Presentacion de ores de Prueba
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Medición de Crudo Neto y Corte de Agua
Proceso de Producción.
Water
Disposal
Oil &
Gas
Gas &
Condensate
Gas Injection
Water
Injection
EOR
Thermal
EOR Chemical
or Miscible
Water
Treatment
Chemical
Treatment
Test
Separator Production
Separator
Compression Gas
Treatment
GAS
OIL
WATER
Heat Treater
Emulsion Treater
Vapor
Recovery
LACT
Utilities (Steam)
Chemical
Storage
Storage
Pipeline
Que es un Pozo?
Fluidos producidos por un Pozo
– Petróleo
– Gas Natural
– Agua Salada
• Agua, Sedimentos, Minerales, etc
Corte de Agua = % de agua contenido en barriles de crudo
– Oil / water
Proceso de Produccion.
Water
Disposal
Oil &
Gas
Gas &
Condensate
Gas
Injection
Water
Injection
EOR
Thermal
EOR Chemical
or Miscible
Water
Treatment
Chemical
Treatment
Test
Separator Production
Separator
Compression Gas
Treatment
GAS
OIL
WATER
Heat Treater
Emulsion Treater
Vapor
Recovery
LACT
Utilities (Steam)
Chemical
Storage
Storage
Pipeline
ENTRADA
TI
0000
PI
SEPARADOR DE PRUEBA VERTICAL TRADICIONAL
Panel de
ControlSistema de Nivel
AOK
SALIDAGAS
Factores que generan alta incertidumbre en la Medición Tradicional
• Cambio en las propiedades del crudo.
• Contador de fluido Mecánico (alto mantenimiento y baja disponibilidad).
• Cantidad de Gas disuelto o entrampado en el crudo (Slug)
• Cambios en la Densidad del crudo.
• Obsolescencia en los equipos de Medición y Control.
• Innumerables errores humanos.
• Imprecisión en el proceso de optimización de pozos.
• Diversos problemas Técnicos y Operacionales. (altos costos de Mtto).
• Estimación errada de Potenciales de pozos.
• Incumplimientos en las secuencias de Prueba.
Causas:
Consecuencias:
MMI
P
I
PI
T
ENTRADA
SEPARADOR DE PRUEBA INTELIGENTE
SALIDA
PlantWeb
SISTEMA
AUTOMATIZADO
LI
T
PI
TI
T
FI
MMI
FI
PI
T
Remedio para burbujas transitorias - TBREfecto de burbujas de gas
20.8 galones de crudo
17 galones de agua
Este barril tiene una densidad
de 0.80 SGU
45% Corte de agua
0.56 pies cubicos de gas
10% Fracción de gas
Régimen de flujo para líquidos y gases
Liquid
GVF* = Gas
Volume Fraction
Plug
Slug
10.0
1.0
0.1
1.0 10.0
100.0Superficial gas velocity, m/sec
Su
pe
rfic
ial l
iqu
id v
elo
city,
m/s
ec
Flujo a dos fases
Gas
99%
GVF
90% GVF50% GVF*
AnulrWavy
Mist
Stratified
Bubble
Liquid
GasNo flow
Gas pocket
Medidor por Efecto Coriolis
El medidor coriolis es capaz de leer el flujo masico, la densidad, la temperatura y la energía de las bobinas.
Método Patentado (Chevron)
Se requiere una excelente precisión
en densidad.
– ± 0.0005 g/cc
V = m / d
Vnet oil = Vgross (1 - water cut)
Water cut = dmix – doil
dh2o - doil
Densidad del Agua y del Crudo. Densidad de ―Crudo ViVo‖ contra ―Crudo Muerto‖
– GOR– Presión del Separador– Temperature
Procedimiento Aprobado para Laboratorios.
Que Estamos Midiendo?
Ejemplo:
– En un pozo que produce 1000 bpd de flujo Grueso o Bruto, el corte de agua es 97%
– Por lo tanto el porcentaje restante de crudo limpio o petróleo son 30 bpd
– Sí la capacidad para medir el corte de agua es +2%
– Entonces la medición de crudo neto es +20 bpd
– Por lo tanto la incertidumbre del crudo neto es 67%
Análisis de Sensibilidad
Densidad del Crudo = 0.8975 SGU (26 deg API)
Densidad del Agua = 1.0134 SGU
Densidad de la Mezcla = 0.9844 SGU
Temperatura = 60 deg F
Corte de Agua = 0.9844 - 0.8975 1.0134 - 0.8975
Corte de Agua = 75.0%
X 100%
MIXTURE DENSITY
Error = 75.8 - 75.0 = + 0.8%
OIL DENSITY
Error = 74.8 - 75.0 = - 0.2%
WATER DENSITY
Error = 74.3 - 75.0 = - 0.7%
0.1% SAND
Error = 76.4 - 75.0 = + 1.4%
1% GAS BY VOLUME
Error = 66.6 - 75.0 = - 8.5%
Densidad del agua ingresada +0.001 SGU
Densidad del crudo = 0.8975 SGU (26°API)
Densidad de agua = 1.0134+0.001=1.0144 SGU
Mezcla de densidad = 0.9844 SGU
Corte de agua = 0.9844 - 0.8975
1.0144 - 0.8975 x 100%
Corte de agua = 74.3%
Error = 74.3 - 75.0 = -0.7%
Densidad del crudo ingresada +0.001 SGU
Densidad del crudo=0.8975+0.001=0.8985 SGU
Densidad del agua = 1.0134 SGU
Mezcla de densidad = 0.9844 SGU
Corte de agua = 0.9844 - 0.8985
1.0134 - 0.8985 x 100%
Corte de agua = 74.8%
Error = 74.8 - 75.0 = -0.2%
Cuando la mezcla contiene 1% gas libre (por volumen)
Densidad de crudo = 0.8975 SGU (26 deg API)
Densidad de agua = 1.0134 SGU
Mezcla de densidad = 0.9844 x 0.99 = 0.9746
Corte de agua = 0.9746 - 0.8975
1.0134 - 0.8975 x 100%
Corte de agua = 66.5%
Error = 66.6 - 75.0 = -8.5%
Net Oil Rate Uncertainty
Uncertainty SpreadsheetSensitivity Analysis for Net Oil and Water Cut
Error in oil & water
density:
Dry oil density (g/cc): 0.8 0.002 oil
Water density (g/cc): 1 0.001 water
Sensor density accuracy (%): 0.0005 0.3
Sensor mass flow accuracy (%): 0.1
for: Phillips, KuparukFree gas content (%): 0
Sand content (%): 0
Water Cut Error
Overall
% water % error from % error from % error % error uncer-
cut oil density water density from gas f/ sand tainty %
5 0.95 -0.03 0.00 0.00 0.98
10 0.90 -0.05 0.00 0.00 0.94
15 0.85 -0.08 0.00 0.00 0.89
20 0.80 -0.10 0.00 0.00 0.84
25 0.75 -0.13 0.00 0.00 0.80
30 0.70 -0.15 0.00 0.00 0.76
35 0.65 -0.18 0.00 0.00 0.72
40 0.60 -0.20 0.00 0.00 0.68
45 0.55 -0.23 0.00 0.00 0.64
50 0.50 -0.25 0.00 0.00 0.61
55 0.45 -0.28 0.00 0.00 0.58
60 0.40 -0.30 0.00 0.00 0.56
65 0.35 -0.33 0.00 0.00 0.54
70 0.30 -0.35 0.00 0.00 0.52
75 0.25 -0.38 0.00 0.00 0.52
80 0.20 -0.40 0.00 0.00 0.51
85 0.15 -0.43 0.00 0.00 0.52
90 0.10 -0.45 0.00 0.00 0.52
95 0.05 -0.48 0.00 0.00 0.54
Net Oil ErrorOverall
% water % error from % error from % error % error % sensor uncer-
cut oil density water density from gas f/ sand dens err tainty %
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95
Water cut
Err
or
Net Oil ErrorOverall
% water % error from % error from % error % error % sensor uncer-
cut oil density water density from gas f/ sand dens err tainty %
5 1.00 0.03 0.00 0.00 -0.26 1.04
10 1.00 0.06 0.00 0.00 -0.28 1.04
15 1.00 0.09 0.00 0.00 -0.29 1.05
20 1.00 0.13 0.00 0.00 -0.31 1.06
25 1.00 0.17 0.00 0.00 -0.33 1.07
30 1.00 0.21 0.00 0.00 -0.36 1.09
35 1.00 0.27 0.00 0.00 -0.38 1.11
40 1.00 0.33 0.00 0.00 -0.42 1.14
45 1.00 0.41 0.00 0.00 -0.45 1.18
50 1.00 0.50 0.00 0.00 -0.50 1.23
55 1.00 0.61 0.00 0.00 -0.56 1.30
60 1.00 0.75 0.00 0.00 -0.63 1.40
65 1.00 0.93 0.00 0.00 -0.71 1.54
70 1.00 1.17 0.00 0.00 -0.83 1.75
75 1.00 1.50 0.00 0.00 -1.00 2.06
80 1.00 2.00 0.00 0.00 -1.25 2.56
85 1.00 2.83 0.00 0.00 -1.67 3.44
90 1.00 4.50 0.00 0.00 -2.50 5.24
95 1.00 9.50 0.00 0.00 -5.00 10.78
97 1.00 16.17 0.00 0.00 -8.33 18.22
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
20.00
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 97
Water Cut
Net
Oil E
rro
r
Análisis de Sensibilidad - Exactitud
Depende de las exactitudes de las densidades del agua y del crudo
Depende de la medición de la fuente de densidad
Depende de la exactitud de la densidad contra ecuaciones de temperatura
Depende de la diferencia entre las densidades del agua y el crudo
08 JUL 98
Separador sin Flujo / Estratificado
Water
Oil
Use Coriolis meter to get
water density and temp
Use Altus DDR to get
temp-corrected density
Operator manually controls
dump valve
Rutina de Determinación de Densidad
Measure and Save
Actual Water Density
0.9983 g/cc
Actual Temperature
123.4 deg F
Volume
12.2 bbl
Actual Rate
234.2 bpd
START RESET EXIT
Cuando el Operador abre
la válvula presiona la tecla
RESET.
Estratificación de fluidos sin flujo
Water
Oil
Use el medidor
Coriolis para obtener la
densidad del agua y la
temperatura
Use la función DDR
de la serie 3000 para
obtener la densidad a
la temperatura
corregida
válvula de desfogue
controlada
manualmente por el
operador
Separador en forma continua
Hacia el
separador de
producción
Observe la
lectura de densidad
para el crudo y el
flujo en el medidor
08 JUL 98
Oil pad now flowing through sensor
Mida la densidad del
crudo
Density Determination Routine
Density Determination
Water Density
Oil Density
Enter Water Cut
SEL HELP EXIT
The operator will select
Enter Water Cut if he wishes
to enter now from shakeout
If the operator wants to
enter later, he will EXIT
08 JUL 98
Drive gain during transient bubbles
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
08 JUL 98
Effect of bubbles on density
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
0.8
0.9
1.0
Den
sit
y (
g/c
c)
08 JUL 98
Operator chooses level for TBR
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
Drive Gain
Threshold Level
08 JUL 98
TBR goes back t seconds to get gooddensity
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
t
Drive Gain
Threshold Level
Density
08 JUL 98
Holds this good density until drive comes down
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
t
Drive Gain
Threshold Level
Density
08 JUL 98
TBR will not choose a bad density
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
t
Drive Gain
Threshold Level
Density
08 JUL 98
TBR will remediate the density readings
0.00
5.00
10.00
15.00
Time
Dri
ve G
ain
(vo
lts)
Drive Gain
Threshold Level
Density
TBR will give better water cut readings
Transient Bubble Remd
Drive Gain Level
5.5 volts
Time Period
15 seconds
Action Taken
Hold Last Value
CHG HELP EXIT
Here is the programming
screen
Action Taken can be:
Hold Last Value
Stop Well Test
Alarm Only
Threshold Level can be
determined from historical
average in Well Test Data
08 JUL 98
Benefits of Coriolis NOCs
– Works over entire range of water cuts
– Density measurement is full stream
– One sensor can measure all variables
– Sensor not damaged by entrained sand
– Sensor not damaged by slugs of gas
– Net oil & water cut are temperature corrected
Computador Altus NOC Serie 3000 - ANOC
Características Altus NOC
Modo continuo Si—tiempo de corrida ilimitado
No. de pozos en modo de prueba de pozo 48
Tolerancia burbujas de gas Remedio a las Burbujas Transientes – TBR
(Transient Bubble RemediationTM
)
Rutinas para determinar la densidad Si—operación amigable
Archivo de mediciones Mínimas & máximas, hora/fecha
Promedio de corridas Si—todas las mediciones
¿Cuantas pruebas de pozo puede almacenar? Tres por pozo
Medición de contrapresión Si—con máxima, hora/fecha
Medición de la bobina impulsora Si—en pantalla con cero vivo
Temperaturas de referencia 60°F, 15°C, 20°C
Calibración Normal—usando números de identificación del
sensor
Multiple & Individual Well Testing
Real time data
– Continuous data collection and reporting
– Early detection of production or system changes
Accurate & reliable well test data
Representative data
– Better understanding of well flow behavior in normal production
Artifical Lift
Remote Sites
Test Separator
Modelos NOC Serie 3000
Montaje en Campo Montaje en panel
Tenemos Tres Patentes !!!!!!!
#5,654,502
Density
Determination
#5,823,262
Pump-off
Control
#6,327,914
T B R
Upstream Process
Water
Disposal
Oil &
Gas
Gas &
Condensate
Gas
Injection
Water
Injection
EOR
Thermal
EOR Chemical
or Miscible
Water
Treatment
Chemical
Treatment
Test
Separator Production
Separator
Compression Gas
Treatment
GAS
OIL
WATER
Heat Treater
Emulsion Treater
Vapor
Recovery
LACT
Utilities (Steam)
Chemical
Storage
Storage
Pipeline
Production Separator
Operational concerns
– Water contamination – oil leg
– Liquid carry over – gas leg
– Gas carry under – liquid leg
– Sand in water leg
– Tight emulsions (water in oil)
Mass / Volume / Density
Oil
Oil & Water
Gas
Outlet
Water
Sand
3 Phase Separator
Aplicaciones
PDVSA Morichal
Aplicaciones
Energía Pan Americana – Oriental 2
PDVSA San Tome
Unidad LACT AMERIVEN
Unidad LACT AMERIVEN
Injection of 100 BPD of diluent
Conclusiones
– Los medidores Coriolis NOCs pueden medir de 0 a 100% de corte de agua
– Medición a corriente completa…sin muestreo
– Un sensor puede medir todas las variables
– La medición no es afectada por el corte de agua o el régimen de flujo
– El sensor no se daña por entrada de arena o burbujas de gas
– Salidas de temperatura corregidas
– Pueden ser usadas con separadores de bajo costo
– Pueden convertir separadores de 3 fases a 2-phase
GRACIAS………….
