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La presin aumenta: Innovaciones en sistemas de levantamiento artificial por gas

Maharon Bin JadidPETRONAS Carigali Sdn BhdKuala Lumpur, Malasia

Arne LyngholmMorten OpsalStatoil ASAStavanger, Noruega

Adam VasperThomas M. WhiteRosharon, Texas, EUA

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Gayatri Kartoatmodjo, Kuala Lumpur; Ian Raw,Stavanger; Eli Tenold, Norsk Hydro, Oslo, Noruega; y SamuelZewe, Rosharon. NODAL, NOVA, PIPESIM y XLift son marcas de Schlumberger.

Los sistemas de levantamiento artificial por gas de bajo costo han sido tradicio nal -

mente el mtodo de levantamiento artificial preferido en los ambientes de produccin

marinos. Las innovaciones introducidas en los sistemas de levantamiento artificial por

gas, de alto desempeo y alta confiabilidad, han incrementado las capacidades para

mejorar la produccin y la seguridad en las modernas instalaciones submarinas

y de aguas profundas de alta presin.

Introducido a mediados de la dcada de 1800, ellevantamiento artificial por gas es uno de losmtodos de levantamiento artificial ms antiguode la industria petrolera.1 Sin embargo, las tecno-logas tradicionales de levantamiento ar tificialpor gas, en su mayora desarrolladas a partir de ladcada de 1950, no satisfacen todas las actualesdemandas de alta presin, alto desempeo y segu-ridad inherentes a las operaciones determinacin de pozos submarinos y de aguas pro-fundas. Estas deficiencias estn siendosuplantadas por nuevos equipos que superan laslimitaciones de diseo tradicionales.

La necesidad de nuevos equipos es inminente.Est previsto que la demanda energtica mundialaumente aproximadamente a razn de 1.9% anualhasta el ao 2030.2 Al menos un 90% de esademanda ser satisfecha con hidrocarburos, loque se traduce en 11 millones de b/d [1.7 millnde m3/d] de petrleo adicional para el ao 2010.Tomando en cuenta un ritmo de declinacinanual de la produccin del 5%, la demanda depetrleo crecer hasta alcanzar casi 44 millonesde b/d [7 millones de m3/d] para el ao 2010. Estademanda genera preocupacin en torno a lasreservas inciertas del futuro. No obstante,muchos especialistas de la industria creen queentre un 50 y un 75% del petrleo necesario paralos prximos 20 aos provendr de activos madu-ros y estn convencidos de que gran parte de lademanda puede satisfacerse con tecnologas delevantamiento artificial especficas, que incre-menten las capacidades de produccin potencialen el largo plazo.3

Actualmente, existen casi 1,000,000 de pozosproductores en todo el mundo.4 Ms del 90%emplea alguna forma de levantamiento artificialpara lograr niveles de produccin mejorada. La

presin del yacimiento en estos pozos habitual-mente es inadecuada para llevar el petrleo a lasuperficie, de manera que los operadores debencomplementar el mecanismo de empuje naturaldel yacimiento para incrementar la produccinde fluidos. Si bien el mtodo de levantamientoartificial por gas se utiliza slo en aproximada-mente 30,000 pozos, se trata de la tcnica msdifundida y econmica utilizada para los pozos decampos petroleros marinos maduros.

El proceso de levantamiento artificial por gasimplica la inyeccin de gas natural en un pozoproductor, a travs del espacio anular existenteentre la tubera de produccin y la tubera derevestimiento. El gas inyectado crea burbujas enel fluido producido contenido en la tubera depro duccin, lo que lo hace menos denso. Esto po -si bilita que la presin de formacin levante lacolumna de fluido presente en la tubera deproduccin y aumente la cantidad de fluido pro-ducido por el pozo.

Desafortunadamente, las tecnologas de levan-tamiento artificial por gas tradicionales poseenlimitaciones de diseo, tales como lmites de latasa de inyeccin de gas para un flujo de fluidoestable en la tubera de produccin y la tubera derevestimiento, una presin de ope racin mximabaja y sistemas de contrapresin no confiables.Estas restricciones impiden que los mtodos delevantamiento artificial por gas convencionales cumplan con los requisitos de seguridad de lasoperaciones de alta presin e imposibilitan su uti-lizacin en un nmero significativo de pozossubmarinos y de aguas profundas actuales. Debidoa estas limitaciones, muchas instala ciones subma-rinas y de aguas profundas no estn provistas desistemas de levantamiento artificial por gas; sinembargo, podran beneficiarse si los tuvieran.

Las innovaciones de diseo, tales como elempleo de la geometra de flujo tipo venturi de lasvlvulas de levantamiento artificial por gas, pue-den reducir las inestabilidades del flujo en latubera de produccin y en la de revestimiento.Sumadas a los sistemas de fuelles de alta presin,estas mejoras han extendido significativamente lalimitacin de la presin mxima de los sistemasde levantamiento artificial por gas, que pas de2,500 lpc a 5,000 lpc [17.2 a 34.5 MPa]. Adems, lareciente introduccin de las vlvulas de control deflujo de levantamiento artificial por gas, controla-das desde la superficie, ha incrementado el rangode aplicaciones y la flexibilidad de dichos siste-

1. La primera patente de un sistema de levantamientoartificial por gas, el Inyector de Petrleo de Brear, fueregistrada en 1865 y, entre 1865 y 1953, se desarrollaronms de 70 patentes y aplicaciones de sistemas de levan -tamiento artificial por gas. Para obtener ms informacinsobre la historia de estos sistemas, consulte: Brown KE:Gas Lift Theory and Practice, Including a Review ofPetroleum Engieering Fundamentals. Englewood Cliffs,Nueva Jersey, EUA: Prentice-Hall (1967): 181197.

2. International Energy Outlook 2006, DOE/EIA-0484 (2006)publicado por la Administracin de Informacin Energticadel gobierno de EUA, http://eia.doe.gov/oiat/ieo/world.html(Se accedi el 24 de noviembre de 2006).

3. Pike B: Importance of Mature Assets Development forFuture Energy Supplies, presentacin de apertura de laConferencia de Energa de Hart, Brownfields: OptimizingMature Assets, Denver, 31 de octubre al 1 de noviembrede 2006.

4. Abraham K: High Prices, Instability Keep Activity High, World Oil 227, no. 9 (Septiembre de 2006),http://www.worldoil.com (Se accedi 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): 4863.

6. Donnelly R: Artificial Lift: Oil and Gas Production. Austin, Texas: PETEX, 1985.

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el Mar del Norte, demuestran cmo estas tecno-logas estn siendo utilizadas en una diversidadde ambientes productivos.

Principios del mtodo de levantamiento artificial por gasA lo largo de la vida productiva de un pozo de pe -trleo, la presin de fondo de pozo (presindinmica de fluencia) que sustenta la produccinnatural, con el tiempo se reduce a niveles tanbajos que el pozo deja de fluir o bien no logra pro-ducir a un rgimen rentable. Cuando se planteaesta situacin, pueden quedar atrs volmenessignificativos de petrleo. Para recuperar estepetrleo y mejorar la productividad del campo, sepueden implementar diversas soluciones delevantamiento artificial, que implican el bombeo

del petrleo a la superficie o la modificacin delas propiedades del fluido del pozo, lo que per-mite que la presin del yacimiento disponiblelleve el petrleo a la superficie.5

El levantamiento por gas es una tcnica delevantamiento artificial que utiliza gas de relati-vamente alta presin inyectado en el pozo desdela superficie, tpicamente entre la tubera derevestimiento y la tubera de produccin, a tra-vs de una vlvula colocada en el pozo a unaprofundidad estratgica (arriba).6 El gas inyec-tado ingresa en la vlvula y se mezcla con elfluido de la tubera de produccin. Este procesode mezclado reduce la densidad del lquido, per-mitiendo que la presin de fondo de pozo lleve elpetrleo a la superficie. A travs del manteni-miento de una tasa de inyeccin de gas constante

> Levantamiento artificial por gas. El levantamiento artificial por gas incrementa el flujo de petrleo me -diante la reduccin de la carga hidrosttica de la columna de fluido del pozo (derecha). En un pozo queproduce por levantamiento artificial por gas, la presin de la tubera de produccin en el fondo del pozoes una funcin de la cantidad de gas inyectado, las propiedades de los fluidos, las tasas de flujo y losparmetros de los pozos y del yacimiento. La tasa de produccin de petrleo que puede lograrse en unpozo dado es una funcin de la tasa de inyeccin de gas de superficie (inserto izquierdo). El incrementode la tasa de inyeccin de gas incrementar a su vez el volumen de petrleo producido en el pozo, hastaun punto en que el volumen de gas producido reemplace al petrleo producido, arrojando un rgimen deproduccin de petrleo mximo (A). En las operaciones tpicas, el costo de hacer producir el pozo consistemas de levantamiento artificial por gas debe considerarse como parte de los aspectos econmicosgenerales del sistema. Entre los factores del costo de levantamiento se encuentran los costos del gasnatural, los costos de la compresin del gas y del combustible, y los costos de eliminacin de los lquidosasociados a los hidrocarburos (agua producida) en funcin del precio imperante para un barril de petr -leo. En muchos casos, la tasa de inyeccin ptima (B) y el rgimen de produccin de petrleo asociadoson ms rentables y ofrecen una mejor tasa de retorno que la tasa mxima de inyeccin y de produccinde petrleo (A), que posee un costo de levantamiento por barril mucho ms alto.

Vlvula decontrol de flujo

Gas deinyeccin

Tubera deproduccin

Tubera derevestimiento

Fluidoproducido

Zona de petrleo

Punto deentrada del gas en el mandril de cavidad lateral

BA

Tasa de inyeccin de gas para el levantamiento artificial

Tasa

de

prod

ucci

n d

e pe

trle

o

mas. Estas nuevas capacidades de levantamientoartificial por gas estn encarando las necesidadescrecientes de los pozos profundos y de las termi-naciones submarinas actuales y futuras.

Las tecnologas avanzadas de levantamientoartificial por gas estn ayudando a los operadoresa mejorar la produccin de petrleo y la recupe-racin de las reservas. Este artculo se explayasobre los principios bsicos del mtodo de levan-tamiento artificial por gas y describe cmo losmtodos innovadores estn ayudando a los opera-dores a satisfacer los requerimientos crticos deproduccin de petrleo en ambientes submarinosy de aguas profundas. Algunos estudios de casosdel rea marina de Malasia, el Mar de Noruega y

desde la superficie y una relacin gas inyec -tado/fluido de pozo constante, el pozo producirpetrleo a un rgimen tambin constante.

Dado que el gas es la fuente de energa paraeste sistema de levantamiento artificial y nor-malmente se inyecta en forma continua, esnecesario contar con un suministro abundante.En la mayora de los casos, el gas se obtiene delos pozos productores de gas adyacentes y secomprime y distribuye entre los pozos de petr-leo individuales, a travs de una red de tuberasde superficie. Una vez que un pozo que opera porlevantamiento artificial por gas produce petr-leo o fluidos de pozo asociados, el gas inyectadose recupera en la superficie, se recomprime y sereinyecta en el mismo campo.

Para disear un sistema de levantamientoartificial por gas ptimo y eficiente, los ingenie-ros especialistas en dichas aplicaciones debenconstruir un modelo de sistema para cada pozo,utilizando un software especfico y las tcnicas deanlisis nodal provistas por programas tales comoel programa PIPESIM de anlisis del sistema deproduccin. Esta herramienta de software proveeuna representacin precisa del potencial de pro-

duccin de los pozos individuales que conformanla red de produccin. Sobre la base de la presinde inyeccin de gas disponible y los volmenes degas provistos a los pozos de la red de produccin,es posible computar las tasas de petrleo y la asig -nacin de gas para cada pozo (arriba). Medianteel cmputo del potencial de flujo del sistema, elproceso de modelado asiste en la seleccin co -rrecta del equipo de fondo de pozo.

Este enfoque de sistemas integrados consti-tuye un enlace del potencial de flujo de petrleoo de la curva de desempeo (IPR) de cada pozoproductor y la capacidad de flujo (o curva dedesempeo) de la tubera de produccin con lared de instalaciones y tuberas de produccin desuperficie. El sistema de produccin de petrleoentero, compuesto por los pozos individualesconectados a la infraestructura de produccinde superficie, debe ser diseado y ajustado paraposibilitar niveles de produccin de petrleoptimos y estables del sistema de levantamientoartificial por gas.

El sistema operativo ideal para los pozos queproducen mediante levantamiento artificial porgas es aqul que posibilita una tasa de inyeccin

de gas continua y estable en el punto ms pro-fundo posible del pozo. Una tasa de inyeccinestable, a una presin de inyeccin constante,promover una tasa de flujo de lquido establedel pozo, minimizando la posibilidad de que seproduzcan fluctuaciones de presin no deseadasen la formacin y permitiendo una produccinde petrleo mxima con un proceso de levanta-miento artificial continuo.

Estabilidad del flujo del pozo en operacionesde levantamiento artificial por gasLa eficiencia de operacin en un pozo de flujocontinuo que produce mediante levantamientoartificial por gas, depende de cun estables seanlas presiones y las tasas de flujo de produccin.La estabilidad del sistema requiere que la ope -racin de levantamiento artificial por gas seadiseada correctamente, de modo que la vlvulade fondo de pozo inyecte gas con la tasa de flujocrtico calculada.7

El flujo crtico tiene lugar cuando la veloci-dad del fluido a travs del orificio de una vlvulade levantamiento artificial por gas alcanza lavelocidad del sonido. La tasa de flujo crtico esregulada por las presiones desarrolladas aguasarriba y aguas abajo, a travs del orificio de lavlvula de levantamiento artificial por gas. En undiseo convencional de vlvula con orificio cua-drado, el flujo crtico tiene lugar habitualmentecuando se produce una reduccin del 40 al 60%entre la presin de inyeccin aguas arriba y lapresin de flujo aguas abajo (prxima pgina, ala izquierda).

En un rgimen subcrtico, los cambios peque-os producidos en las presiones aguas abajotienden a inducir inestabilidades en el espacioanular aguas arriba.8 Los cambios pequeos pro-ducidos en la presin pueden causar cambiosgrandes en la tasa de flujo. En ciertas situaciones,esto puede dar lugar a una realimentacin posi-tiva que produce fluctuaciones indeseadas en lapresin y en los regmenes de produccin, lo que

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> Evaluacin de los sistemas de levantamiento artificial por gas. Para instalar un sistema de levan ta -miento artificial por gas eficiente, se deben investigar todos los factores que afectan el desempeodel pozo. Esto incluye el anlisis de sensibilidades (presiones de la lnea de produccin, propiedadesde las formaciones y otros aspectos) que incidirn en el desempeo del pozo que produce mediantelevantamiento artificial por gas. A partir de estas evaluaciones, el ingeniero especialista en aplica cio -nes de levantamiento artificial por gas puede valorar y determinar la mejor alternativa de instalacin y diseo en base a factores tcnicos, comerciales, de riesgo y sistmicos en general.

Pozo

Proceso superior

Datos del sistema

Tecnologa actualy futura

Seguridad

Yacimiento

Medio ambiente

Consideraciones

Datos tcnicos de entradade los proveedores de

equipos y de lascompaas de servicios

Anlisisde riesgos

Anlisiscomercial

Evaluacin de los mtodos delevantamiento artificial por gas

Diseo del sistema delevantamiento artificial por gas

Instalacin del sistema delevantamiento artificial por gas

Evaluacin de resultadosy revisin de opciones

7. Alhanati FJS, Schmidt Z, Doty DR y Lagerief DD:Continuous Gas-Lift Instability: Diagnosis, Criteria, and Solutions, artculo SPE 26554, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Houston, 3 al 6 de octubre de 1993.

8. Poblano E, Camacho R y Fairuzov YV: Stability Analysisof Continuous-Flow Gas Lift Wells, artculo SPE 77732,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

9. Faustinelli J, Bermdez G y Cuauro A: A Solution toInstability Problems in Continuous Gas lift Wells OffshoreLake Maracaibo, artculo SPE 53959, presentado en laConferencia sobre Ingeniera de Petrleo de la Seccinde Amrica Latina y El Caribe de la SPE, Caracas, 21 al23 de abril de 1999.

10. Tokar T, Schmidt Z y Tuckness C: New Gas Lift ValveDesign Stabilizes Injection Rates: Case Studies, artculoSPE 36597, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996.

Primavera de 2007 53

Sello de empaque

Sello de empaque

Orificios deentrada de gas

Orificio cuadrado

rea de flujodel estrangulador

Vlvula de retencin de flujo reverso

Vlvula de orificioconvencional

Volu

men

de

gas

dein

yecc

in

PdownPup

0.53 1.00

Relacin

Sello de empaque

Sello de empaque

Orificios deentrada de gas

Boquilla tipo venturi

Vlvula de retencin de flujo reverso

Vlvula de orificioconvencional

Vlvula de orificio serie NOVA

Volu

men

de

gas

dein

yecc

in

PdownPup

0.53 0.90 1.00

Relacin

> Vlvula de levantamiento arti fi cialpor gas con orificio convencionaly grfica de desempeo del flujode gas. El gas ingresa en la vlvu -la por los orificios de entrada yfluye a travs de un orificio cua -drado, seleccionado para proveeruna tasa de flujo de gas contro la -da. La curva correspondiente aldesempeo del flujo (derecha) atravs de una vlvula de levan ta -miento artificial por gas de orificiocuadrado convencional, puedemodelarse utilizando la ecuacinde Thornhill-Craver. Esta ecuacinutiliza la presin de la tubera derevestimiento aguas arriba de lavlvula, Pup, y la presin de la tu -bera de produccin aguas abajode la vlvula, Pdown, el rea deflujo del estrangulador, los coe fi -cientes empricos de descarga, ylas propiedades del gas paradeterminar la tasa de flujo atravs de la vlvula. (Adaptado de Vasper, referencia 13).

> Vlvula de levantamiento artificialpor gas NOVA con boquilla tipoven turi y grfica de desempeodel flujo de gas. La grfica de de -sempeo (derecha) muestra que elflujo crtico (azul) se logra a travsde la apertura convergente-diver -gente en la vlvula con boquillatipo venturi, con un 10% o un por -centaje menor de cada de presin.Por el contrario, las vlvulas conorificios cuadrados conven cio nales(rojo) requieren entre un 40% y un60% de cada de presin para lograrel flujo crtico. En la mayora delos casos, no es prctico operarcon tanta prdida de presin.

se conoce como fenmeno de cabeceo. No obs-tante, a la tasa de flujo crtico o por encima deella, el circuito de realimentacin falla y las varia-ciones de presin aguas abajo no puedenpropagarse nuevamente aguas arriba para deman-dar ms gas. Las inestabilidades relacionadas conel cabeceo en la tubera de revestimiento y en latubera de produccin, tambin pueden produ-cirse cuando la presin mxima del sistema decompresin de superficie no puede sustentar lapresin diferencial necesaria para mantener elflujo crtico en una operacin de levantamientoartificial por gas adecuada.

Para determinar si las inestabilidades delflujo son el resultado de la operacin del sistemade fondo de pozo, el ingeniero de produccinpuede utilizar los datos de las pruebas de pro-duccin del pozo relevante y los parmetros deoperacin del sistema de levantamiento artifi-cial por gas con el software de modelado delsistema de produccin NODAL para analizar el

sistema. Mediante el modelado de las tasas deflujo y las presiones existentes, el ingenieropuede determinar si la tasa de inyeccin de gas,en la profundidad de la vlvula del sistema, seencuentra en flujo crtico o subcrtico y si existesuficiente presin diferencial entre la presinaguas arriba y la presin aguas abajo para gene-rar regmenes de produccin estables.

Desafortunadamente, casi todas las vlvulasde levantamiento artificial por gas tienen elorificio cuadrado tradicional. Estas vlvulas tra-dicionales suelen instalarse a profundidades enlas que las tasas de flujo de inyeccin de gas nopueden alcanzar velocidades crticas, lo quegenera un flujo de petrleo inestable. No obs-tante, las modernas tecnologas alternativas delevantamiento artificial por gas ahora puedenresolver estas inestabilidades de flujo y eliminar-las. Por ejemplo, Petrleos de Venezuela S.A.est utilizando con xito la vlvula NOVA deSchlumberger para eliminar las inestabilidades

de la produccin en sus pozos del Lago de Mara-caibo.9 El diseo mecnico innovador del orificiode la vlvula NOVA utiliza una boquilla tipo ven-turi, que es una apertura convergente-divergente,diseada para controlar el flujo de gas a travsde la vlvula (abajo).10 La boquilla tipo venturihace que el flujo de gas crtico tenga lugar unavez que la presin aguas abajo se reduce hastaalcanzar un valor de entre 90 y 95% de la presinaguas arriba. En todos los casos, la condicin deflujo crtico se da con presiones diferencialesequivalentes al 10% de la presin aguas arriba.

Esta vlvula es nica porque previene lasinestabilidades del flujo, sin las prdidas de pro-duccin asociadas con las vlvulas convenciona-les. La estabilizacin de la presin de flujo defondo de pozo generalmente incrementar laproduccin total del pozo en cuestin. Este bene-ficio es parti cu larmente importante en pozos conterminacio nes duales, donde dos sistemas inde -pen dientes operan en el espacio anular de un

solo pozo (arriba). En estas instalaciones delevantamiento artificial por gas, se debe utilizaruna sola fuente de inyeccin de gas para controlarla inyeccin de gas y la estabilidad del flujo de dospozos de produccin independientes. La estabili-zacin de la presin de inyeccin tambin permitereducir los costos de mantenimiento.

Otro beneficio de la vlvula NOVA es el controlmejorado que ofrece en los campos operados consistemas de levantamiento artificial por gas, queposeen esquemas de optimizacin controladospor computadora.11 Hasta hace poco, los pozosinestables se excluan de las operaciones de opti-

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> Terminacin dual con sistemas de levantamientoartificial por gas. Las instalaciones de sistemasdua les de levantamiento artificial por gas, o sis te -mas duales de levantamiento artificial por gas conel espacio anular comn, se disean habitualmentepara los ambientes de produccin marinos. Esteconcepto permite que dos zonas productivas o dospozos produzcan en forma independiente a travsde un solo pozo. Las zonas productivas se aslancon un empacador de produccin dual que permitela produccin de fluidos hacia el interior de las sar -tas de tubera de produccin individuales. El gasinyectado en el espacio anular comn puede dis tri -buirse en forma independiente a travs de lasvlvulas de levantamiento artificial por gas paracada sarta de produccin. Este concepto permiteque un operador de un rea marina explote zonasmltiples de cada pozo, duplicando de este modo elnmero de pozos que pueden producir desde unasola plataforma marina.

Vlvula decontrol de flujo

Gas de inyeccin

Flujo de gas

Mandriles decavidad lateral

Empacadorde sarta dual

Empacador deuna sola sarta

Empacador de unasola sarta

Zona de petrleo A

Zona de petrleo B

> Campo Bokor. PETRONAS Carigali Sdn Bhd opera tres plataformas en el Campo Bokor, situado a 45 km [28 millas] del rea marina de Miri, Sarawak, en Malasia Oriental.

A S I A

I N D O N E S I A

M ar d e

l S u r d e C h i n a

Campo BokorKuala Baram

Lutong

Miri

S A R A W A K

millas

0

0 25

40km

mizacin controladas por sus efectos desestabili-zadores sobre los controles de realimentacin dedicho sistema. Con la vlvula NOVA, aunque laproduccin del pozo sea levemente inestable enla tubera de produccin, la tasa de gas inyectadose mantendr constante y, en consecuencia, lapresin del gas de inyeccin, que es el parmetrode control para estos sistemas, permanecer esta-ble. Esto posibilita la inclusin de ms pozos enlos esquemas de optimizacin.

Optimizacin de los sistemas de levantamiento artificial por gas Un ejemplo reciente de Malasia muestra los bene-ficios de cambiar las vlvulas tradicionales por vl-vulas con boquilla tipo venturi en una campaa deoptimizacin de los sistemas de levantamientoartificial por gas de todo un campo. El CampoBokor, operado por PETRONAS Carigali Sdn Bhd(PCSB), comprende tres plataformas con 77 sartasde produccin de petrleo que utilizan mtodos delevantamiento artificial por gas (abajo). Varias deestas sartas corresponden a productores dualescon un espacio anular comn.

Un campo cercano suministra el gas de inyec-cin para el Campo Bokor y las instalaciones decompresin se encuentran en las plataformas. Noobstante, con compresores que se estn enveje-ciendo y fluctuaciones en la disponibilidad delgas, es crucial distribuir el gas para la operacin

de levantamiento artificial entre los productoresms prolficos. La clave para optimizar la produc-tividad del campo es mantener la entrega de gasen los pozos con suministros de gas inciertos, queson los que crean una inestabilidad significativaen la produccin del campo.

Como parte de una estrategia de produccinglobal para el Campo Bokor, PCSB y el equipo dela alianza Bokor de Schlumberger implementaronuna campaa de optimizacin de los sistemas delevantamiento artificial por gas para estabilizarlos regmenes de produccin. La productividad delos pozos mejorara significativamente mediantela minimizacin del fenmeno de cabeceo severo,introducido por las fluctuaciones de la presin deinyeccin de gas de la tubera de revestimiento yla tasa de inyeccin.

Histricamente, en el Campo Bokor se haninstalado las vlvulas tradicionales con orificioscuadrados. Por ejemplo, un pozo fue diseadooriginalmente para una tasa de inyeccin de gasde 14,200 m3/d [500 Mpc/d], con una presin deinyeccin de 630 lpc [4.3 MPa]. No obstante, elsistema de produccin estaba operando en reali-dad con una tasa de inyeccin mucho ms baja,de 3,398 m3/d [120 Mpc/d] de gas, a una presinde inyeccin de 450 lpc [3.1 MPa], porque el ori-ficio cuadrado impeda que se alcanzara la tasade flujo crtico en el pozo, lo que produca inesta-bilidades en el flujo de la tubera de produccin.

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Mediante el empleo de una vlvula NOVA conboquilla tipo venturi, el operador logr incremen-tar la tasa de inyeccin de gas en el pozo engrado suficiente para alcanzar la tasa de flujo cr-tico y estabilizar la produccin. Finalmente, elpozo alcanz la tasa de inyeccin de gas diseadaoriginalmente y la produccin promedio depetrleo se increment en 12.7 m3/d [80 b/d].

A lo largo de un perodo de nueve meses, lacampaa de optimizacin de las operaciones delevantamiento artificial por gas llevada a cabo enel Campo Bokor, logr que las tres plataformasadoptaran el sistema de vlvulas NOVA. Las lec-turas de produccin medidas indicaron que enlos pozos provistos de vlvulas NOVA se obtenantasas y presiones de inyeccin estables. Estacampaa de optimizacin increment la produc-cin de petrleo en ms de 318 m3/d [2,000 b/d],con respecto a la produccin obtenida antes dela instalacin de las vlvulas NOVA (arriba).

Sistemas de levantamiento artificial por gas de alta presin y alto desempeoDesde hace mucho tiempo, los sistemas de le -vantamiento artificial por gas constituyen elmtodo de levantamiento artificial preferido en losambientes de produccin marinos. Entre las razo-nes que subyacen esa preferencia se en cuentranel costo relativamente bajo del equipamiento ini-cial instalado durante la terminacin del pozo, ladisponibilidad general del gas y del equipo decom presin, y la capacidad del sistema paraadaptarse a las condiciones cambiantes del ya -cimiento. Adems, la facilidad relativa de lasoperaciones de intervencin con lnea de aceropara el mantenimiento del equipo de levanta-miento artificial por gas, confiere al operador laflexibilidad para cambiar o reparar el sistema sin

tener que extraer toda la instalacin del pozo,minimizando simultneamente el tiempo inactivoge nerado durante este proceso de intervencin.Finalmente, debido a su costo relativamente bajoy su confiabilidad en el largo plazo, los sistemasde levantamiento artificial por gas a menudo sedespliegan en pozos submarinos profundos comosistema de apoyo para otras tecnologas de le -vantamiento artificial, tales como las bombaselctricas sumergibles (ESP) (vase Tecnologasen evolucin: Bombas elctricas sumergibles,pgina 34).

Conforme aumenta el nmero de desarrollossubmarinos y de aguas profundas en todo elmundo, tambin lo hace la necesidad de crearnuevos sistemas de levantamiento artificial porgas para maximizar la recuperacin de petrleo. Amedida que declinan las presiones del ya cimientoy aumentan los cortes de agua, los operadores seenfrentan al reto de instalar sistemas que satis-fagan los requerimientos de alto desempeo yconfiabilidad sostenida de sus ambientes operati-vos de aguas profundas, limitando o eliminandoal mismo tiempo la necesidad de efectuar ope -raciones de intervencin costosas. Adems, elincremento de las presiones en los pozos msprofundos y la vigencia de requisitos reguladoresms estrictos, combinados con los riesgos asocia-dos con las estructuras de produccin flotantes,han incrementado la importancia de la integri-dad del pozo en los sistemas de levantamientoartificial por gas para aplicaciones submarinas.

Los operadores que consideran la utilizacinde sistemas de levantamiento artificial por gas enpozos submarinos y de aguas profundas, habitual-mente se esfuerzan por trabajar dentro de loslmites del equipo estndar. En la mayora de loscasos, esto significa que la profundidad mxima

para la inyeccin de gas est limitada por el rangode presin de inyeccin de gas de la vlvula. Enmuchos ejemplos, el anlisis de desempeo delpozo indica que con presiones de inyeccin de gasms altas, la profundidad de inyeccin podraincrementarse en forma suficientemente signifi-cativa como para permitir que el pozo produzcavolmenes de petrleo mucho ms grandes.

Los sistemas de levantamiento artificial porgas convencionales pueden operar hasta un lmitemximo de presin de inyeccin de 2,500 lpc.Esta presin de operacin mxima es suficienteslo en pozos terrestres tradicionales y en pozosde plataformas marinas tpicos, en los que lasprofundidades de los yacimientos son someras yse registran presiones de produccin ms bajas.No obstante, en ambientes marinos y de aguasms profundas, el equipo de levantamiento ar -tificial por gas debe ser capaz de operar conpresiones de inyeccin de gas de hasta 5,000 lpcy con tasas de inyeccin de ms de 283,000 m3/d[MMpc/d]. Se trata de aplicaciones no tradicio-nales que deben llevarse a cabo al mismo tiempoque mantienen la integridad hidrulica durantetoda la vida productiva del pozo. Las vlvulas delevantamiento artificial por gas convencionalesno pueden funcionar en estos niveles operativosextremos y, en consecuencia, no ofrecen unaconfiabilidad adecuada. Esto ha limitado habi-tualmente el empleo de estos sistemas en lospozos submarinos que requieren alta presin deinyeccin de gas.

11. Jansen B, Dalsmo M, Nkleberg L, Havre K, KristiansenV y Lemetayer P: Automatic Control of Unstable GasLifted Wells, artculo SPE 56832, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.

> Optimizacin del sistema de levantamiento artificial por gas en el Campo Bokor. Las tasas de desempeo de los pozos individuales se comparan antes ydespus de la optimizacin del sistema de levantamiento artificial por gas (izquierda). La produccin bruta, incluyendo el petrleo y el agua, proveniente detodos los pozos que producen por levantamiento artificial por gas se increment en un 60% aproximadamente durante ms de un ao de operacin (derecha).La produccin neta de petrleo aument en un 35% aproximadamente.

0

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01-L

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100

200

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500

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Tasa

de

flujo

de

petr

leo,

b/d

Nombre del pozo

Tasa de flujo previa a la operacin

Tasa de flujo posterior a la operacin

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14

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4

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5

Mar

. 200

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200

5

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o 20

05

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200

5

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2005

Ago.

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5

Sept

. 200

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. 200

5

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5

Ene.

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6

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200

6

Mar

. 200

6

Tasa

de

flujo

1,0

00 b

/d

Fecha

Inicio del reemplazo del sistema de levantamiento artificial por gas

Produccin bruta, b/d

Produccin neta, b/d

Cmara de nitrgeno apresin (domo)

Vstago esfrico para ecualizacinde presin

Orificio de entrada de gas deflujo optimizado

Boquilla tipo venturi

Sello de empaque

Vlvula de retencin de sello positivo

Ensamblaje patentado de fuelles con soldadura en el borde con intensificador de presin

Sello de empaque

Fluj

o de

gas

Tubera deproduccin

Tubera derevestimiento

cio anular durante los perodos no productivos.La vlvula XLift posee un montaje patentado defuelles con soldadura en el borde, que reduce lacarga interna de gas a la vez que incrementa lapresin de operacin. Se dise una vlvula msgrande, de 4.4 cm [134 pulgadas] de dimetroexterior, para mejorar la geometra de trabajo.La vlvula ha demostrado un nivel mejorado dedesempeo y confiabilidad, en comparacin con las vlvulas estndar. Los sistemas de altapresin XLift proveen rangos de operacin flexi-bles para escenarios de pozos mltiples quere quieren inyeccin de gas de alta presin. Eldesarrollo de los componentes del sistemaincluy una serie de pruebas de flujo a fin demedir el efecto de la erosin producida por elflujo de lquido, adems de pruebas de flujo degas e integridad hidrulica de alto volumen paravalidar la confiabilidad del sistema.

Operaciones XLift en el Mar de NoruegaStatoil est utilizando los sistemas XLift en pozossubmarinos crticos del Mar de Noruega. Porejemplo, los campos satlites del Campo Norne,Svale y Str, situados en el noroeste de Noruega,poseen tres instalaciones submarinas que seconectan a la unidad flotante de produccin,almacenamiento y descarga (FPSO) del CampoNorne (prxima pgina, abajo). Dentro de estasinstalaciones, existen cinco pozos productores depetrleo y tres pozos de inyeccin de agua. Lamayor profundidad del yacimiento es una profun-didad vertical verdadera de 2,484 m [8,150 pies]con respecto al nivel medio del mar (MSL). Enesta localizacin, el lecho marino se encuentra aaproximadamente 379.5 m [1,245 pies]. Se nece-sitan sistemas de levantamiento artificial por gasde alto rendimiento en los pozos, para extraer ungran volumen de petrleo producido y satisfacerlos requisitos de integridad hidrulica. Estos sis-temas de levantamiento artificial por gasrequieren presiones de inyeccin de gas de super-ficie de aproximadamente 3,335 lpc [23 MPa] ytasas de flujo de inyeccin de gas de 226,500 m3/d[8 MMpc/d] para facilitar la produccin de msde 3,180 m3/d [20,000 b/d] de petrleo por pozo.

Statoil opt por el sistema XLift para satisfa-cer los requisitos ambientales, de confiabilidady de alto desempeo para estas instalacionessub marinas de levantamiento artificial por gas.Trabajando con Statoil para satisfacer las rgidasregulaciones vigentes en materia de pruebas, losingenieros de Schlumberger sometieron las vl-vulas de levantamiento artificial por gas a unaserie de pruebas dinmicas y de alto volumen deflujo de lquido, flujo de gas e integridad hidru-lica. Bajo las instrucciones de Statoil, laspruebas de flujo de gas se realizaron en el Labo-

56 Oilfield Review

> Sistema XLift para aplicaciones submarinas y de aguas profundas. La vl vu -la de gas XLift ampla la capacidad de los sistemas de levantamiento artificialpor gas convencionales mediante el incremento del lmite mximo de presinde operacin hasta 5,000 lpc. Las vlvulas XLift poseen un sistema de vlvulade retencin de sello positivo que impide el desarrollo de trayectos de prdi -das potenciales hacia el espacio anular existente entre la tubera de produc -cin y la tubera de revestimiento. Estos trayectos de prdidas potencialesestn presentes en las vlvulas de levantamiento artificial por gas con lossistemas de vlvulas de retencin convencionales.

El sistema de levantamiento artificial por gasde alta presin XLift fue desarrollado reciente-mente como una solucin para responder a lascondiciones exigentes de los ambientes submari-nos y de aguas profundas (abajo). Este sistema delevantamiento artificial por gas, de alta presin,extiende la capacidad de los sistemas existentesmediante la ampliacin del rango de presin deoperacin de 2,000 lpc a 5,000 lpc [13.8 MPa a34.5 MPa]. El lmite ms alto de presin de inyec-cin mxima del sistema XLift permite que los

operadores terminen los pozos con sistemas delevantamiento artificial por gas con puntos deinyeccin ms profundos, a fin de incrementarsu desempeo global.

El sistema de levantamiento artificial por gasXLift presenta una configuracin de flujo conboquilla tipo venturi, similar al de la vlvulaNOVA para proveer un rendimiento de gas mseficiente y estable. Adems, posee una vlvulade retencin de sello positivo que elimina lostrayectos de prdidas potenciales hacia el espa-

Norne

Str

Svale

FPSO

millas

0

0 200

200km

N

O

R

U

E G

A

Bergen

Stavanger

CampoNorne

CampoNorne

Str

Svale

Primavera de 2007 57

erogaciones de capital para las instalacionesmarinas o submarinas. Adems, posee el benefi-cio de producir gas sin reterminar el pozo y eli-mina la necesidad de efectuar intervencionesfuturas para redimensionar o reemplazar el equi-po de levantamiento artificial por gas convencio-nal.13

El sistema natural de levantamiento artificialpor gas requiere un casquete de gas o un yaci-miento de gas independiente, que pueda serterminado para producir gas a tasas de flujo sufi-cientes para su inyeccin. El yacimiento de gasdebe ser suficientemente grande para que lapresin se mantenga suficientemente alta parapermitir que el gas sea inyectado en la tubera deproduccin, durante toda la vida productiva delpozo. Las vlvulas de control de flujo provistaspor Schlumberger para las aplicaciones del sis-tema natural de levantamiento artificial por gas,poseen diversas caractersticas especiales. Estasvlvulas exhiben un rango de posiciones que pue-den controlar la tasa de flujo de gas necesariapara optimizar la produccin para un rango anti-cipado de condiciones de pozo. La tasa de flujo degas puede ajustarse desde la superficieya seaen forma discreta o continuaa travs delcontrol hidrulico o elctrico de la posicin de

apertura de la vlvula, lo que a su vez posibilita laproduccin optimizada de petrleo. Las tasas delgas que fluye a travs de las vlvulas pueden pre-decirse con el modelado numrico, lo que aseguraque la vlvula sea dimensionada correctamentepara las condiciones del pozo en cuestin.

Las vlvulas pueden abrirse o cerrarse y latasa de flujo modificarse, aunque sean sometidasa diferenciales de presin significativos y pue-den tolerar los efectos erosivos de los fluidosabrasivos. Adems contienen vlvulas de reten-cin para prevenir el flujo de fluido desde latubera de produccin hacia el espacio anular.Esto permite que la tubera de produccin seaprobada a presin y evita el dao de la zona deproduccin de gas.

El empleo de vlvulas de control de flujo defondo de pozo, juntamente con el equipo de moni-toreo permanente, implica adems que los pozos

12. Betancourt S, Dahlberg K, Hovde y Jalali Y: NaturalGas-Lift: Theory and Practice, artculo SPE 74391,presentado en la Conferencia y Exhibicin Internacionaldel Petrleo de la SPE, Villahermosa, Mxico, 10 al 12 defebrero de 2002.

13. Vasper A: Auto, Natural or In-Situ Gas-Lift SystemsExplained, artculo SPE 104202, presentado en laConferencia y Exhibicin Internacional del Petrleo y del Gas de la SPE, Pekn, 5 al 7 de diciembre de 2006.

> Unidad flotante de produccin, almacenamiento y descarga (FPSO) del Campo Norne de Statoil. Semuestran los campos satlites del Campo Norne, Svale y Str, y sus tres instalaciones submarinas.

> Sistema natural de levantamiento artificial porgas. Esta tcnica utiliza gas de una formacinsubterrnea para extraer los fluidos producidosen el pozo. Se emplea una vlvula especial decontrol de flujo, ajustable en la superficie, paracontrolar el flujo del gas inyectado. Habitual men -te, la produccin del pozo se optimiza medianteel ajuste de la posicin de la bomba desde lasuperficie, a travs de una pequea lnea decontrol hidrulico.

Vlvula del sistema natural de levantamiento artificial por gas

Empacadorcon orificios mltiples

Empacador

Gas Gas

Petrleo

ratorio Karsto de Medicin y Tecnologa (K-Lab)de Statoil y las pruebas de flujo de lquido fueronefectuadas por el Instituto Internacional deInvestigacin de Stavanger (IRIS). Los objetivosespecficos de las pruebas fueron la evaluacindel desempeo dinmico del sistema de vlvulasXLift y la verificacin de su empleo como barrerade presin. El resultado de las pruebas y la cola-boracin con Statoil fue un diseo de vlvulacapaz de satisfacer criterios de operacin alta-mente exigentes. Los sistemas XLift se instalaronen el Campo Norne y estn ayudando a producirpetrleo exitosamente en cinco de sus pozos.

Sistema natural de levantamiento artificialpor gas o auto levantamiento artificial por gasLa introduccin de las vlvulas de control de flujode fondo de pozo, controladas desde la superficie,en el ao 1997, condujo a una nueva tcnica deproduccin de pozos conocida como sistemanatural de levantamiento artificial por gas o autolevantamiento ar tificial por gas.12 El sistemanatural de le van tamiento artificial por gas utilizagas de un yacimiento de gas o de un casquete degas penetrado por el mismo pozo, para incremen-tar la produccin de petrleo a travs de una vl-vula de control de flujo especialmente diseada,controlada hidrulica o elctricamente con orifi-cios ajustables (arriba, a la derecha). El empleode gas di rec tamente desde una fuente subterr-neaen vez de inyectarlo desde la superficie porel espacio anular existente entre la tubera deproduccin y la tubera de revestimientosigni-fica que no se requieren compresores de gas, lne-as de conduccin u otros equipos relacionadoscon las operaciones de inyeccin. Esto reduce losrequerimientos de carga de la plataforma y las

que producen a travs de un sistema natural delevantamiento artificial por gas se considerenpozos inteligentes. El valor adicional de un pozoterminado en forma inteligente, que producemediante un sistema natural de levantamientoartificial por gas, es relativamente fcil de calcu-lar ya que los costos pueden compararse con losde un sistema de levantamiento artificial por gasconvencional.

Desde 1998, Norsk Hydro ha instalado 35 ter-minaciones submarinas con sistemas naturalesde levantamiento artificial por gas en 16 pozosdel Mar del Norte, utilizando las vlvulas de con-trol de flujo de Schlumberger. Las primeras 31instalaciones tuvieron lugar en los campos Trolly Troll West. En las primeras etapas del desarro-llo, Norsk Hydro decidi utilizar el gran casquetede gas que sobreyace la aureola de petrleo delCampo Troll, para optimizar la recuperacin depetrleo utilizando sistemas naturales de levan-tamiento artificial por gas. El empleo de estasvlvulas para operaciones con sistemas naturalesde levantamiento artificial por gas ha ayudado a

Norsk Hydro a reducir los costos de desarrollo,gracias a la eliminacin de los costosos compre-sores de superficie y la infraestructura desoporte para la inyeccin de gas.

Sistema natural de levantamiento artificial por gas en un solo viajeLuego de la instalacin exitosa de las primeras31 terminaciones con sistemas naturales delevantamiento artificial por gas en el CampoTroll, Norsk Hydro plante a Schlumberger unnuevo desafo: optimizar la produccin de petr-leo en el campo marginal Fram Vest de NorskHydro, mediante la instalacin de sistemas natu-rales de levantamiento artificial por gas, al costoms bajo posible. El mtodo de levantamientoartificial por gas no era necesario en el CampoFram Vest por las razones tradicionales de cortede agua y baja presin de yacimiento, porque lospozos de produccin de este campo producanpor flujo natural sin necesidad de contar conningn sistema de levantamiento artificial. Encambio, el requerimiento que se planteaba eneste campo era la maximizacin de las presionesde boca de pozo y la produccin en cuatro pozossubmarinos, para que produjeran a travs de unalnea de conduccin de 20 km [12 millas], deregreso a la plataforma de produccin.

La solucin sera la optimizacin de lasoperaciones de desarrollo en todo el campo. El

objetivo era maximizar la produccin de petr-leo proveniente de cada pozo, conservando almismo tiempo presiones de boca de pozo simila-res para mantener balanceadas las tasas deproduccin de los cuatro pozos. La solucin parael sistema de produccin tambin deba darcuenta del flujo en las lneas de flujo submarinaslargas. Hydro tena un cronograma restringidode cuatro meses para terminar las instalaciones.

La instalacin habitual de los sistemas na -turales de levantamiento artificial por gas delCampo Troll requera tres viajes en el pozo. El pri-mero se realizaba para disparar el pozo en elcasquete de gas, el segundo se efectuaba paracorrer los filtros de arena en una sarta de produc-cin intermedia y el tercero tena como objetivocorrer la vlvula de control de flujo, con el empa-cador de produccin y la tubera de produccinhasta la superficie.14 Este proceso de instalacinsecuencial largo deja expuestos los disparos delcasquete de gas por un tiempo prolongado, expo-niendo el casquete de gas a dao de formacin ygenerando inquietudes relativas a la seguridaddel control de pozo. Adems, para minimizar losproblemas de control de pozo, debi colocarseuna pldora de lodo pesado para matar el pozodonde se disparara el casquete de gas, lo quegeneraba daos potenciales al yacimiento, pro-blemas de limpieza y la necesidad de eliminar lapldora de lodo de alta densidad.

Para encarar los objetivos de reduccin de loscostos de terminacin de pozos en el Campo FramVest, proteccin del medio ambiente y maximiza-cin de la seguridad y la productividad de lospozos planteados por Norsk Hydro, Schlumbergerdesarroll un sistema natural de levantamientoartificial por gas que implica un solo viaje (arriba,a la izquierda). Este sistema se logr a travs dela integracin de la vlvula de levantamiento arti-ficial por gas controlada hidrulicamente y losfiltros de arena de primera calidad en un soloensamblaje operado con la tubera de produccin.Adems se instalaron pistolas de disparo en elexterior de la tubera de terminacin, de maneraque todos los dispositivos de terminacin pudie-ran bajarse en un solo viaje.

Para el control de flujo, una vlvula modifi-cada de control de flujo hidrulico, recuperablecon cable, permiti el acoplamiento de la entradade gas a los filtros de arena. Una vez finalizada lamaniobra de instalacin y asegurado el colgadorpara la tubera de produccin en el cabezal delpozo, se aplic presin al espacio anular y luegose liber esa presin para disparar las pistolas(caones) instaladas en la tubera de produccin.Una vez disparadas las pistolas, se aplic presina la tubera de produccin para asentar el empa-cador de produccin.

58 Oilfield Review

> Instalacin de un sistema natural de levantamiento artificial por gas con un solo viaje, en el CampoFram Vest. El empleo de este sistema natural de levantamiento artificial por gas (izquierda) permite bajarlos dispositivos de levantamiento artificial por gas, disparar el pozo y asentar los empaca do res, todo en unsolo viaje. El mapa (derecha) muestra los campos submarinos Troll y Fram Vest de Norsk Hydro.

Empacador

Filtros de arena

Disparos

Empacador

Disparos en elcasquete de gas

Zona depetrleo

Casquetede gas

Terminacin en agujerodescubierto con filtros de arena

Pistolas de disparo

Vlvula de controldel flujo

Tubo de flujo queconecta los filtrosde arena a la vlvulade control del flujo

Flor

Mongstad

Campo Troll

Troll WestCampo Fram

Fram Vest

Sture

Bergen

M ar d e

l N o r t e

14. Como medida de seguridad, los filtros (cedazos) dearena se corren habitualmente en cada zona de petrleoy son requeridas en todas las operaciones determinacin de pozos de gas.

15. Raw I: One Trip Natural Gas Lift Solution BrightensPicture for Marginal Oil Reserves, Scandinavian Oil-Gas Magazine, no. 7/8 (2004): 99101.

16. Scott S: Artificial LiftOverview, Journal of Petroleum Technology 58, no. 5 (Mayo de 2006): 58.

Zona A de petrleo

Zona B de petrleo

Zonade gas

Disparos

Filtros dearena

Tubera de produccin

Tubera de revestimiento

Vlvula decontrol de flujo

Flujo de gas

Petrleo

Primavera de 2007 59

Se instalaron cuatro sistemas y los cuatropozos de produccin del Campo Fram Vest fueronpuestos en produccin con xito. Las instalacio-nes de los sistemas naturales de levantamientoartificial por gas en un solo viaje, minimizaron losriesgos de dao de formacin y control de pozosrelacionados con la exposicin a la apertura delcas quete de gas. En comparacin con las ope ra -ciones de terminacin convencionales de estecampo, las terminaciones con un solo viaje impli-caron para Norsk Hydro un ahorro de US$ 2.8millones, representando dos das de reduccin deltiempo de equipo de perforacin por pozo. Losahorros fueron generados adems por la reduc-

cin de los costos de los equipos de terminacinde pozos, y la eliminacin de la necesidad de con-tar con una pastilla de ahogo y de la problemticaambiental relacionada con su remocin.15

El xito del sistema natural de levantamientoartificial por gas, instalado en el Campo FramVest con un solo viaje, convenci a Norsk Hydroque podra aplicarse una tecnologa similar delevantamiento artificial por gas con un solo viaje,en muchos otros escenarios de produccin. Porejemplo, en tres pozos de su Campo Vestflanken,Norsk Hydro utiliz una vlvula de control deflujo de 11 posiciones, recuperable con la tuberade produccin, con filtros de arena en pozos

multilaterales para permitir la futura produccinde gas, a altas tasas de flujo, despus de agotadoel petrleo en estos pozos de produccin opera-dos por levantamiento artificial por gas (abajo, ala izquierda). Schlumberger dise una vlvulade control de flujo de alto rendimiento, contro-lada desde la superficie, con cinco posiciones deltamao del estrangulador para permitir el controldurante la fase de produccin de petrleo delpozo. Cuando se tome la decisin de pasar a laproduccin de gas, se abrir totalmente la vlvulapara proveer el rea de flujo mxima requeridapara la produccin de gas.

El horizonte para los sistemas de levantamiento artificial por gasTarde o temprano, todos los pozos de petrleonecesitarn alguna forma de levantamiento arti-ficial para ayudar a los operadores a optimizar larecuperacin. Y el levantamiento artificial porgas sigue siendo el mtodo de levantamientoartificial predominante en el ambiente marino.En aguas profundas, aguas ultra profundas yotras reas remotas, los operadores se encuen-tran con una definicin ms amplia del conceptode levantamiento artificial por gas. En algunosde estos ambientes, el flujo en las conexionessubmarinas largas representa un componenteimportante del sistema de produccin.16 La apli-cacin del mtodo de levantamiento artificial enestas situaciones requiere avances tecnolgicospara asegurar el flujo a travs de estas extensaslneas de flujo.

Adems, la disponibilidad de equipos delevantamiento artificial por gas altamente con-fiables, con rangos de presin de operacin msaltos y capacidades para la colocacin de puntosde inyeccin ms profundos, ser un com -ponente crtico para la optimizacin de laproduccin en estos ambientes exigentes. Lanueva tecnologa de levantamiento artificial porgas de alta presin y flujo optimizado, junto conlas innovaciones introducidas en las vlvulas decontrol de flujo controladas desde la superficie,han allanado el camino para la recuperacinexitosa de petrleo de los campos petrolerossubmarinos y de aguas profundas ms desafian-tes y complejos del mundo.

A medida que los operadores continenexplorando formas de postergar la declinacinnatural de sus activos, los programas de perfora-cin continuarn incluyendo profundidades cadavez mayores. El levantamiento artificial por gassigue siendo una de las aplicaciones clave parala recuperacin de los vastos volmenes dereservas de petrleo del mundo. RH

> Instalacin de un sistema de levantamiento artificial por gas doble propsitoen el Campo Vestflanken. Las vlvulas de control de flujo controlan el flujo delquido desde cada uno de los tramos productores de petrleo. Una tercera vl -vula de control de flujo controla el gas utilizado para el levantamiento natural.Una vez agotadas las zonas de petrleo, la vlvula de control de flujo superiorse abrir totalmente para permitir la produccin de gas en gran volumen desdeel pozo.