ No Q • Sidewall Cores Yes ❑ No RI 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 ❑ No 0 Permafrost-Base If yes,list intervals and formations tested,briefly summarizing test results.Attach Top of Productive Interval 12331' 8720' separate sheets to this form,if needed,and submit detailed test information per 20 AAC 25.071. TDF-ZONE 1A 12331' 8720' Kicked off from Parent Well 12365' 8726' (15-07C) Zone 1B(Invert) 12472' 8725' Zone 2A 12601' 8698' TDF-Zone 1A(Fault)(Revert) 12795' 8680' Kavik-Base of Sadlerochit 14725' 8736' Formation at total depth: Kavik 14725' 8736' 31. List of Attachments: Summary of Daily Drilling Reports,Well Schematic Diagram,Cement Report,Surveys 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: Minge,David Email: David.Minge@bp.com Printed Name: Joe Lastuf�, Title: Drilling Technologist Signature: 1111 — flbne: +1 907 564 4091 Date: 1115/j 5 INSTRUCTIONS 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 la. 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= 4'am/ 9 SA TlSS:COM POSTE WRAP REPAIR SH LEAK 1NELLHEAD= FMC DO IT-OA OVER 1200 PSI DIE TO DESIGN® ACTUATOR= BAKER C J MD DRAFT 15-0 7 D PRESSURE RATING OF REPAIR AND DO NOT PUMP METH OKB.ELEV= 57.80' /METH BLEND INTO OA DUE TO CHEM INCOMPATIBILITY BE H-EV= 32.45' I w/EPDXXY RESIN*"CHROME NIPPLES'WELL ANGLE> -KOP= 11724' 70°@ 1223T. Max Angle= 104°@ 12506' 20" OR, 110' ' r---- atum MD= NA 91.5#,H-40, 2186' --4-1/2"HES X NP,D=3.813" Dat Datum TVD= 8800'SS D=19-124" 1. GAS LFT MANDRELS 13-3/8'CSG,72#,L-80,D=12.347" H 2395' ST MD ND DEV TYPE VLV LATCH PORT DATE 3 3097 3087 16 MMG-M DMY RK 0 07/31/15 2 6530 5685 50 MMG-M DMY RK 0 07/31/15 1 9966 7440 61 MMG-M DMY RK 0 07/07/03 10026' H9-5/8"X 7"TEBACK SLV,D=7.50' TOP OF 7"LNR — 10033' 10033' —9-5/8"X 7' BKR MODEL-H PKR 9-5/8"CSG,47#,L-80 BTCISOO95,13=8.681" H 10243' w/HMC LNR HGR D=6.19" j' -i 11474' H ' MARKER JOINT Minimum ID = 2.377" @ 13215' I I 11491' —i4-1/2"HES X NP,I0=3.813" 3-3/16" X 2-7/8" XO 11512' —7"X 4-1/2"BKR S3 PKR,D=3.875' 9-5/8"MILLOUT WINDOW(15-07A) 10193'-10243' 11 Il11536' —14-1/2"HES X NP,D=3.813" I II 1155T —{4-112'HES XN NP,PALLED TO 3.80"(06/05/10) 4-1/2"TBG, 12.6#,L-80 IBT-M,.0152 bpf,ID=3.958" —i 11568' \ 11568' H4-1/2"WLEG,D=3.958" TOP OF 4-1/2"LNR - 11577' -411570' —{6"LNR TE$ACK,D=5.25" 1157T H T X 5"BKR ZXP LIP w/LNR HGR,ID=4.40" \"-, 11590' —{5"X 4-1/2"X0,D=3.860" 7'LNR,26#,NT-80 NSCC,0383 bpf,13=6.276" H 11724' 7"MILLOUT WINDOW(15-07C) 11724'-11736' TOP OF 3 1-2X3 3-16X2 7-8-in LNR/CMT — 11902' 11902' H3.70"DEPLOY SLV,D=3.00' 3-1/2"LNR,9.3#,L-80 STL,.0087 bpf,ID=2.992" H 12354' 4-1/2"PKR WHPSTOCK(10/22/15) E— 12365' 4-1/2'LNR,12.6#,L-80 BT-M,.0152 bpf,0=3.958" H —12365' I 12354' —i3-1/2"X 3-3/16"X0,10=2.786" PERFORATION SUMMARY 4-1/2"MLLOUT WINDOW(15-07D)12365'-12373' REF LOG: ON XX/XX/XX ANGLE AT TOP FERE:88°@ 13840' Note:Refer to Production DB for historical perf data SIZE SPF INTERVAL Opn/Sqz DATE SQZ 2" 6 13840-14045 0 11/07/15 , / 13215' H3-3/16"X 2-7/8"XO,D=2.377" 2" 6 14075-14280 0 11/07/15 2" 6 14310-14630 0 11/07/15 1 111 13485' H PUP JT w/RA TAG 3-1/4"LNR,6.6#,L-80 TC11,.0079 bpf,I/ ,2.85" —{ 1 321 5' PBTD —1 14641' i 2-7/8"LNR,6.5#,L-80 STL,.0058 bpf,ID=2.441' H 14815' 4z, DATE REV BY CONVENTS DATE REV BY COMAE NITS PRUDHOE BAY UNIT 10/01/85 N1 ES ORIGINAL COMPLETION 11/11/15 Jhi) DRLG HO CORRECTIONS WELL 15-070 02/25/94 D-9 SIDETRACK(15-07A) PERMIT No:"2151580 08/15/00 CDR-1 CTD SIDETRACK(15-078) _ _ API No: 50-029-21166-0 07/08/03 N2ES CTD SIDETRACK(15-07C) SEC 22,T11 N,R14E,1527'FAL&1354'FWL 06/15/10 NORDIC 1 CTD SDTRACK(15-07CL1) 11108/15 NORDIC i CTD SDTRACK(15-07D) BP Exploration(Alaska) • • North America-ALASKA-BP Page 1 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud DateTme:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10/21/2015 09:00 - 10:00 1.00 RIGD P PRE PREJOB FOR RIG MOVE OFF OF WELL 15-49 WSL VERIFIED THE FOLLOWING: AGREED COMMAND FOR STOP DURING RIG MOVE, ESD/KILL SWITCH IN CELLAR MANNED BY NORDIC SUPT AND TESTED BEFORE JACKING UP THE RIG,WHEEL CHOCK (PHYSICAL BARRIER)IN PLACE BEHIND WHEEL TO PREVENT ROLLING BACK ONTO WELL,RADIO COMMUNICATIONS TESTED BY EVERY RIG TEAM MEMBER PARTICIPATING IN RIG MOVE. PRE-MOVE CHECK LIST COMPLETED BEFORE JACKING UP ON RIG. 10:00 - 10:50 0.83 MOB P PRE MOVE RIG OFF OF WELL 15-49. MOVE RIG OVER TO OPPOSITE SIDE OF PAD TO 15-07 10:50 - 11:30 0.67 MOB P PRE PJSM ON SPOTTING RIG OVER WELL. WSL VERIFIED ALL SAFETY BARRIERS IN PLACE:(WHEEL CHOCK,STOP COMMAND UNDERSTOOD,ESD STATION IN CELLAR IS MANNED AND TESTED,RADIO COMMUNICATIONS WITH RIG CREW TESTED). PRESSURES ON TREE:TUBING/IA/OA=0/0/0 PSI SPOT RIG OVER WELLAND SET DOWN SECURED CELLAR ***ACCEPT RIG AT 11:30 AM 10/21/2015*** 11:30 - 13:30 2.00 MOB P PRE CYCLE ALL VALVES ON THE TREE. INSTALL FUSIBLE CAP ON SSV ON THE TREE. LEAK TITE TEST VALVES ON TREE-NO VISIBLE LEAKS. INSTALL TRANSDUCERS ON IA AND OA. *SIMOPS:MOVE SATELLITE CAMP OVER AND SPOT IN PLACE. 13:30 - 16:30 3.00 BOPSUR P PRE NIPPLE DOWN TREE CAP NIPPLE UP BOP STACK CENTER STACK AND SECURE STACK *SIMOPS:PJSM AND RAISE COIL INTO REEL HOUSE.SECURE REEL IN REEL HOUSE. 16:30 - 18:15 1.75 RIGU P PRE FINISH RIG MOVE MAINTENANCE CHECKLIST. MAKE UP LUBRICATOR FOR STUMP WITH QTS. DRESS END OF NEW COIL. INSTALL GRAPPLE IN COIL TO PULL OVER TOP. THREAD WINCH CABLE IN INJECTOR AND THRU STUFFING BOX. 18:15 - 18:45 0.50 RIGU P PRE CONDUCT RIG EVAC DRILL 18:45 - 21:00 2.25 RIGU P PRE RU FLOOR TO STAB COIL INTO INJECTOR. INSTALL NITE CAP.FILL STACK WITH WATER. Printed 11/23/2015 2:14:47PM North America-ALASKA-BP Page 2 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UVI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 21:00 - 23:00 2.00 RIGU P PRE PUL TEST GRAPPLE CONNECTOR.REMOVE SHIPPING BAR.PULL COIL ACROSS&STAB INTO INJECTOR. REMOVE STABBING WINCH CABLE FOR PULL BACK CABLE.CUT 5'OF COIL.SEAL END OF E-LINE.ADJUST GOOSENECK.PLACE INJECTOR OVER BUNG HOLE.CLEAN RF.RIG UP REEL IRON. 23:00 - 00:00 1.00 BOPSUR P PRE SHELL TEST OF BOPS IS GOOD,AGAINST SWAB. TEST BOPS BLIND RAMS,UPPER AND LOWER 2-3/8"PIPE/SLIP RAMS,2-3/8"x3-1/2" VBR'S,ANNULAR AND CHOKE VALVES& FLOOR VALVES.250PSI/3500PSI,PER SUNDRY #315-547. FUNCTION TEST BOP'S USING RIG FLOOR& OPS CAB PANEL. PERFORM DRAWDOWN TEST ON ACCUMULATOR. TEST WITNESS IS WAIVED BY LOUIS R. GRIMALDI,AOGCC. TEST IS VITNESSED BY WSL,TOURPUSHER AND DRILLER. NO FAILURES. 10/22/2015 00:00 - 04:10 4.17 BOPSUR P PRE CONTINUE TO TEST BOPE. NO FAILURES. TEST IS VITNESSED BY WSL,TOURPUSHER AND DRILLER. 04:10 - 06:00 1.83 BOPSUR P PRE FILL COIL VITH 5BBLS OF NEET METH FOLLOWED BY 1%KCL,DIVERT RETURNS TO CUTTINGS BOX.PUT NITE CAP ON WELL& TEST SAME.OPEN WELL TO CLOSED CHOKE -20PSI.BLEED OFF.CHECK TORQUE ON TREE BOLTS,SOME MOVEEMENT ON MASTER VALVE X TUBING HEAD NUTS.SSV- 4-3/4"STROKE LENGTH,INSTALL FUSEIBLE CAP.PULL NITE CAP.PICK UP INJECTOR. STAB ONTO WELL. 06:00 - 07:30 1.50 BOPSUR P PRE TEST INNER REEL VALVE&PACK OFFS. CONDUCT PRESPUD WITH BOTH CREWS AT CAMP DURING RESPECTIVE PTM. 07:30 - 08:50 1.33 BOPSUR P PRE PUMP E-LINE SLACK BACK INTO COIL-NO MOVEMENT IN E-LINE HEARD CUT 3'COIL TO GET TO E-LINE TEST E-LINE FOR CONTINUITY-GOOD TEST 08:50 - 13:00 4.17 BOPSUR P PRE INSTALL COIL TUBING CONNECTOR PULL TEST TO 35K HEAD UP BHI STAB INJECTOR ONTO STUMP PUMP 1 COIL VOLUME TO PUSH E-LINE SLACK FORWARD PRESSURE TEST CTC TO 4000 PSI PRESSURE TEST DUAL FLAPPER CHECK VALVES IN COIL. 13:00 - 14:00 1.00 BOPSUR P PRE SCHLUMBERGER MAINTENANCE INSPECTION ON COIL POWER PACK LO/TO OF POWERPACK POWER SUPPLY 14:00 - 15:00 1.00 BOPSUR P PRE MEETING VITH SENIOR MANAGEMENT Printed 11/23/2015 2:14:47PM North America-ALASKA-BP Page 3 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 15:00 - 16:30 1.50 WHIP P WEXIT OPEN WELL TO CLOSED CHOKE-0 PSI. MAKE UP WHIPSTOCK AND WHIPSTOCK RUNNING TOOLS. MAKE UP 3"COILTRACK MWD TOOLS ORIENT WHIPSTOCK TO HOT MAKE UP LQC TO CTC STAB INJECTOR ON WELL 16:30 - 21:00 4.50 WHIP P WEXIT RUN IN HOLE WITH BHA#1 (WHIPSTOCK). CIRC 8.3PPG 1%KCL THRU EDC AT 344PSI/1BPM.STOP&STRAP TIGER TANK EVERY 1000'&THEN CONTINUE RIH.AT 7000', TAKE RETURNS TO PITS.WT CK AT 11400FT, 52K.RIWAT 11400FT 25K.BLEED DOWN IA FROM 125PSI TO OPSI IN 5 MIN TO SLOP OIL CONTAINER,18:20.BLEED DOWN IA FROM 150PSI TO OPSI IN 5 MIN TO SLOP OIL CONTAINER,20:20. 21:00 - 22:00 1.00 WHIP P WEXIT LOG DOWN FOR TIE-IN FROM 11915FT.CIRC 8.3PPG 1%KCL THRU EDC AT 344PSI/1BPM. MINUS 6.5FT CORRECTION.LOG DOWN FOR CCL FROM 11985FT.BLEED DOWN IA FROM 125PSI TO OPSI IN 5 MIN TO SLOP OIL CONTAINER,21:45. 22:00 - 22:30 0.50 WHIP P WEXIT TAKE RETURNS OUTSIDE.CIRC 8.3PPG 1% KCL THRU EDC AT 784PSI/1.5BPM.REVIEW CCL.COLLAR AT 12351FT.CLOSE EDC.GET UP WEIGHT. 22:30 - 22:35 0.08 WHIP P WEXIT PRESSURE UP&SET WHIPSTOCK TOP AT 12365FT,OTF.SET 2K SURFACE WT DOWN, WOB NOT WORKING.GOOD SET. 22:35 - 23:50 1.25 WHIP P WEXIT NOT ENOUGH KCL FOR BOTTOMS UP WITH RETURNS GOING OUTSIDE.TAKE RETURNS OUTSIDE-DIESEL.CIRC 9.5PPG USED MUD THRU TOOL AT 3036PSI/2.97BPM.BLEED DOWN IA FROM 125PSI TO OPSI IN 5 MIN TO SLOP OIL CONTAINER,22:40.6OBBLS AWAY, RETURNS CLEANED UP(VOLUME TO S.O.- GLM#2).DISCUSS WITH ODE.STOP& PRESSURE UP TUBING TO 1000 WHP.IA HOLDING AT 100PSI(S.O.IN GLM#2- HOLDING).BLEED OFF WHP&CONTINUE TO SWAP WELL TO 9.5PPG MUD.BLEED DOWN IA FROM 150PSI TO OPSI IN 5 MIN TO SLOP OIL CONTAINER,23:25. 23:50 - 00:00 0.17 WHIP P WEXIT 9.5PPG MUD AT SURFACE.FLOW CHECK-NO FLOW. 10/23/2015 00:00 - 02:10 2.17 WHIP P WEXIT POH.CIRC 9.5PPG USED MUD THRU TOOL AT 1600PSI/1.4BPM.PJSM REGARDING HANDLING BHA WHILE POH. 02:10 - 02:20 0.17 WHIP P WEXIT FLOW CHECK-NO FLOW. 02:20 - 02:50 0.50 WHIP P WEXIT POP OFF WELL.PLACE INJECTOR OVER BUNG HOLE.BLOW DOWN&LD BHA. SETTING TOOL APPEARS OK.OFF LOAD BOT TOOLS. 02:50 - 03:00 0.17 WHIP P WEXIT PJSM REGARDING MU MILLING BHA. 03:00 - 04:00 1.00 WHIP P WEXIT MU MILLING BHA.STAB ONTO WELL.TEST QTS 250PSI/4000PSI.POWER UP&TEST ---------- TOOLS.SET COUNTERS. 04:00 - 05:40 1.67 WHIP P WEXIT RIH WITH MILLING BHA.CIRC THRU EDC. Printed 11/23/2015 2:14:47PM • • North America-ALASKA-BP Page 4 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 05:40 - 07:00 1.33 WHIP P WEXIT TIE IN TO PDC DEPTH WITH-18' CORRECTION RIH AND TAG TOP OF WHIPSTOCK AT 12,365' • OBTAIN SCR'S AND ESTABLISH PARAMETERS:PUW 44K,SOW 21K,PUMP AT 2.72 BPM @ 3020 PSI 07:00 - 13:00 6.00 STWHIP P WEXIT TAG WHIPSTOCK AT 12,365' TIME MILL AT.1'/6MINUTES(1'/HR) FREE SPIN 3000 @ 2.72 BPM RATE IN=2.72 BPM RATE OUT=2.72 BPM MW IN=9.45 PPG MW OUT=9.45 PPG ECD =10.92 PPG ROP=1 FPH WOB=1.53 K CIRC PSI=3150 PSI IAP=139 PSI OAP=0 PSI S-RISER=0 PVT =196 BBLS MILL FROM 12,365'TO 12,369'. 13:00 - 18:30 5.50 STWHIP P WEXIT TIME MILL AT.1'/6MINUTES(1'/HR) FREE SPIN 3000 @ 2.72 BPM RATE IN=2.52 BPM RATE OUT=2.54 BPM MW IN=9.45 PPG MW OUT=9.41 PPG ECD =10.88 PPG ROP=.5FPH WOB=2.38 K CIRC PSI= 2930 PSI IAP=10 PSI OAP=280 PSI S-RISER=0 PVT=364 BBLS MILL FROM 12,369'TO 12,374'. • **PERFORM COMPLEX WELL CONTROL KICK WHILE DRILLING DRILL FOLLOWED BYAAR** 18:30 - 21:30 3.00 STWHIP P WEXIT MILL 10FT OF RAT HOLE FREE SPIN 3000 @ 2.72 BPM RATE IN=2.52 BPM RATE OUT=2.54 BPM MW IN=9.45 PPG MW OUT=9.41 PPG ECD =10.88 PPG ROP=.5FPH WOB=2.38 K CIRC PSI= 2930 PSI IAP=10 PSI OAP=280 PSI S-RISER=0 PVT=364 BBLS MILL RAT HOLE FROM 12,375'TO 12,385'. 21:30 - 22:50 1.33 STWHIP P WEXIT BACKREAM-3 PASSES FREE SPIN 3000 @ 2.72 BPM RATE IN=2.52 BPM RATE OUT=2.54 BPM MW IN=9.45 PPG MW OUT=9.41 PPG ECD =10.88 PPG ROP=.5FPH WOB=2.38 K CIRC PSI= 2930 PSI IAP=10 PSI OAP=280 PSI S-RISER=0 PVT=364 BBLS DRY DRIFT-CLEAN. 22:50 - 23:00 0.17 STWHIP P WEXIT FLOW CHECK-NO FLOW. 23:00 - 00:00 1.00 STWHIP P WEXIT POH OATH WINDOW MILLING BHA.CIRC 9.5PPG USED MUD THRU EDC 3.3BPM/2784PSI. 10/24/2015 00:00 - 01:15 1.25 STWHIP P WEXIT CONTINUE TO POH WITH WINDOW MILLING BHA.CIRC 9.5PPG USED MUD THRU EDC 3.3BPM/2784PSI.PJSM REGARDING HANDLING BHA WHILE POH.RECOVERED LARGE PIECE OF DOWN HOLE TOOL RUBBER -KB PACKER ELEMENT. Printed 11/23/2015 2:14:47PM • • North America-ALASKA-BP Page 5 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 `AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Daterme:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Firs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 01:15 - 02:00 0.75 DRILL P PROD1 FLOW CHECK-NO FLOW.POP OFF WELL. STAND BACK INJECTOR.STAND BACK BHI TOOLS.3.79"NO-GO ON MILLS. 02:00 - 02:10 0.17 DRILL P PROD1 PJSM REGARDING MU BUILD BHA. 02:10 - 02:45 0.58 DRILL P PROD1 MU BUILD BHA.STAB ONTO WELL.TEST QTS 250PSI/4000PSI.POWER UP&TEST TOOLS. SET COUNTERS. 02:45 - 05:10 2.42 DRILL P PROD1 RIH WITH DRILLING BHA.CIRC THRU EDC. 0.45BPM/1000PSI. 05:10 - 05:30 0.33 DRILL P PROD1 LOG DOWN FOR TIE-IN FROM 11910FT.CIRC 0.47BPM/1100PSI.MINUS 23FT CORRECTION. 05:30 - 08:00 2.50 DRILL P PROD1 DRILL BUILD SECTION FROM 12385FT FREE SPIN=3270 PSI AT 2.84 BPM RATE IN=2.83 BPM RATE OUT=2.83 BPM MW IN=9.44 PPG MW OUT=9.40 PPG ECD =10.91 PPG ROP= 38-50 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI =3400-3600 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=363 BBLS DRILL TO 12529' GET SPR'S PUMP 1 1.7BPM/3270 1BPM/1523 0.5BPM/1271 PUMP 2 1.7BPM/3270 1 BPM/1567 0.5BPM/1267 08:00 - 08:30 0.50 DRILL P PROD1 DUE TO GAIN OF 5 BBLS IN PITS AND NO EXPLANATION FOR GAIN,PULL OFF BOTTOM, SHUT DOWN PUMPS AND PERFORM FLOWCHECK-WELL STATIC. START PUMPS AND CIRCULATE. RIG GAS DETECTOR SHOWS 0%LEL, HANDHELD DETECTOR SHOWS 0%LEL, OPPM H2S AND 0%CO2 PERFORM MUD CHECKS ON POSSUM BELLY:UNPRESSURIZED SCALE-8.9+, PRESSURIZED SCALE-9.4 MUD CHECK ON SUCTION PIT: UNPRESSURIZED SCALE-9.1+,PRESSURIZED SCALE-9.4 AERATED MUD IS THE CAUSE OF PIT GAINS. ADD DEFOAMER TO PITS AND FORMULATED PLAN TO CIRCULATE GUNLINES TO ASSIST IN BREAKING OUT AIR FROM MUD. 08:30 - 13:55 5.42 DRILL P PROD1 DRILL BUILD SECTION FROM 12529FT FREE SPIN=3270 PSI AT 2.84 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.48 PPG MW OUT=9.42 PPG ECD =10.95 PPG ROP= 38-50 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI =3400-3600 PSI IAP=42 PSI OAP=126 PSI PVT=370 BBLS DRILL TO 12751' BLED DOWN IA 1 TIME Printed 11/23/2015 2:14:47PM North America-ALASKA-BP Page 6 of 6 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/21/2015 End Date:10/25/2015 X3-017F7-C:(1,733,147.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 13:55 - 18:00 4.08 DRILL P PROD1 PERFORM LONG WIPER TO 11900'. TIE IN ON WAY BACK DOWN WITH+2'TIE IN. LOG FROM PDC TO WINDOW AT 200'/HR. LOG WHIPSTOCK RA TAG:TOP OF WHIPSTOCK=12365',TOP OF WINDOW= 12365',BOTTOM OF WINDOW=12373.9', WHIPSTOCK RA TAG=12373.5' OBTAIN SCR'S PUMP#1 2.8BPM/3100,1 BPM/1500, 0.5BPM/1175 PUMP#2 2.8BPM/3250,1 BPM/1457, 0.5BPM/1178 BLED DOWN IA 1 TIME 18:00 - 00:00 6.00 DRILL P PROD1 CONTINUE TO DRILL BUILD SECTION FROM 12751 FT FREE SPIN=3270 PSI AT 2.84 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.48 PPG MW OUT=9.42 PPG ECD =10.95 PPG ROP= 38-50 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI =3400-3600 PSI IAP=42 PSI OAP=126 PSI PVT=370 BBLS BLEED DOWN IA FROM 150PSI&OA FROM 510PSI TO OPSI TO SLOP OIL TRAILER.19:00 BLEED DOWN IA FROM 150PSI TO OPSI TO SLOP OIL TRAILER.23:00 DRILL TO MID NITE DEPTH OF 13070ft. 10/25/2015 00:00 - 02:20 2.33 DRILL P PROD1 CONTINUE TO DRILL BUILD FROM 13070FT. FREE SPIN=3270 PSI AT 2.84 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.91 BPM MW IN=9.48 PPG MW OUT=9.42 PPG ECD =10.95 PPG ROP= 38-50 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI =3400-3600 PSI IAP=42 PSI OAP=126 PSI PVT=370 BBLS TOE DOWN AT 13000FT DRILL TO TD 13155FT. 02:20 - 03:20 1.00 DRILL P PROD1 PUMP 25BBLS LO-VIS.WIPE HOLE.CIRC AT 2.85BPM/3135PSI.RECIPROCATE WITH LO-VIS COMING OUT OF BIT.CHASE CUTTINGS OOH FROM 13050FT.PULL THRU WINDOW.OPEN EDC. 03:20 - 05:35 2.25 DRILL P PROD1 CIRC 3.3BPM/3200PSI WHILE POH.PJSM REGARDING LD BHA WHILE POH. 05:35 - 07:00 1.42 DRILL P PROD1 FLOW CHECK-NO FLOW.POP OFF WELL. STAND BACK INJECTOR.STAND BACK BHI TOOLS.BIT WAS 1-1. Printed 11/23/2015 2:14:47PM • • North America-ALASKA-BP Page 1 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) _ (usft) 10/25/2015 07:00 - 08:00 1.00 STKOH P PROD1 PJSM ON HANDLING BHA PICK UP WHIPSTOCK BHA,ORIENT SAME STAB INJECTOR ONTO STUMP. 08:00 - 10:30 2.50 STKOH P PROD1 RUN IN HOLE WITH OPEN HOLE BILLET. CIRCULATE THRU OPEN EDC RIH AT 80 FPM CIRCULATE AT.55 BPM IN/.99 BPM OUT 900 PSI RUN IN HOLE TO 11940'FOR TIE IN MW IN/OUT:9.47/9.48 PPG IA/OA/S-RISER:0/0/0 PSI 10:30 - 11:15 0.75 STKOH P PROD1 TIE IN TO PDC INTERVAL FROM 11,940'AT 2'/MIN WITH-25'CORRECTION. 11:15 - 12:00 0.75 STKOH P PROD1 RUN IN HOLE WITH OPEN HOLE BILLET BHA. CLOSE EDC AT WINDOWAND TRIP IN HOLE TO 12967.3' 12:00 - 12:10 0.17 STKOH P PROD1 SET WHIPSTOCK AT 12967.3'BOTTOM/12955' TOP TOOL SHEARED AT 4200 PSI STACK 3K ON TOP OF TOOL TO CONFIRM SET 12:10 - 15:00 2.83 STKOH P PROM FLOWCHECK FOR 10 MINUTES-WELL STATIC POOH WITH BILLET SETTING BHA MM IN/OUT:.92/.67 BPM,MW IN/OUT:9.45/ 9.49 CIRC PRESSURE 1216 PSI -PJSM ON LAYING DOWN BHA. FLOW CHECK WELL,WELL STATIC,POP OFF. 15:00 - 15:45 0.75 STKOH P PROD1 BLOW DOWN AND LAY DOWN BHA. ALL TOOLS IN GOOD SHAPE. -MU BILLET KICK OFF/LATERAL DRILLING BHA WITH 4.25"BI-CENTER BIT ON ULS MOTOR WITH 1.14°AKO -STAB ON 15:45 - 19:00 3.25 STKOH P PROD1 PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE RIH WITH BHA. LOG TIE-IN WITH-28' CORRECTION.CLOSE EDC. 19:00 - 20:15 1.25 STKOH P PROD1 WIPER TO TD,CIRC 2.8BPM/3100PSI.JORPS- OK.GET SPR'S.DRY TAG AT 12955FT. 20:15 - 22:00 1.75 STKOH P PROD1 KICK OFF BILLET AT 12954FT.1FT/HR FREE SPIN=3150 PSI AT 2.84 BPM RATE IN=2.89 BPM RATE OUT=2.89 BPM MW IN=9.48 PPG MW OUT=9.42 PPG ECD =10.95 PPG ROP= 1 FPH WOB= 0.5-1K CIRC PSI= 3400-3600 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=346 BBLS 22:00 - 23:30 1.50 DRILL P PROD1 KICK OFF BILLET AT 12954FT. FREE SPIN=3300 PSI AT 2.91 BPM RATE IN=2.9 BPM RATE OUT=2.9 BPM MW IN=9.53 PPG MW OUT=9.46 PPG ECD =11.01 PPG ROP= 50-75 FPH WOB= 1-2K CIRC PSI= 3400-3600 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=346 BBLS DRILL TO 13025FT. 23:30 - 00:00 0.50 DRILL P PROD1 WORK PIPE.LET RELAX. Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 2 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10/26/2015 00:00 - 04:05 4.08 DRILL N STUC 13,025.00 PROD1 CONTINUE TO WORK PIPE.PUMP 5OBBL PILL WITH 2PPB DRILL BEADS WHILE WORKING ON HYDRO STATIC CALCS WITH MINERAL OIL.CAN ORIENT FREELY.GOOD PULL/PUSH TO WOB.PUMP 15BBLS OF LO-VIS 9.5PPG FLUID FOLLOWED BY 18BBLS OF 7PPG MINERAL OIL FOLLOWED BY 15BBLS OF LO-VIS 9.5PPG FLUID DISPLACED BY 9.5PPG DRILLING MUD.ORDER CRUDE,ARRIVED IN 5MIN.OBTAIN SAMPLE&PERFORM VAPOR TEST.APPLY 200PSI WHP.PUMP 9BBLS OUT &LET SOAK WITH 200PSI WHP.WORK PIPE WITH 200PSI.PUMP REMAINING MINERAL OIL OUT WITH 200PSI WHP.LET SOAK WITH 200PSI WHP.POPPED FREE.WIPER TO WINDOW HOLDING 200PSI WHP.PULL ABOVE WHIPSTOCK.OPEN EDC,JET TUBING TO 12000FT WHILE SLOWLY PUH HOLDING 200PSI WHP.DIVERT MINERAL OIL TO CUTTINGS BOX.RIH TO TIE-IN DEPTH. 04:05 - 04:15 0.17 DRILL N STUC 13,025.00 PROD1 TIE-IN TO RA MARKER.PLUS 10FT CORRECTION. 04:15 - 04:45 0.50 DRILL N STUC 13,025,00 PROW WIPER TO TD.CIRC 1BPM/1425PSI. 04:45 - 13:00 8.25 DRILL P PROD1 AT BOTTOM. RECORD SLOW PUMP RATES. FREE SPIN OF 3200 PSI AT 2.70 BPM;ALARM SET POINTS AGREED AND VERIFIED WITH DRILLER,CTS DRILLER,AND WSL. DRILL AHEAD FROM 13,025'. -DISPLACE TO NEW 9.55 PPG MUD SYSTEM WHILE DRILLING AHEAD -RECORD NEW SLOW PUMP RATES WITH NEW SYSTEM -DRILL AT 2.65-2.70 BPM,3365-3640 PSI,WOB 2-2.85 K,ECD STEADY AT 11.1 PPG. -IAAND OA HOLDING STEADY WITH NO PRESSURE,FLOW LINE AT 0 PSI -ROP FAIRLY HIGH AT 60-80 FPH. BEGIN TO HAVE HIGHER PUMP PRESSURES BETWEEN 3600-4100 PSI AT 13,335'ALTHOUGH WOB NOT SIGNIFICANTLY CHANGED. INDICATION OF SHALE STRINGER. 13:00 - 14:30 1.50 DRILL P PROD1 WIPER TRIP UP TO WINDOW. PICKUP CLEAN,PUW PULLING UP HOLE 45-48K. NO ISSUES PASSING BY BILLET. SLIGHT BOBBLE PAST SHALE AT-12,550'. CIRC PRESSURES STEADY AT-3300 PSI AT 2.7 BPM FOR MOST OF TRIP UP. LOG TIE-IN TO RA TAG WITH -RUN BACK DOWN. SLACK OFF WEIGHT OF 15-21K WHILE RIH. SLIGHT BOBBLE AGAIN AT 12,500'. COMPLETE RIH WITH NO ISSUES. 14:30 - 19:00 4.50 DRILL P PROD1 ON BOTTOM,DRILL AHEAD FROM 13,375'. FREE SPIN OF 3350 PSI AT 2.71 BPM. -2.70 BPM,3585-3800 PSI,3.4-5K WOB,ECD 11.1 PPG,ROP SLOWED DUE TO SHALE -MW IN 9.6 PPG,MW OUT 9.58 PPG,NO LOSSES TO WELLBORE -IAAND OA NOT PRESSURING UP,FLOW LINE SENSOR 0 PSI DRILL TO 13506 FT Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • Pa North America-ALASKA-BP e 3 of 16 s Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 19:00 - 00:00 5.00 DRILL P PROD1 CONTINUE TO LATERAL DRILL FROM 13506FT. FREE SPIN=3300 PSI AT 2.91 BPM RATE IN=2.9 BPM RATE OUT=2.9 BPM MW IN=9.53 PPG MW OUT=9.46 PPG ECD =11.01 PPG ROP= 50-75 FPH WOB= 1-2K CIRC PSI= 3400-3600 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=381 BBLS DRILL TO MIDNITE DEPTH OF 13790FT. 10/27/2015 00:00 - 00:50 0.83 DRILL P PROD1 PUH&GET SPR'S CONTINUE TO LATERAL DRILL FROM 13790FT. FREE SPIN=3280 PSI AT 2.90 BPM RATE IN=2.9 BPM RATE OUT=2.9 BPM MW IN=9.56 PPG MW OUT=9.66 PPG ECD =11.21 PPG ROP= 30-75 FPH WOB= 1-4K CIRC PSI= 3400-3650 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=381 BBLS DRILL TO 13825FT. 00:50 - 01:35 0.75 DRILL P PROD1 WIPER TO THE WINDOW.CIRC 2.91BPM/3519PSI.BLEED DOWN IA FROM 150PSI&OA FROM 225PSI TO OPSI TO SLOP OIL TRAILER.WIPER TRIP-CLEAN TO WINDOW. 01:35 - 01:50 0.25 DRILL P PROD1 TIE-IN ACROSS RA TAG.PLUS 5.5FT CORRECTION. 01:50 - 03:00 1.17 DRILL P PROD1 WIPER TO TD.CIRC 2.9BPM/3500PSI. 03:00 - 06:00 3.00 DRILL P PROD1 CONTINUE TO LATERAL DRILL FROM 13825FT. FREE SPIN=3340 PSI AT 2.82 BPM RATE IN=2.80 BPM RATE OUT=2.80 BPM MW IN=9.6 PPG MW OUT=9.64 PPG ECD =11.16 PPG ROP= 50-115 FPH WOB= 1-3.5K CIRC PSI =3400-3950 PSI IAP=0 PSI OAP=24 PSI PVT=381 BBLS PUMP 2OBBL LO-VIS 06:00 - 11:00 5.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FROM 14000'. FREE SPIN OF 3550 PSI AT 2.80 BPM. -VARY FLOW RATES FROM 2.45-3.1 BPM, 3425-3800 PSI, -BLEED IA DOWN FROM 150 PSI TO 0;OA SLOWLY INCREASED FROM 140 PSI TO 190 PSI AND FLOWLINE STILL AT 0 PSI. -VERY SLOW ROP AND HAVING DIFFICULTY IN TRANSFERRING COIL WEIGHT. MAKE SEVERAL SMALL WIPERS AND ATTEMPTS TO INITIATE DRILLING,CANNOT DRILL AHEAD EFFECTIVELY. FLOW CHECK OFF BOTTOM, NO FLOW. Printed 11/23/2015 2:10:36PM • North America-ALASKA-BP Page 4 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:OOAM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11:00 - 15:30 4.50 DRILL P PROD1 POH TO SURFACE TO CLEAN UP WELLBORE, INSPECT BHA. CONSISTENT PICK UP THROUGH OPEN HOLE,BOBBLE AT 12,750' BUT OTHERWISE GOOD. NO ISSUES PAST BILLET OR PULLING INTO WINDOW. OPEN EDC AND PULL UP THROUGH TUBING AT 3.25 BPM,3100 PSI. -REDUCTION IN IA PRESSURES WHEN PAST GLM STATIONS -PJSM ON POPPING OFF AND LAYING DOWN BHA,DISCUSS MONITORING RETURNS WHILE CONDUCTING SURFACE JOG -INCREASE OF CUTTINGS ACROSS SHAKER BY-20%AT 3800'. GRAVEL RANGING FROM PEA-SIZE TO DIME-SIZE AND SMALL METAL CHUNKS COMING ACROSS. CLEANED UP AT SURFACE. JOG DOWN WITH BHA TO 500'AT 3.3 BPM TO FLUSH REMAINDER FROM WELLBORE. NO SIGNIFICANT INCREASE IN RETURNS OF GRAVEL. -FLOW CHECK WELL AT SURFACE,GOOD FLOW CHECK-WELL STATIC. POP OFF WITH INJECTOR. 15:30 - 17:45 2.25 DRILL P PROD1 SET INJECTOR TO SIDE. -CONDUCT KICK WHILE NON-SHEARABLE BHAACROSS STACK;SIMULATE POWER OUTAGE AND BATTERY BACKUP FAILURE AT SAME TIME. CREW RESPONSE TO INSTALL FLOOR SAFETY VALVE 40 SECONDS. FLOORHAND TO ACCUMULATOR TO MANUALLY SHUT ANNULAR BAG AND CHOKE HCR. SHUT IN CHOKE MANIFOLD VALVE TO ISOLATE WELL. LINE-UP TO READ PRESSURES. CALL ALL CLEAR. CONDUCT AAR,DISCUSS KEY POINTS AND SEQUENCE OF ACTIONS ASSOCIATED WITH POWER LOSS. -CONTINUE WITH LAYING DOWN BHA. BREAK OUT UPPER QUICK SECTION TO REPLACE CHECK VALVES. REPLACE AND PRESSURE TEST CHECKS,GOOD TEST. BIT GRADE 1-1-NO. -PJSM FOR MAKING UP BHA. MAKE UP LATERAL BHA WITH AGITATOR. 17:45 - 21:30 3.75 DRILL P PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE PREPARING TO RIH. RIH AND SHALLOW TEST AGITATOR. -TIE IN DEPTH FROM 11,800'MD WITH-29' CORRECTION 21:30 - 23:00 1.50 DRILL P PROD1 CCL LOG FROM 11,800'TO 12,200'MD CONTINUE IN HOLE WITH NO ISSUES PAST BILLET OR THROUGH WINDOW 23:00 - 00:00 1.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 14,100'MD TO 14,139'MD FREE SPIN=3600 PSI AT 2.43 BPM RATE IN=2.43 BPM RATE OUT=2.43 BPM MW IN=9.63 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.99 PPG ROP= 43 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI= 3650-4200 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=447 BBLS Printed 11/23/2015 2:10:36PM S North America-ALASKA-BP Page 5 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10/28/2015 00:00 - 03:00 3.00 DRILL P PROD1 DRILL LATERAL SECTION FROM 14,140'MD FREE SPIN=3250 PSI AT 2.43 BPM RATE IN=2.43 BPM RATE OUT=2.43 BPM MW IN=9.63 PPG MW OUT=9.57 PPG ECD =10.99 PPG ROP= 43 FPH WOB= 1-2.5 K CIRC PSI= 3650-4400 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=447 BBLS ENCOUNTER HARD SPOTS FROM 14,139'- 14,170'MD SAMPLES INDICATE COAL AND SILTSTONE 03:00 - 07:30 4.50 DRILL P PROD1 DRILL TO 14,186'MD -P/U 15K OVER -ATTEMPT TO WORK PIPE,PUMP MUD AND ALLOW TO RELAX PUMP 15BBLS OF LO-VIS 9.5PPG FLUID FOLLOWED BY 20 BBLS OF 7 PPG MINERAL OIL FOLLOWED BY 15BBLS OF LO-VIS 9.5PPG FLUID DISPLACED BY 9.5PPG DRILLING MUD. -APPLY 200 PSI WHP AS MINERAL OIL EXITS COIL. -PUMP 10 BBLS OUT&LET SOAK WITH 200 PSI WHP.WORK PIPE WITH 200PSI.PUMP REMAINING MINERAL OIL OUT WITH 200 PSI WHP.LET SOAK -WORK PIPE FREE. -WIPER TO WINDOW HOLDING 200 PSI WHP. LOG TIE-IN TO RA TAG WITH+10' CORRECTION. MOVE BACK DOWN. 07:30 - 09:45 2.25 DRILL P PROD1 RECORD SLOW PUMP RATES. DRILL AHEAD WITH DIFFICULTY FROM 14,186'. -VARY FLOW RATE FROM 1.75-2.6 BPM,CIRC PRESSURE OF 2600-3800 PSI,1.5-2.5 WOB, ECD 10.75-11.0 PPG -MW IN 9.63 PPG,MW OUT 9.58 PPG,NO LOSSES TO FORMATION -IA,OA,FLOW LINE ALL READING 0 PSI -HAVING TO CONDUCT FREQUENT PICKUPS TO BOTH KEEP TOOLFACE AND INITIATE DRILLING 09:45 - 13:30 3.75 DRILL C 14,231.00 PROD1 CONDUCT WIPER TO CLEAN UP WELLBORE. -NOTIFIED FROM TOWN THAT PLAN HAS CHANGED;WILL POH TO SIDETRACK AROUND PROBLEMATIC AREAS INTO UPPER ZONE 1A -NO ISSUES PAST BILLET OR PULLING INTO WINDOW. FLOW CHECK AT WINDOW GOOD, OPEN EDC AT WINDOW. -POH AT 2.95 BPM,2780 PSI AT 70 FPM TO CLEAN UP WELLBORE. NO SIGNIFICANT CHANGE THIS TIME WITH CUTTINGS RETURNS. -PJSM FOR FLOW CHECK AND LAYING DOWN BHA. FLOW CHECK AT SURFACE,ALL GOOD. POP OFF WITH INJECTOR. Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 6 of 16 Operation . . Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UW1:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT r NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 13:30 - 15:00 1.50 DRILL C 14,231.00 PROD1 STAND INJECTOR TO SIDE. LAY DOWN BHA. BIT GRADE 1-1-NO. -MOBILIZE BILLET TO RIG FLOOR,PREPARE FOR RUNNING. -PJSM ON MAKING UP BILLET AND SMART TOOLS,DISCUSS REASON FOR SETTING ORIENTATION. MU TOOLS. 15:00 - 18:30 3.50 DRILL C 14,231.00 PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE RIH. SLACK OFF WEIGHT WHILE RIH AT 22-24K. LOG TIE-IN WITH-20'CORRECTION. PICK UP WEIGHT AT WINDOW 49K. DOWN ON PUMPS,CLOSE EDC. -MOVE THROUGH WINDOW WITH BILLET. 18:30 - 21:30 3.00 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 MOVE BILLETT THROUGH WINDOW TO 12,375 SET DOWN OVER 5 K -PICK UP AND MAKE MULTIPLE ATTEMPTS TO WORK BILLET THROUGH WINDOW -ORIENT BILLET MULTIPLE TIMES IN 20 DEG INCREMENTS,SET DOWN 5K MAX CALL ODE AND SUPERINTENDENT TO DISCUSS PLAN FORWARD GENTLY WORK FROM 12,373'MD TO 12,377' MD,PROGRESS SLOW DECISION MADE TO POOH AND MAKE UP CLEANOUT BHA 21:30 - 00:00 2.50 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 PULL OUT OF HOLE WITH BILLET TO 1700 FT MD POH AT 1.95 BPM,1780 PSI AT 65 FPM. -PJSM FOR FLOW CHECK AND LAYING DOWN BHA. 10/29/2015 00:00 - 01:00 1.00 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 POOH WITH BILLET ASSEMBLY FROM 1,700' MD -FLOW CHECK AT SURFACE,ALL GOOD. POP OFF WITH INJECTOR -.LAY DOWN BILLET ASSEMBLY - NO MAJOR DAMAGE ON TOOL -FUNCTION TEST BOPS FROM DRILLER'S CONTROL PANEL,GOOD TESTS 01:00 - 03:30 2.50 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 PJSM FOR MAKING UP CLEANOUT ASSEMBLY AND RUN IN HOLE -MAKE UP 3.80"WINDOW MILL&STRING REAMER -STAB ON WITH INJECTOR &RUN IN HOLE -TIE IN DEPTH FROM 11,930'MD WITH-22' _ CORRECTION 03:30 - 06:00 2.50 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 RUN IN HOLE TO WINDOW -P/U 47 K,S/O 22 KAT 12,350'MD -RUN IN HOLE WITH PUMPS OFF TO 12,386' MD WITH NO ISSUES -RECORD SLOW PUMP RATES& MILLING PARAMETERS(2.5 BPM @ 2970 PSI) -WORK THROUGH WINDOWAT 2.6 BPM& 3010 PSI -WORK 3 TIMES TO 12,386'MD WITH NO NOTICEABLE MOTOR WORK -DRY DRIFT THROUGH WINDOW-NO ISSUES -OPEN EDC AND PUMP 3.2 BPM AT 3370 PSI -PUMP 30 BBLS HI VIS SWEEP -SOME METAL AT SHAKERS ON BOTTOMS UP Printed 11/23/2015 2:10:36PM • North America-ALASKA-BP • Page 7 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:OOAM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor.NORDIC CALISTA UW:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code I NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) _ (usft) 06:00 - 07:45 1.75 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 POOH WITH MILLING ASSEMBLY FROM WINDOW -FLOW CHECK AT SURFACE,STATIC. -PJSM ON LAY DOWN BHA MAKE UP BILLET BHA -POP OFF WITH INJECTOR -.LAY DOWN MILLING ASSEMBLY NO MAJOR DAMAGE ON TOOL •TWO PIECES OF METAL PLUGGING WATER COURSES ON BIT ON OPPOSITE SIDES 07:45 - 08:15 0.50 DRILL X DPRB 14,231.00 PROD1 LAY DOWN MILLING ASSEMBLY - NO MAJOR DAMAGE ON TOOL -TWO PIECES OF METAL PLUGGING WATER COURSES ON BIT ON OPPOSITE SIDES -MU BILLET BHA ON BHI SMART TOOLS 08:15 - 13:00 4.75 DRILL C 14,231.00 PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE RIH. SLACK OFF WEIGHT WHILE RIH AT 22-24K. LOG TIE-IN WITH-27'CORRECTION. PICK UP WEIGHT AT WINDOW 45K. DOWN ON PUMPS,CLOSE EDC. -MOVE THROUGH WINDOW WITH BILLET. -HANGING UP MOVE ORIENTATION TO 180 DEG THE 90 DEG ROHS -ATTEMPT#6 TOOL RUNS PAST WINDOW. -RIH TO 12,464.3'TOOL ORIENTATION AT 20 DEG LOHS -PICK UP PIPE STRETCH+1'TO 12,463.3' -TOW©12,452'20 DEG LOHS -PRESSURE UP TO 4400 PSI,NOTE PRESSURE RELEASE TO 1450 PSI -SET 3K ON BILLET TO CONFIRM SET. 13:00 - 15:15 2.25 DRILL C 14,231.00 PROD1 POOH WITH MILLING ASSEMBLY FROM WINDOW. PJSM ON LAYING DOWN BHA. FLOW CHECK WELL,ALL GOOD. POP OFF WITH INJECTOR. 15:15 - 16:00 0.75 DRILL C 14,231.00 PROD1 LAY DOWN BHA,MOBILIZE RUNNING TOOL OFF OF RIG. MU LATERAL BHA WITH RE-RUN 3-3/4"X4-1/4"HYCALOG ON ULS MOTOR WITH 2.23°AKO AND NO RESISTIVITY TOOL. 16:00 - 18:30 2.50 DRILL C 14,231.00 PROD1 PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE RIH WITH BHA. LOG TIE-IN WITH-27' CORRECTION.CLOSE EDC. 18:30 - 19:15 0.75 DRILL C 14,231.00 PROD1 RIH TO 12,425'MD -CIRCULATE AT 2.9 BPM AND 3360 PSI -ACQUIRE SLOW PUMP RATES -RIH&DRY TAG AT 12,453'MD+ 19:15 - 21:30 2.25 DRILL C 14,231.00 PROD1 KICK OFF BILLET AT 12,453'MD. -FREE SPIN=3280 PSI AT 2.82 BPM RATE IN=2.82 BPM RATE OUT=2.84 BPM MW IN=9.61 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =11.00 PPG ROP= 1 FPH WOB= 0.5-1K CIRC PSI= 3400-3600 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT =253 BBLS Printed 11/23/2015 2:10:36PM • North America-ALASKA-BP • Page 8 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 21:30 - 23:30 2.00 DRILL C 14,231.00 PROD1 DRILLAT 12,462'MD FREE SPIN=3223 PSI AT 2.83 BPM RATE IN=2.83 BPM RATE OUT=2.84 BPM MW IN=9.58 PPG MW OUT=9.56 PPG ECD =10.99 PPG ROP= 20-35 FPH WOB= 1-2K CIRC PSI= 3300-3500 PSI IAP=0 PSI OAP=0 PSI PVT=356 BBLS DRILL TO 12,479'MD 23:30 - 00:00 0.50 DRILL X DFAL 12,479.00 PROD1 DETERMINE THAT DIRECTIONAL GAMMA SUB IS BAD PICK UP OFF BOTTOM AT 12,479'MD -PICK UP PAST BILLET AND FLOW CHECK WELL -WELL IS STATIC -PULL OUT OF HOLE 10/30/2015 00:00 - 02:00 2.00 DRILL X DFAL 12,479.00 PROD1 POH DUE TO BAD GAMMA SUB -POH FROM 13,700'MD AT 75-100 FPM -PJSM FOR FLOW CHECK AND LAYING DOWN BHA. -FLOW CHECK AT SURFACE,WELL IS STATIC. 02:00 - 03:00 1.00 DRILL X DFAL 12,479.00 PROD1 POP OFF WITH INJECTOR -LAY DOWN DIRECTIONAL BHA -PREPARE FOR E LINE SLACK MANAGEMENT -PJSM FOR SLACK MANAGEMENT AND CUTTING COIL 03:00 - 08:00 5.00 DRILL P PROD1 STAB INJECTOR REVERSE CIRCULATE TO PUSH SLACK INTO COIL POP OFF INJECTOR,CUT 50 FT COIL RE HEAD COIL CONNECTOR,PULL TEST TO 35K PRESSURE TEST TO 4000 PSI,GOOD TEST -INSTALL UPPER QUICK CONNECT, PRESSURE TEST CHECK VALVES. TEST FAILED. CHANGE OUT CHECK VALVES, RE-TEST. TEST GOOD. 08:00 - 08:45 0.75 DRILL X DFAL 12,479.00 PROD1 PJSM FOR MAKING UP NEW BHA. DISCUSS WELL CONDITIONS,MONITORING. MU BHA WITH 3.75"X4.25"BIT ONTO ULS MOTOR WITH 2.23°AKO ONTO BHI SMART TOOLS WITH NEW GAMMA SUB AND NO RESISITIVITY TOOL. 08:45 - 09:15 0.50 DRILL P PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. BRING RATE UP TO 3.0 BPM FOR ONE FULL COIL VOLUME TO PUMP SLACK FORWARD PER CTS PROCEDURE. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB DURING CIRCULATION. 09:15 - 12:00 2.75 DRILL X DFAL 12,479.00 PROD1 RIH WITH BHA. LOG TIE-IN WITH-32' CORRECTION. CONTINUE TO RIH. EXIT WINDOW WITH NO ISSUES. MOVE TO BOTTOM,TAG BOTTOM AT 12,480'. RECORD SLOW PUMP RATES. -AGREE TO AND VERIFY ALARM SETTINGS FOR PIT VOLUME,FLOW RATE CHANGE,AND MUD WEIGHT FOR DRILLING AHEAD Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 9 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UW:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 12:00 - 18:00 6.00 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 12,480'. FREE SPIN OF 3250 PSI AT 2.81 BPM. -FLOW RATE 2.80 BPM,3430-3750 PSI,ECD OF 11.1 PPG,2.4-6K WOB -MW IN 9.67 PPG,MW OUT 9.65,NO LOSSES TO FORMATION -IA AND OA AT 0 PSI ON TRIP IN AND DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI 18:00 - 22:30 4.50 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 12,480'TO 12,850'MD FREE SPIN OF 3250 PSI AT 2.81 BPM. RATE IN=2.91 BPM RATE OUT=2.92 BPM MW IN=9.69 PPG MW OUT=9.65 PPG ECD =11.11 PPG ROP= 50-75 FPH WOB=2-5K CIRC PSI= 3400-3600 PSI GEOLOGIST SHOWS FAULT EVIDENCE AT 12,650'&12,795'MD PUMP 15 BBL LO-VIS SWEEP AT 12,850'MD NO NOTICEABLE INCREASE IN CUTTINGS IAP=5 PSI OAP=50 PSI PVT=306 BBLS FLOW LINE AT 0 PSI FLOW CHECK WHILE PULLING OFF BOTTOM, WELL IS STATIC 22:30 - 00:00 1.50 DRILL C PROD1 POH FROM 12,850'MD AFTER LANDING BUILD SECTION -NO ISSUES PAST BILLET OR PULLING INTO WINDOW. OPEN EDC AT WINDOW. -POH AT 2.95 BPM,2600-2820 PSI AT 70-100 FPM -POH TO 4,750'MD AT MIDNIGHT -PJSM FOR FLOW CHECK AND LAYING DOWN BHA. FLOW CHECK AT SURFACE,ALL GOOD. POP OFF WITH INJECTOR. 10/31/2015 00:00 - 01:00 1.00 DRILL C PROD1 POH FROM 4,750'MD AT MIDNIGHT AFTER LANDING BUILD SECTION -POH AT 2.95 BPM,2600 PSI AT 100 FPM -PJSM FOR FLOW CHECK AND LAYING DOWN BHA. - FLOW CHECK AT SURFACE,ALL GOOD. 01:00 - 02:00 1.00 DRILL C PROD1 POP OFF WITH INJECTOR. -PJSM FOR MAKING UP BHA. BIT GRADE 1-1-NO. - MAKE UP LATERAL DRILLING BHA WITH RESISTIVITY SUB Printed 11/23/2015 2:10:36PM North America-ALASKA-BP • Page 10 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 02:00 - 06:00 4.00 DRILL C PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE PREPARING TO RIH. RUN IN HOLE WITH LATERAL DRILLING BHA -TIE IN DEPTH FROM 11,941'MD WITH-31' CORRECTION CONTINUE IN HOLE AND LOG FROM 12,475' TO 12,850'MD ESTABLISH SPR'S PRIOR TO DRILLING -AGREE TO AND VERIFY ALARM SETTINGS FOR PIT VOLUME CHANGE,FLOW RATE CHANGE,AND MUD WEIGHT CHANGE FOR DRILLING AHEAD 06:00 - 12:30 6.50 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 12,850'. FREE SPIN OF 3300 PSI AT 2.81 BPM. -FLOW RATE 2.85 BPM,3665-3785 PSI,ECD OF 11.1 PPG,3.0-4.4K WOB -MW IN 9.67 PPG,MW OUT 9.63,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 20 PSI,OAAT 75 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI -DIFFICULTY IN INITIATING DRILLING,SLACK OFF WEIGHT HAS REDUCED EVEN WITH SHORT WIPERS 12:30 - 13:30 1.00 DRILL C PROD1 WIPER TRIP UP TO WINDOW. PICK UP CLEAN,NO ISSUES PAST BILLET. PULL INTO WINDOW,LOG TIE-IN TO RA TAG WITH+2' CORRECTION. -RUN BACK DOWN,RUN IN A LITTLE RATTY WITH 15-22K SLACK OFF WEIGHT. 13:30 - 18:00 4.50 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 13,088'. FREE SPIN OF 3475 PSI AT 2.89 BPM. -FLOW RATE 2.85-2.90 BPM,3430-3840 PSI, ECD OF 11.15 PPG,3.0-3.8K WOB -MW IN 9.70 PPG,MW OUT 9.65,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 45 PSI,OA CLIMBED TO 130 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI 18:00 - 22:30 4.50 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 13,275'. -FREE SPIN OF 3530 PSI AT 2.92 BPM. -FLOW RATE 2.94 BPM,4040 PSI,ECD OF 11.15 PPG,2-3K WOB -MW IN 9.70 PPG,MW OUT 9.65,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 75 PSI,OA CLIMBED TO 170 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI 22:30 - 00:00 1.50 DRILL C PROD1 DRILL TO 13,576'MD WIPER TRIP UP TO WINDOW. PICK UP CLEAN,NO ISSUES PAST BILLET. PULL INTO WINDOW -LOG TIE-IN WITH+8'CORRECTION. -RUN BACK DOWN TO 13,500 FT AT MIDNIGHT 11/1/2015 00:00 - 01:00 2.00 DRILL C PROD1 RUN IN HOLE FROM 13,500'MD AFTER WIPER TRIP TO WINDOW -RIH TO 13,570'MD -ESTABLISH SPR'S DAYLIGHT SAVINGS TIME Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 11 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 01:00 - 09:15 8.25 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 13,575'. -FREE SPIN OF 3420 PSI AT 2.80 BPM. -FLOW RATE 2.82-2.87 BPM,3725-3840 PSI, INITIAL ECD OF 11.15 PPG ROSE TO 11.35, 2-3K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.51,BEGINNING TO SEE SLIGHT LOSSES TO FORMATION IA INCREASED TO 60 PSI,OA TO 125 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT O PSI -DIFFICULTY IN DRILLING AHEAD,ECD READING HAS INCREASED EVEN THOUGH IT IS A NEW MUD SYSTEM 09:15 - 15:30 6.25 DRILL C PROD1 WIPER TRIP IN ATTEMPT TO CLEAN UP HOLE. NO ISSUES PAST BILLET OR PULLING INTO WINDOW. OPEN EDC,JET TUBING AT 3.45 BPM.3300-3400 PSI. -30%INCREASE OF CUTTINGS WHILE PULLING UP HOLE, CONTINUE WITH WIPER. SHAKER CLEANED UP AT 4500',PULL UP TO 3500'. SHAKER CLEAN,TURN AROUND TO RUN BACK DOWN. LOST 10 BBLS DURING TRIP UP. -RIH AT 3.5 BPM,3400 PSI. LOG TIE-IN WITH +16'CORRECTION. CLOSE EDC,RUN THROUGH WINDOW. NO ISSUES RUNNING DOWN. 15:30 - 18:30 3.00 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,047'. -FREE SPIN OF 3470 PSI AT 2.85 BPM. -FLOW RATE 2.85-2.87 BPM,3490 PSI,INITIAL ECD OF 11.25 PPG ROSE TO 11.35,2.35-3.5K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.51,BEGINNING TO SEE SLIGHT LOSSES TO FORMATION -BLED IA FROM 150 PSI TO 15 PSI,OA ROSE TO 190 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI 18:30 - 23:30 5.00 DRILL X STUC PROD1 DRILL TO 14,136'MD -P/U OFF BOTTOM,25K OVERPULL, DIFFERENTIALLY STUCK AT 14,125' -ATTEMPT TO WORK PIPE,PUMP BOTTOMS UP AND ALLOW TO RELAX PUMP 15BBLS OF HI-VIS 9.5PPG FLUID FOLLOWED BY 20 BBLS OF 7 PPG MINERAL OIL FOLLOWED BY 15BBLS OF HI-VIS 9.5PPG FLUID DISPLACED BY 9.5PPG DRILLING MUD. -PUMP 10 BBLS MINERAL OIL OUT OF COIL& LET SOAK -WORK PIPE FREE. -WIPER TO WINDOW HOLDING 150 PSI WHP WHILE CIRCULATING UP MINERAL OIL. -PUMP 2.80 BPM @ 3290 PSI LOG TIE-IN AT 12,360'MD WITH+9.5' CORRECTION. RUN BACK IN HOLE 23:30 - 00:00 0.50 DRILL C PROD1 RUN BACK IN TO 14,050'MD -SLACK OFF 10 K, -DIFFICULTY RUNNING THROUGH SHALE, WORK THROUGH FROM 14,050'MD TO TO 14,133'MD -ESTABLISH SPR'S -BEGIN DRILLING AT 14,136'MD AT 23:55 HRS Printed 11/23/2015 2:10:36PM North America-ALASKA-BP Page 12 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UW:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/2/2015 00:00 - 02:00 2.00 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,138'TO 14,200'MD -FREE SPIN OF 3420 PSI AT 2.85 BPM. -FLOW RATE 2.85-2.87 BPM,3490 PSI,INITIAL ECD OF 11.20 PPG,2.0-3.0 WOB -ECD ROSE JUST AFTER DRILLING BEGAN TO 11.35 -PUMP 10 BBL LO/HI VIS SWEEP,WIPE BACK TO 13,800' -15%INCREASE IN CUTTINGS RETURNED WITH SWEEP -MW IN 9.56 PPG,MW OUT 9.54, -RUN BACK IN HOLE 02:00 - 02:30 0.50 DRILL C PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,200'TO 14,231'. 02:30 - 05:00 2.50 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,231'. -FREE SPIN OF 3430 PSI AT 2.85 BPM. -FLOW RATE 2.80-2.85 BPM,3500-3650 PSI, ECD OF 11.22-11.30 PP,2.3-2.75K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.51 -IA AT 115 PSI,OA AT 270 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI -DRILL TO 14,292'MD,PUMP 10 BBL EACH LO /HI-VIS SWEEP IN PREPARATION FOR WIPER TRIP -P/U 30 K ON WAY OUT OF HOLE,STRING DIFFERENTIALLY STUCK AT 14,280' 05:00 - 07:15 2.25 DRILL N STUC PROD1 ALLOW SWEEP TO RETURN TO SURFACE& LET FORMATION RELAX PER WELL PLAN -10-15%INCREASE IN CUTTINGS FROM SWEEP -LINE-UP TO PUMP MINERAL OIL -BLEED IA FROM 150 PSI TO 6 PSI AND BLEED OA FROM 280 PSI TO 10 PSI. -CIRCULATE 10 BBLS HI-VIS PILL,20 BBLS MINERAL OIL FOLLOWED BY ANOTHER 10 BBL HI-VIS PILL -CIRCULATE DOWN AND PLACE 10 BBLS OUTSIDE OF COIL,LET SOAK AND PULL. POPPED FREE IMMEDIATELY WITH 90K UP WEIGHT(-35K OVERPULL) 07:15 - 11:00 3.75 DRILL P PROD1 MOVE COIL AND CLEAN UP WELLBORE. CIRCULATE MINERAL OIL OUT. HOLD 150-200 PSI BACKPRESSURE WITH CHOKE TO MAINTAIN OVERBALANCE TO IAAS MINERAL OIL COMES UP HOLE. -CIRCULATE UNTIL SWEEP AND MINERAL OIL IS OUT OF HOLE. CONDUCT WIPER UP TO WINDOW,LOG TIE-IN TO RA TAG WITH+14' CORRECTION. PICK UP WEIGHT COMING UP HOLE AVERAGED 42-44K..RUN BACK DOWN WITH 19-22K SLACK OFF WEIGHT. Printed 11/23/2015 2:10:36PM North America-ALASKA-BP Page 13 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) _ 11:00 - 13:00 2.00 DRILL P PROM RECORD SLOW PUMP RATES ON BOTTOM. FREE SPIN OF 3460 PSI AT 2.83 BPM. DRILL AHEAD FROM 14,292'. -FAULT NOTED AT 14,290' -2.81-2.85 BPM,3500-3880 PSI,WOB 2.6-3..2K BUT DROPPED TO ALMOST 0,ECD AT 11.4 PPG -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.50 PPG,SLIGHT LOSSES TO FORMATION DURING DRILLING -HAVING TROUBLE WITH DRILLING AHEAD FROM 14,373'(COINCIDES WITH END OF BHA ACROSS FAULT). CONDUCT 200'WIPER,NOT ABLE TO INITIATE DRILLING. MAKE SEVERAL ATTEMPTS TO"SPUD IN"BUT NO PROGRESS. CONDUCT ANOTHER LONG WIPER TO SEE IF IT WILL HELP,PICK UP OFF BOTTOM CLEAN. PICK UP WEIGHT COMING UP HOLE 48-51 K. RUN BACK DOWN WITH 14-18K SLACK OFF WEIGHT. CANNOT GET GOOD WEIGHT TO BIT TRANSFER OR SUSTAIN MOTOR WORK FLOW CHECK OFF BOTTOM,ALL GOOD. 13:00 - 17:00 4.00 DRILL P PROD1 POH WITH BHA. PICK UP WEIGHT COMING UP HOLE 42-45K. NO ISSUES PAST FAULT LOCATIONS. PJSM FOR SWAPPING BHAAND MAKING UP AGITATOR 17:00 - 18:30 1.50 DRILL P PROD1 AT SURFACE,SET INJECTOR TO SIDE. -LAY DOWN BHA. BREAK OUT UPPER QUICK SECTION. BIT GRADE 1-1-NO,W/PLUGGED NOZZLE -PJSM FOR MAKING UP BHA. MAKE UP LATERAL BHA WITH AGITATOR. -CONDUCT N2 BACK UP USAGE TEST ON ACCUMULATOR. NORDIC SUPERINTENDANT,TOOLPUSHER AND WSL PRESENT NO LEAK BY OF N2 PAST KR VALVES 18:30 - 22:00 3.50 DRILL P PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE PREPARING TO RIH. RIH AND SHALLOW TEST AGITATOR. -TIE IN DEPTH FROM 11,915'MD WITH-32' CORRECTION -CONTINUE IN HOLE TO 14,395'MD ESTABLISH SPR'S 22:00 - 22:30 0.50 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,395'. -FREE SPIN OF 3650 PSI AT 2.80 BPM. -FLOW RATE 2.48-2.52 BPM,3825-3940 PSI, INITIAL ECD OF 11.25 PPG, 2-3K WOB -MW IN 9.56 PPG,MW OUT 9.51, -IA INCREASED TO 60 PSI,OA TO 125 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 14 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 22:30 - 00:00 1.50 DRILL N DFAL 14,400.00 PROD1 CANNOT CONTROL TOOLFACE,KEEPS ORIENTING TO HIGH SIDE WHEN DIRECTIONAL REQUIREMENTS ARE LOW SIDE. MAKE SEVERAL ATTEMPTS TO ORIENT,DETERMINE THAT DIRECTIONAL ORIENTING SUB(HOT)HAS FAILED. PREPARE TO POH FOR BHA CHANGE. PICK UP OFF BOTTOM AT 14,400'MD,FLOW CHECK GOOD. -PUMP LO/HI-VIS SWEEP -PULL OUT OF HOLE TO 13,600'MD AT MIDNIGHT 11/3/2015 00:00 - 03:00 3.00 DRILL N DEAL 14,400.00 PROD1 POH DUE TO HOT TOOL FAILURE -POH FROM 13,600'MD AT 35 FPM -PJSM FOR FLOW CHECK AND CHANGING OUT BHA. -FLOW CHECK AT SURFACE,WELL IS STATIC. PULL BHA TO SURFACE. 03:00 - 04:30 1.50 DRILL N DFAL 14,400.00 PROD1 POP OFF WITH INJECTOR -LAY DOWN AND CHANGE OUT BHA -PICK UP NEW HOT TOOL AND INSPECT BHA, BHA IN GOOD CONDITION 04:30 - 08:00 3.50 DRILL N DFAL 14,400.00 PROD1 STAB ON WITH INJECTOR. PRESSURE TEST QUICK TEST SUB WHILE PREPARING TO RIH. RIH AND SHALLOW TEST AGITATOR,TEST GOOD. CONTINUE TO RIH. LOG TIE-IN WITH-30'CORRECTION. RUN THROUGH WINDOW AND PAST BILLET WITH NO PROBLEMS. RUN TO BOTTOM, RECORD SLOW PUMP RATES. 08:00 - 10:00 2.00 DRILL P PROD1 TAG BOTTOM AND DRILL AHEAD FROM 14,400'. -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.53 PPG,ECD OF 11.2 PPG,WOB 1.75-3.1K -AGITATOR IS DISRUPTING SURVEY QUALITY AND ORIENTATION AT 2.8 BPM. CUT RATE BACK TO 2.25 BPM AND BOTH ABILITY TO CONTROL ORIENTATION AND SURVEY DATA IS MUCH BETTER. -LOST ABILITY TO MOVE DOWN WITH INJECTOR,PRESSURES DROPPED OFF. ABLE TO PICK UP BUT NOT GO DOWN. 10:00 - 11:00 1.00 DRILL N SFAL 14,466.00 PROD1 CONDUCT SURFACE CHECK OF LINES TO ENSURE NO LEAKS OR BROKEN HYDRAULIC LINES. DISCUSS PROBLEM WITH CTS TECHNICIAN,LOOK FOR LOOSE OR BROKEN WIRE IN CONTROL CONSOLE. -PICK UP HOLE DURING TROUBLESHOOTING AND WAITING ON TECHNICIAN -CIRCULATE AT 3.28 BPM,3430 PSI,PICK UP WEIGHT OF 43-45K -MW IN 9.56 PPG,MW OUT 9.51 PPG TECHNICIAN ON LOCATION-TROUBLESHOOT &CHANGE OUT POWER PACK RELAY CARD,. TEST INJECTOR&POWER PACK AND ALL SYSTEMS FUNCTION PROPERLY. Printed 11/23/2015 2:10:36PM • North America-ALASKA-BP Page 15 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11:00 - 18:00 7.00 DRILL P PROD1 RUN BACK IN HOLE TAG BOTTOM AT 14,465 FT DRILL AHEAD FROM 14,465'. -FREE SPIN OF 3250 PSI AT 2.28 BPM. -FLOW RATE 2.28 BPM,3300 PSI,ECD OF 11.23 PPG,2-3K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.50,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 0 PSI,OA CLIMB FROM 0 TO 10 PSI PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD,FLOW LINE AT 0 PSI 18:00 - 00:00 6.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,650'. -FREE SPIN OF 3250 PSI AT 2.28 BPM. -FLOW RATE 2.28 BPM,3300 PSI,ECD OF 11.23 PPG,2-3K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.50,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 7 PSI,OA CLIMB FROM 1 0 TO 17 PSI PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD, FLOW LINE AT 0 PSI 11/4/2015 00:00 - 04:00 4.00 DRILL P PROD1 DRILL AHEAD FROM 14,738 -FREE SPIN OF 3250 PSI AT 2.28 BPM. -FLOW RATE 2.28 BPM,3300 PSI,ECD OF 11.23 PPG,2-3K WOB -MW IN 9.55 PPG,MW OUT 9.50,NO LOSSES TO FORMATION -IAAT 122 PSI,OA CLIMB FROM 1 0 TO 114 PSI DURING DRILLING FOR THIS PERIOD, FLOW LINE AT 0 PSI 04:00 - 08:00 4.00 DRILL P PROD1 DRILLING BECOMING MORE DIFFICULT. STARTING TO STICK BELOW 14750' PULLING 50-70K -GEO PULLED SAMPLE. KAVIK IN SAMPLE. -TD CALLED AT UNCORRECTED MEASURED DEPTH OF 14,805 FT -WIPER TRIP TO 3,500'MD. -CLEAN PICK UP -NO ISSUES WHILE POOH 08:00 - 14:30 6.50 DRILL P PROD1 RUN BACK IN HOLE FROM 3,500'MD -RIH AT 70 FPM,PUMP 3 BPM AT 3,300 PSI -TAG 14815'MD UNCORRECTED,PICK UP CLEAN OFF OF BOTTOM -PUMP 20 BBLS LO/HI VIS SWEEP -WIPER TRIP UP TO WINDOW. -PUW PULLING UP HOLE 42-47K -PUMP 3.1 BPM,2800-3200 PSI. -PULL ACROSS BILLET AND UP TO WINDOW WITH NO ISSUES 14:30 - 16:00 1.50 DRILL P PROD1 RUN BACK IN HOLE -FINAL DEPTH CORRECTION AT 12,405'MD -LOG TIE-IN WITH+5'CORRECTION. -RIH WITH BHA AT 25-35 FPM,CIRC RATE OF 2.80 BPM,3630 PSI. - HOLE CLEAN DOWN TO TD. -TAG TD,CORRECTED DEPTH OF 14,815' Printed 11/23/2015 2:10:36PM • • North America-ALASKA-BP Page 16 of 16 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:RE-ENTER-ONSHORE(RON) Start Date:10/25/2015 End Date: X3-017F7-C:(2,105,698.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 16:00 - 19:30 3.50 DRILL P PROD1 LAY IN LINER RUNNING PILL. NO ISSUES COMING THROUGH SHALE WITH PUMPS BACKED OFF -PULL OUT OF HOLE AT 0.5 BPM UNTIL PILL IS OUT OF COIL -PERFORM DYNAMIC FLOW CHECK AT WINDOW. WELL STATIC 11,404'EOP DEPTH(YELLOW FLAG) -9199' EOP DEPTH(WHITE FLAG) -PULL TO 200' PERFORM 10 MINUTE FLOW CHECK. WELL STATIC -SHUT WELL IN AT 20:50 19:30 - 22:00 2.50 BOPSUR P PROD1 FINISH SHELL TEST NOTIFIED AOGCC OF TEST. 22:00 - 22:30 0.50 BOPSUR P PROD1 AOGCC REP BRIAN BIXBY ARRIVED FOR WITNESS 22:30 - 00:00 1.50 BOPSUR P PROD1 CONTINUE WITH BOPE TEST 11/5/2015 00:00 - 08:00 8.00 BOPSUR P PROD1 CONTINUED WITH BOPE TEST -PU INJECTOR&REMOVE CHECKS FROM UQC.STAB ON TO WELL&TEST INNER REEL VALVE&PACKOFFS. -POP OFF WELL.INSTALL CHECK VALVES. -INSTALL TEST HOSE&TEST CHECK VALVES. 'RD TEST HOSE. -RIG DOWN TEST EQUIPMENT&PREPARE FOR SLACK MANAGEMENT Printed 11/23/2015 2:10:36PM • North America-ALASKA-BP Page 1 of 5 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/5/2015 End Date:11/8/2015 X3-017F7-C:(1,536,284.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 11/5/2015 08:00 - 10:00 2.00 CASING P RUNPRD PUMP SLACK FROM REEL -PUMP OUT SLACK -RECOVER 281 FT OF ELINE -INSTALL BTT CTC -M/U NOZZLE AND STAB INJECTOR -LOAD 3/4"BALL AND DRIFT COIL -PUMP AT 0.5 BPM,750 PSI -BALL RECOVERED -INSTALL NIGHT CAP 10:00 - 10:30 0.50 CASING P RUNPRD PREPARE TO RUN LINER -BOT/WSL/PUSHER/DRILLER VERIFIED LINER RUNNING ORDER. -PREP FLOOR AND RIG UP TONGS 10:30 - 14:00 3.50 CASING P RUNPRD PJSM TO RUN LINER -M/U BULL NOSE,4 JTS 2-7/8",1 2-7/8"PUP, &SHOE TRACK WITH STAGE COLLER PINNED FOR 2000 PSI -DRIFT JOINTS 7-11 -RUN IN HOLE WITH 51 JTS OF 2-7/8"L-80 STL LINER WITH RA TAG PUP AT 13,485' 14:00 - 17:00 3.00 CASING P RUNPRD CROSS OVER TO 3-1/4"L80 TC-II LINER -RUN IN HOLE WITH 27 JTS OF 3-1/4"LINER -X/O TO RUN 14 JTS OF 3-1/2"STL LINER -M/U&RUN SELRT,AND 6 JTS 2-3/8"PH6 -RIG DOWN TONGS&ELEVATORS,CLEAN& CLEAR RIG FLOOR 17:00 - 18:00 1.00 CASING P RUNPRD PICK UP INJECTOR -MAKE UP COIL CONNECTOR TO LINER -STAB INJECTOR AND RUN IN HOLE 18:00 - 20:00 2.00 CASING P RUNPRD RIH WITH LINER ASSEMBLY TO FIRST FLAG -16 CORRECTION 20:00 - 00:00 4.00 CASING P RUNPRD START SETTING DOWN AT 14237' START WORKING LINER TO BOTTOM -DRIVE BY FLAG DO TO LINER MOVING. -16' CORRECTION -CONTINUE TO WORK TO BOTTOM -LAND LINER AT 14830'-16'=14814' TAG MULTIPLE TIMES. LINER RIGHT ON DEPTH. -LOAD AND LAUNCH 5/8"BALL WITH 10 BBL PILL OF 1%KCL -1.96 BPM/1.96 BPM @ 2582# 9.53 PPG IN/ 9.54 PPG OUT -21.3 OVER GOOSE NECK, 24 BBLS AWAY SLOW RATE TO 1 BPM -1.02 IN/1.02 BPM OUT 9.52 PPG IN /9.54 PPG OUT 1893# -53.7 BBLS BALL LANDED. SHEARED AT 4200# PICKED UP TO BREAKOVER AT 14,818'TWICE 38K. WE ARE RELEASED. 11/6/2015 00:00 - 03:00 3.00 CASING P RUNPRD CIRCULATE 1%KCL W/SAFELUBE 1.5 BPM IN/1.5 BPM OUT 03:00 - 05:00 2.00 CASING P RUNPRD FINISH OFFLOADED MUD. BRING ON EXHAUST PILL. PJSM FOR PT/CEMENT JOB. SEND 5 BBLS KCL TO CEMENTERS. Printed 11/23/2015 2:11:45PM • • North America-ALASKA-BP Page 2 of 5 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/5/2015 End Date:11/8/2015 X3-017F7-C:(1,536,284.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UW:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To 1 Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 05:00 - 06:00 1.00 CASING P RUNPRD HOLD PRE JOB WITH CEMENTERS DISCUSS MM BEING OUR LOWEST RATED COMPONENT. PT CEMENTERS:LOW/HIGH 6000# 06:00 - 07:00 1.00 CASING P RUNPRD CEMENT LINER- -SLB BREAK CIRC WITH KCL AND TEST LINES 250 PSI/6000 PSI -BATCH UP INITIAL TUB OF CEMENT. CEMENT UP TO WEIGHT AT 05:17 HRS -ZERO IN MM -LOAD 30.2 BBLS OF 15.8 PPG CEMENT IN REEL ON THE FLY -PUSH 5 BBLS OF EXHAUST TO CEMENTERS -SWAP TO COIL UNIT AND INCREASE RATE TO 2.0 BPM @ 1685# -CEMENT TO SHOE AT 81.1 BBLS -ZERO OUT MM. START TAKING RETURNS TO GAUGE PIT. -SHUT DOWN PUMPS AT 91 BBLS AWAY WITH 10.5 BBLS BEHIND PIPE -PICK UP TO BREAKOVER+13'PER BTT REP AND EXPOSE DOGS -SET DOWN AND LAUNCH PEE WEE DART. APPLY 1000#, VERIFY PEE WEE ON SEAT. -PU UNTIL PRESSURE FELL OFF. EXHAUSTED 2 BBLS CEMENT /3 BBLS EXHAUST -OPEN BAKER CHOKE. SET BACK DOWN. -ZERO IN MM ON COIL UNIT -LINER WIPER PLUG SHEARED AT 4200 PSI AT 0.3 BBLS -DISPLACE LINER WIPER PLUG AT 1.95 BPM AT 2775 PSI. -AT 19.5 BBLS DISPLACED,PRESSURE INCREASE TO 3,360 PSI DOWN ON PUMPS-PRESSURE HOLDING AT 3360 PSI,INDICATING PLUG IS ON SEAT CALL ODE FOR APPROVAL TO PUMP UP TO 0.5 BBLS MORE -PLUG BUMPED AT 19.6 BBLS AT 4200 PSI -TOTAL CEMENT BEHIND PIPE=29.1 BBLS CEMENT IN PLACE AT 07:00 -OPEN BAKER CHOKE AND CHECK FLOATS- FLOATS OK -CLOSE BAKER CHOKE AND PU TO EXPOSE CIRCULATING PORTS -PUMP 5 BBLS OF EXHAUST PILL AT TOP OF LINER AT 0.75 BPM 07:00 - 09:30 2.50 CASING P RUNPRD PULL OUT OF HOLE -POH,PUMPING 0.5-0.75 BPM -FLOW CHECK PRIOR TO BHA COMING INTO WELLHEAD, WELL IS STATIC 09:30 - 10:30 1.00 CASING P RUNPRD PJSM LAY DOWN LINER RUNNING TOOL -STAND BACK INJECTOR -LAY DOWN 6 JTS 2-3/8"PH6 -L/D LINER RT -BALL RECOVERED -CUT OFF CTC Printed 11/23/2015 2:11:45PM • North America-ALASKA-BP • Page 3 of 5 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/5/2015 End Date:11/8/2015 X3-017F7-C:(1,536,284.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 10:30 - 14:30 4.00 BOPSUR P OTHCMP PJSM SWAP RAMS 2-3/8"X 3-1/2"VBR TO 1-1/4"CSH- CLOSE MASTER&SWAB VALVES AND LTT GOOD TEST SUCK OUT STACK BLEED DOWN KOOMEY&LOTO SWAP OUT RAMS SHELL TEST BOP'S THEN TEST 1-1/4 RAMS AND ANNULAR INSTALL NIGHT CAP AND PT TO OPEN UP TO THE WELL WELL IS STATIC 14:30 - 16:00 1.50 CLEAN P OTHCMP PJSM TO MAKE UP CLEANOUT BHAAND LOGGING TOOL M/U CLEAN OUT/LOGGING BHA -52 JTS OF CSH RAN,CIRCULATE TO FLUSH THE SCALE OUT TO ENSURE IT DOES NOT PACK OFF THE LOGGING CARRIER OR MOTOR 16:00 - 19:30 3.50 CLEAN P OTHCMP SWAP TO COIL STAB INJECTOR -RIH 19:30 - 00:00 4.50 CLEAN P OTHCMP START LOGGING DOWN AT 30'/MIN -0.76 BPM/0.92 BPM -8.42 BPM/8.62 PPG OVERBOARDING CEMENT RETURNS -TAG PBTD AT UNCORRECTED 14661' GOOD INDICATION OF MOTOR WORK. STILL GETTING CONTAMINATED CEMENT RETURNS. -PERFORM DYNAMIC FLOW CHECK. WELL 1:1. START LOGGING OFF BOTTOM AT 20'/MIN -PAINT WHITE FLAG AT 14532.4 CTDS(12826' MECHANICAL) -CONTINUE CIRCULATING OUT CONTAMINATED CEMENT RETURNS. LAY IN CLEAN 1%KCL W/SAFELUBE -LOGGING OUT AT 12500' 11/7/2015 00:00 - 01:15 1.25 CLEAN P OTHCMP CONTINUE LOGGING PAINT BLUE/WHITE FLAG 11791.1'CTDS (10089.46'UNCORRECTED EOP) LOG UP TO 11250' PAUSE. POOH 01:15 - 03:15 2.00 CLEAN P OTHCMP POOH PJSM FOR LAYING DOWN HYDRIL PERFORM 10 MIN FLOW CHECK. WELL STATIC 03:15 - 09:00 5.75 CLEAN P OTHCMP LAY DOWN BHA -LAY DOWN 24 JOINTS OF 1-1/4"CS HYDRIL -RACK BACK 26 JOINTS OF 1-1/4"CSH -LAY DOWN LOGGING TOOLS AND MOTOR/ MILL -WAIT ON MEMORY LOG DATA -CLEAN AND CLEAR RIG FLOOR -UNLOAD LOGGING TOOLS FROM PIPE SHED -LOAD PERF GUNS IN PIPE SHED -PREPARE FOR LINER LAP TEST -CORRELATE LOG WITH-22 FT CORRECTION Printed 11/23/2015 2:11:45PM • North America-ALASKA-BP • Page 4 of 5 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/5/2015 End Date:11/8/2015 X3-017F7-C:(1,536,284.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/Time:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 09:00 - 11:00 2.00 EVAL P OTHCMP TEST LINER LAP WHILE WAITING FOR PERF MEMO -GOOD DATA FROM MEMORY LOG -GEO TEAM PREPARING PERF MEMO PJSM FOR LINER LAP TEST. INSTALL AND TEST NIGHT CAP,OPEN WELL. CONFIRM VALVE ALIGNMENT PRIOR TO TEST LOW PRESSURE TESTIS GOOD,HOLD 290 PSI FOR 5 MIN. PRESSURE UP FOR HIGH PT. PRESSURE BUILDS TO 2705 PSI LOSE 10 PSI IN 1ST 15 MINS LOSE 10 PSI IN 2ND 15 MINS DISCUSS RESULTS WITH ODE LINER LAP TEST APPROVED 11:00 - 11:30 0.50 PERF P OTHCMP RIG DOWN TEST EQUIPMENT DISCUSS PERFORATING PLAN WITH GEOLOGISTS,LOGGING TECH&TCP REP PREP RIG FLOOR FOR RUNNING PERF GUNS. 11:30 - 14:30 3.00 PERF P OTHCMP PJSM TO MAKE UP PERF GUN BHA. MAKE UP 38 GUNS+BLANKS. MAKE UP 26 JOINTS OF 1-1/4"CSH. PU INJECTOR&MU COIL TO BHA.STAB ONTO WELL. 14:30 - 20:30 6.00 PERF P OTHCMP RIH WITH PERF GUNS. CIRC 1%KCL AT 0.5 BPM& 225 PSI. TAG BOTTOM TWICE. CORRECT DEPTH TO CORRECTED PBTD RUN THROUGH FIRING SEQUENCE. PICK UP HOLE TO BOTTOM SHOT AT 14,630' FT. GUN FIRED ON DEPTH. GOOD INDICATION 20:30 - 23:15 2.75 PERF P OTHCMP MAINTAIN 200#ON CHOKE WHILE PULLING OUT OF LINER STOP ABOVE LINER TOP. OPEN CHOKE. PERFORM 10 MINI FLOW CHECK. WELL STATIC POOH 23:15 - 00:00 0.75 PERF P OTHCMP 10 MIN FLOWCHECK WELL STATIC. FLUSH WORKSTRING IMTH FRESHWATER 11/8/2015 00:00 - 04:00 4.00 PERF P OTHCMP PJSM, LAY DOWN DOWN CS HYDRIL START LAYING GUNS DOWN ALL SHOTS FIRED. CLEAN AND CLEAR RIG FLOOR 04:00 - 06:00 2.00 CONDHL P POST PJSM W/LRS AND CREW MAKE UP NOZZLE BHA RIH TO FREEZE PROTECT 38 BBLS DIESEL TAG UP. CLOSE MASTER AND SWAB. 06:00 - 09:30 3.50 CONDHL P POST C/O PJSM WITH N2 PUMP CREW -PERFORM PRESSURE CROSSCHECK CHECKLIST WITH PUMP CREW -VERIFY N2 PUMP TRUCK TRIPS -PRESS TEST N2 TRUCK TO 250/3500 PSI FOR 5/5 MINI -BLOW DOWN REEL,TAKE RETURNS TO TIGER TANK -POP OFF,STAND BACK INJECTOR Printed 11/23/2015 2:11:45PM North America-ALASKA-BP • Page 5 of 5 Operation Summary Report Common Well Name:15-07 AFE No Event Type:COM-ONSHORE(CON) Start Date:11/5/2015 End Date:11/8/2015 X3-017F7-C:(1,536,284.00) Project:Prudhoe Bay Site:PB DS 15 Rig Name/No.:NORDIC 2 Spud Date/me:8/16/1984 12:00:00AM Rig Release:11/8/2015 Rig Contractor:NORDIC CALISTA UWI:500292116600 Active datum:57.77'@57.77usft(above Mean Sea Level) Date From-To Hrs Task Code NPT NPT Depth Phase Description of Operations (hr) (usft) 09:30 - 11:00 1.50 CONDHL P POST PJSM WITH VALVE CREW -VALVE CREW GREASE TREE -CLOSE MASTER AND SWAB VALVES -LEAK TIGHT TEST TREE,NO VISIBLE LEAKS 11:00 - 15:00 4.00 CONDHL P POST OPEN BOP DOORS,INSPECT ALL RAMS. CHANGE OUT BLADE SEAL ON BLIND/ SHEAR,UPPER PIPE/SLIP RAM SEAL. REMOVE 1-1/4"CSH RAMS,INSTALL 2-3/8"X 3-1/2"VBR. CONTINUE CLEANING AND EMPTYING PITS. 15:00 - 18:00 3.00 CONDHL P POST REMOVE BOPS,INSTALL TREE CAP. ' PRESSURE TEST TREE CAP,GOOD. RIG RELEASED 18:00 PJSM,FOR PULLING RIG OFF WELL WITHOUT TWC. -WSL VERIFIED 12"X 12"CHOCK WAS IN PLACE -SUPERINTENDENT VERIFIED ESD FUNCTIONED AND MANNED WHILE PULLING OFF WELL -RADIO CHECK PERFORMED WITH CREW MEMBERS AND SPOTTING POSITIONS ASSIGNED -AGREEMENT WAS MADE THAT"STOP"WAS THE COMMAND -ALL INVOLVED WERE AWARE OF NO TWC SET. Printed 11/23/2015 2:11:45PM • • IP W gig MBA `m_ m CL m i Q t J O Q O. 1 CD CC Ce ■V >+ L _ i CD GD m E a Q t c CO M�M in CO N Wa r L tif ° o o Q -0MoMoo .2-- CL = o L W 1 1 ■ Z ae- � o LL `° N • • co __ It $ z 4 ° ° ° } ■ co°u3 co § co s— _ _ � 2 2 7 } / < - - ) - co co \/ j \ \ _ ) /§ �� [ / - ww ) ( , — , / S k\ § \ \ / Ell ] ] 3(� iii -ei ) co � k RRA a Ist U) } c /$ 2 k 7 ( = | � k = = ._ co § ) ) § }k E 20x ; . 1 i _ - ] ■ z2o \ cn- \ \ N- CO / &CO _ CD J \ � fC / 2 0 , a 0 . £ _' } ) Zf - CA 03 CO N 0) k { \ f § § § 0 ; 2 CO « « § - ■ XI 2J 2 - � £ ,. f2 `' < < i —7 . 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I I I J _ _.1 - J J Pi _ J 4" I I Irk LEGEND 4 04 0i I I I 0-- 15-07,15-0 *7 V12 542:10.. 15-10,15-10A7 90A V1 104:1°15-30,15-30APW30APB1 V10 15000 -0' 15-07,15-07A,15-07A V10 -9- I►gelaPt8pIGl, IptIa(2500 usftfin)-4-- 15-30,15-30B,15-30B VO -I- 15-07,15-07B,15-07BV12II15-11,15-11A,15-11AV3 -9- 15-31,15-31,15-31 V1 -ti- 15-07,15-07C,15-07C V5 -X- 15-11,15-11 B,15-11 B V6 -4- 15-31,15-31 A,15-31 A V4 -e- 15-07,15-07CL1,15-07CL1 VO -e- 15-11,15-11C,15-11CVO -)E- 15-31,15-31A,Plan#108V1 -B- 15-07,15-07DPB1,15-07DPB1 VO -4- 15-11,15-11CPB1,15-11CPB1 V0 -e- 15-31,15-31B,15-31BV6 -$- 15-07,15-07DPB2,15-07 DPB2 VO $- 15-16,15-16A,15-16A V3 4E- 15-34,15-34,15-34 V1 -e- 15-08,15-08,15-08 V4 -ler- 15-20,15-20,15-20 V5 -ite- 15-34,15-34A,15-34A V1 -1- 15-08,15-08A,15-08A V4 -9- 15-20,15-20A,15-20A V6 -e- 15-35,15-35,15-35 V1 94- 15-08,15-08APB1,15-08APB1 V4 -e- 15-20,15-20APB1,15-20APB1 V6 -a- 15-37,15-37B,15-37B V4 $ 15-08,15-08APB2,15-08APB2 V2 $ 15-20,15-208,15-20B V5 - 15-49,15-49,15-49 V2 -e- 15-08,15-08B,15-08B V2 -IE- 15-20,15-20B,15-20B Wp 5.1 V6 -Tr- 15-49,15-49A,15-49A V5 -e- 15-08,15-08BPB1,15-08BPB1 V3 -1- 15-20,15-20C,15-20C V2 -9- 15-49,15-49APB1,15-49APB1 V2 -9' 15-Ui5,15-Ui t.,,15-UM,Vb - lb-15,15-15,15-15 V l neg- 15-49,15-4913,15-4913 VU 11/23/2015 12.07:44PM Page 5 of 5 COMPASS 5000.1 Build 61 • • • cp 0_ o \ L.2 ial } § $ - ® / c \ to 2 § / , ) \ § j a 2 j ` x O X 0 ƒ \ ) @ _ § © $ / $ 3 g ® ® [ f \ { $ co / \ } 0 0 0 0 k e e ON } /i\ \ \ » i f ; 2 E \ - - 0 § 0 a { k ) \ .. E ° jus f ( * \ # & ) 2 / / » ) I ) = E •-=-- (1.) \ ( f - a u 7 o \ \ / = r 0 03 / ± i F _ k } j e 2 [ ( / / ] / 2 _ 2 ® \ 2 ( \ cc c \ / \ \ \ \ \ / \ j a > f \ E . D « 2 \ rt J ' .. it 0 I" / < e / A ƒ ) y < \ j % = J Z \ 0 ce � CO \ \ -2 e § w Ci) k k / \ § a = E'R | I2 ( _ R 4 0 ) m o ce < } ( .s a H e / \ { \ » \ < e < z m 3 § \ j / \ < ± / G 2 m 0 Z - < s < a o » ) < g = & OU z § §UJ 17 IL CO N. o W D > Z < o u / 0 0 » 2 k / / CO ] } \ ƒ / _ ) § $ k \ | k } 0 0 ° E . R p 2 RI 2 ( \ § ( •\ t / / ai ) ƒ k : . \ / § / f - u w \ e E a , 3 § /;! TS- \ a. } { \ \ / a \ 0 z o / G = j o o \ } ) ) ] ) / 7 \ ) \ / § § \ 0 • N U ° N n 3 m E N ° .c-2u E C a Q L .J a Q m o a n, 0 Es J ri 0 0 -0 _o U E N H 0 I w m g m a _ 7 N U E to N z z m U 0 a) m o r. a) 0- .2- a - .. H O coo o U m 1° H l- a) v C a 00 N iD N N H 00 M E • j > 0 - N O _O y �, a E -- w H O a C ra os U 3 c a z :?i. H c a) o U rr w C a z r a c a 3 w O O to < X V) v aa a) E 2a o) U E c z z ,- _ o) 11-u) E O c N v 0_ d L... 7 o co LL = Y . Z U) N _ a C CO r- o O c m a. '- N ry v 7,3Oyrl _ X: O m mmE 112 co a o a - v ° dt a) _1 a. m 11 O a 0 70_ .. O C Na H c Q of °i d n E co w m c m r a o. .. a a) o a 5 re 1) a E Y t 03 1,5I- > H `o c Q d m v _ > .n ° p c .. a) u) L" w -o o ° Oil o m C) w d 'm o m c c z E c •v m N 2 a a U H a° z F o .0- f .° r y U 'E a) y o a z E 1- ,a`_. ? c u a Q °' o' t `m o n Ct c 0 o d m E 3 0 E 3 t U C) o_ a' } 0 i off - w a I o U F° a o Z ,- 1) o o p m ori N Z I. m O F o ` •N ^ ? v E U ,2 N ^OcE •-0. � a vH 0. m m ° ' L a o CO o Fn z — 12 c in w it Q U E 2,2 3 c' v) a d. � H _ CC 0) 2 c iq a) P._, J E O 2 2 N O "5 '' 0a m• E O I m m N co x a' 1] J c V2 V 03 2 a H ° o_ O )n V a 1°- O I W O " 0 _ O oi O) o_-22 E H � o N2 No) Q D _oZ W v a ^ C M a EO_ 2 Ca J E ..r) z > a v o to m N CO O UW z a z z - o W Q in -. C m W Et H Q. H r-- I O HT z rn n C o 7 I J W C L 4) U) vs Z U cn 2 -o .7) u) O) o ilitE m p U 'O 0 E >- V Cl J N z ° p p Q CC a- CE n "6 U Z N 2 'O J 'O N p 2 a) .. Q) C/) Li C r T J c a 0- O p m w J 0 0 V) - O O 'O O U ♦� ti N a Q a C / 0 C > j a) N E y e , H r n a pz p � .4 E E Ia Cr) — a N a a s a O > O Cr O J m a) 'O -O 0 a W 0 C Y FI) F 0 03 C 0 D m 0 m H x 5158 , ' 26500 « M NOV 3 ' `u° PRINT DISTRIBUTION LIST HUGHESO � 4.i1C 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 tt/3 /2015 WELL NAME 15-07D 900 E.Benson Blvd. M.K.BENDER Anchorage,Alaska 99508 FIELD Prudhoe Bay Unit to acknowledge receipt of this data. COUNTY North Slope Borough LOG TYPE GR-RES BHI DISTRICT Alaska --- LOG DATE November 6,2015 AUTHORIZED BY Patrick Rider EMAIL Patrick.Rider@bakerhughes.com TODAYS DATE November 25,2015 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 #or 1-'1-(IN 15 #OF COPIES #OF COPIES #OF COPIES V 1 BP North Slope I 1 0 I 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 I 1 1 Attn:Ricky Elgaricio ATO 3-344 700 G Street Anchorage,AK 99510 3 'ExxonMobil,Alaska I 1 1 I 1 I Attn:Lynda M.Yaskell and/or Leonardo Elias 3201 C Street,Suite 505 Anchorage,AK 99503 4 State of Alaska -AOGCC 1 I 1 2 I I Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 5 DNR-Division of Oil&Gas *** I 0 I 1 I 1 I Attn:Sean Clifton 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 *5*Stamp"confidential"on all material deliver to DNR 6 BP Exploration(Alaska)Inc. I I Petrotechnical Data Center,LR2-1 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 Attn:Behrooz Raessi TOTALS FOR THIS PAGE: 0 3 4 6 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 0 3 4 6 0 0 • • oo c:t in cm r-- LO LO tj3 v--- C.4 1111 44 (NI MI ill gg Aoki kg mi‘if how2 II 03 : ):1 t! ce• .-oe ''''.‘ 41 ..„_., -6, , - .,4„.„ O. -S- CO 8 418 1 < Cr) < :1) ;t C4-4,;‘,,, ctS •..... 1._ a) if) E .. . a F- c. = , .:( >, c. 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Petrotechnical Data Center,LR2-1 DATA LOGGED 14./3/2015 WELL NAME 15-07DPB1 900 E.Benson Blvd. M.K.BENDER Anchorage,Alaska 99508 FIELD Prudhoe Bay Unit to acknowledge receipt of this data. COUNTY North Slope Borough LOG TYPE GR-RES BHI DISTRICT Alaska LOG DATE November 6,2015 AUTHORIZED BY Patrick Rider EMAIL Patrick.Rider@bakerhughes.com TODAYS DATE November 25,2015 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 u01-F'HIN I a #OF COPIES #OF COPIES #OF COPIES V 1 BP North Slope 1 I 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. I 0 1 1 Attn:Ricky Elgaricio ATO 3-344 700 G Street Anchorage,AK 99510 3 ExxonMobil,Alaska 1 I 1 I 1 I Attn:Lynda M.Yaskell and/or Leonardo Elias 3201 C Street,Suite 505 Anchorage,AK 99503 4 State of Alaska -AOGCC 1 1 I 2 Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 5 DNR-Division of Oil&Gas *** I 0 I 1 I 1 Attn:Sean Clifton 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 ***Stamp"confidential"on all material deliver to DNR 6 BP Exploration(Alaska)Inc. I Petrotechnical Data Center,LR2-1 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 Attn:Behrooz Raessi TOTALS FOR THIS PAGE: 0 3 4 6 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 0 3 4 6 0 0 00 • • r- LO 04 CSI . 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COUNTY North Slope Borough LOG TYPE GR-RES BHI DISTRICT Alaska LOG DATE November 6,2015 AUTHORIZED BY Patrick Rider EMAIL Patrick.Rider@bakerhughes.com TODAYS DATE November 25,2015 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 n #OF PRINTS #OF-VHIN I 5 #OF COPIES #OF COPIESC #OF COPIES n V V V V V 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 I 1 1 Attn:Ricky Elgaricio ATO 3-344 700 G Street Anchorage,AK 99510 3 ExxonMobil,Alaska I 1 I 1 1 Attn:Lynda M.Yaskell and/or Leonardo Elias 3201 C Street,Suite 505 Anchorage,AK 99503 4 State of Alaska -AOGCC I 1 1 2 Attn:Makana Bender 333 W.7th Ave,Suite 100 Anchorage,Alaska 99501 5 DNR-Division of Oil&Gas *** I 0 I 1 I 1 I I Attn:Sean Clifton 550 West 7th Avenue,Suite 802 Anchorage,Alaska 99501 r'**Stamp"confidential"on all material deliver to DNR IMMOr 6 BP Exploration(Alaska)Inc. I I I I I Petrotechnical Data Center,LR2-1 900 E.Benson Blvd. Anchorage,Alaska 99508 Attn:Behrooz Raessi TOTALS FOR THIS PAGE: 0 3 4 6 0 0 TOTALS FOR ALL PAGES: 0 3 4 6 0 0 • CO CNI LC) C) O LOL to U ' In It-- NI col MINI MN. Ilikg2 tgz m ..., • A-4- t. ,1 ;41 CYZ C ' '. ,.. ov- --,r= I CO 1/4t .....1 w„.. -•., i,,,,,-.N 41:( I 'r 4 ' W "* Cti >+ Nr C.) N a) •RIM SEM CO 0_ 0 = r E .-.. N. 9 co N ,- < (.,' CO NW LO %- .. . a) sa m MS o .CLO 0. T- E t cl) a col . ._ tn • 8 LL c9) 0 13 a 6- 6- 61 a a) 0 ca. C 0.0 4100 • • 111 AllN z � z LD 0 N CO 5 M M u N 2 N 0 g= N N C co 0 M _ (h N N 0 N M CO CO CO CO CO ' O pp Ili Q O °O Iii t` . Q. r c_ a 0 0 0 Q I-- rC a O ,. N. N. 0 O o m.u '. N N J Y U 7 7 N n w N N- N Z Q > �` a7 A % N.- r 7 J 2 a) `ai`4,. o 0 Y m — o mny E u� a) m a) > 0 C ' yU J J 0 �• N 7 G a) -76C .0 Lo I. 6 0 d C .' a! a, V •E i 972. M 404 o 2 a) a) 4 . 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N CO N a N 00 m N W L (O n Q V Ito y M (j V 1 j p -7- CO N n m CD CD V U) U) n CD M N N M U) V n n Q W CD U) M N CO n CO N M n ,- n N n n J CO O T O O O N n OD n CO CO O M M N O O Q CO CO CO co o) U) co co co a) a) co co W co O) O co co U) U) O U >. _ 1 N N CD co N N 'O CD CD m CO C v L CO M N Ea.) .- Co I 7 Q.n M N n .t "O O O O O I- 0 O = m � U) � Z a a n OOCAVUUnW MMMUNCD I N. M V N U) V U) V V U) n N M (O CD n V M CO C 9 O O O O O O O O O O O O O O W O _ W N U) OD V n 0 M CO CD N U) CO " V n M V : M Q CO n n n co O Co co O) a) co O O O ,- - N C O T � 0 ci co- ri co- v.; ri co- el- op- c6 v rv v v v v V c 11 . a o.0 0 c .. An o o d a m m a o o O N C1 W Ch o0. co330 Cl) 0 I o • • • • • D :N'al W m ism'_ o 0) u) a. E 0 U U Z F.-. 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Box 196612 Anchorage, AK 99519-6612 Re: Prudhoe Bay Field, Prudhoe Bay Oil Pool, PBU 15-07D BP Exploration(Alaska), Inc. Permit No: 215-158 Surface Location: 1527' FNL, 1354' FWL, SEC. 22, Ti 1N, R14E, UM Bottomhole Location: 2983' FSL, 1374' FWL, SEC. 14, Ti 1N, R14E, UM Dear Mr. McMullen: Enclosed is the approved application for permit to re-drill the above referenced development well. 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 name PBU 15-07D PH and API number 50-029-21166-70- 00 from records, data and logs acquired for well PBU 15-07D. 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, Ca by P oerster Chair DATED this IJ day of October, 2015. STATE OF ALASKA RECEIVED likASKA OIL AND GAS CONSERVATION COMMIS. SEP 0 2 2015 PERMIT TO DRILL 20 AAC 25.005 la. Type of Work: 1b. Proposed Well Class: Development-Oil RI • Service-Winj ❑ Single Zone. El lc.Sp:'f' 0 -I : .re(osed for: Drill ❑ Lateral ❑ Stratigraphic Test ❑ Development-Gas ❑ Service-Supply ❑ Multiple Zone ❑ Colabed Gas ❑ Gas Hydrates❑ Redrill ' If Reentry ❑ Exploratory 0 Service-WAG ❑ Service-Disp ❑ Geothermal ❑ Shale Gas ❑ 2. Operator Name: 5. Bond Blanket WI Single Well 0 11. Well Name and Number: BP Exploration(Alaska),Inc Bond No. 6194193 PBU 15-07D 3 Address: 6. Proposed Depth: 12. Field/Pool(s): P.O.Box 196612 Anchorage,AK 99519-6612 MD: 15450' . TVD: 8736'ss " PRUDHOE BAY,PRUDHOE 4a. Location of Well(Governmental Section): OIL ) 7. Property Designation(Lease Number): ADL 028306&028307 - Surface: 1527'FNL,1354'FWL,Sec.22,T11N,814E,UM - 8 Land Use Permit: 13. Approximate spud date: Top of Productive Horizon: 3036'FSL,1492'FWL,Sec.14,T11N,R14E,UM September 25,2015 • Total Depth: 2983'FSL,1374'FWL,Sec.14,T11N,R14E,UM 9. Acres in Property: 2560 14. Distance to Nearest Property: 23400' 4b. Location of Well(State Base Plane Coordinates-NAD 27): 10. KB Elevation above MSL: 57.77 feet 15. Distance to Nearest Well Open to Surface:x- 677294 y- 5959986 ' Zone - ASP 4 GL Elevation above MSL: 29.27 feet 530' Pool: 16. Deviated wells: Kickoff Depth: 12370 ' feet 17. Maximum Anticipated Pressures in psig(see 20 AAC 25.035) Maximum Hole Angle: 98 degrees Downhole: 3313 Surface: 2433 " 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" 3-1/2"x3-1/4" 9.3#/6.6# L-80 STL/TCII 3550' 11900' 8524'ss 15450' 8436'ss 177 sx Class'G' x 2-7/8" /6.5# /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): 15250 8724 None 15250 8724 None Casing Length Size Cement Volume MD TVD Conductor/Structural 80 20" 2000 sx Poleset 28-108 28-108 Surface 2367 13-3/8" 1850 sx PF'E',400 sx PF'C' 27-2395 27-2395 Intermediate 10159 9-5/8" 500 sx Class'G',300 sx PF C' 25-10184 25-7549 Liner 1698 7" 305 sx Class'G' 10026-11724 7469-8491 Liner 3674 4-1/2" 449 sx Class'G' 11570-15244 8392-8724 Perforation Depth MD(ft): 12400-15070 I Perforation Depth TVD(ft): 8748-8723 20.Attachments Property Plat ❑ BOP Sketch El Drilling Program II Time v.Depth Plot 0 Shallow Hazard Analysis 0 Diverter Sketch ❑ Seabed Report ❑ Drilling Fluid Program RI 20 AAC 25.050 requirements Q 21.Verbal Approval: Commission Representative: Date 22.I hereby certify that the foregoing is true and correct. Contact Minqe,David Email David.Minge@bp.com Printed Name John McMullen Title Engineering Team Lead Signature �, Phone +1 907 564 4711 Date 9/Z//S' � Commission Use Only Permit to DrillPermit Approval Number: 2i�",-7 API Number: 50- 029-21166-04-00 Date: 10/13 i See cover letter for other J 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: p / Other: 50p fry t tz, 3 57)G , 5 r9 Spies re'd: Yes ❑ No 0 Mud log req'd: Yes ❑ No ❑ G. 17.7 n -J a r /7 re"rt vt fe-r t5 t measu Yes Fid No 0 Directional svy req'd: Yes ❑ No ❑ Spacing exception req'd: Yes ❑ No g. Inclination-only svy req'd: Yes ❑ No Il APPROVED BY Approved byae47,4„,4_,....,..54,...... COMMISSIONER THE COMMISSION Date/P../3--/s— V-L !b/q//7- Form 10-401 Revised 10/2012 OiiLJnGvLlitJrnLths from the date of approval(20 AAC 25.005(g)) Submit Form and Attachments in Duplicate • • To: Alaska Oil & Gas Conservation Commission From: David Minge CTD Engineer bp Date: August 28, 2015 Re: 15-07D Permit to Drill Request Approval is requested for a permit to drill a CTD sidetrack lateral from well 15-07C by the Nordic 2 Coiled Tubing Drilling rig on or around September 25th, 2015. The 15-07D sidetrack will exit through the existing 4- 1/2" liner and kick off in the Ivishak, and target Zone 1 reserves. The proposed sidetrack is a -3,000' horizontal Ivishak Zone 1 producer, which will access a -35 acre reserves target off of DS15. The lateral will be completed with a 3-1/2"X 3-1/4"X 2-7/8" L-80 liner which will be fully cemented and perforated. Rig Work(scheduled to begin September 25th,2015) 1. MIRU and test BOPE 250 psi low and 3,500 psi high. (MASP 2,433 psi) 2. Set 4-1/2" Mono-Bore whipstock at-12,370' MD. 3. Mill 3.80"window and 10' of rathole. 4. DI PB1: 4-1/4" OH, 880' (16 deg DLS planned). V 7. Set OH billet at-13,100' (will change based on actual surveys). 8. Perform OH sidetrack from billet. 9. Drill lateral: 4-1/4" OH, 2,350' (12 deg DLS planned). 10. Run 3-1/2" x 3-1/4" X 2-7/8" L-80 liner leaving TOL at-11,900' MD. 11. Pump primary cement job: 36.6 bbls, 15.8 ppg, TOC at TOL * 12. Perform liner cleanout and GR/CCL log. 13. Perform liner lap test to 2,400 psi 14. Perforate liner based on log interpretation (-500'). 15. Freeze protect well to 2,500' MD. 16. Set TWC; RDMO. Post-Ri• Work 1. 0 Re-install wellhouse and pull TWC 2. S Set 45KB liner top packer if needed * *Approved alternate plug placement per 20 AAC 25.112(i) Mud Program: • Milling/drilling: minimum 8.4 ppg solids free fluid for milling window and drilling (531 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 3 at DS 6. • 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: • 4-1/4" From 12,370' MD to 15,450' MD Liner Program: • • • 3-1/2", 9.3 lb/ft, L-80, STL liner 11,900' MD - 12,360' MD • 3-1/4", 6.6 lb/ft, L-80, TC-II Solid liner 12,360' MD - 13,200' MD • 2-7/8", 6.5 lb/ft, L-80, STL liner 13,200' MD - 15,450' MD • A minimum of 36.6 bbls of 15.8 ppg cement will be used for liner cementing (TOC 11,900' MD). • The primary barrier for this operation: a minimum EMW of 8.4 ppg. • A crossover 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 98°, inclination at kick off point is 82°. • Magnetic and inclination surveys will be taken every 30 ft. No gyro will be run. • Distance to nearest property—23,400'. • Distance to nearest well within pool—530'. Logging: • MWD directional, gamma ray and resistivity will be run over all of the open hole section. • Cased hole GR/CCL/RPM logs will be run to confirm PBTD and determine GOC. Perforating: • 2" PJ HMX, 6 spf, perf guns, 1-1/4" CSH work string, &2-3/8" PH6. • The primary barrier for this operation: a minimum EMW of 8.4 ppg. • A crossover 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. Hazards: • DS15 is not considered an H2S pad. • 15-07C had 10 ppm H2S on 5/9/2015. • The lost circulation risk in 15-07D is considered to be medium with two fault crossings planned. Reservoir Pressure: • The reservoir pressure on 15-07D is expected to be 3,313 psi at 8,800' TVDSS (7.24 ppg equivalent). • Maximum expected surface pressure with gas (0.10 psi/ft) to surface is 2,433 psi. • An EMW of 8.4 ppg for this well will provide 531 psi over-balance to the reservoir. David Minge CC: Well File CTD Engineer Joseph Lastufka TTL= 4"CIW �O DO NOT IT-OA OVER 1200 PSI OlE TO DE WELLHEAD= FMCIR SH K- ACTUATOR= BAKER C L I PRE3'SURE RATING OF REPAIR AM)DO NOT PUMP METH OKB.EI-EV=*.., 57.80' I METH BLEW INTO OA DUE TO CHEM INCOMPAT1BIUTY BF.REV 32.45' I w/EPDXXY RESIN*"3'X 6"PIECE WS POSSIBLY KOP= 11724' BE3iND SLTD LNR.WELL ANGLE>700 @ 12237'. Max Angle= 95°@ 14716' 20'CONDUCTOR, —j 110' I r---- Datum MD= 12317' 91.5#,H-40, 2186' H4-1/2"I ILS X NP,D=3.813" Datum TVD= 8800'SS D=19-124" GAS LFT MANDRELS 13-3/8"CSG,72#,L-80,D=12.347" —{ 2395' ST MD TVD DEV TYPE VLV LATCH PORT DATE 1.1 3 3097 3087 16 MMG-M DOME RK 16 11/16/13 1-6-518"CSG,47#,L-80 BTC XO TO SOO95 — 9391' F-3K X 2 6530 5685 50 MMG-M IDOME RK 16 11/16/13 1 9966 7440 61 MMG-M DMY RK 0 07/07/03 10026' H9-5/8"X 7"TEBACK SLV,ID=7.50" 10033' —9-5/8"X 7" BKR MOOR-H PKR TOP OF 7"LNR —� 10033' w/HMC LNR HGR,D=6.19" 9-5/8"CSG,47#,L-80 SO095,D=8.681" —1 10243' e..--I 11474' —j 7"MARKER JOINT Minimum ID = 3.80" a@ 11557' I $ 1149r -14-1/2"HES X NP,D=3.813" 4-1/2" MILLED HES XN NIPPLE 11517 —{7"X 4-1/2"BKR S-3 PKR,D=3.875" 9-5/8"MILLOUT WINDOW(15-07A) 10195- 10243' 11 I 11536' —14-1/2"HES X NP,D=3.813" 11557' --{4-1/2"FES XN NP,MLLED TO 3.80"(06/05/10) 4-1/2"TBG,12.6#,L-80 IBT-M, .0152 bpf,D=3.958" --1 11568' TOP OF 4-1/2"LNR —1 11577' � 11569' H4-1/2"VVLEC,D=3.958" 7"LNR,26#,NT-80 NSCC,0383 bpf,D=6.276" — 11724' 11570' H6"LNR TEBACK,D=5.25" 11577' —17"X 5"BKR ZXP LTP w/LNR HGR D=4.40" PERFORATION SUMIARY 1`\ J REF LOG: 11590' 15"X 4-1/2"XO,D=3.860" ANGLE AT TOP PERF:N/A Note:Refer to Production DB for histoncal perf data 7"MILLOUT WINDOW(15-07C) 11724'- 11736' SIZE SPF INTERVAL Opn/Sqz SHOT SC/7 15-07C 2-1/2" 6 12400-12450 0 07/23/06 4-1/2"MLLOUT WINDOW(15-07CL1)12735'-12745' 2-1/2" 6 12580-12605 0 07/23/06 2-1/2" 4 12910-13110 0 07/07/03 2-1/2" 4 13158-13180 0 07/07/03 . 12761' —TOP OF LNR 2-1/2" 4 13250-13290 0 07/07/03 - (15'OPEN JUNCTION @ LNR TOP) 2-1/2" 4 13350-13372 0 07/07/03 ; 2-1/2" 4 13450-13480 0 07/07/03 2-1/2" 4 13530-13650 0 07/07/03 IN. 2-1/2" 4 13710-13970 0 07/07/03 2-1/2" 4 14260-14310 0 07/07/03 I 2-1/2" 4 14360- 14382 0 07/07/03 \ 2-1/2" 4 14420-14560 0 07/07/03 •-. 2-1/2" 4 14690-14760 C 07/07/03 I \ 2-1/2" 4 14780-14960 C 07/07/03 I 2-1/2" 4 15030-15120 C 07/07/03 2-1/2" 4 15050-15070 C 07/07/03 I pB7D(0-RING sub) 14275' 15-07CL1 2-7/8" SLTD 12761 -14276 SLOT 06/16/10 PSTD — 15160' ►•i 11 = 4"CMV • SATES:COM POSTIE WRAP REPAIR SH LEAK- AT R- BAKE_ PROPOSED 15 0 7 D °°"° �-� ��1200 PSI DUE TO DESIGNED PRESSURE RATING OF REPAIR AND DO NOT PUMP METH OKB.ELEV= 57.80' 1 METH BLEND INTO OA DUE TO CHEM INCOMPATIBILITY BF.ELEV= 32.45' I wt EPDXXY Rf3IN""'CHROMEMPPLES"""WELL ANGLE> KOP= 11724' 70°@ - 20'CONDUCTOR, — 110' Pi Max Angie= 95°@ 14716' I 11---- Datum �Datum MD= 12317' 91.5#,H-40, 2186' —4-1/2"HES X NP,D=3 813" Datum TVD= 8800'SS D=19-124" ' GAS LFT MANDRELS 2395' 13-318"CSG,72#,L-80,D=12.347" H ST MD TVD DEV TYPE VLV LATCH PORT DATE L 3 3097 3087 16 MMG-M DMY RK 0 07/31/15 2 6530 5685 50 MMG-M DMY RK 0 07/31/15 1 9966 7440 61 MMG-M DMY RK 0 07/07/03 10026' --I9-5/8"X 7"TEBACK SLV,ID=7.50" TOP OF 7"LNR —{ 10033' i10033' 19-5/8"X 7' BKR MODEL-H PKR w/HMC LNR HGRD=6.19" 9-5/8"CSG,47#,L-80 BTC/S0095,D=8.681" —{ 10243' •_...-- 11474' H 7"MA RKBR JOINT Minimum ID = 2.377" @ —13200' I I 11491' H4-1/2"HES X NP,D=3.813' 3-3/16" X 2-7/8" XO Z X 11512' H 7"X 4-1/2"BKR S-3 PKR D=3.875" 9-5/8'MILLOUT WINDOW(15-07A) 10193'- 10243' I I 11536' —14-112"FES X NP,13=3.813' I II 11557' H4-1/2"FES XN NP,MLLE )TO 3.80'(06/05/10) 4-1/2"TBG, 12.6#,L-80 IBT-M,.0152 bpf,13=3.958' —I 11568' ---_, ‘ 11568' —14-1/2"WLEG,D=3.958' 'TOP OF 4-1/2"LNR_ 11577' 11570' H6"LNR TRACK,D=5.25" \ 11577' —17"X 5"BKR ZXP LTP w/LNR HGR D=4.40" \ 11590' --L X 4-1/2"XO,D=3.860" 7"LNR,26#,NT-80 NSCC,0383 bpf,D=6.276' —I 11724' ,.., 7"MILLOUT VMPDOW(15-07C) 11724'-11736' TOP OF 3 1-2X3 3-16X2 7-8-in LNR/CMT — 11900' 11900' --I3/0"DEPLOY SLV,D=3.00" 3-1/2"LNR, #,L-80 STL, .0087 bpf,ID=2.992" H 12360' 4-112"PKR WFOPSTOCK(XX/XX/XX) —I 12370' 4-1/2"LNR,12.6#,L-80 BT-M,.0152 bpf,D=3.958" H —12370' 12360' —13-1/2'X 3-3/16"XO,D=2.786" F RFORATION SUMMARY 4-1/2"WLLOUT WIDOW(15-07D)12370'-12379' REF LOG: \`;C,"./XX/XX ANGLE AT TOP FE RE:°@' Note:Refer to FYoduction 06 for historical perf data SIZE SPF INTERVAL Opn/Sqz DATE SQZ —13200' H3-3/16"X 2-7/8"XO,D=2.377" /1 t ? _-1 PLP JT w/RA TAG 3-1/4"LNI2,6.6#,L-80 TC11,.0079 bpf,D=2.85" H --13200' PBTD — 2-7/8"LNR 6.5#,L-80 STL,.0058 bpf,D=2.441" —I 1'5456' f-- DATE REV BY COMMENTS DATE REV BY COMVENTS PR DHOE BAY UNIT 10/01/85 NIES ORIGINAL COMPLETION 08/14/1`: JMJ BELT FROPC;;;1 t i WELL: 15-07!'. 02/25/94 0-9 SIDETRACK(15-07A) F1E2MT No 2030970(2100400)( ) 08/15/00 CDR-1 CTD SIDETRACK(15-07B) AR No: 50-029-21166-03(0' ) 07/08/03 N2ES CTD SIDETRACK(15-07C) SEC 22,T11N,R14E, 1527'FP&&1354'FWL 06/15/10 NORDIC 1 CTD SDTRACK(15-07CL1) XX/XX/15 CTD SDTRACK(15-07D) BP Bcploration(Alaska) • • ► r 1 1 L. ''s 4 I 1 1 1 .s % 1 > o % 1 a UNI aj h. 6 1 Y. Y .M4 \ 4. 1 U U 1 WW1 11 V 46, I ...- i. I . I i m i \t\\1\„ ' ff$o t 1 I ,,, / .: I wr ;I la { I > c z'm I1 J I 5 H I Wy } I 0 al I H I a I . ' .. 1 a To 0 V 1 "I' ' t I o I ® I 1 Z 1 1 O o 1 1c I g 1 U ?-, 1 a�n,ass seg Q 2 s 9f i' g i I r� 1 J f s if r" u 1 I • • 1 — —•1 I I .31 I ►\ x 1 s I 's 1'.. ,, Er: I \ I J a 1 • �� - \ ;IL. I Wg w \ - 1 W ;,.; .,MI I, = 21;1 � e .. ie2 o U r � C W ti ■� J 1 dr21 W S� i _ , x \ >1 m 1 ,• i V o E", \ `r 4t .i i; g 7'1 \ u H_ f € „ 3 u \ V I e11111 at. I' (� 1�. :',41.1.. •* • _ \, 3 u I pct 1 i " < i I V = ¢ s_ ; o Z F N 1 3 1', , I �I U n m f 0 U 1 :L d x 0 . 0 i / I.i 'I 1 a 1 =� LL • z I I E f, 1 = i ISI I -i W. I 1 s . • • rn ,'!le . \W0 iii., a= m IQ CO t Q 0 J 0. 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(u?/Ssn OS)gTdaG IsotuaA an.a • • II 2 ill g z 9 1__I ,15-07CL1 P 0 0 ,n 1 -■ o 78 i i El, 81 f o r o u re/. X O 81 ;�z 1 moo. _ 9 I cil'Lqi iii ma oy i IIIII /■ 181,1 8 m ■ A" rr ■ Mill g o 2 w o c. III 1 f .0 LL,• o - = 0 3d '= 'e m �� 1111 , I-r..1 '- I $ O. 0 0 A e ns \50� ��00 �b0 a, s a 3 III. ¢�o �■l h. .q 0 1"-''') i a ■ M111; �ti0� h 0o e O�� i m N n - X00 608 �' v -2,,eg '4P 'm•-�3 ` \1/4.''''* /060 e a a c '9• O „ QN3ao o\\ nO j S 5 �` C;. ,1417 _''.. goo [ § .D 0 00 o m 4 r n j n r, -, M II 1 o 9. + E 'o =0 > g 4 .^▪ v, , ,, $ e a a a _ v v g r, r,r , r, r, r, r, d i(uojsn S6)(+)tpioN/(-)ulnos m s • • W 5:2;;5:=5,254555;,5,57.,;-, �._w �ww'www� ovgpoo4$ U V 0 W' ��7"55555525552IIIS M m O C �_ gg oo, WHNrNnrvrnNrnHN j 58588888888888888c� LL �I j j j j c a 9. 003333 j 5 a h ' 'r t7 `n7 4 4 4 7 7 w n !?8,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, -- . u, . , co ao o a 2 X W Zrn e > P E ISI - - - - 1 15 k ❑ se. > N o o _ i. n a vi mmmmmmmmmmmmm > m5�a mmm2 1 01 1 $nngo2o o a ty g�vooa > a i s Fry Unnr o N > > > ,- 3 3 S Q ZZ_ 333gr-n3,22 > 4 Qil <6 > o R Q 2 n. - WQ4 € qy mmmmmmmmmmmmmmmm amanNo oor ,„ 2 Jm � . 2 1513.1 ❑ S r- q qq 4 ufu,$ u, qn �'.12 sN�WK $ o' ' pE^ Od o � _ _ _ yeEa dv �MMMmM ,ev4e877,t2. n. n. n o as 0 m o a s�s�s' f44 44 Og 8 g 8 T $I t9'-N n'''' '''''-"'Vine -_--. : e a (7, 51^ 0 o , �, o Li: r> r- v v rz- 0 N H�c _ fn n \ \ 2.E..r M �c m ' / a d �O w o �A i � \ ' 3 -. a d 0 Q9 m �\ 333c a�� o ...� C co 0 0 0 0 0 0 0 0"^'" o 0 0 0 0 0 0 • c 0O N N cc' t0 V N O_c1CO O O ).%1/4,... O V O O O N v O W O O O O V c tv 0 V ^ c co o u La ' - 0 2 m-co� o' �� ' W a Z ch g 03 vo r' 39 �, m m s 44 44 4 N f 3 • • . 1 0 Northing(90 usff/in) 1��W „ o o m m m E W M m ,2 g `WWI 15-07/15-07CL1 � L Immo 6840001T684oso o 684090 684000 683910 ...::. 683910 683820_U _.._�."_.. 1683820 r 0 i 663730 h __._.-..._ 683730 N t 683640 - -.. _-. - - -683640 M 683550. _ _._� _.. .. -a. 683550 € V � G' u .9===.,:l 683460_ _- ..___. g .. 683460 ;-!!!1 ods ti 683370. __-_ _.-___ _. o683370 .Z. 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BP Prudhoe Bay PB DS 15 15-07 500292116600 15-07D 15-07D WP08 Travelling Cylinder Report 24 September, 2015 rpI BAKER HUGHES • BP • Mill Travelling Cylinder Report BAKER HUGHES Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well 15-07 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: Mean Sea Level Reference Site: PB DS 15 MD Reference: 57.77'@ 57.77usft(57.77') Site Error: 0.00 usft North Reference: True Reference Well: 15-07 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00 usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore 15-07D Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: 15-07D WP08 Offset TVD Reference: Offset Datum Reference 15-07D WP08 Filter type: GLOBAL FILTER APPLIED:All wellpaths within 200'+100/1000 of reference Interpolation Method: MD Interval 25.0ousft Error Model: ISCWSA Depth Range: 12,930.00 to 15,155.00usft Scan Method: Tray.Cylinder North Results Limited by: Maximum center-center distance of 1,712.65 usft Error Surface: Elliptical Conic 1 Survey Tool Program Date 9/24/2015 From To (usft) (usft) Survey(Wellbore) Tool Name Description 100.00 11,898.00 15-07C GYD-CT-CMS_(15-07C) GYD-CT-CMS Gyrodata cont.casing m/s 11,930.85 12,270.63 15-07C IIFR_(15-07C) MWD+IFR+MS-VVOCA MWD+IFR+Multi Station W/O Crustal 12,270.63 12,930.00 15-07DPB1 VVP06(15-07DPB1) MWD MWD-Standard 12,930.00 15,155.00 15-07D WP08(15-07D) MWD MWD-Standard Casing Points Measured Vertical Casing Hole Depth Depth Diameter Diameter (usft) (usft) Name (in) (in) 2,386.25 2,328.35 13 3/8" 13.375 17.500 15,155.00 8,732.50 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 DS 15 15-07-15-07-15-07 15,152.92 11,225.00 704.05 64.91 649.40 Pass-Major Risk 15-07-15-07A-15-07A 14,475.00 11,650.00 566.14 51.29 524.30 Pass-Major Risk 15-07-15-078-15-07B 14,475.00 11,650.00 566.14 51.29 524.30 Pass-Major Risk 15-07-15-07C-15-07C 14,475.00 11,625.00 554.96 37.95 522.49 Pass-Major Risk 15-07-15-07CL1-15-07CL1 14,475.00 11,625.00 554.96 37.95 522.49 Pass-Major Risk 15-07-15-07DPB1-15-07DPB1 WP06 12,949.99 12,950.00 0.62 0.84 -0.12 FAIL-NOERRORS 15-08-15-08-15-08 Out of range 15-08-15-08A-15-08A Out of range 15-08-15-08APB1-15-08APB1 Out of range 15-08-15-08APB2-15-08APB2 Out of range 15-08-15-08B-15-08B Out of range 15-08-15-08BPB1-15-08BPB1 Out of range 15-08-15-08C-15-08C Out of range 15-08-15-08CL1-15-08CL1 Out of range 15-09-15-09-15-09 14,575.00 11,126.00 1,072.65 269.73 802.97 Pass-Major Risk 15-09-15-09A-15-09A 14,850.00 10,700.00 1,645.65 140.80 1,511.95 Pass-Major Risk 15-09-15-098-15-098 14,975.00 11,025.00 1,352.04 141.45 1,223.29 Pass-Major Risk 15-10-15-10-15-10 Out of range 15-10-15-10A-15-10A Out of range 15-11-15-11-15-11 Out of range 15-11-15-11A-15-11A Out of range 15-11-15-11B-15-11B Out of range 15-11-15-11C-15-11C Out of range 15-11-15-11CPB1-15-11CPB1 Out of range 15-16-15-16A-15-16A Out of range CC-Min centre to center distance or covergent point,SF-min separation factor,ES-min ellipse separation 9/24/2015 10:25:32AM Page 2 COMPASS 5000.1 Build 61 III • BP -, op Travelling Cylinder Report BAKER HUGHES Company: North America-ALASKA-BP Local Co-ordinate Reference: Well 15-07 Project: Prudhoe Bay TVD Reference: Mean Sea Level Reference Site: PB DS 15 MD Reference: 57.77'©57.77usft(57.77') Site Error: 0.00 usft North Reference: True Reference Well: 15-07 Survey Calculation Method: Minimum Curvature Well Error: 0.00 usft Output errors are at 1.00 sigma Reference Wellbore 15-07D Database: EDM R5K-Alaska PROD-ANCP1 Reference Design: 15-07D WP08 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 DS 15 15-20-15-20-15-20 Out of range 15-20-15-20A-15-20A Out of range 15-20-15-20APB1-15-20APB1 Out of range 15-20-15-20B-15-20B Out of range 15-20-15-20B-15-206 Wp 5.1 Out of range 15-20-15-20C-15-20C Out of range 15-25-15-25-15-25 Out of range 15-25-15-25A-15-25A Out of range 15-25-15-25APB1-15-25APB1 Out of range 15-25-15-25B-15-258 Out of range 15-30-15-30-15-30 Out of range 15-30-15-30A-15-30A Out of range 15-30-15-30APB1-15-30APB1 Out of range 15-30-15-30B-15-30B Out of range 15-31-15-31-15-31 Out of range 15-31-15-31A-15-31A Out of range 15-31-15-31A-Plan#108 Out of range 15-31-15-316-15-316 Out of range 15-34-15-34-15-34 14,290.20 11,125.00 1,631.95 417.73 1,224.40 Pass-Major Risk 15-34-15-34A-15-34A 14,300.00 10,900.00 1,641.55 412.15 1,240.39 Pass-Major Risk 15-35-15-35-15-35 15,155.00 10,250.00 1,567.33 197.26 1,384.04 Pass-Major Risk 15-37-15-37B-15-37B Out of range 15-49-15-49-15-49 Out of range 15-49-15-49A-15-49A Out of range 15-49-15-49APB1-15-49APB1 Out of range 15-49-15-496-15-496 Out of range 15-49-15-49C-15-49C WP05 Out of range 15-49-15-49PB1-15-49PB1 Out of range PB OS 18 18-07-18-07CPB1-18-07C WP10 13,550.00 14,815.00 733.15 325.03 409.01 Pass-Major Risk 18-09-18-09A-18-09A 13,450.00 12,240.00 1,481.92 285.31 1,198.45 Pass-Major Risk 18-09-18-09B-18-09B 13,050.00 13,636.00 1,045.04 294.87 750.01 Pass-Major Risk Offset Design PB DS 15- 15-07-15-07-15-07 Offset site Error: 0.00 usft Survey Program: 113-GYD-CT-CMS,10202-BOSS-GYRO Rule Assigned:Major Risk Offset Well Error: 0.00 usft Reference Offset Semi Major Axis Measured Vertical Measured Vertical Reference Offset Tootface+ Offset Wellbore Centre Casing- Centre to No Go Allowable Warning Depth Depth Depth Depth Azimuth +N1-5 +81-W Hole Size Centre Distance Deviation (usft) (usft) (usft) (usft) (usft) (usft) (1 (usft) (usft) lin) (usft) (usft) (usft) 14,100.00 8,672.59 12,250.00 8,771.37 12.08 15.81 0.90 4,548.51 5,241.97 3.687 860_40 109.68 753.67 Pass-Major Risk 14,100.00 8,672.59 12,275.00 8,788.74 12.08 16.22 1.95 4,558.93 5,256.63 3.687 871.21 110.76 763.57 Pass-Major Risk 14,111.76 8,672.41 12,225.00 8,754.00 12.12 15.40 -1.61 4,538.10 5,227.31 3.687 849.97 109.92 743.17 Pass-Major Risk 14,125.00 8,672.20 12,150.00 8,702.20 12.16 14.18 -6.60 4,506,51 5,183.23 3.687 821.67 108.09 716.78 Pass-Major Risk 14,125.00 8,672.20 12,175.00 8,719.34 12.16 14.59 -5,46 4,517.18 5,197.97 3.687 830.68 109.18 724.78 Pass-Major Risk 14,125.00 8,672.20 12,200.00 8,736.64 12.16 14.99 -4.33 4,527.68 5,212.65 3.687 840.19 110.26 733.30 Pass-Major Risk 14,135.72 8,672.02 12,125.00 8,685.21 12.19 13.78 -9.07 4,495.67 5,168.43 3.687 812.99 108.09 708.35 Pass-Major Risk 14,141.99 8,671.92 12,100.00 8,668.37 12.21 13.38 -11.00 4,484,67 5,153.59 3.687 804.74 107.60 700.75 Pass-Major Risk 14,939.11 8,723.01 9,850.00 7,303.01 16.16 0.00 -71.92 3,343.67 3,802.10 3.687 1,694.29 62.48 1,644.62 Pass-Major Risk 14,939.59 8,723.04 9,875.00 7,315.05 16.16 0.00 -71.46 3,357.93 3,818.73 3.687 1,672.37 62.46 1,622.76 Pass-Major Risk 14 940.07 8,723.06 9,900.00 7,327.04 16.16 0.00 -70.99 3,372.20 3,835.39 3.687 1,650.56 62.45 1,601.01 Pass-Major Risk CC-Min centre to center distance or covergent point,SF-min separation factor,ES-min ellipse separation 9/24/2015 10:25:32AM Page 3 COMPASS 5000.1 Build 61 • • 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: PTD: Development _Service Exploratory Stratigraphic Test Non-Conventional FIELD: POOL: g 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 ( 1. 2‘ /5 -'0 PH) and API number (50-iz - 2-i 474, -76)- QIP) 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 • • N 0) o a) 0- co O a O @ O• V. N- c O• a. 4' O > 3 0. 1 8 G 0 O. L., a 2 . �' O v m 4 CO m Mx. ay a v o o. O c, cci 3. O o, ot9 E3. •• • 5 3' O. f6 a N CO a' (0' 'C a• ') O• 7. O . CO W 0) a3 LOU) N.• . a . v •o. E, a a o F (0 '� �, v. a O c a ms- co� J. !�� .L.' L N. O N � (0. N cif F- , F. o 3. o> al , N r). E. a 0. Z CON p, O a . a E. o. a . . Loa) . � maQOO o Ea) co of EL W .• .- O. O D'Lo al c 0. a 1' Ep u� a) (a Di .-� D cn ce H N . m c. 3 (o. v N. y 3. 7. U .o a W Cl- iii, a' C co�. m �. c. a, '� _ E CO o a 0 O W c a) O, O N •a y - o' •C . CO CV a) .0 N. 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N. •o. z o. a a) O E y. 2. c a a 2, u) T w a a a; 3. c •0• O) i' C' Cr 0, a`> a C' (o N ,3 a .c O 8 °' 8. a, .a.' >• a lL -I co L . '0 '0 U • C• 0. a. a. 'D, w- a) C V1 7) O' O' o •V0) 0 3' 'p y ••C (j• a• C• TO C• E• '#X a E' N' �' .a-+ .a+' (0. �. o. L. c. a, ,_ U. a. �, O. O. C 0 C. N. N 8 C , 3' 0 a N' as' O' a' - .- 0 a m' V' ((n� I w 2 2. 3. O. O cs .. - 0 0 0 0 E. (s' vi v' _' v' m a E' - a c 8 a' 0 c o o a. (a, a) o. c p a o o m. o. m v,. 3. �,. w, v v a a. _. ° °. g ->, cr, 6. a °. m, a �, �. > > 3; -cu..) o. 2. o a °) w. w. ;0. L t a• E a. Via i J m, ' m .c CD, a)' ° _ o a a y, �, 0 y. 3, y o o; =; M; 2. 2. . -ao (o v; a = O. O; t, o a- a � m' m' of)i. o; p Cl • a _; D �; �' �' (n O O', a; a U �' ¢; a; z U, (n, U, U, U, U, Q, �; Q, o m, m, U. , 2'. a; o; (n, (n, U, m 0. O N CO t0 CO N. CO 0) 0 N CO V' O CO N. CO 0) 0 N () t0 CO n W 0) ,0 _''.. E ,- N r) t0 (0 h a0 a) . 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