Presentacion 1 Medicion Multifasica Foro de Medicion

Foro de Lineamientos de Medición México 2012

Medición Multifásica (MM) de Pozos y Corrientes de Flujo

Grupo de Medición de PEP

Ing. Ricardo Alfaro Grajeda


Índice

1.- Objetivos 2.- Introducción 3.- Tecnologías y principios de operación 4.- Particularidades técnicas de la MM 5.- Estatus de su aplicación en PEP 6.- Confiabilidad de los resultados de medida 7.- Incertidumbre de medición 8.- Conclusiones


1.- Objetivos

• Presentar un bosquejo de la aplicación de las tecnologías de medición multifásica para cuantificar la producción de pozos y corrientes de flujo. • Presentar un análisis de la confiabilidad de los resultados de medida con MM y un resumen de la incertidumbre asociada.


2.- Introducción En la industria petrolera se conoce como “medición multifásica” al proceso de determinar los volúmenes de aceite, gas y agua congénita producidos por un pozo o un grupo de pozos (corriente de flujo), sin necesidad de separarlos previamente. Los medidores multifásicos pueden proveer un monitoreo eventual o continuo del comportamiento de los pozos y de este modo, tener una mejor explotación de los yacimientos.


2.- Introducción

Según la publicación “Handbook of multiphase flow metering” de la Sociedad Noruega para Medición de Aceite y Gas, a nivel mundial muchos medidores han sido desarrollados desde principios de los 80’s por organizaciones de investigación, fabricantes de medidores y compañías de producción de aceite y gas. Los prototipos han sido diferentes en diseño y función. Algunas líneas de desarrollo han sido abandonadas, mientras que algunos medidores se han hecho comerciales. Por su parte, el número de aplicaciones y usuarios se están incrementando rápidamente. Actualmente no se cuenta con una normatividad para su diseño y operación.


3.- Tecnologías y principios de operación

Marca y modelo Tecnologías y principios de operación

Roxar MPFM 1900

• Flujo vertical ascendente • El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi • La densidad de la mezcla se mide con fuente/detector

de rayos gamma • El contenido de agua se determina con sensores

capacitivos/inductivos

Schlumberger

PW Vx

• Flujo vertical ascendente • El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi • La fracción de cada fase y la densidad de la mezcla se

mide con fuente/detector de rayos gamma

Algunas marcas y modelos conocidos en PEP son:


3.- Tecnologías y principios de operación

Marca y modelo Tecnologías y principios de operación

Agar MPFM - 300

• El flujo de la mezcla se mide con un medidor de desplazamiento positivo

• La fracción de volumen de gas se mide con un tubo Vénturi

• El contenido de agua se determina con tecnología de absorción de microondas

MPM

• Flujo vertical ascendente • El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi • Un sistema de tomografía (sensores de

radiofrecuencia de espectro amplio) mide el corte de agua y la distribución de las fases en la sección transversal.

Otras marcas y modelos son:


4.- Particularidades técnicas de la MM • Los sensores aportan datos medidos continuamente del gasto de la mezcla, densidad de la mezcla y contenido de agua, principalmente. • El usuario ingresa al sistema de cálculo, los valores de la densidad de cada fase y de algunas otras propiedades de los fluidos, dependiendo de la marca del MM. • Esta información se utiliza en algoritmos y sistemas de ecuaciones, para obtener los primeros resultados. • Se miden inicialmente gastos volumétricos a condiciones de flujo. • La conversión de los gastos a condiciones base, requiere de datos PVT confiables, representativos de la corriente a medir. • También se utilizan transmisores de presión y de temperatura, para medir estas variables en tiempo real.


5.- Estatus de su aplicación en PEP

Cada vez más se utilizan en PEP los medidores multifásicos para el aforo de pozos y corrientes de flujo. Aunque se han adquirido algunos equipos, la mayor parte de las aplicaciones se lleva a efecto por medio de contratos de servicio. La siguiente tabla muestra la situación general de su aplicación en PEP.

MARCA ROXAR

MPFM

1900/WET GAS

SCHLUMBERGER

PHASE TESTER Vx

AGAR

MPFM-300

MULTIPHASE

METERS (MPM) ZONA

REGIÓN NORTE NO NO SI NO

REGIÓN SUR SI SI NO NO

REGIÓN MARINA NORESTE SI SI NO NO

REGIÓN MARINA SUROESTE NO SI NO NO


6.- Confiabilidad de las mediciones

La tecnología de medición multifásica es compleja y tiene sus limitaciones; la principal de las cuales es la incertidumbre de los volúmenes medidos, que es mayor en comparación con la medición convencional con fases separadas. Actualmente, un separador de prueba puede ser diseñado con medidores e instrumentación que será capaz de medir la fase de gas con una incertidumbre estimada mejor que 5%, potencialmente tan baja como 2% y 1% para las fases de gas y aceite respectivamente, si se hace el esfuerzo para optimizar la instrumentación y la separación es ideal. Por su parte, los fabricantes de medidores multifásicos ofrecen en sus hojas de especificaciones incertidumbres de 3 al 5% para el gasto de líquidos; de 5 al 8% para medición de gas y del 2 al 5% en el contenido de agua.



Separador Placa Orificio

Tanque

Pozo

Medidor

Multifásico

Separador Placa Orificio

Tanque

Pozo

Medidor

Multifásico

Diagrama de flujo de un sistema de prueba para medidores multifásicos



Se debe contar con adecuadas instalaciones auxiliares de prueba para permitir la calibración (y ajuste, si es necesario) y verificación durante la operación para asegurar la confiabilidad de las mediciones en todo momento. Si no se lleva a cabo esta verificación periódica, se debe esperar que la incertidumbre de la medición se incremente. La manera recomendada de probar su confiabilidad es comparando sus resultados contra un separador de prueba, fijo o móvil. MM PARA ASIGNACIÓN DE PRODUCCIÓN (ALLOCATION MEASUREMENT) Para esta aplicación, usualmente se imponen requerimientos más fuertes en términos de incertidumbre de medición, calibración de instrumentos y muestreo representativo de fluidos.



Separador de prueba y de producción o grupo. Arreglo de cabezales típico.


7.- Incertidumbre de medición

Los cálculos para la estimación de la incertidumbre asociada a los volúmenes obtenidos con la medición multifásica, se deben efectuar con base en el procedimiento descrito en la GUM (guía para la estimación de incertidumbre) de la ISO. Dado que los medidores multifásicos son sistemas muy complejos y extensos que consisten en varios subsistemas y elementos primarios de medición que están integrados, pudiera no ser posible hacer una evaluación cuantitativa completa de la incertidumbre asociada. Lo anterior es porque las mayores fuentes de incertidumbre en estos medidores están relacionadas a condiciones y regímenes de flujo multifásico poco cuantificables. Por esto, la evaluación de la incertidumbre debe incluir también los resultados de pruebas de laboratorio y pruebas de campo independientes



MAGNITUDES DE INFLUENCIA

Se recomienda que se efectúe una evaluación cualitativa (y cuantitativa si es posible) para considerar las magnitudes de influencia de la MM. Las magnitudes de influencia son magnitudes que no son el mensurando, pero que afectan al resultado de medición. Ejemplos de magnitudes de influencia en la MM son: • Regímenes de flujo • Variaciones en la salinidad • Aditivos (emusificantes, inhibidores de parafina, inhibidores de corrosión) • Caída de presión • Vibraciones • Propiedades de los fluidos • Variaciones de presión y temperatura • Efectos de la instalación • Arena



COEFICIENTES DE SENSIBILIDAD

Para determinar cómo afectan las magnitudes de influencia en las mediciones, se deben calcular o estimar los coeficientes de sensibilidad, los cuales describen cómo la estimación de la salida varía con los cambios en el valor de una estimación de entrada o cantidad, y debe obtenerse para cuantificar el efecto de estos factores en la incertidumbre combinada de la MM. Por ejemplo, el coeficiente de sensibilidad para la influencia de la salinidad en la medición del contenido de agua puede ser dada como un % de la variación del contenido de agua por el % de cambio en el contenido de sal.



VALORES DE LA INCERTIDUMBRE ASOCIADA

Considerando las aplicaciones de la MM en PEP, por el momento no es posible determinar con sustento metrológico, un valor estimado de la incertidumbre asociada a los volúmenes medidos para cada fase (aceite, gas y agua), así como tampoco se podría proponer un requisito metrológico en términos de este parámetro, dada la complejidad para dar trazabilidad a los valores de todas las variables de entrada con equipos patrón. En este sentido, los siguientes pasos en PEP deben encaminarse a realizar las consultas necesarias y las evaluaciones suficientes para caracterizar la dispersión de los resultados de medida obtenidos al utilizar los medidores multifásicos y poder estimar la incertidumbre asociada.


8.- Conclusiones • La tecnología y los principios de operación para la medición multifásica difieren en diseño y función de una marca a otra. • No se cuenta por ahora con una normatividad para su diseño y operación. • Los medidores multifásicos cada vez son más utilizados en Pemex para el aforo de pozos y corrientes de flujo. • Los volúmenes y gastos para cada fase se obtienen combinando variables medidas con los sensores (tiempo real) con información de las propiedades de los fluidos aportadas por el usuario y/o el operador del equipo. • La incertidumbre de los volúmenes medidos con los MM es mayor generalmente que los obtenidos con los separadores de prueba eficientes y bien instrumentados.


8.- Conclusiones

• La confiabilidad de la medición multifásica se debe verificar mediante la realización de pruebas de calibración en campo con separadores de pruebas. • La estimación de la incertidumbre de la MM por el método estandarizado GUM, es compleja y extensa, debido a que las mayores magnitudes de influencia son poco cuantificables, por lo que se recomienda utilizar adicionalmente pruebas de campo y de laboratorio. • Por el momento en PEP no es posible determinar con sustento metrológico, un valor estimado de la incertidumbre asociada a los volúmenes medidos para cada fase. • Para asignación de la producción, se deben reforzar los requerimientos en términos de incertidumbre, calibración y muestreo.

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