La presión aumenta: Innovaciones en sistemas de levantamiento artificial por gas Maharon Bin Jadid PETRONAS Carigali Sdn Bhd Kuala Lumpur, Malasia Arne Lyngholm Morten Opsal Statoil ASA Stavanger, Noruega Los sistemas de levantamiento artificial por gas de bajo costo han sido tradicionalmente el método de levantamiento artificial preferido en los ambientes de producción marinos. Las innovaciones introducidas en los sistemas de levantamiento artificial por gas, de alto desempeño y alta confiabilidad, han incrementado las capacidades para mejorar la producción y la seguridad en las modernas instalaciones submarinas y de aguas profundas de alta presión. Adam Vasper Thomas M. White Rosharon, Texas, EUA Introducido a mediados de la década de 1800, el levantamiento artificial por gas es uno de los métodos de levantamiento artificial más antiguo de la industria petrolera.1 Sin embargo, las tecnologías tradicionales de levantamiento artificial por gas, en su mayoría desarrolladas a partir de la década de 1950, no satisfacen todas las actuales demandas de alta presión, alto desempeño y seguridad inherentes a las operaciones de terminación de pozos submarinos y de aguas profundas. Estas deficiencias están siendo suplantadas por nuevos equipos que superan las limitaciones de diseño tradicionales. La necesidad de nuevos equipos es inminente. Está previsto que la demanda energética mundial aumente aproximadamente a razón de 1.9% anual hasta el año 2030. 2 Al menos un 90% de esa demanda será satisfecha con hidrocarburos, lo que se traduce en 11 millones de b/d [1.7 millón de m3/d] de petróleo adicional para el año 2010. Tomando en cuenta un ritmo de declinación anual de la producción del 5%, la demanda de petróleo crecerá hasta alcanzar casi 44 millones de b/d [7 millones de m3/d] para el año 2010. Esta demanda genera preocupación en torno a las reservas inciertas del futuro. No obstante, muchos especialistas de la industria creen que entre un 50 y un 75% del petróleo necesario para los próximos 20 años provendrá de activos maduros y están convencidos de que gran parte de la demanda puede satisfacerse con tecnologías de levantamiento artificial específicas, que incrementen las capacidades de producción potencial en el largo plazo.3 Actualmente, existen casi 1,000,000 de pozos productores en todo el mundo. 4 Más del 90% emplea alguna forma de levantamiento artificial para lograr niveles de producción mejorada. La 50 presión del yacimiento en estos pozos habitualmente es inadecuada para llevar el petróleo a la superficie, de manera que los operadores deben complementar el mecanismo de empuje natural del yacimiento para incrementar la producción de fluidos. Si bien el método de levantamiento artificial por gas se utiliza sólo en aproximadamente 30,000 pozos, se trata de la técnica más difundida y económica utilizada para los pozos de campos petroleros marinos maduros. El proceso de levantamiento artificial por gas implica la inyección de gas natural en un pozo productor, a través del espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. El gas inyectado crea burbujas en el fluido producido contenido en la tubería de producción, lo que lo hace menos denso. Esto posibilita que la presión de formación levante la columna de fluido presente en la tubería de producción y aumente la cantidad de fluido producido por el pozo. Desafortunadamente, las tecnologías de levantamiento artificial por gas tradicionales poseen limitaciones de diseño, tales como límites de la tasa de inyección de gas para un flujo de fluido estable en la tubería de producción y la tubería de revestimiento, una presión de operación máxima baja y sistemas de contrapresión no confiables. Estas restricciones impiden que los métodos de levantamiento artificial por gas convencionales cumplan con los requisitos de seguridad de las operaciones de alta presión e imposibilitan su utilización en un número significativo de pozos submarinos y de aguas profundas actuales. Debido a estas limitaciones, muchas instalaciones submarinas y de aguas profundas no están provistas de sistemas de levantamiento artificial por gas; sin embargo, podrían beneficiarse si los tuvieran. Las innovaciones de diseño, tales como el empleo de la geometría de flujo tipo venturi de las válvulas de levantamiento artificial por gas, pueden reducir las inestabilidades del flujo en la tubería de producción y en la de revestimiento. Sumadas a los sistemas de fuelles de alta presión, estas mejoras han extendido significativamente la limitación de la presión máxima de los sistemas de levantamiento artificial por gas, que pasó de 2,500 lpc a 5,000 lpc [17.2 a 34.5 MPa]. Además, la reciente introducción de las válvulas de control de flujo de levantamiento artificial por gas, controladas desde la superficie, ha incrementado el rango de aplicaciones y la flexibilidad de dichos sistePor su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Gayatri Kartoatmodjo, Kuala Lumpur; Ian Raw, Stavanger; Eli Tenold, Norsk Hydro, Oslo, Noruega; y Samuel Zewe, Rosharon. NODAL, NOVA, PIPESIM y XLift son marcas de Schlumberger. 1. La primera patente de un sistema de levantamiento artificial por gas, el Inyector de Petróleo de Brear, fue registrada en 1865 y, entre 1865 y 1953, se desarrollaron más de 70 patentes y aplicaciones de sistemas de levantamiento artificial por gas. Para obtener más información sobre la historia de estos sistemas, consulte: Brown KE: Gas Lift Theory and Practice, Including a Review of Petroleum Engieering Fundamentals. Englewood Cliffs, Nueva Jersey, EUA: Prentice-Hall (1967): 181–197. 2. International Energy Outlook 2006, DOE/EIA-0484 (2006) publicado por la Administración de Información Energética del gobierno de EUA, http://eia.doe.gov/oiat/ieo/world.html (Se accedió el 24 de noviembre de 2006). 3. Pike B: “Importance of Mature Assets Development for Future Energy Supplies,” presentación de apertura de la Conferencia de Energía de Hart, “Brownfields: Optimizing Mature Assets,” Denver, 31 de octubre al 1 de noviembre de 2006. 4. Abraham K: “High Prices, Instability Keep Activity High,” World Oil 227, no. 9 (Septiembre de 2006), http://www.worldoil.com (Se accedió el 20 de diciembre de 2006). 5. Fleshman R, Harryson y Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63. 6. Donnelly R: Artificial Lift: Oil and Gas Production. Austin, Texas: PETEX, 1985. Oilfield Review Tasa de producción de petróleo mas. Estas nuevas capacidades de levantamiento artificial por gas están encarando las necesidades crecientes de los pozos profundos y de las terminaciones submarinas actuales y futuras. Las tecnologías avanzadas de levantamiento artificial por gas están ayudando a los operadores a mejorar la producción de petróleo y la recuperación de las reservas. Este artículo se explaya sobre los principios básicos del método de levantamiento artificial por gas y describe cómo los métodos innovadores están ayudando a los operadores a satisfacer los requerimientos críticos de producción de petróleo en ambientes submarinos y de aguas profundas. Algunos estudios de casos del área marina de Malasia, el Mar de Noruega y B Fluido producido Válvula de control de flujo Tubería de producción Tubería de revestimiento Gas de inyección Punto de entrada del gas en el mandril de cavidad lateral A Zona de petróleo Tasa de inyección de gas para el levantamiento artificial > Levantamiento artificial por gas. El levantamiento artificial por gas incrementa el flujo de petróleo mediante la reducción de la carga hidrostática de la columna de fluido del pozo (derecha). En un pozo que produce por levantamiento artificial por gas, la presión de la tubería de producción en el fondo del pozo es una función de la cantidad de gas inyectado, las propiedades de los fluidos, las tasas de flujo y los parámetros de los pozos y del yacimiento. La tasa de producción de petróleo que puede lograrse en un pozo dado es una función de la tasa de inyección de gas de superficie (inserto izquierdo). El incremento de la tasa de inyección de gas incrementará a su vez el volumen de petróleo producido en el pozo, hasta un punto en que el volumen de gas producido reemplace al petróleo producido, arrojando un régimen de producción de petróleo máximo (A). En las operaciones típicas, el costo de hacer producir el pozo con sistemas de levantamiento artificial por gas debe considerarse como parte de los aspectos económicos generales del sistema. Entre los factores del costo de levantamiento se encuentran los costos del gas natural, los costos de la compresión del gas y del combustible, y los costos de eliminación de los líquidos asociados a los hidrocarburos (agua producida) en función del precio imperante para un barril de petróleo. En muchos casos, la tasa de inyección óptima (B) y el régimen de producción de petróleo asociado son más rentables y ofrecen una mejor tasa de retorno que la tasa máxima de inyección y de producción de petróleo (A), que posee un costo de levantamiento por barril mucho más alto. el Mar del Norte, demuestran cómo estas tecnologías están siendo utilizadas en una diversidad de ambientes productivos. Principios del método de levantamiento artificial por gas A lo largo de la vida productiva de un pozo de petróleo, la presión de fondo de pozo (presión dinámica de fluencia) que sustenta la producción natural, con el tiempo se reduce a niveles tan bajos que el pozo deja de fluir o bien no logra producir a un régimen rentable. Cuando se plantea esta situación, pueden quedar atrás volúmenes significativos de petróleo. Para recuperar este petróleo y mejorar la productividad del campo, se pueden implementar diversas soluciones de levantamiento artificial, que implican el bombeo Primavera de 2007 del petróleo a la superficie o la modificación de las propiedades del fluido del pozo, lo que permite que la presión del yacimiento disponible lleve el petróleo a la superficie.5 El levantamiento por gas es una técnica de levantamiento artificial que utiliza gas de relativamente alta presión inyectado en el pozo desde la superficie, típicamente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, a través de una válvula colocada en el pozo a una profundidad estratégica (arriba).6 El gas inyectado ingresa en la válvula y se mezcla con el fluido de la tubería de producción. Este proceso de mezclado reduce la densidad del líquido, permitiendo que la presión de fondo de pozo lleve el petróleo a la superficie. A través del mantenimiento de una tasa de inyección de gas constante 51 Consideraciones Evaluación de los métodos de levantamiento artificial por gas Medio ambiente Yacimiento Datos técnicos de entrada de los proveedores de equipos y de las compañías de servicios Análisis comercial Proceso superior Análisis de riesgos Pozo Diseño del sistema de levantamiento artificial por gas Datos del sistema Tecnología actual y futura Seguridad Instalación del sistema de levantamiento artificial por gas Evaluación de resultados y revisión de opciones > Evaluación de los sistemas de levantamiento artificial por gas. Para instalar un sistema de levantamiento artificial por gas eficiente, se deben investigar todos los factores que afectan el desempeño del pozo. Esto incluye el análisis de sensibilidades (presiones de la línea de producción, propiedades de las formaciones y otros aspectos) que incidirán en el desempeño del pozo que produce mediante levantamiento artificial por gas. A partir de estas evaluaciones, el ingeniero especialista en aplicaciones de levantamiento artificial por gas puede valorar y determinar la mejor alternativa de instalación y diseño en base a factores técnicos, comerciales, de riesgo y sistémicos en general. desde la superficie y una relación gas inyec tado/fluido de pozo constante, el pozo producirá petróleo a un régimen también constante. Dado que el gas es la fuente de energía para este sistema de levantamiento artificial y normalmente se inyecta en forma continua, es necesario contar con un suministro abundante. En la mayoría de los casos, el gas se obtiene de los pozos productores de gas adyacentes y se comprime y distribuye entre los pozos de petróleo individuales, a través de una red de tuberías de superficie. Una vez que un pozo que opera por levantamiento artificial por gas produce petróleo o fluidos de pozo asociados, el gas inyectado se recupera en la superficie, se recomprime y se reinyecta en el mismo campo. Para diseñar un sistema de levantamiento artificial por gas óptimo y eficiente, los ingenieros especialistas en dichas aplicaciones deben construir un modelo de sistema para cada pozo, utilizando un software específico y las técnicas de análisis nodal provistas por programas tales como el programa PIPESIM de análisis del sistema de producción. Esta herramienta de software provee una representación precisa del potencial de pro- 52 ducción de los pozos individuales que conforman la red de producción. Sobre la base de la presión de inyección de gas disponible y los volúmenes de gas provistos a los pozos de la red de producción, es posible computar las tasas de petróleo y la asignación de gas para cada pozo (arriba). Mediante el cómputo del potencial de flujo del sistema, el proceso de modelado asiste en la selección correcta del equipo de fondo de pozo. Este enfoque de sistemas integrados constituye un enlace del potencial de flujo de petróleo o de la curva de desempeño (IPR) de cada pozo productor y la capacidad de flujo (o curva de desempeño) de la tubería de producción con la red de instalaciones y tuberías de producción de superficie. El sistema de producción de petróleo entero, compuesto por los pozos individuales conectados a la infraestructura de producción de superficie, debe ser diseñado y ajustado para posibilitar niveles de producción de petróleo óptimos y estables del sistema de levantamiento artificial por gas. El sistema operativo ideal para los pozos que producen mediante levantamiento artificial por gas es aquél que posibilita una tasa de inyección de gas continua y estable en el punto más profundo posible del pozo. Una tasa de inyección estable, a una presión de inyección constante, promoverá una tasa de flujo de líquido estable del pozo, minimizando la posibilidad de que se produzcan fluctuaciones de presión no deseadas en la formación y permitiendo una producción de petróleo máxima con un proceso de levantamiento artificial continuo. Estabilidad del flujo del pozo en operaciones de levantamiento artificial por gas La eficiencia de operación en un pozo de flujo continuo que produce mediante levantamiento artificial por gas, depende de cuán estables sean las presiones y las tasas de flujo de producción. La estabilidad del sistema requiere que la operación de levantamiento artificial por gas sea diseñada correctamente, de modo que la válvula de fondo de pozo inyecte gas con la tasa de flujo crítico calculada.7 El flujo crítico tiene lugar cuando la velocidad del fluido a través del orificio de una válvula de levantamiento artificial por gas alcanza la velocidad del sonido. La tasa de flujo crítico es regulada por las presiones desarrolladas aguas arriba y aguas abajo, a través del orificio de la válvula de levantamiento artificial por gas. En un diseño convencional de válvula con orificio cuadrado, el flujo crítico tiene lugar habitualmente cuando se produce una reducción del 40 al 60% entre la presión de inyección aguas arriba y la presión de flujo aguas abajo (próxima página, a la izquierda). En un régimen subcrítico, los cambios pequeños producidos en las presiones aguas abajo tienden a inducir inestabilidades en el espacio anular aguas arriba.8 Los cambios pequeños producidos en la presión pueden causar cambios grandes en la tasa de flujo. En ciertas situaciones, esto puede dar lugar a una realimentación positiva que produce fluctuaciones indeseadas en la presión y en los regímenes de producción, lo que 7. Alhanati FJS, Schmidt Z, Doty DR y Lagerief DD: “Continuous Gas-Lift Instability: Diagnosis, Criteria, and Solutions,” artículo SPE 26554, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1993. 8. Poblano E, Camacho R y Fairuzov YV: “Stability Analysis of Continuous-Flow Gas Lift Wells,” artículo SPE 77732, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 9. Faustinelli J, Bermúdez G y Cuauro A: “A Solution to Instability Problems in Continuous Gas lift Wells Offshore Lake Maracaibo,” artículo SPE 53959, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería de Petróleo de la Sección de América Latina y El Caribe de la SPE, Caracas, 21 al 23 de abril de 1999. 10. Tokar T, Schmidt Z y Tuckness C: “New Gas Lift Valve Design Stabilizes Injection Rates: Case Studies,” artículo SPE 36597, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996. Oilfield Review se conoce como fenómeno “de cabeceo.” No obstante, a la tasa de flujo crítico o por encima de ella, el circuito de realimentación falla y las variaciones de presión aguas abajo no pueden propagarse nuevamente aguas arriba para demandar más gas. Las inestabilidades relacionadas con el cabeceo en la tubería de revestimiento y en la tubería de producción, también pueden producirse cuando la presión máxima del sistema de compresión de superficie no puede sustentar la presión diferencial necesaria para mantener el flujo crítico en una operación de levantamiento artificial por gas adecuada. Para determinar si las inestabilidades del flujo son el resultado de la operación del sistema de fondo de pozo, el ingeniero de producción puede utilizar los datos de las pruebas de producción del pozo relevante y los parámetros de operación del sistema de levantamiento artificial por gas con el software de modelado del sistema de producción NODAL para analizar el sistema. Mediante el modelado de las tasas de flujo y las presiones existentes, el ingeniero puede determinar si la tasa de inyección de gas, en la profundidad de la válvula del sistema, se encuentra en flujo crítico o subcrítico y si existe suficiente presión diferencial entre la presión aguas arriba y la presión aguas abajo para generar regímenes de producción estables. Desafortunadamente, casi todas las válvulas de levantamiento artificial por gas tienen el orificio cuadrado tradicional. Estas válvulas tradicionales suelen instalarse a profundidades en las que las tasas de flujo de inyección de gas no pueden alcanzar velocidades críticas, lo que genera un flujo de petróleo inestable. No obstante, las modernas tecnologías alternativas de levantamiento artificial por gas ahora pueden resolver estas inestabilidades de flujo y eliminarlas. Por ejemplo, Petróleos de Venezuela S.A. está utilizando con éxito la válvula NOVA de Schlumberger para eliminar las inestabilidades de la producción en sus pozos del Lago de Maracaibo.9 El diseño mecánico innovador del orificio de la válvula NOVA utiliza una boquilla tipo venturi, que es una apertura convergente-divergente, diseñada para controlar el flujo de gas a través de la válvula (abajo).10 La boquilla tipo venturi hace que el flujo de gas crítico tenga lugar una vez que la presión aguas abajo se reduce hasta alcanzar un valor de entre 90 y 95% de la presión aguas arriba. En todos los casos, la condición de flujo crítico se da con presiones diferenciales equivalentes al 10% de la presión aguas arriba. Esta válvula es única porque previene las inestabilidades del flujo, sin las pérdidas de producción asociadas con las válvulas convencionales. La estabilización de la presión de flujo de fondo de pozo generalmente incrementará la producción total del pozo en cuestión. Este beneficio es particularmente importante en pozos con terminaciones duales, donde dos sistemas independientes operan en el espacio anular de un Sello de empaque Sello de empaque Volumen de gas de inyección Volumen de gas de inyección Válvula de orificio serie NOVA Válvula de orificio convencional 0.53 Pdown Pup Válvula de orificio convencional 0.53 Relación Pdown Pup 1.00 Relación Orificios de entrada de gas Orificio cuadrado Área de flujo del estrangulador Sello de empaque Válvula de retención de flujo reverso Primavera de 2007 > Válvula de levantamiento artificial por gas con orificio convencional y gráfica de desempeño del flujo de gas. El gas ingresa en la válvula por los orificios de entrada y fluye a través de un orificio cuadrado, seleccionado para proveer una tasa de flujo de gas controlada. La curva correspondiente al desempeño del flujo (derecha) a través de una válvula de levantamiento artificial por gas de orificio cuadrado convencional, puede modelarse utilizando la ecuación de Thornhill-Craver. Esta ecuación utiliza la presión de la tubería de revestimiento aguas arriba de la válvula, Pup, y la presión de la tubería de producción aguas abajo de la válvula, Pdown, el área de flujo del estrangulador, los coeficientes empíricos de descarga, y las propiedades del gas para determinar la tasa de flujo a través de la válvula. (Adaptado de Vasper, referencia 13). Orificios de entrada de gas Boquilla tipo venturi Sello de empaque 0.90 1.00 > Válvula de levantamiento artificial por gas NOVA con boquilla tipo venturi y gráfica de desempeño del flujo de gas. La gráfica de desempeño (derecha) muestra que el flujo crítico (azul) se logra a través de la apertura convergente-divergente en la válvula con boquilla tipo venturi, con un 10% o un porcentaje menor de caída de presión. Por el contrario, las válvulas con orificios cuadrados convencionales (rojo) requieren entre un 40% y un 60% de caída de presión para lograr el flujo crítico. En la mayoría de los casos, no es práctico operar con tanta pérdida de presión. Válvula de retención de flujo reverso 53 Válvula de control de flujo Flujo de gas Gas de inyección Mandriles de cavidad lateral Empacador de sarta dual Empacador de una sola sarta Zona de petróleo A Empacador de una sola sarta Zona de petróleo B > Terminación dual con sistemas de levantamiento artificial por gas. Las instalaciones de sistemas duales de levantamiento artificial por gas, o sistemas duales de levantamiento artificial por gas con el espacio anular común, se diseñan habitualmente para los ambientes de producción marinos. Este concepto permite que dos zonas productivas o dos pozos produzcan en forma independiente a través de un solo pozo. Las zonas productivas se aíslan con un empacador de producción dual que permite la producción de fluidos hacia el interior de las sartas de tubería de producción individuales. El gas inyectado en el espacio anular común puede distribuirse en forma independiente a través de las válvulas de levantamiento artificial por gas para cada sarta de producción. Este concepto permite que un operador de un área marina explote zonas múltiples de cada pozo, duplicando de este modo el número de pozos que pueden producir desde una sola plataforma marina. solo pozo (arriba). En estas instalaciones de levantamiento artificial por gas, se debe utilizar una sola fuente de inyección de gas para controlar la inyección de gas y la estabilidad del flujo de dos pozos de producción independientes. La estabilización de la presión de inyección también permite reducir los costos de mantenimiento. Otro beneficio de la válvula NOVA es el control mejorado que ofrece en los campos operados con sistemas de levantamiento artificial por gas, que poseen esquemas de optimización controlados por computadora.11 Hasta hace poco, los pozos inestables se excluían de las operaciones de opti- 54 mización controladas por sus efectos desestabilizadores sobre los controles de realimentación de dicho sistema. Con la válvula NOVA, aunque la producción del pozo sea levemente inestable en la tubería de producción, la tasa de gas inyectado se mantendrá constante y, en consecuencia, la presión del gas de inyección, que es el parámetro de control para estos sistemas, permanecerá estable. Esto posibilita la inclusión de más pozos en los esquemas de optimización. Optimización de los sistemas de levantamiento artificial por gas Un ejemplo reciente de Malasia muestra los beneficios de cambiar las válvulas tradicionales por válvulas con boquilla tipo venturi en una campaña de optimización de los sistemas de levantamiento artificial por gas de todo un campo. El Campo Bokor, operado por PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB), comprende tres plataformas con 77 sartas de producción de petróleo que utilizan métodos de levantamiento artificial por gas (abajo). Varias de estas sartas corresponden a productores duales con un espacio anular común. Un campo cercano suministra el gas de inyección para el Campo Bokor y las instalaciones de compresión se encuentran en las plataformas. No obstante, con compresores que se están envejeciendo y fluctuaciones en la disponibilidad del gas, es crucial distribuir el gas para la operación de levantamiento artificial entre los productores más prolíficos. La clave para optimizar la productividad del campo es mantener la entrega de gas en los pozos con suministros de gas inciertos, que son los que crean una inestabilidad significativa en la producción del campo. Como parte de una estrategia de producción global para el Campo Bokor, PCSB y el equipo de la alianza Bokor de Schlumberger implementaron una campaña de optimización de los sistemas de levantamiento artificial por gas para estabilizar los regímenes de producción. La productividad de los pozos mejoraría significativamente mediante la minimización del fenómeno de cabeceo severo, introducido por las fluctuaciones de la presión de inyección de gas de la tubería de revestimiento y la tasa de inyección. Históricamente, en el Campo Bokor se han instalado las válvulas tradicionales con orificios cuadrados. Por ejemplo, un pozo fue diseñado originalmente para una tasa de inyección de gas de 14,200 m3/d [500 Mpc/d], con una presión de inyección de 630 lpc [4.3 MPa]. No obstante, el sistema de producción estaba operando en realidad con una tasa de inyección mucho más baja, de 3,398 m3/d [120 Mpc/d] de gas, a una presión de inyección de 450 lpc [3.1 MPa], porque el orificio cuadrado impedía que se alcanzara la tasa de flujo crítico en el pozo, lo que producía inestabilidades en el flujo de la tubería de producción. 0 km 40 0 millas 25 ASIA r Ma del Sur de China Kuala Baram Campo Bokor Lutong Miri INDONESIA SARAWAK > Campo Bokor. PETRONAS Carigali Sdn Bhd opera tres plataformas en el Campo Bokor, situado a 45 km [28 millas] del área marina de Miri, Sarawak, en Malasia Oriental. Oilfield Review 15 900 14 Tasa de flujo posterior a la operación 13 Tasa de flujo 1,000 b/d 700 600 500 400 300 200 Inicio del reemplazo del sistema de levantamiento artificial por gas 12 11 Producción bruta, b/d 10 9 8 Producción neta, b/d 7 Feb. 2006 Mar. 2006 Ene. 2006 Dic. 2005 Nov. 2005 Oct. 2005 Sept. 2005 Ago. 2005 Jul. 2005 Jun. 2005 Abril 2005 Mayo 2005 Mar. 2005 Feb. 2005 4 Dic. 2004 5 0 Ene. 2005 6 100 BO-301-L BO-303-L BO-303-S BO-306-L BO-307-L BO-307-S BO-311-L BO-311-S BO-312-L BO-312-S BO-202-S BO-203-L BO-208-L BO-208-S BO-212-S BO-212-L BO-213-L BO-104-S BO-105-S BO-108-L BO-108-S BO-110-L BO-110-S BO-111-L BO-111-S BO-112-L BO-112-S BO-113-S Tasa de flujo de petróleo, b/d 800 Tasa de flujo previa a la operación Fecha Nombre del pozo > Optimización del sistema de levantamiento artificial por gas en el Campo Bokor. Las tasas de desempeño de los pozos individuales se comparan antes y después de la optimización del sistema de levantamiento artificial por gas (izquierda). La producción bruta, incluyendo el petróleo y el agua, proveniente de todos los pozos que producen por levantamiento artificial por gas se incrementó en un 60% aproximadamente durante más de un año de operación (derecha). La producción neta de petróleo aumentó en un 35% aproximadamente. Mediante el empleo de una válvula NOVA con boquilla tipo venturi, el operador logró incrementar la tasa de inyección de gas en el pozo en grado suficiente para alcanzar la tasa de flujo crítico y estabilizar la producción. Finalmente, el pozo alcanzó la tasa de inyección de gas diseñada originalmente y la producción promedio de petróleo se incrementó en 12.7 m3/d [80 b/d]. A lo largo de un período de nueve meses, la campaña de optimización de las operaciones de levantamiento artificial por gas llevada a cabo en el Campo Bokor, logró que las tres plataformas adoptaran el sistema de válvulas NOVA. Las lecturas de producción medidas indicaron que en los pozos provistos de válvulas NOVA se obtenían tasas y presiones de inyección estables. Esta campaña de optimización incrementó la producción de petróleo en más de 318 m3/d [2,000 b/d], con respecto a la producción obtenida antes de la instalación de las válvulas NOVA (arriba). Sistemas de levantamiento artificial por gas de alta presión y alto desempeño Desde hace mucho tiempo, los sistemas de levantamiento artificial por gas constituyen el método de levantamiento artificial preferido en los ambientes de producción marinos. Entre las razones que subyacen esa preferencia se encuentran el costo relativamente bajo del equipamiento inicial instalado durante la terminación del pozo, la disponibilidad general del gas y del equipo de com presión, y la capacidad del sistema para adaptarse a las condiciones cambiantes del yacimiento. Además, la facilidad relativa de las operaciones de intervención con línea de acero para el mantenimiento del equipo de levantamiento artificial por gas, confiere al operador la flexibilidad para cambiar o reparar el sistema sin Primavera de 2007 tener que extraer toda la instalación del pozo, minimizando simultáneamente el tiempo inactivo generado durante este proceso de intervención. Finalmente, debido a su costo relativamente bajo y su confiabilidad en el largo plazo, los sistemas de levantamiento artificial por gas a menudo se despliegan en pozos submarinos profundos como sistema de apoyo para otras tecnologías de levantamiento artificial, tales como las bombas eléctricas sumergibles (ESP) (véase “Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles,” página 34). Conforme aumenta el número de desarrollos submarinos y de aguas profundas en todo el mundo, también lo hace la necesidad de crear nuevos sistemas de levantamiento artificial por gas para maximizar la recuperación de petróleo. A medida que declinan las presiones del yacimiento y aumentan los cortes de agua, los operadores se enfrentan al reto de instalar sistemas que satisfagan los requerimientos de alto desempeño y confiabilidad sostenida de sus ambientes operativos de aguas profundas, limitando o eliminando al mismo tiempo la necesidad de efectuar operaciones de intervención costosas. Además, el incremento de las presiones en los pozos más profundos y la vigencia de requisitos reguladores más estrictos, combinados con los riesgos asociados con las estructuras de producción flotantes, han incrementado la importancia de la integridad del pozo en los sistemas de levantamiento artificial por gas para aplicaciones submarinas. Los operadores que consideran la utilización de sistemas de levantamiento artificial por gas en pozos submarinos y de aguas profundas, habitualmente se esfuerzan por trabajar dentro de los límites del equipo estándar. En la mayoría de los casos, esto significa que la profundidad máxima para la inyección de gas está limitada por el rango de presión de inyección de gas de la válvula. En muchos ejemplos, el análisis de desempeño del pozo indica que con presiones de inyección de gas más altas, la profundidad de inyección podría incrementarse en forma suficientemente significativa como para permitir que el pozo produzca volúmenes de petróleo mucho más grandes. Los sistemas de levantamiento artificial por gas convencionales pueden operar hasta un límite máximo de presión de inyección de 2,500 lpc. Esta presión de operación máxima es suficiente sólo en pozos terrestres tradicionales y en pozos de plataformas marinas típicos, en los que las profundidades de los yacimientos son someras y se registran presiones de producción más bajas. No obstante, en ambientes marinos y de aguas más profundas, el equipo de levantamiento artificial por gas debe ser capaz de operar con presiones de inyección de gas de hasta 5,000 lpc y con tasas de inyección de más de 283,000 m3/d [MMpc/d]. Se trata de aplicaciones no tradicionales que deben llevarse a cabo al mismo tiempo que mantienen la integridad hidráulica durante toda la vida productiva del pozo. Las válvulas de levantamiento artificial por gas convencionales no pueden funcionar en estos niveles operativos extremos y, en consecuencia, no ofrecen una confiabilidad adecuada. Esto ha limitado habitualmente el empleo de estos sistemas en los pozos submarinos que requieren alta presión de inyección de gas. 11. Jansen B, Dalsmo M, Nøkleberg L, Havre K, Kristiansen V y Lemetayer P: “Automatic Control of Unstable Gas Lifted Wells,” artículo SPE 56832, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999. 55 operadores terminen los pozos con sistemas de levantamiento artificial por gas con puntos de inyección más profundos, a fin de incrementar su desempeño global. El sistema de levantamiento artificial por gas XLift presenta una configuración de flujo con boquilla tipo venturi, similar al de la válvula NOVA para proveer un rendimiento de gas más eficiente y estable. Además, posee una válvula de retención de sello positivo que elimina los trayectos de pérdidas potenciales hacia el espa- Flujo de gas El sistema de levantamiento artificial por gas de alta presión XLift fue desarrollado recientemente como una solución para responder a las condiciones exigentes de los ambientes submarinos y de aguas profundas (abajo). Este sistema de levantamiento artificial por gas, de alta presión, extiende la capacidad de los sistemas existentes mediante la ampliación del rango de presión de operación de 2,000 lpc a 5,000 lpc [13.8 MPa a 34.5 MPa]. El límite más alto de presión de inyección máxima del sistema XLift permite que los Tubería de producción Tubería de revestimiento Cámara de nitrógeno a presión (domo) Ensamblaje patentado de fuelles con soldadura en el borde con intensificador de presión Sello de empaque Vástago esférico para ecualización de presión Orificio de entrada de gas de flujo optimizado Boquilla tipo venturi Sello de empaque Válvula de retención de sello positivo > Sistema XLift para aplicaciones submarinas y de aguas profundas. La válvula de gas XLift amplía la capacidad de los sistemas de levantamiento artificial por gas convencionales mediante el incremento del límite máximo de presión de operación hasta 5,000 lpc. Las válvulas XLift poseen un sistema de válvula de retención de sello positivo que impide el desarrollo de trayectos de pérdidas potenciales hacia el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. Estos trayectos de pérdidas potenciales están presentes en las válvulas de levantamiento artificial por gas con los sistemas de válvulas de retención convencionales. 56 cio anular durante los períodos no productivos. La válvula XLift posee un montaje patentado de fuelles con soldadura en el borde, que reduce la carga interna de gas a la vez que incrementa la presión de operación. Se diseñó una válvula más grande, de 4.4 cm [13⁄4 pulgadas] de diámetro exterior, para mejorar la geometría de trabajo. La válvula ha demostrado un nivel mejorado de desempeño y confiabilidad, en comparación con las válvulas estándar. Los sistemas de alta presión XLift proveen rangos de operación flexibles para escenarios de pozos múltiples que requieren inyección de gas de alta presión. El desarrollo de los componentes del sistema incluyó una serie de pruebas de flujo a fin de medir el efecto de la erosión producida por el flujo de líquido, además de pruebas de flujo de gas e integridad hidráulica de alto volumen para validar la confiabilidad del sistema. Operaciones XLift en el Mar de Noruega Statoil está utilizando los sistemas XLift en pozos submarinos críticos del Mar de Noruega. Por ejemplo, los campos satélites del Campo Norne, Svale y Stær, situados en el noroeste de Noruega, poseen tres instalaciones submarinas que se conectan a la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) del Campo Norne (próxima página, abajo). Dentro de estas instalaciones, existen cinco pozos productores de petróleo y tres pozos de inyección de agua. La mayor profundidad del yacimiento es una profundidad vertical verdadera de 2,484 m [8,150 pies] con respecto al nivel medio del mar (MSL). En esta localización, el lecho marino se encuentra a aproximadamente 379.5 m [1,245 pies]. Se necesitan sistemas de levantamiento artificial por gas de alto rendimiento en los pozos, para extraer un gran volumen de petróleo producido y satisfacer los requisitos de integridad hidráulica. Estos sistemas de levantamiento artificial por gas requieren presiones de inyección de gas de superficie de aproximadamente 3,335 lpc [23 MPa] y tasas de flujo de inyección de gas de 226,500 m3/d [8 MMpc/d] para facilitar la producción de más de 3,180 m3/d [20,000 b/d] de petróleo por pozo. Statoil optó por el sistema XLift para satisfacer los requisitos ambientales, de confiabilidad y de alto desempeño para estas instalaciones submarinas de levantamiento artificial por gas. Trabajando con Statoil para satisfacer las rígidas regulaciones vigentes en materia de pruebas, los ingenieros de Schlumberger sometieron las válvulas de levantamiento artificial por gas a una serie de pruebas dinámicas y de alto volumen de flujo de líquido, flujo de gas e integridad hidráulica. Bajo las instrucciones de Statoil, las pruebas de flujo de gas se realizaron en el Labo- Oilfield Review Campo Norne Svale Campo Norne A Stær U E Sistema natural de levantamiento artificial por gas o auto levantamiento artificial por gas La introducción de las válvulas de control de flujo de fondo de pozo, controladas desde la superficie, en el año 1997, condujo a una nueva técnica de producción de pozos conocida como sistema natural de levantamiento artificial por gas o auto levantamiento artificial por gas.12 El sistema natural de levantamiento artificial por gas utiliza gas de un yacimiento de gas o de un casquete de gas penetrado por el mismo pozo, para incrementar la producción de petróleo a través de una válvula de control de flujo especialmente diseñada, controlada hidráulica o eléctricamente con orificios ajustables (arriba, a la derecha). El empleo de gas directamente desde una fuente subterránea—en vez de inyectarlo desde la superficie por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento—significa que no se requieren compresores de gas, líneas de conducción u otros equipos relacionados con las operaciones de inyección. Esto reduce los requerimientos de carga de la plataforma y las erogaciones de capital para las instalaciones marinas o submarinas. Además, posee el beneficio de producir gas sin reterminar el pozo y elimina la necesidad de efectuar intervenciones futuras para redimensionar o reemplazar el equipo de levantamiento artificial por gas convencional.13 El sistema natural de levantamiento artificial por gas requiere un casquete de gas o un yacimiento de gas independiente, que pueda ser terminado para producir gas a tasas de flujo suficientes para su inyección. El yacimiento de gas debe ser suficientemente grande para que la presión se mantenga suficientemente alta para permitir que el gas sea inyectado en la tubería de producción, durante toda la vida productiva del pozo. Las válvulas de control de flujo provistas por Schlumberger para las aplicaciones del sistema natural de levantamiento artificial por gas, poseen diversas características especiales. Estas válvulas exhiben un rango de posiciones que pueden controlar la tasa de flujo de gas necesaria para optimizar la producción para un rango anticipado de condiciones de pozo. La tasa de flujo de gas puede ajustarse desde la superficie—ya sea en forma discreta o continua—a través del control hidráulico o eléctrico de la posición de G ratorio Karsto de Medición y Tecnología (K-Lab) de Statoil y las pruebas de flujo de líquido fueron efectuadas por el Instituto Internacional de Investigación de Stavanger (IRIS). Los objetivos específicos de las pruebas fueron la evaluación del desempeño dinámico del sistema de válvulas XLift y la verificación de su empleo como barrera de presión. El resultado de las pruebas y la colaboración con Statoil fue un diseño de válvula capaz de satisfacer criterios de operación altamente exigentes. Los sistemas XLift se instalaron en el Campo Norne y están ayudando a producir petróleo exitosamente en cinco de sus pozos. N O R Bergen FPSO Stavanger 0 0 km 200 millas 200 Svale Stær Norne Empacador con orificios múltiples Válvula del sistema natural de levantamiento artificial por gas Gas Gas Empacador Petróleo > Sistema natural de levantamiento artificial por gas. Esta técnica utiliza gas de una formación subterránea para extraer los fluidos producidos en el pozo. Se emplea una válvula especial de control de flujo, ajustable en la superficie, para controlar el flujo del gas inyectado. Habitualmente, la producción del pozo se optimiza mediante el ajuste de la posición de la bomba desde la superficie, a través de una pequeña línea de control hidráulico. apertura de la válvula, lo que a su vez posibilita la producción optimizada de petróleo. Las tasas del gas que fluye a través de las válvulas pueden predecirse con el modelado numérico, lo que asegura que la válvula sea dimensionada correctamente para las condiciones del pozo en cuestión. Las válvulas pueden abrirse o cerrarse y la tasa de flujo modificarse, aunque sean sometidas a diferenciales de presión significativos y pueden tolerar los efectos erosivos de los fluidos abrasivos. Además contienen válvulas de retención para prevenir el flujo de fluido desde la tubería de producción hacia el espacio anular. Esto permite que la tubería de producción sea probada a presión y evita el daño de la zona de producción de gas. El empleo de válvulas de control de flujo de fondo de pozo, juntamente con el equipo de monitoreo permanente, implica además que los pozos 12. Betancourt S, Dahlberg K, Hovde Ø y Jalali Y: “Natural Gas-Lift: Theory and Practice,” artículo SPE 74391, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002. 13. Vasper A: “Auto, Natural or In-Situ Gas-Lift Systems Explained,” artículo SPE 104202, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y del Gas de la SPE, Pekín, 5 al 7 de diciembre de 2006. > Unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) del Campo Norne de Statoil. Se muestran los campos satélites del Campo Norne, Svale y Stær, y sus tres instalaciones submarinas. Primavera de 2007 57 M Empacador ar or del N te Florø Válvula de control del flujo Fram Vest Tubo de flujo que conecta los filtros de arena a la válvula de control del flujo Campo Fram Troll West Mongstad Sture Filtros de arena Campo Troll Bergen Disparos Casquete de gas Pistolas de disparo Disparos en el casquete de gas Empacador Zona de petróleo Terminación en agujero descubierto con filtros de arena > Instalación de un sistema natural de levantamiento artificial por gas con un solo viaje, en el Campo Fram Vest. El empleo de este sistema natural de levantamiento artificial por gas (izquierda) permite bajar los dispositivos de levantamiento artificial por gas, disparar el pozo y asentar los empacadores, todo en un solo viaje. El mapa (derecha) muestra los campos submarinos Troll y Fram Vest de Norsk Hydro. que producen a través de un sistema natural de levantamiento artificial por gas se consideren pozos inteligentes. El valor adicional de un pozo terminado en forma inteligente, que produce mediante un sistema natural de levantamiento artificial por gas, es relativamente fácil de calcular ya que los costos pueden compararse con los de un sistema de levantamiento artificial por gas convencional. Desde 1998, Norsk Hydro ha instalado 35 terminaciones submarinas con sistemas naturales de levantamiento artificial por gas en 16 pozos del Mar del Norte, utilizando las válvulas de control de flujo de Schlumberger. Las primeras 31 instalaciones tuvieron lugar en los campos Troll y Troll West. En las primeras etapas del desarrollo, Norsk Hydro decidió utilizar el gran casquete de gas que sobreyace la aureola de petróleo del Campo Troll, para optimizar la recuperación de petróleo utilizando sistemas naturales de levantamiento artificial por gas. El empleo de estas válvulas para operaciones con sistemas naturales de levantamiento artificial por gas ha ayudado a 14. Como medida de seguridad, los filtros (cedazos) de arena se corren habitualmente en cada zona de petróleo y son requeridas en todas las operaciones de terminación de pozos de gas. 15. Raw I: “One Trip Natural Gas Lift Solution Brightens Picture for Marginal Oil Reserves,” Scandinavian Oil-Gas Magazine, no. 7/8 (2004): 99–101. 16. Scott S: “Artificial Lift—Overview,” Journal of Petroleum Technology 58, no. 5 (Mayo de 2006): 58. 58 Norsk Hydro a reducir los costos de desarrollo, gracias a la eliminación de los costosos compresores de superficie y la infraestructura de soporte para la inyección de gas. Sistema natural de levantamiento artificial por gas en un solo viaje Luego de la instalación exitosa de las primeras 31 terminaciones con sistemas naturales de levantamiento artificial por gas en el Campo Troll, Norsk Hydro planteó a Schlumberger un nuevo desafío: optimizar la producción de petróleo en el campo marginal Fram Vest de Norsk Hydro, mediante la instalación de sistemas naturales de levantamiento artificial por gas, al costo más bajo posible. El método de levantamiento artificial por gas no era necesario en el Campo Fram Vest por las razones tradicionales de corte de agua y baja presión de yacimiento, porque los pozos de producción de este campo producían por flujo natural sin necesidad de contar con ningún sistema de levantamiento artificial. En cambio, el requerimiento que se planteaba en este campo era la maximización de las presiones de boca de pozo y la producción en cuatro pozos submarinos, para que produjeran a través de una línea de conducción de 20 km [12 millas], de regreso a la plataforma de producción. La solución sería la optimización de las operaciones de desarrollo en todo el campo. El objetivo era maximizar la producción de petróleo proveniente de cada pozo, conservando al mismo tiempo presiones de boca de pozo similares para mantener balanceadas las tasas de producción de los cuatro pozos. La solución para el sistema de producción también debía dar cuenta del flujo en las líneas de flujo submarinas largas. Hydro tenía un cronograma restringido de cuatro meses para terminar las instalaciones. La instalación habitual de los sistemas naturales de levantamiento artificial por gas del Campo Troll requería tres viajes en el pozo. El primero se realizaba para disparar el pozo en el casquete de gas, el segundo se efectuaba para correr los filtros de arena en una sarta de producción intermedia y el tercero tenía como objetivo correr la válvula de control de flujo, con el empacador de producción y la tubería de producción hasta la superficie.14 Este proceso de instalación secuencial largo deja expuestos los disparos del casquete de gas por un tiempo prolongado, exponiendo el casquete de gas a daño de formación y generando inquietudes relativas a la seguridad del control de pozo. Además, para minimizar los problemas de control de pozo, debió colocarse una píldora de lodo pesado para matar el pozo donde se dispararía el casquete de gas, lo que generaba daños potenciales al yacimiento, problemas de limpieza y la necesidad de eliminar la píldora de lodo de alta densidad. Para encarar los objetivos de reducción de los costos de terminación de pozos en el Campo Fram Vest, protección del medio ambiente y maximización de la seguridad y la productividad de los pozos planteados por Norsk Hydro, Schlumberger desarrolló un sistema natural de levantamiento artificial por gas que implica un solo viaje (arriba, a la izquierda). Este sistema se logró a través de la integración de la válvula de levantamiento artificial por gas controlada hidráulicamente y los filtros de arena de primera calidad en un solo ensamblaje operado con la tubería de producción. Además se instalaron pistolas de disparo en el exterior de la tubería de terminación, de manera que todos los dispositivos de terminación pudieran bajarse en un solo viaje. Para el control de flujo, una válvula modificada de control de flujo hidráulico, recuperable con cable, permitió el acoplamiento de la entrada de gas a los filtros de arena. Una vez finalizada la maniobra de instalación y asegurado el colgador para la tubería de producción en el cabezal del pozo, se aplicó presión al espacio anular y luego se liberó esa presión para disparar las pistolas (cañones) instaladas en la tubería de producción. Una vez disparadas las pistolas, se aplicó presión a la tubería de producción para asentar el empacador de producción. Oilfield Review Se instalaron cuatro sistemas y los cuatro pozos de producción del Campo Fram Vest fueron puestos en producción con éxito. Las instalaciones de los sistemas naturales de levantamiento artificial por gas en un solo viaje, minimizaron los riesgos de daño de formación y control de pozos relacionados con la exposición a la apertura del casquete de gas. En comparación con las operaciones de terminación convencionales de este campo, las terminaciones con un solo viaje implicaron para Norsk Hydro un ahorro de US$ 2.8 millones, representando dos días de reducción del tiempo de equipo de perforación por pozo. Los ahorros fueron generados además por la reduc- ción de los costos de los equipos de terminación de pozos, y la eliminación de la necesidad de contar con una pastilla de ahogo y de la problemática ambiental relacionada con su remoción.15 El éxito del sistema natural de levantamiento artificial por gas, instalado en el Campo Fram Vest con un solo viaje, convenció a Norsk Hydro que podría aplicarse una tecnología similar de levantamiento artificial por gas con un solo viaje, en muchos otros escenarios de producción. Por ejemplo, en tres pozos de su Campo Vestflanken, Norsk Hydro utilizó una válvula de control de flujo de 11 posiciones, recuperable con la tubería de producción, con filtros de arena en pozos Tubería de producción Tubería de revestimiento Válvula de control de flujo Zona de gas Filtros de arena Flujo de gas Disparos Petróleo Zona A de petróleo Zona B de petróleo > Instalación de un sistema de levantamiento artificial por gas doble propósito en el Campo Vestflanken. Las válvulas de control de flujo controlan el flujo de líquido desde cada uno de los tramos productores de petróleo. Una tercera válvula de control de flujo controla el gas utilizado para el levantamiento natural. Una vez agotadas las zonas de petróleo, la válvula de control de flujo superior se abrirá totalmente para permitir la producción de gas en gran volumen desde el pozo. Primavera de 2007 multilaterales para permitir la futura producción de gas, a altas tasas de flujo, después de agotado el petróleo en estos pozos de producción operados por levantamiento artificial por gas (abajo, a la izquierda). Schlumberger diseñó una válvula de control de flujo de alto rendimiento, controlada desde la superficie, con cinco posiciones del tamaño del estrangulador para permitir el control durante la fase de producción de petróleo del pozo. Cuando se tome la decisión de pasar a la producción de gas, se abrirá totalmente la válvula para proveer el área de flujo máxima requerida para la producción de gas. El horizonte para los sistemas de levantamiento artificial por gas Tarde o temprano, todos los pozos de petróleo necesitarán alguna forma de levantamiento artificial para ayudar a los operadores a optimizar la recuperación. Y el levantamiento artificial por gas sigue siendo el método de levantamiento artificial predominante en el ambiente marino. En aguas profundas, aguas ultra profundas y otras áreas remotas, los operadores se encuentran con una definición más amplia del concepto de levantamiento artificial por gas. En algunos de estos ambientes, el flujo en las conexiones submarinas largas representa un componente importante del sistema de producción.16 La aplicación del método de levantamiento artificial en estas situaciones requiere avances tecnológicos para asegurar el flujo a través de estas extensas líneas de flujo. Además, la disponibilidad de equipos de levantamiento artificial por gas altamente confiables, con rangos de presión de operación más altos y capacidades para la colocación de puntos de inyección más profundos, será un com ponente crítico para la optimización de la producción en estos ambientes exigentes. La nueva tecnología de levantamiento artificial por gas de alta presión y flujo optimizado, junto con las innovaciones introducidas en las válvulas de control de flujo controladas desde la superficie, han allanado el camino para la recuperación exitosa de petróleo de los campos petroleros submarinos y de aguas profundas más desafiantes y complejos del mundo. A medida que los operadores continúen explorando formas de postergar la declinación natural de sus activos, los programas de perforación continuarán incluyendo profundidades cada vez mayores. El levantamiento artificial por gas sigue siendo una de las aplicaciones clave para la recuperación de los vastos volúmenes de reservas de petróleo del mundo. —RH 59
