libro

1. Ing. Rubén González Islas
Octubre 2012 1

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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:
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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 − 𝜀𝑔 + 𝜀𝑔𝐾
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

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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)
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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 )
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Patrones de flujo
(Dos fases)
Tubería vertical:
• Burbuja (bubble)
• Burbuja finamente dispersa
(finely dispersed bubble)
• Tapón (slug)
• Revuelto (churn)
• Anular (annular)
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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.
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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
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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

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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
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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.
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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.
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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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Conclusión
Es importante medir con certidumbre cada una de
las fases, para tener un histórico real de la
evolución de las condiciones de producción de los
pozos - yacimientos, una buena medición
contribuye al pronóstico de la producción a través
del modelado de yacimientos, para administrar
adecuadamente la extracción de crudo y optimizar
los diferentes sistemas y procesos productivos
asociados.
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Medición multifásica
Gracias
Ing. Rubén González Islas 23