24 medición multifásica (mpm)

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

../Presentation files/MPM Topside Meter.mpg


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…


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

//mpmsvg01/sales01$/All-in-one MPM Presentation/MPM Topside Meter.mpg



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 %



• 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

http://www.fmctechnologies.com/


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


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”


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


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

http://www.conocophillips.com/

http://www.chevron.com/

Partners - JIP.ppt

http://rds.yahoo.com/_ylt=A0WTeff91h5LcJwAxZajzbkF/SIG=12a7smj4q/EXP=1260398717/**http:/www.landworks.com/clients/img/logo_anadarko.jpg

http://www.pdo.co.om/pdoweb/tabid/36/Default.aspx

Flow Laboratory.ppt

Flow Laboratory.ppt

Flow Laboratory.ppt

Flow Laboratory.ppt


Descripcion del medidor


Medidor MPM – Componentes principales

../MPM Topside Meter.mpg


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

MPM Topside Meter.mpg


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)

MPM Topside Meter.mpg


Verificación funcional del medidor


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.


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

http://www.conocophillips.com/

http://www.chevron.com/


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%


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


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


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


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


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.


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


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


Aplicaciones de la medición multifásica


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

MPM-Subsea meter.wmv


Ventajas operacionales del medidor


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).


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


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


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%!


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%

http://vistawallpapers.files.wordpress.com/2007/03/vista-wallpaper-water-droplets.jpg


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


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


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


DropletCount

Gamma Based GVF

Measurement

97% 98% 99% 100% [GVF]

Measure

ment U

ncert

ain

ty


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


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.


K-Lab ejemplo – Mayo 2009, presentado en el User Forum de MPM por Lars Brende (StatoilHydro)


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


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”


• 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


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)


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


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.


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)


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.


Ejemplos de aplicación


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


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.


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


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


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


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


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”


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


” 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


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


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.


Preguntas?

Engineering

24 medición multifásica (mpm)