Medicion multifasica

AGARCORP de Venezuela, C. A.
RIF: J-30693407-3 / NIT: 0137707276 Av Vea entre calles 12 y 13, El Tigre, Edo. Anzoátegui. Tel. 0283-231.36.17 - Fax 0283-231.53.54

No todos los Medidores Multifásicos fueron creados iguales. Parte 1: Investiguemos los principios básicos
Los ingenieros, productores y operadores de la Industria Petrolera están de acuerdo en que ha llegado la hora de revisarseriamente las tecnologías de medición multifásica presentes en el campo. Hay consideraciones económicas muy claras en la aplicación práctica de la medición multifásica en tiempo real, sin necesidad de separar los componentes individuales. Las principales ventajas operacionales ofrecidas por los Medidores Multifásicos (MPFM) incluyen: resultados más precisos de las pruebas de pozo, períodos de pruebamás cortos que permiten más pruebas de pozo por día, y una muy importante herramienta para el diagnóstico y optimización de pozos productores. Hay considerables ahorros en costo de instalaciones al eliminar separadores de prueba, múltiples y líneas de prueba. Hay varios fabricantes que suministran medidores multifásicos, pero no todos son iguales. El comprador de un medidor de flujo multifásico debeinvestigar los principios básicos de la medición multifásica para tomar una decisión de compra bien informada. No existe un solo medidor que sea el major para todas las aplicaciones. La medición de corrientes multifásicas es, por naturaleza, un proceso muy complejo. Hay dificultades inherentes a la medición de una corriente de fluido conformada por múltiples elementos fluyendo a diferentesvelocidades en diferentes fases. Los documentos SPE mencionados en el presente documento (SPE 38783, SPE 71474), cubren los aspectos fundamentales de la medición multifásica. Estos trabajos científicos explican las dos dificultades principales en la medición de corrientes multifásicas: 1. Cuantificar las cantidades de crudo, gas y agua presentes a cada instante en el área sección de la tubería. 2.Encontrar la velocidad de cada componente. Como se indica en el documento SPE 38783, existen 6 variables básicas a identificar: (5o, 5w, 5g, Uo, Uw,, Ug) donde (5o, 5w, 5g) representan las fracciones volumétricas de crudo, agua y gas respectivamente, y (Uo, Uw, Ug) representan las velocidades del crudo, agua y gas que fluyen a través del área sección (A) de la tubería. La medición precisa de estacorriente de fluido se basa directamente en la capacidad del medidor multifásico para manejar los siguientes efectos: 1. Efectos del Régimen de Flujo 2. Dependencia de la Velocidad 3. Dependencia del Sensor 4. Efectos de Emulsión 5. Efectos de Salinidad Efectos del Régimen de Flujo El cómo fluyen las tres fases a través del medidor es una función de las velocidades, presiones, viscosidad, tensiónsuperficial y mezclado integral, orientación horizontal o vertical, arreglo de la tubería, para nombrar unos pocos. Algunos tipos de sistemas de medición son más sensibles a la variación de régimen de flujo que otros.

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deslizamientoreconocer estas transiciones entre regimenes de flujo? Quizás… por otra parte, si pudiese aplicarse algún método para asegurar una velocidad común a todas las fases, el modelo de deslizamiento no sería necesario. Dependencia del Sensor Algunos sensores dependen con mayor fuerza de la distribución física relativa del crudo, agua y gas en la tubería que otros. Algunas mediciones electromagnéticas sonparticularmente sensibles. La absorción de rayos gamma es bastante poco sensible, mientras el camino de atenuación pase por muestras representativas, y esté calibrado en sitio para tomar en cuenta el contenido de minerales. Emulsiones

Dependencia de la Velocidad Como se mencionó anteriormente, existen dificultades inherentes a la medición de la velocidad de cada una de las tres fases en un...