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Medición Multifásico para mejorar la incertidumbre de medidas de volumenes de produccion

Julio Figueredo

Inglotech LLC USA

Lo que no se mide no se puede controlar, lo que no se controla no se puede mejorar

AGENDA

1. Problematica/ Concilacion de data media.

2. Medición Multifásico (MPFM).

3. Tecnologias disponibles.

4. Principio de Medición por resonancia magnética (RM).

5. Bombeo Multifásico (MPP).

6. Tecnologias disponibles de MPP.

7. Sinergia MPFM – MPP.

1. Problematica/ Concilacion de data media

• El Balance de masas usando la data de medición de campo, por lo general, no concuerda.

• La Calibración de los instrumentos no es lo suficientemente buena para tener un balance confiable.

• El desbalance en si no es suficiente para identificar las causas de este problema.

• Desviaciones típicas entre el 10% y 20%.

• Poca disponibilidad de data precisa o actualizada.

• El monitoreo tradicional de la condición de flujo de pozos no es continuo, ya que se basa en pruebas de pozos que se realizan en una operación intermitente bajo demanda.

• El uso de un sistema de prueba de pozos para medir la producción causa un retraso en el análisis de pozos y diagnósticos, aumentando la producción diferida.

• El uso de tanques de pruebas o separadores implica la acumulación de fluido y un lazo de control de nivel, lo que hace casi imposible conocer el perfil detallado de la producción del pozo.

• Intervención manual excesiva durante la prueba del pozo, lo que traduce en mayor incertidumbre en la medida.

• Con el uso de separadores se hace difícil seguimiento de los resultados de la intervención en cada pozo.

• Gran espacio utilizado por los separadores de pruebas y los tanques.

• Los resultados promedio obtenidos de los separadores de pruebas no proporcionan evidencia del comportamiento dinámico de los pozos.

1. Problematica/ Concilacion de data media

• Cuando el corte de agua es demasiado alto, la incertidumbre relativa del crudo neto tiende a infinito, lo que evita un monitoreo y cuantificación precisa de la producción, especialmente en aplicaciones de recuperación de crudo terciario.

• El volumen excesivo de agua tiene que ser transportado y procesado en la facilidad de tratamiento principal.

• Las condiciones cambiantes en el campo producen frecuentemente fallas o insuficiencia en las unidades de proceso debido a que las condiciones actuales están demasiado lejos de las condiciones de diseño, por lo que se requiere de calibraciones y/o ajustes más a menudo.

• Los gastos de reemplazo de unidades de proceso suelen ser muy altos u operacionalmente inconvenientes.

1.1 Otra problemática:La gestión del reservorio es difícil. En los campos maduros de producción, la cantidad de agua producida junto con el aceite generalmente aumenta. Sinembargo, con un corte de agua elevado, el costo del manejo del agua llega a superar el rendimiento adicional del aceite de un pozo. Llevando esto acerrar pozos que todavía pueden producir, ya que cerrándolo más tarde puede resultar en pérdidas - la rentabilidad se convierte en una cuestión detiempo.

1.2 Solución:Gracias a las tecnologías de medición Multifásica, donde algunos de estos dispositivos son capaces de medir con precisión fracciones muy pequeñas deaceite en agua en tiempo real. Por lo que pueden entregar los datos “just-in-time” para tomar la decisión crucial de cerrar un pozo en el momento enque deja de ser rentable, y no antes.

2.Medición Multifásico en la produccion petrolera

Los pozos produce una mezcla de aceites, agua y gas.

La produccion de múltiples pozos se transportan por una linea de produccion principal.

Informaciones necesaria sobre los distintos flujos, por pozo de forma individual:

• Asignación de produccion.

• Optimización de produccion.

• Prueba de pozos.

2. Medición Multifásico en la produccion petrolera

Separadores de Pruebas

• Manifold de prueba con líneas de bypass• Se puede realizar selección Individual de pozo• Medidores de una fase para medir aceite, agua y gas

Nota:

• Configuracion Voluminosa Requiere grandes espacios Tiempo de estabilización largo

• Mantenimiento Regular requerido Válvulas Calibración de medidores

• Rangeabilidad limitada con respecto a los índices de producción:

Variaciones de pozo a pozo Variaciones constantes


Medidores Multifásico

• Remplaza un separador de prueba.

• Manifold de prueba y línea de prueba, los cuales son necesarios para poder realizar pruebas a cada pozo.

• Beneficios en cuanto a ahorros en: Espacio Peso y tamaño Costos Tiempo para la realización de las pruebas


Múltiples Medidores Multifásico

• Un medidor Multifásico por pozo.

• Reemplaza el separador de pruebas y el Manifold de pruebas.

• Instalación más cercana al cabezal del pozo es posible.

• Continuo monitoreo de índices de producción: Pruebas de Pozos Aseguramiento de flujos Asignaciones


Flujo Multifásico

• Flujo Complejo, con diferentes regímenes de flujo

• Condiciones de flujo altamente no-estacionario.

• Variaciones del contenido de Gas (GVF) y corte de Agua (WLR).

2.Medición Multifásico en la produccion petrolera

Flujo Multifásico





Flujo Multifásico




3. Tecnologias Disponibles

Medición Bi-fásica / Alternativa a la Medición en el pozo

Algunas Tecnologias que pueden manejar fluidos bifásicos

• Coriolis

• Sonar

• Híbridos


• Separación (parcial): Enfocado en patines

Separación (parcial) en flujos de gas rico y líquido rico

Combinación de varios principios de medición

In-line:

• Combinación de varios principios de medición: Venturi Rayos Gamma Capacitancia/conductancia

• Modelos Matemáticos Relaciones Empíricas.

• Algunos requieren de mezclado


Separación Parcial In line Tradicional In-line RM

Rumbo a la obsolescencia Método conocido y popular Método innovador

Requiere Separación - Mide cada fase individualmente

Sin Separación Sin Separación

Combinación de Múltiples Principios de Medición Combinación de Múltiples principios de Medición Un solo principio de medición: Resonancia Magnética

No Radiactivo Radiactivos o No Radiactivos No Radiactivo

Continuo Mantenimiento y Calibración de los componentes y medidores

No Radiactivos: Requieren información de campo actualizada de forma continua

Calibración en Línea con producto a ser medido en sitio

Rangeabilidad Limitada – Típico: 1:10 Amplia Rangeabilidad - Típico: 1:20 Amplia Rangeabilidad - Típico: 1:60

Alta Incertidumbre Incertidumbre Moderada Baja incertidumbre

Alta Caída de Presión Baja Caída de Presión – Típico: 1 Bar Sin Caídas de Presión – No Intrusivo

Diseñado para cada aplicación, si las condiciones actuales difieren a las de diseño, se incrementa la

incertidumbre de medida

No Radiactivos: dependiente de las características de los fluidos, salinidad, densidad, conductividad,

etc.

Inmune a los cambios de características de los fluidos, densidad, salinidad, conductividad, etc.

Alto Mantenimiento Bajo Mantenimiento Bajo Mantenimiento

Medidores Multifásico Tabla Comparativa


3.1 Medidores Multifásico / Separación Parcial

Incertidumbre típica: Gas: 10%Líquidos: 5% a 8%

Diseñado para cada aplicación, si las condiciones actuales difieren a las de diseño, la incertidumbre de la medida aumentará.


3.2 Medidores Multifásico / In-line

Medidores Compactos con combinación de principios de medición

No radiactivos:Incertidumbre Típica: Gas: 8% a 12%Líquidos: 5% a 10%

Radiactivos: Incertidumbre Típica:Líquidos: 2% a 4%Gas: 4% a 8%Bajas Viscosidades



Medidores Compactos con combinación de principios de medición (Venturi – Coriolis)

Incertidumbre Típica: Gas: 5% a 10%Líquidos: 2% a 8%Manejo de 0-100% de GVF y 0- 100% de WRLViscosidades entre 1-2000 cPsDos Modelos, Alta y baja viscosidad.



Resonancia magnética

Incertidumbre Típica:Gas: 2% a 5%Líquidos: 1% a 2%Manejo de 0-98% de GVF y 0- 100% de WRLViscosidades entre 3-2200 cPs

4. Principio de Medición por resonancia magnética (RM).

La resonancia magnética es un fenómeno el cual permite la medición de los átomos de hidrogeno, cuando es colocado en un campo magnético y estimulado con un pulso de Radio Frecuencia

El Principio:• Aceite, agua y gas contienen átomos de hidrogeno.

• En un campo magnético los protones: Se alinean al aplicar un campo magnético En torno a las líneas del campo magnético (frecuenciaproporcional a la intensidad del campo magnético).

• Cuando se irradia con ondas de radio de la mismafrecuencia, los átomos resuenan (reaccionan a laseñal de RF)

• Los Protones absorben y re-emiten la energía deradio a la misma frecuencia. La señal emitida esproporcional al numero de protones.

4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM).

Resonancia magnética (principio)

Cuando colocamos un átomo de hidrogeno en un campo magnético y se estimula con un pulso de Radio Frecuencia, permite medir laseñal de RM de los átomos de hidrogeno.


Resonancia magnética: Tres pasos secuenciales

1. Crear red de magnetizacion.

2. Exitar átomos de hidrogeno con pulsos de RF.

3. Detectar la señal de RF emitida por los protones del hidrogeno durante el retorno al equilibrio

Tres propiedades importantes de los fluidos

1. Acumulación de Magnetización T1 (tiempo de relajación)2. Decaimiento de la señal de Eco T2 (tiempo de relajación)3. Amplitud de la señal de Eco HI (Índice de Hidrogeno)


Medición de flujoEn el Medidor de Flujo nosotros necesitamos principalmente 2 componentes o propiedades:

1. La fracción (λ) de aceite, agua y gas, en la sección de medición.

2. La velocidad (v) a la que viaja el fluido

Con esta data se puede calcular los índices volumétricos de flujo (Q)


Medición de la velocidad del flujo


Medición de la fracción de fluido


Medición de la fracción de gas


Medición de aceite y agua

El aceite se magnetiza rápidamente

Mientras que el agua se magnetiza mucho mas despacio

De la relacion entre las senales medidas, las fracciones de aceites y agua se pueden determinar

Magneto Principal --->Para medir el aceite

Todos los magnetos--->Para medir el agua y aceite


Medición de la velocidad del gas

• Aplicando gradientes magnéticos:

La fuerza del campo magnético es función de la altura.

La frecuencia de resonancia es función de la altura.

• Sintonizar la frecuencia de RF a las diferentes “rebanadas”

• El perfil de velocidad puede ser medido

• Mientras que el agua se magnetiza mucho mas despacio


Medición de la velocidad del gas

• Aplicando gradientes magnéticos:

• Sintonizar la frecuencia de RF a las diferentes “rebanadas”

• El perfil de velocidad puede ser medido


Resumen de la medición del flujo

Un solo principio de medición:

Resonancia magnética

Cuatro “pasos”

Decaimiento Convectivo velocidad del liquido

Longitud de magneto relacion aceite-agua

Amplitud de señal fracción de liquido y gas

Imagen / rebanada velocidad de gas


Resumen de la medición del flujo

La fracciones de aceite, gas y agua es conocidas

La velocidad del aceite, gas y agua son conocidas

El Índice de Flujo Volumétrico de aceite, gas y agua pueden ser determinados

5. Bombeo Multifásico

Medidor Multifásico de prueba

Reemplaza el Separador de Prueba

• Requiere Manifold de Prueba y Líneas deprueba para cada pozo.

• Separador de Produccion.

• Medidores monofásicos (Agua, Aceite, Gas).

• Compresor o Flare.

• Bomba de Crudo.

• Bomba de Agua

5.Bombeo Multifásico

Medidor Multifásico + Bomba Multifásica

• Remplaza separador de produccion.

• Reemplaza Compresor y Bombas de Crudo y agua

• Ahorros en: Espacio físico

Peso y tamaño

Costos, Mantenimiento

Líneas de transportación

Caídas de presión

Energía


Medición Multifásico en la produccion petrolera

5. Bbombeo Multifásico

Típica facilidad de superficie para produccion de crudo


Típica facilidad de superficie para produccion de crudo con MPP


Incrementa Produccion:• Incrementa produccion reduciendo la contra-presión; típicamente hasta un 30% de incremento del flujo de los pozos

Extiende la Vida del Pozo:• Reduce la declinación de produccion de los pozos y los restaura a una producción óptima; Mejora el rendimiento yasí extiende la vida de producción.

Optimizar las líneas de flujo de superficie:• Previene contrapresión de pozos de alta presión a pozos de baja presión, optimizando y extendiendo el uso de laslíneas de flujo existentes.

Reduce la necesidad de espacio físico:• Minimiza la superficie de las instalaciones y su complejidad.

Portabilidad:• Proporcionar portabilidad y flexibilidad a equipos de superficie para futuras ampliaciones en campo.

Optimiza los presupuestos de Proyectos:• Disminución de CAPEX y OPEX• Aumentar la fiabilidad, disponibilidad y flexibilidad operativa

Beneficios

6. Tecnologias disponibles de MPP

Oleoducto de transferencia con contenido de gases MP-PCP Serie

Sistema de MPP – Componentes principales

MP-TSP Serie

7.Sinergia natural MPFM y MPP

Produccion aumentada a la tuberíaProduccion de los pozos

Inglotech – MPP/MPFM Solución integral

7.Sinergia natural MPFM y MPP

La integración de ambos controladores, MPP y MPFM, permite la validación de las mediciones, y un diagnóstico efectivo del sistema MPP, laproducción y su transportación.

La medición del caudal Multifásico, permite al usuario controlar y cuantificar la producción total de manera continua y optimizar laproducción de los pozos de forma individual

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