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

Transcripción

1 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

2 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.

3 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.

4 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. Sin embargo, 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 a cerrar pozos que todavía pueden producir, ya que cerrándolo más tarde puede resultar en pérdidas - la rentabilidad se convierte en una cuestión de tiempo. 1.2 Solución: Gracias a las tecnologías de medición Multifásica, donde algunos de estos dispositivos son capaces de medir con precisión fracciones muy pequeñas de aceite 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 en que deja de ser rentable, y no antes.

5 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.

6 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

7 2. Medición Multifásico en la produccion petrolera 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

8 2. Medición Multifásico en la produccion petrolera 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

9 2. Medición Multifásico en la produccion petrolera 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).

10 2.Medición Multifásico en la produccion petrolera 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).

11 2. Medición Multifásico en la produccion petrolera 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).

12 3. Tecnologias Disponibles Medición Bi-fásica / Alternativa a la Medición en el pozo Algunas Tecnologias que pueden manejar fluidos bifásicos Coriolis Sonar Híbridos

13 3. Tecnologias Disponibles In-line: Combinación de varios principios de medición: Venturi Rayos Gamma Capacitancia/conductancia Separación (parcial): Enfocado en patines Separación (parcial) en flujos de gas rico y líquido rico Combinación de varios principios de medición Modelos Matemáticos Relaciones Empíricas. Algunos requieren de mezclado

14 3. Tecnologias Disponibles Medidores Multifásico Tabla Comparativa 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

15 3. Tecnologias Disponibles 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.

16 3. Tecnologias Disponibles 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

17 3. Tecnologias Disponibles 3.3 Medidores Multifásico / In-line 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 WRL Viscosidades entre cps Dos Modelos, Alta y baja viscosidad.

18 3. Tecnologias Disponibles 3.3 Medidores Multifásico / In-line Resonancia magnética Incertidumbre Típica: Gas: 2% a 5% Líquidos: 1% a 2% Manejo de 0-98% de GVF y 0-100% de WRL Viscosidades entre cps

19 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 (frecuencia proporcional a la intensidad del campo magnético). Cuando se irradia con ondas de radio de la misma frecuencia, los átomos resuenan (reaccionan a la señal de RF) Los Protones absorben y re-emiten la energía de radio a la misma frecuencia. La señal emitida es proporcional al numero de protones.

20 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 la señal de RM de los átomos de hidrogeno.

21 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Resonancia magnética: Tres pasos secuenciales 1. Crear red de magnetizacion. 2. Exitar átomos de hidrogeno con pulsos de RF. 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) 3. Detectar la señal de RF emitida por los protones del hidrogeno durante el retorno al equilibrio

22 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de flujo En 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)

23 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de la velocidad del flujo

24 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de la fracción de fluido

25 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de la fracción de gas

26 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de la fracción de gas

27 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Medición de aceite y agua El aceite se magnetiza rápidamente Mientras que el agua se magnetiza mucho mas despacio Magneto Principal ---> Para medir el aceite Todos los magnetos---> Para medir el agua y aceite De la relacion entre las senales medidas, las fracciones de aceites y agua se pueden determinar

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

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

30 4.Principio de Medición por resonancia magnética (RM). Resumen de la medición del flujo Un solo principio de medición: Resonancia magnética Cuatro pasos Decaimiento Convectivo velocidad del liquido relacion aceite- Longitud de magneto agua Amplitud de señal y gas Imagen / rebanada fracción de liquido velocidad de gas

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

32 5. Bombeo Multifásico Medidor Multifásico de prueba Reemplaza el Separador de Prueba Requiere Manifold de Prueba y Líneas de prueba para cada pozo. Separador de Produccion. Medidores monofásicos (Agua, Aceite, Gas). Compresor o Flare. Bomba de Crudo. Bomba de Agua

33 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

34 5.Bombeo Multifásico Medición Multifásico en la produccion petrolera

35 5.Bombeo Multifásico Medición Multifásico en la produccion petrolera

36 5. Bbombeo Multifásico Típica facilidad de superficie para produccion de crudo

37 5.Bombeo Multifásico Típica facilidad de superficie para produccion de crudo con MPP

38 5.Bombeo Multifásico Beneficios 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 y así 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 las líneas 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

39 6. Tecnologias disponibles de MPP Oleoducto de transferencia con contenido de gases MP-PCP Serie Sistema de MPP Componentes principales MP-TSP Serie

40 7.Sinergia natural MPFM y MPP Produccion aumentada a la tubería Produccion de los pozos Inglotech MPP/MPFM Solución integral

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

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