Un medidor de flujo multifásico es un dispositivo utilizado para medir los caudales de cada fase de las fases constituyentes de un flujo determinado (por ejemplo, en la industria del petróleo y el gas ) donde las mezclas de petróleo, agua y gas se mezclan inicialmente durante los procesos de producción de petróleo.
El conocimiento de los caudales de fluidos individuales de un pozo de petróleo 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 [ palabra de moda ] relativas a los sistemas de medición de dos y tres fases requieren separadores de prueba costosos y engorrosos , con un alto mantenimiento asociado y la intervención del personal de campo. Estas soluciones convencionales [ palabra de moda ] no se prestan a la monitorización o medición automatizada continua. Además, con la disminución de los recursos petroleros, las compañías petroleras se enfrentan ahora con frecuencia a la necesidad de recuperar hidrocarburos de depósitos marginalmente económicos. [2] Para asegurar la viabilidad económica de estas acumulaciones, los pozos pueden tener que completarse bajo el mar, o el petróleo crudo de varios pozos enviarse a una instalación de producción común con exceso de capacidad de procesamiento. Las limitaciones económicas de tales desarrollos no se prestan a la implementación continua de separadores trifásicos como dispositivos de medición primarios. En consecuencia, son esenciales alternativas viables a los separadores trifásicos. La respuesta de la industria es el medidor de flujo multifásico (MPFM).
La industria del petróleo y el gas comenzó a interesarse en el desarrollo de los MPFM a principios de los años 1980, a medida que la tecnología de medición mejoraba y los separadores de boca de pozo eran costosos. El agotamiento de las reservas de petróleo (más agua y gas en el petróleo producido) junto con pozos más pequeños y profundos con mayor contenido de agua, vieron la aparición de ocurrencias cada vez más frecuentes de flujo multifásico donde los medidores monofásicos no podían proporcionar respuestas precisas. Después de un largo período de gestación, los MPFM capaces de realizar las mediciones requeridas estuvieron disponibles comercialmente. Gran parte de la investigación inicial se realizó en el centro de investigación Christian Michelsen en Bergen, Noruega, [3] y este trabajo generó una serie de empresas derivadas en Noruega que llevaron 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 simplifica la medición precisa, pero a expensas de un dispositivo físicamente más grande. Noruega ha seguido siendo un centro tecnológico para MPFM, y la Sociedad Noruega para la Medición de Petróleo y Gas (NFOGM) ha desempeñado un papel académico y educativo. [4] Desde 1994, el número de instalaciones de MPFM ha aumentado de forma constante a medida que la tecnología en el campo ha avanzado, y se ha observado un crecimiento sustancial a partir de 1999. [5] Un estudio reciente estimó que en 2006 había aproximadamente 2.700 aplicaciones de MPFM, incluidas la asignación de campos, la optimización de la producción y las pruebas de pozos móviles. [6]
Varios factores han propiciado la rápida adopción reciente de la tecnología de medición multifásica: mejores rendimientos de los medidores, disminución de los costos de los medidores, medidores más compactos que permiten el despliegue de sistemas móviles, la necesidad de medición submarina, aumentos en los precios del petróleo y una mayor variedad de operadores. Como el interés inicial en la medición de caudal multifásica provino de la industria offshore, la mayor parte de la actividad de medición multifásica se concentró en el Mar del Norte . Sin embargo, la distribución actual de los medidores de caudal multifásicos es mucho más diversa.
La mayoría de los medidores modernos combinan un medidor de caudal Venturi con un densitómetro gamma, y algunos medidores tienen mediciones adicionales para la salinidad del agua. El medidor mide los caudales a presiones de línea, que normalmente son órdenes de magnitud mayores que la presión atmosférica, pero el medidor 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/temperatura del petróleo, para agregar 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 a partir de la liberación de ese gas en la conversión a condiciones estándar. Con flujo mezclado de zonas de petróleo con diferente respuesta PVT y diferentes salinidades del agua y, por lo tanto, densidades, 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 MPFM, pero esto también se puede lograr con diseños de válvulas convencionales para pruebas de pozos. Las MSV son particularmente adecuadas para la perforación en plataformas terrestres y donde muchos pozos cercanos tienen presiones similares, y permiten que los MPFM se compartan entre grupos de pozos. Los medidores submarinos generalmente utilizan diseños de válvulas submarinas convencionales para garantizar la capacidad de mantenimiento.
La medición e interpretación del flujo multifásico de 2 y 3 fases también se puede lograr mediante el uso de tecnologías de medición de flujo alternativas como SONAR . Los medidores SONAR aplican los principios de la acústica submarina para medir los regímenes de flujo y se pueden sujetar a las bocas de pozo y las líneas de flujo para medir la velocidad del fluido (media) a granel de la mezcla total que luego se posprocesa y analiza junto con la información de la composición del pozo y las condiciones del proceso para inferir los caudales de cada fase individual. Este enfoque se puede utilizar en varias aplicaciones, como petróleo negro , condensado de gas y gas húmedo.
Los expertos de la industria han pronosticado que los MPFM serán factibles para su instalación por pozo cuando su costo de capital caiga a alrededor de US$40.000 – US$60.000. El costo de los MPFM hoy en día se mantiene en el rango de US$100.000 – US$500.000 (varía según si se trata de un medidor terrestre o marino, de superficie o submarino, de las dimensiones físicas del medidor y del número de unidades pedidas). La instalación de estos MPFM puede costar hasta un 25% del costo del hardware y los costos operativos asociados se estiman entre US$20.000 y US$40.000 por año. [7]
Se han desarrollado varias técnicas novedosas de medición multifásica, que emplean una variedad de tecnologías, que eliminan la necesidad de implementar un separador trifásico. Estos MPFM ofrecen importantes ventajas económicas y operativas con respecto a su predecesor con separación de fases. Sin embargo, todavía se reconoce ampliamente que ningún MPFM en el mercado puede satisfacer todos los requisitos de medición multifásica. [8]