Medidor de flujo multifásico

Un caudalímetro multifásico es un dispositivo que se utiliza para medir las fases individuales de un fluido . Tiene aplicaciones en la industria del petróleo y el gas , donde el petróleo, el agua y el gas se mezclan inicialmente en un flujo multifásico durante los procesos de producción de petróleo.

El conocimiento de los caudales individuales de fluidos de un pozo petrolífero en producción es necesario para facilitar la gestión del yacimiento , el desarrollo del campo, el control operativo, la garantía del flujo y la asignación de la producción . ^{[ 1 ]}

Las soluciones convencionales relativas a los sistemas de medición de dos y tres fases requieren separadores de prueba costosos y engorrosos , con el consiguiente alto mantenimiento e intervención del personal de campo. Estas soluciones convencionales no se prestan a la monitorización o medición automatizada continua. Además, con la disminución de los recursos petrolíferos, las compañías petroleras se enfrentan ahora con frecuencia a la necesidad de recuperar hidrocarburos de yacimientos marginalmente económicos. ^{[ 2 ]} Para garantizar la viabilidad económica de estas acumulaciones, puede ser necesario completar los pozos bajo el agua o enviar el petróleo crudo de varios pozos a una instalación de producción común con capacidad de procesamiento excedente. Las limitaciones económicas de tales desarrollos no permiten el despliegue continuo de separadores de tres fases como dispositivos de medición principales. En consecuencia, es esencial contar con alternativas viables a los separadores de tres fases. La respuesta de la industria es el caudalímetro multifásico (MPFM).

La industria del petróleo y el gas comenzó a interesarse en el desarrollo de MPFM a principios de la década de 1980, a medida que mejoraba la tecnología de medición y los separadores de cabezal de pozo resultaban costosos. El agotamiento de las reservas de petróleo (mayor contenido de agua y gas en el petróleo producido), junto con pozos más pequeños y profundos con mayor contenido de agua, provocó la aparición de flujos multifásicos cada vez más frecuentes, donde los medidores monofásicos no podían proporcionar respuestas precisas. Tras un largo período de gestación, los MPFM capaces de realizar las mediciones requeridas estuvieron disponibles comercialmente. Gran parte de la investigación inicial se llevó a cabo en el centro de investigación Christian Michelsen en Bergen, Noruega, ^{[ 3 ]} y este trabajo dio origen a varias empresas derivadas en Noruega, que dieron lugar a los medidores Roxar/Emerson, Schlumberger, Framo y MPM. ENI y Shell apoyaron el desarrollo en Italia del medidor Pietro Fiorentini. Haimo introdujo un medidor con separación parcial, lo que simplificó la medición precisa, pero a costa de un dispositivo físicamente más grande. Noruega ha seguido siendo un centro tecnológico para MPFM, con la Sociedad Noruega de Medición de Petróleo y Gas (NFOGM) desempeñando un papel académico y educativo. ^{[ 4 ]} Desde 1994, el número de instalaciones de MPFM ha aumentado constantemente a medida que la tecnología en el campo ha avanzado, observándose un crecimiento sustancial a partir de 1999. ^{[ 5 ]} Un estudio reciente estimó que hubo aproximadamente 2700 aplicaciones de MPFM, incluyendo asignación de campo, optimización de la producción y pruebas de pozos móviles en 2006. ^{[ 6 ]}

Diversos factores han impulsado la rápida adopción reciente de la tecnología de medición multifásica: la mejora del rendimiento de los medidores, la reducción de sus costes, la disponibilidad de medidores más compactos que permiten el despliegue de sistemas móviles, la necesidad de medición submarina, el aumento de los precios del petróleo y una mayor variedad de operadores. Dado que el interés inicial en la medición de flujo multifásico provino de la industria offshore, la mayor parte de la actividad en este campo se concentró en el Mar del Norte . Sin embargo, la distribución actual de los medidores de flujo multifásico es mucho más diversa.

La mayoría de los medidores modernos combinan un medidor de caudal Venturi con un densitómetro gamma , y ​​algunos medidores incluyen mediciones adicionales de salinidad del agua. El medidor mide los caudales a presiones de línea, que suelen ser órdenes de magnitud mayores que la presión atmosférica , pero debe informar los volúmenes de petróleo y gas a presión y temperatura estándar (atmosféricas). Por lo tanto, el medidor debe conocer las propiedades de presión, volumen y temperatura del petróleo para sumar al caudal de gas medido a presión de línea el gas adicional que se liberaría del petróleo a presión atmosférica, y también conocer la pérdida de volumen de petróleo debida a la liberación de ese gas al convertirlo a condiciones estándar. Con flujos mezclados de zonas de petróleo con diferente respuesta PVT y diferentes salinidades y, por lo tanto, densidades de agua, esta incertidumbre PVT puede ser la mayor fuente de error en la medición.

La introducción de la válvula selectora multipuerto (MSV) también facilitó la automatización del uso de los medidores multipunto (MPFM), aunque esto también puede lograrse con diseños de válvulas convencionales para pruebas de pozos. Las MSV son especialmente adecuadas para la perforación en plataformas terrestres, donde muchos pozos cercanos presentan presiones similares, y permiten compartir los MPFM entre grupos de pozos. Los medidores submarinos suelen utilizar diseños de válvulas submarinas convencionales para garantizar la facilidad de mantenimiento.

La medición e interpretación del flujo multifásico de 2 y 3 fases también se puede lograr mediante tecnologías alternativas de medición de flujo, como el SONAR . Los medidores SONAR aplican los principios de la acústica subacuática para medir los regímenes de flujo y se pueden fijar a las cabezas de pozo y las líneas de flujo para medir la velocidad media del fluido de la mezcla total, que luego se procesa y analiza junto con la información composicional del pozo y las condiciones del proceso para inferir los caudales de cada fase individual. Este método se puede utilizar en diversas aplicaciones, como petróleo negro , condensado de gas y gas húmedo .

Los expertos del sector han pronosticado que los MPFM serán viables para su instalación por pozo cuando su costo de capital se reduzca a entre 40.000 y 60.000 dólares estadounidenses. Actualmente, el costo de los MPFM oscila entre 100.000 y 500.000 dólares estadounidenses (dependiendo de si se instalan en tierra o en alta mar, en superficie o bajo el agua, de las dimensiones físicas del medidor y del número de unidades solicitadas). La instalación de estos MPFM puede costar hasta el 25 % del costo del hardware, y los costos operativos asociados se estiman entre 20.000 y 40.000 dólares estadounidenses al año. ^{[ 7 ]}

Se han desarrollado diversas técnicas novedosas de medición multifásica, que emplean una variedad de tecnologías, y que eliminan la necesidad de instalar separadores trifásicos. Estos sistemas de medición multifásica (MPFM) ofrecen importantes ventajas económicas y operativas con respecto a sus predecesores con separación de fases. Sin embargo, sigue siendo ampliamente reconocido que ningún MPFM disponible en el mercado puede satisfacer todos los requisitos de medición multifásica. ^{[ 8 ]}

• 82-91341-89-3.pdf Manual NFOGM 2005 sobre medición de flujo multifásico
• Descripción general de la tecnología MPFM por Lex Scheers - 2008 pero aún vigente