58 Oilfield Review

Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico

Ian AtkinsonBertrand TheuvenyCambridge, Inglaterra

Michel BerardMoscú, Rusia

Gilbert ConortRosharon, Texas, EUA

Trey LoweHouston, Texas

Allan McDiarmid Apache Energy LimitedOccidente de Perth, Australia Occidental, Australia

Parviz MehdizadehConsultorScottsdale, Arizona, EUA

Bruno PinguetGerald Smith Bergen, Noruega

Kerry J. WilliamsonShell Exploration and Production CompanyNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Alain Chassagne, Luanda, Angola; Dan Deznan,Apache Energy Limited, Aberdeen, Escocia; Richard Kettle,Ahmadi, Kuwait; Donald Ross, Rosharon, Texas, EUA; Jon Svaeren, Framo Engineering AS, Bergen, Noruega; Eric Toskey, Bergen, Noruega y Laurent Yvon, Douala,Camerún.3-Phase, LiftPRO, NODAL, PhaseTester, PhaseWatcher,Platform Express y Vx son marcas de Schlumberger.

La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una

revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenie-

ros de producción y yacimientos los datos necesarios para comprender y optimizar el

desempeño de los pozos sin separar una corriente de flujo en sus tres fases individua-

les; esto es gas, petróleo y agua.

Primavera de 2005 59

Un nuevo medidor de flujo de superficie estácambiando radicalmente la forma en que medi-mos el flujo complejo proveniente de los pozosproductores. Esta transformación es impulsadapor la nueva tecnología que permite medir conexactitud las variaciones rápidas producidas enlos fluidos trifásicos, incluyendo la presencia deflujos tipo tapón, espumas y emulsiones establesque previamente resultaban difíciles de cuantifi-car. La capacidad de medir el fluido multifásicoen tiempo real aumenta la eficiencia operacionalcon el consiguiente ahorro de tiempo y dinero.

Ahora es posible asignar la producción sin laseparación convencional de fases y superar lasrestricciones de procesamiento, o cuellos debotella, que tienen lugar en las instalaciones desuperficie existentes. La cuantificación exactadel flujo de cada una de las fases de fluidos deuna corriente de producción permite a los opera-dores tomar mejores decisiones acerca deldesempeño de los pozos. Ahora, los ingenierospueden identificar, comprender y remediar mejorlos problemas asociados con el flujo de pozosmúltiples, optimizar las operaciones de levanta-miento artificial y construir mejores modelosdinámicos de yacimientos.

Este artículo analiza los avances registradosrecientemente en materia de mediciones de flujomultifásico y examina la utilización de esta tecno-logía para aplicaciones de medición permanente,levantamiento artificial y pruebas de pozos móvi-les, tanto en tierra firme como en áreas marinas.Algunas historias de casos de Australia, el Golfode México y África destacan los beneficios de laavanzada tecnología de medición.

Separación convencional y pruebas de pozosLos separadores de prueba convencionales sonversiones reducidas de los separadores de pro-ducción grandes que segregan y miden el gas, elpetróleo y el agua en las instalaciones de proce-samiento de superficie. En las operaciones decampo ya establecidas, los separadores de pruebason instalaciones permanentes. Para los pozosexploratorios y los pozos de delineación, las com-pañías deben desplegar separadores de pruebamodulares. A veces son necesarios varios separa-dores de prueba en serie o en paralelo paramanipular pozos a alto régimen de producción,petróleos pesados o gas rico en condensado; esdecir, gas húmedo.

Habitualmente, los separadores de prueba sonrecipientes cilíndricos que se despliegan en formahorizontal. Estos recipientes poseen una longitudque oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y unaaltura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] ypesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-

dores reciben el efluente producido de los pozosindividuales y segregan las diferentes fases defluidos a través de un proceso basado en lafuerza de gravedad (arriba).

Los recipientes bifásicos separan el gas delos líquidos y los recipientes trifásicos separanulteriormente los líquidos en petróleo y agua.Estos sistemas miden las fases de fluidos inde-pendientes en forma individual cuando salen delrecipiente, antes de mezclar y hacer retornar losfluidos a una línea de flujo. Las condiciones ope-racionales normales para un separador deprueba se limitan a presiones que oscilan entre200 y 1,000 lpc [1.4 y 6.9 MPa], con presiones detrabajo máximas de hasta 1,440 lpc [9.9 MPa].

Los separadores de prueba no están diseña-dos para pozos específicos sino que, por elcontrario, deben manejar una amplia variedadde tasas de flujo o gasto. En el momento de lainstalación, los separadores de prueba a menudose sobredimensionan en forma intencional paraque sirvan como separadores de producciónauxiliares o complementarios y puedan procesarcualquier incremento de producción futuro.

La obtención de mediciones confiablesmediante un separador de prueba requiere queexistan condiciones relativamente estables den-tro del recipiente, lo que puede demandar variashoras. Los protocolos de pruebas de pozos aso-ciados con estas unidades generalmenteenfatizan la eficiencia operacional—un enfoquedel tipo “tamaño único”—en lugar de configurarlos instrumentos de medición y regular las tasasde flujo en base a las condiciones de pozos indi-viduales. Las restricciones de tiempo y las

limitaciones del personal a menudo impiden laoptimización del proceso de separación.

Además, las condiciones operacionales aveces impiden la separación completa de lasfases de fluidos. Siempre queda algo de petróleoen el agua, algo de agua en el petróleo, algo degas en los líquidos y algo de líquido en el gas.Estas condiciones producen errores en los ins-trumentos de medición del separador diseñadospara medir corrientes de gas, petróleo o aguamonofásicas. Los separadores de prueba tam-bién tienen problemas para medir ciertosregímenes de flujo anómalos debido a la necesi-dad de contar con condiciones de procesamientoestables y al hecho de que la respuesta a las con-diciones de flujo dinámico siempre se demora.

Los regímenes de flujo problemáticos inclu-yen fluidos tipo tapón, en los que una fase esinterrumpida por otra fase; espumas, que nopueden ser tratadas por los separadores conven-cionales y emulsiones estables que requierencalor adicional o un tratamiento químico paraseparar la fase que está suspendida y dispersa enotra. Además, los fluidos viscosos, tales como elpetróleo pesado, dificultan significativamente laseparación y obtención de mediciones precisas.

Mediciones multifásicasA diferencia de los separadores convencionales,los medidores de flujo multifásico miden conti-nuamente el flujo de gas, petróleo y agua sinseparar físicamente la corriente de flujo en fasesde fluidos individuales. Los medidores de flujomutifásico reciben los fluidos trifásicos directa-mente desde una línea de flujo, realizan las

Válvula dealivio de presión

Segunda válvulade alivio

de presiónPlacas de

coalescenciaPlaca deflectora del

rompedor de espumaSalida del gas a través de la placa-orificio

Extractor de vapores

Puertade acceso

Regulador delnivel de petróleo

Cortador de vórtice

Cortadorde vórtice

Salida del petróleo almedidor mecánico

Placa deflectora de vertederoSalida del agua almedidor mecánico

Regulador delnivel de agua

Placasdeflectoras

Salidaadicional

Entradade efluente

> Separadores convencionales y mediciones de fluidos. La separación de la producción se iniciacuando los efluentes de los pozos ingresan en un recipiente horizontalmente y chocan con una seriede placas perpendiculares. Esto hace que los líquidos caigan al fondo del recipiente mientras que el gas(rojo) sube a la parte superior. La fuerza de gravedad separa los líquidos en petróleo (marrón) y agua(azul). Las fases de gas, petróleo y agua son medidas por separado a medida que salen de la unidad através de líneas de salida independientes. Los fluidos son medidos por medidores mecánicos, mientrasque el gas es medido por una placa-orificio. Ambos dispositivos requieren calibración periódica.

60 Oilfield Review

superficie o en las plataformas marinas. En estemomento, existen más de 1,300 instalaciones demedidores multifásicos en todo el mundo, lo querefleja la importante expansión acaecida en losúltimos seis años (próxima página).2

Las pruebas a cargo de terceros y los proyec-tos industriales conjuntos han ayudado acomprobar la tecnología de medición de flujosmultifásicos. Los responsables del desarrollo demedidores de flujo trifásico también han demos-trado la eficacia de estos sistemas a través deextensivas pruebas de laboratorio efectuadas encircuitos cerrados de flujo. Una prueba en uncircuito cerrado de flujo consiste en medir conprecisión los fluidos monofásicos—gas, petróleoy agua—en un medio controlado, mezclándolospara generar una corriente multifásica y hacién-dolos circular luego por un medidor de flujomultifásico.

Los resultados de las mediciones obtenidas enlos circuitos cerrados de pruebas de flujo se com-paran con los volúmenes individuales de losfluidos constituyentes que conformaron el flujo deprueba.3 Estas pruebas evalúan el desempeño delmedidor frente a una amplia gama de mezclas defluidos y condiciones de flujo. El desempeño delmedidor en las condiciones de campo previstaspuede ser extrapolado a partir de los datos de loscircuitos cerrados de pruebas de flujo.

Los usuarios realizan pruebas extensivas delos medidores de flujo multifásico a fin de habili-tar los sistemas para aplicaciones de campoespecíficas. A menudo es necesaria dicha habili-tación porque los distintos sistemas de mediciónreaccionan en forma diferente a los cambiosproducidos en las condiciones de proceso, talescomo tasas de flujo, propiedades de fluidos, lapresencia de depósitos de incrustaciones o para-fina, y los volúmenes de arena o gas presentes enuna corriente de flujo.4

Hasta la fecha, no existe ningún procedi-miento de prueba comúnmente aceptado. Lossocios de proyectos, los organismos gubernamen-tales y otros titulares de participaciones deriesgos compartidos deben acordar los procedi-mientos de habilitación apropiados cada vez quese utiliza un sistema de medición para asignar, odistribuir, la producción mezclada de acuerdocon el lugar del cual provenga la producción. Sinembargo, diversos organismos industriales yreguladores—el Instituto Americano del Petró-leo (API), la Sociedad Americana de IngenierosMecánicos (ASME), la Comisión de Conservaciónde Petróleo y Gas (OGCC), la OrganizaciónInternacional de Normalización (ISO), el Depar-tamento de Comercio e Industria del ReinoUnido (DTI) y la Sociedad Noruega de Medición

Ag

Ao

Aw

Vg

Vo

Vw

VgVoVwAgAoAw

======

velocidad del gasvelocidad del petróleovelocidad del aguaárea ocupada por el gasárea ocupada por el petróleoárea ocupada por el agua

Fuente nuclear

Computadorade flujo

Detector nuclear

Transductorde presióndiferencial

Flujo

Venturi

Transductorde presión

> Mediciones de flujo multifásico. La medición del flujo trifásico en los tubulares de los pozos o en lastuberías de las instalaciones de superficie (izquierda) requiere de la medición continua de las cambian-tes composiciones y velocidades del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag, Ao, Aw y Vg, Vo, Vw,respectivamente). Las unidades de monitoreo de producción multifásica de avanzada pueden serintegradas con las tuberías de la instalación (extremo superior derecho) o montarse sobre patines(extremo inferior derecho).

> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. La forma del medidorventuri responde al estándar industrial. Las mediciones de la presión absolutay la presión diferencial se obtienen en el mismo lugar, en la garganta tipoventuri. Las ventanas transparentes nucleares del medidor venturi permitenque los rayos gamma pasen de la fuente al detector con una pérdida insigni-ficante causada por la ferretería, lo que incrementa la precisión de lasmediciones. La fuente nuclear corresponde a bario 133 y posee una vida útilpromedio de aproximadamente 10.5 años. Una computadora de flujo proveedatos de procesamiento del sensor y de tasas de flujo además de más de 30parámetros adicionales en condiciones estándar y condiciones de línea. Estacomputadora permite almacenar más de 200 perfiles de pozos que incluyenlas características de fluidos específicas de cada pozo, lo que posibilita queel flujo de múltiples pozos pase a través del mismo medidor.

mediciones e inmediatamente devuelven los flui-dos a la línea de flujo (abajo). Estos medidoresmuestran los resultados de las mediciones a lospocos minutos de ser puestos en operación.1

La caída de presión producida en los medido-res de flujo multifásico es significativamentemenor que la que se produce en los separadoresconvencionales, lo que permite que las pruebas

de pozos se realicen en condiciones de produc-ción similares a las reales. En aplicaciones demediciones permanentes, estos dispositivos ocu-pan un espacio mínimo en las localizaciones de

Primavera de 2005 61

de Petróleo y Gas (NSOGM)—están desa-rrollando directrices para la aplicación yhabilitación de medidores de flujo multifásico.5

Además de los circuitos cerrados de pruebasde flujo, la ejecución de pruebas en condicionesde campo es otra alternativa a los fines de lahabilitación de sistemas de medición de flujomultifásico para aplicaciones específicas. Eldesempeño del medidor de flujo se compara conlas mediciones de los separadores de prueba enun campo en el que la composición del fluido, la

presión de la línea de flujo y las tasas de flujo seaproximan significativamente a los de una pre-sunta aplicación. La realización de pruebas encondiciones de campo reales a menudo estableceun mayor nivel de aceptación con respecto aldesempeño de los medidores de flujomultifásico.6 Sin embargo, las pruebas de campoconsumen más tiempo que los circuitos cerradosde pruebas de flujo típicas y tienden a ser máscostosas. Por otra parte, es esencial que losoperadores presten especial atención a la cali-

bración y operación de los separadores de pruebapara garantizar la obtención de datos de referen-cia de alta calidad.7

En lo que respecta a los desarrollos submari-nos, con los cabezales o los árboles de producciónde pozo y el equipo de control de la producciónemplazados en el fondo del mar, las pruebas decampo son a menudo impracticables. Además, losprocedimientos de los circuitos cerrados de prue-bas de flujo quizás no logren reproducir lascondiciones de presión y temperatura extremasprevalecientes en ciertos proyectos, tales comolos desarrollos en aguas profundas y ultraprofun-das. A menudo, la mejor opción en estos casos escomparar los datos de un programa acelerado devigilancia rutinaria (monitoreo) posterior a lainstalación con los datos de corrientes de procesomonofásicas convencionales en los puntos deexportación durante la ejecución de las pruebasde producción mensuales.8

Un nuevo diseño de medidor de flujoDebido a las limitaciones propias de los separa-dores de prueba convencionales, Schlumberger yFramo Engineering AS desarrollaron la tecnolo-gía de pruebas de pozos multifásicos Vx a travésde la empresa conjunta 3-Phase MeasurementsAS. Este sistema de medidores de flujo multifá-sico es aplicable a instalaciones permanentes,pruebas móviles y optimización de operacionesde levantamiento artificial.9 La tecnología Vx hasido habilitada en más de 1,500 circuitos cerra-dos de pruebas de flujo llevadas a cabo porterceros en cinco instalaciones independientesque generaron aproximadamente 5,000 puntosde prueba de regímenes de flujo.

Los componentes principales del medidor deflujo multifásico Vx son un medidor venturi pro-visto de sensores de presión absoluta y presióndiferencial, además de un detector de rayosgamma espectral de energía dual, acoplado auna fuente química radioactiva unitaria de bajaintensidad para medir el flujo másico total y lasfracciones de gas, petróleo y agua (página ante-rior, abajo).

1,200

1,400

1,000

800

600

400

200

0

Año

Instalaciones de Medidores Multifásicos

Núm

ero

de in

stal

acio

nes

1994 a 1996 1997 a 1998 1999 a 2000 2001 a 2002 2003 a 2004

Submarinas

TerrestresMarinas

> Expansión de la tecnología de medidores de flujo multifásico. Si bien las ins-talaciones de medidores de flujo multifásico aparecieron en el año 1994, elnúmero estimado de instalaciones creció en forma asombrosa aproximada-mente a partir de 1999 (extremo superior). En aplicaciones de medicionespermanentes, estos dispositivos ocupan menos espacio que los separadoresde prueba convencionales (extremo inferior).

1. Letton W, Svaeren J y Conort G: “Topside and SubseaExperience with the Multiphase Flow Meter,” artículo dela SPE 38783, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 deoctubre de 1997.

2. Mehdizadeh P: “Qualifying Wet Gas and MultiphaseMetering for Deep Water Well Allocations,” presentadoen la Conferencia y Exhibición Internacional de Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, 30 denoviembre al 2 de diciembre de 2004.

3. Mehdizadeh, referencia 2.4. Mehdizadeh, referencia 2.5. State of the Art Multiphase Flow Metering, Publicación

del API 2566, Primera Edición. Washington, DC: AmericanPetroleum Institute, 2004.

Use of Subsea Wet-Gas Flowmeters in Allocation Measurement Systems, Práctica Recomendada del APIRP 85, Comité Upstream del API, Subcomité de EquiposSubmarinos, Grupo Asesor Técnico de Mediciones Upstream. Washington, DC: American Petroleum Institute, 2004.Asignación de Gas y Condensado en el Área del Upstream, versión borrador, Informe TécnicoISO/TC193/SC3/WG1. Delft, Países Bajos: Nederlands Normalisatie-Instituut(NEN), 2002.Amdal J, Danielsen H, Dykesteen E, Flølo D, Grendstad J,Hide HO, Moestue H y Torkildsen BH: Handbook of Multiphase Metering. Oslo, Noruega: La SociedadNoruega de Medición de Petróleo y Gas, 1995.

Notas Orientativas para la Medición de Petróleo segúnlas Normas de Producción de Petróleo, Número 7-Borra-dor Final. Londres, Inglaterra: Departamento deComercio e Industria, Unidad de Otorgamiento de Licencias y Consentimientos, 2003.

6. Mehdizadeh, referencia 2.7. Hasebe B, Hall A, Smith B, Brady J y Mehdizadeh P:

“Field Qualification of Four Multiphase Flowmeters onNorth Slope, Alaska,” artículo de la SPE 90037, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

8. Mehdizadeh, referencia 2.9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad

C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, KimminauS, Smith J y Stephenson K: “Avances en material de vigi-lancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4(Primavera de 2003): 14–37.

La tecnología Vx funciona sin necesidad decontar con un dispositivo de mezcla de fluidosaguas arriba, lo que minimiza el tamaño y elpeso de la unidad.10 Estos sistemas no poseenpartes móviles y básicamente no necesitan man-tenimiento. El flujo en línea pasa a través de unorificio de admisión a una sección recta y cortade tubería horizontal que conduce a una “T”invertida con un extremo horizontal cerrado.Esta “T” ciega preacondiciona y dirige el flujohacia arriba, a través de una sección de tipo ven-turi del medidor Vx. La presión se mide justoantes de que los fluidos ingresen en el medidorventuri y a medida que la corriente de flujo pasapor la garganta estrecha de dicho medidor.

El detector de rayos gamma espectral deenergía dual se encuentra instalado en uno delos lados de la sección de tipo venturi, opuesto auna fuente de bario, que emite rayos gamma condistintos niveles de energía; aproximadamente32, 81 y 356 keV. El detector mide las tasas deconteo radioactivas asociadas con la atenuaciónde rayos gamma a través de la mezcla de fluidosen los niveles de energía correspondientes a 32 y81 keV.11 El nivel de energía más alto mide prin-cipalmente la densidad de la mezcla, que esafectada por la relación gas/líquido; el nivel deenergía más bajo corresponde a la composicióndel fluido, en la que incide la mezcla deagua/líquido (derecha).

Dado que el flujo másico total y las fraccio-nes individuales se miden simultáneamente y enel mismo lugar—en la garganta tipo venturi—los sistemas de medición dual de los medidoresVx evalúan el mismo flujo. Esta configuración, ylas ecuaciones estrictas utilizadas para la diná-mica de los fluidos asociada con el flujocondicionado por una garganta tipo venturi, pro-porcionan una capacidad de medición robustaque no se ve afectada por los regímenes de flujoaguas arriba.12

Este diseño de detector se obtuvo a partir dela sonda integrada de adquisición de registroscon cable Platform Express, que posee la capaci-dad de procesar más de 1 millón de medicionespor segundo. En consecuencia, el detector rea-liza cálculos completos de las fracciones de gas,petróleo y agua cada 22 milisegundos o un pocomás de 45 mediciones de la densidad de la mez-cla de fluidos y la fracción trifásica por segundo.

La rápida velocidad de muestreo y mediciónpermite que el medidor de flujo obtenga la velo-cidad de la fase líquida y la fase gaseosa de unacorriente de flujo y compense las inestabilidadesde alta frecuencia presentes en la garganta tipoventuri. Por lo tanto, el medidor Vx puede medirlas condiciones de flujo causadas por las con-diciones de fondo de pozo y la tubería de

superficie, incluyendo la presencia de flujos tipotapón, espumas y emulsiones (próxima página,extremo superior).13

El servicio fijo de vigilancia rutinaria de laproducción de pozos multifásicos PhaseWatcheres la principal aplicación de monitoreo perma-nente de la tecnología Vx. Este sistema seencuentra disponible con gargantas cuyas dimen-siones oscilan entre 29 mm [1.1 pulgadas], 52 mm[2 pulgadas] y 88 mm [3.5 pulgadas], depen-diendo de la tasa de flujo.14

Para aplicaciones de pruebas de pozos móvi-les, el equipo portátil de pruebas periódicas depozos multifásicos PhaseTester se encuentra dis-ponible con gargantas de 29 mm o 52 mm. Estesistema compacto pesa aproximadamente 1,700kg [3,750 lbm] y puede ser transportado fácil-mente en camiones, remolques o patinesmodulares (próxima página, extremo inferior).También se dispone de un módulo de pruebas degas para aplicaciones de monitoreo permanentey pruebas móviles.15

62 Oilfield Review

Cuen

tas

Picos de baja energía

Picos de alta energía

Gas

40%

Petróleo

60%Agua

Tasa

de

cont

eo c

orre

spon

dien

te a

l pic

o de

alta

ene

rgía

Tasa de conteo correspondiente al pico de baja energía

17,500

15,000

10,000

12,500

7,500

5,000

2,500

032 KeV 81 KeV

Gas

PetróleoAgua destilada5% de agua salina10% de agua salina15% de agua salina

> Atenuación de rayos gamma. Los diferentes fluidos atenúan los rayosgamma en distinto grado. El detector de alta velocidad produce una tasa deconteo indicativa en las bandas de energía superior e inferior que constitu-yen una función del medio medido (extremo superior). Estas tasas de conteoposibilitan una solución triangular de la fracción de fase (extremo inferior).Para cada fase, la relación de la tasa de conteo de alta energía en función dela intensidad de la fuente, o tasa de conteo en tubería vacía, se representagráficamente en función de la relación de la tasa de conteo de baja energíaversus la intensidad de la fuente, en un diagrama de coordenadas x e y. Estospuntos se convierten en los vértices de un triángulo. La fracción de la fasees determinada por la intersección de dos líneas dentro del triángulo. La pri-mera línea representa la relación gas/líquido (verde); la segunda conecta elpunto correspondiente al 100% de gas con el punto correspondiente a larelación petróleo/agua (rojo).

Primavera de 2005 63

Oportunidades de medición permanenteLas mediciones de flujo multifásico ayudan a dis-tribuir la producción entre los titulares departicipaciones económicas y los titulares de par-ticipaciones por regalías o registran volúmenes

para la transferencia de la custodia en las estacio-nes de bombeo de los oleoductos o en lasterminales portuarias. Esta información resultaesencial para los socios de proyectos y tambiénpara los gobiernos que poseen necesidades de eje-

cución de pruebas para el cálculo preciso del pagode impuestos y regalías. Por ejemplo, podríanobtenerse mediciones en un pozo determinado,durante un período de una semana, de manera deextrapolar los resultados para distribuir la pro-ducción a lo largo de un período más extenso.

Además, los datos de los separadores deprueba sirven de base para las estrategias deoptimización de la producción. No obstante, amedida que avanzan los desarrollos de campospetroleros y se ponen en operación más pozos, lacapacidad de los separadores de prueba amenudo resulta inadecuada y se debe diferir la

Tasa

s de

fluj

o co

rresp

ondi

ente

s al

gas

y a

los

líqui

dos

Corte

de

agua

, %

2,000

4,500

Bolsones de gas

4,000

3,500

3,000

2,500

1,500

1,000

500

0

11:02 12:14 13:26

Tiempo

14:38 15:50

0

20

40

60

80

100Medidor multifásico

Gas, Mpc/D

Líquido, B/D

Corte de agua

Separadorconvencional

Gas, Mpc/D

Corte de agua

Líquido, B/D

10. Atkinson I, Berard M, Hanssen B-V y Segeral G: “NewGeneration Multiphase Flowmeters from Schlumbergerand Framo Engineering AS,” presentado en el TallerInternacional sobre Medición de Flujo del Mar del Norte,Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de 1999.

11. Al-Asimi et al, referencia 9.12. Atkinson et al, referencia 10.13. Williamson J y Mehdizadeh P: “Alaska Regulatory

Guidelines for Qualification of Multiphase Metering Systems for Well Testing” artículo de la SPE 94279, pre-parado para ser presentado en la Reunión Regional deOccidente de la SPE 2005, Irvine, California, EUA, 30 demarzo al 1° de abril de 2005.

14. Tasas de flujo máximas: Medidor venturi de 29 mm [1.1 pulgada]: 2051 m3/d[12,900 B/D] de líquido; 48,086 m3/d [0.17 MMpc/D] degas; Medidor venturi de 52 mm [2 pulgadas]: 6281 m3/d[39,500 B/D] de líquido; 161,229 m3/d [0.57 MMpc/D] degas; Medidor venturi de 88 mm [3.5 pulgadas]: 17,808 m3/d [112,000 B/D] de líquido; 452,271 m3/d [1.6 MMpc/D] de gas.

15. Atkinson DI, Reksten Ø, Smith G y Moe H: “High-Accu-racy Wet-Gas Multiphase Well Testing and ProductionMetering,” artículo de la SPE 90992, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

> Comparación entre los datos del medidor multifásico y los datos del separador. Los datos de medi-ción continua de un medidor de flujo multifásico identifican claramente la presencia de bolsones degas periódicos en el pozo. Los puntos de medición del separador de prueba indican que el separadorpuede detectar o no estos bolsones de gas, dependiendo de la frecuencia del procedimiento de reco-lección de datos.

> Pruebas de pozos periódicas. El sistema portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester puede ser montado sobre patines para sertransportado a localizaciones de pozos en tierra, en la parte posterior de un camión pequeño, o como un paquete modular para ser elevado con grúas en lasplataformas marinas. La unidad PhaseTester es considerablemente más pequeña y compacta que los separadores de prueba convencionales temporarios.

producción para dar lugar a las pruebas de pozos(arriba). Estas limitaciones constituyen un factordisuasivo en lo que respecta a probar más pozosde lo que se requiere desde el punto de vistacomercial o legal.

Una situación similar se produce cuando seincorpora nueva producción, tal como sucede conla terminación de zonas previamente pasadas poralto o la ejecución de tratamientos correctivos enpozos existentes, o cuando se implementan méto-dos de mantenimiento de la presión y métodos derecuperación asistida. En estos casos, los cuellosde botella provocados en los separadores de pruebalimitan la evaluación del campo y la optimizaciónde la producción.

Una alternativa es agregar capacidad deseparación pero cada separador llega a costarhasta US$ 500,000. La instalación de un medidorde flujo multifásico cuesta tan sólo alrededor deun 40% de ese importe. Los sistemas de mediciónmultifásicos no almacenan, ni separan o tratanlos efluentes del pozo, sino que miden los flujosde fluidos en las mismas condiciones en que seencuentran las corrientes de flujo en la línea de

producción y los devuelven de inmediato a lalínea de flujo. Esto elimina la formación de cue-llos de botella.

En ciertos casos, los medidores multifásicospermiten a los operadores convertir los separa-dores de prueba para ser utilizados comoseparadores de producción. Esta capacidad agre-gada incrementa los regímenes de producción decampo y mejora la flexibilidad operacional. Elemplazamiento de los medidores de flujo multifá-sico en las proximidades de las líneas de flujo ysu operación con pérdida de presión mínima per-mite efectuar las mediciones en condicionessimilares al punto de funcionamiento o elambiente de producción real de cada pozo. Elambiente submarino es otra de las aplicacionespara las mediciones de flujo multifásico.

Los sistemas submarinos PhaseWatcher posi-bilitan un ahorro significativo en términos decostos a través de la reducción a escala o la elimi-nación de las instalaciones de pruebas de pozosde superficie y las líneas de prueba submarinas(próxima página, extremo superior). Dado que losseparadores de prueba no pueden ser desplega-

dos en este entorno, la medición de la producciónde los pozos submarinos en superficie requiere lainstalación de costosas líneas de prueba submari-nas. Además, las instalaciones con base enplataformas a menudo poseen capacidad insufi-ciente para conectar los pozos submarinos a losseparadores de prueba existentes en la partesuperior, diseñados en un principio para alojarsolamente la producción proveniente de los cabe-zales de producción de las plataformas.

La ampliación de las instalaciones de las pla-taformas quizás no constituya una alternativaválida dadas las limitaciones de índole espacial yeconómica existentes. Además, debido a su longi-tud, las líneas de prueba submarinas aumentanlos tiempos de estabilización de los separadores,obstaculizando la capacidad de seguimiento delas condiciones de producción dinámicas desdela superficie, y reducen la frecuencia de laspruebas de pozos. La producción mezclada pro-veniente de diversos pozos submarinos oculta eldesempeño de los pozos individuales.

Si la mezcla se produce a través de un colec-tor de producción submarino sin ninguna líneade prueba, la medición del desempeño de lospozos individuales requiere la ejecución de“pruebas por diferencia.” Esto implica cerrarperiódicamente uno de los pozos mientras semiden los otros y obtener finalmente datos depozos individuales por inferencia, lo que se tra-duce inevitablemente en aplazamiento de laproducción y precisión pobre.

La reducción de los cuellos de botella nosiempre es una justificación importante para lainstalación de medidores de flujo multifásicopermanentes. A veces el problema radica en laaccesibilidad. Este es el caso de las plataformasmarinas automatizadas y de ciertos pozos terres-tres ubicados en áreas remotas. Los pozos que seencuentran alejados de la batería de producciónmás cercana con un separador de prueba, pue-den ser conectados directamente a una línea deflujo mezclándose con la producción provenientede otros pozos, especialmente si se trata degrandes productores.

La única forma de medir el flujo multifásicode estos pozos es a través del método de pruebapor diferencia. En términos prácticos, algunospozos quizás nunca sean sometidos a pruebas. Noobstante, la planeación, el diseño y la puesta enoperación de pozos nuevos con monitoreo perma-nente del flujo multifásico ofrecen nuevasposibilidades para la obtención de datos adiciona-les sobre el flujo de gas, petróleo y aguaproveniente de pozos de desarrollo, incluyendo losque se encuentran ubicados en localizacionesremotas.

64 Oilfield Review

Tasa

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flujo

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Tasa de flujo (gasto) de líquido del sistema PhaseTesterTasa de flujo de líquido del separador convencionalConfiguración del estrangulador

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24 de agosto12:00

24 de agosto18:00

25 de agosto00:00

25 de agosto06:00

25 de agosto12:00

26 de agosto18:00

26 de agosto00:00

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

13/41/21/40

> Separadores de prueba subdimensionados. A medida que los operadores aumentan las tasas deflujo de los pozos con estranguladores de diámetros cada vez más grandes (rojo), se observan dife-rencias significativas entre las tasas de flujo de líquidos medidas por un medidor de flujo multifásico(verde) y las medidas por un separador de prueba convencional (azul). Con tasas de flujo altas, losseparadores de prueba demasiado pequeños a menudo no logran la separación completa. Un granvolumen de líquido permanece en el gas y deja de medirse con los líquidos. La operación del separa-dor puede incluso volverse inestable, debiéndose pasar por alto, lo que resulta en períodos breves deflujo cero. La correlación entre las tasas de flujo de líquidos medidas por el medidor de flujo multifási-co y las configuraciones de los estranguladores brinda confiabilidad en lo que respecta a la calidadde las mediciones de las tasas de flujo.

Primavera de 2005 65

Los sistemas de medición de flujo multifásicoaumentan la frecuencia de ejecución de laspruebas de pozos pero también mejoran la cali-dad de las mediciones. El flujo de ciertos pozoses tan inestable que no puede ser medido enforma precisa con un separador de prueba con-vencional. Los medidores de flujo multifásicoson más precisos que los separadores de pruebaconvencionales y se ven menos afectados por losregímenes de flujo complejos (izquierda,extremo inferior).

Las mediciones de flujo multifásico ademásidentifican condiciones de fases que probable-mente no sean detectadas por las medicionesexclusivamente volumétricas de los separadoresde prueba convencionales. Por otra parte, a dife-rencia de los separadores de prueba de pozos, losmedidores de flujo multifásico no poseen partesmóviles ni requisitos de mantenimiento asociadospara mantener la precisión de las mediciones.

Los medidores de flujo multifásico incremen-tan la seguridad operacional porque se elimina lanecesidad de contar con válvulas de alta presióny líneas de alivio de presión. Además se evita elalmacenamiento de volúmenes sustanciales dehidrocarburos en las condiciones potencialmenteinestables de los separadores de prueba. Éste esun tema importante si las pruebas de pozos sellevan a cabo en áreas sensibles desde el puntode vista ambiental. Además, no existen proble-mas de disposición de fluidos asociados con losmedidores de flujo multifásico, lo que aumenta laseguridad y protección del medio ambiente.

Los medidores de flujo multifásico no sóloeliminan los obstáculos para lograr mayor con-sistencia, confiabilidad y calidad en lasmediciones, sino que el proceso de medición ensí se convierte esencialmente en una función demonitoreo continuo. Si bien los pozos no semiden todo el tiempo, habitualmente las medi-ciones son más frecuentes y se llevan a cabodurante períodos más extensos.

Debido a esto, ahora los operadores estánobteniendo datos de flujo multifásico dinámico.Esta capacidad de observar los flujos multifási-cos en línea durante un período extendido, entiempo real, permite un mejoramiento sostenidode la calidad y cantidad de datos disponiblespara las decisiones relacionadas con la optimiza-ción de la producción. La unidad PhaseWatcherse puede conectar en forma segura a través deInternet para permitir el monitoreo y la toma dedecisiones remotas acerca de las operaciones depozos y campos petroleros desde cualquier lugardel mundo.

> Medidor de flujo submarino. La unidad de monitoreo submarina PhaseWatcher es bajada al lechomarino para ser instalada en un árbol de producción sumergido o en un colector (derecha). Este sis-tema reduce significativamente los costos de desarrollo de campos petroleros mediante la eliminaciónde las instalaciones de prueba de superficie y la instalación de líneas de prueba submarinas (izquierda).

Medidorventuri

Fuentenuclear

Detectornuclear

> Pruebas en condiciones de inestabilidad. Los medidores de flujo multifásicopueden ser utilizados para realizar pruebas de pozos que previamente resul-taban dificultosas o, a los fines prácticos, imposibles de ejecutar. Los datos deun pozo típico con flujos tipo tapón indican un aumento abrupto de la tasa deflujo de petróleo, de 159 m3/d [1,000 B/D] a más de 953 m3/d [6,000 B/D], condicio-nes que no pueden ser medidas con precisión por los separadores de pruebaconvencionales porque el tiempo de respuesta es demasiado lento. Ademásde esta variedad de flujo tipo tapón, los medidores de flujo multifásicos puedenmedir los flujos compuestos de espumas y emulsiones que también planteancondiciones esencialmente inestables para los separadores convencionales.

7,000

6,000

Tapones de petróleo

5,000

4,000

3,000

2,000

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Tasa

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flujo

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l, B/

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Tiempo, horas4 6 8 10 12

producción y realizar ajustes operacionalesinmediatos en respuesta a los cambios produci-dos en las configuraciones de los estranguladores(orificios) o en la productividad de los pozos.Esto permitió eliminar el período de espera parala estabilización de los flujos de los tanques parainventario, que es necesario con un separador deprueba.

El proceso de optimización comenzó durantela limpieza del pozo, de manera que los sistemasVx proporcionaron el monitoreo continuo de laproducción. Los pozos alcanzaron sus regímenesde producción objetivo a las pocas horas de lapuesta en marcha. El monitoreo del flujo multifá-sico ayudó además a eliminar las interrupcionesde la producción gracias a la identificación inme-diata de incrementos en los cortes de agua y losflujos tipo tapón, lo que mejoró la capacidad demantener un proceso de producción estable. Larápida identificación de los factores de flujodinámico, lograda con los medidores PhaseWat-cher, permitió mejorar el diagnóstico del pozo enforma continua.

Mediante la provisión de un medidor de flujomultifásico para cada línea de flujo, Apache eli-minó la necesidad de contar con un separadorde prueba en los sistemas de producción decampo. Con aproximadamente 370 kg [815 lbm],los sistemas PhaseWatcher representaron unahorro en términos de peso de aproximada-mente el 90% frente a la alternativa de los

separadores de prueba convencionales quepesan unos 3,175 kg [3.5 toneladas] cada uno,excluyendo el soporte estructural y los compo-nentes utilitarios.16

Esta reducción de peso ayudó a minimizarlas erogaciones de capital, que se redujeron aúnmás con la limitación del tamaño de las estruc-turas de las plataformas y de la extensión de lastuberías. Esta minimización de la estructura setradujo además en otros ahorros de capital rela-cionados con la logística. La reducción deltamaño, el peso y la complejidad de las estructu-ras superiores de cada plataforma permitió eltransporte por carretera y en un solo viaje hastael lugar de descarga.

La eliminación de los separadores de pruebay el mantenimiento mínimo de los medidores deflujo multifásico también redujeron los costosoperativos. Las capacidades de operaciónremota logradas mediante la integración de lossistemas de medición y telemetría minimizaronaún más la necesidad de mantenimiento intru-sivo y las visitas del personal. La instalación desistemas de medidores de flujo multifásicodesempeñó un rol importante en la optimizaciónde las operaciones de levantamiento artificialpor gas y en la reducción de los costos de capitaly los costos operativos, objetivos cruciales en eldesarrollo de estos campos petroleros.

66 Oilfield Review

Los datos de los medidores de flujo multifási-cos permiten a los operadores determinar si lospozos producen según lo previsto y si se debenprogramar operaciones de reparación de índolecorrectiva en base a las tasas de producción degas, petróleo y agua individuales. Si la produc-ción de campo es limitada por la presencia decuellos de botella en las instalaciones de trata-miento de gas y agua de superficie, los medidoresde flujo multifásico ayudan a identificar quépozos optimizar y cuáles ahogar.

Otra oportunidad de optimización signi-ficativa corresponde a las operaciones delevantamiento artificial, donde habitualmente lossistemas de bombeo electrosumergibles (ESP, porsus siglas en inglés) o los sistemas de inyecciónde gas llevan los fluidos a la superficie. El servicioLiftPRO de Schlumberger para el mejoramientode los pozos sujetos a sistemas de levantamientoartificial con desempeños deficientes aborda estanecesidad, con aplicaciones tanto para medicio-nes permanentes como para pruebas móvilesperiódicas. Los pozos individuales pueden servigilados rutinariamente con medidores de flujomultifásico, mientras que las tasas de bombeo ode inyección de gas son monitoreadas en formaindependiente por diferentes instrumentos a finde identificar los niveles óptimos.

Optimización de las operaciones de levantamiento artificialApache Energy Limited utilizó el sistema Phase-Watcher para optimizar las operaciones delevantamiento artificial durante el desarrollo decampos marinos en Australia. El sistema Vxlogró satisfacer numerosos objetivos importan-tes, incluyendo la reducción de las erogacionesde capital y los gastos operativos, así como elmejoramiento de la asignación de la produccióny el manejo de los campos petroleros.

Un elemento clave de estos esfuerzos dedesarrollo fue la instalación de cinco platafor-mas automatizadas, con instalaciones mínimas,sin capacidad de procesamiento y, por lo tanto,sin separación en la parte superior (arriba). Laproducción proveniente de cada plataforma semezclaba en una línea de flujo de producciónunitaria, lo que requería la medición exacta decada fluido componente de la corriente defluido. Los pozos de cada campo petrolero sehacen producir mediante la utilización de un sis-tema de levantamiento artificial por gas común.

La medición con el sistema PhaseWatcher,habilitado haciendo uso de la infraestructura deInternet, en cada cabeza de pozo, permitió aApache optimizar rápidamente el sistema delevantamiento artificial por gas y el sistema de

> Levantamiento artificial por gas optimizado. Estas miniplataformas automatizadas fueron algunas delas numerosas instalaciones del área marina de Australia en las que Apache Energy Limited instaló elsistema de medición de flujo multifásico PhaseWatcher. La tecnología PhaseWatcher permitió aApache optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas, generando al mismo tiempoahorros en términos de erogaciones de capital y gastos operativos.

Primavera de 2005 67

Mejoramiento del proceso de asignación de la producciónLos entes reguladores y los organismos de laindustria del petróleo y el gas, incluyendo el Servi-cio de Administración de Minerales de EstadosUnidos (MMS), el API, la ASME, la DirecciónNoruega del Petróleo (NPD) y el DTI del ReinoUnido, reconocen el rol de los datos de alta cali-dad provenientes de los medidores de flujomultifásico en lo que respecta a las pruebas depozos y están desarrollando normas para la utili-zación de estos equipos. En consecuencia, elempleo de la tecnología de medidores de flujomultifásico para distribuir la producción de petró-leo y gas se está generalizando.

Los nuevos proyectos de aguas profundasreflejan cada vez más las estrategias de desarro-llo con un distribuidor de procesamiento querecibe la producción proveniente de uno o másyacimientos satélites con terminaciones subma-rinas. El número de campos petroleros distantesa menudo aumenta a medida que se desarrollannuevos descubrimientos, que luego se vinculandirecta o indirectamente con la instalación cen-tral (arriba).

Para estos tipos de desarrollos, la asignaciónde la producción suele ser más compleja dadoque la titularidad puede variar para cada campoo yacimiento. La utilización de la técnica de

separación de prueba basada en distribuidorespara las mediciones de flujo multifásico puederesultar cada vez más problemática. En primerlugar, por el tamaño y peso de los separadores deprueba que afectan el costo y los parámetrosoperacionales de la instalación central, talescomo el número de bocas (slots) para los cabeza-les de producción de las plataformas y laseguridad operacional.

Además, la expansión de la producción a tra-vés de empalmes satélites puede hacer que lasdemandas de pruebas de pozos excedan la capa-cidad y disponibilidad de los separadores deprueba, lo que se traduce en una menor fre-cuencia de pruebas de pozos individuales. Laincorporación de capacidad de separación en undistribuidor de procesamiento suele ser impracti-cable o imposible. Por otra parte, a medida queaumenta la distancia que media entre los pozos yel distribuidor, el proceso de medición y la obten-ción de mediciones con los separadores deprueba se vuelven más dificultosos.

El tiempo de estabilización de los separadoresde prueba de pozos aumenta cuando las líneas deprueba son más largas. Las líneas de prueba sub-marinas largas pueden enmascarar la dinámicadel flujo del pozo y contribuir a la formación deflujo tipo tapón cuando el agua se acumula en laszonas bajas a lo largo de su trayectoria. A medida

que declina la disponibilidad y eficacia de las ins-talaciones de separación de prueba, también lohace la calidad de los datos obtenidos para la dis-tribución y optimización de la producción.17

Contrariamente, los sistemas de medidores deflujo multifásico eliminan los problemas asocia-dos con la calidad de las mediciones y lafrecuencia de las pruebas de pozos.

El número de medidores de flujo multifásicoactualmente desplegados en los desarrollos deaguas profundas es limitado, pero su efectividaden lo que respecta al mejoramiento de la distri-bución de la producción genera aplicacionespotenciales en aguas profundas. Los medidoresde flujo multifásico pueden ser diseñados enforma económica para formar parte de las nue-vas instalaciones de producción a medida que sedesarrollan campos satélites. A la luz de estosfactores, la tecnología Vx se convierte en unanecesidad práctica en numerosos desarrollosmarinos y es esencialmente una tecnología habi-litante para algunos proyectos de aguasprofundas.18

Medición de la producción en distribuidores marinosShell instaló el sistema PhaseWatcher en elComplejo Auger del Golfo de México para supe-rar los cuellos de botella producidos en laseparación de prueba y las dificultades plantea-das por la asignación de la producción, comoresultado del crecimiento de la misma. Numero-sos campos submarinos existentes en el áreahabían sido vinculados al Complejo Auger parael procesamiento de la producción.

El Campo Auger produce desde una plata-forma de cables tensados (TLP, por sus siglas eninglés) que comenzó a operar en el año 1994 concapacidad para procesar 7,950 m3/d [50,000 B/D]de petróleo y 39.6 millones de m3/d [140 MMpc/D]de gas, de pozos de acceso vertical directo (DVA,por sus siglas en inglés). Al avanzar las activida-des de desarrollo, la producción pronto superó lasexpectativas. Las instalaciones TLP del CampoAuger fueron mejoradas y expandidas.

Además, el desarrollo de diversos campos sub-marinos adyacentes condujo a una serie deempalmes en la plataforma del Campo Auger, en2000, 2001 y 2004. Esto convirtió a las insta-laciones de ese campo en un distribuidor de

Pozos submarinos de campos satélites

Pozos submarinos de campos satélites

Colectores submarinos

Distribuidor de producción

16. El peso corresponde a un sistema de medición Vx conuna garganta tipo venturi de 88 mm [3.5 pulgadas] de diá-metro. También se utilizó una versión del sistema demenor diámetro en algunas de las aplicaciones.

17. Mehdizadeh, referencia 2.18. Mehdizadeh, referencia 2.

> Estrategia de desarrollo de campos satélites en aguas profundas. Un distribuidor de producción, oinstalación central, recibe la producción adicional directa o indirectamente a través de colectoressubmarinos, desde uno o más campos satélites con pozos submarinos. A medida que evoluciona esteescenario, los cuellos de botella producidos en la capacidad de separación de prueba conducen apruebas de pozos menos frecuentes y a mediciones de menor calidad al aumentar las distancias deflujo. Los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan estos cuellos de botella, lo que mejorala calidad de las mediciones y permite la ejecución de pruebas de pozos con la periodicidad necesa-ria. Estos factores mejoran la distribución de la producción y aumentan las oportunidades de optimi-zación de la misma.

procesamiento y exportación de la producciónque hoy manipula la producción de seis camposdiferentes (arriba).

A través de los diversos empalmes y expansio-nes, la capacidad de procesamiento llegó a sermás del doble que la existente previamente y lared de instalaciones se volvió más compleja.Debido a la capacidad limitada del separador deprueba y la complejidad de las necesidades demedición y de asignación de la producción, laejecución de pruebas de pozos comenzó ademandar aplazamiento de la producción ytiempo inactivo en ciertos pozos. Esto incre-mentó aún más la susceptibilidad a un cierre delsistema. Ante la dificultad de conseguir espacioen la plataforma, el agregado de capacidad deseparación resultaba a la vez complejo y costoso.

Mediante la instalación de cuatro medidoresde flujo multifásico, Shell redujo tanto las inte-rrupciones del flujo de producción como lanecesidad de desviar y diferir la produccióndebido a la ejecución de las pruebas de pozos. Lautilización de la tecnología Vx en un ambiente deproducción continua aportó un concepto mássimple para los nuevos pozos de producción sub-marina. Shell instaló seis dispositivos demedición PhaseWatcher adicionales en los empal-mes de las líneas de flujo de producción entrantey en el colector de producción DVA. Esto permiteel monitoreo continuo de las tasas de flujo de laslíneas de flujo submarinas sin necesidad de dispo-ner de separadores individuales.

El empleo de la tecnología de medidores deflujo multifásico en el Complejo Auger condujo ala aprobación, por parte del MMS, de esta tecnolo-gía combinada con el análisis del sistema deproducción NODAL para aplicaciones de medi-ción y asignación de la producción.19 La tecnologíade medición de flujo multifásico permitió resol-ver problemas importantes en la plataformaAuger y proporcionó una alternativa económicapara la medición de la producción futura en estainstalación.

Mejoramiento de la planeación de desarrollos en tierraEn África del Norte, las instalaciones de superfi-cie correspondientes a cinco campos petrolerossatélites se encuentran ubicadas en 12 emplaza-mientos de perforación en tierra esparcidos portoda el área de desarrollo. La producción se dis-tribuye entre varios socios, de acuerdo con losporcentajes de participación y regalías de cadacompañía.

La planeación de desarrollos futuros trajoaparejadas dificultades de diversa índole para eloperador, debido a las crecientes complicacio-nes asociadas con la integración de nuevospozos en el sistema de separación de pruebaexistente y los elevados costos involucrados enla expansión de ese sistema. La operación delseparador de prueba periódicamente causabapérdidas de presión significativas en la redcolectora de superficie, lo que exigía el empleo

de compresores de campo para compensar estaspérdidas. Ocasionalmente era necesario quemarel gas en antorcha para controlar los incremen-tos de presión resultantes.

Los operadores instalaron una serie de 12sistemas de medición de flujo multifásico Phase-Watcher, incluyendo medidores de 52 y 88 mmde diámetro, en todo el campo. Siete medidoresfueron asignados a la distribución fiscal de laproducción y cinco a la ejecución de pruebas depozos con fines de manejo de yacimientos. Lasespecificaciones clave de los nuevos medidoresincluyeron el almacenamiento interno de losdatos, el enlace directo con una computadora deservicio y la compatibilidad con los sistemas desupervisión, control y adquisición de datos(SCADA, por sus siglas en inglés) existentes. Eloperador implementó el módulo Identificador deFluido Vx ID con un conjunto de datos de propie-dades de fluidos, específicos del campo,cargados en los parámetros de configuración delmedidor. El despliegue de los medidores Vxsimplificó considerablemente los planes de desa-rrollo del campo.

Los primeros cuatro sistemas PhaseWatcherfueron entregados y puestos en servicio en octu-bre de 2004. El proceso de aceptación del sitioincorporó varias pruebas de campo para evaluarel desempeño de los medidores. Hasta la fecha,los sistemas Vx han demostrado poseer alta pre-cisión y repetibilidad de las mediciones.Mediante la utilización de estos medidores, eloperador evita el bombeo de la producción y suquema en antorcha. La entrega y la puesta enservicio de los sistemas de medidores de flujomultifásico Vx estuvo prevista para fines de 2004y principios de 2005.

Modernización de la infraestructura de campos petrolerosEn otra localización de África del Norte, variossocios poseen participaciones económicas en trescampos satélites, que están siendo desarrolladosy empalmados a una instalación de producciónprincipal centralizada. La instalación de los siste-mas de monitoreo de la producción de pozosmultifásicos de 52 mm PhaseWatcher se tradujoen un importante ahorro de costos gracias a laeliminación de estaciones de medición y separa-ción remotas (próxima página, arriba).

A fin de abordar la creciente necesidad demejorar las mediciones de flujo multifásico parala distribución de la producción y la asignaciónfiscal, y para la optimización de los campos, lacompañía operadora puso en servicio el primersistema de medición PhaseWatcher en agosto de2003. Este medidor inicialmente distribuyó la pro-

68 Oilfield Review

Desarrollode la arenisca

rosa, 1995

Expansiones de la instalación,1995, 1997 y 2000

Producción máxima,entre 1998 y 2000

Campo Macaroni,primer empalmesubmarino, 2000

Exploración decampo satélite

Producción del Campo Auger

Tiempo

La transformación del Campo Auger en una instalación central submarina

Empalmes de losCampos Serrano y

Orégano, 2001

Distribuidor de procesamiento Auger

Empalmes de losCampos Habanero

y Llano, 2004

Primeraproducción,

1994

Descubrimiento delCampo Cardamon,

1996

> Estrategias de desarrollo de campos submarinos. Los volúmenes de producción superiores a losprevistos, obtenidos en la plataforma del Campo Auger de Shell, en el Golfo de México, condujeron avarias expansiones de la instalación, seguidas de una serie de empalmes desde los campossubmarinos cercanos que demandaban instalaciones adicionales. Esto convirtió al Campo Auger enun distribuidor de procesamiento y exportación de gran volumen. Los medidores de flujo multifásicoayudaron a eliminar los costosos cuellos de botella en el distribuidor del Campo Auger, permitiendo aShell satisfacer en forma económica las complejas necesidades de medición y distribución de laproducción.

Primavera de 2005 69

ducción entre los socios del Pozo 1 durante eldesarrollo del primer campo. Seis meses después,el operador puso en operación el Pozo 2 a travésdel mismo medidor. Los dos pozos se encuentrana una distancia de aproximadamente 12 km [7.5millas] de la estación colectora principal.

El sistema de monitoreo PhaseWatcher per-mitió un ahorro estimado de US$ 10 millones através de la eliminación de una estación decampo intermedia. Numerosas pruebas de campocompararon el desempeño de los medidores enfunción de las mediciones convencionales obte-nidas con tres separadores de prueba de tercerosy los tanques medidores asociados. Los resulta-dos indicaron una diferencia máxima de menosdel 1.7% con regímenes de producción de petró-leo diaria que oscilaban entre 715 y 954 m3/d[4,500 y 6,000 B/D].

Sobre la base de este registro, en enero de2004 se instaló un segundo dispositivo PhaseWat-cher idéntico para medir dos pozos del segundocampo. El desempeño fue comparable con el delsistema inicial. En noviembre de 2004, se puso enservicio un tercer medidor de flujo PhaseWatcherde 52 mm para monitorear la producción del ter-cer campo. Los datos de este sistema de mediciónfacilitan la operación de un pozo provisto de ter-minación inteligente que tiene incorporadascuatro válvulas de control de flujo de fondo de

pozo. Está previsto que el segundo pozo de estecampo sea puesto en operación en el año 2005 yque produzca a través del mismo medidor.

Oportunidades de ejecución de pruebas móvilesLos medidores de flujo multifásico han transfor-mado la tecnología de medición de flujopermanente y además están generando nuevasoportunidades en lo que respecta a pruebas depozos móviles y periódicas. El sistema móvilPhaseTester adquiere los mismos datos dinámi-cos de alta calidad que el sistema PhaseWatcherpermanente. Se pueden obtener mediciones conrelativa frecuencia, lo que constituye una solu-ción ideal en las localizaciones en las quepreviamente no se obtenían datos de flujo multi-fásico o sólo se obtenían en forma esporádica.

Por primera vez, no existe ningún obstáculologístico o técnico decisivo para la realización depruebas en cualquier pozo de producción que unoperador necesite evaluar. Los pozos de produc-ción pueden ser sometidos a pruebas encualquier momento, si bien la etapa de limpiezaposterior a la perforación constituye una oportu-nidad potencialmente ventajosa para larealización de pruebas móviles. De este modo,las pruebas pueden ser integradas en el paquetemás grande de servicios al pozo para estableceruna producción optimizada desde el principio.

Además, mediante la combinación de unadotación completa de mediciones derivadas delos registros de producción de fondo de pozo conlas mediciones de superficie de un medidor deflujo multifásico, es posible obtener por primera

vez un diagnóstico completo del pozo. El medi-dor de flujo PhaseTester móvil desempeña un rolesencial en lo que respecta al diagnóstico de lafuente de intrusión del agua en los pozos de pro-ducción mixta.

Pruebas de limpieza en los pozos de petróleoTotal utilizó el sistema PhaseTester para efec-tuar pruebas de limpieza en los pozos dedesarrollo submarinos del Campo Girasol, enAngola. El sistema Vx obtuvo una cobertura com-pleta de los datos de flujo, que mostró mayorprecisión que la cobertura lograda con un sepa-rador convencional (abajo). Los datos obtenidosmediante la tecnología de medición de flujo mul-tifásico resultaron esenciales para ayudar al

19. El análisis NODAL, una herramienta analítica para pro-nosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de unsistema de producción, se utiliza para optimizar el diseñode las operaciones de terminación de pozos y las instala-ciones de superficie y maximizar el desempeño de lospozos y la productividad de los yacimientos, identificarrestricciones o limitaciones en el sistema, y mejorar laeficiencia operacional.

> Instalación mínima de un medidor de flujo multifásico. El sistema de monito-reo de la producción de 52 mm PhaseWatcher fue instalado en un campo deÁfrica del Norte a fin de modernizar la infraestructura de superficie para mediry distribuir la producción.

> Pruebas de pozos móviles. Total conectó elsistema PhaseTester a un estrangulador aguasabajo y a una válvula de derivación durante lafase de limpieza después de la perforación y laterminación de pozos de desarrollo en aguasprofundas, en el área marina de Angola, ÁfricaOccidental (extremo superior). El índice de pro-ductividad (IP) obtenido de las mediciones deflujo multifásico en ocho pozos fue validado porlos cálculos del IP efectuados subsiguientementedurante la etapa de producción (extremo inferior).

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IP durante la limpieza del pozo

operador a poner en operación estos pozos enforma económica y a los niveles de producciónplanificados.

Este enfoque permitió asegurar que los pozosproducirían en forma sostenida, conforme a loproyectado, mejoró la eficiencia operacional, laseguridad y la protección del medio ambiente enlas operaciones de pruebas de pozos y suprimió lanecesidad de un separador de prueba convencio-nal. Además, los datos de flujo multifásicoestablecieron una base valiosa para las decisionesen curso relacionadas con el manejo de campos yyacimientos petroleros.20

Todos los pozos debían alcanzar niveles deproducción óptimos al ser puestos en operación afin de garantizar que la meseta proyectada parala producción de campo se alcanzara con elnúmero de pozos planificados. Además, las consi-deraciones de aseguramiento del flujo imponíanprocedimientos de puesta en marcha elaboradospara estos pozos.

Cada pozo necesitaba alcanzar un nivel deproducción de petróleo inmediato de 1,590 a2,385 m3/d [10,000 a 15,000 B/D] para crear unflujo estabilizado, libre de tapones, en las líneasde flujo submarinas. Al mismo tiempo, era nece-sario mantener la integridad del control de laproducción de arena a través de una puesta enmarcha graduada que no era posible con el sis-tema flotante de producción, almacenamiento ydescarga (FPSO, por sus siglas en inglés),debido a las restricciones del equipo y a los pro-blemas de estabilidad de las líneas de flujo.21

Para llevar a cabo estos procedimientos depuesta en marcha sin poner en riesgo los pozos,era preciso operar desde el equipo de perfora-ción. Esto implicó la imposición de límitesestrictos sobre el tiempo de equipo de perfora-ción presupuestado para controlar este gastoconsiderable, así como también la identificaciónrápida de cualquier intervención adicional delequipo de perforación. Después de someter apruebas exhaustivas los dos primeros pozos, atodos los pozos subsiguientes se les asignó untiempo de limpieza mínimo y las evaluaciones dedesempeño tuvieron que realizarse durante lafase de limpieza.

El sistema PhaseTester móvil proporcionódatos de mediciones de flujo continuos durantela limpieza del pozo que eran imposibles obtenercon las mediciones convencionales. Los datos detasas de flujo dinámicas permitieron al operadoroptimizar el período de limpieza y evitar eltiempo de equipo de perforación innecesario. Losdatos de flujo multifásico confirmaron el puntopreciso en el cual los fluidos y los detritos erancompletamente removidos y la producción, librede impedimentos, fluía desde todos los pozos.

Los datos del medidor de flujo multifásicoconstituyeron la base para las interpretacionesde las pruebas de incremento de presión que nohabrían sido posibles con los datos del separadorde prueba únicamente. Estas interpretacionescondujeron a análisis clave del desempeño de lospozos y las operaciones de terminación. Lasmediciones de la permeabilidad y del daño mecá-nico, obtenidas de estos datos de presionestransitorias, confirmaron la selección de los dise-ños de terminación con control de la producciónde arena en varios pozos y facilitaron la elecciónde los procedimientos de bajada de las herra-mientas.

Los datos también resultaron valiosos para laevaluación de formaciones y el modelado diná-mico de yacimientos, lo que a su vez reforzó laconfiabilidad en las predicciones del comporta-miento de los pozos. En un caso, la utilización demediciones dinámicas de flujo multifásico pararastrear el índice de productividad transitorioestimado (IP) de un pozo horizontal se tradujoen una decisión oportuna de suspender y rein-gresar en el pozo que, de lo contrario, hubierarespondido en forma deficiente a la limpieza.Después de la intervención, el IP mejoró sustan-cialmente logrando satisfacer las expectativas ylos registros de producción confirmaron que lasección horizontal entera estaba produciendo.

La cobertura completa de los regímenes delimpieza constituyó un aporte importante paralas pruebas de interferencia realizadas antes dela primera producción de petróleo en las áreasclave del campo petrolero. El monitoreo de laproducción proveniente de un pozo durante lalimpieza de un pozo vecino cercano proporcionódatos de gran utilidad sobre la presión y trans-misividad del fluido a través de las formaciones ylas fallas geológicas (véase “Menor incertidum-bre con el análisis de fallas que actúan comosello,” página 42).

Estos datos llevaron a Total a revisar elesquema de perforación y eliminar uno de lospozos de desarrollo propuestos. Los datos obte-nidos con un medidor de flujo multifásico y conlos medidores de fondo de pozo también acelera-ron el proceso de toma de decisiones, lo quecondujo a una operación con tubería flexible ylínea de acero en otro pozo en el que se abrióuna válvula de terminación parcialmentecerrada, permitiendo que el pozo fluyera nor-malmente.

El sistema de medición de flujo multifásicomejoró la seguridad del personal a través de laeliminación del separador de prueba con sus vál-vulas de seguridad y sus líneas de alivio depresión. Además, la tecnología de medición deflujo multifásico redujo los períodos de flujo de

limpieza y la quema de hidrocarburos en antor-cha, lo que contribuyó a proteger el medioambiente.

Tecnología de medición de flujo multifásico futuraA medida que se difunda su utilización, los medi-dores de flujo multifásico reemplazarán a losseparadores convencionales en muchas aplica-ciones de pruebas de pozos y eliminarán lanecesidad de disponer de instalaciones costosas,que ocupan mucho espacio, en ciertos emplaza-mientos de producción. La demanda futura deseparadores de prueba convencionales respon-derá cada vez más a los requisitos de muestreode fluidos. No obstante, parte del muestreo, par-ticularmente para el análisis de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT, por sussiglas en inglés), se llevará a cabo con medido-res de flujo multifásico.

Es probable que las innovaciones tecnológi-cas hagan que los medidores de flujo multifásicoincursionen en ambientes de presión y tempera-tura más elevadas. Esto podría expandirsignificativamente las aplicaciones submarinaspara la tecnología Vx, generando al mismotiempo aplicaciones adicionales, en tierra firme,en los proyectos de recuperación térmica depetróleo pesado y en los mercados de gas natural.

Otra posibilidad de crecimiento futuro sonlos sistemas de medición de flujo multifásicointeligentes que, además de proveer informaciónsobre tasas de flujo, diagnostican el estado delmedidor y la calidad de las mediciones. En resu-men, la demanda creciente y el conocimientomás profundo de las aplicaciones potenciales delos medidores de flujo multifásico incentivaránvirtualmente la implementación de innovacionesy mejoras continuas y competitivas para satisfa-cer los nuevos desafíos. —JP/MET

70 Oilfield Review

20. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Barber EC: “Development Well Testing Enhancement Using a Multiphase Flowmeter,” artículo de la SPE 77769, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Norris RJ: “AddedValue of a Multiphase Flow Meter in Exploration WellTesting,” artículo OTC 13146, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abrilal 3 de mayo de 2001.

21. Un sistema flotante de producción, almacenamiento ydescarga (FPSO, por sus siglas en inglés) es una instala-ción marina, habitualmente con forma de embarcación,que almacena crudo en tanques ubicados en el casco dela embarcación. El petróleo es descargado periódica-mente en petroleros transbordadores o barcazas denavegación oceánica para el transporte hasta las insta-laciones de recepción y procesamiento. Un sistemaFPSO puede ser utilizado para desarrollar y explotaryacimientos y campos marginales situados en aguasprofundas o a gran distancia de las líneas de conducciónexistentes.