Ing. Rubén González Islas
Octubre 2012
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Medición multifásica
Cuando hablamos de medición multifásica nos referimos a la medición de un flujo de aceite, gas y agua, es decir, una mezcla de varios componentes fluyendo simultáneamente en un ducto cerrado, con una proporción variable en el tiempo.
Antes de tratar de medir un flujo multifásico debemos entender la terminología de flujo multifásico:
Terminología
Fase fracción de masa (Phase Mass Fraction)
La fracción de vacío de gas (gas-void-fraction)= volumen de flujo de gas / flujo volumétrico total
Gas void fraction (𝜀𝑔)
gas
líquido
Hold up
Phase Mass Fraction
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Terminología
Deslizamiento
de fase (Phase Slip)
Fracción de volumen de gas (Gas Volume Fraction)
𝐺𝑉𝐹 = 𝜀𝑔𝐾
1 − 𝜀 + 𝜀 𝐾 𝐾 = 𝑣𝑔
𝑣𝑙𝑖𝑞 𝑣𝑅 = 𝑣𝑔 − 𝑣𝑙𝑖𝑞 Slip
Slip ratio
𝑣𝑔 𝑣𝑙𝑖𝑞
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Terminología
Flujo homogéneo (K = 1)
Corte de agua
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜
Inversión de región
En una mezcla de aceite y agua, puede ser descrito como aceite continuo
ó agua continua. 5
Terminología
Velocidad superficial de la fase
Gas húmedo
Algunos autores lo clasifican como un flujo multicomponente, con un volumen de una fracción de gas mayor al 90%, otros como una fracción mayor al 95%. Otra clasificación implica calcular el parámetro de Lockheart-Martinelli que define la humedad del gas.
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 Á𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
En la industria petrolera generalmente los líquidos se miden en barriles por día (BPD) y el gas en millones de pies cúbicos por día (MMSCFD)
Patrones de flujo (Dos fases)
En flujos de una sola fase normalmente se tiene un flujo laminar o turbulento.
Cuando se tienen dos fases en forma simultánea, las fases se distribuyen en una variedad de regímenes de flujo. Las configuraciones del régimen de flujo se ven afectadas por las velocidades del gas y de líquido, el diámetro del tubo y las propiedades del fluido. Estos efectos resultan en una variedad de patrones tanto en tubería horizontal y tubería vertical.
Tubería horizontal:
• Estratificado (stratified )
• Estratificado ondulado (stratified wavy)
• Tapón (plug)
• Bache (slug)
• Burbuja (bubble)
• Anular (annular)
• Neblina (mist ) 7
Patrones de flujo (Dos fases)
Tubería vertical:
• Burbuja (bubble)
• Burbuja finamente dispersa (finely dispersed bubble)
• Tapón (slug)
• Revuelto (churn)
• Anular (annular)
Una forma de clasificar el flujo multifásico es por el GVF del flujo:
CLASE RANGO GVF COMENTARIOS
Bajo GVF 0% a 25%
En el extremo inferior de este rango los medidores tradicionales monofásicos en muchos casos podrían presentar un eficiente desempeño. A medida que aumenta el GVF aumenta la incertidumbre en los medidores monofásicos.
GVF
Moderado 25% a 85% El GVF moderado puede ser considerado el rango en el que los medidores multifásicos tienen un optimo desempeño y donde los medidores monofásicos no son una opción viable.
Alto GVF 85% a 95% En el GVF al incrementar el rango superior la incertidumbre de los medidores multifásicos comenzara a aumentar.
Muy alto GVF 95% a 100% En el GVF dentro de estos valores, el desempeño de los medidores multifásicos puede ser afectado. Para medir este tipo de corrientes es más adecuado utilizar un medidor de gas húmedo.
Clasificación de flujo multifásico
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Flujo multifásico
El flujo multifásico está compuesto por 3 componentes, dos en fase líquida y uno en fase gaseosa. En tuberías horizontales cuando hay flujo estratificado o en tapón es posible que el agua y aceite se separen debido a la acción de la gravedad y exista un deslizamiento entre los componentes, lo que dificulta el cálculo del corte de agua, por lo tanto, será más difícil medir las 3 fases.
Este problema se presenta con menos frecuencia en tuberías verticales.
Medición de flujos multifásicos
Actualmente, se pueden clasificar los equipos comercialmente disponibles en tres categorías:
Grupo 1. Una o mas fases son separadas, esta categoría incluye sistemas de separación basados en la gravedad o en la separación centrifuga
Grupo 2. El flujo de la corriente principal se divide en dos corrientes una de gas rico y otra de liquido enriquecido, basados generalmente en procesos de separación centrifuga y posteriormente se recombinan las fases.
Grupo 3. Las fases pasan por un solo tubo, estos medidores pueden usar algún acondicionador de flujo.
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Separadores
Grupo 1 Grupo 2
Grupo 3
Medición de la Velocidad y de la Fracción de la Fase
Flujo monofásico: Para una sola fase líquida o de gas que pasa a través de la sección transversal de la tubería (A) para un promedio de velocidad (V), la velocidad de flujo volumétrico Q se puede calcular por:
Q = AV
Flujo Multifásico: Un método simple para estimar el flujo volumétrico para cada fase es establecer la distribución de cada fase, asumiendo que cada fase está ocupando una fracción de la superficie total de la sección transversal en cualquier instante, que viene determinado por las siguientes relaciones:
fo=Ao/A, fw=Aw/A, fg=Ag/A fo + fw + fg = 1
En donde fo, fW, y fg son las fracciones de volumen (fracción a través de la
sección transversal A). 13
Medición de la Velocidad y de la Fracción de la Fase
El flujo volumétrico Q de cada fase y el total (mezcla) caudal se determina entonces por:
Qo = A fo vo , Qw = A fw vw , Qg = A fg vg
Qt = Qo + Qw + Qg
Donde vo, vw, y vg son las velocidades superficiales del aceite, el agua, y el gas en la mezcla. La tarea de cualquier medidor multifásico es estimar las fracciones de volumen y la velocidad de fase individual en las ecuaciones anteriores.
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Medición de la Velocidad y de la Fracción de la Fase
La determinación de la densidad de la mezcla, la velocidad de la mezcla, determinación de la composición de la mezcla, y la aplicación de un modelo de flujo, y midiendo la presión y la temperatura del fluido. Estas funciones pueden estar configuradas en una computadora de flujo en donde se determina los volúmenes de cada fase.
Conociendo el volumen a condiciones actuales de presión y temperatura y al haber cargado en la computadora de flujo las propiedades PVT del pozo que se encuentra en medición se calculen los volúmenes de cada fase a condiciones estándar y a condiciones base Pemex.
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Medidores multifásicos
Las técnicas y dispositivos de medición usados para obtener la velocidad de la fase y la composición en un sistema de medición multifásica y de gas húmedo son las siguientes:
VELOCIDAD COMPOSICIÓN
Medidores venturi Capacitancia
Medidores de desplazamiento positivo Conductividad e inductancia
Medidores de coriolis Microondas
Técnicas de correlaciones cruzadas Infrarrojos
Atenuación acústica Dual venturi
Absorción de rayos gama
Consideraciones para la selección de medidores multifásicos
• Si se cuenta con una etapa de separación, se deben conocer las condiciones que garanticen la eficiencia de separación.
• Mientras más sensores haya se tendrá un mayor costo de mantenimiento.
Se debe conocer si son susceptibles a errores/fallas por ceras, hidratos u otros componentes (arenas, H2S, CO2, productos químicos)
• Mientras más complejo sea el trayecto que sigue el flujo en el medidor será más difícil modelar y controlar la respuesta de los sensores. El equipo tendrá un mayor peso y mayor pérdida de presión.
• La calibración debe ser auditable y contar con un programa de calibración y verificación.
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Consideraciones para la selección de medidores multifásicos
• Conocer cómo se realiza el cálculo de condiciones de operación a condiciones estándar (correlaciones, modelos propietarios, ecuaciones de estado, medidores primarios). Conocer los rangos/condiciones de operación soportados por los modelos de cálculo.
• Contar con el respaldo en sitio de una compañía de un buen nivel técnico y experiencia. Los equipos de preferencia deberán tener un registro exitoso de pruebas en la región o a nivel mundial.
Recomendaciones
• Identificar las características del fluido sobre el cual se efectuará la medición. En la medida en que se conozca el fluido se podrá identificar cómo afecta al principio de medición utilizado por el medidor.
• Establecer las condiciones de operación existentes en el proceso. Prestar atención a la dinámica de estas condiciones.
• Antes de iniciar la medición del pozo, se deben verificar que se encuentren calibrados los elementos primarios y secundarios de presión y temperatura.
• Asegurar la instalación mecánica. Una correcta instalación es indispensable para un correcto funcionamiento del medidor. Deben verificarse la hermeticidad de las válvulas de bloqueo en los cabezales de producción y medición.
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Recomendaciones
• Verificar que se ingresen los datos de las propiedades PVT y que correspondan al pozo que se está aforando
• Los volúmenes reportados de aceite, gas y agua se deben de corregir a condiciones estándar y a condiciones base Pemex. Los cálculos deben estar fundados en bases sólidas (normas)
• Contar con datos históricos del desempeño del medidor, las condiciones operativas y volúmenes reportados.
Estándares y publicaciones
Para mayor información se puede consultar:
• American Petroleum Institute “Use of sub-sea wet-gas low meter in allocation measurement system”. API Recommended Practice 85
• International Standard Organization “Allocation of gas and condensate in the upstream area”. ISOTC 193-SC3-WG1
• The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement “Handbook of multiphase metering”
• Department of Trade and Industry, UK. “Guidelines notes for petroleum measurement under the petroleum (production) regulation”
• American Society of Mechanical Engineering “Wet-gas metering guidelines”
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