Medición Multifásica
Páginas: 9 (2193 palabras)
Publicado: 5 de octubre de 2012
MEDICIÓN MULTIFÁSICA MPFM
Prueba de Pozos Productores – Caso de Éxito
Eduardo Motta Rueda
eduardo.motta@ecopetrol.com.co
Ingeniero de Petróleos
Ecopetrol S.A.
Agosto de 2012.
RESUMEN
El presente trabajo muestra como la Medición Multifásica-MPFM, implementada en la Industria Petrolera Colombiana, a pesar de su complejidad y limitación, simplifica la construcción de las facilidadesde superficie en los proyectos nuevos y flexibiliza la medición en cabeza del potencial de los pozos productores de hidrocarburos en campos existentes, proporcionando por ende, ahorros en el monto de las inversiones y mayor número de pruebas representativas de los pozos que faciliten la detección oportunamente de diferidas o pérdidas no identificadas en los pozos o grupos de pozos.
Latecnología de MPFM disponible hoy en día en el sector, ya sea que mida directamente los fluidos (agua, crudo y gas) producidos o que los separe para medirlos independientemente, en forma vertical u horizontal, generan un rango de incertidumbres, que para los conocedores de la materia, son aceptables y comparables con sistemas convencionales de prueba de pozos (línea de prueba, separador de prueba, tanquesde prueba en estaciones de recolección fijas o unidades móviles de “Well Testing”).
El disponer de información en tiempo real para toma oportuna de decisiones en pozos productores, sumado a la flexibilidad de realizar pruebas de pozos más cortas y representativas bajo condiciones operativas reales (las del colector general por donde fluye normalmente el pozo), permiten que se optimice laproducción de los pozos y explotación del yacimiento asociado, proporcionando un balance, costo/ beneficio positivo, favoreciendo el desarrollo y la operación de los campos petroleros, al igual que la viabilidad técnica-económica de nuevos proyectos exploratorios y de desarrollo.
1. Introducción
La medición del flujo volumétrico en boca de pozo como lo llama algunos o prueba de aforo como lobautizan otros, es de gran interés para los ingenieros de producción y de yacimientos, pues provee de información necesaria para evaluar y optimizar el desempeño de pozos de producción de hidrocarburos. La cuantificación fiable del flujo de cada una de las fases de una corriente de producción, permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del desempeño de los pozos, con esta información losingenieros pueden identificar, comprender y remediar los problemas asociados con el flujo de pozos múltiples, optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos dinámicos de los yacimientos.
Tradicionalmente, la forma de realizar esta medición es conectar, mediante una línea de flujo, cada uno de los pozos productores hasta una serpentina o múltiple de válvulas endonde nos permite a los operadores tomar cualquiera de las siguientes decisiones:
Enviar los pozos por una troncal a condiciones de la línea general, hasta la estación de recolección y/o tratamiento, la cual adicionalmente a separar y medir cada una de las corrientes de agua, crudo y gas, ya sea a través de un separador general y/o “Gum Barrel”, tanque de almacenamiento, proceso que permitela puesta a punto del crudo para llevarlo a condiciones de venta.
Enviar para prueba convencional el pozo que se requiera probar, por una línea de prueba a condiciones de prueba distintas de las condiciones de la línea general, hasta el separador de prueba, tanque de prueba los cuales, permiten separar y medir cada una de las corrientes de agua, crudo y gas.
La tecnología de medición delflujo multifásico permite realizar las mediciones de dos formas: La primera es realizar la cuantificación individual de los flujos volumétricos de las fases, separadas previamente mediante grandes separadores de prueba. En los últimos años, se ha venido desarrollando una nueva tecnología para la separación de fases de una mezcla multi–fásica, la cual se fundamenta en la separación de las fases...
Prueba de Pozos Productores – Caso de Éxito
Eduardo Motta Rueda
eduardo.motta@ecopetrol.com.co
Ingeniero de Petróleos
Ecopetrol S.A.
Agosto de 2012.
RESUMEN
El presente trabajo muestra como la Medición Multifásica-MPFM, implementada en la Industria Petrolera Colombiana, a pesar de su complejidad y limitación, simplifica la construcción de las facilidadesde superficie en los proyectos nuevos y flexibiliza la medición en cabeza del potencial de los pozos productores de hidrocarburos en campos existentes, proporcionando por ende, ahorros en el monto de las inversiones y mayor número de pruebas representativas de los pozos que faciliten la detección oportunamente de diferidas o pérdidas no identificadas en los pozos o grupos de pozos.
Latecnología de MPFM disponible hoy en día en el sector, ya sea que mida directamente los fluidos (agua, crudo y gas) producidos o que los separe para medirlos independientemente, en forma vertical u horizontal, generan un rango de incertidumbres, que para los conocedores de la materia, son aceptables y comparables con sistemas convencionales de prueba de pozos (línea de prueba, separador de prueba, tanquesde prueba en estaciones de recolección fijas o unidades móviles de “Well Testing”).
El disponer de información en tiempo real para toma oportuna de decisiones en pozos productores, sumado a la flexibilidad de realizar pruebas de pozos más cortas y representativas bajo condiciones operativas reales (las del colector general por donde fluye normalmente el pozo), permiten que se optimice laproducción de los pozos y explotación del yacimiento asociado, proporcionando un balance, costo/ beneficio positivo, favoreciendo el desarrollo y la operación de los campos petroleros, al igual que la viabilidad técnica-económica de nuevos proyectos exploratorios y de desarrollo.
1. Introducción
La medición del flujo volumétrico en boca de pozo como lo llama algunos o prueba de aforo como lobautizan otros, es de gran interés para los ingenieros de producción y de yacimientos, pues provee de información necesaria para evaluar y optimizar el desempeño de pozos de producción de hidrocarburos. La cuantificación fiable del flujo de cada una de las fases de una corriente de producción, permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del desempeño de los pozos, con esta información losingenieros pueden identificar, comprender y remediar los problemas asociados con el flujo de pozos múltiples, optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos dinámicos de los yacimientos.
Tradicionalmente, la forma de realizar esta medición es conectar, mediante una línea de flujo, cada uno de los pozos productores hasta una serpentina o múltiple de válvulas endonde nos permite a los operadores tomar cualquiera de las siguientes decisiones:
Enviar los pozos por una troncal a condiciones de la línea general, hasta la estación de recolección y/o tratamiento, la cual adicionalmente a separar y medir cada una de las corrientes de agua, crudo y gas, ya sea a través de un separador general y/o “Gum Barrel”, tanque de almacenamiento, proceso que permitela puesta a punto del crudo para llevarlo a condiciones de venta.
Enviar para prueba convencional el pozo que se requiera probar, por una línea de prueba a condiciones de prueba distintas de las condiciones de la línea general, hasta el separador de prueba, tanque de prueba los cuales, permiten separar y medir cada una de las corrientes de agua, crudo y gas.
La tecnología de medición delflujo multifásico permite realizar las mediciones de dos formas: La primera es realizar la cuantificación individual de los flujos volumétricos de las fases, separadas previamente mediante grandes separadores de prueba. En los últimos años, se ha venido desarrollando una nueva tecnología para la separación de fases de una mezcla multi–fásica, la cual se fundamenta en la separación de las fases...
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