medidor multifasico topflow rev1
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Innovative Technologies, Creative Solutions
Tecnologia de Medicion Multifasica
Gerenciamiento de
Produccion y Reservorios
Innovative Technologies, Creative Solutions
Tecnologia de Medicion Multifasica
Medidor TOPFLOW
Flowsys patented
Innovative Technologies, Creative Solutions
Breve historia de Flowsys
• Fundada en Marzo de 1999
• Oficinas establecidas en Bergen, Noruega y Houston, Texas
• Extensa y comprobada experiencia en Medicion multifasica de sus fundadores
• Dedicada al desarrollo de medidores de superficie, submarinos y fondo de pozos
• Luego de extensas pruebas, comienza su mercadeo en 2001/2002
• Trabaja a traves de alianzas a nivel mundial
Innovative Technologies, Creative Solutions
Alianzas corporativas de largo plazo
Pietro Fiorentini SpA
– Fabricacion y distribucion del TOPFLOW
– Oriente Medio y FSU
FMC Measurement Technologies Inc.
– Fabricacion y distribucion del TOPFLOW
– Resto del Mundo
– SUBFLOW – aplicacion submarina- todo el Mundo
Desarrollo
Fabricacion
Distribucion
Halliburton
– Medicion multifasica movil terrestre (FastQ)
Innovative Technologies, Creative Solutions
Por que un medidor multifasico ?
•Monitoreo Continuo de los flujos de todos los
pozos
•No hay necesidad de separar crudo, agua y gas
antes de medir los flujos
•Respuesta inmediata a los cambios de flujo (e.g.
gas or water breakthrough). Alta velocidad de
respuesta en variables electricas
•Optimizacion en las operaciones de gas lift
•Permite disponer de los separadores existentes
para otras tareas
•Reduce drasticamente los costos de operacion y
mantenimiento
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Por que un medidor multifasico II
• En forma portable permite testear pozos remotos sin separadores
de ningun tipo
• Muy apropiado para medicion en plataformas:
- requerimientos minimos de espacio y poco peso ( 150 kgs
aprox)
- no hay necesidad de lineas de test (incrementa la eficiencia del
test del pozo)
- reduce costos de mantenimiento y operacion
• No hay necesidad de usar quimicos para acelerar la separacion de
fluidos antes de medir
Innovative Technologies, Creative Solutions
Cual es el desafio?Medir flujo instantaneo , que a diferencia de un fluido de simple fase, de comportamiento newtoniano se presenta multifasico:
•Regimenes de flujo sumamente complejos
•burbujas, revuelto, tapones, anulares, y combinaciones de ellos
•Tres “incognitas”
•Crudo , agua y gas deben ser medidos al mismo tiempo
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TopFlow Multiphase Meter
Innovative Technologies, Creative Solutions
Criterio de desarrollo del producto
• Bajo costo de fabricacion permitiendo ofrecer un precio atractivo para el usario
• Tecnologia NO radiactiva
• Aplicacion de tecnologia probada y confiable combinada de un modo innovador
• Exactitud igual o superior a los medidores existentes
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Desventajas de las fuentes radiactivas• Riesgos ambientales que las politicas
empresariales buscan evitar
• El usuario debe hacer un riguroso seguimiento de la fuente
• Incrementa los costos de transporte: dos embarques en vuelos separados sin pasajeros
• El operador necesita permisos especiales
• El operador debe entrenar a personal calificado
• Sweep tests at regular intervals
• Tiempo de respuesta muy lento comparado con mediciones de variables electricas (15:1)
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Solucion – Venturi de garganta extendida
• Presion diferencial medida en el Venturi
• Capacitancia medida desde los electrodos insertos en la garganta del Venturi (para flujos crudo continuo solamente).
• Conductancia medida desde los electrodos insertos en la garganta del Venturi (para flujos agua continua sol.).
• Correlacion cruzada demediciones de Capacitancia o Conductancia para la determinacion de velocidad
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Corte interior
PEEK Insulators High Pressure feed-
throughs
Capacitance Electrodes
Diff. Pressure
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Principio de operacion
Capacitancia /Conductancia
Venturi (dp)
Corte de agua
Fraccion de gas
Correlacion-X ( velocidades de mezcla de Liquidos de burbujas de gas )
flujo de crudo
flujo de agua
flujo de gas
Modelo de
fracciones
Modelo de flujos
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Set de ecuaciones
Fracciones
1. Cap/CondCap/Cond = ƒ(Gas Frac , Oil Frac , Water Frac , εoil/σwater )
2. DensityDensity = ƒ(Gas Frac, Oil Frac, Water Frac, DensGas, DensOil, DensWater)
3. Gas Frac + Oil Frac + Water Frac = 100%
Flujos
1. Oil Flow = Area • Liquid velocityLiquid velocity • Oil Frac
2. Water Flow = Area • Liquid velocityLiquid velocity • Water Frac
3. Gas Flow = Area • Gas velocityGas velocity • Gas Frac
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Se define como gotas de agua en un flujo mayoritariamente crudo (corte de agua <70%)
El flujo “Crudo continuo” es electricamente aislante
Gotas de aguaGotas de agua
Fase crudoFase crudo
Fase GasFase Gas
Flujo Crudo Continuo
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Medicion de Capacitancia
Capacitancia
mimi
xx
distanciaArea
LongitudArea
Cap mix0
mixmix : Constante dielectrica de la mezcla
00 : constante
dielectrica del vacio
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Constante dielectrica : Permitividad
Importante diferencia entre Importante diferencia entre el agua e hidrocarburosel agua e hidrocarburos
Unit:Unit:
: : ( F/m )( F/m )
100%GVFGVFGVFGVF
mixmixmixmix
gas=1,0
agua
70-81
oil 2,2
Transicion crudo/agua continua(50 - 70% corte de agua)
0% corte de agua
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Se define como gotas de crudo en un flujo mayoritariamente agua ( corte de agua > 70%)
El flujo “ agua continua” es electricamente conductor
Gotas de crudoGotas de crudo
Fase aguaFase agua
Fase gasFase gasFase gasFase gas
Flujo Agua continua
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Medicion de Conductancia
mixmix
Resistancia
distanciaArea mix mix : conductividad de la
mezcla
AreaResLongitud
)(mix
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Conductividad
100%
Fraccion de Fraccion de aguaaguaFraccion de Fraccion de aguaagua
mixmixmixmix
agua
Unit:Unit:
: : ( S/m )( S/m )
La Conductividad no “ve” la diferencia entre crudo y agua.
Hay una relacion fija entre conductividad de la mezcla y la fraccion de agua
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Densidad
Flujo masico = Densidad ∙ flujo volumetrico
Densidad = flujo masico / flujoVolumetrico
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Medicion de Flujo Masico (kg/h, tons/dia)
Ejemplos tipicos• Venturi • Correolis meters
Flujo Masico = Funcion del dP en la garganta del Venturi
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Flujo Volumetrico (m3/h, BPD)
Ejemplos tipicos• Turbinas• Medidores de desplazamiento positivo• Vortex • Medidores de velocidad (Ultrasonicos,
correlacion cruzada) :
flujo volumetrico = Area * Velocidad
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Densidad
Flujo masico = Densidad ∙ flujo volumetrico
Densidad = flujo masico / flujoVolumetrico
El flujo masico es medicion directa del Venturi
El flujo volumetrico lo calculo a partir de la velocidad del fluido
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Corte interior
PEEK Insulators
High Pressure feed-throughs
Capacitance Electrodes
Diff. Pressure
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Senales de flujo Capacitancia/Conductancia
Upstream electrode
Downstream electrode
tiempo (4 segundos)
La salida varia segun la condicion del regimen de flujo
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Velocidad
dd
Upstream electrodeDownstream electrode
Calculo de Velocidad
d
Velocidad
TimeTime
corrimiento de tiempo entre senales
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Manejo de ”Slips” de velocidades
Tiempo
1/C
ap
acit
an
ce
Upstream electrode
Downstream electrodeLow GFVLow GFV
High GVF
• El desfasaje debe ser medido – no estimado !• Velocidades no pueden ser consideradas constantes!
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el Venturi se redefine como un medidor de densidad
dPdPdPdP
VelocityVelocityVelocityVelocity
2VelocitydP
Kmix
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Densidad
Importante diferencia entre liquidos y gases
100%GVFGVFGVFGVF
mixmix
gas
agua
crudo
100% corte de agua
0% corte de agua
Unit:Unit:
: : (kg/m(kg/m33 ) )
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El proceso de calculo en cuatro pasos
1. Flujo Volumetrico = A ∙ Velocity (X-Corr)
2. Flujo Masico = f (dP, Dens) (Venturi)
3. Densidad = Flujo Masico/ Flujo Volumetrico
4. Se determina Gas% and Corte de agua basado en Densidad y Permitividad /Conductividad
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Descripcion del sistema
DP
Capacitive/Conductive
Sensor-electronics
TP
Computer Interface Enclosure Industrial Computer
Ex-barriers
"FlowSysComputerInterfaceBoard"
24V Power Supp;y
Digital dataacquisition board
Analogt data acquisition board
DataCalculation
Data Presentation
Area clasificada Area
Segura
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Unidad de procesamiento de datos
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Rango de operaciones
El medidor TopFlow puede operar dentro del rango de valores limites de acuerdo al siguiente criterio
– Limite maximo
El transmisor de presion diferencial no debe saturarse, normalmente el limite es fijado en 1000mBar
La velocidad en la linea no debe exceder los 25m/s
– Limite minimo
La presion diferencial minima no debe ser menor a 30mBar
La velocidad superficial de liquido (flujo liquido /Area) debe ser mayor a 0.6 m/s
0,6 m/sec corresponde a 10m3/h en un linea de 3” pipe.
– Maximo GVF
95%
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Rango de operacion continuacion
– Rango de temperatura
Para la electronica de los sensores (temperatura ambiente : -20degC - 60degC)
Temperatura de fluido: 0degC - 204degC.
– Rango de presion
max 690 bar
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Rango de Operacion
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
0 5 10 15 20 25
Actual Gas Flow Rate / Pipe area [ m/s ]
Liqu
id F
low
Rat
e / P
ipe
area
[ m
/s ]
Max limit
Min limit
DP Min limit
VLS = 0,6 m/s
GVF = 97 %
Operational RangeTopFlow Multiphase Meter
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Tabla de incertidumbre en la Medicion
GVF Range (%) 0-25 25-60 60-70 70-85 85-93 93-97
Liquid Flow Rate 5% 7% 10% 15%
Gas Flow Rate - 10%
Water-Cut 2% 3% 5%
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Requerimientos de Instalacion
• Es importante seguir con atencion todas las recomendaciones de instalacion.
• El exito de la medicion depende en gran medida de estos procedimientos
• Ejemplos de instalaciones correctamente realizadas:
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Requerimientos de Instalacion????
3” Meter
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Requerimientos de Instalacion
• El flujo debe ser en sentido vertical ascendente
• No necesita mezcladores o “T” ciegas a la entrada
• No requiere tramos rectos especiales ni aguas arriba ni aguas abajo
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Instalaciones/tests en Campo
• Trecate, Agip, Italy (Feb 2001)
• Rabi, Gabon, Shell (May 2001)
• Petronas, Malaysia (Mar 2002)
• Halliburton, Algeria (Mar 2002)
• Val d’Agri, Agip, Italy (May 2002)
• Petrobras, Brazil (Oct 2002)
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Continuacion
• Caltex, Duri, Indonesia (Nov 2002)
• Caltex, Bekasap, Indonesia (March 2003)
• TFE, Indonesia (Feb 2003)
• Halliburton, Russia (2003)
• Aramco, Saudi-Arabia (2003)
• Trecate, Italy (May 2003)
• Conoco-Philips, Canada (Sep 2003)
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Gabon - Shell - May 2001
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Daqing, China - Shell - Sep 2001
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TopFlow Multiphase meterAGIP, Trecate, Italy February 2001
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Aplicaciones
• Reemplazo de separador de test
• Medicion de produccion total de bateria
• Separador de test en plataformas
• Control de gas lift
• Test de pozos remotos
• Servicios de unidades moviles
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Halliburton skid portante
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Bekasap, Caltex Indonesia – March 2003
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Comparacion de tiempos de ejecucion Segun las principales companias de
Servicios
Movil = 36 Horas
0Multifasico = 4 Horas
estacionario = 20 Horas
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Separador de test
•Intervalo aprox. entre tests. 10-30 dias
•No es muy preciso para pozos remotos
•Flujos desde los pozos pueden variar cuando se los deriva a los separadores (resultando una medicion no representativa del flujo real).
Medicion multifasica convencional
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Aplicaciones de medicion multifasica1ra generacion de
medicion multifasica
•Reemplazando el separador de test
•Intervalo aprox de tests. 1-7 dias
•Minimo requerimiento de espacio y poco peso
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• Mounted onto each well
• Enables non-radioactive, real-time monitoring of each individual well
Topside application
Aplicacion del medidor TopFlow en el Mercado
TopFlow
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Optimizacion de Gas lift
Gas Lift
Liquido producido
Cantidad optima de gas lift
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Optimizacion en Gas lift
pozo
Medidor multifasico PCDA
Calculo del nuevo valor de gas lift a
inyectar
Ajuste del gas lift
inyectado
Mediante la medicion continua multifasica, es posible determinar eficientemente el valor optimo de gas lift a inyectar
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User Interface Software
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Datos a ingresar
• Densidad del crudo
• Densidad del agua
• Densidad del gas
• Permitividad del crudo
• Conductividad del agua
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Datos PVT
• factor de encogimiento del crudo
• Compresibilidad del gas
• GOR
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Datos de Proceso
Es importante recibir del usuario los datos de proceso para dimensionar/cotizar un medidor
– Flujos estimados
Valores esperados de flujos es necesario para estimar el tamaño correcto del medidor
No es recomendable dar promedios, si mas de un pozo sera medido por el mismo medidor, se necesitan datos individuales
– Condiciones de presion y temperatura
Particularmente importante es la presion de operacion, ya que afecta mucho las condiciones
de flujo del gas
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Mantenimiento
– Transmisores de campo
Procedimientos standard de mantenimiento
– electronica de los sensores
No se esperan corrimientos importantes
Se recomienda un chequeo estatico cada año hasta verificar la estabilidad operativa del equipo.
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Mantenimiento
– Electronica del Sensor, chequeo estatico
Gas/Aire: Permitividad = 1,0
Valores entre 0,98 y 1,02 son aceptables
Crudo : Permitividad deberia ser mayor que 2,2 dependiendo del tipo de crudo
Valores entre 2,0 y 2,4 son vistos
Chequear que el valor de observado sea dentro del 0,05 de la permitividad medida previamente (durante la puesta en marcha)
Conductividad del agua
Chequee que el medidor pase al modo de medicion fase agua continua y que la conductividad en esa condicion este dentro del 10% de la conductividad del agua con su respectiva salinidad.
Generalmente cuando se realiza un chequeo estatico es importante que el medidor este completamente lleno de alguna fase pura de los fluidos de la mezcla, crudo , agua o gas; el mismo debera permanecer al menos media hora para asegurarse la estabilidad de temperatura
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TopFlow Multiphase Meter
•Precio muy atractivo•Solucion No-radiactiva•Diseño Compacto•Bajo peso
•Diseño: On-line unico, apto para futuras mejoras y ampliacion de aplicaciones•Alta exactitud y confiabilidad•Medicion en tiempo real•Requerimientos de matenimiento minimos
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FMC Multiphase Measurement
Technology
Preguntas??
Muchas Gracias