Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación. Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.
Todas estas operaciones se ven beneficiadas con la adopción de un enfoque de ingeniería integrado que puede basarse en la experiencia global para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo pesado. Los pozos que experimentan variaciones de temperatura extremas, tales como en los proyectos SAGD, requieren equipos de terminación especiales de alto desempeño. Las temperaturas elevadas y la variación de la temperatura pueden hacer que los elastómeros comunes fallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejan escapar la presión y los fluidos por la tubería de revestimiento, incrementando la posibilidad de corrosión de la misma y reduciendo la eficiencia de las operaciones de inyección de vapor. Recientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron sistemas no elastoméricos capaces de operar con temperaturas cicladas de hasta 343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa [3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integridad de la presión, permitiendo al mismo tiempo el despliegue de equipos de monitoreo y control de yacimientos; Los colgadores termales para tuberías de revestimiento cortas, de alta temperatura, de Schlumberger han sido utilizados en el Campo Cold Lake, donde un operador importante de
Los pozos SAGD necesitan equipos de fondo con márgenes de temperatura elevados. Estos pozos requieren altas tasas de incremento, control de la proximidad entre el inyector y el productor, cementación flexible, control de la producción de arena, y colgadores para tuberías de revestimiento cortas, empacadores y equipos de levantamiento artificial capaces de operar a temperaturas que pueden superar los 280°C [536°F].
La generación de vapor representa aproximadamente el 75% del costo de operación de un pozo SAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR), manteniendo al mismo tiempo el régimen de producción, es clave para mejorar la rentabilidad de la operación. La reducción del consumo de solvente se traduce en un ahorro del costo energético, disminuye el volumen de agua producida y los costos de tratamiento, y reduce las emisiones de CO2. Un componente importante del esfuerzo para reducir la relación SOR es el sistema de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura REDA Hotline 550, regulado para operar en forma continua a una temperatura de motor interna de hasta 288°C [550°F] o a una temperatura de fondo de pozo de 216°C [420°F]. Su aislamiento termoplásico para el bobinado del motor, de alta temperatura, fue desarrollado inicialmente y patentado para pozos geotermales y pozos bajo inyección de vapor. El sistema completo está diseñado para compensar las tasas de expansión y contracción variables de los diferentes materiales utilizados en el diseño de la bomba. La utilización de un sistema ESP permite que el yacimiento sea explotado a una presión que es independiente de la presión en boca de pozo o la presión del separador, lo que mejora la calidad del vapor que puede inyectarse. Esto permite reducir la relación SOR en un 10 a un 25%, generando un ahorro de aproximadamente US$ 1.00 por barril de petróleo producido. Además, el sistema ESP Hotline 550 posee excelentes estadísticas de confiabilidad; siendo la instalación más larga en funcionamiento, ha estado operando durante 844 días. El sistema ESP Hotline 550 es utilizado por numerosos operadores canadienses, incluyendo Encana, Suncor, ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.
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