Medidor multifásico

Uso de un Medidor de Flujo Multifásico para Optimizar Operaciones de Pozos con Gas-Lift

Por: Dr. Atef A/Allah A/Hady, Gerente de la División de Producción, Gulf of Suez Petroleum Co.

Uso de un Medidor de Flujo Multifásico para Optimizar Operaciones de Pozos con Gas-Lift
Por: Dr. Atef A/Allah A/Hady, Gerente de la División de Producción, Gulf of Suez Petroleum Co.

Este trabajo discutiráel uso de un medidor de flujo multifásico para optimizar las operaciones de campos con gas-lift. En particular, comparará los métodos de análisis del rendimiento de pozos individuales utilizando un Medidor de Flujo Multifásico Agar y técnicas estándar de análisis nodal. El trabajo cubrirá la experiencia de campo de Gupco con el MPFM-401 de Agar.

Figura 1 – El MPFM de Agar instalado en untaladro de GUPCO
Durante muchos años el estándar en la industria para la optimización de pozos con gas-lift se basaba en análisis nodal utilizando correlaciones de presión probadas en campo para flujo vertical y horizontal. En casi todos los casos ha sido imposible hacer coincidir la información de prueba de pozos reportada con los resultados predichos por el modelo, u obtener un balance de materialpara el campo. Esto ha ocurrido principalmente debido a la incapacidad para obtener resultados precisos y repetibles de las pruebas de pozos utilizando métodos convencionales de prueba. El tiempo requerido para probar y analizar un pozo era restringido, ya que el separador está normalmente en uso y dedicado a las operaciones normales de campo. Al utilizar un medidor de flujo multifásico, losingenieros de Gupco fueron capaces de obtener información precisa en tiempo real de la producción del pozo, y de revisar los efectos de cambios en los parámetros operativos de un pozo. Al utilizar la información adquirida, los operadores fueron capaces no sólo de obtener mejores resultados en el rendimiento por pozo, sino también de acercarse a un balance de material para la producción del campo. El usode un medidor de flujo multifásico le permitió a Gupco solucionar los problemas descritos anteriormente.

Para utilizar un medidor de flujo multifásico en optimización, Gupco primero tenía que tomar en cuenta las características de operación requeridas para el mismo. Gupco necesitaba un medidor que fuese preciso y fácil de transportar de un pozo a otro. El medidor también debía ser inmune acambios en propiedades del fluido tales como densidad y salinidad. Era imperativo elegir un medidor que fuera capaz de manejar altas fracciones volumétricas de gas, tan altas como 99%, ya que los pozos con gas-lift caen dentro de esta categoría. El medidor también debía medir con precisión en todos los regímenes de flujo, debido al hecho de que los pozos con gas-lift por lo general presentan elespectro completo de regímenes de flujo en tubería. Gupco tenía varias opciones de medidores de flujo multifásico disponibles comercialmente, pero nuestra elección fue el Agar MPFM-401, ya que fue el único medidor que pudo cumplir nuestros criterios deseados de operación. Examinemos brevemente las herramientas que estaban disponibles para lograr la optimización de pozos antes de la existencia demedidores multifásicos. En nuestro caso de estudio utilizaremos un pozo con 7.000 pies de profundidad, tiene tubería de 3 pulgadas, y 3.000 pies de longitud. La presión en el cabezal es de 80 psi y el P.I. es de 5 bld/psi. La presión estática del yacimiento es de 2.600 psi. Las predicciones típicas para las relaciones de rendimiento se muestran en las figuras 2 y 3. Estos ejemplos muestran lasvelocidades de flujo máximas con variaciones en la presión de cabezal para un pozo en particular. Estos ejemplos también muestran los efectos de los volúmenes de gas inyectados obre la producción De esta información puede tomarse una decisión en cuanto a la tasa de inyección deseada y el ritmo de producción resultante, con base en los requerimientos del campo.

Figura 2 – Predicción de la Velocidad M...