Informe de actividades realizadas en el medidor multifásico Phase Watcher de la Estación QE-8 del 18 Agosto 2006 al 08 de Enero de 2007

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1 Informe de actividades realizadas en el medidor multifásico Phase Watcher de la Estación QE-8 del 18 Agosto 2006 al 08 de Enero de 2007 Rivera Nicolás Vásquez Fidias XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 1

2 Objetivo. Comparar los resultados obtenidos y el avance en la medición multifásica o incertidumbre de la tecnología en modo gas del Phase watcher para los pozos de QQ profundo y el sistema interno de prueba de pozos de Repsol YPF avalado con los resultados de tanques calibrados en locación de Power Well Services. El proyecto se validó por medio de siete mediciones o cálculos emitidos por el Phase Watcher en modo gas, se describirán a continuación las actividades realizadas en cada una de ellas, los resultados obtenidos y las mejoras realizadas. 1).- PRUEBA NUMERO 1: Fecha realizada: desde el 18 al 24 de Agosto Equipos involucrados: Phase Watcher y el separador de pruebas de Repsol YPF. 1.1) Equipos involucrados. Se trabajo con el esquema indicado en la figura 1.1. Está conformado por la medición en serie en primera instancia por el medidor multifásico Phase Watcher y luego el separador portátil operado por OGS con una etapa de 1000 psi. El liquido es medido en una turbina de 1 inch y el gas en un registrador Barton de PSI y inch H2O. Figura 1.1. Disposición de equipos en locación prueba 1. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 2

3 Donde: 1. Separador de pruebas de Repsol YPF. 2. Phase Watcher Vx RTU Cabina de Adquisición de Datos. 4. Válvula Multipuerto para 7 pozos. 5. Manifold de Distribución para 7 pozos. 6. Línea Principal de la Estación. Debido a las propiedades de los fluidos producidos en los pozos de QQ profundo se hace necesaria la utilización de un separador bifásico que contabilice la producción de gas y liquido. Este separador es colocado en la llegada de la producción al múltiple o estación correspondiente, o en la boca del pozo, dependiendo de las instalaciones disponibles en cada caso, consta de tres medidores de flujo tipo turbina para medir los caudales de líquido (agua y petróleo), y una placa de orificio con registrador de presión estática y diferencial tipo Barton para contabilizar el caudal de gas. En condiciones normales las pruebas tienen una duración de 24 horas continuas en cada pozo. Debido a la poca cantidad de agua aportada por los pozos en cada prueba la medición de la cantidad de agua y sedimentos se realiza tomando una muestra en la entrada del separador y analizando la misma por medio de una centrifuga y probetas calibradas. Para corregir los caudales determinados por el separador a las condiciones de línea (1000 psig 100 F), se toma una muestra de líquido y se hace una separación flash de la misma en laboratorio hasta condiciones estándar, se determinan de este análisis el factor de merma para corregir el líquido y el del flash para determinar la cantidad de gas asociada al líquido a la presión de operación. Con estos valores se determinan los caudales de líquido y gas a condiciones estándar. Entre las dos compañías Repsol YPF y Schlumberger se acordó que la medida patrón para el líquido y gas sería la reportada en el separador de alta con las correcciones asociadas a las mediciones. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 3

4 1.2) Pasos previos realizados. Antes de comenzar con los ensayos se realizaron modificaciones en la configuración del Phase Watcher debido a que este equipo no se intervenía desde Agosto del Se analizó toda la información de años anteriores y se considero realizar solo las siguientes actividades: Nueva referencia en vacío (Empty Pipe). Actualización de configuraciones en Pozos con nuevo Modelo Gas para el nuevo Empty Pipe utilizando las referencias de crudo, agua y gas de Agosto de Actualización del software DAFC & Service Computer a versión 2.56 Modo Gas. 1.3) Procedimiento. Alcance del trabajo y sistema de las pruebas (15-25/Ago) Se trabajo con el esquema indicado en la figura 1.2. Está conformado por la medición en serie en primera instancia por el medidor multifásico Phase Watcher y luego el separador portátil operado por OGS con una etapa de 1000 psi. El liquido se midió en la turbina de 1 inch y el gas en el registrador Barton de PSI y inch H2O. Al alinear un pozo a prueba el fluido pasaba primero por el equipo de medición multifásica Phase Watcher (PW) para entrar posteriormente al separador operando a 1000 psig y 100 F, Fig 1.2. Se trabajó con los cuatro pozos del múltiple que aportan mayor caudal y que a su vez están configurados en el multifásico PW: QQ 595, QQ 672, QQ 650 y QQ 656 con los reductores que se indican a continuación. -QQ-595 (Choke: 24/64 x 24 hrs. 18/Ago) -QQ-672 (Choke: 40/64 x 24 hrs. 21/Ago) -QQ-650 (Choke: 64/64 x 24 hrs. 22/Ago) -QQ-656 (Choke: 40/64 x 24 hrs. 24/Ago) Se realizaron comparación de data y entrega para las primeras 6 hrs y luego un reporte al final del flujo (24 hrs.). Adicionalmente se realizaron reuniones y análisis de resultados para cada flujo de Pozo. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 4

5 Figura 1.2. Disposición de Phase Watcher en locación QE8. 1.4) Comparación de la medición de líquido y gas realizada entre Phase Watcher de Schlumberger y separador prueba de Repsol YPF. Pozo QQ 595 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón Phase Watcher , Separador , Diferencia % 15,83 7,24 XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 5

6 De la tabla número 1.1 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 16%, la diferencia en la medición de gas es de 7%. Pozo QQ 672 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón Phase Watcher , Separador , Diferencia % 22,15 6,28 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 22%, la diferencia en la medición de gas es de 6%. Pozo QQ 650 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón Phase Watcher , Separador , Diferencia % 21,40 4,6 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 21%, la diferencia en la medición de gas es de 5%, que puede considerarse dentro de los límites de incertidumbre para esta medición. Pozo QQ 656 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón Phase Watcher , Separador , Diferencia % 21,09 8,9 XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 6

7 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 21%, la diferencia en la medición de gas es de 9%. 1.5) Comparación de los resultados de la medición realizada en la prueba 1. Debido al amplio margen de las mediciones realizadas por el separador de prueba y el Phase Watcher se realizaron modificaciones en la configuración de los parámetros de cada uno de los perfiles de los pozos en el Phase Watcher y en el separador se reemplazo el registrador Barton por uno con una cama de inch H2O, para que el factor Beta este dentro de lo exigido por la norma AGA 3. Adicionalmente para verificar y comparar los valores de caudal reportados por el separador de prueba de Repsol YPF se solicitó un servicio de Well testing externo con tanques calibrados para mejorar la exactitud en la medición. Todos estos cambios y mejoras se implementaron en la siguiente prueba número 2. Para esta prueba se tomó com medida oficial la reportada por el servicio externo de Well testing. Power Well Services. 2).- PRUEBA NUMERO 2: Fecha realizada: desde el 04 al 09 de Septiembre Equipos involucrados: Phase Watcher, Tanques Calibrados y el separador de pruebas de Repsol YPF. 2.1) Equipos involucrados. Se trabajo con el esquema indicado en la figura 2.1. Está conformado por un tren de separación en dos etapas 1000 psi y 60 psi, un tanque de 500 bbls (tanque azul) y un tanque de calibración de 250 bbls (tanque rojo). El líquido de los tanques fue transportado con camión cisterna desde QE-8 hasta QM-9. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 7

8 Figura 2.1. Disposición de equipos en locación prueba 2. Donde: 1. Separador de alta de Repsol YPF ( 1000 PSI) 2. Separador de Baja de Power Well ( 60 PSI). 3. Phase Watcher Vx RTU Cabina de Adquisición de Datos. 5. Valvula y Manifold de Distribución para 7 pozos. 6. Tanques Calibrados. 7. Flare. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 8

9 Figura 2.2. Vista posterior de disposición de equipos en locación prueba ) Pasos previos realizados. Se actualizo la gravedad del crudo y del gas en cada uno de los perfiles de los pozos. Estos datos fueron tomados en la prueba anterior y se compararon con análisis realizados nuevamente. Todavía no se actualizaron las referencias de crudo, gas y H2O en el Phase Watcher. 2.3) Procedimiento. Al alinear un pozo a prueba el fluido pasaba primero por el equipo de medición multifásica Phase Watcher (PW) para entrar posteriormente al tren de separación indicado, primero por el separador de alta de Repsol YPF y luego por el separador de baja de Power Well, como podemos ver en las figuras 2.1 y 2.2. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 9

10 Se trabajó con los tres pozos del múltiple que aportan mayor caudal y que a su vez están configurados en el Phase Watcher, todos con reductor de 1. Los pozos tomados en cuenta para esta prueba fueron: -QQ-650 (Choke: 64/64 x 24 hrs. 06/Sep) -QQ-672 (Choke: 64/64 x 24 hrs. 07/Sep) -QQ-656 (Choke: 40/64 x 24 hrs. 08/Sep) Las pruebas tuvieron 14 horas de duración; la medición de gas se realizó en los separadores de alta y baja con placa orificio y registrador Barton, para el líquido se utilizó el volumen desplazado en los tanques en el lapso de tiempo de la prueba. Como se indicó, entre las dos compañías Repsol YPF y Schlumberger se acordó que la medida oficial o medida patrón para el líquido sería la reportada en tanque por la empresa Power Well Services. El volumen patrón de gas producido estaba dado por la suma aportada del tren de separación (gas medido en el separador de alta más el gas del separador de baja). 2.3) Comparación de la medición de líquido y gas realizada por Schlumberger. Resultados Pozo QQ 650 Medición Patrón Líquido Volumen corregido desplazado en 14 horas 269 bbls Volumen corregido a 24 horas 461 bbls GAS Separador de alta Separador de baja Resultados medida patrón contra Phase Watcher Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 650 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 19,08 4,75 XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 10

11 De la tabla número 2.1 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 19%, la diferencia en la medición de gas se encuentra por debajo del 5% lo cual puede considerarse aceptable. Pozo QQ 672 Medición patrón Líquido Volumen corregido desplazado en 14 horas bbls Volumen corregido a 24 horas 446 bbls GAS Separador de alta Separador de baja Resultados medida patrón contra Phase Watcher Tabla 2.2 Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 672. Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 22,87 2,83 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 22,87%, la diferencia en la medición de gas es de 2,83%. Pozo QQ 656 Medición patrón Líquido Volumen corregido desplazado en 14 horas bbls Volumen corregido a 24 horas 598bbls GAS Separador de alta Separador de baja Resultados medida patrón contra Phase Watcher XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 11

12 Tabla 2.3 Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 656 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 27,09 3,6 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 27,09%, la diferencia en la medición de gas es de 3,6 %. Puede observarse en este caso que el error relativo en la medición del líquido incrementó al aumentar el GVF, la medición de gas mejoró considerablemente para esta fase de las pruebas. 2.4) Comparación de la medición de líquido realizada por Repsol YPF. Uno de los objetivos de contratar los servicios de una empresa de well testing externa era determinar con mayor exactitud el factor de merma a utilizar para la corrección de líquido de separador en las mediciones de producción de los pozos. Adicional a esto se envió una muestra de fluido del pozo 595 a laboratorio para los siguientes análisis: Recombinar muestra de gas y liquido obtenidas a condiciones de separador (P y T) y luego someter la muestra recombinada a un proceso de separación en cascada simulando las condiciones de planta. Tomar una muestra del liquido del separador (P y T) y determinar el factor de merma sometiendo la muestra a un proceso de separación a través de las etapas de intermedia, baja y tanque (similar a la de la planta). Realizar lo indicado en el punto anterior, pero sometiendo el liquido a un flash directo a 14,7 psia (tanque) que es lo realizado actualmente. Los resultados de laboratorio obtenidos indicaron lo siguiente: El factor de merma cambia de 0,6856 ( utilizando 1 Sep / Tanq) a 0,7315 ( utilizando 3 Seps/ Tanq) lo cual implica una diferencia del orden de 6% en la XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 12

13 producción de tanque al aplicar los factores de merma al líquido del separador. A continuación los resultados del factor volumétrico obtenido en campo. Pozo QQ 650 Volumen contabilizado en el elemento mecánico de medición (turbina del separador) 586 bbls Tabla 2.4 Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 650 Factor de merma Separador 586 0,7231 Repsol YPF Medida patrón 461 0,7867 Diferencia % 8 Factor de merma: 0,7867 Factor de merma utilizado en las pruebas de pozo 0,7231 Diferencia: 8% Pozo QQ 672 Volumen contabilizado en el elemento mecánico de medición (turbina del separador) 579 bbls Tabla 2.5 Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 672 Factor de merma Separador 579 0,7075 Repsol YPF Medida patrón Diferencia % 8 Factor de merma: 0,770 Factor de merma utilizado en las pruebas de pozo 0,7075 Diferencia: 8% XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 13

14 Pozo QQ 656 Volumen contabilizado en el elemento mecánico de medición (turbina del separador) 789 bbls Tabla 2.6 Resultados Phase Watcher contra medida patrón, pozo QQ 656 Factor de merma Separador 789 0,630 Repsol YPF Medida patrón 598 0,757 Diferencia % 16,8 Factor de merma: 0,757 Factor de merma utilizado en las pruebas de pozo 0,630 Diferencia: 16,8% Los valores de campo confirman los datos de laboratorio, la diferencia promedia el 8% de error relativo, considerando que el dato de campo lleva asociado el error de apreciación humano al tomar las medidas en tanque. El pozo QQ 656 presenta un error relativo mucho mas elevado ya que no se estaba trabajando con un factor de merma tomado en laboratorio ( se usaba el del pozo QQ 655). Esta situación fue reportada por producción en junio del Otro punto a tomar en cuenta es la medición de agua la cual no se estaba realizando de la manera apropiada. Al tomar la muestra desde las condiciones de presión y temperatura del separador en un envase a condiciones atmosféricas, gran parte del agua asociada a la muestra se evapora por la expansión que sufre el fluido; por esta razón se recomendó determinar el contenido de agua por análisis de laboratorio. Este parámetro es importante en el estudio de corrosión en las líneas de superficie. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 14

15 2.7) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PRUEBA NÚMERO 2. Se confirmó para esta prueba un error relativo máximo en la medición de líquidos para el equipo Phase Watcher de 27%. Y un error promedio de 23% para un total de tres pozos ensayados. El error relativo para la fase gaseosa fué inferior al 5% obteniendo un promedio de 3.8% lo cual se considera aceptable. La medición de líquidos reportada por Repsol YPF presentó un error promedio de 10% debido a que los factores de merma utilizados no son determinados simulando las condiciones reales de planta QE-2. Se observó que para algunos pozos la relación β de la caja Daniel s estaba al límite de los rangos permitidos por las normas AGA, por lo que se procedió a cambiar el registrador Barton, cabe destacar que se está preparando un nuevo separador de pruebas en el cual la línea de gas es de mayor diámetro (6 ). Cualquier sistema de medición multifásico automatizado a probar debe tener un porcentaje de error no mayor al 5% en la fase gaseosa y no mayor de 10% en la fase líquida; con respecto al patrón que será de ahora en adelante el separador de pruebas de Repsol YPF. Se demostró que se deben actualizar los factores de merma mediante análisis de laboratorio de forma anual, o al observar una variación de 2 puntos en los grados API Los pozos candidatos para el muestreo serán definidos en conjunto entre Producción e Ing. De Yacimientos. El volumen de agua producida por pozo debe determinarse mediante análisis de laboratorio, tomando una muestra representativa de fluido a la presión y temperatura del proceso. En las actividades realizadas durante la prueba se comprobó que existe una gran cantidad de parámetros y factores influenciados por la apreciación humana, se recomienda seguir probando tecnologías automatizadas para minimizar el porcentaje de error. Debido a los resultados obtenidos durante el ensayo se recomienda utilizar la tecnología Phase Watcher modo gas en pozos que produzcan gas seco. (Campo Barrancas). Se recomiendó actualizar los perfiles (crudo, gas y agua) de los tres pozos utilizados en este ensayo en la configuración del Phase Watcher y realizar XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 15

16 una prueba, únicamente en el PW, de 24 horas para cada uno de los tres pozos y comparar nuevamente los resultados obtenidos. 3).- PRUEBA NUMERO 3: Fecha realizada: desde el 11 y 12 de Septiembre ) Equipos involucrados. En esta prueba se trabajo únicamente con el medidor multifásico Phase Watcher mostrado en la figura 3.1 y la RTU Cabina de Adquisición de Datos. 3.2) Pasos previos realizados. Figura 3.1. Phase Watcher en locación QE8. Para esta prueba se procedió a actualizar todas las referencias de configuración de los tres pozos ensayados en la prueba 2 (QQ-650, QQ-672 y QQ-656) en el Phase Watcher. Esto debido a las diferencias de grados API y otras variaciones observadas en las características de los pozos durante las pruebas anteriores. Se realizaron las siguientes actualizaciones en la configuración del Phase Watcher para los pozos QQ-650, QQ-672 y QQ-656 : Nueva referencia en vacío (Empty Pipe). Nueva referencia de Crudo. Nueva referencia de Gas. Nueva referencia de Agua. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 16

17 3.3) Procedimiento. Se trabajo teóricamente con el Phase Watcher actualizando las configuraciones y referencias de crudo, agua y gas; adicionalmente se realizo una nueva actualización del empty pipe. Luego de actualizar las referencias en sitio se tomo toda la data cruda (Raw Data) del Phase Watcher obtenida durante la prueba 2 y corrió esta información en la nueva configuración para cada pozo, luego se emitieron los nuevos resultados de la medición (cálculos teóricos) del Phase Watcher con las nuevas actualizaciones. Este trabajo teórico se realizo debido a la gran diferencia encontrada entre los cálculos del Phase Watcher y los resultados de los tanques calibrados. 3.4) Comparación de la medición de líquido y gas realizada entre Phase Watcher de Schlumberger y Patrón de la Prueba 2. Pozo QQ 650 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 650 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 15,40 4,42 De la tabla número 3.1 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 15%, la diferencia en la medición de gas es de 4%. Pozo QQ 672 Tabla 3.2 Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 672. Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 15,92 2,75 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 16%, la diferencia en la medición de gas es de 3%. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 17

18 Pozo QQ 656 Tabla 3.3 Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 656 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 20,07 3,51 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 20%, la diferencia en la medición de gas es de 4%. 3.5) Comparación de los resultados de la medición realizada en la prueba 3. Con el fin de verificar los cálculos teóricos realizados se determinó realizar una prueba de 24 horas para los pozos QQ-650, QQ-672 y QQ-656 y comparar nuevamente los resultados del Phase Watcher con el patron de la prueba 2. 4).- PRUEBA NUMERO 4: Fecha realizada: desde el 12 al 15 de Septiembre ) Equipos involucrados. Medidor multifásico Phase Watcher, Múltiple y la RTU Cabina de Adquisición de Datos. 4.2) Pasos previos realizados. Para esta prueba se procedió a actualizar todas las referencias de configuración de los tres pozos ensayados en la prueba 2 (QQ-656, QQ-672 y QQ-650) en el Phase Watcher. Esto debido a las diferencias de grados API y otras variaciones observadas en las características de los pozos durante las pruebas anteriores. Se realizaron las siguientes actualizaciones en la configuración del Phase Watcher para los pozos QQ-656, QQ-672 y QQ-650: Nueva referencia en vacío (Empty Pipe). XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 18

19 Nueva referencia de Crudo. Nueva referencia de Gas. Nueva referencia de Agua. 4.3) Procedimiento. Se trabajo nuevamente con el Phase Watcher desde el punto de vista práctico para validar los resultados teóricos del ensayo 3. Luego de actualizar las referencias de cada pozo, se procedió a colocar en ensayo por 24 horas cada uno de los pozos analizados en la prueba 2 (QQ-656, QQ-672 y QQ-650), luego se emitieron los nuevos resultados de la medición (resultados en línea) del Phase Watcher con las nuevas actualizaciones. Este trabajo se realizo debido a la gran diferencia encontrada entre los cálculos del Phase Watcher y los resultados de los tanques calibrados. 4.4) Comparación de la medición de líquido y gas realizada entre Phase Watcher de Schlumberger y Patrón de la Prueba 2. Pozo QQ de Septiembre 2006 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 656 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 7,36 6,75 De la tabla número 4.1 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 7%, la diferencia en la medición de gas es de 7%. Estas diferencias respecto al ensayo anterior se debe a cambios en las condiciones de producción del pozo medidas en el Phase Watcher, a pesar que se realizo con el mismo choque de 1 pulg. La presión bajo de 1171 a 1066 PSI y la temperatura bajo de 101 a 97 F. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 19

20 Pozo QQ de Septiembre 2006 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 672. Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 12,33 3,17 De la tabla número 4.2 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 12%, la diferencia en la medición de gas es de 3%. En este caso la presión bajo de 1115 a 1052 PSI y la temperatura se mantuvo practicamente estable bajando de 109 a 108 F. Pozo QQ de Septiembre 2006 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 650 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 15,40 6,25 De la tabla número 4.3 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 15%, la diferencia en la medición de gas es de 6%. En este caso se mantuvo la medicion de crudo y aumento un poco la diferencia del gas; en este caso la presión bajo de 1161 a 1084 PSI y la temperatura bajó de 106 a 104 F 4.5) Comparación de los resultados de la medición realizada en la prueba 3. Al revisar los resultados y valores de la prueba se pudo observar que el nuevo empty pipe realizado no coincidía con los valores tabulados para el desgaste de la fuente radioactiva respecto al tiempo del último empty pipe realizado el 18 de Agosto La diferencia de las cuentas era tal que representaba un desgaste equivalente a un año; por esta razón no se tomó como valido este empty pipe realizado para la prueba 3 y utilizado tanto en la prueba 3 como en la 4. Adicionalmente se observaron desviaciones en los resultados de las mediciones realizadas tanto teóricas (prueba 3) como practicas (prueba 4) a pesar de XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 20

21 ensayar los pozos luego de transcurrida una semana, se decidió que cada vez que se desee comparar los resultados del Phase Watcher contra el patrón ambos sistemas deben estar en serie midiendo lo mismo. Se debe utilizar un Empty Pipe que este validado de acuerdo al desgaste de la fuente según la curva de comportamiento de trabajo del equipo. 5).- PRUEBA NUMERO 5: Fecha realizada: desde el 18 y 19 de Septiembre ) Equipos involucrados. En esta prueba se trabajo con el mismo criterio teórico de la prueba 3 pero utilizando las referencias y configuraciones validadas en el Phase Watcher con la Data sin procesar de la prueba 2. No se trabajo en la QE8, todos los análisis y resultados fueron obtenidos por medio de software utilizando los datos antes mencionados. 5.2) Pasos previos realizados. Para esta prueba se procedió a actualizar todas las referencias validas de configuración de los tres pozos ensayados en la prueba 2 (QQ-650, QQ-672 y QQ-656) en el Phase Watcher. Se validaron las siguientes actualizaciones en la configuración del Phase Watcher para los pozos QQ-650, QQ-672 y QQ-656 : Referencia en vacío (Empty Pipe) realizada el 18 Agosto de Referencia de Crudo realizada el 11 y 12 de Septiembre de Referencia de Gas realizada el 11 y 12 de Septiembre de Referencia de Agua realizada el 11 y 12 de Septiembre de ) Procedimiento. Se trabajo teóricamente con el software del Phase Watcher actualizando las configuraciones y referencias validas de crudo, agua, gas y vacío. Luego de actualizar las referencias en sitio se tomo toda la data sin procesar (Raw Data) del Phase Watcher obtenida durante la prueba 2 y corrió esta información en la nueva configuración valida para cada pozo, luego se emitió los nuevos resultados de la medición (cálculos teóricos) del Phase Watcher con las nuevas actualizaciones. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 21

22 Este trabajo teórico se realizo debido a la gran diferencia encontrada en todas las mediciones anteriores del Phase Watcher y los diferentes ensayos. 5.4) Comparación de la medición de líquido y gas realizada entre Phase Watcher de Schlumberger y Patrón de la Prueba 2. Pozo QQ 650 Tabla Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 650 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 4,12 5,00 De la tabla número 5.1 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 4%, la diferencia en la medición de gas es de 5%. Las características de fluido producido en este pozo son similares al pozo QQ 672. Pozo QQ 672 Tabla 5.2 Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 672. Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 3,36 3,49 La diferencia porcentual en la medición de líquido es de 3%, la diferencia en la medición de gas es de 4%. Puede notarse que los valores obtenidos con el Phase Watcher para este pozo en particular están muy cercanas a las mediciones realizadas con los tanques calibrados en la prueba 2; esto se debe a que los cálculos y ecuaciones configurados en el software del equipo referentes a las características de fluido fueron tomadas de la tabla PVT para este pozo. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 22

23 Pozo QQ 656 Tabla 5.3 Resultados Phase Watcher contra medida patrón 2, pozo QQ 656 Phase Watcher , Medida patrón , Diferencia % 10,53 3,99 De la tabla número 5.3 puede observarse que la diferencia porcentual en la medición de líquido es de 11%, la diferencia en la medición de gas es de 4%. El pozo QQ 656 producen un fluido con características diferentes al pozo QQ 672, por esta razón el margen de incertidumbre aumenta CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PRUEBA NÚMERO 5. Se demostró que se debe tener actualizada toda la información y las configuraciones o referencias de los pozos utilizados en los cálculos del Phase Watcher. Se debe garantizar un mínimo nivel en el separador y un tiempo de permanencia del gas dentro del separador para que no exista arrastre de liquido hacia la línea de descarga de gas. Se calculo teóricamente que las configuraciones validas en el Phase Watcher (faltando lo referente a las características del fluido) ocasionan el error relativo máximo en la medición de líquidos para el equipo Phase Watcher de 5%. Y un error promedio de 4% para un total de tres pozos ensayados. Si esta incertidumbre teórica se mantiene en los ensayos prácticos consideramos que esta dentro de los limites aceptados por Repsol YPF. El error relativo para la fase gaseosa es inferior al 5% obteniendo un promedio de 4,16% lo cual se considera aceptable. Debido a los resultados obtenidos durante el ensayo se recomienda actualizar lo referente a las características de fluido para el pozo QQ 656 y repetir las pruebas con el Phase Watcher midiendo en serie con el separador de prueba de Repsol YPF; para validar los resultados teóricos de la prueba 5. Se recomienda realizar las pruebas de pozo a condiciones normales de producción de los pozos.prueba número 6. (16/10/06) XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 23

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