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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN DE
FLUJO MULTIFÁSICO CON TECNOLOGÍA CICLÓNICA (REMMS) Y
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS QUE ESTE PROPORCIONA EN
BENEFICIO DE LA INDUSTRIA PETROLERA.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
MARCELO EMANUEL CÁRDENAS REINA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, abril del 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo Marcelo Emanuel Cárdenas Reina, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
Marcelo Emanuel Cárdenas Reina
C.I. 1716769219
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN xi
ABSTRACT xii
CAPÍTULO I (INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE FLUJO MULTIFÁSICO)
1. INTRODUCCIÓN 1 1.1 JUSTIFICACIÓN 3
1.2 OBJETIVO GENERAL 4
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4
CAPÍTULO II (MARCO TEÓRICO DEL ESTUDIO)
2. FLUJO MULTIFÁSICO 5
2.1 Correlaciones de Flujo Multifásico 8
2.2 Antecedentes de Medición de Flujo Multifásico 8
2.2.1 Pruebas de producción 9
2.2.2 Sistemas de control convencionales 12
2.2.3 Clasificación de los equipos de separación 15
2.2.4 Separador de prueba 15
2.2.5 Tanque de Prueba 17
2.2.6 Medidores de flujo 18
ii
CAPÍTULO III (MEDICIÓN DE FLUJO MULTIFÁSICO CON TECNOLOGÍA CICLÓNICA)
3. Sistema de separación ciclónico 22
3.1 Diseño del separador ciclónico 23
3.1.1 Tubería de entrada y tobera 25
3.1.2 Cuerpo cilíndrico del separador multifásico 25
3.1.3 Válvula de control 28
3.1.4 Posicionador 29
3.1.5 Transmisor de nivel 29
3.1.6 Transmisor de presión absoluta 29
3.1.7 Transmisor de caudal 30
3.1.8 Analizador de corte de agua 30
3.1.9 Transmisor de temperatura 30
3.2 Control y monitoreo del sistema de separación 31
3.3 Filosofía de control 32
3.4 Estrategia de control automático 32
3.4.1 Estrategia de dominio de la fase gaseosa 33
3.4.2 Estrategia de dominio de la fase líquida 34
3.4.3 Estrategia integrada 34
3.4.4 Estrategia óptima 35
3.4.5 Funcionamiento del sistema de control 35
iii
CAPÍTULO IV (SISTEMA DE MEDICIÓN MULTIFÁSICA RED EYE) 4. REMMS 39
4.1 Componentes 42
4.1.1 Separador ciclónico de la unidad REMMS 43
4.1.2 Instrumentos de medición y control 49
CAPÍTULO V (APLICACIÓN Y DESARROLLO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN MULTIFÁSICA CON TECNOLOGÍA CICLÓNICA) 5. Aplicación del Sistema de medición multifásico 65
5.1 Operación del sistema de medición multifásica 70
5.2 Descripción del Campo Sacha 76
5.3 Procedimiento de prueba del medidor multifásico 81
5.4 Reportes y resultados de las pruebas realizadas con REMMS 97
5.5 Análisis de los resultados mostrados en las pruebas 104
CAPÍTULO VI(CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL ESTUDIO) 7. Conclusiones del estudio realizado 110
8. Recomendaciones del estudio 111
Bibliografía 112
ANEXOS 113
iv
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA Tabla 1.Dimensiones del sistema GLCC 27 Tabla 2. Especificaciones de diseño para GLCC 28 Tabla 3. Comparativo sistemas multifásicos 68 Tabla 4. Comparativo medidores de corte de agua 68 Tabla 5. Parámetros PVT promedio de los fluidos 77 Tabla 6. Estados campo Sacha 78 Tabla 7. Producciones de petróleo 79 Tabla 8. Producciones de gas 80 Tabla 9. Datos de diseño 82 Tabla 10. Datos registrados en las pruebas de producción 102 Tabla 11. Comparación con ensayos en tanque 104 Tabla 12. Comparación WellPad CTK y REMMS 105 Tabla 13. Comparativo BFPD 106 Tabla 14. Comparativo BPPD 107 Tabla 15. Comparativo BSW 108 Tabla 16. Comparativo BAPD 109 Tabla 17. Errores de las mediciones 110
v
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Régimen de flujo multifásico 7
Figura 2. Regímenes de flujo en pozos de petróleo 7
Figura 3. Sistema de separación de tres etapas 9
Figura 4. Comparación entre sistemas de pruebas de producción 11
Figura 5. Esquema de sistemas convencionales para el control de pozos 13
Figura 6. Esquema de colectores múltiples 14
Figura 7. Medidor Placa orificio 15
Figura 8. Medidor de turbina 16
Figura 9. Separador de prueba 17
Figura 10. Medición en tanques 18
Figura 11. Medidor de Coriolis 20
Figura 12. Medidor de desplazamiento positivo 21
Figura 13. Configuración de lazo cerrado 23
Figura 14. Esquema de separación dentro del GLCC 26
Figura 15. Válvula de control 29
Figura 16. Interfaz gráfica del sistema de control 31
Figura 17. Sistema GLCC para altos y bajos rangos de flujo de gas 33
Figura 18. Medidor multifásico REMMS 40
Figura 19. Separador multifásico en las Minas (Indonesia) 41
Figura 20. Separador multifásico RedEye y sus componentes 43
Figura 21. Entrada del flujo multifásico al separador 44
Figura 22. Entrada de las tres fases al separador ciclónico 45
Figura 23. Diseño mecánico del separador 47
Figura 24. Instrumentación del proceso de separación 50
Figura 25. Medidor de Coriolis 53
Figura 26. Medidor de vórtices 53
Figura 27. Medidor multifásico RedEye 54
Figura 28. Disposición del medidor de BSW en la unidad REMMS 55
Figura 29. Longitudes de onda de los componentes 57
vi
Figura 30. Partes internas RedEye 58
Figura 31. Dispositivo Red Line 59
Figura 32. Transmisor de presión diferencial 61
Figura 33. Pantalla del sistema de control REMMS 63
Figura 34. RTU de la unidad REMMS 64
Figura 35. Recolección de producción de los pozos del WellPad 66
Figura 36. Comparación de sistemas de manifold 67
Figura 37. Comparativo de inversión entre sistemas de medición 69
Figura 38. Operación del separador multifásico 70
Figura 39. Emisores y detectores del equipo infrarrojo 71
Figura 40. Flujo en el medidor infrarrojo 72
Figura 41. Error teórico de la medición del crudo 73
Figura 42. Sistema de adquisición de datos y constatación de pruebas 75
Figura 43. Mapa de ubicación del campo Sacha 76
Figura 44. Campo Sacha Norte 2, pozo Sacha 213D 81
Figura 45. Unidad REMMS instalada en el campo Sacha 83
Figura 46. Unidad REMMS instalada 84
Figura 47. Sistema de comunicaciones instalado 85
Figura 48. Esquema de operación REMMS 85
Figura 49. Interfaz gráfica REMMS 86
Figura 50. Control gráfico de instrumentos 87
Figura 51. Mediciones de los instrumentos 88
Figura 52. Control gráfico de válvulas 88
Figura 53. Información del pozo 89
Figura 54. Panel de control de la unidad REMMS 89
Figura 55. Configuración del pozo 90
Figura 56. Diagnóstico de PID 91
Figura 57. Diagnósticos PID, operación manual 92
Figura 58. Configuración del pozo 93
Figura 59. Listado de pozos 93
Figura 60. Arranque de la prueba 94
Figura 61. Delineamiento del pozo a la unidad REMMS 95
vii
Figura 62. Panel de control de unidad REMMS 96 Figura 63. Manifold Well Pad Sacha–Norte 97
Figura 64. Resultados del Test 98
Figura 65. Historial de los pozos 100
Figura 66. Tiempo de prueba 101
viii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
1. Anexo I Ingreso de datos en el Software TUSTP del GLCC vx 7.7 114
2. Anexo II Modelamiento integrado del control de variables de proceso 116
3. ANEXO III Comportamiento del flujo dentro del separador 117
4. ANEXO IV Datos de diseño del GLCC y REMMS 118
ix
RESUMEN
La cuantificación del flujo multifásico (gas, petróleo y agua), ha sido objeto
de estudio por la dificultad que presenta este el flujo para ser medido, por la
complejidad del análisis de su comportamiento en la tubería desde el fondo
del pozo hasta la superficie y por las variables que afectan a la operación de
traslado del flujo. Al tener tres fases se debe medir individualmente cada una
de ellas para tener un conocimiento real del volumen de producción que se
tiene en un pozo. Para ello a través de los años y con el adelanto
tecnológico se han ido implementando técnicas para realizar la operación de
medición de los fluidos cuando se empieza a explotar un pozo productor y
así tener una idea de las capacidades de producción que este presenta, para
poder determinar, cómo se puede optimizar la producción, cuánto se
produce, cuánto se puede producir de acuerdo a las reservas, predecir
caudales, vida del pozo, tomar decisiones para incrementar su producción y
también para analizar si se utiliza técnicas de recuperación de la producción.
Es por estas razones y pensando en el futuro se han propuesto nuevas
herramientas de medición como lo son los medidores multifásicos, los cuales
son instrumentos capaces de medir el volumen de cada flujo en la mezcla
sin necesidad de separar sus fases, utilizando diferentes principios de
funcionamiento como los medidores sónicos o los medidores gamma, sin
embargo estos a pesar de ser tecnología sofisticada, aun presentan
deficiencias operativas en cuestiones de precisión y seguridad en su manejo.
Por ello el estudio del separador ciclónico y medidor multifásico REMMS ha
sido de gran ayuda para saber el aporte y los beneficios que este sistema de
medición brinda al utilizar un mecanismo simple con instrumentación
convencional y con la ventaja adicional de la tecnología infrarroja para
determinar y cuantificar los volúmenes de petróleo y agua de una manera
eficiente y precisa.
x
ABSTRACT
The quantification of multiphase flow (gas, oil and water), has been studied
by the difficulty that this flow has to be measured, the complexity of analysis
of their behavior in the pipe from the bottom of the well to the surface and by
the variables affecting the operation of moving the flow. Having three phases
should be measured individually each of them to have a real knowledge of
the volume of production that has a well. To do this through the years with
technological advancement techniques have been implemented to perform
the measurement operation when fluid begins to exploit a producing well and
get a good idea of the production capacity that this presents, to determine
how to optimize the production, how much is produced, how much can be
produced according to the reserves, predict flow, well life, make decisions to
increase production and to analyze if developed recovery techniques of
production.It is for this reasons and thinking about the future have been
proposed new measurement tools such as multiphase meters, which are
instruments capable of measuring the volume of each flow in the mixture
without separating the phases, using different operating principles as sonic or
gamma gauges, but these still sophisticated technology, operational
deficiencies in accuracy and safety in handling. This is why the study of the
cyclone separator and multiphase meter REMMS has been helpful to know
the contribution and the benefits it provides measurement system using a
simple mechanism with conventional instrumentation and with the additional
advantage of infrared technology to determine and quantifying the volume of
oil and water in a efficient and accurate. The REMMS multiphase meter
technology used to measure and display the results of a production test in
the shortest possible time in a continuous manner and in real time. For all
these qualities, advantages and applications that provides REMMS system, it
is said that this tool will provide breakthroughs in the future of the
quantification of oil for the benefit of Ecuador's oil industry.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE FLUJO MULTIFÁSICO.
1. INTRODUCCIÓN.
En la industria petrolera la cuantificación de los hidrocarburos ha sido y será
siempre un factor importante para verificar la producción de petróleo, gas y
agua. Para poder determinar valores desde el punto de vista de reservas y
producciones de pozo. En la actualidad en el Ecuador la recolección de
losdatos de pruebas de producción se los ha hecho de una forma tradicional,
ya que se han utilizado tanques o separadores de prueba que permiten
realizar la medición de hidrocarburos; los tanques están diseñados para
almacenar fluidos, en estos se puede medir el nivel de fluido que se tiene y
de esta manera ver el volumen. En los separadores de prueba se separan
los fluidos para poder cuantificar las cantidad de las fases como gas,
petróleo y agua, además para la medición con estas herramientas se
necesitan de infraestructuras adicionales como botas de gas, mecheros y
Tanques de Almacenamiento, para tener una mejor interpretación de lo que
sucede en los pozos y de todos los aspectos fundamentales, como aumento
de BSW, migración de gas, GOR. El Medidor Multifásico REMMS es una
herramienta que utiliza tecnología ciclónica para separar el gas del flujo
líquido, luego mediante el dispositivo RedEye incluido en el separador se
puede determinar el corte de agua sin necesidad de separar el petróleo y el
agua ya que un sistema infrarrojo calcula el volumen de cada fluido, así el
medidor multifásico ayuda a cuantificar la producción de un pozo de una
manera eficiente y real, en las fases de gas, petróleo y agua. Existen
diferentes tipos de medidores de flujo multifásico, en el Ecuador se ha
utilizado varios sistemas de medición para diferentes tipos de fluidos
producidos en los pozos de todo el territorio. Uno de ellos puede ser el
2
“Medidor de Flujo Multifásico de Fuente Radioactiva” pero también se debe
ver los riesgos de trabajar con radioactividad, otros pueden ser los
medidores sónicos pero no son aplicables para todo tipo de fluidos o no son
muy precisos en sus mediciones. Por otro lado el medidor REMMS permite
cuantificar el petróleo y agua en tiempo real, sin necesidad de separarlos. Un
sistema común sería un separador de prueba que separe las fases para
determinar el caudal de cada una individualmente y de esta manera dar la
medición aunque no con exactitud. Identificar las diferencias entre cada
sistema y ver cual es más factible proporcionará una mejor perspectiva para
la innovación en los diferentes procesos de medición en la industria
petrolera. Este estudio expone como se puede optimizar los espacios físicos,
las facilidades en las locaciones de los pozos, de manera que se utilicen de
forma adecuada los recursos con equipos de última tecnología que nos
ahorran espacio y recursos económicos.
El implementar una nueva tecnología lleva a que los operarios se
familiaricen con el cambio y a que confíen en los equipos ya que estos nos
ayudan a simplificar la operación y a obtener datos reales de lo que sucede
en los pozos, de esta forma se procederá a tomar decisiones que ayuden a
una mayor recuperación de reservas de los yacimientos y a mantener una
producción a largo plazo en buenas condiciones. El presente trabajo va
enfocado a determinar que los medidores de flujo multifásico son la
herramienta actual adecuada para medir flujo y que los equipos que se están
utilizando en la industria como los separadores de prueba o las pruebas
contra tanque ya están quedándose atrás en lo que se refiere a
cuantificación y fiscalización de hidrocarburos. El objetivo del analizar el
funcionamiento del REMMS será el poner en evidencia la capacidad
operativa del mismo como beneficio para las mediciones de flujo de los
pozos y observar la importancia que representa el saber con cuanto fluido se
está trabajando para de esta manera tener una idea clara de la producción,
de como también se puede innovar la medición y optimizar el proceso para
obtener mejores resultados en la industria petrolera.
3
1.1 JUSTIFICACIÓN.
La industria petrolera y la variedad de aplicaciones en ella desde el
descubrimiento del petróleo, han avanzado en beneficio de la economía
mundial puesto que domina el sector energético en un mundo que cada vez
mira hacia el futuro y evoluciona. La cuantificación de hidrocarburos han sido
claves en el desarrollo de esta industria para determinar la producción de
petróleo y gas obtenidos, para estimar la rentabilidad de su extracción,
aplicado a reservas y pozos. Se verá una gama de ventajas de su
implementación y factibilidad en la operación de campo, lo que permitirá
evidenciar una evolución de la medición y separación en los sistemas de
producción de petróleo y gas. El sistema de medición de mezcla multifásica
con tecnología ciclónica GLCC fue desarrollado para la medición y aforo de
flujo en pozos, en la Universidad de Tulsa (Estados Unidos), donde se
propone también un simulador para el diseño e implementación del mismo.
En el Ecuador la industria petrolera se verá favorecida con el desarrollo
tecnológico que este nuevo sistema va a proporcionar, la empresa
WeatherfordShouthAmerica L.L.C. tiene los elementos necesarios para
cumplir con el desarrollo de optimización de la cuantificación de flujos
mediante el RedEyeMultiphase Metering Sistem (REMMS) que es un
sistema que usa la tecnología ciclónica para medir flujos (petróleo/agua) y
gas. Es por medio de la empresa prestadora de servicios petroleros
Weatherford, que se va a describir el sistema REMMS de manera técnica y
profunda para llegar a tener claro como este servirá para optimizar los
resultados de medición en el campo SachaNorte-2 donde se ha instalado el
mismo. El viajar al campo SachaNorte-2 para ver cómo funciona en la
práctica el REMMS y la recolección datos que fundamentará la descripción
operacional de los proyectos en medición de fluidos que se haya realizado.
Los medidores multifásicos REMMS son un ejemplo en lo que a innovación
se refiere y también son muestra de que mediante su utilización se puede
mejorar evidentemente los procesos de medición durante la producción de
pozos y en estos la realización de pruebas.
4
1.2 OBJETIVO GENERAL.
Describir el funcionamiento del Sistema de medición de flujo multifásico con
tecnología ciclónica (REMMS) y dar a conocer como la implementación de
este equipo, permite optimizar el proceso de cuantificación de las fases de
un fluido de producción en los pozos, para evaluar y mejorar el desempeño
del mismo así como permitir una mejor separación y posterior medición de
caudales.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Verificar cuáles son los factores que hacen que la implementación del
Sistema de medición de flujo multifásico con tecnología ciclónica brinde
un mejor resultado en mediciones y cuantificación de caudales.
• Demostrar que la tecnología ciclónica del separador multifásico REMMS
es una alternativa tecnológica que puede optimizar el trabajo en el campo
Sacha y facilitar las operaciones cuando se realizan pruebas de
producción.
• Identificar las ventajas y beneficios que las aplicaciones de este sistema
facilitan para realizar un trabajo más eficiente a un costo más bajo de
capital y de operación.
5
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO DEL ESTUDIO.
2. Flujo Multifásico.
Flujo multifásico es el movimiento del gas y el líquido (petróleo/agua), el gas
a su vez puede estar mezclado en forma homogénea en el líquido que
puede presentarse como una capa sobre el este o ir detrás empujándolo,
puede darse que se muevan en forma paralela y a la misma velocidad sin
producir ningún efecto en la interface gas –líquido. El flujo sale con una
energía desde el yacimiento, esta es la presión que tiene y se va liberando a
través de las líneas hasta llegar a superficie, para optimizar esta energía se
debe realizar un buen diseño de los equipos del pozo y también analizar el
flujo multifásico en ellos. El flujo multifásico se desplaza por la tubería sea
horizontalmente o verticalmente en estranguladores, líneas de flujo hasta
llegar a separadores y tanque de almacenamiento. La producción de un
pozo tiene restricciones como válvulas, reducciones del diámetro de la
tubería y estranguladores necesarios para controlar el pozo, el caudal y
además presentar una contra-presión a la formación. La fricción es un
elemento que impide el movimiento del flujo debido al contacto del mismo
con las paredes de la tubería, la velocidad que tiene un fluido en la tubería
permite determinar el régimen de flujo (laminar o turbulento), también existe
otros parámetros que influyen en el movimiento como lo son la viscosidad el
diámetro de la tubería, la relación gas líquido y porcentaje de agua. Para la
predicción de correlaciones del comportamiento de flujo multifásico a través
de los años se ha analizado tanto en dirección vertical como horizontal
encontrando según (Beggs, 1991) que ambos esquemas tienen similitud y
que las caídas de presión son unos de los mayores problemas a ser
tomados en cuenta, es por esta razón que se producen diferentes tipos de
regímenes de flujo multifásico estos pueden ser:
6
• Flujo de burbuja: Es el flujo que se caracteriza por tener la fase continua
líquido y dentro de ella burbujas de gas dispersas. Este tipo de flujo a su
vez tiene dos tipos de mecanismos de flujo uno es el burbujeante que
presenta un deslizamiento entre fases a bajas tasas y el flujo de burbujas
dispersas donde estas se mueven en la parte superior de la tubería a
tasas altas de flujo.
• Flujo tapón de gas: Es el flujo que se caracteriza por tener burbujas de
gran tamaño rodeadas de una cubierta líquida que ocupan toda una
sección de tubería en flujos intermitentes.
• Flujo estratificado: En este tipo de flujo el gas se desplaza en la parte
superior de la tubería con el líquido debajo con una interfase totalmente
lisa u ondulante.
• Flujo transitorio: Este tipo de flujo se caracteriza por tener cambios de
la fase líquida a gaseosa.
• Flujo ondulante: Este tipo de flujo rompe la interfase gaseosa por
ondulaciones en la fase liquida.
• Flujo tapón de líquido: En este tipo de flujo por ondulaciones la fase
liquida ocupa casi toda la sección de tubería en flujos intermitentes.
• Flujo anular: Es el flujo que se caracteriza por la formación de gas como
núcleo dentro de la fase líquida.
• Flujo de neblina: Es el flujo que se caracteriza por tener la fase líquida
disuelta en la fase continua que sería el gas.
7
En la Figura 1 se puede observar el comportamiento del flujo multifásico en
una tubería horizontal, en la Figura 2 se muestra el cambio esquemático de
regímenes de flujo en pozos petrolíferos.
Figura 1. Régimen de flujo multifásico. (Madrid M. 2009)
Figura 2. Regímenes de flujo en pozos de petróleo. (Cárdenas M. 2013)
8
2.1 Correlaciones de Flujo Multifásico.
Se ha estudiado el flujo multifásico llegando a desarrollar correlaciones
basándose en principios termodinámicos y de flujos, también se ha tomado
en cuenta las caídas de presión, los diámetros de las tuberías,
características de flujo y relaciones gas líquido. Sin embargo no existe una
correlación ideal para determinado flujo, se debe analizar el modelo que se
tiene y de acuerdo a este ver que correlación es la mejor para la aplicación.
Para flujos verticales y horizontales es importante este conocimiento para
poder predecir el gradiente de presión, muchas de estas correlaciones han
sido logradas mediante técnicas de laboratorio y datos de campo para luego
ser deducidas de acuerdo al caso y ser aplicadas. Los factores que se toman
en cuenta para estas correlaciones son la densidad de la mezcla, el factor de
entrampamiento (Hold up), régimen de flujo, factor de fricción, entre otros. Siendo el flujo multifásico en tuberías un problema difícil de modelar se
supone que se tiene para ello un sistema de hidrocarburos compuesto por
gas y petróleo. Se considera que el gas se disuelve en petróleo y que esta
solubilidad disminuye al bajar la presión, también que el gradiente de
temperatura es lineal y que el flujo es isotérmico. La importancia de
transportar tanto gas como líquido simultáneamente es un proceso que
permite ahorrar costos, sabiendo que el gas se va a desplazar sobre la fase
líquida, separada de una interfase lisa u ondulante dependiendo del régimen
de flujo que se tenga. Estos estudios de correlaciones han hecho posible el
optimizar costos de producción haciendo más rentable la explotación de
petróleo mediante software que utilizando estos análisis permiten un mejor
diseño del conjunto de producción, estranguladores eficientes y diámetros de
tubería óptimos (Beggs & Brill, 1991).
2.2 Antecedentes de Medición de Flujo Multifásico.
Los equipos de separación que se han utilizado en la industria petrolera
ecuatoriana han sido de vital importancia y han tenido como objetivo
9
primordial la separación de mezclas de líquido y gas. Este proceso de
separar las fases para luego ser medidas ha sido aplicado ampliamente en
los diferentes campos, para también poder lograr la mayor obtención de
hidrocarburos líquidos, pero debido a la complejidad de los flujos no hay un
criterio único para establecer condiciones de operación adecuadas. Es
importante controlar las presiones y temperaturas de los fluidos y en especial
del gas para que cuando sea enviado a ser tratado no se requiera
comprimirlo. En los campos donde el gas es quemado y no existe equipos
de separación gran cantidad de aceite liviano arrastrado por el flujo también
es quemado originando pérdidas económicas. Para obtener separaciones de
flujo multifásico más completas, dos o más separadores son conectados en
serie para reducir la presión en cada equipoy que el gas se libere, esto se
conoce como separación por etapas como se puede observar en la Figura 3.
Figura 3. Sistema de separación de tres etapas. (Díaz A. 2011)
2.2.1 Pruebas de producción.
Las pruebas de producción son importantes ya que están ligadas a la
medición multifásica ya que cuando se realiza una de estas se mide el flujo
10
para saber el estado de un pozo. Estas consisten en un proceso en el cual
se somete a un pozo a un impulso que provoca un cambio en la tasa de
producción y se determina después el cambio de presión. Es importante
saber qué tipo de fluido producen los pozos, como también las tasas de flujo,
un régimen de producción, velocidades del flujo, caudales entre otros
parámetros que ayudarán a determinar o predecir los tiempos de producción
de los pozos. Las pruebas de producción también han sido usadas para
determinar las presiones del yacimiento, su área, propiedades de los fluidos,
permeabilidad, heterogeneidades de la formación, estratificación, daño de la
formación, índice de productividad, eficiencia de producción, entre otras.
Estos datos son medidos a lo largo de la línea de flujo a través de puntos
clave en fondo del pozo y en superficie como lo son sensores de fondo,
cabezal del pozo, separadores, tanques los cuales ayudaran con información
para verificar si existen cambios en la producción y poder conocer las
condiciones de la misma. Durante las pruebas se obtienen presiones y
temperaturas de fondo como también las tasas de flujo y muestras de fluido.
Estos datos son mediciones dinámicas y sirven para mejorar las condiciones
del yacimiento, diseño de la terminación de los pozos, mejoramiento de las
estrategias de producción y diseño de las instalaciones de producción. Con
los resultados de una prueba se puede también estimar reservas,
diagnosticar cambios inesperados en la producción y evaluar métodos de
recuperación de la misma. Con el avance de las técnicas de medición se han
podido utilizar diferentes herramientas como sensores de fondo y en
superficie medidores multifásicos para que la prueba no sea extensiva y en
pocas horas poder tener resultados de esta.
Para pruebas de producción anteriormente se vio la necesidad de equipos
de superficie para con estos manipular los fluidos producidos, como
resultado de estos requerimientos la utilización de separadores y tanques
para los fluidos fueron la configuración ideal para las pruebas. Adicional a
estos equipos también se incluyó calentadores aguas arriba del separador
cuya función sería impedir la formación de hidratos, reducir la viscosidad del
11
fluido y romper las emulsiones. Actualmente gracias a la tecnología de
medición multifásica se reducen considerablemente la necesidad de un
conjunto complejo de medición como se muestra en la Figura 4.
Figura 4. Comparación entre sistemas de pruebas de producción. (OilfieldReview, 2007)
Un análisis de los fluidos de un pozo es de mucha importancia ya que se
toma una muestra de los fluidos a condiciones de yacimiento y en superficie
y con herramientas de laboratorio se realizan pruebas PVT que brindan
12
información de las características físicas, la composición y el
comportamiento de los fluidos. Estos datos son claves para diseño de líneas
de flujo y las instalaciones tratamiento y bombeo, inclusive para plantas de
refinación y procesamiento especialmente cuando se producen también CO2
y H2S y otros elementos corrosivos. En los análisis de fluidos también se
proveen datos para la simulación de yacimientos, la presión de saturación,
punto de burbujeo y punto de rocío, la relación gas petróleo, la composición
del gas y del líquido, la densidad y la viscosidad. La aplicación de tecnología
de sistemas que manejen la mezcla multifásica determinarán la facilidad del
manejo de este tipo de producciones ya que realizan una buena medición y
no se ven afectados por la salinidad del agua ni de la densidad del crudo
permitiendo de esta manera, la determinación on- line del porcentaje de
agua y de petróleo con una alta precisión.
2.2.2 Sistemas de control convencionales. El control y medición de pozos petroleros productores estuvo históricamente
limitado al ensayo de pozos de recuperación primaria, en estos, el corte de
agua no es un inconveniente y se mantiene normalmente en una proporción
inferior al 70% lo que asegura caudales de producción moderados, luego, el
control de producción de dichos pozos es posible gracias a las facilidades
de producción y con una instrumentación adecuada, errores de medición
aceptables es decir dentro de un rango no muy alto y pocas horas de prueba
de producción o ensayo de los pozos con los sistemas tradicionales de
control.
• Tanque de control.- Son de uso y aplicación en pozos de petróleo que
no producen una gran cantidad de gas, este sistema está compuesto por
un tanque cuyo volumen ha sido determinado por la producción del pozo
con mayor caudal bruto. Normalmente cuenta con un par de transmisores
montados en el tanque y equidistantes entre sí de tal manera que puedan
determinar el tiempo en el cual se llena el volumen total de capacidad del
13
tanque calibrado previamente. De esta manera es que se conoce la
producción bruta del pozo, el agua libre queda bajo el tanque y se drena,
luego se toma el muestreo de la emulsión acumulada remanente dentro
del tanque y esta es utilizada esta para determinar el contenido de agua
en petróleo mediante un análisis de laboratorio que generalmente es por
centrifugación. En la Figura 5 se aprecia el sistema de control
convencional de pozos.
Figura 5. Esquema de sistemas convencionales para el control de pozos. (Llerena J. 2003)
• Separador Bifásico – Tanque de Ensayo.- Este sistema se compone
de un separador de prueba bifásico que va aguas arriba del tanque para
captar el gas producido. El tanque de ensayo o prueba se utiliza
únicamente para determinar el porcentaje de petróleo que produce el
pozo de acuerdo con el sistema descrito anteriormente.
• Separador Trifásico.- Este separador se utiliza para separar tres fases,
gas petróleo y agua. Con la implementación de instrumentación
14
adecuada este separador separa y mide de manera adecuada las fases
drenando por la parte inferior el agua libre, en la parte intermedia la
emulsión agua en petróleo y por la parte superior el gas. Si bien realiza
mediciones directas.
• Sistema de colectores múltiples.- En el desarrollo de yacimientos las
baterías receptoras de la producción se encuentran ubicadas de acuerdo
zonas de acumulación estratégicas. El crecimiento de las zonas de
producción es cubierto gracias a colectores múltiples que están ligados a
otros colectores y a separadores y tanques para procesar la mayor
cantidad de caudal que se está produciendo como se ve en la Figura 6.
Figura 6.Esquema de colectores múltiples.
(Llerena J. 2003)
2.2.3 Clasificación de los equipos de separación.
Los separadores se clasifican por su forma en verticales, horizontales y
esféricos. Por su función en: bifásico y trifásico mencionados anteriormente.
15
También dependiendo de la operación en separador de prueba y de
producción.
2.2.4 Separador de prueba. El separador de prueba se encarga de la producción de un pozo con el
objetivo de cuantificar la producción de gas y de líquido, mediante los
sistemas respectivos de medición. Es importante conocer la producción de
cada pozo y para esto el separador de prueba utiliza dos sistemas de
medición:
• Medidor de orificio.- Es un elemento simple de medición, consiste en un
agujero cortado en el centro de una placa instalada en la tubería. El paso
del gas a través de este orificio cuya área es constate y menor que la
sección de tubería aumenta la velocidad del flujo y se experimenta una
caída de presión como se aprecia en la Figura 7.
Figura 7. Medidor Placa orificio.
(Gutiérrez L. 1997)
• Medidor de turbina.- Este medidor consiste en unos alabes como una
turbina Figura 8, que se instalan en el centro de una tubería para que
giren de manera proporcional al flujo que pasa por ahí. El número de
revoluciones que indique el medidor da el caudal del flujo, pero este
16
medidor está limitado por la viscosidad ya que afecta esta al movimiento
de la turbina, en la Figura 8 se puede observar el medidor.
Figura 8. Medidor de turbina.
(Creus A. 2005)
Para la cuantificación del líquido también se pueden utilizar otros dispositivos
mecánicos de medición, estos como los de medición de gas requieren
calibración periódica. Para verificar el volumen de hidrocarburos que se
están manejando en las estaciones también se cuenta con el sistema LACT.
Un separador toma los fluidos producidos por un pozo, utiliza la fuerza de
gravedad y la diferencia de densidades de las fases. Una vez separadas
tanto fase gaseosa como líquida se miden individualmente a la salida del
recipiente, en la Figura 9 se muestra las partes de un separador. Al ser
instalados los separadores se sobredimensionan intencionalmente para que
sirvan también como separadores de producción, y no tengan problemas con
los tiempos de retención de los fluidos. Para obtener mediciones confiables
por parte de los separadores de prueba se requiere tener condiciones
estables, para lo cual se necesita un tiempo considerable.Los regímenes de
flujo problemáticos son los de tipo tapón, ondulante y los que tienen
espumas, emulsiones, sólidos y contenido de parafinas. Para esto se debe
tratar estas condiciones antes de entrar al separador. Normalmente los
separadores de prueba son recipientes cilíndricos colocados
17
horizontalmente, poseen una longitud que alcanza los 4.6 y 9.1 metros y una
altura de entre 2.4 y 4 metros. El peso de un separador de prueba es de
aproximadamente 10 toneladas.
Figura 9. Separador de prueba. (Oilfield. 2007)
2.2.5 Tanque de Prueba.
Los Tanques de prueba son recipientes cilíndricos donde la capacidad de
almacenamiento varía de acuerdo con el volumen de producción de cada
estación. A menudo se colocan aguas abajo del separador de prueba, con
los cambios de presión en estos recipientes se libera gas produciendo
reducción en el volumen de petróleo y de existir presencia de emulsiones,
estas son tratadas mecánicamente para ser separadas. Este proceso
consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad llamado decantación
donde se deja reposar el fluido para que el componente más pesado
descienda y se deposite en el fondo (diferencia de densidades).
18
El agua por ser el componente más pesado se asienta en el fondo del
tanque. Se utiliza la cinta como medida más habitual para verificar el nivel
del líquido y realizar la medición del volumen, la masa en los tanques se
mide directamente por medio de transmisores de presión. También existen
otras formas de medición en tanques que son muy utilizadas como la
medición hidrostática, palpador mecánico de nivel, flotadores y radares que
envían señales con revote a la fuente que es una antena Figura 10.
De esta manera las pruebas de producción se pueden realizar con los
tanques de prueba conjuntamente con los separadores y las pruebas de
laboratorio.
Figura10.Medición en tanques. (Bruno Schilling. 2004)
2.2.6 Medidores de flujo.
Un medidor de flujo es un instrumento que cumple la función de medir la
cantidad de líquido por unidad de tiempo mediante un dispositivo de
medición, un calculador y un dispositivo de indicación. El dispositivo de
medición toma el valor de volumen o masa del flujo y lo transforma en una
señal la cual se transfiere al calculador, este está compuesto por un sensor y
19
un transductor. El sensor es parte del dispositivo de medición, está afectado
directamente por el flujo que activa su funcionamiento para enviar una señal
dirigida a un transductor. Los transductores envían una señal de salida que
representa la masa o volumen esta señal va directamente al contador o
calculador. El calculador procesa la señal de salida del transductor y
almacena estos datos para luego dar resultados de la medición con
correcciones y ajustes de ser necesario. Un sistema de medición está
compuesto por medidores para masa o volumen conjuntamente con
dispositivos auxiliares y adicionales.
A estos sistemas están asociadas muchas veces errores del valor real de la
cantidad medida o de referencia. Los medidores de flujo deben ofrecer un
amplio rango de medición para trabajar bajo cualquier tipo de operación así
como también exactitud, precisión y eficiencia en las mediciones para tener
confiabilidad en cualquier proceso que se realice. El tubo Venturi utiliza este
principio, utilizando un manómetro podemos con este dispositivo calcular el
caudal instantáneo. La placa orificio se coloca en forma concéntrica dentro
de una tubería, provoca que el líquido se contraiga al llegar al orificio y se
expanda al salir al diámetro de la tubería. El medidor de turbina utiliza el flujo
para que gire su rotor a la velocidad de la del flujo que se está manejando.
Las aspas del rotor giran y pasan por unas bobinas magnéticas que envían
un impulso q alimenta a un medidor de frecuencia y lo convierte a velocidad
de flujo.
Los medidores ultrasónicos trabajan con pares de sondas, emisor y receptor.
Estas se ven activadas por impulsos de tensión generados por los fluidos, el
emisor envía una señal que pasa a través del fluido y es receptada por la
otra sonda que la transforma en señal eléctrica de medición en relación con
los tiempos de propagación del sonido. Se calcula la velocidad de
propagación a través del medio y con ella se determina el caudal.
El medidor de Coriolis se basa en las fuerzas inerciales cuyo principio es que
son generadas cuando una partícula en un cuerpo rotatorio se mueve con
respecto al cuerpo acercándose o alejándose del centro de rotación. Los
20
medidores de tipo coriolis determinan el gasto másico del fluido por medio de
las deformaciones elásticas que sufre el sensor que se mantiene vibrando en
forma natural. Estos tubos son elásticos y se doblan hasta cierta amplitud, si
por el tubo circula un fluido de masa determinada y se ve este también
sometido a una torsión externa, aparece entonces la fuerza coriolis. Esta
fuerza es proporcional al flujo másico y con esta se realiza la medición, estos
caudalímetros por lo tanto dan una medición directa de masa y densidad
como se aprecia en la Figura 11.
Figura 11. Medidor de Coriolis. (Creus A. 2005)
Los medidores de desplazamiento positivo son los más utilizados en la
industria petrolera ecuatoriana, estos utilizan mecanismos que giran con el
paso del fluido, y luego este movimiento es registrado por elementos
electrónicos que receptan las señales. Estos elementos se utilizan además
en la fiscalización de hidrocarburos. El medidor de desplazamiento positivo
es un equipo de medición de flujo que separa un líquido en volúmenes
discretos y los contabiliza de forma separada, automáticamente va
registrando el volumen que va pasando teniendo como referencia un
21
volumen conocido. A medida que el fluido pasa, los alabes y el rotor giran
alrededor de una leva fija como se muestra en la Figura 12.
Figura 12. Medidor de desplazamiento positivo. (Ramos F. 2013)
22
CAPÍTULO III
MEDICIÓN DE FLUJO MULTIFÁSICO CON TECNOLOGÍA CICLÓNICA.
3. Sistema de separación ciclónico. En los últimos años se ha venido trabajando en el desarrollo de nuevas
tecnologías para identificación de flujo y separación de las fases en una
mezcla multifásica. La separación de estas fases se logra mediante el efecto
ciclónico orientado directamente a la medición de flujo multifásico durante la
producción de los pozos. El éxito de la medición radica en la eficiencia de la
separación de la fase gaseosa y líquida, y de la precisión que presenten los
medidores colocados en la línea de gas y líquido, como lo es el medidor de
coriolis y de corte de agua que ofrecen mediciones para una sola fase.
Actuando bajo estos parámetros el sistema de separación ciclónico está
orientado a brindar alternativas económicas y eficientes en relación a
sistemas de medición con separadores de prueba.Este sistema es
automático posee un sistema de control que permite de manera remota ser
controlado y monitoreado, Maneja ciertas condiciones operacionales que
deben ser tomados en cuenta para su implementación como lo son:
parámetros de dimensionamiento, modelado de la mezcla y estrategias de
control automático. En la Figura 13 se muestra el esquema del sistema Gas
Liquid Cilindrical Cyclon (GLCC).
El GLCC está compuesto de un cilindro instalado en forma vertical sin partes
móviles, alimentado por una tubería ligeramente inclinada para que las fases
se vayan separando. En el interior del sistema de separación la mezcla es
sometida a fuerzas gravitacionales, como también fuerzas centrífugas y de
flotación. Es de esta manera que el fluido comienza a girar, logrando un
campo de fuerzas centrífugas que provoca que la parte de la mezcla de
23
mayor densidad sea enviada a la pared interior del cilindro y el gas sea parte
del centro del remolino. Luego las fases son expuestas a fuerzas
gravitacionales y de cuerpo, lo que hace que la parte más densa se acumule
en el fondo y el gas salga por la parte superior del cilindro.
El sistema GLCC tiene una configuración de lazo cerrado que permite que el
proceso de medición se ejecute eficientemente para luego volver a mezclar
las fases.
Figura 13. Configuración de lazo cerrado GLCC. (Godoy J.2008)
3.1 Diseño del separador ciclónico.
En la Universidad de Tulsa se ha trabajado en un simulador para entender el
diseño y caracterización del sistema de medición GLCC, conocido también
como GLCC V 7.8 (L.E, October, 1999). Este simulador se basó en el
modelo mecánico del fluido y cálculos numéricos de dinámicas de fluidos en
24
computadora Computacional Fluid Dinamics (CFD) el cual actúa en un
ambiente Windows. Este programa de computación permite diseñar
adecuadamente el separador tomando como referencia el comportamiento
de flujo y su predicción para cualquier condición operacional en el simulador.
Los modelos mecanísticos como análisis nodal, cálculos de regímenes de
flujo son importantes y de gran ayuda para entender la dinámica de los
fluidos en un pozo y como estos llegan al separador, que permite extrapolar
esta información para luego ser aplicada a diferentes condiciones de flujo,
pero la simulación numérica con CFD permite un análisis de la hidrodinámica
más efectivo y detallado del comportamiento del flujo, distribución de gas y
líquido, Holdup y trayectoria de las partículas.
El sistema estándar tiene las dimensiones de 2 x 2.5 x 4m, la tubería de
entrada al cuerpo del separador o ducto de alimentación también puede ser
un ducto doble de entrada con diámetro de 4’’ con una inclinación de 27°.
Parte del conjunto de medición son las válvulas de control de flujo y los
medidores de flujo de cada una de las fases, de estas herramientas depende
el buen funcionamiento del sistema de medición. Para el desarrollo de este
proyecto de medición se utilizó válvulas de control tipo VeeBall utilizadas
para ambas fases. Estas válvulas permiten una operación equilibrada entre
la apertura y el flujo volumétrico regulado. Por otro lado los medidores de
flujo tipo coriolis cumplen con las condiciones del proceso de medición de
flujo acoplándose a caídas mínimas de presión ya diferentes condiciones de
operación que presenta el proceso, también son adaptables a sistemas de
monitoreo y control. Debido a un alto rango de medición de gas se adaptó un
sistema de dos medidores para dos salidas de gas. De esta manera el
medidor coriolis mide un bajo rango de gas y otro un rango alto. Dentro del
sistema también entra un medidor de corte de agua para la parte líquida,
este se encargará de estimar el porcentaje de agua combinado en la fase
líquida. Mediante la determinación de la fracción de agua producida es
posible cuantificar el volumen de aceite producido.
25
3.1.1 Tubería de entrada y tobera.
Esta tubería es parte fundamental del sistema GLCC ya que transporta el
flujo multifásico al interior del separador y también realiza una separación
previa de la mezcla, esta parte del separador es importante para el
funcionamiento del sistema ya que distribuye el flujo y le da velocidad
tangencial necesaria para la entrada al separador. La tubería de entrada
tiene una ligera inclinación que ayuda a la separación de las fases causando
estratificación de las mismas.
El ángulo que se utiliza para la inclinación en relación a la horizontal ayuda a
la separación también tomando en cuenta parámetros como inclinación ideal
y caída de presión. La tubería inclinada termina en una tobera adaptada al
cilindro del separador, esta cumple la función de dar aceleración a la mezcla
para alcanzar las velocidades requeridas por la operación del separador
ciclónico que son entre 10 a 20 ft/s. Estas velocidades dentro del cuerpo del
separador deben ser controladas, porque un exceso de velocidad fuera del
rango recomendado puede llegar a desarrollar un vórtice muy amplio dentro
del separador provocando arrastre de las fases a las líneas opuestas. Las
velocidades tangenciales excesivamente altas pueden provocar erosión y
son de mucho cuidado para la conservación del equipo según la norma API
RP14E (Shirazi S., 1994 New Orleans).
3.1.2 Cuerpo cilíndrico del separador multifásico.
Este componente tiene relación directa con la longitud y diámetro para su
diseño, y es de gran importancia para la correcta separación de las fases.
Dentro de este cuerpo cilíndrico las fases son expuestas a fuerzas de
flotación, arrastre y centrifugas, que actúan sobre cada partícula del flujo,
ayudando a una mejor separación del gas y el líquido, tomando en cuenta
que las fuerzas centrífugas son inversamente proporcionales al diámetro y la
disminución de velocidad tangencial es directamente proporcional a la
26
longitud. En la Figura 14 se muestra el proceso de separación y la formación
del vórtice dentro del cuerpo del separador.
Figura 14. Esquema de separación dentro del GLCC. (Gómez E. 2005)
• Diámetro.- Se ha tomado en cuenta dos parámetros operacionales para
establecer el diámetro del GLCC, uno es la velocidad crítica del fluido
tanto del gas como del líquido. La velocidad crítica es la velocidad
mínima requerida para que la fase liquida y gaseosa salgan por los
ductos adecuados (L.E, October, 1999).
• Longitud.- En referencia a la tubería por donde ingresa el líquido se
toma en cuenta la longitud por encima de esta,ya que si es muy corta
abría exceso de líquido en la parte superior del cilindro y el vórtice se
formaría más arriba de lo óptimo para separar las fases provocando que
el líquido migre a la salida de gas. En el sistema de separación GLCC un
valor mínimo para longitud después de realizar experimentos en ellos
como también implementaciones en campo ha dado la dimensión de 4 a
27
5 pies para separadores de 3 a 6 pulgadas de diámetro (L.E, October,
1999). Un tiempo prudente de retención evita el arrastre de las partículas
de cada fase y un buen funcionamiento con el valor de 4 a 5 pies para los
mismos diámetros anteriormente señalados.
• Nivel.- Debido al exceso de velocidad tangencial partículas de gas
ingresan el vórtice del líquido causando que estas burbujas sean
arrastradas a la línea líquida. Este fenómeno se presenta cuando el nivel
del vórtice está muy por debajo de su sitio habitual y ocurre cuando
existe poco flujo. Para situaciones con altos flujos de la mezcla se
presenta lo opuesto, que las partículas de líquido se van arrastradas a la
línea de gas. El nivel de líquido está determinado por la caída de presión
en las salidas de gas y líquido.
La fabricación del separador es en acero al carbón, algunas de las
especificaciones de detallan en las tablas 1 y 2.
Tabla 1. Dimensiones del sistema GLCC.
(Godoy J.2008)
Datos GLCC Valor nominal
Diámetro 6 pulgadas
Longitud 14.76 pies
Diámetro de la línea de entrada
(dual)
4 pulgadas
Diámetro de la línea de alto rango de
flujo de gas
2 pulgadas
Diámetro de la línea de bajo rango
de flujo de gas
1 pulgadas
Diámetro de línea de flujo de líquido 2 pulgadas
28
Tabla 2. Especificaciones de diseño para GLCC.
Variables Rango Unidades
Gasto volumétrico
del líquido
30 – 800 BPD
Gasto volumétrico
del gas
0.2 – 1 MMscfd
Corte de agua 0 - 95 %
Gravedad
específica del gas
0.75 Adimensional
Temperatura 77 – 95 °F
Presión 6 – 21 Kg/cm2
(Godoy J.2008)
3.1.3 Válvula de control.
Las válvulas de control maneja el fluido circulante, generalmente es gas
licuado, agua, vapor, petróleo entre otros componentes. Esta válvula es
actuada para compensar el valor de entrada y regularlo al valor deseado. La
válvula de control está compuesta por un actuador que provee la fuerza para
operar la válvula, como también accesorios e instrumentos como
posicionadores, transductores, reguladores de presión, operadores
manuales y limitadores. En la Figura 15 se muestra la válvula de control y
entre sus partes, el posicionador que actúa de acuerdo a la señal que se le
envía.
29
Figura 15. Válvula de control.
(Gómez E. 2005)
3.1.4 Posicionador.
El posicionador es el dispositivo encargado de convertir la señal eléctrica
que envía el controlador a una señal neumática de presión que se utiliza
para regular la válvula al valor requerido. La señal eléctrica está en el rango
de 4 a 20 miliamperios que respectivamente en la señal de presión es Pmin
y Pmax.
3.1.5 Transmisor de nivel.
El transmisor de nivel mide la diferencia de presión entre dos tomas, por eso
se le conoce también como transmisor de presión diferencial. Una de las
tomas es la lectura positiva de presión y la otra es la de valor de presión que
no se requiere. El transmisor hace una analogía de presión a voltaje
basándose en las lecturas de presión que dan la columna de líquido
asociadas al nivel del separador.
3.1.6 Transmisor de presión absoluta.
El principio que usa este transmisor es el de manómetro diferencial o lo
mismo que es medir diferencia de presiones entre la presión atmosférica
30
(14.7 psi) y la presión que se desea medir. La toma de la presión está
ubicada en la línea de gas, este transmisor está calibrado dentro del rango
de 0 a 400 psi.
3.1.7 Transmisor de caudal.
El transmisor de caudal utiliza la señal que le proporciona el medidor másico
de la mezcla multifásica coriolis, y de esta manera se determina el flujo que
circula a través de la tubería de acuerdo con las vibraciones del tubo del
medidor de coriolis cuando un flujo pasa a través de él. Estas vibraciones
son captadas por un sensor que envía la señal y son traducidas a velocidad
del flujo para luego realizar los cálculos de caudal conociendo el diámetro
interno de la tubería. El transmisor de gas utiliza el mismo principio con las
condiciones estándar que exige el manejo de gas a temperatura y presión
controladas.
3.1.8 Analizador de corte de agua.
El analizador de corte de agua entrega el valor de corte de agua del crudo
que se está produciendo. El principio de medición de este transmisor es su
funcionamiento capacitivo. El analizador ve que el crudo y la parafina
presentan una constante dieléctrica distinta que la de agua ya que el agua
tiene una capacidad de transmitir la corriente alta que difiere de la del
petróleo. Este transmisor genera un campo eléctrico que reacciona con las
moléculas de la mezcla, así mide las pérdidas capacitivas y las traduce al
porcentaje de agua presente en la mezcla.
3.1.9 Transmisor de temperatura.
El transmisor de temperatura toma el valor mediante unatermocupla y un
dispositivo que envía la señal de la temperatura a manera de voltaje en un
31
rango de 4 a 20 miliamperios traducidos a un rango de 32 a 400 grados
Fahrenheit.
3.2 Control y monitoreo del sistema de separación.
Los componentes del sistema son un interfaz usuario máquina y una base
de datos almacenada en un ordenador industrial que toma lecturas de todos
los instrumentos con una frecuencia de 0.2 Hz y los va almacenando para
posteriormente utilizarlos y procesarlos. La pantalla es totalmente interactiva
y muestra la información del proceso claramente, se muestra en la Figura
16. En esta interfaz gráfica se puede observar la operación y monitorearla en
línea, valiéndose de la información que arrojan los medidores y los sensores.
La interfaz de operación conecta al operador con el PLC (Programador
lógico controlable) Allen Bradley que es el elemento en este sistema de
medición que monitorea los instrumentos y controla las variables de proceso
del sistema.
Figura 16. Interfaz gráfica del sistema de control. (Godoy J.2008)
32
3.3 Filosofía de control.
La automatización del proceso y control de las variables operacionales son
de gran importancia para conseguir una separación adecuada de las fases y
de esta manera obtener mediciones precisas y confiables del flujo. Para esto
se necesita poner énfasis en criterios del proceso como lo son el nivel del
líquido dentro del separador y la presión que se está manejando, estas dos
variables deben ser estables en cualquier condición de operación.
Mediante la manipulación de las válvulas de control del separador se puede
controlar niveles de referencia establecidos, ayudados también por sensores
que utilizan transductores de presión diferencial que indican el nivel dinámico
del líquido dentro del separador. Tomando estos valores de referencia el
operador puede trabajar utilizando un sistema de control automático
centralizado, donde utilizará apertura o cierre de las válvulas para buscar un
nivel de separación optimo, los sensores ayudan a modelar el esquema de
automatización que van a actuar de acuerdo con la señales enviadas para
luego ser comparadas con el valor requerido de líquido dentro del GLCC y
así separar de manera exitosa la mezcla.
Si existiera una desviación de entre lecturas,tanto la enviada por el sensor
como la de valor requerido, existe un sistema que la corrige el cual es el
accionamiento de un controlador tipo PID (Proporcional Integral Derivativo),
el cual cumple la función de control en apertura y cierre de válvulas de
control de flujo en la descarga del separador. En la Figura 16se pueden
observar las válvulas de control de flujo en el sistema de separación.
3.4 Estrategias de control automático. Las válvulas de control de flujo se manejan por medio de la aplicación de
diversos esquemas o planes de control, así cada válvula de control de flujo
se basa y es actuada bajo cuatro posibilidades de estrategias de control.
33
Estas estrategias se rigen a las condiciones operacionales del pozo y del
comportamiento del flujo multifásico.
3.4.1 Estrategia de dominio de la fase gaseosa.
Esta estrategia es utilizada cuando la fase gaseosa domina y se tiene un
flujo más alto de gas, de tal manera que se va a trabajar con la válvula de
flujo de gas, la cuál va a causar variación de la variable que es nivel de
líquido en separador. (Wang S., 2000). Este parámetro se controla tomando
como lectura de referencia los datos brindados por el sensor, luego estos
mismos serán comparados con el dato de referencia de nivel deseado y
manipulando la apertura o cierre de la válvula de flujo de líquidopor medio de
un controlador PID para solucionar esta desviación. Se utiliza dos válvulas
de salida de gas una de alto rango y una de bajo rango, como se muestra en
la Figura 17 del sistema normal de un GLCC con dos líneas de gas.
Figura 17. Sistema GLCC para altos y bajos rangos de flujo de gas. (TUSTP. 1995)
34
3.4.2 Estrategia de dominio de la fase líquida.
Se utiliza esta estrategia de control cuando la fase que domina es el líquido,
y se realiza con la válvula de flujo de líquido, que a un flujo alto de líquido
está muy cercana a la apertura total y hay muy poca oportunidad de
maniobra por lo que es reducida su margen de control. El fin del control de
flujos alto de líquido es mantener el nivel deseado para la separación
adecuada de las fases, este parámetro se controla con la lectura de
referencia del control de nivel de líquido que envía el sensor, junto con la
acción de apertura o cierre de las válvulas de gas tanto la de rangos altos
como la de rangos bajos y la apertura constante de la válvula de flujo de
líquido.
3.4.3 Estrategia integrada.
Se utiliza esta estrategia cuando el sistema no está dominado por ninguna
de las fases y el flujo se comporta de forma aleatoria. Como las anteriores
estrategias esta se preocupa por el control del nivel del líquido como también
de la presión del gas en el separador (Wang S., 2000). La presión al igual
que el nivel se controla mediante un sensor, este da una lectura de
referencia de presión absoluta, las válvulas de flujo de gas también son
controladas, dependiendo del rango con el que se esté trabajando. Los
estudios han demostrado que el control de presión mediante la apertura y
cierre de las válvulas de gas y el nivel con la válvula de líquido, son
altamente eficientes en la estrategia integrada con flujos tipo slug o tapón.
Con esta estrategia se puede operar el GLCC a presión constante, de modo
que el flujo que viene del pozo no se restringe e igualmente no permite el
arrastre de las fases a las líneas contrarias para poder realizar la medición.
35
3.4.4 Estrategia óptima.
Al igual que la estrategia integrada, esta se aplica cuando el sistema no está
dominado por ninguna de las fases. Como en todas las estrategias
anteriores el objetivo principal es controlar el nivel del líquido por medio del
control de las válvulas de gas y la de líquido. Del mismo modo que la
estrategia integrada se controla el nivel del líquido, pero la estrategia óptima
utiliza un lazo de control adicional para el nivel del separador utilizando un
sensor para la apertura de la válvula de Flujo de líquido y el controlador PID
para las válvulas de flujo de gas, con el fin de mantener la válvula de flujo de
líquido en un valor predeterminado. Este lazo de control actúa apoyando a la
válvula de flujo de líquido y su control, siendo la variable controlada la
apertura de esta válvula. Si existe desviación en la apertura de la válvula de
flujo de líquido, el PID realiza la corrección accionando las válvulas de flujo
de gas para contrarrestar dicha desviación. De esta forma el pozo aporta
menos cantidad de líquido porque la presión haciendo también bajar el nivel
del separador el cual se mantendrá cerrando gradualmente la válvula de flujo
de líquido. El monitoreo de la válvula de flujo de líquido y control de su
posición serán realizados conjuntamente con la apertura de la válvula de gas
para evacuar más gas, esto causará una disminución de presión y de esta
manera se incrementará el nivel del líquido, ya corregida la desviación la
válvula de flujo de líquido volverá a su posición original, y el caudal son
controlados con la apertura de la válvula de líquido. Pasa lo contrario cuando
el sistema pide bajar el nivel en el separador. Hay que tomar muy en cuenta
las condiciones que exige el proceso. Algunas estrategias pueden ofrecer
mayores ventajas que otras o mayor control en la operación para lograr una
medición adecuada sin arrastre de las fases.
3.4.5 Funcionamiento del sistema de control.
El sistema de control de flujo multifásico es simulado en un PC con la ayuda
de una herramienta de análisis matemático llamada Simulink. Las
36
simulaciones se realizan gracias a los datos aportas por el PID de donde se
observa el mejor comportamiento de cada modelo para el sistema de control.
En el computador el operador se encuentra con un programa capaz de
manejar dos válvulas de control de forma automática, con esto el usuario
puede tomar control de la operación. Las condiciones de operación se
mantienen estables dependiendo del modo en que se haya diseñado los
controladores que actúan simultáneamente para garantizar la eficacia del
sistema de control.
• Cálculo del nivel del separador.- Esta medida proviene directamente
del transmisor de nivel diferencial. El transmisor de nivel ha sido
calibrado para actuar en un rango máximo de 150 pulgadas. Este rango
es suficiente para cubrir la medición de nivel del separador. Debido a que
la medición se ve afectada por la composición del líquido, se añade un
factor adicional que es la gravedad específica.
• Cálculo de presión de operación.- El transmisor de presión es el que
provee la medida de presión de operación. El transmisor fue calibrado en
un rango de presiones de 0 a 300 psi.
• Cálculo del corte de agua.- La medida de corte de agua viene dada
directamente por el transmisor de corte de agua, el cual es calibrado en
campo con una muestra de crudo del cual se sabe de antemano que
porcentaje de agua contiene. La muestra de crudo es proporcionada por
análisis de laboratorio, podría ser la de un crudo comercial. El transmisor
se programa con la densidad del líquido y el porcentaje de agua de la
muestra que valiéndose de un software que viene con el equipo lo deja
calibrado. El rango del equipo es de 0 a 20% de contenido de agua en el
crudo.
• Cálculo del caudal del líquido.- El transmisor de caudal del líquido es el
que da la medición. Este transmisor es programado con los parámetros
37
del sistema y de la tubería, y también por su rango de medición. El
transmisor es programado en el rango de 0 a 6000 barriles por día.
• Cálculo del caudal de gas.- La medición del caudal de gas está dada
por el transmisor que controla el caudal de gas circulante. Al igual que el
transmisor de caudal de líquido este fue programado con los parámetros
del sistema y tubería, como también con los rangos de medición. El
rango de medición oscila entre 0 a 3 millones de pies cúbicos por día.
• Cálculo de la densidad del líquido.- El flujo que circula por la línea de
líquido no es homogéneo, es una composición de petróleo y agua, por lo
tanto hay que ponderar tanto la densidad del agua como la del crudo. El
cálculo de la densidad del líquido es función de estos dos valores e
igualmente del porcentaje de agua y está representado en la ecuación
(1).
𝜌𝑙𝑖𝑞 = 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎𝑊𝐶 + 𝜌𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜(1 −𝑊𝐶) [1]
Donde:
ρliq:Densidad de la mezcla (kg/𝑚3).
ρagua:Densidad del agua(kg/𝑚3).
ρcrudo:Densidad del crudo (kg/𝑚3).
WC: Corte de agua (%).
• Cálculo del flujo másico.- Es la medida de cuanta masa de crudo pasa
por el medidor multifásico en el transcurso del tiempo. Para este cálculo
hay que calcular la densidad del crudo y el porcentaje de agua en el
crudo con las ecuaciones (2) y (3).
𝜌 = 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 � [2]
38
𝑄 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜� [3]
El flujo másico es masa por el tiempo en la ecuación (4).
𝑀 = 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 � [4]
El flujo másico del crudo se obtiene combinando las ecuaciones anteriores y
se resumen en la ecuación (5).
𝑀𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 = (1 −𝑊𝐶) 𝜌𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑄𝑙𝑖𝑞 [5]
Donde:
Mcrudo: Masa del crudo en (kg).
WC: Porcentaje de agua en volumen (%).
𝜌crudo: Densidad del crudo (kg/𝑚3)..
Qliq: Caudal dellíquido volumétrico (𝑚3/𝑠).
• Cálculo del flujo másico del agua.- El cálculo del flujo másico del agua
se lo hace de igual manera que el de flujo de crudo. Se sabe que la suma
del flujo másico de agua más el del crudo es igual al flujo total. Esta
relación se la muestra en la ecuación (6).
𝑀𝑎𝑔𝑢𝑎 = 𝑊𝐶 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑄𝑙𝑖𝑞 [6]
Donde:
Magua: Masa del agua (kg).
WC: Porcentaje de aguaen volumen(%).
𝜌agua: Densidad del agua (kg/𝑚3).
Qliq: Caudal del líquido volumétrico (𝑚3/𝑠).
39
CAPÍTULO IV
SISTEMA DE MEDICIÓN MULTIFÁSICA REDEYE (REMMS). 4. REMMS.
Este es el sistema de medición multifásica RedEye que mediante el uso de
tecnología en lo que se refiere a mediciones, combina estos avances en la
separación parcial de las fases, tanto fase líquida como gaseosa para luego
realizar la combinación respectiva y retornar el flujo a la línea de producción.
La unidad REMMS ha sido diseñada para ser utilizada en pruebas de
producción de pozos, en casos que se hayan direccionado hacia un múltiple
o si se desea de un pozo individual en la Figura 18 se muestra la unidad.
La finalidad del REMMS es optimizar el proceso de producción y economizar
costos, mediante su tecnología y su eficaz sistema de medición. Por sus
ventajas por sobre los sistemas convencionales se coloca como una
alternativa factible e innovadora en la industria petrolera, un separador
trifásico es comúnmente usado para realizar una separación completa,
tienen un costo de operación relativamente bajo pero son unidades muy
grandes y pesadas, por lo que su mantenimiento es costoso y no brindan
una muy buena precisión, esta es alrededor de un (± 5-25%). Un medidor
multifásico de tres fases en línea es una buena alternativa tecnológica pero
no es comparable con el separador ciclónico, este tiene buenas
características de precisión y es compacto pero presenta un alto costo,
requiere de reparaciones y mantenimientos frecuentes y por el hecho de ser
nuclear es de mucho riesgo para la salud del personal que está en contacto
con el medidor. Por otro lado los beneficios que brinda el separador parcial
con tecnología ciclónica REMMS son el uso de instrumentación eficaz a un
costo de instalación y operación moderado, es más pequeño y ligero que
cualquier otro medidor multifásico por lo que puede trasladarse fácilmente
40
hacia pozos en localizaciones remotas para ser monitoreados
individualmente, poseen una buena precisión para un amplio rango de flujos
(± 2-5%). Entre los componentes del sistema de medición multifásico
REMMS se tiene un separador ciclónico cilíndrico de gas y líquido llamado
GLCC, acompañado de instrumentación de medición de flujo y válvulas de
control. Todo este conjunto está complementado por el sistema de
comunicación RTU para el control respectivo del proceso, almacenamiento e
interpretación de datos y comunicación con los paneles externos para
realizar el monitoreo. El principio de funcionamiento de este sistema se basa
en la separación de la fase gaseosa y la fase líquida mediante la creación de
un patrón de flujo ciclónico que consiste en hacer rotar el flujo que ingresa
dentro del cilindro para crear un vórtice que genere fuerzas centrífugas que
permitan que los componentes de menor densidad se desprendan de la
mezcla por la velocidad tangencial que se está aplicando y de esta manera
separar el gas del líquido.(Weatherford.com, 2012).
Figura 18. Medidor multifásico REMMS. (Weatherford, 2010)
41
Como características principales el sistema de medición multifásica presenta
el no usar fuentes nucleares, instrumentación convencional pero eficaz para
cuantificar la mezcla, diseño compacto ideal para instalaciones donde no se
tiene mucho espacio, tiene un rango de operación de 0 a +95% en Factor
Volumétrico de Gas (GVF). Tiene además una alta precisión en medición la
cual está representada en ±2% de medición de gas volumétrico, ±2%
medición de líquido volumétrico y ±2% corte de agua en rango de medición
total en pozos y pruebas de producción que manejan condiciones estándar y
flujos normales o estabilizados. Los datos en tiempo real ayudan a
maximizar y mejorar la producción, optimizando procesos donde se está
inyectando agua, vapor, CO2 y gas natural. Si bien el separador ciclónico
experimental tiene un tamaño considerablemente mayor al desarrollado por
Weatherford entre 3 a 5 pies de diámetro y de 7 a 30 pies de altura, el
funcionamiento es el mismo con la ventaja de que el diseño más compacto
del REMMS lo hace más versátil, económico y factible para la operación
como en la Figura 19donde se tiene uno de las más grandes unidades del
mundo de 5 pies de diámetro y 20 pies de altura, este tamaño se debe a que
se maneja caudales de crudo que exceden el proceso de operación normal.
Figura 19. Separador multifásico en las Minas (Indonesia). (Gómez E. 2005)
42
La unidad REMMS ocupa poco espacio y es ligera a comparación con
sistemas convencionales de separación, estas características la hacen que
sea ideal para que sea utilizada si se requiere que sea portátil, para
plataformas off-shore, unidades móviles de producción costa afuera,
embarcaciones flotantes de producción, almacenamiento y descarga o
cualquier sitio donde existan restricciones de espacio y peso. El peso de la
unidad es de aproximadamente 1/8 del peso de un separador convencional
vertical y 1/64 parte de un separador horizontal. Si bien el proceso de
separación y medición puede realizarse cada vez que se lo requiera existe
la facilidad de que el sistema trabaje los 365 días del año ya que se maneja
de acuerdo a un proceso totalmente automatizado que no requiere de
mantenimientos ni calibraciones periódicas. Tiene la capacidad de manejar
perfectamente slugs que es la masa que viaja a cierta magnitud de velocidad
por la aplicación de una fuerza, en este caso es el flujo a través de la tubería
al ser sometido a la presión de operación. El separador ciclónico tiene la
posibilidad de procesar cuatro veces más capacidad de flujo de líquido
instantáneo que viene de la línea de producción que la capacidad normal
máxima de la producción. Se puede utilizar amplios rangos de regulación en
caso de existir errores muy exagerados debidos a cualquier anomalía
durante la prueba de producción. El tiempo de residencia dentro del
separador es muy corto casi continuo, estos se traduce en reducción de las
pruebas de producción. En condiciones off-shore este sistema no se ve
afectado por movimiento del buque o la plataforma.
4.1 Componentes.
Su composición es simple, no utiliza elementos o instrumentación a la que
no estén acostumbrados los operadores. El sistema de medición multifásica
RedEye fue construido basándose en el separador GLCC desarrollado por la
universidad de Tulsa, ya que esta unidad ha tenido un impacto considerable
en lo que se refiere a tecnología en mediciones en la industria petrolera,
petroquímica y de extracción de gas natural. Weatherford ha implementado
43
también al medidor multifásico REMMS elementos que mejoren aún más la
calidad de las mediciones y control de la mezcla multifásica, como
medidores multifásicos propiamente dichos, separadores parciales y
principales, equipos de monitoreo y prueba portátiles. En la Figura 20 se
puede observar el sistema de separación con sus componentes.
Figura 20. Separador multifásico RedEye y sus componentes. (Weatherford. 2010)
4.1.1 Separador ciclónico de la unidad REMMS.
Un separador ciclónico es un método de extraer partículas de gas y flujo de
líquido, sin el uso de un extractor o filtro de aire tan solo con el uso de un
vórtice que se forma dentro del separador. Los efectos de rotación y la
gravedad son utilizados para separar mezclas de sólidos y fluidos. Este
método también puede separar pequeñas gotas de líquido del flujo gaseoso.
Dentro del separador ciclónico se establece una alta velocidad de flujo
debido al cuerpo cilíndrico formando un ciclón. El gas fluye en forma
helicoidal desde abajo hacia arriba para luego salir por el ducto respectivo de
44
salida. Las partículas más densas que ingresan al flujo rotatorio tienen
demasiada fuerza de inercia para ascender y chocan contra las paredes del
separador, luego caen hacia la parte inferior donde son retiradas. El
separador ciclónico de la unidad REMMS es un dispositivo relativamente
sencillo que no usa partes movibles u otros dispositivos internos. Se puede
observar que en la unidad el separador con tecnología ciclónica representa
la parte principal de todo el conjunto la otra parte es el sistema de válvulas y
medidores y controladores. Este dispositivo consta de un cilindro instalado
verticalmente al que se llama cuerpo del separador, a este va acoplada para
la entrada del fluido una tubería de acceso al separador la cual va ubicada
tangencialmente con respecto al cilindro e inclinada hacia abajo. Esta
entrada tiene mucho que ver en el principio de funcionamiento y en la
separación del flujo que entra a la unidad, el flujo entra por aquí a gran
velocidad para que la mezcla multifásica sea separada. Líquido y gas son la
mezcla multifásica la cual antes de entrar al separador puede estar definida
claramente y al ingresar al separador por la forma de la abertura forma un
vórtice para que por fuerzas centrífugas las dos fases se separen
completamente como se muestra en la Figura 21.
Figura 21. Entrada del flujo multifásico al separador. (FlowProdOverviewWeatherford. 2011)
45
El principio de funcionamiento del separador ciclónico de la unidad REMMS
es netamente mecánico, el fluido ingresa con una alta velocidad por el área
reducida que se puede ver a la entrada al separador en la Figura 21. Como
consecuencia del movimiento dentro del separador y por la acción de las
fuerzas descritas, en la parte central de la mezcla multifásica se forma un
vórtice, que provoca que el líquido por ser más pesado se mueva hacia las
paredes del separador y también hacia la parte inferior de este. El gas
mientras tanto por ser más liviano se mueve hacia el centro del vórtice y se
va liberando hacia la parte superior del separador ciclónico.El método de
separación habla de dos fases, líquida y gaseosa, pero a su vez la parte
líquida también se divide en dos fases como lo es la fase petróleo y la fase
agua, las cuales forman una emulsión. En la Figura 22 se muestra la entrada
de las tres fases al cuerpo del separador para luego ser separada fase
líquida y fase gaseosa.
Figura 22.Entrada de las tres fases al separador ciclónico. (Weatherford. 2010)
46
El buen desempeño del separador está determinado por los fenómenos
conocidos como, salida de líquido en la salida de la corriente de gas, o lo
que se mencionó en el anterior capítulo arrastre de líquido y la salida de gas
en la corriente de líquido. La habilidad del operador para poder predecir
estos dos tipos de fenómenos asegura un buen diseño y los parámetros para
la correcta operación del REMMS. El acarreo de la fase líquida a la línea de
la fase gaseosa ha sido objeto de análisis en el desarrollo del separador y su
buen funcionamiento, los estudios se han concentrado en determinar los
efectos que las propiedades del petróleo y del agua causan a la mezcla
multifásica que ingresa para ser separada y monitoreada mediante controles
de nivel y presión. Se ha demostrada en los estudios de diseño de la unidad
REMMS que una entrada inclinada mejora el funcionamiento del separador
ciclónico, por promover la estratificación de las fases y proporcionando una
separación preliminar del gas a la entrada del separador vertical
convencional que normalmente usa una entrada horizontal. De igual manera
esta inclinación descendente causa que el líquido se mueva de forma espiral
bajo la entrada del separador ciclónico, dejando de esta manera que el gas
ocupe la parte superior de la unidad.
Para el dimensionamiento se debe ingresar los datos en un software
especializado, luego el programa arroja un informe de cómo va a trabajar el
separador con esas especificaciones cuando se sabe las condiciones de
operación y cuando se introduce datos de la producción estimada. Los
resultados se muestran en el Anexo I donde se puede ver los valores que en
el programa se calculan y son desplegados para determinar el diseño del
separador. Los resultados de la simulación dan un dimensionamiento que
satisface las condiciones de operación que se desea y en el ejemplo del
Anexo son:
• Longitud de entrada = 7.6 pies
• Diámetro de entrada = 15.25 pulgadas
• Porcentaje de reducción de entrada = 40%
• Ángulo de inclinación = 27 °
47
• Longitud del separador = 12.7 pies
• Longitud debajo de la entrada = 6.6 pies
• Longitud encima de la entrada = 6.1 pies
• Diámetro del separador = 23.25 pulgadas
• Longitud de salida del líquido = 5 pies
• Diámetro de salida del líquido = 10.02 pulgadas
• Longitud de salida del gas = 5 pies
• Diámetro de salida del gas = 3.55 pulgadas
La Figura 23 muestra estos datos en un esquema del diseño del separador
Figura 23. Diseño mecánico del separador.
(TUSTP. 1995)
• Condiciones de operación.- Son los datos que se ingresa al sistema de
caudal, presión y temperatura que inicialmente se coloca para correr la
simulación.
48
• Propiedades PVT.- Son las características de los fluidos y sus
propiedades, viscosidad, densidad, tención superficial, etc.
• Dimensiones de entrada.- Son las dimensiones de que se toma
encuentran en la alimentación del separador como lo es el diámetro, área
de la ranura de entrada, ángulo de inclinación y longitud de tubería de
alimentación. El área de alimentación y el porcentaje que esta está
abierta no es más que el espacio por donde va a ingresar el fluido al
separador.
• Dimensiones del GLCC.- Son los datos que se ingresan de la altura por
encima de la entrada y la profundidad por debajo de esta.
• Dimensiones del bucle.- En esta parte solo interesa conocer los
diámetros de salida del líquido y el gas.
Los resultados que se puede obtener del software de la unidad REMMS son:
• Propiedades de los fluidos.- Se obtiene los resultados de las
características de los fluidos después de la simulación.
• Velocidades de los fluidos.- Estos datos son relevantes para
determinar patrones de flujo en el separador, uno de los más importantes
valores es la velocidad del gas ya que si esta es demasiado excesiva el
líquido seguramente se irá en la corriente de gas. Los otros valores son
velocidad superficial del gas y del líquido que son necesarios para
cálculos posteriores.
• Flujo de entrada GLCC.- Son los parámetros y cálculos que se realiza
en el programa para poder determinar el patrón de flujo en la
alimentación del separador, por lo general en la tubería de entrada al
separador se obtienen 4 patrones de flujo, anular, slug, flujo de partículas
49
dispersas, flujo estratificado, y para el caso de la separación de la unidad
se requiere que el flujo sea estratificado.
• Nivel del líquido.- En esta parte el programa proporciona el nivel del
líquido en reposo e información de la caída de presión en el separador.
• Velocidad tangencial y región del vórtice.- En este punto los valores
más importantes que arroja el programa son patrones de flujo en la
entrada, diseño de entrada para que el flujo siempre sea estratificado, si
se presentan valores tipo tapón o anular se varía la inclinación de la
entrada y el diámetro hasta obtener un flujo estratificado. La longitud del
vórtice es de vital importancia ya que si este es demasiado grande el gas
puede fugar por la salida de líquido.
4.1.2 Instrumentos de medición y control de la unidad REMMS.
La unidad REMMS viene equipada con instrumentos medición y control que
determinan la eficiencia de los datos que esta aporta en la medición de flujos
de gas y líquido que entran y salen del separador. En la Figura 24 se
muestra la instrumentación que interviene en el proceso de separación y
posterior medición de flujo multifásico los cuales deben instalarse para el
control del sistema y eficacia en la precisión de las mediciones. Esto se logra
con la regulación de la velocidad del fluido a la entrada del separador,
válvulas de control del flujo en la salida de gas como de líquido las cuales
también ayudan a regular el nivel del fluido en el separador y la forma del
vórtice.
El sistema de control que utiliza el separador multifásico es el PID
(Proporcional Integral Derivativo) ya que es más útil que un sistema de
control on-off, debido a que el proceso del separador es dinámico y si ocurre
una subida o descenso brusco del nivel, esto debe contrarrestarse abriendo
o cerrando en un mayor o menor porcentaje las válvulas del sistema de
50
control para el drenaje adecuado de los fluidos y alcanzar las condiciones
operacionales óptimas del sistema de separación en el Anexo II se muestra
el modelamiento para realizar el proceso de la unidad. También se debe
tomar en cuenta que es muy difícil controlar los patrones de flujo, siendo el
ideal el flujo estratificado, se puede tener de igual manera flujos tipo tapón
que contribuirían a un mal funcionamiento de la unidad y se deberá tomar la
acción respectiva para controlar mediante el PID los niveles de manera
rápida y eficiente.
Figura 24. Instrumentación del proceso de separación. (TUSTP. 1995)
Línea neumática.
Válvula reguladora de presión.
51
Válvula Check.
PVC = Válvula controladora de presión.
IP = Indicador de presión.
LCV = Válvula controladora de nivel.
FR = Registrador de caudal.
Todos los instrumentos realizan un trabajo en conjunto para que el
separador multifásico cumpla con su objetivo, como se aprecia en el Anexo
III. En la figura mostrada en el Anexo III se observa también como las fases
se comportan dentro de la unidad.
La velocidad de los flujos de petróleo y agua se miden gracias a la
implementación de medidores de flujo de líquido y el medidor de corte de
agua RedEye 2G. Para el caso de la medición de la velocidad del gas se
utiliza un medidor de flujo de gas y después de este proceso ya medida cada
fase, son retornadas a la línea de flujo para ser recombinadas o para ser
transportadas individualmente.
El nivel en el interior del GLCC se controla y monitorea utilizando un sensor
que transmita la presión diferencial. En el separador ciclónico también se
instala transmisores de temperatura y presión a la cual se está desarrollando
el proceso. En el sistema de separación multifásico también se utiliza
válvulas de control de líquido y gas para mantener un nivel óptimo de
separación en el interior del GLCC. (weatherford.com, 2012).
La señal que envían todos estos transmisores de la unidad es recopilada en
una unidad terminal remota (RTU) que es parte del sistema REMMS que
controla los procesos de medición y de separación, mostrando los resultados
del proceso que se ha realizado y de la prueba de pozo. El efecto ciclónico
que se produce dentro del cuerpo del separador tiene cierta capacidad de
52
amortiguamiento, y este combinado con los efectos de caída de presión de
las válvulas de control de líquido y gas permiten un proceso de separación
completo y eficiente un rango de operación sumamente amplio.
• Medidor másico de Coriolis.- Indica el caudal de flujo líquido que está
pasando por él, al igual que la densidad del fluido y su temperatura. El
medidor de coriolis que se usa en la unidad REMMS cumple con las
necesidades que exige el proceso como lo es realizar la medición de
flujo másico en forma continua e intermitente con un rango de
temperatura de operación entre 20 a 60° C con un sistema electrónico
que indica alarmas de auto diagnóstico remota y local.
El sensor del medidor de coriolis son los tubos que vibran al paso del
hidrocarburo, la velocidad del fluido que pasa por los sensores debe ser
mayor o igual a 0.5 m/s y menor a 6 m/s debido a que una velocidad
excesiva es causa de erosión en el equipo. La exactitud del medidor de
coriolis para líquidos es de 0.3 y para gases es de 0.5 porciento de exactitud.
El transmisor que utiliza el equipo coriolis es un elemento secundario que
toma las señales de los sensores y las traduce a parámetros de masa y
volumen.
La exactitud para líquidos según las normas establecidas para el medidor de
coriolis debe ser de ± 0.15% y para gases debe ser de ± 0.5%. En la Figura
25 se muestra el medidor de tipo coriolis que utiliza la unidad de separación.
53
Figura 25. Medidor de Coriolis.
(Gómez E .2005)
• Medidor de derramamiento del vórtice.- Su función es medir el caudal
volumétrico del flujo de gas que sale del separador, las oscilaciones que
produce el flujo al paso por el medidor son remolinos y son captados por
los sensores del caudalímetro de vórtice. En la Figura 26 se puede
observar la formación de las ondulaciones en el flujo, las cuales son
medidas por los sensores al paso del flujo.
Figura 26. Medidor de vórtices.
(Gómez E. 2005)
• RedEye 2G WaterCutMeter. -Este es el instrumento encargado de la
medición del corte de agua que tiene el flujo de crudo que se está
produciendo. El corte de agua es medido instantáneamente gracias a la
54
tecnología que aplica con un rango de medición de 0 a 100%. Su
principio de funcionamiento es la absorción infrarroja por lo que es muy
eficaz, altamente confiable con un margen de tolerancia de ± 2% y no
presenta peligro en su operación ya que no utiliza cargas nucleares.
Admite hasta un 20% de fracción volumétrica de gas cuando el gas en el
separador no ha logrado liberarse del todo en la mezcla multifásica
aunque puede ser ajustado para trabajar con un rango más amplio de
GVF, por su diseño y por su fin que es trabajar con flujo trifásico (gas,
agua, petróleo) realiza mediciones de las concentraciones de agua y de
petróleo con flujos de hasta un 99.5% de GVF. Para niveles de fracción
volumétrica de gas mayor a 99.5%, este medidor puede ser utilizado para
detectar la irrupción de agua. Con la utilización de longitudes de onda en
el infrarrojo cercano, Near Infra Red (NIR) con altos niveles de absorción
del agua (NIR), el medidor multifásico el medidor puede fácilmente
identificar agua por debajo de los 0.25 barriles por cada millón de pies
cúbicos diarios, el equipo se puede apreciar en la Figura 27.
Figura 27. Medidor multifásico RedEye.
(Weatherford. 2010)
55
El medidor posee la capacidad de diferenciar metanol o inhibidores de
hidrato a base de alcohol. Al realizar cinco longitudes de onda en la medición
de las claves del espectro el medidor puede distinguir cuatro componentes
como lo son gas, agua, metanol y condensado en tres fases gaseosa
hidrocarburo y acuosa, su ubicación se ve en la Figura 28.
Figura 28. Disposición del RedEye en la unidad REMMS.
(Weatherford. 2010)
El medidor de corte de agua multifásico es utilizado para monitoreo
individual de producción de pozos, detección de irrupción de agua, para ser
instalados en líneas de producción o separadores de prueba
subdimensionados, y es óptimo cuándo se está inyectando inhibidores de
hidrato.
56
Las características principales son que el equipo es fácil de instalar en la
línea que se requiere medir y su configuración es sencilla, no es nuclear por
lo que la operación del mismo no presenta ningún riesgo. Es compacto no
ocupa casi nada de espacio pero también es resistente a la operación y a las
condiciones ambientales, consume poca energía y su funcionamiento es
independiente de los cambios de densidad de las fases así como de la
salinidad del crudo que se está produciendo. Calcula frecuentemente los
baches de crudo que se están manejando, midiendo el flujo en tiempo
realymostrando los datos de corte de agua y la medida ponderada del líquido
durante el periodo de tiempo que defina el operador.La espectroscopía de
absorción NIR es la tecnología más adecuada en cuestion de seguridad e
indicada para detectar y mediante esta identificación cuantificar tanto
hidrocarburos como agua, esto es debido a la amplitud de las bandas de
absorción para los enlaces O-H y C-H. También como la señal del medidor
está enfocada en la molécua de agua, esta no se ve afectada o no es
sencible a los problemas de composición química del agua como lo es la
salinidad. El conjunto de fibra optica y los diodos del fotomedidor se
muestran en la Figura 29.
Figura 29. Conjunto de fotomedidores Red Eye.
(Weatherford. 2010)
57
La Figura 29 muestra las típicas longitudes de onda detectadas por el
medidor, las cuales pueden ser utilizadas para optimizar el proceso de
diferentes maneras y para varias aplicaciones.
Figura 29. Longitudes de onda detectoras.
(Weatherford. 2010)
Usando la quimiometría y técnicas sofisticadas, los algoritmos internos
calculan las concentraciones relativas en base a las calibraciones de los
componentes individuales de la mezcla multifásica. La calibración del
medidor se realiza utilizando una muestra del crudo del cual se va a realizar
la prueba.
Por la naturaleza y complejidad de la distribución del gas y el líquido en el
flujo multifásico, el RedEye solo puede ofrecer datos cualitativos de las
relaciones gas-líquido. La medición cuantitativa de las relaciones gas-líquido
son posibles ya que existe suficiente energía para tener una mezcla estable
del flujo multifásico y se pueda ponderar cada fase. La Figura 30 muestra las
partes internas del medidor de corte de agua.
58
Figura 30. Partes internas RedEye.
(Weatherford. 2010)
Los cálculos de la relación agua-líquido son iguales e incluso mejores que
los realizados por medidores costosos de medición de mezcla multifásica
con medición integrada de corte de agua. Las calibraciones que se le hacen
al equipo son importantes porque no se tienen que realizar periódicamente y
son independientes de los cambios de densidad de las fases.
Este dispositivo cuenta además con un programa para su configuración
llamado Red Line que fue diseñado para computadoras personales y de
bolsillo como se aprecia en la Figura 31. El programa brinda la posibilidad al
usuario de realizar la configuración de las comunicaciones, calibrar el
dispositivo e ingresar datos del fluido con un único botón y verificar el
diagnóstico del sistema. Las comunicaciones pueden darse a través de
cualquiera de los puertos que dispone el medidor. La instalación y
calibración se realizan de manera simple ya que el diseño insertable reduce
los costos de instalación, particularmente cuando se tiene líneas de gran
tamaño. La parte electrónica del medidor está montada directamente sobre
59
la sonda de medición, lo que significa que se limitan los requerimientos de
cableado de campo para la instalación de las señales de potencia y de
salida. Una calibración simplificada quiere decir que todo lo que necesita el
medidor para su funcionamiento es una pequeña muestra de petróleo
deshidratado, alrededor de 50ml, a condiciones atmosféricas. El operador
encargado del medidor coloca la muestra de petróleo deshidratado del pozo
que se requiere realizar la prueba en la ranura del sensor y presiona el botón
para calibrar el equipo y este realiza la acción automáticamente.
Figura 31. Dispositivo Red Line.
(Weatherford.2010)
Otros datos adicionales a ser tomados en consideración es que el dispositivo
requiere de un medidor preciso del líquido separado como lo puede ser un
medidor de turbina o un medidor de coriolis. La lectura que toma el RedEye
es tolerante a burbujas de gas pero puede que el medidor de flujo que se
encuentra aguas abajo del medidor de corte de agua no lo sea y esto cause
un error en las mediciones. El medidor de corte de agua puede tomar
mediciones de caudal volumétrico o másico, ya que cuando hay arrastre de
gas es mejor tener una medición másica por las burbujas de gas que pasan.
Para una buena medición del RedEye el flujo debe estar bien mezclado una
60
velocidad de mínima de 4 ft/s para mezclado natural y de 1 ft/s si la mezcla
es estática ratas de flujo más bajas a estas requieren del uso de una
boquilla. En caso de existir arena el medidor no produce una señal óptica
completamente buena por la existencia de obstrucciones, como también las
condiciones operacionales deben ser adecuadas, el crudo no tiene que estar
frio, ser muy pesado y tener un flujo muy lento.
• Transmisor de presión diferencial.- El transmisor de presión diferencial
que utiliza la unidad REMMS es de mucha importancia para poder
conocer el nivel de líquido dentro del separador. Este método de
medición de nivel por presión es el más utilizado para tanques cerrados o
abiertos donde se desea saber el nivel del líquido. Las tomas de presión
diferencial se hacen en la parte inferior y superior del cilindro, para su
calibración se toma la alta presión como 100% y la toma de baja presión
a condiciones atmosféricas, el rango de las mediciones de presión
diferencial deben estar entre 4mA a 20mA. El funcionamiento de este
medidor consiste en un diafragma que tiene contacto con el líquido del
separador y mide la presión en el fondo del tanque. Este diafragma forma
parte de un transmisor neumático, electrónico o digital. Se coloca un
transmisor en la parte superior y se realiza la medición de diferencia de
presiones entre la toma superior y la toma inferior como se muestra en la
Figura 32.
Cuando los gases por encima del líquido son condensables, la línea en la
parte superior se llena con el condensado y se envía la señal de presión del
transmisor, la precisión del instrumento electrónico es de 0.15%. En la
Figura 48 se observa el medidor de presión diferencial y la entrada de las
dos tomas.
61
Figura 32. Transmisor de presión diferencial.
(ABB. 2013)
• Transmisor de presión.- Es un dispositivo que en el sistema de
medición REMMS sirve para determinar la presión del gas dentro de la
unidad y poder realizar el control respectivo junto con la válvula
controladora de gas. Este transmisor de presión utiliza sistemas
neumáticos o electrónicos para su funcionamiento, para aplicaciones
donde se utiliza sistemas de presión por el manejo de gas. La posibilidad
de conectar el sistema de los transmisores de presión con una señal de
salida normalizada permiten conectar fácilmente estos instrumentos al
sistema de medición multifásico y a sus dispositivos de control. El
transmisor de presión está conectado al sistema de control, lo que quiere
decir que si se genera una presión fuera del rango permitido por el
controlador, al recibir una señal de saturación de gas, se realizará la
acción adecuada para estabilizar el sistema de medición multifásica.
62
• Transmisor de temperatura.- Este dispositivo sirve para controlar e
indicar la temperatura que tiene el gas dentro del separador multifásico.
También ayudan a controlar esta variable en el proceso para que el
sistema de medición funcione adecuadamente. Los transmisores
convierten la variación de la temperatura en resistencia
(termorresistencias) o en voltaje (termopares) en una señal
independiente de la carga.
• Unidad Terminal Remota del equipo REMMS.- Este es el sistema RTU
el cual cumple la función de registrar los datos enviados por los
medidores y desarrollar el cálculo de los flujos utilizados en el proceso de
medición. Este sistema de almacenamiento y cálculo de valores soporta
todos los modos de pruebas de producción, además permite al operador
un manejo semiautomático, automático y manual.
Este dispositivo está basado en microprocesadores, el cual permite
obtener señales independientes de los procesos y enviar dicha
información a un sitio remoto para ser procesada. Por lo general este
sistema o sitio remoto es una sala de control donde se tiene un sistema
central conocido como SCADA donde se puede visualizar las variables
enviadas por la RTU en la Figura 33 se observa un ejemplo de la pantalla
de control del sistema REMMS. Dentro de lo que se refiere a la unidad
terminal remota está el PLC que se encarga de las tareas de control,
adquisición de datos de los transmisores y procesamiento de datos,
grabación de valores y de datos, así como comunicación con la interfaz
del medidor multifásico.
63
Figura 33. Pantalla del sistema de control REMMS.
(Weatherford. 2010)
El PLC de la unidad REMMS es compacto, ligero, programable a cualquier
lenguaje gráfico con salidas y puertos para cualquier tipo de configuración de
control y memoria suficiente para los propósitos de grabación de mediciones
y variables de desempeño del sistema. El sistema RTU ha evolucionado en
la industria para promover la gestión de un gran número de señales con una
precisión de mili-segundos, tarea que sería imposible de realizar con PLCs
sencillos. En los sistemas RTU se han instalado una serie de equipos para el
desarrollo de los sistemas de medición multifásica, el protocolo de
comunicaciones se ha expandido también para cumplir con los propósitos
deseados. La Unidad Terminal Remota se conecta al equipo físicamente y
cumple la función de leer los datos de estado como lo son los estados
abierto o cerrado de las válvulas o un interruptor, también lee las mediciones
como nivel presión temperatura y caudal. Mediante el equipo RTU se puede
enviar señales que pueden controlar el funcionamiento de equipo como por
ejemplo al abrir o cerrar las válvulas o configurar los medidores para
64
procesar datos de acuerdo a las condiciones operacionales dadas. El
sistema RTU también tiene la capacidad de leer el estado de los datos
digitales o medidas de los datos analógicos y envía datos o comandos
digitales o analógicos de salida para cada caso. Para no tener la
intervención del operador o la automatización del proceso, el RTU es
requerido para realizar estas funciones realizando un control propio más
confiable y seguro. El software que utiliza el sistema de control realiza un
análisis de los datos recibidos antes de ser presentados directamente al
operador, en los cuales también se incluye análisis con datos históricos del
proceso y datos asociados con los requerimientos del proceso en lo que se
refiere a optimización y seguridad. En la Figura 34 se observa la
configuración del sistema de comunicación y control RTU.
Figura 34. RTU de la unidad REMMS.
(Weatherford. 2010)
65
CAPÍTULO V APLICACIÓN Y DESARROLLO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
MULTIFÁSICA CON TECNOLOGÍA CICLÓNICA. 5. Aplicación del Sistema de medición multifásico.
Para el análisis del funcionamiento del equipo de medición multifásica, se
recolectódatos en el campo Sacha a cargo de la empresa Río Napo, donde
se está utilizando la unidad de REMMS para pruebas de producción. El
levantamiento de información se realizó en el WellPad Sacha Norte-2, que
es un conjunto de pozos conformado por 13 para realizar las pruebas. La
unidad está instalada a una línea de producción que sale del manifold que
recoge la producción del WellPad como se muestra en la Figura 35. En
lasestaciones se ha conceptualizado la idea de descentralizar la estación de
flujo convencional o batería, para con este sistema de recolección y
medición, disminuir el número de tuberías que cruza por los campos,ya que
con ello se reduce a un solo ducto de producción que pasaría a ser la tubería
que ingrese al medidor multifásico para realizar la prueba individual de cada
pozo. Además con estaciones satélites de recolección y posterior medición
se pueden obtener datos más confiables de caudal y combinación de fluidos
que salen de los pozos, esto le permite al operador de este sistema proveer
datos del reservorio confiables,ya que se tiene similares presiones y
temperaturas de los fluidos que se están produciendo, lo que no sucede
cuando se realiza las mediciones en los centros de recolección y aforo ya
que el fluido ya llega en otras condiciones de presión y temperatura lo que
hace que cambie su composición. Este tipo de estaciones que recogen las
producciones de los pozos permiten debido a una distancia más corta
mantener las propiedades de los fluidos producidos, hay que tomar en
cuenta también que la unidad de medición multifásica es portátil y se puede
66
trasladar a la locación del pozo para tener datos aún más aproximados de la
medición. En estas estaciones se tiene un control inteligente centralizado
que permite controlar la posición de cada una de las válvulas y direccionar
de esta manera el fluido de cada pozo para realizar la prueba.
Figura 35. Recolección de producción de los pozos del WellPad.
(Llerena J. 2003)
Para que el sistema de medición multifásica REMMS dé valores más
cercanos a los valores de fondo de cada pozo y de lo que propiamente este
mide, es importante tener este arreglo de operaciones de producción. Esta
opción de centralización de las producciones permite ahorrar tubería y
mientras las estaciones satélites cumplan su función de recolección y
medición, se optimizará el proceso de control de los pozos del campo. Estos
sistemas junto con la aplicación de medición multifásica que brinda la unidad
REMMS permitirán controlar manualmente o automáticamente el manejo de
los caudales de cada batería de pozos. En este sistema de recolección de
pozos se tiene una válvula multipuerto, que tiene la opción de tener operador
o actuador inteligente, las líneas de producción van conectadas a las
entradas de la válvula y esta direcciona el flujo a dos salidas una de
producción y otra para la prueba. Otras de las ventajas que muestran estos
sistemas de estaciones satélites es que al ser más compactos reducen en
67
gran medida el impacto ambiental, pueden incluir más conexiones si nuevos
pozos requieren ser conectados como se muestra en la Figura 36.
Figura 36. Comparación de sistemas de manifold.
(Llerena J. 2003)
Por el hecho de que el nivel de precisión teórico del sistema de medición
multifásica REMMS es muy bueno, no quiere decir que esta razón no sea un
inconveniente a la hora de probar el equipo y verificar sus mediciones, los
sistemas convencionales descritos anteriormente en el capítulo II presentan
una baja precisión y algunas desventajas que están llevando a las
compañías operadoras a buscar nuevas tecnologías. Tomando en cuenta
estas condiciones se ha optado por realizar pruebas con el separador
multifásico, considerando que es el sistema más preciso para realizar las
pruebas, con un toma muestras automático que va a actuar conjuntamente
con el medidor y realizando ensayos comparativos contra tanque.
Económicamente el sistema de medición multifásica supera a los sistemas
de medición multifásico de otras compañías se puede observar en las Tablas
3 y 4.
68
Tabla 3. Comparativo sistemas multifásicos.
Schlumberger Roxar Geoservices MPM Weatherford Principio de
operación
Venturi + Dual
Energy gamma
Venturi _
Conductancia +
Capacitancia +
Gamma
Dual Venturi +
Gamma
Dual Venturi
+ Gamma +
Dieléctrico
MedidorInfrarrojo
Medición de corte
de agua precisa
Cantidad de
unidadesinstaladas
Resistente al fluido
y sus cambios de
propiedades
Precio $$$ $$ $$ $$$ $
(Weatherford. 2010)
Tabla 4. Comparativo medidores de corte de agua.
Infrarrojo Coriolis Microonda Capacitancia
Principio de
operación
Infrarrojo Red
Eye 2G
Densidad de la
mezcla
Ondas Propiedadesdieléctricas
Empresa Weatherford Micromotion
Foxboro
Agar, Roxar Cameron
Rango total (0-
100%) No
Resistente al
fluido No No No
Insensible al
gas No No No
Mide fluido con
gas disuelto No No
Precio $ $$ $$$ $
Ventas >1.000 10.000 >1.000 10.000
(Weatherford. 2010)
69
Un estudio realizado en el campo VHR por parte de la Universidad Central
para la implementación de GLCC como facilidad de superficie para medición
de flujo multifásico, mostró resultados satisfactorios tanto en el aspecto
económico como, factibilidad de implementación física y de eficiencia
operativa. Se realizó un cálculo de la inversión utilizando un FWKO y
utilizando GLCC mostrando una diferencia de 240.284 $ menos utilizando el
separador multifásico GLCC como se muestra en la Figura 37.
Figura 37. Comparativo de inversión entre sistemas de medición.
(FIGEMPA. 2007)
70
5.1 Operación del sistema de medición multifásica. El esquema de la operación normal del separador multifásico es el mismo
que el funcionamiento descrito en los capítulos anteriores como se muestra
en la Figura 38, la producción del pozo ingresa al el cuerpo del separador
donde experimenta fuerzas centrífugas para separar las fases y que el gas
se libere por la parte superior y el líquidos por la parte inferior.
Figura 38. Operación del separador multifásico.
(Llerena J. 2003)
La medición de la producción bruta se la puede realizar con un caudalímetro
de turbina o electromagnético, para el caso del REMMS se utiliza un medidor
de tipo coriolis. La señal que envíe el caudalímetro estará también enlazada
al medidor infrarrojo RedEye. Se utiliza un mezclador estático que permite
que el medidor infrarrojo mida adecuadamente ya que este mezclador logra
homogeneizar la mezcla para determinar el corte de agua y contenido de
petróleo respectivamente. El toma muestras permite realizar un análisis de la
corriente líquida para poder realizar la calibración del equipo y también
71
constatar la efectividad de las mediciones del contenido de petróleo
realizando por el medidor infrarrojo.
El medidor infrarrojo RedEye tiene dos celdas frente a frente y entre ellas
pasa el flujo, estas contienen componentes ópticos que están aislados del
flujo por medio de vidrios blindados. En la Figura 39 se muestra el
funcionamiento de las celdas y del equipo infrarrojo, la celda superior tiene el
emisor de radiación infrarroja y el detector de radiación reflejada, la celda
inferior contiene detectores de radiación absorbida y dispersa.
Figura 39. Emisores y detectores del equipo infrarrojo.
(Llerena J. 2003)
El detector de radiación absorbida es el elemento primario de medición de la
radiación directa y los detectores de radiación reflejada son elementos de la
medición de radiación indirecta lo que brinda al equipo una muy buena
precisión.
72
Las celdas del medidor infrarrojo tienen una frecuencia de operación en la
cual el agua es la fase transmisora fuerte, mientras que el petróleo es la fase
de mitigación, el agua transmite en un 100% y el petróleo en un 10%, al ser
la determinación del volumen por parte del equipo hacia la fase mayoritaria,
aumenta la precisión del equipo si se tiene un mayor contenido de agua en
la mezcla y de igual forma aumenta la precisión si se tiene un mezclador que
hace que las fases de la mezcla se mantengan homogéneas Figura 40.
Figura 40. Flujo en el medidor infrarrojo.
(Llerena J. 2003)
La calibración que se debe hacer al equipo es de vital importancia para que
las mediciones que brinde sean precisas. Por su principio de funcionamiento,
este sistema no se ve afectado por la salinidad del agua, que afecta a la
corriente del flujo. El equipo se calibra con una muestra deshidratada de
crudo y de ahí en adelante no requiere de nuevas calibraciones, para
determinadopetróleo, el equipo requiere el saber el coeficiente de absorción
del mismo, si se tiene que realizar pruebas de distintos pozos se debe
73
calibrar con la muestra deshidratada de cada uno. En lo que respecta a la
precisión del RedEye en la medición de corte de agua, el error que presenta
en la medición según la especificación del equipo es de ± 5% de la parte de
crudo cuantificado, con esto se tiene que el error en la medición será dado
por el corte de agua que será 90% y el error de medición del contenido de
crudo que será igual a al ±5% multiplicado por el 10% con lo que se obtiene
un ± 0.5%. En la Figura 41 se representa el error teórico de la medición de
petróleo en el equipo.
Figura 41. Error teórico de la medición del crudo.
(Llerena J. 2003)
Este es el esquema de la operación del medidor multifásico normal yes el
apropiado para realizar una operación automática, pero se debe tener la
certeza de que el equipo funcionará sin problemas, ya que el equipo estará
conectado a un computador el cuál proporcionará los valores de la
cuantificación del flujo de gas porcentaje de agua y de petróleo. También se
calculará el caudal de cada fase, sin embargo para fines de realización de
las pruebas se deben tomar en cuenta todos los parámetros para
74
comprobación de los resultados y tener una configuración adecuado
pensado en el buen desempeño de equipo como:
• Sistema de adquisición de datos y constatación de pruebas.- Es
importante el sistema de adquisición de datos que el sistema de medición
multifásica utilice, para realizar los controles de operación en un tiempo
determinado. Este sistema está compuesto de la medición multifásica
donde se obtiene el caudal bruto dado por el caudalímetro, el porcentaje
de agua dado por el medidor infrarrojo, el porcentaje de petróleo
calculado por la programación del medidor infrarrojo, el caudal de agua
dado por la programación del medidor infrarrojo y el caudal de petróleo
dado por la programación del medidor infrarrojo. La medición realizada
con el uso del toma muestras permite saber el porcentaje de agua. Con
la ayuda de un tanque de pruebas en la estación se calcula el caudal
bruto dado por la acumulación de la producción y el porcentaje de agua
dado por la toma de volumen de la producción acumulada. En la Figura
42 se muestra un esquema de los equipos utilizados para la adquisición
de datos y verificación de los resultados de la prueba.
Figura 42. Sistema de adquisición de datos. (Llerena J. 2003)
75
Este sistema está compuesto de un PLC que toma las variables medidas y
las envía a un computador donde se almacena los datos para ser
interpretados y tomar las acciones correctivas de la prueba que se esté
realizando.
Para verificar los valores de las pruebas se cuenta con el sistema de toma
muestras, este consta de un temporizador y un control de caudal el cual
realiza varias mediciones consecutivas en el transcurso de la prueba.
Para el control de las variables y operación del sistema de medición
multifásica por parte del operador, se tiene el dispositivo RTU para la
comunicación y conexión de los datos obtenidos el cual está conformado
una Laptop y sistemas de comunicación de repuesto y HMI (Human
Machine Interface).
5.2 Descripción del Campo Sacha. El Campo Sacha es el de mayor producción en el país por lo que ha sido
importante el desarrollar técnicas de cuantificación de las producciones para
optimización y mejora de sus operaciones. El reservorio fue descubierto por
Texaco- Gulf en el año 1969, cuando se perforó el pozo exploratorio Sacha-
01 que alcanzó los 10.160 pies con una producción inicial de la arena Hollín
Inferior de 1.328 BPPD y un API de 29,9° con BSW 0,1%. Este campo inició
su producción en el año 1972 con una tasa promedio de 29. 269 BPD
alcanzando su máximo valor de 117.591 BPD el mismo año, luego fue
declinando hasta alcanzar un promedio de 60.000 BPD. Desde el 3 de
noviembre del 2009 el campo Sacha es operado por Río Napo formada con
el 70% de EP Petroecuador y 30% PDVSA. En diciembre del 2011 este
campo tuvo una producción promedio de 53.312 BPD de 26,1° API y un
BSW que fluctúa entre 44,2 % y 9% dependiendo del reservorio. Su
ubicación está en la provincia de Orellana al nororiente de la Región
Amazónica del Ecuador, como se observa en la Figura 43.
76
Figura 43. Mapa de ubicación del campo Sacha.
(Río Napo CEM. 2009)
Su estratigrafía y litología está conformada por los reservorios Hollín inferior
que consiste en una arenisca blanca cuarzosa, consolidada, de grano medio
a grueso, matriz y cemento silicio, inclusiones locales de carbón, ámbar,
caolín y con ocasionales intercalaciones de niveles limosos y arcillosos.
Tiene una buena saturación de hidrocarburos, con un espesor promedio
saturado de 45 a 55 pies, porosidad del 15 %, saturación de agua inicial
entre el 20 y 40 %, salinidad promedio de 500 ppm de NaCl y un crudo
mediano de 29,7° API. En la Tabla 5 se aprecia los parámetros PVT.
77
Tabla 5. Parámetros PVT promedio de los fluidos.
PARÁMETRO
RESERVORIO
BASAL TENA
NAPO U
NAPO T
HOLLÍN SUPERIOR
HOLLÍN INFERIOR
Pi (Psi) 3680 4054 4146 4450 4450
Pb (Psi) 870 1170 1310 550 80
T (°F) 181 219 221 225 225
Gravedad API 24,1 22,8 30,3 27,3 29,7
GOR (PCN/BN) 150 270 436 124 24
Boi (BY/BN) 1,117 1,2302 1,3726 1,1334 1,1625
µo (cP) 2,5 1,8 1,6 1,4 3,7
(Río Napo CEM. 2011)
Hasta diciembre del 2011 el campo Sacha tuvo una producción mensual
promedio de 53.312 BPPD, 42.182 BAPD con un BSW del 44,2 % y
8,67MMPCD de los diferentes reservorios. Como ya mencionamos
anteriormente, este campo se caracteriza por tener 4 zonas productoras,
Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín, las mismas que producen un petróleo
promedio de 26,1º API. Los tipos de levantamiento artificial que predominan
en los pozos de este campo son el bombeo hidráulico y el bombeo
electrosumergible.En la actualidad, un problema común que se presenta en
el campo, es la baja producción o el cierre de ciertos pozos por: alto
contenido de agua, parafinas, sólidos, daños de formación, fallas mecánicas
encompletaciones, problemas de obstrucción (pescado), y principalmente la
caída de presión en los yacimientos de la formación Napo U y T, entre
otros.(Rivadeneira M, 2004).Se han perforado 254 pozos, de los cuales 159
están en producción, de estos 83 mediante bombeo hidráulico, 70 con
bombeo electrosumergible, 6 mediante flujo natural, 71 pozos se mantienen
78
cerrados, 8 son pozos re – inyectores, 6 pozos inyectores y 10 pozos
abandonados, como se muestras en la Tabla 6.
Tabla 6. Estados campo Sacha.
Estado de los pesos
Condiciones de
operación
Número de pozos
Pozosproductores
Flujo natural 6
Bombeohidráulico 83
BES 70
Pozos sin producción
Cerrados
71
Abandonados 10
Pozos de agua Inyectores 6
Re-inyectores 8
Total pozosperforados 254
(Río Napo CEM. 2011)
La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60000 BPPD
hasta el año 1994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad
en que su producción diaria aproximadamente es de 40000 bls. En abril de
2002 la producción promedio fue de 45185 BPPD, produciéndose una
pequeña declinación de la producción al primer semestre de 2004
alcanzando un promedio de 37930 BPPD, en 2006 y 2008 la producción se
mantiene entre los 44000 y 46000 BPPD, es notorio el incremento de la
producción para el año 2010 con un promedio de 50672 BPPD. En la Tabla
7se muestra las producciones de petróleo y en la Tabla 8 las producciones
de gas de los últimos años.
79
Tabla 7. Producciones de petróleo.
TIEMPO (Años) Producción (Bls/Años)
Producción (Bls/día)
2002 15.836.421 43.387,5
2003 14.602.575 40.007,1
2004 14.460.953,2 39.619,0
2005 14.952.179,7 40.964,9
2006 16.162.572,9 44.281,0
2007 15.896.488,3 43.552,0
2008 16.602.081,7 45.485,2
2009 17.930.997,5 49.126,0
2010 18.495.464,4 50.672,5
2011 18.074.926,7 50.208,1
2012 19.495.380,1 53.412,0 (Río Napo CEM. 2011)
Tabla 8. Producciones de gas.
TIEMPO (Años) Producción (MPCS/Años)
Producción (MPCS/día)
2003 14.602.575 40.007,1
2004 14.460.953,2 39.619,0
2005 14.952.179,7 40.964,9
2006 16.162.572,9 44.281,0
2007 15.896.488,3 43.552,0
2008 16.602.081,7 45.485,2
2009 17.930.997,5 49.126,0
2010 18.495.464,4 50.672,5
2011 18.074.926,7 50.208,1
2012 19.495.380,1 53.412,0
(Río Napo CEM. 2011)
80
El Campo Sacha tiene cuatro estaciones de producción las cuales se
encargan de recolectar y procesar la producción de los pozos del campo y
son Sacha Norte 1, Sacha Norte 2, Sacha Central, Sacha Sur. La Estación
Sacha Norte 2 es la que recibe la producción del WellPad en el que se probó
la unidad REMMS como se ve en la Figura 44. La estación está ubicada en
las coordenadas geográficas de latitud 0° 13’ 9.923” Sur y longitud 76° 50’
32.9259” Oeste, la estación se encarga de recibir y tratar la producción de
los diferentes pozos productores asignados, y direccionar el gas producido
en la etapa de separación hacia los mecheros de la estación, para lo cual
cuenta con instalaciones en superficie equipadascon separadores de
producción, separadores de prueba con instrumentación para ser controlado
por el sistema SCADA, desgasificadores, tanques de lavado, tanques de
surgencia, medidores de BSW, comunicaciones, entre otros equipos
necesarios para manejo de crudo y agua de formación. Esta estación es
punto de fiscalización y entrega al SOTE su producción después de pasar
por lo contadores y las unidades de transferencia de custodia.
Figura 44. Campo Sacha Norte 2, pozo Sacha 213D.
(Cárdenas M. 2013)
81
5.3 Procedimiento de prueba del medidor multifásico. Una vez se haya instalado el medidor de flujo multifásico REMMS para el
WellPad que recibe la producción de los pozos Sacha 192, 210D, 213D,
214D-HI, 214D-UI, 217D, 226D, 227D, 240D, 241D, 242D, 320D y 321D del
campo Sacha Norte-2, se conecta el equipo a la línea de prueba del manifold
para de esta manera direccionar el flujo de cada pozo y realizar la operación.
El REMMS se lo coloca a un lado y recibe las producciones de cada pozo
del WellPad como se muestra en la Figura 45. Se verifica que todos los
componentes de la unidad estén funcionando adecuadamente, se prueba el
separador de la unidad, luego se verificaque estén registrando
adecuadamente los instrumentos de medición de caudal y nivel. Las válvulas
de control deben estar en la posición adecuada para ser revisadas. Se hace
circular el Flujo, dentro del separador las fases se comienzan a separar, una
vez separadas comienzan a ser medidas por los contadores de líquido y gas.
Luego de este proceso las fases separadas se recombinan y salen del
sistema para posteriormente pasar a una línea direccionada a un tanque de
prueba para constatación de las mediciones. Se debe tomar en cuenta que
se mantengan las especificaciones de diseño descritas en la Tabla 9, en el
Anexo IV se puede apreciar los datos del GLCC originales comparados con
los datos de diseño de la unidad REMMS.
Tabla 9. Datos de diseño.
Parámetros Unidades Mínimo Máximo
Caudal de líquido BPD 70 5200
Caudal de Gas MSCFD 10 1175
Presión de operación PSIG 50 850
Temperatura de
operación
DEG F 50 120
Viscosidad de líquido CP 1 40
(Weatherford. 2011)
82
En el separador las tres fases de fluido gas, petróleo y agua comienzan a
someterse a fuerzas centrifugas, el gas sale por la parte superior y el líquido
pos la parte inferior. El caudal de líquido y agua se mide con el caudalímetro
de coriolis, y el RedEye calibrado mide el corte de agua. Se mide también en
el cilindro el derramamiento del vórtice para verificar la tasa de gas en el
sistema. El nivel está supervisado por el transmisor de presión diferencial.
Los indicadores de presión y temperatura también están instalados y
trabajando a las condiciones de presión asignadas. Las válvulas de control
de líquido y gas mantienen el nivel óptimo de separación dentro del cilindro.
Una vez revisados todos estos parámetros se procede a revisar la
comunicación con el equipo de monitoreo. Un sistema RTU recibe las
señales de todos los transmisores para que el operador pueda realizar el
control de las pruebas que se realizarán. Un conjunto de tuberías antes de la
entrada al separador proporciona la capacidad de amortiguación para que el
fluido esté controlado y se estratifique para conseguir una separación
adecuada de la fase gaseosa y la fase líquida. El resultado de esta
combinación de sistemas es un conjunto de ingeniería que maneja
eficientemente cualquier tipo de regímenes de flujo.
Figura 45. Unidad REMMS instalada en el campo Sacha.
(Cárdenas M. 2013)
83
Las especificaciones del sistema utilizado en el campo son:
• Sistema ANSI 600 (1240 PSI – 20 a 200 °F).
• Separador de 24 pulgadas.
• Barril en barril del GLCC, construcción ASME Sección VIII.
• Brazo de entrada tangencial de 3 pulgadas.
• Sistema de acero al carbono ANSI 600.
• Peso 7000 LBS.
• Dimensiones: 9 pies (H) x 9 pies (L) x 6 pies (W).
Una vez instalado el equipo y el sistema de comunicaciones mostrados en
las Figuras 46 y 47, se procede a conectar la Laptop la cual contiene el
programaClearSCADA por medio del cual se va a monitorear y controlar el
proceso.
Figura 46. Unidad REMMS instalada. (Cárdenas M. 2013)
84
Figura 47. Sistema de comunicaciones instalado.
(Cárdenas M. 2013)
En la Figura 48 se muestra el esquema operacional para realizar la prueba
de producción con unidad REMMS instalada.
Figura 48. Esquema de operación REMMS.
(Cárdenas M. 2013)
85
1.- Se ingresa al programa ViexX instalado en el computador portátil, al ya
estar en el programa se debe seleccionar la opción Log On, luego de este
paso aparece un cuadro donde se debe ingresar el nombre de usuario y
password. Ya validados estos datos el programa permite ingresar y
visualizar la interfaz gráfica principal, los datos del proceso, configurar las
variables operacionales y operar la unidad REMMS.
2.- En la interfaz gráficase puede visualizar una animación del equipo
REMMS donde se tiene el nivel de flujo en el tanque, la circulación de fluido,
el nivel de las válvulas de control y su porcentaje de apertura y los valores
análogos del proceso como se muestra en la Figura 49.
Figura 76. Interfaz gráfica REMMS.
(Weatherford. 2012)
El funcionamiento de la pantalla es fácil de entender como lo es el
funcionamiento del tanque, válvulas y medidores como se muestra en la
Figura 50.
86
Figura 50. Control gráfico de instrumentos.
(Weatherford. 2012)
La válvula LCV-103 se cierra cuando el valor de nivel en el tanque supera un
valor máximo específico. Esta válvula se abre nuevamente cuando el nivel
en el tanque del REMMS vuelve a estar por debajo de este valor de nivel. De
la línea de líquido (LIQUID LEG) se obtienen varias mediciones. La Figura
51 indica las mediciones obtenidas en esta línea. La válvula de control LCV-
101 regula el flujo de líquido en esta línea.
87
Figura 51. Mediciones de los instrumentos.
(Weatherford. 2012)
En la línea de gas (GAS LEG), se obtienen mediciones de flujo de gas a
condiciones estándar y actuales. La válvula de control (LCV-102) permite
controlar el flujo de gas de esta línea como se ve en la Figura 52.
Figura 52. Control gráfico de válvulas.
(Weatherford. 2012)
88
La información del pozo viene dada por la pantalla de la Figura 53:
Figura 53. Información del pozo.
(Weatherford. 2012)
El Panel de control del REMMS tiene una serie de opciones como se puede
observar en la Figura 54, donde se puede explorar las configuraciones
realizadas dependiendo del pozo, los datos obtenidos en la prueba del pozo
y los datos históricos del pozo.
Figura 54. Panel de control de la unidad REMMS.
(Weatherford. 2012)
3.- Una vez conocidas las opciones de pantalla que brinda el programa de
control del REMMS se procede a alinear el pozo tomando en cuenta si
anteriormente estaba alineado a otra prueba, para evitar cambios bruscos en
89
el equipo y así asegurar su vida útil. Luego de ingresado al programa se
entra en la opción WELL CONFIGURATION para empezar la prueba, aquí
se despliega una pantalla donde se ingresa el número correspondiente del
pozo para la prueba como se aprecia en la Figura 55.
Figura 55. Configuración del pozo.
(Weatherford. 2012)
Ya realizada esta acción y verificando que el pozo que se ha ingresado esté
en la pantalla conjuntamente con sus parámetros, se procede a guardar y se
regresa a pantalla principal donde la aparece la opción PID DIAGNOSTICS,
donde se ingresará posteriormente en la opción OPERATING IN NORMAL
MODE, con lo cual aparecerá un mensaje de confirmación al cual se le dará
aprobación como se muestra en la Figura 56.
90
Figura 56. Diagnóstico de PID. (Weatherford. 2012)
Luego cambiará de color verde la opción en la parte superior de
OPERATING IN NORMAL MODE a rojo y dirá OPERATING IN OVERRIDE
MODE. Luego se da clic en la opción de LIQUID LEG en el botón
OPERATING IN AUTOMATIC MODE, y se acepta el mensaje de
confirmación. Esta opción cambiara a color rojo de igual forma, luego se
hará lo mismo en la opción de GAS LEG. Y finalmente se cierra la ventana
como se aprecia en la Figura 57.
91
Figura 57. Diagnósticos PID, operación manual.
(Weatherford. 2012)
4.- Ahora las válvulas de control se encuentran abiertas y se puede alinear el
pozo ya que el petróleo remanente puede desalojar el separador libremente.
5.- Se espera 10 minutos para asegurarse que el flujo del pozo es el del
seleccionado.
6.- Se configura el pozo a probarse en la opción WELL TEST CONTROL
donde se despliega la siguiente pantalla de la Figura 58.
92
Figura 58. Configuración del pozo.
(Weatherford. 2012)
En el casillero que tiene por descripción WELL NO se ingresa y se despliega
un casillero para confirmar el número de pozo, también se adjunta la lista de
pozos a ser probados como se aprecia en la Figura 59.
Figura 59. Listado de pozos.
(Weatherford. 2012)
93
Luego se confirma el pozo que se va a realizar la prueba dando clic en OK,
luego se desplegará un cuadro de confirmación al que se le dará YES.
Luego en la opción de INITIALIZE TIME que es el tiempo estimado para
estabilizar el pozo, se ingresará y se digitará el tiempo de 60 minutos que es
el recomendado para la prueba. Luego en el casillero de tiempo de prueba
se ingresará el tiempo en minutos de duración de la misma.
Antes de arrancar con la prueba se debe revisar y confirmar los valores
asignados de frecuencia, temperatura del motor, presión de cabeza y
presión de intake para tener un histórico de los datos operacionales de los
pozos en que se está realizando la prueba.
Después de revisados estos parámetros se da clic en el botón Start Test e
inmediatamente comenzará la prueba, este botón cambiará a Stop Test para
finalizar la prueba en cualquier momento o de lo contrario finalizará en el
tiempo asignado.
A partir de este instante se arranca con la prueba y aparecen dos pantallas,
se puede apreciar que el pozo está en estado de ionización para que el pozo
se estabilice como se aprecia en la Figura 60.
Figura 60. Arranque de la prueba.
(Weatherford. 2012)
94
7.- Se ingresa nuevamente a la opción de PID DIAGNOSTICS, y entramos
en la opción de OPERATING IN OVERRIDE MODE, y aceptamos el
mensaje de confirmación haciendo clic en yes y así esta opción volverá al
color original verde. Cerramos esta ventana y volvemos al menú principal
con otro usuario para la operación.
8.- Finalizada la prueba se observa una pantalla de como la de la Figura 61
en la cual se va a delinear el pozo a la unidad REMMS.
Figura 61. Delineamiento del pozo a la unidad REMMS.
(Weatherford. 2012)
El equipo REMMS cuenta con un panel de visualizacióntouchscreen que
permite realizar diferentes acciones de control y monitoreo local como se ve
en la Figura 62. De igual manera como el procedimiento en el ordenador,
para realizar pruebas de producción desde el panel local se tiene que seguir
los mismos pasos.
95
Figura 62. Panel de control de unidad REMMS.
(Cárdenas M. 2013)
9.-Una vez finalizada la prueba de pozo el último paso será desalinear el
pozo en prueba y volver a alinearlo a la línea de producción, con el
procedimiento adecuado que no cause ninguna complicación de
sobrepresión en el manifold del WellPad de Sacha Norte-2 como se observa
en la Figura 63. Estas acciones evitarán cambios de presión bruscos en el
equipo y alargarán su vida útil.
96
Figura 63. ManifoldWellPad Sacha–Norte.
(Cárdenas M. 2013)
5.4 Reportes y resultados obtenidos de las pruebas realizadas con la unidad REMMS. Una vez terminada la prueba, los datos generales de la prueba son
visualizados entrando en la opción Well Test Data, donde se mostraran los
reportes ingresando ya dentro de esta en el ícono DISPLAY con lo que se
tendrá los siguientes resultados de la Figura 64.
97
Figura 64. Resultados del Test. (Weatherford. 2012)
98
Los datos presentados en la primera columna son los de la prueba actual y
los de la segunda columna son los datos históricos de la prueba anterior
realizada al mismo pozo. El botón GENERATE se utiliza para generar los
archivos correspondientes al reporte.
Las cantidades que se muestran son los datos calculados de la producción
total desplegados al finalizar cada prueba como:
• Los volúmenes acumulados (Líquido, Petróleo, Agua, Gas Actual, Gas
estándar).
• Caudal volumétrico (líquido, aceite, agua, gas real, Gas estándar).
• Promedio de datos de proceso (presión, temperatura, corte de agua,
densidad de líquido, la densidad de gas, nivel GLCC, Sistema de DP).
El volumen de líquido acumulado se calcula mediante la medición de la tasa
volumétrica de líquido instantánea sobre la duración de la prueba (Coriolis
metro).
El agua y el volumen de aceite se determinan mediante la incorporación del
RedEye y con la comparación con el caudal volumétrico de líquido
instantáneo.
El volumen real de gas acumulado se calcula mediante la medición de la
tasa volumétrica real de gas instantánea durante la duración de la prueba
(Medidor de Vórtice).
El volumen estándar de gas se determina mediante la incorporación del
medidor de presión diferencial en tiempo real, temperatura y compresibilidad
con la tasa volumétrica real de gas instantánea.
99
Los caudales volumétricos de líquido, aceite, agua, gas real y el gas
estándar se determinan mediante la extrapolación de la acumulada de
volumen durante la duración de la prueba a 24 horas. La tasa de flujo
volumétrico es sólo para ser utilizado como una indicación de cómo el pozo
produciría por día si las condiciones se mantuvieron igual como lo hicieron
durante la prueba.
Otra manera de visualizar los reportes de las pruebas realizadas a los pozos
es desde la ventana principal entrando en la opción Well History, como se
muestra en el recuadro de la Figura 65.
Figura 65. Historial de los pozos.
(Weatherford. 2012)
100
En esta ventana se puede observar los pozos configurados con sus
respectivos históricos y en la opción Well Test Data solo aparecerá los
reportes actuales de cada uno de los pozos. Los archivos generados
después de cada prueba se guardan en una carpeta y son almacenados
para los respectivos análisis posteriores.
Se realiza la prueba de producción una vez se verifique que está
funcionando el equipo correctamente. Durante un tiempo de 1440 min se
corrió con la prueba como se muestra en la Figura 66. En los 60 minutos
iníciales se comienza a tomar datos y desde ahí periódicamente se los toma
hasta llegar a una estabilización de la producción. El equipo no presenta
una caída de presión por lo que la producción no se ve afectada debiendo
tomar en cuenta los parámetros de operación del equipo, el cual entrega
datos en tiempo real cada 5 segundos con un rango de precisión en la fase
líquida de ± 2 al 5 %, en la fase gaseosa ± 2 al 5 % y en el corte de agua de
± 2% con estos parámetros se presenta los resultados. Normalmente una
prueba de pozo se realiza en un tiempo máximo de 5 horas.
Figura 66. Tiempo de prueba. (Weatherford. 2012)
101
De las pruebas realizadas en el WellPad de Sacha Norte se obtuvo los datos
de la Tabla15.
Tabla 10. Datos registrados en las pruebas de producción.
(Weatherford. 2012)
Los datos arrojados por la unidad corresponden a las pruebas realizadas con
cada uno de los pozos del WellPad del Campo Sacha Norte colector que
recibe la producción de pozos que producen con bomba electrosumergible.
Los pozos producen con una presión de intake de 100Psi, presión de cabeza
de 200Psi con caudales brutos de producción del orden de 200 BFPDa 900
BFPD, un corte de agua promedio del 60% y una gravedad promedio de
26,1° API. Es importante destacar que los ensayos han sido comparados
simultáneamente con mediciones de acumulada al tanque de la batería tabla
16. La escasa dispersión que mostraron las mediciones entre el toma
muestras y el sistema de medición multifásica y los resultados obtenidos por
POZO ARENA BFFD BPPD BSW % BAPD OBSERVACION192 HI 1692 305 82.00 1387 BES210D HI 864 190 78.00 674 BES213D HI 534 214 60.00 320 BES214D HI 1266 317 75.00 950 BES214D UI 450 446 1.00 5 BES217D UI 236 234 0.80 2 BES226D HS 1062 1051 1.00 11 BES227D HS 354 352 0.50 2 BES240D T 78 78 0.50 0 BES241D HI 1272 318 75.00 954 BES242D HS 504 242 52.00 262 BES320D TI 605 599 1.00 6 BES321D HS 616 598 3.00 18 BESTOTALES 9533 4942 4591
WELL PAD CAMPO SACHA
NORTE-2 PRODUCCION NORTE-2 SE BOMBEA AL SOTE
WELL PAD SAC-192
POZOS FLUYEN A 3 TANQUES DE 500 BLS, (PRODUCCION,PRUEBA Y MTU) SE EVACUA PRODUCCION CON 2 BOMBAS DE TRANSFERENCIA A ESTACION NORTE-2, POR LINEAS DE 6 5/8". DISTANCIA A ESTACION N-2 +/- 7000 MTS
102
ensayos de tanque han mostrado que este último presenta una gran
desviación sobretodo en pozos que producen gran cantidad de agua.
Sabiendo que en campo no se tiene un instrumento con un valor de error
menor al valor teórico del medidor multifásico, en la práctica se determinó
una comparación entre el valor de error del toma muestras automático y el
medidor multifásico siendo el toma muestras más exacto que el valor de
acumulada del tanque, para esto se debe tomar en cuenta que:
• En ensayos de 24 horas se toma muestra de 10 litros de un pozo que
produce unos 900 Bls/día es decir que la muestra que se utiliza es el
0,005% de la producción.
• El medidor infrarrojo da una lectura a condiciones de presión y
temperatura de operación, mientras que en el toma muestras el fluido
es despresurizado y se trata a condiciones atmosféricas, con esto se
tiene vaporización de los productos livianos del petróleo reduciendo
la proporción de esta parte en la mezcla.
• La determinación del corte de agua en laboratorio se realiza con
centrifugación.
Estudios de laboratorio realizados sobre muestras patrones, para la
determinación del error de medicióncitado en la última consideración, nos
han indicado valores con un rango de 0,5 a 0,7 %, razón por la cual,
podemosconsiderar que la sumatoria de los errores de las consideraciones,
en la determinación del porcentaje deagua, con éste método, sea como
mínimo del 1 % y como máximo del 1,2 %. En la Tabla 11 se aprecia los
resultados con tanque y la unidad REMMS.
103
Tabla 11. Comparación con ensayos en tanque.
(Weatherford. 2012)
5.5 Análisis de los resultados mostrados en las pruebas de producción con la unidad REMMS. Con los resultados obtenidos se observa que el medidor multifásico da una
lectura más real de lo que está sucediendo en el pozo, debido a su facilidad
de uso se aumenta la frecuencia de ejecución de pruebas para llegar de esta
manera a una lectura más exacta de la medición, mejorando notablemente la
calidad de estas. Como en la recopilación de datos se observó que existen
pozos con flujos inestables se llegó a concluir que estos no pueden ser
medidos en forma precisa con un separador de prueba o con un sistema
contra tanque ya que estos funcionan bien con regímenes de flujo
completos.
POZO ARENA FECHA PRUEBA BFPD BPPD BAPD BSW ERROR06-Dic-12 CTK 1932 270 1862 8628-Dic-12 REMMS 1917.78 294.22 1623.57 84.6618-Dic-12 CTK 816 180 636 7819-Dic-12 REMMS 836.51 187.32 649.2 77.6122-Dic-12 CTK 570 194 376 6625-Dic-12 REMMS 559.79 152.06 407.73 72.8425-Dic-12 CTK 1440 302 1138 7925-Dic-12 REMMS 1498.02 299.25 1198.77 80.0207-Dic-12 CTK 438 434 4 116-Dic-12 REMMS 417.27 416.97 0.3 0.0701-Dic-12 CTK 255 253 2 0.817-Dic-12 REMMS 249.79 249.79 0 010-Dic-12 CTK 940 752 188 2020-Dic-12 REMMS 894.7 700.88 193.82 21.6608-Dic-12 CTK 208 207 1 0.518-Dic-12 REMMS 233.45 233.45 0 010-Dic-12 CTK 186 184 2 124-Dic-12 REMMS 121.76 36.88 84.88 69.7128-Dic-12 CTK 1890 473 1417 7527-Dic-12 REMMS 1977.87 507.1 1470.77 74.3605-Dic-12 CTK 797 351 446 5621-Dic-12 REMMS 783.17 329.32 453.85 57.9508-Dic-12 CTK 576 570 6 117-Dic-12 REMMS 517.3 517.29 0.01 009-Dic-12 CTK 1184 1172 12 127-Dic-12 REMMS 1169.52 1147.65 21.87 1.87
0.7360
1.2230
10.1910
1.7353
-4.6492
34.5376
-12.2356
4.8191
2.0431
4.7329
-4.0292
1.7912
-2.5135
SAC - 321D
SAC - 320D
SAC - 242D
SAC - 210D
SAC - 213D
SAC - 241D
SAC - 214D - Hi
SAC - 240D
SAC - 227D
SAC - 226D
SAC - 217D
SAC - 214D - Ui
HI
SAC - 192
UI
UI
HI
HI
HI
TI
HS
HS
HS
HI
HS
TI
104
Por otra parte el medidor de flujo REMMS maneja e identifica cualquier tipo
de condición de flujo y no necesitan de requisitos de mantenimiento
asociado para mantener la precisión de las mediciones. Los medidores
REMMS no solo logran mejorar la confiabilidad y calidad de las mediciones,
sino que el proceso de medición en si se convierte en una función de
monitoreo continuo. Debido a esto las mediciones se harán más dinámicas,
teniendo el operador acceso a datos reales en tiempo real, permitiendo un
mejoramiento en la calidad y cantidad de datos obtenidos para tomar
oportunamente las decisiones relacionadas con la optimización de la
producción. Los datos recolectados por el operador mediante el REMMS
permitirán programar de manera oportuna las reparaciones para corregir si el
pozo no está produciendo según lo previsto, entre los datos obtenidos de las
pruebas tenemos que se trabajó con un crudo de 26 grados API con una
viscosidad de 2 Cp. Con este monitoreo se puede lograr eliminar las
interrupciones de producción gracias a la identificación inmediata de cortes
de agua, lo que hace que el proceso de producción sea estable y el
diagnóstico del problema sea solucionado. En la Tabla 12 se puede observar
la diferencia entre los dos sistemas:
Tabla 12. Comparación WellPad CTK y REMMS.
Producción Well Pad BFPD
Producción total CTK 11232
Producción total REMMS 11176.93
Error % 0.49
(Weatherford. 2012)
105
Al graficar los barriles de fluido producido de cada pozo por día, se puede
observar que van a la par las dos mediciones como se muestra en la Tabla
13. Se observa una diferencia de 55.07 BFPD entre las dos mediciones del
total de barriles de fluido producidos por día, hay que tomar en cuenta que el
tanque recibe una producción completa en un intervalo de tiempo
determinado, mientras que el separador recibe la producción y calcula cada
segundo la producción del pozo y un estimado de la acumulada sin que se
requiera delimitar el tiempo de ensayo.
Tabla 13. Comparativo BFPD.
A la empresa estatal y las empresas operadoras les interesa los datos de
producción de los barriles de petróleo producidos, porque es el factor
primordial donde se ven reflejadas las ganancias, en el caso de la prueba de
producción realizada se obtuvo en la acumulada de barriles de petróleo en
tanque un total de 5342 BPD y el medidor multifásico mostro un valor de
5072.18 BPD, con estos resultados se vio una diferencia de 269.82 BPD,
tomando en cuenta que la precisión de las mediciones del tanque muestran
un margen de error entre ± 10 – 25% y que en el tanque todavía a pesar del
tiempo de reposo se tiene agua emulsionada con el crudo. Después de ser
medido el crudo en tanque de prueba, pasa a ser tratado para retirar el
contenido de agua y resto de impurezas lo cual es necesario para su
106
fiscalización ser transportado por el oleoducto. En la Tabla 14 se puede
observar la comparación gráfica entre las dos mediciones observando que
se mantienen a la par manteniendo el margen de error del 0,49%.
Tabla 14. Comparativo BPPD.
El valor de BSW es un factor importante aunque para ingeniería de
producción lo primordial es saber cuántos barriles de petróleo se están
produciendo en el campo por razones económicas, el BSW representa un
factor de mucha consideración ya que influye en el cálculo de reservas y en
las producciones futuras ya que al aumentar el BSW disminuye el factor de
recobro de los yacimientos, también el crudo para ser transportado debe ser
deshidratado hasta un 1% de BSW. Otra consideración es la influencia del
agua de formación en el yacimiento ya que si no se tiene los criterios
óptimos para la producción de un pozo, el agua de formación puede venirse
causando que ese pozo se cierre por producción de 100% de agua. Estos
pozos se vuelven reinyectores para otros pozos productores. El tratamiento
del agua de formación representa altos costo de producción en los pozos y
su operación es de mucho cuidado por cuestiones ambientales. Por todos
107
estos factores el corte de agua es de mucha importancia para realizar un
trabajo que permita optimizar la producción y operación en el campo. En la
Tabla 15 se ha graficado el comparativo entre las dos mediciones mostrando
fluctuaciones considerables en los pozos 213D y 240D considerando que el
error en la medición en tanque se debe a que son pozos con flujo
intermitente lo que provoca que el flujo a través de la tubería de producción
presente tapones de gas que también afecta a la medición en el medidor
multifásico.
Tabla 15. Comparativo BSW.
Se puede observar que las dos pruebas presentan un error entre -2.5% y
0.5%, los picos de error se muestran en los pozos intermitentes, llegando a
saber con esto que el error promedio entre las dos mediciones es 0.49%,
teniendo en cuenta que la confiabilidad del medidor multifásico REMMS es
mucho más alta presentando un número más aproximado de barriles de
petróleo que se tiene. Los barriles de agua producidos del WellPad son
mayores que los barriles de petróleo producidos como se muestra en la
Tabla 16, lo que muestra que existen pozos que tienen un elevado corte de
agua lo que implica mayor costo de operación y tratamiento de la misma.
Los pozos 210, 214, 227 y 241 presentan problemas en la medición llegando
108
a concluir que son pozos intermitentes que no manejan presiones constantes
por lo que en las mediciones del medidor multifásico se observó un rango de
error entre -0,25% y 0.5% aceptable y preciso en comparación de los
márgenes de error de las pruebas con tanque, entre las dos mediciones se
vio una promedio de error de 0,49% como se aprecia en la Tabla 17. Se
toma en cuenta la presencia de gas y los flujos tipo tapón a los que el
medidor multifásico tiene una tolerancia del 0.95% en GVF. La precisión y
confiabilidad REMMS es mucho más alta al constatar las mediciones con el
toma muestras, tanque y al realizar la unidad mediciones a cada instante.
Tabla 16. Comparativo BAPD.
Tabla 17. Errores de las mediciones.
109
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL ESTUDIO 7. Conclusiones del estudio realizado.
• Se verifica que el medidor de flujo multifásico separa las fases y muestra
resultados con una precisión del 4% al realizar pruebas en tiempo real y
ser comparado con sistemas convencionales de medición.
• Se verifica que la unidad REMMS presenta ventajas como lo son su
tamaño compacto, adaptabilidad para diferentes condiciones de
operación, utiliza sistemas automatizados yes segura al no contener
cargas nucleares lo que la hace también amigable con el medio
ambiente.
• La unidad REMMS es eficiente para crudos cuyas viscosidades fluctúen
entre 5 Centipoise y 40 Centipoise y para su correcta operación se debe
tomar en cuenta los rangos operacionales que el manual de instalación
indica.
• La tecnología de medición multifásica que brinda la unidad REMMS ha
permitido en el campo Sacha mejorar la producción al evaluar los pozos
con mayor frecuencia a un costo más bajo para cada prueba, trabajando
con un crudo cuya viscosidad promedio es de 2 Centipoise y con un API
de 26 grados.
110
8. Recomendaciones del estudio. • Se recomienda que la unidad REMMS sea puesta en operación de
acuerdo con las condiciones que el manual de instalación indique para su
funcionamiento.
• Previo a ser utilizada se deben conocer las propiedades de los fluidos del
pozo, condiciones operacionales para que con esta información se
puedan aplicar los correctivos correspondientes para que la unidad
funcione a su capacidad máxima.
• Se recomienda que la instalación del equipo se realice en estaciones
satélite que recolecten la producción de un número determinado de
pozos para que la distancia del pozo a la unidad no sea un problema al
momento de evaluar y se compare las mediciones con sistemas
convencionales.
111
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113
ANEXOS. ANEXO I
Ingreso de datos y reporte de simulación en el Software TUSTP del GLCC vx 7.7.
114
115
116
ANEXO II
Modelamiento integrado para el control de variables de proceso.
117
ANEXO III
Comportamiento del flujo dentro del separador.
118
ANEXO IV
Datos de diseño del GLCC y REMMS.
