Como es que se da la Jornadas tecnicas de petroleo

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Para el monitoreo de la cámara de vapor, se perforarán dos pozos observadores, los cuales deben ser completados utilizando los revestidores de grado P110 y un tipo de cemento térmico, esto debido a que también se verán influenciados por el vapor inyectado.

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4- Desarrollo del proyecto

- Esquema de completación del par SAGD.

A continuación se presenta el esquema propuesto de completación del par de pozos para el SAGD (Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor)

[pic 3]

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- Tubería de inyección de vapor

Para la inyección de vapor se contempla el uso de la tubería preaislada, la cual consiste en dos tubos concéntricos soldados en los extremos y el espacio entre ellos es acondicionado con material térmicamente no reactivo y su espacio es vaciado. De manera que el fluido que pase por el tubo interior tendrá menos pérdidas de calor. En Venezuela se han utilizado en aproximadamente 8 pozos para Inyección Alterna de Vapor, con resultados exitosos.

Los tubos que serán utilizados son de 4 ½ (Tubo exterior) por 3 ½ (Tubo Interno). Utilizando para la conexión rosca integral RTS-8. Existen dos versiones de conexiones:

1.- Tubo externo esta soldado al interno y el roscado se hace en los tubos internos.

2.- Tubo interno es soldado al tubo externo y se roscan los externos.

Para compensar las perdidas de calor en las conexiones se usan cuellos aislantes especiales que forran externamente la conexión. El factor de calidad de calor (es decir el factor K) que se logra en el tubo cuando se usan los aislantes en la conexión es aproximadamente: 0.01 btu/(hr-ft-°F). Se recomienda utilizar la primera versión, debido a que se mantiene un diámetro exterior más pequeño en la conexión y segundo porque no se requerirían flejes para colocar los cuellos aislantes.

[pic 4]

[pic 5]

- Tipos de revestidores

Los grados de los tubulares (casing/tubing) a utilizar en el par SAGD (pozo productor e inyector), en principio deben estar dados en función de las propiedades mecánicas del material para cubrir satisfactoriamente los requisitos de diseño de los pozos (colapso, estallido, pandeo y cargas axiales), es importante que los mismos tengan adecuado desempeño según las condiciones de servicio del medio (resistencia a la corrosión y otros fenómenos de degradación).

En cuanto a los revestidores, es importante poner atención a las cargas axiales generadas por el efecto térmico que produce la inyección de vapor y en general las altas temperaturas que se manejarán en ambos pozos. Esto viene dado en función del comportamiento de expansión y contracción térmica de los revestidores en los ciclos de calentamiento y enfriamiento de éstos.

Se tiene que en pozos inyectores los revestidores pueden presentar fracturas ya sea por fatiga y/o cargas de tensión que se generan en los períodos de enfriamiento de la sarta. Asimismo, se pueden crear restricciones internas del revestidor por colapso y/o severo doblado del tubo cuando hay zonas sin cementar intencionalmente o mal cementadas. Esto obedece a un fenómeno denominado "Hot-Yield", que no es otra cosa que la deformación plástica que ocurre por esfuerzos de compresión sobre el revestidor a altas temperaturas, generados por el cemento en respuesta a la expansión térmica del tubular, produciendo incluso un ciclo de histéresis en las propiedades de resistencia mecánica que al final es lo que fatiga al material al enfriarse y calentarse periódicamente.

La respuesta a estos problemas, desde el punto de vista de materiales, ha sido en la mayoría de los casos hacer uso de grados como el P-110 y no de grados como el K-55 o el N-80, dado que los altos puntos de fluencia del grado P-110 permite que los esfuerzos que se generen en compresión se encuentren bajos en relación con el punto de fluencia del material y no ocurra el Hot-Yield. La otra solución aparentemente ha sido cementar revestidores grado N-80 tensionados en un 40-50%. Sin embargo se recomienda la opción del grado P110.

Para la completación del SAGD serán utilizados revestidores de superficie de 13 3/8” y revestidores de producción de 9 5/8” tanto en el pozo productor como el inyector. Los pozos observadores serán completados con revestidores de superficie de 9 5/8” y revestidores de producción de 7”.

- Tubería de producción

En cuanto a degradación de los tubulares (en particular los de producción), se tiene un consenso general en los criterios a seguir para elegir determinado grado en función de las condiciones del medio de servicio.

En cuanto a problemas asociados a la corrosión en las tuberías del pozo productor debe considerarse que aportará crudo, agua y posiblemente gases como CO2 y H2S. En presencia de agua, estos gases son potencialmente corrosivos dependiendo del contenido de cada uno, así como las presiones y temperaturas de operación.

Para ambientes con CO2, presiones parciales de este gas entre 7 y 30 lpc hacen posible la aparición de problemas de corrosión, y presiones parciales superiores a 30 lpc aseguran la existencia de los mismos en aceros al carbono y de baja aleación.

En cuanto al H2S, el mismo puede generar problemas de corrosión y tiene efectos sobre la magnitud o severidad de la corrosión por CO2. Sin embargo, el principal y más importante daño que puede ocasionar su presencia es el agrietamiento bajo tensión inducido por hidrógeno (SSC, sulfide stress cracking).

Para sistemas de producción de crudo y gas contaminados con este compuesto químico, la norma MR-0175 de NACE especifica los límites para la temperatura y presión parcial de H2S que indican la posible existencia de problemas de SSC. En el caso de pozos para producción de crudo, si la presión total es mayor a 265 lpc y la presión parcial de H2S está por encima de 0,05 lpc, es posible la existencia de problemas por SSC. En relación con la temperatura, en la misma norma se establece que si ésta es mayor a 65 ºC, los problemas por SSC no deberían ocurrir.

En este sentido, si la presión parcial de CO2 es