Foro de Lineamientos de Medición México 2012
Medidores Multifasicos y de gas húmedo en los que
puede confiar
www.mpm-no.com
Multiphase Metering Solutions for Crude Oil and Wet Gas Applications
Carlos Yuen Villahermosa 2012
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Cómo podemos contribuir a implementar los nuevos lineamientos de Medición de la CNH en la Industria petrolera?
• Art. 31 / 33: de la incertidumbre de la medición de los volúmenes extraídos…
• Art. 40: De la medición multifásica…
• Art. 41: De la selección de medidores…
• Art. 42: Del apoyo y soporte de la medición multifásica…
• Art.43: del uso de medidores multifásicos como separadores de prueba…
• Art. 44: de la medición de gas húmedo por medio de la medición multifásica…
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Que puede ofrecer MPM?
• Medidor multifásico con funciones únicas de operacion
– Medición de gas húmedo y flujo multifásico combinados sin cambio de equipo ni SW
– Apto para cualquier régimen de flujo gracias a su visión 3D
– Ultrasensibilidad a presencia de liquido en gas (99.99GVF%) función ”Drople Count”
• Simplicidad operacional
– No necesita muestreo en campo
– Medicion de salinidad en línea
– Medición de propiedades del gas en línea
– Autocalibración en campo
• Requerimientos de mantenimiento mínimo
– Operación y acceso remotos
– Auto verificación en campo /diagnósticos
– Suporte continuo – servicio remoto
• Operación Segura
– Integridad mecánica (15000 Psig) HP/HT
– Servicio en ambientes ácidos
Tomógrafo 3D Broadband™ medición a múltiples frecuencias, en múltiples planos ,muchas veces por segundo
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MPM ha resuelto importantes desafíos en la medición multifásica
Desafío operacional MPM
Configuración inicial del medidor
No requiere configuración en campo o tuning
preconfigurado en fabrica .
Aumento del GVF% cambiando de flujo MF a gas
húmedo
No es más un problema Modo Dual- Combina ambos modos de operación en el mismo medidor
Slugging Cambios muy veloces en el GVF%
desde muy bajos a extra altos
No es más un problema Modo Dual – selecciona
automáticamente el modo en mseg.
Cambios inesperados de la salinidad del agua
No influye en la medición
Sin muestreo Medición en línea
Autoverificación del medidor
In-Situ verification Funcion basada en SW e información
redundante del medidor
Mide salinidad y se autoajusta!
Insensible a variaciones en H2S %
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• MPM es una empresa Subsidiaria de FMC Technologies. Opera en forma independiente
• Oficina Central en Stavanger, Noruega – Kongsberg (subsea) – Dubai, Singapore, Milan, Houston & Buenos Aires – Red de representantes Internacionales
• Sistemas de Calidad y HSE de acuerdo a los Standards ISO
• Laboratorio Multifásico de Pruebas propio
• Desarrollado en base a tecnologia propia
– 7 patentes a Nivel Mundial
– Licencias de uso de tecnologia complementaria (Venturi)
• Fabricados en MPM Noruega y empresas asociadas Internacionales.
Part of
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2003 Se funda MPM
2004 Inicio del primer proyecto JIP
2005 Se inaugura el Laboratorio de Pruebas MPM
2006 Entrega del 1er Medidor - Gullfaks A
2006 Inaugura la oficina de Kongsberg (subsea)
2007 1er medidor submarino- Vega
2007 Inician las operaciones en Dubai
2008 Inaugura la oficina de Houston
2008 1° servicio de prueba de pozos - Oman
2008 Inaugura centro de Monitoreo Central
2009 FMC adquiere el 100% de MPM
2010 100 medidores vendidos
2011 150 medidores vendidos
Reseña Histórica
JIP Join Industry projects
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Diseñado para desarrollar una amplia variedad de regímenes de flujo similares a operaciones reales en campo.
Laboratorio de Pruebas multifásicas - 2005
”Laboratorio multifásico propio para ensayos y calibración”
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MPM Centro de Monitoreo Central
• Inaugurado en Diciembre 2008
• Permite monitoreo On-line de los medidores en campo
– Operacion remota y diagnosis
– Monitoreo de la Autoverificación de campo
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Joint Industry projects (JIP) with:
MPM fue desarrollado en respuesta a las necesidades de los clientes para mejorar los
medidores multifásicos y de gas húmedo existentes hasta esa fecha.
Los objetivos a cumplir fueron establecidos por
las empresas participantes del proyecto.
Todos los objetivos establecidos al inicio fueron logrados – Los resultados fueron
implementados como nuevas caracterisitcas funcionales del medidor
Única desde sus inicios
Desarrollo del medidor dirigido por las mismas empresas Petroleras
APPLICATION REQUIREMENTS
Calibration / Configuration
Accuracy Operational Stability
Objetivos Establecidos
4 Configuracion
Sencilla
2 Aplicacion
robusta
1 Estabilidad
Operacional
3 Mejor
incertidumbre
5 Intervencion
mínima. Confiabilidad
MPM flow lab – key development tool
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Descripcion del medidor
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Medidor MPM – Componentes principales
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3D Broadband®
Medición en múltiples frecuencias y en múltiples planos
• Los sensores del 3D Broadband™ estan localizados aguas abajo del Venturi, beneficiándose de las condiciones de flujo ideal alli generadas. Técnicas de reconstrucción tomográficas permiten “ver” los regímenes de flujo presentes.
• Basado en ondas electromagnéticas de alta frecuencia (EM) que permiten medir las propiedades de permitividad de la mezcla multifásica presente en el ducto.
• Las ondas EM son extremadamente sensibles a la presencia de agua, a la vez que muy robustas ante la presencia de H2S o CO2
Mas de 7 patentes hacen a MPM simplemente único
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3D Broadband®
El sistema 3D Broadband™ nos permite determinar:
• Corte de agua WLR)
• Composición (% de crudo, agua y gas)
• Salinidad del agua
• Distribución volumétrica del líquido / gas dentro del ducto
• Detección inmediata ante la presencia de Slugs – Cambios bruscos en el régimen de flujo
• Función “Droplet Count”
Sensores 3D Broadband – Aprobados para HP/HT
Los sensores o antenas:
9 antenas individuales
• 1 Sensor de salinidad (3 pins)
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Verificación funcional del medidor
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MPM ha sido aprobado para su uso mediante pruebas ”ciegas” en campo
MPM y las compañías asociadas al JIP han implementado nuevos y mas estrictos procedimientos para ser usados en todas las pruebas:
• Medidor de la caja el sitio de instalación
• Sin flujos de prueba iniciales (antes del inicio de las pruebas)
• Configuracion realizada como si el medidor fuera instalado¨Offshore” o remoto
• Sin acceso a datos de referencias , antes o durante la prueba – solo disponibles despues de concluidas las pruebas y los análisis concluidos.
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Calificado en campo por importantes compañías Petroleras
SwRI, Texas
El programa de calificacion del medidor fue elaborado por las mismas compañías.
Laboratorio MPM K-Lab, Norway Gullfaks A
Atalaia, Brazil
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Measurement Qualification Program
Resultados de las pruebas MPM Flow Lab K-Lab Test Gullfaks A Gullfaks A SwRI Test
FAT Sept '06 Oct '06 Dec '06 Jan '07 Nov '07
No of test points 220 46 13 10 50
GVF 0 - 99,9 % 25 - 99,9 % 40 - 96 % 20 - 95 % 95-99.5%
WLR 0 - 95 % 0 - 70 % 2 - 78 % 2 - 85 % 0-25%
Pressure < 10 bar 120 bar 60 bar 60 bar 120 barg
Oil Exxol D 140 Condensate Crude Crude Condensate
830 kg/m3 620 kg/m3 780 - 840 kg/m3 780 - 840 kg/m3 560-620 Kg
Pruebas ciegas dirigidas por las mismas empresas participantes de los JIP Procedimiento de configuración std – Sin ajustes en campo
Un gran nro de pruebas realizados en sitio usando sistemas de ref. confiables Cubriendo una gran variedad de condiciones de flujo, presión y tipos de fluido Realizado en todo el rnago del GVF% y WLR%
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Measurement Qualification Program
Resultados acumulados
MPM Lab '06 K-Lab '06 Gullfaks Dec '06 Gullfaks Jan '07 SwRI Nov '07
Oil Flow rate + 1,1 % + 0,1 % + 3,4 % + 1,4 % + 0,7 %
Gas Flow rate + 1,4 % + 1,3 % + 1,4 % + 0,1 % + 1.2 %
Cumulative rates - all wells / tests combined
• Asumiendo que el medidor es usado para medición fiscal
– La incertidumbre total de todos los pozos combinados es de interés
– La tabla muestra la diferencia entre los resultados de MPM y la referencia utilizada (1)
Nota: (1) - en todo el rango de WLR y GVF -La diferencia incluye la incertidumbre de la referencia y MPM , asi como otras fuentes de error potenciales - 90 % grado de confianza
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MPM Flow Laboratory, March 27th 2007Test of sensitivity to Oil and Gas Density Changes
0
50
100
150
200
250
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Time (Minutes)
Gas F
low
Rate
[A
m3/h
]
0
10
20
30
40
50
60
70
Liq
uid
Flo
w R
ate
[A
m3/h
]
Gas Reference
Gas MPM
Oil Reference
Water Reference
Oil MPM
Water MPM
GVF : 84 %
WLR : 10 %
Oil Density : 838 kg/m3
Gas Density : 10 kg/m3
828
10
813
10
788
10
738
10
838
10
838
5
838
20
838
10
Base Base
Oil Density:
Gas Density:
MPM es muy tolerante a errores en los parámetros de configuración
Estudio de sensibilidad:.
• El valor correcto de densidad del crudo es
838 kg/m3, y el del gas es 10 kg/m3.
• Durante series de 6 min’s se ingresaron
datos erróneos de densidad según la
siguiente secuencia: • 1° densidad del crudo se bajo 0 kg/m3
• Luego, se bajó a 25 kg/m3
• Se bajó 50 kg/m3
• Se bajó 100 kg/m3
• Desúés de llevo al valor real 838 kg/m3
• Luego , la densitdad del gas se bajó 5 kg/m3
• Nuevamnete se bajó10 kg/m3
Resultados: Errorse en los datos del crudo
y/o gas no tuvieron impacto en el flujo de
agua medido.
Errores importantes en la densidad del gas o
crudo no tuvieron impacto significativo en los
flujos medidos de esas mismas fases.
Caso Real – Efectos en los flujos de crudo, agua y gas, como resultado de errores en la configuración de la densidad - GVF of 84% - WLR of 10%
Demo for Shell & DPR Nigeria
Correcto Dtos erróneos Correcto erróneo
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Measurement Qualification Program Estabilidad operacional y repetibilidad
WatercutWell at Gullfaks
75 74 7573 73 73 74 74 74 75
0 0 0
73 73 73 73 74 74 76
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
June 06 Sept 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Dec 06 Dec 06 Jan 07
Date
Wa
terc
ut
[%]
Test Separator
MPM Liquid Flow Rate
Well at Gullfaks
11701214
1166
0 0 0
1094
907 909
1163
907 910
1172
1084108710851131
10951134
1095
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
June 06 Sept 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Nov 06 Dec 06 Dec 06 Jan 07
Date
Liq
uid
Flo
w R
ate
[S
m3
/d]
Test Separator
MPM
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Measurement Qualification Program Sensibilidad
Un flujo constante de gas de 300 m3/h e inyección de agua en fracciones de:
M3/h water fraction
0,008 0,0026 %
0,043 0,0143 %
0,086 0,0287 %
MPM puede detectar fácilmente cambios en fracción de agua tan pequeñas como 0.0025%
Water Fraction Sensitivity TestTest at K-Lab - October 2006
0.000 %
0.005 %
0.010 %
0.015 %
0.020 %
0.025 %
0.030 %
0.035 %
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Tme [Minutes]
Wa
ter
Fra
cti
on
[%
]
MPM
Reference
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Measurement Qualification Program Medición de salinidad del agua producida1
Dos métodos fueron evaluados:
1. Medición de salinidad en flujo multifásico continuo (fase agua continua)
2. Medición de salinidad en flujo de gas húmedo estable
Conductivity (Salinity) Probe Measurements vs. Water SamplesK-Lab and Gullfaks A, Oct - Dec 2006
0
10
20
30
40
50
60
70
0 10 20 30 40 50 60 70
Reference Water Conductivity [mS/cm]
Mea
su
red
Wate
r C
on
du
cti
vit
y [
mS
/cm
]
Lab Analysis
- 2 mS/cm
+ 2 mS/cm
MPM
G VF = 5-80%
WLR =50-95%
Nota (1): MPM cuenta con 3 patentes para cubrir esta función.
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Resultados – Pruebas de evaluación
K-Lab test
Wetgas Mode GVF 99,7%, WLR 30 %
K-Lab test
Wetgas Mode GVF 99,7%, WLR 30 % Liquido es 0,3% del total
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K-Lab test
MPhase Mode GVF 93%, WLR 5 %
K-Lab test
MPhase Mode GVF 93%, WLR 5 %Liquido es 7% del total
Resultados – Pruebas de evaluación
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Aplicaciones de la medición multifásica
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Areas de aplicación • Optimización y monitoreo de la producción
– Optimización en el recupero de producción de pozos & reservorios
– Optimización en el uso de gas-lift
• Distribución de ingresos (Allocation) – Por pozo o por campos
– Aplicación de las mejores prácticas para evitar
disputas comerciales y legales
• Aseguramiento de flujo constante – Detección temprana de agua de formación
– Monitoreo de ductos (corrosión, hidratos, etc) y ajustes de la producción
– Optimización del uso de químicos
• Desarrollo de nuevos campos sin nuevas instalaciones (Offshore)
– Conexión a instalaciones existentes
• Operaciones remotas – Gerenciamiento en tiempo real del reservorio
– Reducción en la necesidad de pruebas de pozos y
la correspondiente perdida en la produccón
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Ventajas operacionales del medidor
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Medición de salinidad en línea
• El medidor MPM la conductividad del agua producida
– Multifásico (emulsión agua continua): mediante un sensor de salinidad – tres antenas próximas a la pared
– Gas húmedo: Mediante las antenas del 3D BB en toda la sección del medidor
• Información redundante y superabundante obtenida por el 3D Broadband
• La conductividad medida es:
– Convertida en salinidad del agua, luego
– Densidad del agua es calculada,
(se asume cierta composición en la sal presente) (i.e. NaCl).
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Medición de salinidad - Autoconfiguración
En modo multifásico (alto WLR%), es importante medir la salinidad del agua producida por dos razones:
1.Obtener automáticamente las constantes de configuración evitando tomar muestras representativas del fluido:
• Muestreo agrega complejidad y aumenta costos; especilamente aplicaciones submarinas(Capex & Opex)
2.Obtener en forma temprana, información sobre el tipo de agua producida:
• Mejorando la modelización del reservorio e incrementar la producción de crudo (IOR)
Para gas húmedo, conocer la fracción de agua y las salinidad correspondiente son importantes para el aseguramiento de flujo y evitar:
• Producción de agua de formación (salada)
• Corrosión de los ductos
• Depósitos de hidratos, wax, etc
Water fraction is determined from frequency.
Salinity is determined from slope of curve
MPM ha desarrollado métodos (3 patentes) para determinar la salindad del agua independientemente de la fracción de agua
Adding 0.1% water changes frequency by 4 MHz
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Dual Mode®
- MPM funciona en todos los regímenes
• Multifásico y Gas Húmedo combinados
– Sin necesidad de intercambiar o interrumpir la operacion ante cambios en las condiciones de flujo, sean instantaneas o a lo largo del tiempo
• Dual Mode®
permite obtener excelentes resultados incluso ante presencia de Slugs
• Dual Mode®
hace que el MPM funcione independientemente del régimen de flujo presente; cubre todo el rango de WLR% y GVF%
• Intercambia el modo de operación en fracciones de segundo. Ideal para Slugs.
Las características del pozo cambian con el tiempo
Cortesía de Lex Scheers, Shell
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Rango Operativo- Dual Mode Ejemplo caso real – Datos medidos offshore Mar del Norte (Ekofisk)
Puntos rojos indican flujos promedios para cada uno de los 12 pozos. Las áreas de puntos dispersos en colors muestran los flujos instantáneos medidos a 1 Hz durante una hora en todos los pozos. Slugging presente El medidor debe cubrir realmente un rango de 50 ‘ 100% GVF%!
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DropletCount ®
Contador de Gotas Diseñando para medir con alta exactitud el gas, condensados y
agua, ante presencia de ultra altos GVF%
Muy alta precision en la medición de líquidos para GVF’s de 99 a100%
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Las razones de Droplet Count:
a muy altos GVF%, cualquier medidor gamma es irrelevante
Ejemplo con 5% error Densidad
de cond.
Densidad
de gas
Densidad
medida
de la
mezcla
GVF
Medido
Densidad correcta del gas 650 110 112.7 99.5 %
5% error en la densidad 650 104.5 112.7 98.5 %
Measurement Uncertainty vs GVF
Three Phase WetGas Meter
97% 98% 99% 100% [GVF]
Measure
ment U
ncert
ain
ty
3D BroadBand Based GVF
DropletCount
Gamma Based GVF
Measurement
97% 98% 99% 100% [GVF]
Measure
ment U
ncert
ain
ty
3D BroadBand Based GVF
DropletCount
Gamma Based GVF
Measurement For ultra high GVF aplications,
MPM’s Droplet Count (patent
pending) method provides
extremely sensitive and
accurate results
A gamma meter has an absolute uncertainty. As the GVF increases, and the liquid becomes very small, the relative uncertainty will increase drastically
Inaceptable: Un 5% de error en la densidad del gas implica un 200% error relativo en la medición del líquido
• Un medidor Gamma tiene incertidumbre absoluta.
• A medida que el GVF aumenta, y la fracción de líquido disminuye, el error relativo se incrementa drásticamente
– causando sobrecálculo de líquido y subestimando el volúmen de gas
– El promedio de períodos largos mejora la medición, pero causa una pobre respuesta en el tiempo y efectos no-lineales ante presencia de Slugs
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MPM DropletCount ® la incertidumbre en la medición de líquidos mejora a ultra altos GVF%
Measurement Uncertainty vs GVF
Three Phase WetGas Meter
97% 98% 99% 100% [GVF]
Measure
ment U
ncert
ain
ty
3D BroadBand Based GVF
DropletCount
Gamma Based GVF
Measurement
97% 98% 99% 100% [GVF]
Measure
ment U
ncert
ain
ty
3D BroadBand Based GVF
DropletCount
Gamma Based GVF
Measurement For ultra high GVF aplications,
MPM’s Droplet Count (patent
pending) method provides
extremely sensitive and
accurate results
• DropletCount ® is a la vez es muy robusto ante variaciones en los datos de PVT
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
MPM DropletCount ®
• Las gotas que fluyen por el ducto causa variaciones estadisticas en las señales electromagneticas medidas por el 3D BB,
• Estas variaciones son función del tamaño, número y permitividad de las mismas
• El tamaño de la gota puede ser calculado a partir de modelos empíricos, el cual es función, entre otras cosas, del diámetro del ducto mismo. (e.g. Azzopardi & Govan)
No distortions
-> No droplets
Amount & type of distortions are function of
• Liquid droplet size
• Number of droplets
• Permittivity of droplets
Electromagnetic (EM) measurement signal
DropletCount ® – schematic principle
DropletCount ® integrado al Venturi y el modelo de 3 fases de Gas
húmedo permite medir el flujo de gas, de gotas de líquido y del film
líquido sobre la pared del ducto.
Implementado y verificado en múltiples aplicaciones de campo.
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K-Lab ejemplo – Mayo 2009, presentado en el User Forum de MPM por Lars Brende (StatoilHydro)
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
MPM DropletCount ®
Ejemplo en K-Lab – Demonstrando su sensibilidad única y excelente exactitud
GVF: sensibilidad de la medición < 20 ppm y detección de presencia de agua < 0.002% demonstrada
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
In-Situ configuration Medición de las propiedades del gas - en línea
La Autoconfiguración en campo se utiliza para eliminar:
• La necesidad de muestreo periódico (en combinación con el autoajuste de la salinidad)
• Incertidumbre adicional en las mediciones de flujos debido a:
– Configuración de datos de PVT; cálculos de EoS, muestreo no representativo, caracterizaciones …
– Medición de la densidad (detector gamma)
– Modelos de permitividad del gas
Cómo se hace?
• Usando DropletCount ® para detectar períodos con gas puro (sin gotas presentes)
• Medir la densidad del gas y su permittivity cuando gas puro es detecado
• Los datos medidos son usados para corregir los datos de configuración previos
• Mediante operación manual o automática
Foro de Lineamientos de Medición México 2012 39 LS, 07-Jun-2011
Autoconfiguración vs Muestreo Muestreo Submarino para determinación de las propiedades del fluido Sistemas mecánicamente muy complejos Extremadamente caros en su operación (tanto CapEx como OpEx) El muestreo es instantáneo en el tiempo y no es confiable en casos como:
- Flujos combinados de diferentes formaciones (commingled) - Ingreso espontáneo de agua de formación (salada)
Agrega riesgos operativos (pérdidas, accidentes) Mediciones en campo de las propiedades del fluido El mismo equipo es usado para “calibrarse” y medir Un costo mucho más bajo de operación (sin OpEx, tal vez un leve incremento en CapEx) Se requiere medición cualitativa del “100% de la fase”
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
• Punto de ref del agua
• Salinidad del agua medida
• Denisdad calculada
• Punto de ref del Gas
• Densidad y permitividad del gas medidos
• Ajuste manaual o automático
• Punto de ref del crudo (menos influyente en los resultados)
• La densidad yu permitividad podrian ser medidas
• Dificultad de cuándo saber que hay crudo puro?
Autoconfiguración y Verificación
Ajuste automático de los datos de configuración basado en propiedades reales medidas en línea
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
Determinación de las propiedades del gas
Pure gas 1 detected -> Measurement of gas properties
Medición de las propiedades del gas a
condiciones de operación.
Se elimina las principales fuentes de
error
GVF medido y index de líquido presente
Liquid draining out of pipe
Restarted flow
Shut-in
Note (1): At Pure gas, no distortion of electromagnetic signals (DropletCount = 0)
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
Autoverificación puede ser realizado
– Localmente
• En sitio (platforma / campo)
– Remotamente
• Centro de operaciones de las empresas productoras
• Centro de operaciones de MPM
• Usando el sistema de operación y acceso remoto de MPM
REMOTO
Acceso a la función Autoverificaión
LOCAL
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Verificación y soporte remoto – Servicios (RSV)
• Para mejorar y extender la vida del medidor en campo y asegurar una operación continua sin interrupciones disminuyendo significativamente la necesidad de maintenimiento del medidor.
• Realizado y dirigido desde el Centro de Operaciones MPM en Stavanger, Noruega.
• Para asegurar la operación de este Servicio, el Operador debe disponer de la infraestrutura necesario en campo y permitir el acceso desde el Centro.
Preferentemente via internet, conexión (VPN), en combinación con un sistema de generación automática de emails enviados desde la terminal de campo MPM al centro de operaciones del operador.
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Diagnósticos – Ejemplo - Venturi
El mas sofisticado sistema de
auto diagnosisque permite
evluar el estado de cada
componente del medidor
• Furncionamiento General
• Evaluación del 3 D
Broadband®
• Venturi
• Sensor de salinidad
• Transmisores P,T, dP y D
• Datos de PVT
(configuración)
• Electrónica, housing
El diagnóstico esta disponible
en forma local o remoto
Part of In-Situ verification
functionality
En este ejemplo es posible conocer las diferentes velociades del liquido presente y el (espesor de film de líquido o el tamaño de la gota en tránsito)
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
Soporte técnico y verificación remotos (RSV) Acuerdos de Servicio disponibles
MPM ofrece diferentes tipos de acuerdos según la necesidad:
1 – A pedido La COMPAÑÍA solicita un servicio o verificación cuando el medidor requiere una asistencia específica. MPM se conectará con el medidor y realizará un reporte integral del mismo, evaluando todas las funciones y elementos críticos del medidor.
2 - Soporte en períodos regulares (mensuales, anuales) MPM se conectará con el medidor, realizando una verificación integral y
presentando un reporte completo del mismo. Se hara en base a un período de tiempo regular preestablecido por la COMPAÑÍA
3 – Soporte Continuo El emdidor es continuamente monitoreado por MPM. El medidor enviará e-
mail/SMS a MPM si ocurriera una alarma o evento. Además, MPM realizará una verificación de rutina a intervalos regulares. MPM tiene ingenieros de medición disponibles 24/7 para tomar cualquier acción en solución de problemas si fuera necesario Todas las mejoras en SW son cargadas en el medidor sin costo adicional.
IMPORTANTE: Todos los datos o análisis de mediciones y reportes relacionados a un cliente serán tratados con absoluta confidentcialidad por MPM. No estará disponible para nadie fuera del contrato.
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Ejemplos de aplicación
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
MPM instalado en Gullfaks A desde Nov 06
• MPM instalado en Noviembre 2006 para prueba en campo
– Marzo 2009: 2,5 años en operación
– Se instalaron en forma definitiva
– Medidores de 3” y 6” en serie con separador de prueba
• Aplicación muy difícil – pero bastante común
– Mucha variación del GVF – Multifásico / WetGas
– Mucha agua – aceite es la fracción más pequeña
– Inyección de agua de mar en los pozos
• Gran variación de la salinidad del agua
• Medir la salinidad en forma continua es casi mandatorio
Experiencia operacional
Luego de un año de operación continua, el cliente concluyó que:
1. El medidor MPM demostró una gran robustez, la mejor respuesta de un medidor multifásico hasta el momento
2. Su regualridad ha sido muy buena, y la información obtenida ya es continuamente usada por los ingenieros de operacion y producción de pozos
3. El medidor ha mostrado una gran repetibilidad en el tiempo
4. El medidor ha demostrado ser mucho mejor para los ”pozos problemáticos” (i.e. pozos donde el separador de prueba tiene dificultades para operar)
Información obtenida De la presentación De Statoil
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MPM en operación en Ekofisk
• MPM instalado en Noviembre 2007
– Puesta en marcha inmediata y en operación continua desde entonces
– CoP realizó una prueba ciega al medidor durante 5 meses,
– CoP aprobó la prueba y en operacion desde entonces
• Se reemplazaron otros medidores existentes que no funcionaban en esa aplicacion
– Antes de usar MPM, CoP habia concluido que los MFPM´s no tenian valor comercial en Ekofisk.
Experiencia operacional
Two Phase Flow Map
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
1 10 100 1000 10000
Gas Flow Rate (m3/h)
Liq
uid
Flo
w R
ate
(m
3/h
)
Well 1 Designdata
GVF 99
GVF
GVF
90GVF 50
Resultados de la operación en Ekofisk Extract of presentation, June 2008 by Øystein Fosså, ConocoPhillips
• Sin problemas operacionales desde su instalación. • Fácil de usar – Sin necesidad de “ajustar” en campo • El entorno de operación es muy amplio.pero medido con muy buena exactitud • Pudo medir en todos los regímenes de flujo encontrados • Incremento significativo de la producción de aceite comprobado con los medidores MPM • Mejora de la producción usando los MPM para optimizar la performance del pozo • Luego los resultados de las pruebas, CoP reabrió proyectos para la instalación y uso de
medidores multifásicos
Luego de 16 meses en operación, CoP decidión ajustar los medidores del separador a los valores obtenidos por el MPM
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MPM en Oseberg
• Primer MPM instalado en Abril 2008
– Instalación realizada en 1 dia
– 100% operativo desde su puesta en marcha
• MPM es usado para prueba de pozos y optimización de reservorio
• Medidores instalados por pozo - Oseberg
– 7 Medidores en operación
Experiencia operacional
A project with delivery to:
MPM meter
in operation at Oseberg
• Meter commissioned in field as per standard and easy procedure
– Performed during 1 day offshore
– No tuning of meter against test separator
• Quotes from StatoilHydro:
– “MPM have provided excellent service and follow-up during the project”
– “The Multiphase meter for well B28 at Oseberg Field center performs so well compared to the test separator that the measurement results look like they’re taken from the same tag.”
– “The measurement data that we currently receive from the meter are considered exemplary. “
Presentación en Forum de usuarios – Junio 2008
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Servicio de prueba de pozos – BG Oman
• Instalado en un skid portante y operado por un solo técnico
• Muy fácil de operar
– Sin ajustes en campo
– No se requirieron muestreos en campo o cambios de datos de PVT
• Aplicación en campo como multifásico y gás húmedo
• Es usado como probador de pozos y monitoreo de reservorio sin separador en sitio.
– Se comprobó que el separador no funcionaba bien – El medidor es mucho más confiable
– Operación continua, prueba de pozos cada 1 mes
Experiencia operacional
Reporte de satisfacción del cliente –BG Oman ”First class operation, with high HSE focus & priority, accompanied by excellent performance of MPM supervisor and prestine data quality & execution”
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MPM usado junto a sistema de separación compacto Gullfaks C
• Co-operacion entre StatoilHydro R&D y Gullfaks proyecto 2030
• En conjunto a sistemas compactos de separación
• Modo Dual- Utilizado en forma std.
• Onmuta en forma automática cada 200 mseg.
• UN conjunto de datos de OVT para todos los pozos medidos
• Basado en un promedio de composición de tres reservorios
• Propiedades del agua medidas por MPM
• Gran variedad de salinidad debido a la reinyeccipon de agua
• Gran robustez ante cambios significativos en los valores de PVT
• Muy alta velocidad de medición permite realizar control en tiempo real
Experiencia operacional
” We are very satisfied with the MPM meters, both with
respect to accuracy, measurement speed, service and user
friendliness. Superb ! “
Geir Heggum, StatoilHydro R&D / GF2030 - March 2009
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MPM en aplicación de Boosting submarino
• MPM tenía por desafío, medir con gran velocidad y muy alta sensibilidad, la presencia de líquido en el flujo de gas húmedo (GVF > 99%)
– Mediciones en el rango de ppm´s
• Aplicación con condiciones muy exigentes
• Un medidor de 10” MPM está siendo utilizado desde Mayo 2008 con excelentes resultados.
10” MPM meter
instalado en StatoilHydro project
Operational Experience
Gas 99.99 % Condensado 0.008 % agua 0.002 %
Habilidad para detectar minúsculas fraciones de líquido
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Conclusiones
Un medidor multi´fasico y de gas húmedo combinado en una única unidad
Conmutando en forma automática ante condiciones de slugging
Extremadamente veloz para capturar cualquier cambio instantáneo de las condiciones del flujo
Gran incertidumbre de la medición – Aceptado para Direccionamiento de la producción (Allocation) Valores menores al +/- 10%. Tipicamente menores al +/- 5%
NO depende del régimen de flujo – Medición en 3D
NO hay errores por concentración de gas en flujo anular
Medidor con el más sencillo procedimiento de configuración;
Único medidor con medicón de conductividad en línea YA probado – no hay necesidad de muestreo
Muy tolerante a los cambios en los parámetros de configuración
Medición correcta del WLR a lo largo de todo el rango de GVF
Mide correctamente ante muy altos valores de WLR
Mide fracciones de agua de formación en flujos de gas húmedo ultra pequeños
Diseño para HP / HT – 15 k psi / 250 ° C
Autodiagnosis y verificación realizada en forma local y remota en tiempo real.
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Preguntas?