GENERALIDADESEl 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. El 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. Nace en el contrato de 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, para un periodo exploratorio desde el 1 de octubre de 1995 hasta el 30 de septiembre de 2002 y un periodo de 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 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 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 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 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 Para cálculos de ingeniería. y capa de gas con presión a la profundidad del contacto gas-aceite. se corazonaron 5 pozos de todos los principales sectores del campo: GUA-002 (89 ft).12 para la mayoría del yacimiento y 0.7-0. Este criterio implica cut-off de porosidad de 0. separados por un miembro limolíticomargoso. El yacimiento de las areniscas inferiores se caracteriza por un espesor medio de 750 ft. con una viscosidad entre 6-12 cp. relación de solubilidad menor de 100 ft3/bbl. Resultados Pruebas de mojabilidad . La historia de producción del campo indica producciones por pozo del orden de 500 bfpd. GUA006 (240 ft).limolíticos. estos miembros arenosos desarrollan hacia la base del cuerpo calcáreo. las secciones de yacimiento con permeabilidades superiores a 1 mD son consideradas como netas. la conectividad entre las fracturas es limitada o nula. El yacimiento puede considerarse isotrópico en permeabilidad debido a la relación de permeabilidad horizontal y vertical es cercana a 1. Los análisis de laboratorio e información de registros soportan la existencia de fracturas naturales. Al ser la temperatura de fondo de pozo es de 105°F. La permeabilidad varía entre 1 y 1000 mD para el yacimiento Guadalupe inferior. lo cual implica que la producción y las características del yacimiento están dadas por las propiedades de la matriz. GUA-021 (760 ft) y GUA-026 (329 ft). Los resultados indican que la roca se encuentra mojada por agua (Tabla 1) el todos los casos. con una porosidad media del orden de 20% y con permeabilidades que llegan hasta los 300 mD. PROPIEDADES PETROFÍSICAS El campo produce crudo con gravedad API entre 25-32°. hacia la base de las areniscas inferiores.03-1. Presenta una Tabla 1. Durante la etapa inicial del desarrollo del Campo Guando. los cuales presentan nódulos de siderita de grano mediano y grueso.8 y el factor volumétrico de aceite está entre 1. GUA-005 (582 ft). especialmente en zonas intensamente falladas del yacimiento.15 para algunas subunidades. El acuífero presenta como característica un contenido de cloruros menor a 100 ppm Cl(agua dulce). la gravedad específica del gas varía entre 0. Porosidad media del campo es del orden de 16%. mientras que para Guadalupe superior la permeabilidad alcanza 7000 mD. el cual sirve como marcador litológico dentro de la secuencia estratigráfica. denominado lidita (chert) intermedio. La formación Guadalupe está compuesta por dos miembros arenosos de acuerdo con sus características litológicas y electrofaciales: (arenisca superior y arenisca inferior). La secuencia litológica se va tomando gradualmente más limosa-arcillosa hasta entrar en contacto nuevamente con la formación Villeta. lidítico. La mojabilidad fue determinada en laboratorio con muestras de los corazones de algunos pozos mediante el Método de Amott.05 RB/STB. de 107 psi. con valores que oscilan entre el 15% y el 20%. Sin embargo. Las areniscas superiores tienen un espesor del orden de 500 ft. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO El grupo Villeta es considerado la roca generadora en la subcuenca de Girardot.45 31 1. Las rocas son inmaduras (temperatura menor de 435°C) y predomina el Kerógeno tipo ll. en la cual la Formación Villeta. Los End Point de las curvas promedio son de 0. De las pruebas PVT realizadas a los fluidos producidos en diferentes pozos se obtuvieron los resultados para el aceite presentados en la Tabla 2.368 0.8 0.324 0.333 0. Petrobras Colombia Limited. Petrobras Colombia Limited Cuando ocurre un bloqueo de agua se puede observar que la permeabilidad relativa se reduce de manera drástica de 0.031 0. . Las areniscas Superiores.011 0.051 GUA006 27. Por la gravedad API variable entre 25 y 32°API se ha demostrado la existencia de un gradiente composicional del aceite con la profundidad. originada por un monoclinal buzando hacia el oeste truncado por la falla del Boquerón. aunque secundarias. se ha ubicado sobre las Arenas de la Formación Guadalupe sellando así el yacimiento. Campo Guando está situado en el piedemonte occidental de la Cordillera Oriental como una estructura de subthrust bajo la falla Boquerón.2 0. Tabla 2.ÍNDICES DE MOJABILIDAD POZO MUESTRA ÍNDICE DEL ACEITE GUA-002 GUA-021 GUA-005 15A 617A 533A 12A 15A GUA-006 118A 147A 0.3 a saturaciones de agua de 20% y 35% respectivamente.01 0. Propiedades PVT del aceite del Campo Guando Fuente: Modificado de Gerencia de producción GPROYacimientos Campo Guando.029 Fuente: Modificado de gerencia de Producción GPROYacimientos Campo Guando.082 0.089 0.223 0.7 y 0. son consideradas roca almacén del yacimiento. consideradas el principal yacimiento del Campo Guando.9 a 0.78 112 11.77 149 6. PROPIEDAD Gravedad API GE del gas Presión de Burbuja [psig] Viscosidad del Aceite @ Pb [cp] Rs [SCF/STB] Bo [RB/STB] GUA001 29. La composición del gas se presenta en la Tabla 3.011 0. Las areniscas inferiores. de grano muy fino con interdestratificaciones delgadas de lodolitas y shales negros ricos en materia orgánica.08 para el aceite y el agua respectivamente.348 La trampa es de tipo estructural. son cuarzosas con algún contenido de feldespato (0-5%).2 23 1.033 GUA003 27. que es más antigua.231 0.72 115 10. y el valor de la relación de movilidad resultante oscila entre 1 y 2.1 0.309 0. 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.089 ÍNDICE DEL AGUA 0.18 19 1. Las curvas de permeabilidad relativa confirman la pertenencia de mojabilidad al agua de la roca. y se perforó hasta 3. se efectuó un daño en la cara de los mismos por la alta presión hidrostática que se maneja.12 72. líneas de inyección de agua. el daño producido por el lodo de perforación hace aun más difícil la producción de los pozos. ya que el fluido. La profundidad media de los pozos es de 3500 ft.01 16.04 30.24 0.05 0. Fue declarado comercial en 2002 y hasta 2007 registró 110 pozos perforados en diferentes localizaciones. luego se perforó el pozo GUANDO-002. HISTORIA OPERACIONAL El campo fue descubierto en el año 2000 por la compañía Petrobras Colombia Limited en asociación con las compañías Nexen y Ecopetrol.07 44. líneas troncales de flujo. por lo tanto no había flujo natural a superficie.03 100. lo que hace presente una presión extremadamente baja.1 28. agua y gas. estación de producción.83 4. 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.23 0.35 0. En el 2003 se inició el proceso de recobro secundario por inyección de agua.09 0.61 0. con espaciamiento entre pozos de 250 metros.02 Al comienzo. durante la perforación de los pozos.20 0. El campo se descubrió con el pozo GUANDO-001.00 121.Tabla 3.10 0.00 GPM MW 44. luego de haber probado con el bombeo Electrosumergible. Lo anterior dificulta el monitoreo dl yacimiento. por lo que se acostumbra a realizar fracturamientos hidráulicos para estimular la cara de la formación. La baja presión del yacimiento también dificulta la toma de información específicamente la toma de registros PLT.00 4.10 58. por salir a tan baja presión no alcanza amover las hélices de los registros de producción.05 0.26 0.25 0.59 2. 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% 0. de los cuales diez son los pozos inyectores periféricos y el resto son pozos inyectores “in fill”. el método seleccionado por las características del yacimiento y de los pozos fue levantamiento con bomba de cavidades progresivas. . los pozos mostraron una baja productividad debido a que la presión del yacimiento era muy reducida. Petrobras Colombia Limited.12 58.15 84.79 0.00 107.10 0.26 0. estación de captación de agua en Fuente: Modificado de gerencia de producción GPROYacimientos Campo Guando.15 72.881 ft en 39 días.13 0. Adicionalmente.00 1. El patrón de inyección seleccionado fue el de siete puntos invertidos.67 85.02 0. Esto hizo necesario implementar un método de levantamiento artificial.22 0. bajo el contrato de asociación Boquerón. el yacimiento productor del Campo Guando se encuentra sobre el nivel del mar. en el cual se iniciaron operaciones el 8 de enero de 2000. cuyo plan incluye 33 pozos inyectores. La búsqueda de nuevas tecnologías. separación y tratamiento de crudo. en mayo del mismo año. procedimientos e identificación de oportunidades de mejoramiento han sido claves para mantener su dinamismo.61 0.00 96. Sin embargo. ESTADO POZOS MECÁNICO DE LOS El diseño mecánico de los primeros pozos consideraba el uso de tres tamaños de brocas. con durabilidad y rendimientos operacionales superiores a las brocas tricónicas.5°/100‟) hasta lograr verticalizar el pozo al tope del yacimiento. la disminución de viajes adicionales para cambio de brocas y la eliminación de eventos de pesca. ya que el campo se autoabastece de energía utilizando el gas producido en el mismo. El pozo se iniciaba perforando con la fase de 17 ½” utilizando un tubo conductor de 20”. 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. se corre y se cementa un revestimiento de producción de 7” hasta el fondo del pozo. construyendo ángulo (BUR 5°/100‟) hasta aproximadamente 1000 ft. 12¼” y 8½”. para perforar direccionalmente. Por lo anterior es aconsejable usar este método en horas diurnas o temprano en la noche. tumbando ángulo (Dropping -2. inherentes a la inyección de agua. aproximadamente. la fase de 17 ½” fue cancelada. La segunda fase se perfora con broca 8 ½” y sarta direccional. el cual es enterrado por obras civiles a una profundidad de 15-20 ft. la comunidad se queja por los altos niveles de ruido producto del golpe del bloque viajero. oficinas y áreas de vivienda para el personal que labora en dichas instalaciones. gasoducto para suministro de gas al campo en caso de necesitarse. Esta fase permitía instalar un sistema Divertir de 11” x 2M. En cuanto a las facilidades de producción que tiene el Campo Guando. Actualmente. tratamiento secundario e inyección de agua. 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. en donde se corre y cementa un revestimiento de 9 ⅝”. definiendo tres fases por pozo: 17½”. 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. Luego de la toma de los registros eléctricos. estas se han conceptualizado de acuerdo a los planes de desarrollo y los pronósticos de producción de fluidos. durante las operaciones del campo y en horas de la noche. acueducto. los pozos inician directamente con la fase de 12 ¼” perforando verticalmente hasta el KOP 250300 ft. El completamiento tipo de los pozos del Campo Guando consta de cañoneros . Con la experiencia del área y como un primer paso en la optimización de las operaciones. oleoducto para transporte y venta. En este punto se arma la sarta direccional con motor de fondo y sistema MWD. Luego se instala la sección „A‟ (Casting Head Spool) y el sistema de preventoras del equipo 11” x %M psi BOP‟s. con lo cual se logró una reducción importante en el tiempo y costo del pozo. Uno de los mayores factores de optimización ha sido la sección y diseño de brocas PDC. Posteriormente se continúa la perforación vertical hasta la profundidad final.bocatoma del rio Sumapaz. selectivos por unidad y estimulación con fracturamiento hidráulico (Figura 1). además de casino. este equipo reduce el número de personas involucradas directamente en el manejo de herramientas. lo que permite mejorar significativamente los parámetros de perforación al inicio del pozo. corrida en dos pozos. para esta fase. tipo RSX161HG de 6 aletas y con cortadores PDC de 19 mm tipo “TreX” con protección de híbridos. El mejor resultado obtenido con estas brocas tricónicas fue la broca Smith FGSSH+ (IADC 117X). Igualmente. Con este sistema se observaron algunos problemas de embotellamiento de broca. consiguiendo una ROP de 27 ft/hora.000 libras de capacidad.Se han diseñado brocas PDC especiales para este campo. En esta fase 8 ½” se implementaron brocas PDC. el rig G-102 tiene la posibilidad de empujar la sarta hacia el pozo (pull down). y enroscador de casting diseñado y desarrollado por Dillmec. a una ROP de 39. cuña automática con mando a distancia para el manejo de la tubería en el pozo. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Inicialmente se utilizó como fluido de perforación un sistema no disperso tipo PHPA. Pride-22 y Pride-07. En la fase de 12 ¼”. de Soilmec. trabajo direccional y lecciones aprendidas en general. brazo hidráulico extensible que realiza las funciones de encuellador. para un ROP 17 ft/hora. Al tener la mayor parte de sus operaciones automatizadas. En diciembre de 2002 se reemplazó el equipo de perforación Pride-07 por el rig Petreven G-102. la cual perforó 1788 ft en 66. Smith y Hycalog. sistema de control automatizado de equipos alternos con mando desde la cabina del perforador. llave de potencia hidráulica (cuñero mecánico). Igualmente varias ocasiones se presentaron problemas de pega . con la cual se perforan 1282 ft en 75 horas. llegando a utilizarse hasta tres de un solo pozo. ROP de 57. poca lubricación del hueco y en algunos pozos hueco apretado (tight hole) durante los viajes. considerando litología. Se han probado diferentes tecnologías y diseños de las brocas de empresas como DBS.3 ft/hora en el pozo GUA-049. se implementaron en el campo brocas PDC. los cuales son equipos convencionales sin top drive y con una potencia nominal de 750 HP. con la cual se ha conseguido el record para el campo al perforar en total 15. inicialmente se usaron brocas tricónicas. en donde se destacó la broca Smith MF10DPD. espesores. destacándose la DBS FM2565. Este es un equipo hidráulico donde se resaltan los siguientes componentes: top drive de 200. la cual tiene un registro de 2750‟ perforados en 48 horas. dureza de las distintas formaciones. Posteriormente. EQUIPO DE PERFORACIÓN Los primeros pozos en el campo fueron perforados con equipos Pride-18. la fase de 17 ½” se perforaba con una broca tricónica (IADC 117).7 ft/hora.736 ft (en 19 pozos) en 396 horas. intercalaciones. se destaca la broca PDC de Hycalog. y disminuye así el riesgo de accidentes de personas en el rig. antena telescópica (con gato hidráulico) que reemplaza al malcate de los equipos convencionales. con el objetivo de inhibir arcillas y lutitas.3 horas. BROCAS En los primeros pozos. Adicionalmente. Operaron desde enero de 2000 hasta noviembre de 2002. Esta concentración de Glicol buscaba minimizar los problemas presentados con el sistema PHPA. Las bombas PCP pueden ser ubicadas debajo de los intervalos perforados con el fin de maximizar el drawdown. De Glicol GEM-GP. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Con el objetivo de inhibir arvillas y lutitas y teniendo en cuenta la característica de presión subnormal del yacimiento. el afilado de las brocas.8 lpg y aditivos para el control de filtrado. no presencia de embotamiento. las condiciones de los viajes de tubería y corridas de los registros. el consumo de energía del sistema es bajo y los requerimientos de espacio en superficie son mínimos. pero estas concentraciones fueron incrementadas paulatinamente hasta 10 lpb. Hacia el cuarto pozo se implementó el sistema PAC/DEXTRID/GEM-GP suspendiendo el PHPA. La lechada de relleno liviana de 12. el cual es apto para yacimientos de aceite liviano con baja presión en pozos altamente desviados.6 lpg hasta la superficie sin espaciadores ni aditivos especiales para el control de gas y filtrado. este tipo de fluido se usó en pruebas de retorno de permeabilidad con corazones del campo. La lechada principal hasta un tope de 200 ft por encima de las areniscas superiores de la Formación Guadalupe con densidad de 15. buenas condiciones de los viajes de tubería y en las corridas de los registros.8 lpg hasta 500 ft y una liviana de 12. que necesitaron realizar operaciones de pesca. Igualmente.de la herramienta de registros eléctricos. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO Guando es el primer campo en Colombia en producir casi exclusivamente mediante el sistema de levantamiento conocido como Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP). En un comienzo se trabajó con 3 lpb. 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. Finalmente. obteniendo retornos de 95%. El sistema de lodo se utilizó desde el año 2001 hasta comienzos de 2003 con buenos resultados en la estabilidad del hueco. 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. con base en resultados de pruebas de laboratorio y en la experiencia del campo.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”. CEMENTACIÓN La cementación del revestimiento de 9 ⅝” se realizó hasta la superficie utilizando dos lechadas. baja producción de sólidos y dificultades con la . En los últimos años. la cementación del revestimiento producción de 7” se realizó igualmente con un diseño de dos lechadas de cemento. una pesada de 15. se ha implementado el sistema de levantamiento por Bombeo Electrosumergible (ESP) en algunos pozos con mayor producción de fluidos. El proyecto conecta el campo Guando con el sistema de transporte de Gasoducto del Tolima S. específicamente con el gasoducto Chicoral-Flandes. Primer campo descubierto y en desarrollo por Petrobras en Colombia. medio ambiente y salud. Cuarto campo operado por empresas privadas en nivel de producción en Colombia. FUENTES DE ENERGÍA En un esfuerzo de bajar los costos de operación en Colombia. ESP. Esta planta produce 8. Petrobras estaba buscando una planta de energía que se pudiera instalar ligeramente y operada en modo remoto.A. 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 . La distribución actual de los sistemas de levantamiento en los 109 pozos productores activos del campo se muestra en la Figura 2. El campo ya obtuvo la certificación del Sistema Integrado de Gestión de Seguridad. La turbina de combustible dual (gas natural y diesel) Taurus 60 tiene un sistema de combustión SoloNox para el control de contaminación. Figura 2. bajo las normas ISO 14001 y OHSAS 18001. 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. Producción acumulada de petróleo a Abril 17 de 2004: 9. el cual cuenta con cargo aprobado y fue definido como un Sistema Regional de Transporte por la Resolución CREG 077 de 2002. Petrobras presentó la solicitud de aprobación del cargo de transporte para el gasoducto Flandes-Guando mediante comunicación del 8 de octubre de 2003.200 KVA. Consta de un generador sincrónico de 3 fases.16kV dependiendo en la inyección de agua. radicación E2003009431. continua. Primer campo que aplica la modalidad del contrato con “Factor R” en el país. la Dirección Ejecutiva de la CREG. y 60 Hz de frecuencia. Posteriormente.8MW de energía 4. En diciembre de 2003. 5. Sistemas de Levantamiento de Pozos Productores del Campo Guando PCP ESP RLS IMPORTANCIA DEL CAMPO COMPLETAMIENTO #POZOS TOTAL PCP PRODUCTORES ESP RLS 96 12 1 109 Principal descubrimiento en Colombia en los últimos 11 años.03 millones de barriles.alta desviación y comportamiento de la sarta de varillas de completamiento PCP. En Noviembre de 2009.