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1. Foro de Lineamientos de Medición
México 2012
Medición Multifásica (MM)
de Pozos y Corrientes de Flujo
Grupo de Medición de PEP
Ing. Ricardo Alfaro Grajeda

2. Foro de Lineamientos de Medición
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Índice
1.- Objetivos
2.- Introducción
3.- Tecnologías y principios de operación
4.- Particularidades técnicas de la MM
5.- Estatus de su aplicación en PEP
6.- Confiabilidad de los resultados de medida
7.- Incertidumbre de medición
8.- Conclusiones

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1.- Objetivos
• Presentar un bosquejo de la aplicación de las tecnologías de medición
multifásica para cuantificar la producción de pozos y corrientes de flujo.
• Presentar un análisis de la confiabilidad de los resultados de medida con MM y
un resumen de la incertidumbre asociada.

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2.- Introducción
En la industria petrolera se conoce
como “medición multifásica” al
proceso de determinar los
volúmenes de aceite, gas y agua
congénita producidos por un pozo
o un grupo de pozos (corriente de
flujo), sin necesidad de separarlos
previamente.
Los medidores multifásicos
pueden proveer un monitoreo
eventual o continuo del
comportamiento de los pozos y de
este modo, tener una mejor
explotación de los yacimientos.

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2.- Introducción
Según la publicación “Handbook of multiphase flow metering” de la Sociedad
Noruega para Medición de Aceite y Gas, a nivel mundial muchos medidores han
sido desarrollados desde principios de los 80’s por organizaciones de
investigación, fabricantes de medidores y compañías de producción de aceite y
gas.
Los prototipos han sido diferentes en diseño y función. Algunas líneas de
desarrollo han sido abandonadas, mientras que algunos medidores se han hecho
comerciales. Por su parte, el número de aplicaciones y usuarios se están
incrementando rápidamente.
Actualmente no se cuenta con una normatividad para su diseño y operación.

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3.- Tecnologías y principios de operación
Marca y modelo Tecnologías y principios de operación
Roxar
MPFM 1900
• Flujo vertical ascendente
• El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi
• La densidad de la mezcla se mide con fuente/detector
de rayos gamma
• El contenido de agua se determina con sensores
capacitivos/inductivos
Schlumberger
PW Vx
• Flujo vertical ascendente
• El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi
• La fracción de cada fase y la densidad de la mezcla se
mide con fuente/detector de rayos gamma
Algunas marcas y modelos conocidos en PEP son:

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3.- Tecnologías y principios de operación
Marca y modelo Tecnologías y principios de operación
Agar
MPFM - 300
• El flujo de la mezcla se mide con un medidor de
desplazamiento positivo
• La fracción de volumen de gas se mide con un tubo
Vénturi
• El contenido de agua se determina con tecnología de
absorción de microondas
MPM
• Flujo vertical ascendente
• El flujo de la mezcla se mide con tubo Vénturi
• Un sistema de tomografía (sensores de
radiofrecuencia de espectro amplio) mide el corte de
agua y la distribución de las fases en la sección
transversal.
Otras marcas y modelos son:

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4.- Particularidades técnicas de la MM
• Los sensores aportan datos medidos continuamente del gasto de la mezcla,
densidad de la mezcla y contenido de agua, principalmente.
• El usuario ingresa al sistema de cálculo, los valores de la densidad de cada fase y
de algunas otras propiedades de los fluidos, dependiendo de la marca del MM.
• Esta información se utiliza en algoritmos y sistemas de ecuaciones, para obtener
los primeros resultados.
• Se miden inicialmente gastos volumétricos a condiciones de flujo.
• La conversión de los gastos a condiciones base, requiere de datos PVT
confiables, representativos de la corriente a medir.
• También se utilizan transmisores de presión y de temperatura, para medir estas
variables en tiempo real.

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5.- Estatus de su aplicación en PEP
Cada vez más se utilizan en PEP los medidores multifásicos para el aforo de pozos
y corrientes de flujo.
Aunque se han adquirido algunos equipos, la mayor parte de las aplicaciones se
lleva a efecto por medio de contratos de servicio. La siguiente tabla muestra la
situación general de su aplicación en PEP.
MARCA ROXAR
MPFM
1900/WET GAS
SCHLUMBERGER
PHASE TESTER Vx
AGAR
MPFM-300
MULTIPHASE
METERS (MPM)
ZONA
REGIÓN NORTE NO NO SI NO
REGIÓN SUR SI SI NO NO
REGIÓN MARINA NORESTE SI SI NO NO
REGIÓN MARINA SUROESTE NO SI NO NO

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6.- Confiabilidad de las mediciones
La tecnología de medición multifásica es compleja y tiene sus limitaciones; la
principal de las cuales es la incertidumbre de los volúmenes medidos, que es
mayor en comparación con la medición convencional con fases separadas.
Actualmente, un separador de prueba puede ser diseñado con medidores e
instrumentación que será capaz de medir la fase de gas con una incertidumbre
estimada mejor que 5%, potencialmente tan baja como 2% y 1% para las fases de
gas y aceite respectivamente, si se hace el esfuerzo para optimizar la
instrumentación y la separación es ideal.
Por su parte, los fabricantes de medidores multifásicos ofrecen en sus hojas de
especificaciones incertidumbres de 3 al 5% para el gasto de líquidos; de 5 al 8%
para medición de gas y del 2 al 5% en el contenido de agua.

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6.- Confiabilidad de las mediciones
Separador Placa Orificio
Tanque
Pozo
Medidor
Multifásico
Separador Placa Orificio
Tanque
Pozo
Medidor
Multifásico
Diagrama de
flujo de un
sistema de
prueba para
medidores
multifásicos

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6.- Confiabilidad de las mediciones
Se debe contar con adecuadas instalaciones auxiliares de prueba para permitir la
calibración (y ajuste, si es necesario) y verificación durante la operación para
asegurar la confiabilidad de las mediciones en todo momento. Si no se lleva a
cabo esta verificación periódica, se debe esperar que la incertidumbre de la
medición se incremente.
La manera recomendada de probar su confiabilidad es comparando sus
resultados contra un separador de prueba, fijo o móvil.
MM PARA ASIGNACIÓN DE PRODUCCIÓN (ALLOCATION MEASUREMENT)
Para esta aplicación, usualmente se imponen requerimientos más fuertes en
términos de incertidumbre de medición, calibración de instrumentos y muestreo
representativo de fluidos.

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6.- Confiabilidad de las mediciones
Separador de
prueba y de
producción o
grupo.
Arreglo de
cabezales
típico.

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7.- Incertidumbre de medición
Los cálculos para la estimación de la incertidumbre asociada a los volúmenes
obtenidos con la medición multifásica, se deben efectuar con base en el
procedimiento descrito en la GUM (guía para la estimación de incertidumbre) de
la ISO.
Dado que los medidores multifásicos son sistemas muy complejos y extensos que
consisten en varios subsistemas y elementos primarios de medición que están
integrados, pudiera no ser posible hacer una evaluación cuantitativa completa
de la incertidumbre asociada. Lo anterior es porque las mayores fuentes de
incertidumbre en estos medidores están relacionadas a condiciones y regímenes
de flujo multifásico poco cuantificables.
Por esto, la evaluación de la incertidumbre debe incluir también los resultados de
pruebas de laboratorio y pruebas de campo independientes

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7.- Incertidumbre de medición
MAGNITUDES DE INFLUENCIA
Se recomienda que se efectúe una evaluación cualitativa (y cuantitativa si es
posible) para considerar las magnitudes de influencia de la MM. Las magnitudes
de influencia son magnitudes que no son el mensurando, pero que afectan al
resultado de medición. Ejemplos de magnitudes de influencia en la MM son:
• Regímenes de flujo
• Variaciones en la salinidad
• Aditivos (emusificantes, inhibidores de parafina, inhibidores de corrosión)
• Caída de presión
• Vibraciones
• Propiedades de los fluidos
• Variaciones de presión y temperatura
• Efectos de la instalación
• Arena

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7.- Incertidumbre de medición
COEFICIENTES DE SENSIBILIDAD
Para determinar cómo afectan las magnitudes de influencia en las mediciones, se
deben calcular o estimar los coeficientes de sensibilidad, los cuales describen
cómo la estimación de la salida varía con los cambios en el valor de una
estimación de entrada o cantidad, y debe obtenerse para cuantificar el efecto de
estos factores en la incertidumbre combinada de la MM.
Por ejemplo, el coeficiente de sensibilidad para la influencia de la salinidad en la
medición del contenido de agua puede ser dada como un % de la variación del
contenido de agua por el % de cambio en el contenido de sal.

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7.- Incertidumbre de medición
VALORES DE LA INCERTIDUMBRE ASOCIADA
Considerando las aplicaciones de la MM en PEP, por el momento no es posible
determinar con sustento metrológico, un valor estimado de la incertidumbre
asociada a los volúmenes medidos para cada fase (aceite, gas y agua), así como
tampoco se podría proponer un requisito metrológico en términos de este
parámetro, dada la complejidad para dar trazabilidad a los valores de todas las
variables de entrada con equipos patrón.
En este sentido, los siguientes pasos en PEP deben encaminarse a realizar las
consultas necesarias y las evaluaciones suficientes para caracterizar la dispersión
de los resultados de medida obtenidos al utilizar los medidores multifásicos y
poder estimar la incertidumbre asociada.

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8.- Conclusiones
• La tecnología y los principios de operación para la medición multifásica difieren
en diseño y función de una marca a otra.
• No se cuenta por ahora con una normatividad para su diseño y operación.
• Los medidores multifásicos cada vez son más utilizados en Pemex para el aforo
de pozos y corrientes de flujo.
• Los volúmenes y gastos para cada fase se obtienen combinando variables
medidas con los sensores (tiempo real) con información de las propiedades de los
fluidos aportadas por el usuario y/o el operador del equipo.
• La incertidumbre de los volúmenes medidos con los MM es mayor
generalmente que los obtenidos con los separadores de prueba eficientes y bien
instrumentados.

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8.- Conclusiones
• La confiabilidad de la medición multifásica se debe verificar mediante la
realización de pruebas de calibración en campo con separadores de pruebas.
• La estimación de la incertidumbre de la MM por el método estandarizado GUM,
es compleja y extensa, debido a que las mayores magnitudes de influencia son
poco cuantificables, por lo que se recomienda utilizar adicionalmente pruebas de
campo y de laboratorio.
• Por el momento en PEP no es posible determinar con sustento metrológico, un
valor estimado de la incertidumbre asociada a los volúmenes medidos para cada
fase.
• Para asignación de la producción, se deben reforzar los requerimientos en
términos de incertidumbre, calibración y muestreo.