SAGD

SAGD (Segregación gravitacional asistida por vapor) es una de las tecnologías más usadas en Canadá, desde que su creador Dr. Roger Butler en 1978 la implemento, ella se basa en dos pozos horizontales paralelo entre si y uno encima del otro, donde se busca mejorar la viscosidad del crudo y por lo tanto la movilidad del mismo, al pasar los años se ha venido modificando SAGD, pero siempre con el mismo principio de generar la cámara de vapor donde se modifiquen las propiedades del petróleo, teniendo algunas limitantes como relación de permeabilidades , espesor de la arena productora, profundidad, y otras limitantes que hacen un principio tan sencillo que es la segregación gravitacional asistida un reto para la ingeniería. En Venezuela el proyecto piloto tuvo lugar en el Campo Tía Juana en el año 1987, donde los resultados obtenidos fueron muy positivos, tanto para comprobar la efectividad de la simulación como la ejecución del mismo en los campos de Venezuela, demostrando lo eficiente que puede ser, los factores de recobro tan deseados de casi un 60% que se pueden obtener con un trabajo interdisciplinario bien planificado.

Introducción

El mundo en el que vivimos cada día crece más en sus necesidades energéticas, y esa pendiente negativa que refleja las reservas mundiales de hidrocarburos, nos dan un marco donde el negocio de los crudos pesados toma mayor fuerza, el aspecto económico obviamente está implícito en todos los procesos, proyectos y acuerdos políticos que conlleven a la mejoría o aplicaciones de nuevas tecnologías para extracción de estos crudos cada día más solicitados, pero a su vez con mayor esfuerzos en todas las áreas donde está implicada la extracción de estos crudos que se encuentran en esos yacimientos no convencionales.
Esas tecnologías se esfuerzan en básicamente el aumento de la movilidad del crudo y reducir su viscosidad, por ello este documento trata sobre una de ellas, El Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD por sus siglas en ingles), la cual fue diseñada por Roger Butler, como una distribución especifica de los pozos y cada uno de ellos con una función específica (inyector y productor), el éxito de este método ha traído importantes mejoras en los recobros y a su vez desarrollo del mismo, con nuevas distribuciones, mejorías en la propiedades del yacimientos, posiciones de los pozos, mayor seguridad, revestidores mas aislantes, entre otros aspectos que se mencionaran a continuación para comprender mucho mejor los beneficios y limitaciones de SAGD.
Fundamentos de la tecnología:
La historia de SAGD (Segregación gravitacional asistida por vapor) empieza en Canadá desde que su creador Dr. Roger Butler en 1978 la implementó, el éxito de esta tecnología en los yacimientos de crudos pesados fue notable, es decir el gasto energético es menor en comparación con otros procesos y a su vez con mejores factores re recobro. En Venezuela se aplicó la primera prueba piloto en 1997, en el campo Tía Juana ubicado en el Occidente del País. En ese momento la producción tuvo resultados no esperados (700Bbl/día), luego de 5 años de desarrollo se obtuvo un 50% de factor de recobro, dando un aval mundial de lo importante que es la aplicación de SAGD como método de recobro para crudos pesados.
Entre los procesos de recuperación térmica SAGD es uno de los más conocidos y desarrollados con otras variantes, ya que el mismo ha dado resultados importantes.
Básicamente SAGD consiste en penetrar el subsuelo con dos pozos horizontales y paralelos entre sí, ubicados uno por encima del otro con una distancia vertical de 5 m. [Fig. 1], inicialmente se inyecta vapor en ambos pozos con la finalidad de generar una transferencia de energía a la formación y al petróleo aumentando la temperatura del crudo en todo el entorno de los pozos, cuando se tiene un precalentamiento del yacimiento, se da paso a la siguiente fase, la inyección de vapor es detenida solo en el pozo inferior, en este punto se crea la llamada cámara de vapor, donde ocurre la condensación del vapor en la periferia de la cámara. El calor latente liberado por el vapor se transfiere a la formación principalmente por conducción, es decir la inyección de vapor logra calentar los fluidos en sitio gracias al contacto directo con el vapor. Por el contrario, los fluidos desplazados son calentados tanto por conducción como por convección, por tal motivo el flujo de vapor condensado (agua caliente) y petróleo ocurre en dirección perpendicular a la dirección del flujo de calor por conducción [Fig. 2], esto tiene como objetivo reducir la viscosidad del crudo y aumentar su movilidad, lo que atrae como consecuencias positivas una facilidad mayor en la extracción del crudo.
Por lo tanto el pozo inferior tendrá como función producir, mientras que el superior es el encargado de inyectar vapor. Es importante señalar que operacionalmente se debe inyectar vapor a una presión menor que la presión de fractura del yacimiento, para evitar daños a la formación que contribuyan a la disminución de la porosidad o interferir en la transferencia de calor. Se debe añadir que a medida que se aplica este proceso, el pozo productor se cierra periódicamente para no generar un ciclo de vapor, se trata en la medida de los posible se no producir el vapor inyectado.

Ventana de aplicación para SADG:
El siguiente cuadro nos da un pequeño de resumen de las condiciones ideales para la aplicación de SAGD.
Profundidad <> 2000 cp.
Permeabilidad Horizontal > 1000 mD
Permeabilidad Vertical > 100 mD
Capa de Gas <= Baja Contenido de Arcilla <= Baja Fracturamiento Ninguno. Relación Agua Petróleo <> 49 pies.
Porosidad > 0.26


De forma más detallada:
• Los yacimientos deben poseer al menos un 10 % de arcillas, debido a que estas se hinchan al absorber el agua fresca que se condesa del vapor.
• Los Acuíferos asociados deben ser tratados con cuidado ya que no se quiere que la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero, parte del vapor inyectado es perdido debido a la alta permeabilidad al agua.
• La presencia de una pequeña capa de gas puede prevenir pérdidas de calor a las capas suprayacentes del yacimiento debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la aplicación de SAGD.
• Las fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio para distribuir el vapor en el petróleo viscoso, y a su vez agregar una transferencia de calor y de masa más eficiente.
Para que los yacimientos prospectos donde se quiere aplicar esta tecnología, tengan una eficiencia óptima es necesario tener en cuenta estos factores no mencionados.
o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.
o Unidades de flujo amplias y continuas.
o Arenas con altas relación de permeabilidad (kh/kv).
Por lo tanto los prospectos no atractivos para SAGD son los que cumplen con las siguientes factores:
o Espesores de arena menores a 5 m.
o Regiones con grandes capas de gas o agua de fondo.
o Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.
o Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre arena y lutita.
o Regiones con fracturas comunicadas, fallas.
o Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea difícil.

Caso de estudio

SAGD, Prueba Piloto en el Occidente de Venezuela. Campo Tía Juana.
El área seleccionada para la prueba piloto fue el campo Tía Juana (1997), en el occidente de Venezuela [Fig. 3], contiene petróleo pesado (9-11 ºAPI) con una relativa alta viscosidad (10,000-45,000 cp. a 110 ° F) que históricamente ha demostrado bajas recuperaciones en el orden del 10% con el uso de la estimulación cíclica de vapor (CCS). El proceso de la CCS ha sido eficaz en algunas partes del campo Tía Juana, pero en el parte norte del campo donde la viscosidad es más alta, el CCS como proceso de recuperación ha mostrado una menor eficiencia. La baja recuperación obtenida, junto con largos tiempos del proceso CCS y los problemas asociados con la producción del petróleo viscoso, dieron un fuerte paso para el SAGD donde se emplea como antes dicho pozos horizontales en paralelo uno encima del otro y puede operar a alta las tasas de barrido.
Los yacimientos en el campo Tía Juana se producen en la Formación Lagunillas. El embalse se compone de canales, con la parte superior del depósito variando desde 450 hasta 1000 pie. El espesor total de la parte baja de la formación Lagunillas promedia 280 pies y se divide en dos capas principales. La capa superior 40-85ft. La cual fue seleccionada para la prueba piloto debido a la condición de homogeneidad de la roca (99% cuarzo).
En este proyecto se decidió perforar dos pares (LSE 5085-5088 y 5091-5092) en paralelo como se muestra en la [Fig. 4], esta decisión se basó en el desempeño de la buena producción del LSE 4703 muy cerca de la zona piloto. Los pozos se perforaron según la experiencia de pozos pilotos en Canadá con una distancia de 5 metros verticalmente, uno de ellos perforado con la herramienta direccional convencional y el otro con la MGT con seguimientos de datos magnéticos.
El primer par (LSE 5085-5088) se completó con 6 termopares convencionales en el talón, mitad y punta de las secciones horizontales. Un tubo capilar se instaló en el talón y de los pies de los pozos para monitorear la presión, al mismo tiempo. El segundo par se completó además con un sistema de fibra óptica para la medición de temperatura en el perfil del pozo a tiempo real. Esta tecnología fue elegida en parte para evaluar la propia tecnología sino también para permitir el seguimiento del vapor en el pozo productor y el crecimiento progresivo de la cámara de vapor.






Los parámetros del reservorio eran las siguientes después de la simulación:
La saturación de petróleo residual 10%
Temperatura inicial 100°F
Espaciamiento de los Pozos 328 ft
Soi 85%
Swi 15%
Permeabilidad efectiva. 1,5 D
Relación Kv/Kh 0,43
Espesor vertical entre pozos 30 ft

Luego de recolectar los datos y terminar los pozos se implemento el inicio del proyecto piloto en 1997, y a medida que se fueron revisando las tazas de producción se hicieron comparaciones con la simulación, donde inicialmente no compaginaron, es decir se tenía un estima de 300 Bbl/día, pero luego de generar la cámara de vapor y producir se llego a un pico máximo de 700 Bbl/dia como se puede observar en la Fig. 5, pero en el tiempo se ve como la simulación y la taza real toma casi los mismo valores dando como positiva la estimaciones realizadas por el grupo interdisciplinario conformado por PDVSA, Dr. R Butler, el Sr. C. y Bhome.
Recobros esperados:
El proceso dio como resultados factores de recobro en el orden de 52 y 60%, valores altos para crudos pesados.

Costos asociados:

Según estimaciones de este proceso y exposiciones expuestas por las empresas operadoras y PDVSA los costos para SAGD, se enfocan muy bien con la relación energía utilizada y energía extraída mediante el crudo, es decir los balances de energía para estos procesos son fundamentales, reduciendo costos por perdida de calor, terminaciones de pozos casi perfectas con alta calidad en el cemento y gran capacidad del mismo para retener el calor y así este no llegue a la formación, las distancias entre las Generadoras de Vapor y los hoyos no pueden ser mayores de 1.2 Km si excede en este valor es posible perder casi el 20% de la energía usada. Eso daría a largo plaza valores significativos en relación a esa energía usada con respecto al volumen acumulado de hidrocarburos.

Conclusiones:

1- La prueba piloto SAGD se aplicó con éxito en el campo Tía Juana luego de año.
2- Tasa de producción inicial fue mejor de lo esperado (700-vs- 300 BPD), pero a largo plazo la producción real tiene la tendencia a coincidir con el análisis y simulaciones numéricas.
3- La Recuperación final con un orden de 52 y 60% para la simulación lo que significa un aumento de la recuperación definitiva por más del 40% en comparación con CCS.
4- La inyección de vapor necesaria para mantener la producción es de 120 -140 T / D. Esto se acerca a 70% menos de lo esperado de vapor que gastan otros procesos.
5- A partir de 3 ½ años de simulación, la tasa de inyección óptimo es de aproximadamente 120 a 140 T / D y la producción de petróleo no se vio afectado en gran medida por el aumento de las tasas de inyección de vapor
6- Es necesario la implementación de intercambiadores de calor y reducir las distancias de las generadoras de vapor con respecto a los pozos, con el fin de reducir costos energéticos.
7- La implementación de tecnologías derivadas de SAGD como X-SAGD que buscan un arreglo distinto dejando atrás el paralelismo y aplicando la perpendicularidad con mas pozos y no solo un par, o SW-SAGD que busca implementar un ahorro operacional de solo un pozo que sea inyector y productor a la vez. Es lo que necesita el planeta para buscar cada día mayores factores de recobro a menor costo.

Referencias

SPE 53687-MS, “SAGD, Pilot Test in Venezuela” Humberto A. Mendoza, Jose J. Finol, PDVSA; Roger M. Butler, GravDrain Inc.
MAGDALENA PARÍS DE FERRER. “Inyección de Agua y Gas en Yacimientos petrolíferos” Segunda Edición.
ING DIEGO MAFRE J. “Optimización del proceso X-SAGD en un área con características representativas de la Faja del Orinoco aplicando técnicas de diseño experimental” UCV, (2009).
LAKE. “Enhanced Oil Recovery”, Prentice Hall, USA (1989).
SCHLUMBERGER “Oilfield Review” Otoño de 2006 pp 43-46
C.V. Deutsch y J.A. McLennan “Guide to SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) Reservoir Characterization Using Geostatistics” Centre for Computational Geostatistics (2005).
SPE 54009, “Mechanical and Thermal Properties of Unconsolidated Sands and Its Applications to the Heavy Oil SAGD Project in the Tia Juana Field, Venezuela”
SPE 121489 “Energy Balance in Steam Injection Projects Integrating Surface-Reservoir Systems Author E. Valbuena, J.L. Bashbush, and A. Rincon, Schlumberger”


Fig. 1- Esquema de ubicación de pozos en SAGD.
Fig. 2- Proceso de drenaje por gravedad asistido con Vapor (según Butler).

Fig. 3 ubicación del Campo Tía Juana

Fig 4. Mapa de Ubicación de Pozos LSE 5085-5088 y 5091-5092

FIG 5

Descarga la presentacion

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y el video aqui

SAGD

By Luis Gomes

Reservoir Engineering III

Summary

SAGD (steam-assisted gravity segregation) is one of the technologies used in Canada, since its founder Dr. Roger Butler implemented in 1978, it is based on two parallel horizontal wells each other and one above the other, which seeks improve the oil viscosity and therefore the mobility of it, over the years has been modified SAGD, but always with the same principle to generate the steam chamber where you change the properties of oil, with some limitations as a relation of permeability, thickness of the producing sand, depth, and other constraints that make a simple principle that assisted gravity segregation is an engineering challenge. In Venezuela, the pilot project took place in the Tia Juana Field in 1987, where the results were very positive, both for the effectiveness of simulation and execution in the fields of Venezuela, showing what can be efficient , recovery factors as desired by almost 60% can be obtained with a well-planned interdisciplinary work.

Introduction

The world we live each day grows more on their energy needs, and this negative slope reflects the global reserves of oil, give us a framework in which the heavy oil business becomes stronger, the economic aspect is obviously implicit in all processes, projects and political agreements that lead to the improvement or application of new technologies for extraction of these raw increasingly requested, but at the same time more efforts in all areas where these involved the extraction of crude oil found in these unconventional reservoirs.

These technologies basically strive to increase oil mobility and reduce its viscosity, so this document deals with one of them, the Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD by its English acronym), which was designed by Roger Butler as a specific distribution of wells and each has a specific function (injector and producer), the success of this method has brought about significant improvements in recoveries and in turn its development, with new releases, improvements in properties of fields, positions of wells, increased security, more insulating liners, among other issues mentioned below to better understand the benefits and limitations of SAGD.

Fundamentals of Technology:

The history of SAGD (steam-assisted gravity segregation) begins in Canada since its founder Dr. Roger Butler implemented in 1978, the success of this technology in heavy oil fields was remarkable, ie the energy expenditure is lower compared with other processes as well with better re recovery factors. In Venezuela, the first pilot test was applied in 1997 in the Tia Juana field located in the West Country. At that time the production had unexpected results (700Bbl/día), after 5 years of development was obtained 50% recovery factor, giving a global endorsement of the importance of the application of SAGD as recovery method for crude heavy.

Among the SAGD thermal recovery processes is one of the best known and developed with other variants, since it has yielded important results.

SAGD basically consists of penetrating the ground with two parallel horizontal wells each, located one above the other with a vertical distance of 5 m. [Fig 1], initially steam is injected into both wells in order to generate an energy transfer to the oil formation and increasing the temperature of oil in all the surroundings of the wells when the reservoir has a warm, gives way to the next phase, steam injection is stopped only in the lower well at this point the call is created steam chamber where steam condensation occurs on the periphery of the camera. The latent heat released by the steam is transferred to the formation mainly by conduction, ie steam injection heating fluids achieved on site by direct contact with steam. By contrast, the displaced fluid is heated by conduction and convection, for this reason the flow of condensate (hot water) and oil occurs in the direction perpendicular to the direction of heat flow by conduction [Fig 2], that aims to reduce oil viscosity and increase their mobility, which attracts such a facility greater positive impact on the extraction of oil.

Therefore the lower well will produce feature, while the top is responsible for injecting steam. It is important to note that operationally we inject steam at a pressure lower than the fracture pressure of the reservoir, to prevent damage to the training that contribute to the decrease in porosity or interfere with heat transfer. It should be added that as this process is applied, the producing well is closed periodically to avoid creating a steam cycle, it is the extent of the possible, not to produce the injected steam.

AWSC application window:

The following table gives a short summary of the ideal conditions for the application of SAGD.

2000 cp.">Depth <> 2000 cp.

2000 cp."> 1000 mD">Horizontal permeability> 1000 mD

1000 mD"> 100 mD">Vertical permeability> 100 mD

100 mD">Gas layer <= Low clay content <= Low Fracturing None. 49 pies.">Water Oil Ratio <> 49 feet.

49 pies."> 0.26">Porosity> 0.26

0.26">

0.26">

0.26">In detail:

• The sites should have at least 10% of clays, because these are swollen by absorbing water that was to Countess of steam.

• The associated aquifers should be treated with care as they are not to the steam comes into contact with an aquifer, part of the injected steam is lost due to high water permeability.

• The presence of a thin layer of gas can prevent loss of heat to the overlying layers of the site due to the low thermal conductivity of the gas layer. For this reason, a thin layer of vapor can not be a negative aspect in the application of SAGD.

• Small-scale fractures may be beneficial to distribute the steam in the viscous oil, and in turn add a heat transfer and mass more efficiently.

For prospective sites where you want to apply this technology, have optimal effectiveness is necessary to take into account these factors not mentioned.

or stacked Arena (river or sea) without significant barriers in the sand shale. The presence of a good caprock at the top of the sand is important for the confinement of the vapor.

or units of large and continuous flow.

or sand with high permeability ratio (kh / kv).

So the prospects are not attractive for SAGD who meet the following factors:

Thickness of sand or smaller than 5 m.

or regions with large layers of gas or water in the background.

Arenas with multiple insertions or shale.

or regions with significant and unpredictable changes of facies between sand and shale.

or regions with reported fractures, faults.

or areas where the controlled confinement of the steam chamber is difficult.

Case Study

SAGD, Pilot Test in western Venezuela. Tia Juana field.

The area selected for the pilot was the field Tia Juana (1997), in western Venezuela [Fig3] contains heavy oil (9-11 ° API) with a relatively high viscosity (from 10.000 to 45.000 cp. To 110 ° F) that has historically demonstrated low recoveries in the order of 10% with the use of cyclic steam stimulation ( CCS). The CCS process has been effective in some parts of the Tia Juana field, but in the northern part of the field where the viscosity is higher, the CCS as a process of recovery has shown a lower efficiency. The low recovery obtained, together with long CCS process and the problems associated with the production of viscous oil, gave a strong step for the SAGD which is used as aforesaid parallel horizontal wells one above the other and can operate at the high scan rates.

The deposits in the Tia Juana field produced in the Lagunillas Formation. The reservoir is composed of channels, with the top of the reservoir ranging from 450 to 1000 feet.The total thickness of the bottom of the Lagunillas formation averages 280 feet and is divided into two main layers. The top layer of 40-85ft. Which was selected for the pilot because of the condition of homogeneity of the rock (99% quartz).

In this project we decided to drill two pairs (LSE 5085-5088 and 5091-5092) in parallel as shown in [Fig 4], this decision was based on the performance of the good production of LSE 4703 near the pilot area. The wells were drilled in the experience of pilot wells in Canada with a distance of 5 meters vertically, one drilled with conventional directional tool and the other with the MGT with traces of magnetic data.

The first pair (LSE 5085-5088) was completed with 6 conventional thermocouples in the heel, middle and end of the horizontal sections. A capillary is installed in the heel and toe of the wells to monitor the pressure at the same time. The second pair also completed a fiber optic system for measuring temperature in the well profile in real time.This technology was chosen in part to evaluate the technology itself but also to enable the monitoring of steam in the producing well and the progressive growth of the steam chamber.

Reservoir parameters were as follows after the simulation:

The residual oil saturation 10%

Initial temperature 100 ° F

Well spacing of 328 ft

Soi 85%

Swi 15%

Effective permeability. 1.5 D

Value Kv / Kh 0.43

Vertical thickness between wells 30 ft

After collecting the data and completing the wells were implemented the pilot project beginning in 1997, and as they were reviewing production rates comparisons were made with the simulation, which initially collated, ie it had an estimated 300 Bbl / day, but after generating the steam chamber and produce it reached a peak of 700 Bbl / day as shown in Figure 5, but in time it looks like the simulation and the real cup takes almost same positive values as the estimates given by the interdisciplinary group formed by PDVSA, Dr R Butler, Mr C. and Bohm.

Expected recoveries:

The process resulted in recovery factors in the order of 52 and 60%, higher values for heavy crudes.

Associated costs:

Estimates of this process and exhibits displayed by the operating companies and PDVSA for SAGD costs, focus very well with the energy ratio and energy used by the oil extracted, ie the energy balances for these processes are fundamental, reducing costsheat loss, almost perfect completions with high quality and high-capacity cement it to retain heat and so this does not come to training, the distances between the Steam Generators and holes can not be larger than 1.2 km if it exceeds this value is possible to lose almost 20% of the energy used. That would give significant long term value in relation to the energy used in connection with the backlog of hydrocarbons.

Conclusions:

1 - The SAGD pilot was successfully implemented in the Tia Juana field after year.

2 - initial production rate was better than expected (700-vs-300 BPD), but long-term real output tends to coincide with the analysis and numerical simulations.

3 - The final recovery with an order of 52 and 60% for the simulation which means an increase ultimate recovery by more than 40% compared to CCS.

4 - The injection of steam required to maintain production is 120 -140 T / D. This is close to 70% less steam than expected spending other processes.

5 - After 3 ½ years of simulation, the optimum injection rate is approximately 120 to 140 T / D and production of oil was not greatly affected by rising rates of steam injection

6 - It is necessary to implement heat exchangers and reducing the distances of the steam generators with respect to the wells, in order to reduce energy costs.

7 - The implementation of technologies derived from X-SAGD SAGD as seeking a different arrangement, leaving behind applying parallelism and perpendicularity with more wells and not just a couple, or SW-SAGD seeking to implement an operational savings of only a well injector and producer is at a time. This is what the planet needs to find ever greater recovery factors at lower cost.

References

SPE 53687-MS, “SAGD, Pilot Test in Venezuela” Humberto A. Mendoza, Jose J. Finol, PDVSA; Roger M. Butler, GravDrain Inc.

MAGDALENA PARÍS DE FERRER. “Inyección de Agua y Gas en Yacimientos petrolíferos” Segunda Edición.

ING DIEGO MAFRE J. “Optimización del proceso X-SAGD en un área con características representativas de la Faja del Orinoco aplicando técnicas de diseño experimental” UCV, (2009).

LAKE. “Enhanced Oil Recovery”, Prentice Hall, USA (1989).

SCHLUMBERGER “Oilfield Review” Otoño de 2006 pp 43-46

C.V. Deutsch y J.A. McLennan “Guide to SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) Reservoir Characterization Using Geostatistics” Centre for Computational Geostatistics (2005).

SPE 54009, “Mechanical and Thermal Properties of Unconsolidated Sands and Its Applications to the Heavy Oil SAGD Project in the Tia Juana Field, Venezuela”

SPE 121489 “Energy Balance in Steam Injection Projects Integrating Surface-Reservoir Systems Author E. Valbuena, J.L. Bashbush, and A. Rincon, Schlumberger”

Fig. 1- Esquema de ubicación de pozos en SAGD.
Fig. 2- Proceso de drenaje por gravedad asistido con Vapor (según Butler).

Fig. 3 ubicación del Campo Tía Juana

Fig 4. Mapa de Ubicación de Pozos LSE 5085-5088 y 5091-5092

FIG 5

Descarga la presentacion

http://www.4shared.com/file/UYHre4M5/Presentacion_de_SAGD_ING_YAC_I.html

y el video aqui