UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE MECÁNICA

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1 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE MECÁNICA EVALUACIÓN DE PRUEBAS DE POZO REALIZADAS POR EL MEDIDOR DE FLUJO MULTIFÁSICO PHASEWATCHER EN MODO GAS Por: Joaquín José Vieiro Medina INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico Sartenejas, Octubre de 2008

2 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA EVALUACIÓN DE PRUEBAS DE POZO REALIZADAS POR EL MEDIDOR DE FLUJO MULTIFÁSICO PHASEWATCHER EN MODO GAS Por: Joaquín José Vieiro Medina Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Carlos Corrales Barallobre Tutores Industriales: Fidias Vásquez y Nicolás Rivera INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico Sartenejas, Octubre de 2008

3 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA ACTA DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO DE GRADO CÓDIGO DE LA ASIGNATURA: EP-3240 FECHA: 15/10/2008 ESTUDIANTE: Joaquín José Vieiro Medina CARNET: TÍTULO DEL TRABAJO: Evaluación de Pruebas de Pozo Realizadas por el Medidor de Flujo Multifásico PhaseWatcher en Modo Gas TUTOR: Prof. Carlos Corrales CO-TUTOR: Prof. JURADO: Profs. Miguel Balzán APROBADO: REPROBADO: OBSERVACIONES: El Jurado considera por unanimidad que el trabajo es EXCEPCIONALMENTE BUENO: SI: NO: En caso positivo, justificar razonadamente: Jurado Jurado Tutor Académico Co-Tutor Jurado

4 iv UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Mecánica EVALUACIÓN DE PRUEBAS DE POZO REALIZADAS POR EL MEDIDOR DE FLUJO MULTIFÁSICO PHASEWATCHER EN MODO GAS PROYECTO DE GRADO presentado por Joaquín José Vieiro Medina REALIZADO CON LA ASESORÍA DE Tutor Académico: Carlos Corrales Barallobre Tutores Industriales: Fidias Vásquez y Nicolás Rivera RESUMEN Se realizaron pruebas de pozo comparativas en pozos con fracción de gas superior al 98% usando un medidor multifásico PhaseWatcher Vx en Modo Gas conectado en serie aguas arriba de un separador de fases convencional equipado con medidores de líquido por turbina y de gas por placa orificio con la finalidad de comparar sus resultados y verificar si el PhaseWatcher Vx en Modo Gas cumple o no con las condiciones de exactitud exigidas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo para mediciones en pruebas de pozo. En este informe se explican las pruebas realizadas, las intervenciones al medidor multifásico, los resultados obtenidos y las comparaciones realizadas entre las mediciones. Los resultados muestran que el medidor multifásico en Modo Gas no cumple las condiciones para certificarlo como medidor oficial ante el ente regulador. PALABRAS CLAVE: PhaseWatcher, Modo Gas, medición multifásica Sartenejas, Octubre de 2008

5 INDICE GENERAL v INTRODUCCIÓN 1 CAPÍTULO Antecedentes Justificación Planteamiento del problema Objetivos de la investigación Objetivo general Objetivos específicos 4 CAPÍTULO 2. 5 MARCO TEÓRICO Bases teóricas Atenuación de rayos gamma Decaimiento radioactivo Tipos de flujo Monofásico Multifásico Medición multifásica Medición multifásica en línea Medición por separación: Medidores de gas húmedo: Medición de flujo por presión diferencial Medidor multifásico PhaseWatcher Vx Descripción Especificaciones Componentes: Tubo Venturi Ventanas de cerámica Sensor de presión de garganta del Venturi Sensor de presión diferencial de Venturi Sensor de temperatura de línea y ambiente Fuente radioactiva 11

6 vi Detector inteligente de fotones Computadora de adquisición de datos de flujo (CADF) Datalogger o almacenador de datos Pantalla Caja de conexiones Computadora de servicio Acondicionador de flujo Conexiones Graylock Brida de registro Calibrador Software Referencias en el PhaseWatcher Referencias de vacío con aire Referencias de vacío con nitrógeno Referencias de agua o crudo Referencias de gas Criterios de aceptación de las referencias Modelos PVT: Black oil PVT de cliente/vx Fluids ID Blades Archivos de entrada y salida de datos Archivos de configuración Archivos de resultados Archivos de eventos y alarmas Archivos encriptados Principio básico de funcionamiento Separador de pruebas Descripción: Especificaciones: Componentes: Recipiente Visor de nivel 21

7 vii Válvulas Puntos de toma de muestras Medidores de flujo Múltiple de QE Condiciones del lugar Características de los fluido de los pozos en QE Prueba de pozo 24 CAPÍTULO MARCO METODOLÓGICO Población estudiada Procedimiento metodológico Recolección de datos durante las pruebas de pozo Recursos Recursos Humanos Recursos Financieros 28 CAPÍTULO ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS Pruebas de febrero de Pruebas de Marzo de Referencias de abril de Pruebas de Abril de Referencias de mayo de Pruebas junio de Referencias Junio de Pruebas agosto de CONCLUSIONES 46 RECOMENDACIONES 47 BIBLIOGRAFÍA 48 APÉNDICES 49 APENDICE A: GLOSARIO 50 APÉNDICE B: Disposición de los pozos colectados en el múltiple QE-8 51 APÉNDICE C: Medidor PhaseWatcher Vx-52 en múltiple QE-8 52 APÉNDICE D: Separador de pruebas 53

8 APÉNDICE E: Ejemplo de archivo de configuración del PhaseWatcher 54 APÉNDICE F: Ejemplo de archivo de datos recolectados y resultados del PhaseWatcher 61 viii

9 INDICE DE FIGURAS ix Figura 2.1. Partes principales del PhaseWatcher Vx... 9 Figura 2.2. Vista de corte del PhaseWatcher Vx Figura 2.3. Ensamblaje de la fuente del PhaseWatcher Figura 4.1. Comparación de mediciones de caudal de crudo a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de febrero de Figura 4.2. Comparación de mediciones de caudal de gas a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de febrero de Figura 4.3. Comparación de mediciones de caudal de crudo a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de febrero de Figura 4.4. Comparación de mediciones de caudal de gas a condiciones estándar del separador y PhaseWatcher para las pruebas de marzo de Figura 4.5. Comparación de mediciones de caudal de crudo a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de abril de Figura 4.6. Comparación de mediciones de caudal de gas a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de abril de Figura 4.7. Decaimiento exponencial de emisión de fotones por la fuente del PW desde 2003 a 2008 según las referencias de vacío realizadas hasta abril de Figura 4.8. Ajustes de referencias de vacío por nivel de energía después de remover humedad en la fuente de radiación Figura 4.9. Comparación de mediciones de caudal de crudo a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de junio de Figura Comparación de mediciones de caudal de gas a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de junio de Figura Comparación de mediciones de caudal de crudo a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de agosto de Figura Comparación de mediciones de caudal de gas a condiciones estándar entre separador y PhaseWatcher para las pruebas de agosto de

10 INDICE DE TABLAS x Tabla 2.1. Principales propiedades de los fluidos producidos por los pozos colectados en QE-8 25 Tabla 4.1. Relación del número de cuentas de referencia de crudo entre cuentas de referencia de vacío realizadas en el PhaseWatcher de QE-8 para distintas fechas Tabla 4.2. Relación del número de cuentas de referencia de agua entre cuentas de referencia de vacío realizadas en el PhaseWatcher de QE-8 para distintas fechas Tabla 4.3. Relación del número de cuentas de referencia de gas entre cuentas de referencia de vacío realizadas en el PhaseWatcher de QE-8 para distintas fechas Tabla 4.4. Cocientes Nvacio/N de baja energía obtenidos en las referencias de crudo de abril de 2008 y valores extrapolados de las referencias anteriores hasta la misma fecha para el crudo de QQ Tabla 4.5. Cocientes Nvacio/N de baja energía obtenidos en las referencias de agua de abril de 2008 y valores extrapolados de las referencias anteriores hasta la misma fecha para el crudo de QQ Tabla 4.6. Cocientes Nvacio/N de baja energía obtenidos en las referencias de gas de abril de 2008 y valores extrapolados de las referencias anteriores hasta la misma fecha para el crudo de QQ

11 LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS xi Abreviaturas AGA: Asociación Americana del Gas (American Gas Association, en inglés) Bbl: Barril CADF: Computadora de adquisición de datos de flujo. cps: Cuentas por segundo. CS: Computadora de servicio. GVF: Fracción de gas (Gas Volume Fraction, en inglés) MMSCFD: Millones de pies cúbicos a condiciones estándar diarios (de million standard cubil feet per day, en inglés) MPPEP: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. PDVSA: Petróleos de Venezuela, S.A. Psi: Libras por pulgada al cuadrado (de pound per square inch, en inglés) PVT: Presión, volumen y temperatura. PW: PhaseWatcher Scfd: Pies cúbicos a condiciones estándar por día (de standard cubic feet per day, en inglés) WLR: Relación agua-líquido (Water-in-liquid ratio, en inglés) Símbolos d : Diámetro de garganta de tubo Venturi o placa orificio. D: Diámetro de tubo. g: Aceleración de la gravedad. G: Gravedad específica del gas. Mr: Masa molar. N: Número de cuentas de fotones. P: Presión. R: Constante universal de los gases. t: Tiempo. T: Temperatura. z: factor de compresibilidad. Δ P : Presión diferencial.

12 α : σ : λ : ν : ρ : Fracción volumétrica. Desviación estándar. Constante de desintegración. Coeficiente de atenuación de masa. Densidad. xii Subíndices 1: Punto aguas arriba Alta: Alta energía o 81KeV Baja: Baja energía o 62KeV 356KeV: Nivel de energía de 356KeV Vacío: Referencia de vació a: Agua c: Crudo g: Gas l: Líquido

13 INTRODUCCIÓN La medición multifásica en pruebas de pozos de hidrocarburos se refiere a cuantificar los caudales de crudo, gas y agua producidos en cierto intervalo de tiempo. Tradicionalmente, la medición de los caudales de cada fase se realiza posteriormente a la separación de las fases en un separador de pruebas de pozo. Avances tecnológicos recientes han permitido realizar la medición de la producción de pozo directamente en el fluido multifásico. Recientemente se han desarrollado sistemas de medición multifásico en línea que consisten en cuantificar los caudales producidos por el pozo sin necesidad de separar las fases. Este nuevo tipo de medición permite monitorear la producción reduciendo considerablemente la logística, espacio, emisiones ambientales, riesgos asociados a la medición convencional entre otros. La presente investigación pretende evaluar las mediciones realizadas por el medidor de flujo multifásico PhaseWatcher Vx instalado en la estación Múltiple QE-8 ubicado en el campo Quiriquire en el Estado Monagas, por medio de comparaciones de las mediciones en pruebas de pozos con el medidor multifásico conectado en serie con un separador de pruebas calibrado que se considerará medidor patrón.

14 CAPÍTULO 1. EL PROBLEMA 1.1. Antecedentes En 2001 Repsol YPF realizó la compra de cuatro medidores PhaseWatcher Vx para medición de pruebas de pozo en el campo Quiriquire. Desde las primeras pruebas realizadas en pozos de gas y condensado se observaron grandes errores en las mediciones de los multifásicos especialmente en pozos con GVF (del inglés Gas Volume Fraction. Relación entre los volúmenes de gas y volumen total producido a condiciones de línea) superiores a 95%. El programa de cálculo de caudales desarrollado originalmente para los PhaseWatcher Vx, denominado Modo Crudo cubre el intervalo 0% GVF 95%, por lo que las mediciones en Quiriquire no resultaron satisfactorias con este software. Para el año 2006 Schlumberger desarrolla el Modo Gas para eliminar la limitación de los PhaseWatcher Vx en relación al GVF ya que esta tecnología cubre el rango 90% a 100%. Este mismo año es instalado este nuevo software en uno de los medidores de Quiriquire, en el que se realizaron pruebas obteniéndose resultados satisfactorios. Desde ese momento a la actualidad los resultados de las pruebas en los pozos de gas en Quiriquire con los medidores multifásicos en modo gas arrojaron mediciones con errores inaceptables la mayoría del tiempo y mediciones aceptables especialmente a poco tiempo de realizadas las calibraciones de los medidores. Ya para el año 2006 sólo dos de los medidores se encontraban operativos, uno de ellos fue desmantelado por criminales, los componentes electrónicos de dos medidores se dañaron por descargas atmosféricas o cortos circuitos. El restante continuó en funcionamiento gracias a las partes funcionales de los medidores no operativos. Ese mismo año se realizó la actualización electrónica de uno de los medidores dañados, con lo que se tiene dos operativos para el momento de inicio de este trabajo.

15 Justificación La evaluación de las mediciones del PhaseWatcher permite conocer si los resultados arrojados por el medidor multifásico cumplen con las condiciones de exactitud requeridas para certificarlo como medidor oficial para pruebas de pozo ante el MPPEP (Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo). Además de la reducción de costos que traería consigo la sustitución del separador de pruebas portátil por el PhaseWatcher en la realización de las pruebas de pozo en la estación QE-8, existen otros beneficios como reducción de la logística involucrada en la realización de las pruebas, menos impacto ambiental, obtención de caudales en tiempo real, modernización en las técnicas de medición, entre otros Planteamiento del problema Desde el año 2001 se encuentra instalado en el múltiple QE-8 del campo Quiriquire un medidor de flujo multifásico PhaseWatcher Vx-52 en el cabezal de pruebas de pozo. El medidor fue adquirido por la empresa Repsol YPF con la finalidad de realizar las pruebas de pozo a todos los pozos que son recolectados en el múltiple pero se descubrió que la fracción gas supera el límite de aplicación. En año 2005 el fabricante del medidor PhaseWatcher desarrolló un software que permite realizar las mediciones de flujo en pozos con fracciones de gas superiores al 95%, con lo que el medidor podría realizar las mediciones en pozos de gas y condensado como los del campo Quiriquire. El problema consiste en verificar que las mediciones del multifásico PhaseWatcher con la actualización del software a modo gas cumplen con las condiciones de exactitud establecidas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo para certificarlo como medidor oficial para pruebas de pozo Objetivos de la investigación Objetivo general Evaluar las mediciones de caudal a condiciones de línea del medidor de flujo multifásico PhaseWatcher Vx-52 de la estación múltiple QE-8 del campo Quiriquire mediante comparaciones con las mediciones de un separador convencional.

16 Objetivos específicos 4 Describir el medidor PhaseWatcher Vx-52 así como los procedimientos de toma de referencias y medición en pruebas de pozo. Realizar pruebas de pozos mensuales en la estación QE-8 con el PhaseWatcher Vx-52 conectado en serie con el separador de pruebas. Comparar las mediciones de caudales volumétricos a condiciones de línea del PhaseWatcher con las mediciones del separador de pruebas. Discutir las diferencias observadas en las mediciones de caudal y las posibles causas de estas diferencias. Discutir si las mediciones del PhaseWatcher cumplen con los criterios necesarios de exactitudes para certificarlo como medidor oficial de pruebas de pozo por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Proponer recomendaciones que puedan mejorar las mediciones de pruebas de pozo del medidor multifásico PhaseWatcher en la estación QE-8.

17 5 CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO 2.1. Bases teóricas Atenuación de rayos gamma: Cuando la radiación gamma atraviesa un espacio ocupado por materia se presentan tres tipos de interacción: el efecto fotoeléctrico, dispersión Compton y la producción de pares. Estas tres interacciones disminuyen la cantidad de fotones que posee la radiación gamma. El número de fotones resultantes puede calcularse por medio de = N vacio e ν ρ d Ec. 2.1 ( ) N d Donde N número de fotones recorrida una distancia d dentro del material d N vacio ν ρ distancia recorrida por la radiación gamma dentro del material número de fotones emitidos la material coeficiente de atenuación de masa del material densidad del material El coeficiente de atenuación de masa de cierto material puede calcularse por Ec. 2.2 ν = 1 N ln d ρ N vacio

18 Decaimiento radioactivo: disminución de la energía del núcleo de átomos inestable por la emisión de energía en forma de partículas u ondas electromagnéticas. El decaimiento de un átomo inestable es impredecible, pero para una gran cantidad de átomos similares es posible estimar el número de decaimientos para un intervalo de tiempo diferencial por medio de la ecuación Ec. 2.3 dn = N λ dt Donde dn es el número de decaimientos en la muestra N es el número de núcleos inestables presentes en la muestra λ constante de desintegración del isótopo dt el intervalo diferencial de tiempo La solución de la ecuación diferencial viene dada por la siguiente función λ ( t+ t ) Ec. 2.4 N( t) N 0 o e = Con N o igual al numero de núcleos inestables para t = t0 t 0 tiempo de inicio de actividad de la fuente radioactiva t tiempo transcurrido desde t Tipos de flujo: El flujo se puede clasificar según el número de fases presente de la siguiente forma Monofásico: Flujo relativamente simple en el que se presenta una sola fase. Está ampliamente estudiado y documentado Multifásico: fluidos con dos o mas fases inmiscibles que fluyen a diferentes velocidades lo que los hace mas complejos que los flujos de una sola fase. Las fases presentes pueden ser sólidas, líquidas o gaseosas. Su comportamiento es muchas veces impredecible y su conocimiento no está tan desarrollado como el del flujo monofásico.

19 7 Dependiendo de los caudales de cada fase, la orientación de la tubería, la dirección del flujo y las propiedades de las fases se pueden presentar distintos regímenes de flujo. Los principales regímenes de flujo de menor a mayor cantidad de fase gaseosa que se presentan en tuberías son: Burbujas: La fase líquida es continua mientras que el gas se presenta en burbujas dispersas en la fase líquida Tapón: Las burbujas se unen formando tapones de gas rodeados de líquido que ocupan gran parte de la sección central de la tubería Flujo de transición: La fase gaseosa fluye interrumpida por paredes de líquido. La mayor parte de la fase líquida fluye por las paredes de la tubería Neblina y película anular: El gas ocupa casi todo el volumen mientras el líquido es arrastrado por la corriente en forma de pequeñas partículas y una película que cubre la pared de la tubería Medición multifásica. Consiste en la cuantificación del caudal de cada fase presente en el flujo. Existen tres tipos de medición multifásica que son: Medición multifásica en línea. Todas las mediciones de las fracciones de fases y caudales son calculados directamente en el flujo multifásico. Para reducir el número de variables involucradas en la medición algunos medidores en línea poseen acondicionadores de flujo lo que prácticamente elimina las diferencias de velocidades de cada fase Medición por separación: El flujo monofásico es separado parcial o totalmente en las distintas fases que lo conforman para luego medir el caudal de cada una de ellas. Este tipo de medición es el que tradicionalmente ha sido usado en las pruebas de pozo Medidores de gas húmedo: Se usan principalmente para medir gas con vapor o pequeñas cantidades de agua. Si conocer el caudal de líquido no es de interés, se realiza la medición del volumen de gas y se corrige para obtener el valor correcto. También son usados para conocer la humedad en el flujo con el fin de predecir corrosión en tuberías Medición de flujo por presión diferencial El principio de la medición por presión diferencial consiste en generar una caída de presión entre la entrada del medidor y el punto con menor área de flujo por medio de insertos o restricciones en la tubería. Esta caída de presión es función de la geometría de la tubería y la

20 restricción, de la velocidad y las propiedades del fluido. La ecuación de cálculo en medidores por presión diferencial es la siguiente 8 Ec. 2.5 Q = C ε 4 1 β π d ΔP ρ Medidor multifásico PhaseWatcher Vx Descripción: El medidor de flujo PhaseWatcher Vx 52 es un equipo de medición trifásica (gas, crudo y agua) en línea que emplea un tubo Venturi como generador de diferencia de presión y un sistema fuente detector de rayos gamma para calcular las fracciones de volumen de cada fase por medio de atenuación de energía dual. La computadora del medidor calcula los volúmenes en condiciones de línea de cada fase según las mediciones de fracción volumétrica y realiza la corrección a condiciones estándar según el modelo PVT (Presión, Volumen y Temperatura) cargado para el momento de la medición Especificaciones Presión de Trabajo: 5000 Psi Diámetro de Línea: 52 mm Temperatura de Trabajo: -20 a +150 ºC Temperatura Ambiente: -20 a +85 ºC Fracción de Gas: 0-100% Relación Agua Líquido: 0-100% Salinidad: 0-100% (saturación) Viscosidad de Líquido: 0, cp (@ condiciones de línea) Peso: 270 Kg. Dimensiones: 0,678m x 0,750m x 0,635m

21 Componentes: 9 Las partes principales que integran el PhaseWatcher Vx-52 se muestran en las Figuras 2.1 y 2.2. A continuación se describen las características más importantes de estas y otras partes que componen al medidor. Brida de registro Salida Tubo Venturi Ensamblaje de fuente radioactiva Detector de fotones Caja de conexiones Entrada Acondicionador de flujo Figura 2.1. Partes principales del PhaseWatcher Vx.

22 10 Ventanas de cerámica Fuente radioactiva Garganta del Venturi Sensores de presión Sensor de temperatura Figura 2.2. Vista de corte del PhaseWatcher Vx Tubo Venturi Tubo con 0,102 m de diámetro inicial y relación de diámetros de 0,52 m. El tubo Venturi está fabricado en acero inoxidable UNS dúplex con superficie interna maquinada en cuya garganta tiene practicado un orificio circular diametral pasante de 0,02 m de diámetro. El tubo Venturi es el dispositivo empleado para crear la diferencia de presión en el medidor con la que se calculará el flujo total. A este componente se encuentran fijadas la mayoría de las demás partes que forman el medidor.

23 Ventanas de cerámica 11 Piezas circulares de cerámica fijadas en los orificios realizados en la garganta del tubo Venturi que permiten el paso de radiación gamma y evitan escapes de fluidos al exterior del tubo. Las ventanas están fijadas a los orificios por medio de marcos de titanio atornillados al tubo Sensor de presión de garganta del Venturi Instrumento de medición y transmisión de presión absoluta del fluido en la garganta del tubo Venturi. El sensor instalado en el PhaseWatcher Vx-52 es el FCX-A fabricado por Fuji con rango de calibración 0-50 MPa Sensor de presión diferencial de Venturi Elemento encargado de medir y transmitir la diferencia de presiones estáticas en el flujo de entrada al Venturi y la presión en la garganta. El PhaseWatcher cuenta con un Fuji FCX-A calibrado para kpa para dicha función Sensor de temperatura de línea y ambiente Transmisor Fisher-Rosemount 644 instalado en el termopozo del acondicionador de flujo. Mide la temperatura ambiente además de la temperatura de flujo a la entrada del medidor. Su rango de calibración es de -20 C a 150 C Fuente radioactiva Ensamblaje que protege la fuente radioactiva de las condiciones atmosféricas y evita niveles peligrosos de radiación fuera de él. Está compuesto por: Cubierta: Tapa metálica que protege el contenedor de las condiciones ambientales y la manipulación no autorizada. En la cubierta se indica el material radioactivo que se contiene, la actividad de la fuente y el símbolo de radioactividad. La cubierta se asegura al medidor por medio de un candado. Bloque de protección: Prisma metálico fijado a un lado de la garganta del Venturi. Posee una cavidad cónica donde es ajustado el contenedor de la fuente por medio de una unión roscada. Contenedor: Pieza de acero inoxidable maquinada en forma de cono truncado cubierta con una capa de plomo para reducir la fuga de radiación por la parte posterior del contenedor.

24 12 En su interior se encuentra alojado el material activo de forma tal que pueda emitir radiación hacia el exterior por la parte frontal del cono. Elemento activo: El PW (PhaseWatcher) cuenta con el isótopo Bario-133 como elemento emisor de rayos gamma. La actividad de este isótopo es de 10mCi y tiene vida media de 10,66 años. El elemento activo se encuentra confinado dentro del contenedor a fin de evitar fuga de radiación. La disposición de las partes en el ensamblaje de la fuente se muestra en la Figura 2.3. Bloque de protección Cubierta Ventanas cerámicas Contenedor Elemento activo Figura 2.3. Ensamblaje de la fuente del PhaseWatcher Detector inteligente de fotones Detector de centelleos Nal(Tl) con tubo fotomultiplicador alimentado por alto voltaje generado internamente. El detector recibe el haz colimado de fotones emitidos por la fuente por medio de un cristal de sodio. El detector cuenta los fotones recibidos para cada nivel de energía para luego transmitir las cuentas a la computadora del medidor. El detector posee internamente un calentador para evitar variaciones en la temperatura del cristal que puedan afectar las mediciones Computadora de adquisición de datos de flujo (CADF) Computadora instalada en el medidor de flujo la cual recibe los valores medidos obtenidos por los sensores de presión, temperatura y número de cuentas de fotones, procesa el espectro de radiación y realiza correcciones PVT para realizar el cálculo de flujo según el modelo de interpretación seleccionado. La CADF funciona con sistema operativo QNX y no posee unidad de almacenamiento de datos para los resultados de las pruebas realizadas.

25 Datalogger o almacenador de datos 13 Computadora auxiliar donde son almacenados los datos y resultados arrojados por la CADF. El datalogger aplica el software de la computadora de servicio que permite al usuario visualizar en tiempo real los parámetros de la medición, las tendencias de estos parámetros, además transferencia de resultados y comandos Pantalla Permite al usuario visualizar ciertos parámetros del flujo y resultados de la medición de la CADF sin necesidad de conectar la computadora de servicio. La pantalla muestra la fecha y hora de la computadora de adquisición de datos, presión de línea, presión diferencial, densidad de la mezcla, los caudales instantáneos y acumulados de cada fase Caja de conexiones Caja metálica que contiene las computadoras CADF y datalogger. Su interior está aislado del exterior lo que evita la humedad en las computadoras. La tapa de la caja posee una ventana de vidrio que permite visualizar la pantalla de la CADF desde el exterior Computadora de servicio Computadora portátil tipo laptop que permite realizar conexión de escritorio remoto con el datalogger. Al realizar la conexión es posible visualizar las aplicaciones que se encuentran corriendo en el datalogger, introducir órdenes y realizar transferencia de información entre las computadoras Acondicionador de flujo Tubería en forma de T que se encuentra conectada de forma que el fluido entra por uno de los brazos y sale perpendicularmente. El otro brazo de la T se encuentra bloqueado para que al producir el cambio de dirección del flujo se desarrolle un patrón de flujo multifásico con distribución homogénea de las fases en la salida y velocidades de flujo similares para gas y líquido. En el acondicionador de flujo se encuentra fijado un termopozo donde se instala el sensor de temperatura Conexiones Graylock Sistemas de uniones para conexiones de alta presión usadas para vincular el tubo Venturi con el acondicionador de flujo y la descarga del medidor.

26 Brida de registro 14 Brida ciega instalada en la parte superior de la tubería de descarga del medidor. Es removida a la hora de realizar referencias de fluido ya que permite acceso a la garganta del tubo Venturi. En la brida se encuentra un punto para toma de muestras de gas o colocación de manómetro Calibrador Herramienta formada por un pistón de acero inoxidable y dos barras de acero. Se utiliza para bloquear la garganta del medidor por debajo del haz de rayos gamma y verter líquidos de forma que se depositen sobre el pistón y llenar el espacio entre la fuente radioactiva y el detector. Una de las barras es usada como pescante del pistón y la otra para hacer tope con el fondo del medidor. Esta herramienta se usa sólo para realizar las referencias de líquidos Software Para realizar la medición de flujo y el intercambio de información entre la CADF y la computadora de servicio se requiere de diversos software instalados en estas computadoras Service manager: Programa diseñado para servir de interfase entre el datalogger y la CADF donde pueden ser ingresados los parámetros del medidor, el modelo PVT, iniciar o finalizar el proceso de medición o toma de referencias, visualizar resultados y las condiciones de las variables involucradas en el proceso PCAnywhere: Permite conexión remota entre el Datalogger y la computadora de servicio para intercambio de información y configuración. También permite controlar el datalogger desde la computadora de servicio. Debe estar instalado en ambas computadoras Programa de cálculo de flujo: Aplicación instalada en la CADF donde se realizan los cálculos de los caudales y otras variables. Este programa dispone de dos modelos Vx de medición dependiendo de la relación de gas en el flujo. Cada modo requiere de una licencia que debe ser comprada al fabricante del medidor. Modo Oil: Modo Requerido para flujos con GVF menor a 95%. La viscosidad del crudo es función del WLR y las viscosidades de los líquidos.

27 15 Modo Gas: Desarrollado posteriormente por la necesidad de medición en pozos con alta relación de gas. Su rango de aplicación es de 90% a 100% de GVF. Ya que para este rango de GVF no es significativa la viscosidad de los líquidos, no se considera este término Referencias en el PhaseWatcher Las referencias consisten en la medición de la cantidad de cuentas que recibe el detector de centelleos cuando se encuentra cierto fluido monofásico estático con propiedades conocidas en la garganta del Venturi. Las referencias son la base de la medición de las fracciones de área de cada fase y la densidad de la mezcla por lo que es fundamental conocer el procedimiento para su correcta realización y los criterios de aceptación de cada tipo de referencia. Antes de iniciar cualquier referencia es importante verificar que la temperatura del detector de cuentas debe estar estabilizada a una temperatura mayor a la ambiental con el fin de evitar variaciones importantes en la densidad de la muestra en la garganta debido al cambio de temperatura. Para las referencias realizadas la temperatura de estabilización del detector se fijó en 85 C Referencias de vacío con aire La garganta del medidor es llenada con aire a condiciones atmosférica ya que la atenuación de masa del aire a los rayos gamma bajo esas condiciones tiene un valor cercano a cero. Se remueve cualquier suciedad en las ventanas de la garganta para remover materiales que puedan aumentar la atenuación del rayo en el tubo. El usuario solicita la realización de la prueba en la computadora, y en ese momento debe introducir la temperatura de ambiente y confirmar el diámetro interno de la garganta del medidor. Se inicia la cuenta de fotones para los niveles de energía de interés y el cálculo de la desviación estándar para cada nivel. La computadora de adquisición de datos realiza correcciones para reducir la influencia de la humedad del aire dentro del Venturi en las mediciones. Los resultados de las mediciones y las desviaciones estándar son mostrados en la ventana de la aplicación del Service Manager para informar al usuario las condiciones actuales de la prueba. La referencia finaliza por orden del usuario, que debe elegir si actualizar la configuración de los pozos con la nueva referencia o descartarla. La duración mínima de la prueba debe ser 30 minutos. El fabricante recomienda repetir la referencia con el fin de verificar la calidad de los datos recolectados.

28 Referencias de vacío con nitrógeno 16 El procedimiento es similar al de las pruebas con aire solo que se usa nitrógeno a presiones mayores de 900Psi con el fin de eliminar cualquier rastro de humedad en la tubería. La CADF realiza correcciones para los efectos de presión Referencias de agua o crudo Se coloca el calibrador justo debajo de la garganta del medidor y todo el espacio entre las ventanas cerámicas es llenado con agua o crudo según la referencia a realizar. El usuario debe introducir las propiedades de la muestra en el Service Manager antes de iniciar la referencia. Durante la referencia la CADF recibe el número de fotones que inciden en el detector para calcular el coeficiente de atenuación de masa del líquido a condiciones de la muestra. Se muestra en el Service Manager el número de cuentas detectadas, el coeficiente de atenuación de masa y la desviación estándar de los coeficientes de atenuación Referencias de gas Para esta referencia es necesario presurizar, entrampar gas a presión dentro de la tubería del medidor y esperar a que el crudo arrastrado por el gas decante de las paredes del Venturi. Al igual que para las referencias de líquido, la computadora de adquisición de datos de flujo calcula los coeficientes de atenuación de masa del gas y los muestra junto con su desviación estándar en el Service Manager. Es importante mencionar que el Service Manager es capaz de estimar el coeficiente de atenuación de masa del crudo, agua y gas si se cuenta con los valores de algunas de sus propiedades como densidad y viscosidad. Esta opción debe usarse sólo si no se dispone de muestra de algún fluido ya que se obtienen mejores resultados realizando las referencias como se explicaron en los párrafos anteriores Criterios de aceptación de las referencias Las pruebas son finalizadas al cumplirse las siguientes condiciones de las desviaciones estándar calculadas por el medidor Vacío: σ < 1 cps Ec. 2.6 Crudo o agua: σ < 10 5 m 2 kg Gas: σ < 10 4 m 2 kg

29 Modelos PVT: 17 Estos modelos permiten reproducir el comportamiento de los fluidos reales a la hora de hacer los cálculos de caudales de condiciones de flujo a estándar. El Service Manager versión posee tres modelos de interpretación del flujo Black oil: Modelo seleccionado por defecto. Realiza correcciones de volúmenes de fases según el modelo de crudo negro. Además es usado cuando se van a realizar referencias de fluidos PVT de cliente/vx Fluids ID: Para este modo es necesario ingresar una matriz de coeficientes del comportamiento de las densidades, viscosidades, factores volumétricos y merma de las fases en función de la presión y temperatura. Es especialmente útil para mediciones de pozos de gas condensado Blades: Modo diseñado para ser usado durante la producción y pruebas de desempeño del sistema de detector gamma. No se utiliza para las mediciones de prueba de pozo. Los modelos PVT usados para medir caudales en la presente investigación fueron Vx Fluids ID ya que todos los pozos colectados en la estación QE-8 producen gas y condensado. Las matrices PVT cargadas en los archivos de configuración fueron obtenidas por análisis de laboratorio efectuados al momento de instalar el medidor en el año Por similitud en las propiedades de los pozos, se cargó la matriz del pozo QQ-672 a todos los pozos en el múltiple QE-8 menos al pozo QQ-654 al que se le realizó su propio estudio PVT Archivos de entrada y salida de datos Todos los datos, resultados de las mediciones y cualquier otra información importante son almacenados en archivos de texto en el disco duro del datalogger. Estos archivos son: Archivos de configuración Archivos con extensión.cnf que contienen las propiedades de los fluidos de determinado pozo, el modelo PVT de ese pozo, además de referencias realizadas para sus muestras de fluidos y los parámetros del medidor usado, la configuración de los canales de comunicación con los sensores y el detector entre otros. Estos archivos deben transferirse desde la computadora de servicio al datalogger a través de PCAnywhere y luego cargarse a la CADF usando el Service Manager antes de realizar las pruebas de pozo.

30 18 Los archivos de configuración deben actualizarse ya sea manual o automáticamente después de una jornada de referencias para que los nuevos valores de actividad de la fuente y atenuación de masa estén disponibles en las pruebas de pozos a realizar Archivos de resultados Contienen todas las mediciones de los sensores y el detector, los caudales a condiciones de flujo y estándar, fracciones volumétricas, porcentaje de cada fase, entre otros. Los caudales volumétricos de cada fase son los promedios de los calculados por el PhaseWatcher a lo largo de la prueba Archivos de eventos y alarmas Contienen todas las alarmas (.alm) y eventos (.evn) registrados en el medidor. Llevan registro de los comandos enviados a la computadora de flujo y de las condiciones que puedan influir negativamente en la medición Archivos encriptados Documentos de texto que contienen toda la data recogida por los sensores y los resultados calculados. La información se encuentra encriptada por los que no es posible usar la información sin un software especial Principio básico de funcionamiento Antes de iniciar cualquier prueba de pozo con el PhaseWatcher es necesario realizar referencias de vacío y referencias de crudo, gas y agua con muestras del pozo a fluir por el medidor. Los resultados de las referencias junto con el modelo PVT del pozo deben ser cargados a un archivo de configuración y almacenados en el perfil de pozo correspondiente en la CADF. A continuación se explica en rasgos generales el principio de medición del PhaseWatcher. En condiciones de flujo, el PW toma como datos del cálculo los valores de la presión diferencia entre la entrada y garganta del tubo Venturi, la presión de la garganta, la temperatura de flujo, y el número de cuentas de baja (31KeV) y alta energía (81KeV) que inciden en el detector de centelleos. Las cuentas de 356KeV no son usadas en el cálculo. Además, el PW tiene almacenados en memoria los valores de los coeficientes de atenuación de masa para cada fase y nivel de energía, los modelos PVT de cada fase y las dimensiones del tubo Venturi.

31 19 El cálculo de las fracciones volumétricas de cada fase en la garganta del Venturi se realiza usando los números de cuentas detectadas por cada fase, la densidad de cada fase a las condiciones de flujo y los coeficientes de atenuación de masa para cada fase en condiciones de flujo. Para cada nivel de energía se tiene una ecuación. Ec. 2.7 N baja = Nvacio baja e d ( α ρ ν + α ρ ν + α ρ ν ) c c c baja a a a baja g g g baja Ec. 2.8 N alta = Nvacio alta e d ( α ρ ν + α ρ ν + α ρ ν ) c c c alta a a a alta g g g alta Además se sabe que Ec. 2.9 α α + α = 1 c + a g El sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas se puede escribir en forma matricial Ec ρ c ν ρc ν 1 c baja c alta ρ ν a ρ ν a 1 a baja a alta ρ ν g ρ ν g 1 g baja g alta α 1 ln c d α = 1 a ln d α g ( Nvacio N ) ( Nvacio N ) 1 baja alta baja alta Al resolver el sistema se puede calcular la densidad de la mezcla y del líquido en condiciones de línea por medio de Ec ρ m = α ρ + α ρ + α c c a a g ρ g Ec ρ = ρ α + ρ α l c c a a Suponiendo que no hay deslizamiento entre las fases, se puede simplificar la relación de la fracción volumétrica del gas a Ec.2.13 GVF = qg q α g = α + α + α c a g = α g

32 El caudal volumétrico de gas en condiciones de flujo se estima usando la ecuación de tubo Venturi modificada para gas húmedo 20 Ec q g = C g 1+ M E A g T ε 2 ΔP ρ ρl 1 GVF C g ε ρ GVF C g l Donde C y C son factores de corrección en función del número de Reynolds del gas y g l líquido respectivamente. El caudal volumétrico de líquido viene dado por Ec q l = q g 1 GVF GVF Sin deslizamiento, la relación agua-líquido se expresa de la forma Ec WLR = q q a l α a = α + α a c Finalmente, los caudales de crudo y agua serían Ec q a = WLR q l Ec q = q ( 1 WLR) c l Como las densidades de cada fase en condiciones de línea son conocidas gracias a los modelos PVT, los caudales másicos son conocidos. Ec Q c = q c ρ c Qa = q a ρ a Qg = q g ρ g Con los mismos modelos PVT es posible calcular los caudales volumétricos en condiciones estándar

33 21 Ec q c cs Qc = ρ c q a cs Qa = ρ a q g cs Qg = ρ g Todos los datos recolectados y los resultados obtenidos son escritos en un archivo de salida que es enviado desde la CADF al datalogger donde es almacenado temporalmente. No todas las ecuaciones presentadas arriba son las realmente usadas en los cálculos de flujo ya que el fabricante no las ha publicado. Las mostradas aquí son simplificaciones obtenidas de los manuales y documentos del medidor Separador de pruebas Descripción: Equipo utilizado para separación de fases del flujo trifásico producido por un pozo. La separación se realiza principalmente por medio de la gravedad que separa las fases en estratos horizontales según la densidad de cada una Especificaciones: El separador de pruebas tiene una presión de operación máxima de 1440 Psi. Ya que el caudal de agua por los pozos a probar es bajo y se conoce la relación agualíquido por medio de muestras, la separación entre fases líquidas no es requerida, por los que el separador posee una sola salida de líquidos y una salida de gas Componentes: El separador de pruebas esta conformado principalmente por Recipiente Lugar donde ocurre propiamente el proceso de separación. Está compuesto por un cilindro de 1,5 m de diámetro y 6 m de longitud con cabezales semielípticos 2: Visor de nivel Tubo de material transparente instalado en forma vertical en la parte externa del recipiente que permite visualizar el nivel de líquidos dentro del separador Válvulas Check: Instaladas en cada línea de salida del separador. Son necesarias para evitar que entren fluidos por las líneas de salida. Control: Usadas en las líneas de salida del separador para controlar los caudales y la presión dentro del tanque. El equipo cuenta con válvulas Fisher de 4 pulgadas para la

34 22 descarga de gas y de 2 pulgadas para las descargas de líquido. La apertura y cierre de estas válvulas es regulada por el sistema de control de nivel del recipiente. Seguridad: Válvulas necesarias para evitar funcionamiento del separador fuera de los límites de presión permitidos. El equipo posee dos válvulas de seguridad calibradas a 1400 Psi ubicadas sobre el recipiente que permiten la salida de gas desde el separador directamente a la línea de salida. Además cuenta con una válvula de cierre instalada en la línea de entrada que puede activarse manual por medio de un botón de emergencia o automáticamente en caso de presentarse funcionamiento inadecuado Puntos de toma de muestras El separador posee cuatro puntos para toma de muestras: antes de la entrada del recipiente para muestras multifásicas, en las descargas de crudo y gas para muestras separadas y en el fondo del tanque en la zona de acumulación de agua para muestras de este líquido Medidores de flujo Placa orificio. Medidor de caudal por diferencial de presión usado en la descarga de gas. El sistema de medición por placa orificio del separador cuenta con las siguientes partes: Caja Daniel Senior. Dispositivo instalado para sustitución rápida y segura de la placa orificio de la línea de gas. Permite retirar la placa bajo condiciones de flujo en la línea. Placa orificio. Obstrucción colocada en el flujo que produce la caída de presión en el gas. El diámetro del agujero debe ser seleccionado de forma tal que la caída de presión generada se encuentre cerca del punto central del rango de calibración del registrador de presión diferencial. Las placas orificio instaladas deben cumplir con las condiciones impuestas por la norma AGA-3 para minimizar los errores en la medición. Tuberías del medidor. Para evitar irregularidades en el flujo que aumentan la incertidumbre en la medición del caudal, la norma AGA-3 exige la instalación de secciones rectas de tubería según las condiciones de flujo y el diámetro de la tubería. Las tuberías instaladas en el medidor usado cumplen con estas condiciones. Registrador. Instrumento que graba la presión diferencial del medidor y la presión estática aguas arriba de la placa. Las mediciones son registradas continuamente en el tiempo en una

35 23 cartilla cuadrática circular. Los valores registrados deben transformarse a unidades de presión dependiendo del rango de calibración del registrador usando la relación Ec Δ P( p lg H O) Ec P ( Psia) 1 2 = Lectura = Lectura 2 P1 2 ΔP rango 100 rango 100 P1 ΔP Donde Lectura es el valor registrado en la cartilla rango es el valor máximo de calibración ΔP P 1 Presión diferencial Presión de línea aguas arriba de la placa Se empleó un registrador marca Barton modelo 202E calibrado para: Presión diferencial: plg H2O Presión estática: Psia Turbina. Medidores de flujo instalados en las descargas de líquido. Consisten en un arreglo mecánico ubicado directamente dentro de la tubería que genera pulsos magnéticos dependiendo de la velocidad del flujo. Los pulsos son tomados por una computadora para cuantificar el flujo. Los componentes principales de los medidores de turbina son: Aletas estabilizadoras del flujo. Placas colocadas antes y después del rotor que reducen la rotación en el fluido a medir. Rotor. Elemento ubicado directamente en el paso del fluido. Parte de la energía cinética del fluido es transmitida al rotor que gira alrededor de su eje ubicado en dirección paralela a la dirección del flujo. Colector de señales. Imán y bobina que recibe su campo magnético distorsionado por el paso de las aspas del rotor. El colector produce una señal pulsátil con frecuencia proporcional a la velocidad de giro del rotor. Computadora de flujo. Recibe la señal generada por el colector y calcula el flujo por el medidor. Posee una pantalla donde muestra el caudal instantáneo y el caudal total que ha fluido por el medidor después de la última puesta en cero. La computadora debe

36 24 configurarse con el factor de calibración único para cada medidor y las unidades de volumen en las que se desean los resultados del cálculo. La medición del flujo de líquido se realiza mediante turbinas NuFlo de 1 ½ o 2 pulgadas según el caudal. Cada medidor tiene instalada una computadora de flujo NuFlo MC-II Plus Múltiple de QE-8 Punto de recolección de la producción de 8 pozos de gas. El múltiple cuenta con una válvula multipuerto de 8 entradas. Posee un cabezal de pruebas paralelo al cabezal de producción general que permite desviar un pozo para realizar pruebas mientras los demás son descargados en el cabezal de producción. La mezcla recolectada en esta estación es dirigida a través de un gasoducto de 16 pulgadas a la estación QE-2 donde es tratado y posteriormente enviado al Complejo Jusepín de PDVSA. El múltiple QE-8 se encuentra a 5 minutos de la población de Quiriquire al norte del estado Monagas a 2 Km. de la planta compresora de gas QE Condiciones del lugar Ubicación: A 30 km al norte de Maturín, Estado de Monagas, Venezuela. A 700 km al sudeste de la ciudad de Caracas en 9º 50 N y 63º 10 O. Altitud: Temperaturas: 130 m sobre el nivel del mar. Promedio entre 25 a 34 ºC. Humedad relativa: 82% Características de los fluido de los pozos en QE-8 El promedio de las principales características de los fluidos de los pozos colectados en la estación QE-8 usadas en la realización de referencias con el PhaseWatcher, cálculo de caudales a condiciones estándar en el separador y fracciones de flujo se muestran en la Tabla Prueba de pozo Procedimiento que consiste en cuantificar la producción de crudo, gas y agua de un pozo con el propósito de conocer el aporte de dicho pozo a la producción general y estimar el comportamiento futuro del pozo.