GENERALIDADES El nombre „Guando‟ proviene del vocablo indígena utilizado por las tribus Pijaos y Panches, que significa espanto y representa un muerto cargado en “andas” (camilla en tela ) por cuatro personas, quienes lo conducen al lugar de descanso. campo Guando está ubicado en el departamento del Tolima, a 88 kilómetros (Km) de Ibagué en la parte sur oriental del municipio de Melgar y a 100 Km al sur occidente de Bogotá D.C.; abarca 60 Km cuadrados a una altura de 4000 ft sobre el nivel del mar, a una temperatura ambiente de 19°C, humedad relativa 73% y precipitación pluvial de 230 mm/mes. mm/mes. El
Nace en el contrato de Asociación Asociación Boquerón firmado por Ecopetrol, Lasmo Oil Colombia Limited y la canadiense Nexen y aprobado por el Ministerio de Minas y Energía en septiembre de 1995, concediendo un bloque para estudio de 98.099 hectáreas, hectáreas, para un periodo exploratorio desde el 1 de octubre de 1995 hasta el 30 de septiembre de 2002 y un periodo de explotación explotación hasta octubre de 2023. En 1996 comenzó su etapa exploratoria para lo cual se adquirieron 204 Km de sísmica. En septiembre de 1998, Petrobras Colombia Limited compro los activos de producción y exploración de la compañía Lasmo Oil Colombia Limited. En enero de 2000, se perforó con éxito el pozo exploratorio Guando 001, el cual fue probado en febrero del mismo año con excelentes resultados. El petróleo hallado pertenece pertenece a la familia de crudos livianos con un API de 29.5°, asociado con un gas de baja cantidad y una reducida presencia de agua y una producción de 333 BOPD (barriles de crudo diarios). Desde entonces, Campo Guando se encuentra entre los Campos productores de aceite más
importantes del país superado principalmente por los grandes del piedemonte piedemonte llanero y de Arauca: Rubiales, Cusiana, Cupiagua y Caño Limón. Actualmente cuenta con 16 islas multipozos en tierra que albergan desde 3 hasta 16 pozos con un área reducida debido a las condiciones topográficas topográficas difíciles; 145 pozos activos (109 pozos productores de aceite, 35 pozos inyectores de agua y un pozo productorinyector de agua), y una producción promedio de 20.000 BPD (barriles diarios) de aceite, 50.000 BPD de agua 2.000 KPC de gas.
CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS El estrato productor se encuentra en la formación Guadalupe, sobre un monoclinal, limitado al este por la falla del Boquerón, buzando al oeste con presencia presencia de fallas subordinadas, a una profundidad promedio cercana a 3500 ft y a una presión media del orden de 300 psi. La principal particularidad del yacimiento es que se encuentra por encima del nivel del mar y el gradiente de presión es bastante subnormal, con presiones de formación muy bajas, entre 180 y 400 psi. La temperatura de fondo es de 105°F. Los pozos atraviesan las formaciones Villeta, Guaduas y Guadalupe. La formación Villeta corresponde al Cretáceo Medio Superior, conformada por lutitas con intercalaciones de lidita, arenisca, y está cortada por la falla de Boquerón, la cual la pone en contacto con las arcillas de la formación Guaduas. La formación Guaduas corresponde al terciario inferior. Esta formación está compuesta por arcillas y pequeñas intercalaciones de niveles arenosos y
limolíticos; los cuales presentan nódulos de siderita de grano mediano y grueso. La formación Guadalupe está compuesta por dos miembros arenosos de acuerdo con sus características litológicas y electrofaciales: (arenisca superior y arenisca inferior), separados por un miembro limolíticomargoso, lidítico, denominado lidita (chert) intermedio; estos miembros arenosos desarrollan hacia la base del cuerpo calcáreo, el cual sirve como marcador litológico dentro de la secuencia estratigráfica, hacia la base de las areniscas inferiores. La secuencia litológica se va tomando gradualmente más limosa-arcillosa hasta entrar en contacto nuevamente con la formación Villeta. El yacimiento de las areniscas inferiores se caracteriza por un espesor medio de 750 ft. Las areniscas superiores tienen un espesor del orden de 500 ft, con una porosidad media del orden de 20% y con permeabilidades que llegan hasta los 300 mD. Para cálculos de ingeniería, las secciones de yacimiento con permeabilidades superiores a 1 mD son consideradas como netas. Este criterio implica cut-off de porosidad de 0.12 para la mayoría del yacimiento y 0.15 para algunas subunidades. El yacimiento puede considerarse isotrópico en permeabilidad debido a la relación de permeabilidad horizontal y vertical es cercana a 1.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS El campo produce crudo con gravedad API entre 25-32°, con una viscosidad entre 6-12 cp, la gravedad específica del gas varía entre 0.7-0.8 y el factor volumétrico de aceite está entre 1.03-1.05 RB/STB. Presenta una
relación de solubilidad menor de 100 ft 3/bbl, y capa de gas con presión a la profundidad del contacto gas-aceite, de 107 psi. El acuífero presenta como característica un contenido de cloruros menor a 100 ppm Cl (agua dulce). Al ser la temperatura de fondo de pozo es de 105°F; La historia de producción del campo indica producciones por pozo del orden de 500 bfpd. Durante la etapa inicial del desarrollo del Campo Guando, se corazonaron 5 pozos de todos los principales sectores del campo: GUA-002 (89 ft), GUA-005 (582 ft), GUA006 (240 ft), GUA-021 (760 ft) y GUA-026 (329 ft). Porosidad media del campo es del orden de 16%, con valores que oscilan entre el 15% y el 20%. La permeabilidad varía entre 1 y 1000 mD para el yacimiento Guadalupe inferior, mientras que para Guadalupe superior la permeabilidad alcanza 7000 mD. Los análisis de laboratorio e información de registros soportan la existencia de fracturas naturales, especialmente en zonas intensamente falladas del yacimiento. Sin embargo, la conectividad entre las fracturas es limitada o nula, lo cual implica que la producción y las características del yacimiento están dadas por las propiedades de la matriz. La mojabilidad fue determinada en laboratorio con muestras de los corazones de algunos pozos mediante el Método de Amott. Los resultados indican que la roca se encuentra mojada por agua (Tabla 1) el todos los casos.
Tabla 1. Resultados Pruebas de mojabilidad
ÍNDICES DE MOJABILIDAD
POZO
MUESTRA
ÍNDICE ÍNDICE DEL DEL ACEITE AGUA
GUA-002
15A
0,011
0.309
GUA-021
617A
0,01
0,231
GUA-005
533A
0,011
0,223
12A
0,082
0,333
15A
0,031
0,324
118A
0,089
0,368
147A
0,089
0,348
GUA-006
Fuente: Modificado de Gerencia de producción GPROYacimientos Campo Guando. Petrobras Colombia Limited.
La trampa es de tipo estructural, originada por un monoclinal buzando hacia el oeste truncado por la falla del Boquerón.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS La caracterización de los fluidos producidos en el Campo Guando fue la base para la clasificación como Yacimiento de Aceite negro con capa de gas inicial. Por la gravedad API variable entre 25 y 32°API se ha demostrado la existencia de un gradiente composicional del aceite con la profundidad. De las pruebas PVT realizadas a los fluidos producidos en diferentes pozos se obtuvieron los resultados para el aceite presentados en la Tabla 2. La composición del gas se presenta en la Tabla 3. Tabla 2. Propiedades PVT del aceite del Campo Guando
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO El grupo Villeta es considerado la roca generadora en la subcuenca de Girardot. Las rocas son inmaduras (temperatura menor de 435°C) y predomina el Kerógeno tipo ll. Las areniscas inferiores, consideradas el principal yacimiento del Campo Guando, son cuarzosas con algún contenido de feldespato (0-5%), de grano muy fino con interdestratificaciones delgadas de lodolitas y shales negros ricos en materia orgánica. Las areniscas Superiores, aunque secundarias, son consideradas roca almacén del yacimiento. Campo Guando está situado en el piedemonte occidental de la Cordillera Oriental como una estructura de subthrust bajo la falla Boquerón, en la cual la Formación Villeta, que es más antigua, se ha ubicado sobre las Arenas de la Formación Guadalupe sellando así el yacimiento.
PROPIEDAD
GUA001
GUA- GUA003 006
Gravedad API 29,8 27,2 27,1 GE del gas 0,77 0,78 0,72 Presión de Burbuja 149 112 115 [psig] Viscosidad del Aceite 6,45 11,2 10,18 @ Pb [cp] Rs [SCF/STB] 31 23 19 Bo [RB/STB] 1,033 1,051 1,029 Fuente: Modificado de gerencia de Producción GPROYacimientos Campo Guando. Petrobras Colombia Limited
Cuando ocurre un bloqueo de agua se puede observar que la permeabilidad relativa se reduce de manera drástica de 0,9 a 0,3 a saturaciones de agua de 20% y 35% respectivamente. Las curvas de permeabilidad relativa confirman la pertenencia de mojabilidad al agua de la roca. Los End Point de las curvas promedio son de 0.7 y 0.08 para el aceite y el agua respectivamente, y el valor de la relación de movilidad resultante oscila entre 1 y 2.
Tabla 3. Composición Gas producido Campo Guando
COMPONENTE H2S CO2 N2 Metano Etano Propano i-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexano Heptano Octano
Nonano Total
MOL% GPM MW 0.00 4.26 0.67 85.83 4.59 2.22 0.61 0.79 0.35 0.24 0.26 0.05 0.10 0.03 100,00
1,23 0,61 0,20 0,25 0,13 0,09 0,10 0,02 0,05 0,02
44,1 28,01 16,04 30,07 44,10 58,12 58,12 72,15 72,15 84,00 96,00 107,00 121,00
Fuente: Modificado de gerencia de producción GPROYacimientos Campo Guando. Petrobras Colombia Limited.
HISTORIA OPERACIONAL El campo fue descubierto en el año 2000 por la compañía Petrobras Colombia Limited en asociación con las compañías Nexen y Ecopetrol, bajo el contrato de asociación Boquerón. El campo se descubrió con el pozo GUANDO-001, en el cual se iniciaron operaciones el 8 de enero de 2000, y se perforó hasta 3.881 ft en 39 días, luego se perforó el pozo GUANDO-002, en mayo del mismo año. La profundidad media de los pozos es de 3500 ft; el yacimiento productor del Campo Guando se encuentra sobre el nivel del mar, lo que hace presente una presión extremadamente baja. Fue declarado comercial en 2002 y hasta 2007 registró 110 pozos perforados en diferentes localizaciones. La búsqueda de nuevas tecnologías, procedimientos e identificación de oportunidades de mejoramiento han sido claves para mantener su dinamismo.
Al comienzo, los pozos mostraron una baja productividad debido a que la presión del yacimiento era muy reducida, por lo tanto no había flujo natural a superficie. Esto hizo necesario implementar un método de levantamiento artificial; el método seleccionado por las características del yacimiento y de los pozos fue levantamiento con bomba de cavidades progresivas, luego de haber probado con el bombeo Electrosumergible. La baja presión del yacimiento también dificulta la toma de información específicamente la toma de registros PLT, ya que el fluido, por salir a tan baja presión no alcanza amover las hélices de los registros de producción. Lo anterior dificulta el monitoreo dl yacimiento. Adicionalmente, durante la perforación de los pozos, se efectuó un daño en la cara de los mismos por la alta presión hidrostática que se maneja, el daño producido por el lodo de perforación hace aun más difícil la producción de los pozos, por lo que se acostumbra a realizar fracturamientos hidráulicos para estimular la cara de la formación. En el 2003 se inició el proceso de recobro secundario por inyección de agua, cuyo plan incluye 33 pozos inyectores, de los cuales diez son los pozos inyectores periféricos y el resto son pozos inyectores “in fill”. El patrón de inyección seleccionado fue el de siete puntos invertidos, con espaciamiento entre pozos de 250 metros. Actualmente el Campo Guando cuenta con localizaciones (islas de pozos) en tierra desde las cuales se perforan hasta cinco pozos direccionales tipo “S” en cada una de ellas, líneas troncales de flujo, estación de producción, separación y tratamiento de crudo, agua y gas; líneas de inyección de agua, estación de captación de agua en
bocatoma del rio Sumapaz, tratamiento secundario e inyección de agua, gasoducto para suministro de gas al campo en caso de necesitarse, ya que el campo se autoabastece de energía utilizando el gas producido en el mismo, oleoducto para transporte y venta, acueducto, además de casino, oficinas y áreas de vivienda para el personal que labora en dichas instalaciones. En cuanto a las facilidades de producción que tiene el Campo Guando, estas se han conceptualizado de acuerdo a los planes de desarrollo y los pronósticos de producción de fluidos, inherentes a la inyección de agua.
CONSIDERACIONES AMBIENTALES El uso de la bomba desarenadora para el lavado de arena en los pozos del Campo Guando se implementó con la intención de obviar el impacto ambiental y el riesgo ocasionado por la limpieza con nitrógeno. Sin embargo, durante las operaciones del campo y en horas de la noche, la comunidad se queja por los altos niveles de ruido producto del golpe del bloque viajero. Por lo anterior es aconsejable usar este método en horas diurnas o temprano en la noche.
ESTADO POZOS
MECÁNICO
DE
LOS
El diseño mecánico de los primeros pozos consideraba el uso de tres tamaños de brocas, definiendo tres fases por pozo: 17½”, 12¼” y 8½”. El pozo se iniciaba perforando con la fase de 17 ½” utilizando un tubo conductor de 20”, el cual es enterrado por obras civiles a una profundidad de 15-20 ft. Esta fase permitía instalar un sistema Divertir de 11” x 2M. El completamiento tipo de los pozos del Campo Guando consta de cañoneros
selectivos por unidad y estimulación con fracturamiento hidráulico (Figura 1). Con la experiencia del área y como un primer paso en la optimización de las operaciones, la fase de 17 ½” fue cancelada, con lo cual se logró una reducción importante en el tiempo y costo del pozo. Actualmente, los pozos inician directamente con la fase de 12 ¼” perforando verticalmente hasta el KOP 250300 ft, aproximadamente. En este punto se arma la sarta direccional con motor de fondo y sistema MWD, para perforar direccionalmente, construyendo ángulo (BUR 5°/100‟) hasta aproximadamente 1000 ft, en donde se corre y cementa un revestimiento de 9 ⅝”. Luego se instala la sección „A‟ (Casting Head Spool) y el sistema de preventoras del equipo 11” x %M psi BOP‟s. La segunda f ase se perfora con broca 8 ½” y sarta direccional, tumbando ángulo (Dropping -2.5°/100‟) hasta lograr verticalizar el pozo al tope del yacimiento. Posteriormente se continúa la perforación vertical hasta la profundidad final. Luego de la toma de los registros eléctricos, se corre y se cementa un revestimiento de producción de 7” hasta el fondo del pozo. En la etapa exploratoria se emplearon hasta 41 días de operaciones por pozo (promedio de los cinco primeros pozos del campo). En la actualidad se perforan pozos con un promedio de 11 días. Uno de los mayores factores de optimización ha sido la sección y diseño de brocas PDC, con durabilidad y rendimientos operacionales superiores a las brocas tricónicas. La implementación de estas brocas han tenido gran impacto de la optimización de las operaciones de perforación en el Campo Guando por mejoramiento drástico de la ROP, la disminución de viajes adicionales para cambio de brocas y la eliminación de eventos de pesca.
Se han diseñado brocas PDC especiales para este campo, considerando litología, espesores, intercalaciones, dureza de las distintas formaciones, trabajo direccional y lecciones aprendidas en general.
EQUIPO DE PERFORACIÓN Los primeros pozos en el campo fueron perforados con equipos Pride-18, Pride-22 y Pride-07, los cuales son equipos convencionales sin top drive y con una potencia nominal de 750 HP. Operaron desde enero de 2000 hasta noviembre de 2002. En diciembre de 2002 se reemplazó el equipo de perforación Pride-07 por el rig Petreven G-102, de Soilmec. Este es un equipo hidráulico donde se resaltan los siguientes componentes: top drive de 200.000 libras de capacidad; antena telescópica (con gato hidráulico) que reemplaza al malcate de los equipos convencionales; sistema de control automatizado de equipos alternos con mando desde la cabina del perforador; brazo hidráulico extensible que realiza las funciones de encuellador; llave de potencia hidráulica (cuñero mecánico); cuña automática con mando a distancia para el manejo de la tubería en el pozo, y enroscador de casting diseñado y desarrollado por Dillmec. Adicionalmente, el rig G-102 tiene la posibilidad de empujar la sarta hacia el pozo (pull down), lo que permite mejorar significativamente los parámetros de perforación al inicio del pozo. Al tener la mayor parte de sus operaciones automatizadas, este equipo reduce el número de personas involucradas directamente en el manejo de herramientas, y disminuye así el riesgo de accidentes de personas en el rig .
BROCAS En los primeros pozos, la fase de 17 ½ ” se perforaba con una broca tricónica (IADC 117). En la fase de 12 ¼”, inicialmente se usaron brocas tricónicas, llegando a utilizarse hasta tres de un solo pozo. El mejor resultado obtenido con estas brocas tricónicas fue la broca Smith FGSSH+ (IADC 117X), corrida en dos pozos, la cual perforó 1788 ft en 66,3 horas, consiguiendo una ROP de 27 ft/hora. Posteriormente, para esta fase, se implementaron en el campo brocas PDC; destacándose la DBS FM2565, con la cual se ha conseguido el record para el campo al perforar en total 15.736 ft (en 19 pozos) en 396 horas, a una ROP de 39,7 ft/hora. En esta fase 8 ½” se implementaron brocas PDC, en donde se destacó la broca Smith MF10DPD, con la cual se perforan 1282 ft en 75 horas, para un ROP 17 ft/hora. Se han probado diferentes tecnologías y diseños de las brocas de empresas como DBS, Smith y Hycalog. Igualmente, se destaca la broca PDC de Hycalog, tipo RSX161HG de 6 aletas y con cortadores PDC de 19 mm tipo “TreX” con protección de híbridos, la cual tiene un registro de 2750‟ perforados en 48 horas, ROP de 57,3 ft/hora en el pozo GUA-049.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Inicialmente se utilizó como fluido de perforación un sistema no disperso tipo PHPA, con el objetivo de inhibir arcillas y lutitas. Con este sistema se observaron algunos problemas de embotellamiento de broca, poca lubricación del hueco y en algunos pozos hueco apretado (tight hole) durante los viajes. Igualmente varias ocasiones se presentaron problemas de pega
de la herramienta de registros eléctricos, que necesitaron realizar operaciones de pesca.
CEMENTACIÓN La cementación del revestimiento de 9 ⅝” se realizó hasta la superficie utilizando dos lechadas, una pesada de 15,8 lpg hasta 500 ft y una liviana de 12,6 lpg hasta la superficie sin espaciadores ni aditivos especiales para el control de gas y filtrado.
Hacia el cuarto pozo se implementó el sistema PAC/DEXTRID/GEM-GP suspendiendo el PHPA. En un comienzo se trabajó con 3 lpb. De Glicol GEM-GP, pero estas concentraciones fueron incrementadas paulatinamente hasta 10 lpb, con base en resultados de pruebas de laboratorio y en la experiencia del campo. Esta concentración de Glicol buscaba minimizar los problemas presentados con el sistema PHPA. El sistema de lodo se utilizó desde el año 2001 hasta comienzos de 2003 con buenos resultados en la estabilidad del hueco, no presencia de embotamiento, buenas condiciones de los viajes de tubería y en las corridas de los registros. Igualmente, este tipo de fluido se usó en pruebas de retorno de permeabilidad con corazones del campo, obteniendo retornos de 95%.
Finalmente, la cementación del revestimiento producción de 7” se realizó igualmente con un diseño de dos lechadas de cemento. La lechada principal hasta un tope de 200 ft por encima de las areniscas superiores de la Formación Guadalupe con densidad de 15,8 lpg y aditivos para el control de filtrado. La lechada de relleno liviana de 12,6 lpg sin aditivos especiales fue bombeada hasta la superficie como la segunda barrera de protección contra la corrosión del revestimiento de producción contra la corrosión del revestimiento de producción 7”.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
Con el objetivo de inhibir arvillas y lutitas y teniendo en cuenta la característica de presión subnormal del yacimiento, inicialmente se utilizó un fluido de perforación base polímero tipo PHPA. Con este sistema no disperso surgieron algunos problemas como embotamiento de la broca y poca lubricación del hueco.
Guando es el primer campo en Colombia en producir casi exclusivamente mediante el sistema de levantamiento conocido como Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP), el cual es apto para yacimientos de aceite liviano con baja presión en pozos altamente desviados.
Los fluidos PHPA fueron reemplazados rápidamente por el sistema PAC/DEXTRID/GEM-GP con una concentración de Glicol GEM-GP de 10 ppb buscando minimizar los problemas presentados desde 2001 hasta comienzos de 2003 con buenos resultados en la estabilidad del hueco, el afilado de las brocas, las condiciones de los viajes de tubería y corridas de los registros.
Las bombas PCP pueden ser ubicadas debajo de los intervalos perforados con el fin de maximizar el drawdown, el consumo de energía del sistema es bajo y los requerimientos de espacio en superficie son mínimos. En los últimos años, se ha implementado el sistema de levantamiento por Bombeo Electrosumergible (ESP) en algunos pozos con mayor producción de fluidos, baja producción de sólidos y dificultades con la
alta desviación y comportamiento de la sarta de varillas de completamiento PCP. En Noviembre de 2009, se instaló un piloto con Bombeo Mecánico Rotaflex (RLS) en el pozo GUA-134 con el fin de reducir las fallas por ruptura de varilla de completamiento PCP y comprar el consumo de energía respecto al completamiento ESP. La distribución actual de los sistemas de levantamiento en los 109 pozos productores activos del campo se muestra en la Figura 2.
Figura 2. Sistemas de Levantamiento de Pozos Productores del Campo Guando
PCP
continua. La turbina de combustible dual (gas natural y diesel) Taurus 60 tiene un sistema de combustión SoloNox para el control de contaminación. Esta planta produce 8,8MW de energía 4,16kV dependiendo en la inyección de agua. Consta de un generador sincrónico de 3 fases; 5.200 KVA, y 60 Hz de frecuencia. Petrobras presentó la solicitud de aprobación del cargo de transporte para el gasoducto Flandes-Guando mediante comunicación del 8 de octubre de 2003, radicación E2003009431. Posteriormente, la Dirección Ejecutiva de la CREG. El proyecto conecta el campo Guando con el sistema de transporte de Gasoducto del Tolima S.A. ESP, específicamente con el gasoducto Chicoral-Flandes, el cual cuenta con cargo aprobado y fue definido como un Sistema Regional de Transporte por la Resolución CREG 077 de 2002.
ESP RLS
IMPORTANCIA DEL CAMPO
COMPLETAMIENTO #POZOS TOTAL PCP
96
PRODUCTORES ESP
12
RLS
1
109
FUENTES DE ENERGÍA
En un esfuerzo de bajar los costos de operación en Colombia, Petrobras estaba buscando una planta de energía que se pudiera instalar ligeramente y operada en modo remoto. En diciembre de 2003, Energy International fue escogido por su experiencia de manejo de proyectos ligeros instaló dos generadores de turbinas Solar modelo Taurus 60 usando gas natural para operación
Principal descubrimiento en Colombia en los últimos 11 años. Primer campo descubierto y desarrollo por Petrobras Colombia.
en en
Primer campo que aplica la modalidad del contrato con “Factor R” en el país. Producción acumulada de petróleo a Abril 17 de 2004: 9.03 millones de barriles. El campo ya obtuvo la certificación del Sistema Integrado de Gestión de Seguridad, medio ambiente y salud, bajo las normas ISO 14001 y OHSAS 18001. Cuarto campo operado por empresas privadas en nivel de producción en Colombia.
