05 multiphase flow

Un nuevo horizonte en
mediciones de flujo multifásico
La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una
revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenieros 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 individuales;esto es gas, petróleo y agua.
Ian Atkinson
Bertrand Theuveny
Cambridge, Inglaterra
Michel Berard
Moscú, Rusia
Gilbert Conort
Rosharon, Texas, EUA
Trey Lowe
Houston, Texas
Allan McDiarmid
Apache Energy Limited
Occidente de Perth,
Australia Occidental, Australia
Parviz Mehdizadeh
Consultor
Scottsdale, Arizona, EUA
Bruno Pinguet
Gerald Smith
Bergen, Noruega
Kerry J. Williamson
Shell Exploration andProduction Company
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece 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.

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Oilfield Review

Un nuevo medidor de flujo de superficie está
cambiando radicalmente la forma en que medimos el flujo complejo proveniente de los pozos
productores. Esta transformación es impulsada
por la nueva tecnología que permite medir con
exactitud las variaciones rápidas producidas en
los fluidostrifásicos, incluyendo la presencia de
flujos tipo tapón, espumas y emulsiones estables
que previamente resultaban difíciles de cuantificar. La capacidad de medir el fluido multifásico
en tiempo real aumenta la eficiencia operacional
con el consiguiente ahorro de tiempo y dinero.
Ahora es posible asignar la producción sin la
separación convencional de fases y superar las
restricciones de procesamiento,o cuellos de
botella, que tienen lugar en las instalaciones de
superficie existentes. La cuantificación exacta
del flujo de cada una de las fases de fluidos de
una corriente de producción permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del
desempeño de los pozos. Ahora, los ingenieros
pueden identificar, comprender y remediar mejor
los problemas asociados con el flujo de pozos
múltiples,optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos
dinámicos de yacimientos.
Este artículo analiza los avances registrados
recientemente en materia de mediciones de flujo
multifásico y examina la utilización de esta tecnología para aplicaciones de medición permanente,
levantamiento artificial y pruebas de pozos móviles, tanto en tierra firme como en áreas marinas.Algunas historias de casos de Australia, el Golfo
de México y África destacan los beneficios de la
avanzada tecnología de medición.
Separación convencional y pruebas de pozos
Los separadores de prueba convencionales son
versiones reducidas de los separadores de producción grandes que segregan y miden el gas, el
petróleo y el agua en las instalaciones de procesamiento de superficie. En lasoperaciones de
campo ya establecidas, los separadores de prueba
son instalaciones permanentes. Para los pozos
exploratorios y los pozos de delineación, las compañías deben desplegar separadores de prueba
modulares. A veces son necesarios varios separadores de prueba en serie o en paralelo para
manipular pozos a alto régimen de producción,
petróleos pesados o gas rico en condensado; es
decir, gas húmedo.Habitualmente, los separadores de prueba son
recipientes cilíndricos que se despliegan en forma
horizontal. Estos recipientes poseen una longitud
que oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y una
altura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] y
pesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-

Primavera de 2005

Válvula de
alivio de presión

Segunda válvula
de alivio
de presión

Placas de...