fluidos multifasicos

1. 58 Oilfield Review
Un nuevo horizonte en
mediciones de flujo multifásico
Ian Atkinson
Bertrand Theuveny
Cambridge, Inglaterra
Michel Berard
Moscú, Rusia
Gilbert Conort
Rosharon, Texas, EUA
Trey Lowe
Houston, Texas
Allan McDiarmid
Apache Energy Limited
Occidente de Perth,
Australia Occidental, Australia
Parviz Mehdizadeh
Consultor
Scottsdale, Arizona, EUA
Bruno Pinguet
Gerald Smith
Bergen, Noruega
Kerry J. Williamson
Shell Exploration and Production Company
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Alain Chassagne, Luanda, Angola; Dan Deznan,
Apache Energy Limited, Aberdeen, Escocia; Richard Kettle,
Ahmadi, Kuwait; Donald Ross, Rosharon, Texas, EUA;
Jon Svaeren, Framo Engineering AS, Bergen, Noruega;
Eric Toskey, Bergen, Noruega y Laurent Yvon, Douala,
Camerún.
3-Phase, LiftPRO, NODAL, PhaseTester, PhaseWatcher,
Platform Express y Vx son marcas de Schlumberger.
La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una
revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenie-
ros de producción y yacimientos los datos necesarios para comprender y optimizar el
desempeño de los pozos sin separar una corriente de flujo en sus tres fases individua-
les; esto es gas, petróleo y agua.

2. Primavera de 2005 59
Un nuevo medidor de flujo de superficie está
cambiando radicalmente la forma en que medi-
mos el flujo complejo proveniente de los pozos
productores. Esta transformación es impulsada
por la nueva tecnología que permite medir con
exactitud las variaciones rápidas producidas en
los fluidos trifásicos, incluyendo la presencia de
flujos tipo tapón, espumas y emulsiones estables
que previamente resultaban difíciles de cuantifi-
car. La capacidad de medir el fluido multifásico
en tiempo real aumenta la eficiencia operacional
con el consiguiente ahorro de tiempo y dinero.
Ahora es posible asignar la producción sin la
separación convencional de fases y superar las
restricciones de procesamiento, o cuellos de
botella, que tienen lugar en las instalaciones de
superficie existentes. La cuantificación exacta
del flujo de cada una de las fases de fluidos de
una corriente de producción permite a los opera-
dores tomar mejores decisiones acerca del
desempeño de los pozos. Ahora, los ingenieros
pueden identificar, comprender y remediar mejor
los problemas asociados con el flujo de pozos
múltiples, optimizar las operaciones de levanta-
miento artificial y construir mejores modelos
dinámicos de yacimientos.
Este artículo analiza los avances registrados
recientemente en materia de mediciones de flujo
multifásico y examina la utilización de esta tecno-
logía para aplicaciones de medición permanente,
levantamiento artificial y pruebas de pozos móvi-
les, tanto en tierra firme como en áreas marinas.
Algunas historias de casos de Australia, el Golfo
de México y África destacan los beneficios de la
avanzada tecnología de medición.
Separación convencional y pruebas de pozos
Los separadores de prueba convencionales son
versiones reducidas de los separadores de pro-
ducción grandes que segregan y miden el gas, el
petróleo y el agua en las instalaciones de proce-
samiento de superficie. En las operaciones de
campo ya establecidas, los separadores de prueba
son instalaciones permanentes. Para los pozos
exploratorios y los pozos de delineación, las com-
pañías deben desplegar separadores de prueba
modulares. A veces son necesarios varios separa-
dores de prueba en serie o en paralelo para
manipular pozos a alto régimen de producción,
petróleos pesados o gas rico en condensado; es
decir, gas húmedo.
Habitualmente, los separadores de prueba son
recipientes cilíndricos que se despliegan en forma
horizontal. Estos recipientes poseen una longitud
que oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y una
altura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] y
pesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-
dores reciben el efluente producido de los pozos
individuales y segregan las diferentes fases de
fluidos a través de un proceso basado en la
fuerza de gravedad (arriba).
Los recipientes bifásicos separan el gas de
los líquidos y los recipientes trifásicos separan
ulteriormente los líquidos en petróleo y agua.
Estos sistemas miden las fases de fluidos inde-
pendientes en forma individual cuando salen del
recipiente, antes de mezclar y hacer retornar los
fluidos a una línea de flujo. Las condiciones ope-
racionales normales para un separador de
prueba se limitan a presiones que oscilan entre
200 y 1,000 lpc [1.4 y 6.9 MPa], con presiones de
trabajo máximas de hasta 1,440 lpc [9.9 MPa].
Los separadores de prueba no están diseña-
dos para pozos específicos sino que, por el
contrario, deben manejar una amplia variedad
de tasas de flujo o gasto. En el momento de la
instalación, los separadores de prueba a menudo
se sobredimensionan en forma intencional para
que sirvan como separadores de producción
auxiliares o complementarios y puedan procesar
cualquier incremento de producción futuro.
La obtención de mediciones confiables
mediante un separador de prueba requiere que
existan condiciones relativamente estables den-
tro del recipiente, lo que puede demandar varias
horas. Los protocolos de pruebas de pozos aso-
ciados con estas unidades generalmente
enfatizan la eficiencia operacional—un enfoque
del tipo “tamaño único”—en lugar de configurar
los instrumentos de medición y regular las tasas
de flujo en base a las condiciones de pozos indi-
viduales. Las restricciones de tiempo y las
limitaciones del personal a menudo impiden la
optimización del proceso de separación.
Además, las condiciones operacionales a
veces impiden la separación completa de las
fases de fluidos. Siempre queda algo de petróleo
en el agua, algo de agua en el petróleo, algo de
gas en los líquidos y algo de líquido en el gas.
Estas condiciones producen errores en los ins-
trumentos de medición del separador diseñados
para medir corrientes de gas, petróleo o agua
monofásicas. Los separadores de prueba tam-
bién tienen problemas para medir ciertos
regímenes de flujo anómalos debido a la necesi-
dad de contar con condiciones de procesamiento
estables y al hecho de que la respuesta a las con-
diciones de flujo dinámico siempre se demora.
Los regímenes de flujo problemáticos inclu-
yen fluidos tipo tapón, en los que una fase es
interrumpida por otra fase; espumas, que no
pueden ser tratadas por los separadores conven-
cionales y emulsiones estables que requieren
calor adicional o un tratamiento químico para
separar la fase que está suspendida y dispersa en
otra. Además, los fluidos viscosos, tales como el
petróleo pesado, dificultan significativamente la
separación y obtención de mediciones precisas.
Mediciones multifásicas
A diferencia de los separadores convencionales,
los medidores de flujo multifásico miden conti-
nuamente el flujo de gas, petróleo y agua sin
separar físicamente la corriente de flujo en fases
de fluidos individuales. Los medidores de flujo
mutifásico reciben los fluidos trifásicos directa-
mente desde una línea de flujo, realizan las
Válvula de
alivio de presión
Segunda válvula
de alivio
de presión
Placas de
coalescencia
Placa deflectora del
rompedor de espuma
Salida del gas a través
de la placa-orificio
Extractor de vapores
Puerta
de acceso
Regulador del
nivel de petróleo
Cortador de vórtice
Cortador
de vórtice
Salida del petróleo al
medidor mecánico
Placa deflectora de vertedero
Salida del agua al
medidor mecánico
Regulador del
nivel de agua
Placas
deflectoras
Salida
adicional
Entrada
de efluente
> Separadores convencionales y mediciones de fluidos. La separación de la producción se inicia
cuando los efluentes de los pozos ingresan en un recipiente horizontalmente y chocan con una serie
de placas perpendiculares. Esto hace que los líquidos caigan al fondo del recipiente mientras que el gas
(rojo) sube a la parte superior. La fuerza de gravedad separa los líquidos en petróleo (marrón) y agua
(azul). Las fases de gas, petróleo y agua son medidas por separado a medida que salen de la unidad a
través de líneas de salida independientes. Los fluidos son medidos por medidores mecánicos, mientras
que el gas es medido por una placa-orificio. Ambos dispositivos requieren calibración periódica.

3. 60 Oilfield Review
superficie o en las plataformas marinas. En este
momento, existen más de 1,300 instalaciones de
medidores multifásicos en todo el mundo, lo que
refleja la importante expansión acaecida en los
últimos seis años (próxima página).2
Las pruebas a cargo de terceros y los proyec-
tos industriales conjuntos han ayudado a
comprobar la tecnología de medición de flujos
multifásicos. Los responsables del desarrollo de
medidores de flujo trifásico también han demos-
trado la eficacia de estos sistemas a través de
extensivas pruebas de laboratorio efectuadas en
circuitos cerrados de flujo. Una prueba en un
circuito cerrado de flujo consiste en medir con
precisión los fluidos monofásicos—gas, petróleo
y agua—en un medio controlado, mezclándolos
para generar una corriente multifásica y hacién-
dolos circular luego por un medidor de flujo
multifásico.
Los resultados de las mediciones obtenidas en
los circuitos cerrados de pruebas de flujo se com-
paran con los volúmenes individuales de los
fluidos constituyentes que conformaron el flujo de
prueba.3
Estas pruebas evalúan el desempeño del
medidor frente a una amplia gama de mezclas de
fluidos y condiciones de flujo. El desempeño del
medidor en las condiciones de campo previstas
puede ser extrapolado a partir de los datos de los
circuitos cerrados de pruebas de flujo.
Los usuarios realizan pruebas extensivas de
los medidores de flujo multifásico a fin de habili-
tar los sistemas para aplicaciones de campo
específicas. A menudo es necesaria dicha habili-
tación porque los distintos sistemas de medición
reaccionan en forma diferente a los cambios
producidos en las condiciones de proceso, tales
como tasas de flujo, propiedades de fluidos, la
presencia de depósitos de incrustaciones o para-
fina, y los volúmenes de arena o gas presentes en
una corriente de flujo.4
Hasta la fecha, no existe ningún procedi-
miento de prueba comúnmente aceptado. Los
socios de proyectos, los organismos gubernamen-
tales y otros titulares de participaciones de
riesgos compartidos deben acordar los procedi-
mientos de habilitación apropiados cada vez que
se utiliza un sistema de medición para asignar, o
distribuir, la producción mezclada de acuerdo
con el lugar del cual provenga la producción. Sin
embargo, diversos organismos industriales y
reguladores—el Instituto Americano del Petró-
leo (API), la Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos (ASME), la Comisión de Conservación
de Petróleo y Gas (OGCC), la Organización
Internacional de Normalización (ISO), el Depar-
tamento de Comercio e Industria del Reino
Unido (DTI) y la Sociedad Noruega de Medición
Ag
Ao
Aw
Vg
Vo
Vw
Vg
Vo
Vw
Ag
Ao
Aw
=
=
=
=
=
=
velocidad del gas
velocidad del petróleo
velocidad del agua
área ocupada por el gas
área ocupada por el petróleo
área ocupada por el agua
Fuente nuclear
Computadora
de flujo
Detector nuclear
Transductor
de presión
diferencial
Flujo
Venturi
Transductor
de presión
> Mediciones de flujo multifásico. La medición del flujo trifásico en los tubulares de los pozos o en las
tuberías de las instalaciones de superficie (izquierda) requiere de la medición continua de las cambian-
tes composiciones y velocidades del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag, Ao, Aw y Vg, Vo, Vw,
respectivamente). Las unidades de monitoreo de producción multifásica de avanzada pueden ser
integradas con las tuberías de la instalación (extremo superior derecho) o montarse sobre patines
(extremo inferior derecho).
> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. La forma del medidor
venturi responde al estándar industrial. Las mediciones de la presión absoluta
y la presión diferencial se obtienen en el mismo lugar, en la garganta tipo
venturi. Las ventanas transparentes nucleares del medidor venturi permiten
que los rayos gamma pasen de la fuente al detector con una pérdida insigni-
ficante causada por la ferretería, lo que incrementa la precisión de las
mediciones. La fuente nuclear corresponde a bario 133 y posee una vida útil
promedio de aproximadamente 10.5 años. Una computadora de flujo provee
datos de procesamiento del sensor y de tasas de flujo además de más de 30
parámetros adicionales en condiciones estándar y condiciones de línea. Esta
computadora permite almacenar más de 200 perfiles de pozos que incluyen
las características de fluidos específicas de cada pozo, lo que posibilita que
el flujo de múltiples pozos pase a través del mismo medidor.
mediciones e inmediatamente devuelven los flui-
dos a la línea de flujo (abajo). Estos medidores
muestran los resultados de las mediciones a los
pocos minutos de ser puestos en operación.1
La caída de presión producida en los medido-
res de flujo multifásico es significativamente
menor que la que se produce en los separadores
convencionales, lo que permite que las pruebas
de pozos se realicen en condiciones de produc-
ción similares a las reales. En aplicaciones de
mediciones permanentes, estos dispositivos ocu-
pan un espacio mínimo en las localizaciones de

4. Primavera de 2005 61
de Petróleo y Gas (NSOGM)—están desa-
rrollando directrices para la aplicación y
habilitación de medidores de flujo multifásico.5
Además de los circuitos cerrados de pruebas
de flujo, la ejecución de pruebas en condiciones
de campo es otra alternativa a los fines de la
habilitación de sistemas de medición de flujo
multifásico para aplicaciones específicas. El
desempeño del medidor de flujo se compara con
las mediciones de los separadores de prueba en
un campo en el que la composición del fluido, la
presión de la línea de flujo y las tasas de flujo se
aproximan significativamente a los de una pre-
sunta aplicación. La realización de pruebas en
condiciones de campo reales a menudo establece
un mayor nivel de aceptación con respecto al
desempeño de los medidores de flujo
multifásico.6
Sin embargo, las pruebas de campo
consumen más tiempo que los circuitos cerrados
de pruebas de flujo típicas y tienden a ser más
costosas. Por otra parte, es esencial que los
operadores presten especial atención a la cali-
bración y operación de los separadores de prueba
para garantizar la obtención de datos de referen-
cia de alta calidad.7
En lo que respecta a los desarrollos submari-
nos, con los cabezales o los árboles de producción
de pozo y el equipo de control de la producción
emplazados en el fondo del mar, las pruebas de
campo son a menudo impracticables. Además, los
procedimientos de los circuitos cerrados de prue-
bas de flujo quizás no logren reproducir las
condiciones de presión y temperatura extremas
prevalecientes en ciertos proyectos, tales como
los desarrollos en aguas profundas y ultraprofun-
das. A menudo, la mejor opción en estos casos es
comparar los datos de un programa acelerado de
vigilancia rutinaria (monitoreo) posterior a la
instalación con los datos de corrientes de proceso
monofásicas convencionales en los puntos de
exportación durante la ejecución de las pruebas
de producción mensuales.8
Un nuevo diseño de medidor de flujo
Debido a las limitaciones propias de los separa-
dores de prueba convencionales, Schlumberger y
Framo Engineering AS desarrollaron la tecnolo-
gía de pruebas de pozos multifásicos Vx a través
de la empresa conjunta 3-Phase Measurements
AS. Este sistema de medidores de flujo multifá-
sico es aplicable a instalaciones permanentes,
pruebas móviles y optimización de operaciones
de levantamiento artificial.9
La tecnología Vx ha
sido habilitada en más de 1,500 circuitos cerra-
dos de pruebas de flujo llevadas a cabo por
terceros en cinco instalaciones independientes
que generaron aproximadamente 5,000 puntos
de prueba de regímenes de flujo.
Los componentes principales del medidor de
flujo multifásico Vx son un medidor venturi pro-
visto de sensores de presión absoluta y presión
diferencial, además de un detector de rayos
gamma espectral de energía dual, acoplado a
una fuente química radioactiva unitaria de baja
intensidad para medir el flujo másico total y las
fracciones de gas, petróleo y agua (página ante-
rior, abajo).
1,200
1,400
1,000
800
600
400
200
0
Año
Instalaciones de Medidores Multifásicos
Númerodeinstalaciones
1994 a 1996 1997 a 1998 1999 a 2000 2001 a 2002 2003 a 2004
Submarinas
Terrestres
Marinas
> Expansión de la tecnología de medidores de flujo multifásico. Si bien las ins-
talaciones de medidores de flujo multifásico aparecieron en el año 1994, el
número estimado de instalaciones creció en forma asombrosa aproximada-
mente a partir de 1999 (extremo superior). En aplicaciones de mediciones
permanentes, estos dispositivos ocupan menos espacio que los separadores
de prueba convencionales (extremo inferior).
1. Letton W, Svaeren J y Conort G: “Topside and Subsea
Experience with the Multiphase Flow Meter,” artículo de
la SPE 38783, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de
octubre de 1997.
2. Mehdizadeh P: “Qualifying Wet Gas and Multiphase
Metering for Deep Water Well Allocations,” presentado
en la Conferencia y Exhibición Internacional de
Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, 30 de
noviembre al 2 de diciembre de 2004.
3. Mehdizadeh, referencia 2.
4. Mehdizadeh, referencia 2.
5. State of the Art Multiphase Flow Metering, Publicación
del API 2566, Primera Edición. Washington, DC: American
Petroleum Institute, 2004.
Use of Subsea Wet-Gas Flowmeters in Allocation
Measurement Systems, Práctica Recomendada del API
RP 85, Comité Upstream del API, Subcomité de Equipos
Submarinos, Grupo Asesor Técnico de Mediciones
Upstream. Washington, DC: American Petroleum
Institute, 2004.
Asignación de Gas y Condensado en el Área del
Upstream, versión borrador, Informe Técnico
ISO/TC193/SC3/WG1.
Delft, Países Bajos: Nederlands Normalisatie-Instituut
(NEN), 2002.
Amdal J, Danielsen H, Dykesteen E, Flølo D, Grendstad J,
Hide HO, Moestue H y Torkildsen BH: Handbook of
Multiphase Metering. Oslo, Noruega: La Sociedad
Noruega de Medición de Petróleo y Gas, 1995.
Notas Orientativas para la Medición de Petróleo según
las Normas de Producción de Petróleo, Número 7-Borra-
dor Final. Londres, Inglaterra: Departamento de
Comercio e Industria, Unidad de Otorgamiento de
Licencias y Consentimientos, 2003.
6. Mehdizadeh, referencia 2.
7. Hasebe B, Hall A, Smith B, Brady J y Mehdizadeh P:
“Field Qualification of Four Multiphase Flowmeters on
North Slope, Alaska,” artículo de la SPE 90037, presen-
tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
8. Mehdizadeh, referencia 2.
9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad
C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau
S, Smith J y Stephenson K: “Avances en material de vigi-
lancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 14–37.

5. La tecnología Vx funciona sin necesidad de
contar con un dispositivo de mezcla de fluidos
aguas arriba, lo que minimiza el tamaño y el
peso de la unidad.10
Estos sistemas no poseen
partes móviles y básicamente no necesitan man-
tenimiento. El flujo en línea pasa a través de un
orificio de admisión a una sección recta y corta
de tubería horizontal que conduce a una “T”
invertida con un extremo horizontal cerrado.
Esta “T” ciega preacondiciona y dirige el flujo
hacia arriba, a través de una sección de tipo ven-
turi del medidor Vx. La presión se mide justo
antes de que los fluidos ingresen en el medidor
venturi y a medida que la corriente de flujo pasa
por la garganta estrecha de dicho medidor.
El detector de rayos gamma espectral de
energía dual se encuentra instalado en uno de
los lados de la sección de tipo venturi, opuesto a
una fuente de bario, que emite rayos gamma con
distintos niveles de energía; aproximadamente
32, 81 y 356 keV. El detector mide las tasas de
conteo radioactivas asociadas con la atenuación
de rayos gamma a través de la mezcla de fluidos
en los niveles de energía correspondientes a 32 y
81 keV.11
El nivel de energía más alto mide prin-
cipalmente la densidad de la mezcla, que es
afectada por la relación gas/líquido; el nivel de
energía más bajo corresponde a la composición
del fluido, en la que incide la mezcla de
agua/líquido (derecha).
Dado que el flujo másico total y las fraccio-
nes individuales se miden simultáneamente y en
el mismo lugar—en la garganta tipo venturi—
los sistemas de medición dual de los medidores
Vx evalúan el mismo flujo. Esta configuración, y
las ecuaciones estrictas utilizadas para la diná-
mica de los fluidos asociada con el flujo
condicionado por una garganta tipo venturi, pro-
porcionan una capacidad de medición robusta
que no se ve afectada por los regímenes de flujo
aguas arriba.12
Este diseño de detector se obtuvo a partir de
la sonda integrada de adquisición de registros
con cable Platform Express, que posee la capaci-
dad de procesar más de 1 millón de mediciones
por segundo. En consecuencia, el detector rea-
liza cálculos completos de las fracciones de gas,
petróleo y agua cada 22 milisegundos o un poco
más de 45 mediciones de la densidad de la mez-
cla de fluidos y la fracción trifásica por segundo.
La rápida velocidad de muestreo y medición
permite que el medidor de flujo obtenga la velo-
cidad de la fase líquida y la fase gaseosa de una
corriente de flujo y compense las inestabilidades
de alta frecuencia presentes en la garganta tipo
venturi. Por lo tanto, el medidor Vx puede medir
las condiciones de flujo causadas por las con-
diciones de fondo de pozo y la tubería de
superficie, incluyendo la presencia de flujos tipo
tapón, espumas y emulsiones (próxima página,
extremo superior).13
El servicio fijo de vigilancia rutinaria de la
producción de pozos multifásicos PhaseWatcher
es la principal aplicación de monitoreo perma-
nente de la tecnología Vx. Este sistema se
encuentra disponible con gargantas cuyas dimen-
siones oscilan entre 29 mm [1.1 pulgadas], 52 mm
[2 pulgadas] y 88 mm [3.5 pulgadas], depen-
diendo de la tasa de flujo.14
Para aplicaciones de pruebas de pozos móvi-
les, el equipo portátil de pruebas periódicas de
pozos multifásicos PhaseTester se encuentra dis-
ponible con gargantas de 29 mm o 52 mm. Este
sistema compacto pesa aproximadamente 1,700
kg [3,750 lbm] y puede ser transportado fácil-
mente en camiones, remolques o patines
modulares (próxima página, extremo inferior).
También se dispone de un módulo de pruebas de
gas para aplicaciones de monitoreo permanente
y pruebas móviles.15
62 Oilfield Review
Cuentas
Picos de baja energía
Picos de alta energía
Gas
40%
Petróleo
60%
Agua
Tasadeconteocorrespondientealpicodealtaenergía
Tasa de conteo correspondiente al pico de baja energía
17,500
15,000
10,000
12,500
7,500
5,000
2,500
0
32 KeV 81 KeV
Gas
Petróleo
Agua destilada
5% de agua salina
10% de agua salina
15% de agua salina
> Atenuación de rayos gamma. Los diferentes fluidos atenúan los rayos
gamma en distinto grado. El detector de alta velocidad produce una tasa de
conteo indicativa en las bandas de energía superior e inferior que constitu-
yen una función del medio medido (extremo superior). Estas tasas de conteo
posibilitan una solución triangular de la fracción de fase (extremo inferior).
Para cada fase, la relación de la tasa de conteo de alta energía en función de
la intensidad de la fuente, o tasa de conteo en tubería vacía, se representa
gráficamente en función de la relación de la tasa de conteo de baja energía
versus la intensidad de la fuente, en un diagrama de coordenadas x e y. Estos
puntos se convierten en los vértices de un triángulo. La fracción de la fase
es determinada por la intersección de dos líneas dentro del triángulo. La pri-
mera línea representa la relación gas/líquido (verde); la segunda conecta el
punto correspondiente al 100% de gas con el punto correspondiente a la
relación petróleo/agua (rojo).

6. Primavera de 2005 63
Oportunidades de medición permanente
Las mediciones de flujo multifásico ayudan a dis-
tribuir la producción entre los titulares de
participaciones económicas y los titulares de par-
ticipaciones por regalías o registran volúmenes
para la transferencia de la custodia en las estacio-
nes de bombeo de los oleoductos o en las
terminales portuarias. Esta información resulta
esencial para los socios de proyectos y también
para los gobiernos que poseen necesidades de eje-
cución de pruebas para el cálculo preciso del pago
de impuestos y regalías. Por ejemplo, podrían
obtenerse mediciones en un pozo determinado,
durante un período de una semana, de manera de
extrapolar los resultados para distribuir la pro-
ducción a lo largo de un período más extenso.
Además, los datos de los separadores de
prueba sirven de base para las estrategias de
optimización de la producción. No obstante, a
medida que avanzan los desarrollos de campos
petroleros y se ponen en operación más pozos, la
capacidad de los separadores de prueba a
menudo resulta inadecuada y se debe diferir la
Tasasdeflujocorrespondientesalgasyaloslíquidos
Cortedeagua,%
2,000
4,500
Bolsones de gas
4,000
3,500
3,000
2,500
1,500
1,000
500
0
11:02 12:14 13:26
Tiempo
14:38 15:50
0
20
40
60
80
100Medidor multifásico
Gas, Mpc/D
Líquido, B/D
Corte de agua
Separador
convencional
Gas, Mpc/D
Corte de agua
Líquido, B/D
10. Atkinson I, Berard M, Hanssen B-V y Segeral G: “New
Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger
and Framo Engineering AS,” presentado en el Taller
Internacional sobre Medición de Flujo del Mar del Norte,
Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de 1999.
11. Al-Asimi et al, referencia 9.
12. Atkinson et al, referencia 10.
13. Williamson J y Mehdizadeh P: “Alaska Regulatory
Guidelines for Qualification of Multiphase Metering
Systems for Well Testing” artículo de la SPE 94279, pre-
parado para ser presentado en la Reunión Regional de
Occidente de la SPE 2005, Irvine, California, EUA, 30 de
marzo al 1° de abril de 2005.
14. Tasas de flujo máximas:
Medidor venturi de 29 mm [1.1 pulgada]: 2051 m3/d
[12,900 B/D] de líquido; 48,086 m3/d [0.17 MMpc/D] de
gas; Medidor venturi de 52 mm [2 pulgadas]: 6281 m3/d
[39,500 B/D] de líquido; 161,229 m3/d [0.57 MMpc/D] de
gas; Medidor venturi de 88 mm [3.5 pulgadas]:
17,808 m3/d [112,000 B/D] de líquido;
452,271 m3/d [1.6 MMpc/D] de gas.
15. Atkinson DI, Reksten Ø, Smith G y Moe H: “High-Accu-
racy Wet-Gas Multiphase Well Testing and Production
Metering,” artículo de la SPE 90992, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
> Comparación entre los datos del medidor multifásico y los datos del separador. Los datos de medi-
ción continua de un medidor de flujo multifásico identifican claramente la presencia de bolsones de
gas periódicos en el pozo. Los puntos de medición del separador de prueba indican que el separador
puede detectar o no estos bolsones de gas, dependiendo de la frecuencia del procedimiento de reco-
lección de datos.
> Pruebas de pozos periódicas. El sistema portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester puede ser montado sobre patines para ser
transportado a localizaciones de pozos en tierra, en la parte posterior de un camión pequeño, o como un paquete modular para ser elevado con grúas en las
plataformas marinas. La unidad PhaseTester es considerablemente más pequeña y compacta que los separadores de prueba convencionales temporarios.

7. producción para dar lugar a las pruebas de pozos
(arriba). Estas limitaciones constituyen un factor
disuasivo en lo que respecta a probar más pozos
de lo que se requiere desde el punto de vista
comercial o legal.
Una situación similar se produce cuando se
incorpora nueva producción, tal como sucede con
la terminación de zonas previamente pasadas por
alto o la ejecución de tratamientos correctivos en
pozos existentes, o cuando se implementan méto-
dos de mantenimiento de la presión y métodos de
recuperación asistida. En estos casos, los cuellos
de botella provocados en los separadores de prueba
limitan la evaluación del campo y la optimización
de la producción.
Una alternativa es agregar capacidad de
separación pero cada separador llega a costar
hasta US$ 500,000. La instalación de un medidor
de flujo multifásico cuesta tan sólo alrededor de
un 40% de ese importe. Los sistemas de medición
multifásicos no almacenan, ni separan o tratan
los efluentes del pozo, sino que miden los flujos
de fluidos en las mismas condiciones en que se
encuentran las corrientes de flujo en la línea de
producción y los devuelven de inmediato a la
línea de flujo. Esto elimina la formación de cue-
llos de botella.
En ciertos casos, los medidores multifásicos
permiten a los operadores convertir los separa-
dores de prueba para ser utilizados como
separadores de producción. Esta capacidad agre-
gada incrementa los regímenes de producción de
campo y mejora la flexibilidad operacional. El
emplazamiento de los medidores de flujo multifá-
sico en las proximidades de las líneas de flujo y
su operación con pérdida de presión mínima per-
mite efectuar las mediciones en condiciones
similares al punto de funcionamiento o el
ambiente de producción real de cada pozo. El
ambiente submarino es otra de las aplicaciones
para las mediciones de flujo multifásico.
Los sistemas submarinos PhaseWatcher posi-
bilitan un ahorro significativo en términos de
costos a través de la reducción a escala o la elimi-
nación de las instalaciones de pruebas de pozos
de superficie y las líneas de prueba submarinas
(próxima página, extremo superior). Dado que los
separadores de prueba no pueden ser desplega-
dos en este entorno, la medición de la producción
de los pozos submarinos en superficie requiere la
instalación de costosas líneas de prueba submari-
nas. Además, las instalaciones con base en
plataformas a menudo poseen capacidad insufi-
ciente para conectar los pozos submarinos a los
separadores de prueba existentes en la parte
superior, diseñados en un principio para alojar
solamente la producción proveniente de los cabe-
zales de producción de las plataformas.
La ampliación de las instalaciones de las pla-
taformas quizás no constituya una alternativa
válida dadas las limitaciones de índole espacial y
económica existentes. Además, debido a su longi-
tud, las líneas de prueba submarinas aumentan
los tiempos de estabilización de los separadores,
obstaculizando la capacidad de seguimiento de
las condiciones de producción dinámicas desde
la superficie, y reducen la frecuencia de las
pruebas de pozos. La producción mezclada pro-
veniente de diversos pozos submarinos oculta el
desempeño de los pozos individuales.
Si la mezcla se produce a través de un colec-
tor de producción submarino sin ninguna línea
de prueba, la medición del desempeño de los
pozos individuales requiere la ejecución de
“pruebas por diferencia.” Esto implica cerrar
periódicamente uno de los pozos mientras se
miden los otros y obtener finalmente datos de
pozos individuales por inferencia, lo que se tra-
duce inevitablemente en aplazamiento de la
producción y precisión pobre.
La reducción de los cuellos de botella no
siempre es una justificación importante para la
instalación de medidores de flujo multifásico
permanentes. A veces el problema radica en la
accesibilidad. Este es el caso de las plataformas
marinas automatizadas y de ciertos pozos terres-
tres ubicados en áreas remotas. Los pozos que se
encuentran alejados de la batería de producción
más cercana con un separador de prueba, pue-
den ser conectados directamente a una línea de
flujo mezclándose con la producción proveniente
de otros pozos, especialmente si se trata de
grandes productores.
La única forma de medir el flujo multifásico
de estos pozos es a través del método de prueba
por diferencia. En términos prácticos, algunos
pozos quizás nunca sean sometidos a pruebas. No
obstante, la planeación, el diseño y la puesta en
operación de pozos nuevos con monitoreo perma-
nente del flujo multifásico ofrecen nuevas
posibilidades para la obtención de datos adiciona-
les sobre el flujo de gas, petróleo y agua
proveniente de pozos de desarrollo, incluyendo los
que se encuentran ubicados en localizaciones
remotas.
64 Oilfield Review
Tasadeflujodelíquidoencondicionesestándar,B/D
Tasa de flujo (gasto) de líquido del sistema PhaseTester
Tasa de flujo de líquido del separador convencional
Configuración del estrangulador
Diámetrodelestrangulador,pulgadas
24 de agosto
12:00
24 de agosto
18:00
25 de agosto
00:00
25 de agosto
06:00
25 de agosto
12:00
26 de agosto
18:00
26 de agosto
00:00
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
1
3/4
1/2
1/4
0
> Separadores de prueba subdimensionados. A medida que los operadores aumentan las tasas de
flujo de los pozos con estranguladores de diámetros cada vez más grandes (rojo), se observan dife-
rencias significativas entre las tasas de flujo de líquidos medidas por un medidor de flujo multifásico
(verde) y las medidas por un separador de prueba convencional (azul). Con tasas de flujo altas, los
separadores de prueba demasiado pequeños a menudo no logran la separación completa. Un gran
volumen de líquido permanece en el gas y deja de medirse con los líquidos. La operación del separa-
dor puede incluso volverse inestable, debiéndose pasar por alto, lo que resulta en períodos breves de
flujo cero. La correlación entre las tasas de flujo de líquidos medidas por el medidor de flujo multifási-
co y las configuraciones de los estranguladores brinda confiabilidad en lo que respecta a la calidad
de las mediciones de las tasas de flujo.

8. Primavera de 2005 65
Los sistemas de medición de flujo multifásico
aumentan la frecuencia de ejecución de las
pruebas de pozos pero también mejoran la cali-
dad de las mediciones. El flujo de ciertos pozos
es tan inestable que no puede ser medido en
forma precisa con un separador de prueba con-
vencional. Los medidores de flujo multifásico
son más precisos que los separadores de prueba
convencionales y se ven menos afectados por los
regímenes de flujo complejos (izquierda,
extremo inferior).
Las mediciones de flujo multifásico además
identifican condiciones de fases que probable-
mente no sean detectadas por las mediciones
exclusivamente volumétricas de los separadores
de prueba convencionales. Por otra parte, a dife-
rencia de los separadores de prueba de pozos, los
medidores de flujo multifásico no poseen partes
móviles ni requisitos de mantenimiento asociados
para mantener la precisión de las mediciones.
Los medidores de flujo multifásico incremen-
tan la seguridad operacional porque se elimina la
necesidad de contar con válvulas de alta presión
y líneas de alivio de presión. Además se evita el
almacenamiento de volúmenes sustanciales de
hidrocarburos en las condiciones potencialmente
inestables de los separadores de prueba. Éste es
un tema importante si las pruebas de pozos se
llevan a cabo en áreas sensibles desde el punto
de vista ambiental. Además, no existen proble-
mas de disposición de fluidos asociados con los
medidores de flujo multifásico, lo que aumenta la
seguridad y protección del medio ambiente.
Los medidores de flujo multifásico no sólo
eliminan los obstáculos para lograr mayor con-
sistencia, confiabilidad y calidad en las
mediciones, sino que el proceso de medición en
sí se convierte esencialmente en una función de
monitoreo continuo. Si bien los pozos no se
miden todo el tiempo, habitualmente las medi-
ciones son más frecuentes y se llevan a cabo
durante períodos más extensos.
Debido a esto, ahora los operadores están
obteniendo datos de flujo multifásico dinámico.
Esta capacidad de observar los flujos multifási-
cos en línea durante un período extendido, en
tiempo real, permite un mejoramiento sostenido
de la calidad y cantidad de datos disponibles
para las decisiones relacionadas con la optimiza-
ción de la producción. La unidad PhaseWatcher
se puede conectar en forma segura a través de
Internet para permitir el monitoreo y la toma de
decisiones remotas acerca de las operaciones de
pozos y campos petroleros desde cualquier lugar
del mundo.
> Medidor de flujo submarino. La unidad de monitoreo submarina PhaseWatcher es bajada al lecho
marino para ser instalada en un árbol de producción sumergido o en un colector (derecha). Este sis-
tema reduce significativamente los costos de desarrollo de campos petroleros mediante la eliminación
de las instalaciones de prueba de superficie y la instalación de líneas de prueba submarinas (izquierda).
Medidor
venturi
Fuente
nuclear
Detector
nuclear
> Pruebas en condiciones de inestabilidad. Los medidores de flujo multifásico
pueden ser utilizados para realizar pruebas de pozos que previamente resul-
taban dificultosas o, a los fines prácticos, imposibles de ejecutar. Los datos de
un pozo típico con flujos tipo tapón indican un aumento abrupto de la tasa de
flujo de petróleo, de 159 m3/d [1,000 B/D] a más de 953 m3/d [6,000 B/D], condicio-
nes que no pueden ser medidas con precisión por los separadores de prueba
convencionales porque el tiempo de respuesta es demasiado lento. Además
de esta variedad de flujo tipo tapón, los medidores de flujo multifásicos pueden
medir los flujos compuestos de espumas y emulsiones que también plantean
condiciones esencialmente inestables para los separadores convencionales.
7,000
6,000
Tapones de petróleo
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
0
2
Tasadeflujodepetróleototal,B/D
Tiempo, horas
4 6 8 10 12

9. producción y realizar ajustes operacionales
inmediatos en respuesta a los cambios produci-
dos en las configuraciones de los estranguladores
(orificios) o en la productividad de los pozos.
Esto permitió eliminar el período de espera para
la estabilización de los flujos de los tanques para
inventario, que es necesario con un separador de
prueba.
El proceso de optimización comenzó durante
la limpieza del pozo, de manera que los sistemas
Vx proporcionaron el monitoreo continuo de la
producción. Los pozos alcanzaron sus regímenes
de producción objetivo a las pocas horas de la
puesta en marcha. El monitoreo del flujo multifá-
sico ayudó además a eliminar las interrupciones
de la producción gracias a la identificación inme-
diata de incrementos en los cortes de agua y los
flujos tipo tapón, lo que mejoró la capacidad de
mantener un proceso de producción estable. La
rápida identificación de los factores de flujo
dinámico, lograda con los medidores PhaseWat-
cher, permitió mejorar el diagnóstico del pozo en
forma continua.
Mediante la provisión de un medidor de flujo
multifásico para cada línea de flujo, Apache eli-
minó la necesidad de contar con un separador
de prueba en los sistemas de producción de
campo. Con aproximadamente 370 kg [815 lbm],
los sistemas PhaseWatcher representaron un
ahorro en términos de peso de aproximada-
mente el 90% frente a la alternativa de los
separadores de prueba convencionales que
pesan unos 3,175 kg [3.5 toneladas] cada uno,
excluyendo el soporte estructural y los compo-
nentes utilitarios.16
Esta reducción de peso ayudó a minimizar
las erogaciones de capital, que se redujeron aún
más con la limitación del tamaño de las estruc-
turas de las plataformas y de la extensión de las
tuberías. Esta minimización de la estructura se
tradujo además en otros ahorros de capital rela-
cionados con la logística. La reducción del
tamaño, el peso y la complejidad de las estructu-
ras superiores de cada plataforma permitió el
transporte por carretera y en un solo viaje hasta
el lugar de descarga.
La eliminación de los separadores de prueba
y el mantenimiento mínimo de los medidores de
flujo multifásico también redujeron los costos
operativos. Las capacidades de operación
remota logradas mediante la integración de los
sistemas de medición y telemetría minimizaron
aún más la necesidad de mantenimiento intru-
sivo y las visitas del personal. La instalación de
sistemas de medidores de flujo multifásico
desempeñó un rol importante en la optimización
de las operaciones de levantamiento artificial
por gas y en la reducción de los costos de capital
y los costos operativos, objetivos cruciales en el
desarrollo de estos campos petroleros.
66 Oilfield Review
Los datos de los medidores de flujo multifási-
cos permiten a los operadores determinar si los
pozos producen según lo previsto y si se deben
programar operaciones de reparación de índole
correctiva en base a las tasas de producción de
gas, petróleo y agua individuales. Si la produc-
ción de campo es limitada por la presencia de
cuellos de botella en las instalaciones de trata-
miento de gas y agua de superficie, los medidores
de flujo multifásico ayudan a identificar qué
pozos optimizar y cuáles ahogar.
Otra oportunidad de optimización signi-
ficativa corresponde a las operaciones de
levantamiento artificial, donde habitualmente los
sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP, por
sus siglas en inglés) o los sistemas de inyección
de gas llevan los fluidos a la superficie. El servicio
LiftPRO de Schlumberger para el mejoramiento
de los pozos sujetos a sistemas de levantamiento
artificial con desempeños deficientes aborda esta
necesidad, con aplicaciones tanto para medicio-
nes permanentes como para pruebas móviles
periódicas. Los pozos individuales pueden ser
vigilados rutinariamente con medidores de flujo
multifásico, mientras que las tasas de bombeo o
de inyección de gas son monitoreadas en forma
independiente por diferentes instrumentos a fin
de identificar los niveles óptimos.
Optimización de las operaciones
de levantamiento artificial
Apache Energy Limited utilizó el sistema Phase-
Watcher para optimizar las operaciones de
levantamiento artificial durante el desarrollo de
campos marinos en Australia. El sistema Vx
logró satisfacer numerosos objetivos importan-
tes, incluyendo la reducción de las erogaciones
de capital y los gastos operativos, así como el
mejoramiento de la asignación de la producción
y el manejo de los campos petroleros.
Un elemento clave de estos esfuerzos de
desarrollo fue la instalación de cinco platafor-
mas automatizadas, con instalaciones mínimas,
sin capacidad de procesamiento y, por lo tanto,
sin separación en la parte superior (arriba). La
producción proveniente de cada plataforma se
mezclaba en una línea de flujo de producción
unitaria, lo que requería la medición exacta de
cada fluido componente de la corriente de
fluido. Los pozos de cada campo petrolero se
hacen producir mediante la utilización de un sis-
tema de levantamiento artificial por gas común.
La medición con el sistema PhaseWatcher,
habilitado haciendo uso de la infraestructura de
Internet, en cada cabeza de pozo, permitió a
Apache optimizar rápidamente el sistema de
levantamiento artificial por gas y el sistema de
> Levantamiento artificial por gas optimizado. Estas miniplataformas automatizadas fueron algunas de
las numerosas instalaciones del área marina de Australia en las que Apache Energy Limited instaló el
sistema de medición de flujo multifásico PhaseWatcher. La tecnología PhaseWatcher permitió a
Apache optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas, generando al mismo tiempo
ahorros en términos de erogaciones de capital y gastos operativos.

10. Primavera de 2005 67
Mejoramiento del proceso de
asignación de la producción
Los entes reguladores y los organismos de la
industria del petróleo y el gas, incluyendo el Servi-
cio de Administración de Minerales de Estados
Unidos (MMS), el API, la ASME, la Dirección
Noruega del Petróleo (NPD) y el DTI del Reino
Unido, reconocen el rol de los datos de alta cali-
dad provenientes de los medidores de flujo
multifásico en lo que respecta a las pruebas de
pozos y están desarrollando normas para la utili-
zación de estos equipos. En consecuencia, el
empleo de la tecnología de medidores de flujo
multifásico para distribuir la producción de petró-
leo y gas se está generalizando.
Los nuevos proyectos de aguas profundas
reflejan cada vez más las estrategias de desarro-
llo con un distribuidor de procesamiento que
recibe la producción proveniente de uno o más
yacimientos satélites con terminaciones subma-
rinas. El número de campos petroleros distantes
a menudo aumenta a medida que se desarrollan
nuevos descubrimientos, que luego se vinculan
directa o indirectamente con la instalación cen-
tral (arriba).
Para estos tipos de desarrollos, la asignación
de la producción suele ser más compleja dado
que la titularidad puede variar para cada campo
o yacimiento. La utilización de la técnica de
separación de prueba basada en distribuidores
para las mediciones de flujo multifásico puede
resultar cada vez más problemática. En primer
lugar, por el tamaño y peso de los separadores de
prueba que afectan el costo y los parámetros
operacionales de la instalación central, tales
como el número de bocas (slots) para los cabeza-
les de producción de las plataformas y la
seguridad operacional.
Además, la expansión de la producción a tra-
vés de empalmes satélites puede hacer que las
demandas de pruebas de pozos excedan la capa-
cidad y disponibilidad de los separadores de
prueba, lo que se traduce en una menor fre-
cuencia de pruebas de pozos individuales. La
incorporación de capacidad de separación en un
distribuidor de procesamiento suele ser impracti-
cable o imposible. Por otra parte, a medida que
aumenta la distancia que media entre los pozos y
el distribuidor, el proceso de medición y la obten-
ción de mediciones con los separadores de
prueba se vuelven más dificultosos.
El tiempo de estabilización de los separadores
de prueba de pozos aumenta cuando las líneas de
prueba son más largas. Las líneas de prueba sub-
marinas largas pueden enmascarar la dinámica
del flujo del pozo y contribuir a la formación de
flujo tipo tapón cuando el agua se acumula en las
zonas bajas a lo largo de su trayectoria. A medida
que declina la disponibilidad y eficacia de las ins-
talaciones de separación de prueba, también lo
hace la calidad de los datos obtenidos para la dis-
tribución y optimización de la producción.17
Contrariamente, los sistemas de medidores de
flujo multifásico eliminan los problemas asocia-
dos con la calidad de las mediciones y la
frecuencia de las pruebas de pozos.
El número de medidores de flujo multifásico
actualmente desplegados en los desarrollos de
aguas profundas es limitado, pero su efectividad
en lo que respecta al mejoramiento de la distri-
bución de la producción genera aplicaciones
potenciales en aguas profundas. Los medidores
de flujo multifásico pueden ser diseñados en
forma económica para formar parte de las nue-
vas instalaciones de producción a medida que se
desarrollan campos satélites. A la luz de estos
factores, la tecnología Vx se convierte en una
necesidad práctica en numerosos desarrollos
marinos y es esencialmente una tecnología habi-
litante para algunos proyectos de aguas
profundas.18
Medición de la producción
en distribuidores marinos
Shell instaló el sistema PhaseWatcher en el
Complejo Auger del Golfo de México para supe-
rar los cuellos de botella producidos en la
separación de prueba y las dificultades plantea-
das por la asignación de la producción, como
resultado del crecimiento de la misma. Numero-
sos campos submarinos existentes en el área
habían sido vinculados al Complejo Auger para
el procesamiento de la producción.
El Campo Auger produce desde una plata-
forma de cables tensados (TLP, por sus siglas en
inglés) que comenzó a operar en el año 1994 con
capacidad para procesar 7,950 m3/d [50,000 B/D]
de petróleo y 39.6 millones de m3/d [140 MMpc/D]
de gas, de pozos de acceso vertical directo (DVA,
por sus siglas en inglés). Al avanzar las activida-
des de desarrollo, la producción pronto superó las
expectativas. Las instalaciones TLP del Campo
Auger fueron mejoradas y expandidas.
Además, el desarrollo de diversos campos sub-
marinos adyacentes condujo a una serie de
empalmes en la plataforma del Campo Auger, en
2000, 2001 y 2004. Esto convirtió a las insta-
laciones de ese campo en un distribuidor de
Pozos submarinos de campos satélites
Pozos submarinos de campos satélites
Colectores submarinos
Distribuidor de producción
16. El peso corresponde a un sistema de medición Vx con
una garganta tipo venturi de 88 mm [3.5 pulgadas] de diá-
metro. También se utilizó una versión del sistema de
menor diámetro en algunas de las aplicaciones.
17. Mehdizadeh, referencia 2.
18. Mehdizadeh, referencia 2.
> Estrategia de desarrollo de campos satélites en aguas profundas. Un distribuidor de producción, o
instalación central, recibe la producción adicional directa o indirectamente a través de colectores
submarinos, desde uno o más campos satélites con pozos submarinos. A medida que evoluciona este
escenario, los cuellos de botella producidos en la capacidad de separación de prueba conducen a
pruebas de pozos menos frecuentes y a mediciones de menor calidad al aumentar las distancias de
flujo. Los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan estos cuellos de botella, lo que mejora
la calidad de las mediciones y permite la ejecución de pruebas de pozos con la periodicidad necesa-
ria. Estos factores mejoran la distribución de la producción y aumentan las oportunidades de optimi-
zación de la misma.

11. procesamiento y exportación de la producción
que hoy manipula la producción de seis campos
diferentes (arriba).
A través de los diversos empalmes y expansio-
nes, la capacidad de procesamiento llegó a ser
más del doble que la existente previamente y la
red de instalaciones se volvió más compleja.
Debido a la capacidad limitada del separador de
prueba y la complejidad de las necesidades de
medición y de asignación de la producción, la
ejecución de pruebas de pozos comenzó a
demandar aplazamiento de la producción y
tiempo inactivo en ciertos pozos. Esto incre-
mentó aún más la susceptibilidad a un cierre del
sistema. Ante la dificultad de conseguir espacio
en la plataforma, el agregado de capacidad de
separación resultaba a la vez complejo y costoso.
Mediante la instalación de cuatro medidores
de flujo multifásico, Shell redujo tanto las inte-
rrupciones del flujo de producción como la
necesidad de desviar y diferir la producción
debido a la ejecución de las pruebas de pozos. La
utilización de la tecnología Vx en un ambiente de
producción continua aportó un concepto más
simple para los nuevos pozos de producción sub-
marina. Shell instaló seis dispositivos de
medición PhaseWatcher adicionales en los empal-
mes de las líneas de flujo de producción entrante
y en el colector de producción DVA. Esto permite
el monitoreo continuo de las tasas de flujo de las
líneas de flujo submarinas sin necesidad de dispo-
ner de separadores individuales.
El empleo de la tecnología de medidores de
flujo multifásico en el Complejo Auger condujo a
la aprobación, por parte del MMS, de esta tecnolo-
gía combinada con el análisis del sistema de
producción NODAL para aplicaciones de medi-
ción y asignación de la producción.19
La tecnología
de medición de flujo multifásico permitió resol-
ver problemas importantes en la plataforma
Auger y proporcionó una alternativa económica
para la medición de la producción futura en esta
instalación.
Mejoramiento de la planeación
de desarrollos en tierra
En África del Norte, las instalaciones de superfi-
cie correspondientes a cinco campos petroleros
satélites se encuentran ubicadas en 12 emplaza-
mientos de perforación en tierra esparcidos por
toda el área de desarrollo. La producción se dis-
tribuye entre varios socios, de acuerdo con los
porcentajes de participación y regalías de cada
compañía.
La planeación de desarrollos futuros trajo
aparejadas dificultades de diversa índole para el
operador, debido a las crecientes complicacio-
nes asociadas con la integración de nuevos
pozos en el sistema de separación de prueba
existente y los elevados costos involucrados en
la expansión de ese sistema. La operación del
separador de prueba periódicamente causaba
pérdidas de presión significativas en la red
colectora de superficie, lo que exigía el empleo
de compresores de campo para compensar estas
pérdidas. Ocasionalmente era necesario quemar
el gas en antorcha para controlar los incremen-
tos de presión resultantes.
Los operadores instalaron una serie de 12
sistemas de medición de flujo multifásico Phase-
Watcher, incluyendo medidores de 52 y 88 mm
de diámetro, en todo el campo. Siete medidores
fueron asignados a la distribución fiscal de la
producción y cinco a la ejecución de pruebas de
pozos con fines de manejo de yacimientos. Las
especificaciones clave de los nuevos medidores
incluyeron el almacenamiento interno de los
datos, el enlace directo con una computadora de
servicio y la compatibilidad con los sistemas de
supervisión, control y adquisición de datos
(SCADA, por sus siglas en inglés) existentes. El
operador implementó el módulo Identificador de
Fluido Vx ID con un conjunto de datos de propie-
dades de fluidos, específicos del campo,
cargados en los parámetros de configuración del
medidor. El despliegue de los medidores Vx
simplificó considerablemente los planes de desa-
rrollo del campo.
Los primeros cuatro sistemas PhaseWatcher
fueron entregados y puestos en servicio en octu-
bre de 2004. El proceso de aceptación del sitio
incorporó varias pruebas de campo para evaluar
el desempeño de los medidores. Hasta la fecha,
los sistemas Vx han demostrado poseer alta pre-
cisión y repetibilidad de las mediciones.
Mediante la utilización de estos medidores, el
operador evita el bombeo de la producción y su
quema en antorcha. La entrega y la puesta en
servicio de los sistemas de medidores de flujo
multifásico Vx estuvo prevista para fines de 2004
y principios de 2005.
Modernización de la infraestructura
de campos petroleros
En otra localización de África del Norte, varios
socios poseen participaciones económicas en tres
campos satélites, que están siendo desarrollados
y empalmados a una instalación de producción
principal centralizada. La instalación de los siste-
mas de monitoreo de la producción de pozos
multifásicos de 52 mm PhaseWatcher se tradujo
en un importante ahorro de costos gracias a la
eliminación de estaciones de medición y separa-
ción remotas (próxima página, arriba).
A fin de abordar la creciente necesidad de
mejorar las mediciones de flujo multifásico para
la distribución de la producción y la asignación
fiscal, y para la optimización de los campos, la
compañía operadora puso en servicio el primer
sistema de medición PhaseWatcher en agosto de
2003. Este medidor inicialmente distribuyó la pro-
68 Oilfield Review
Desarrollo
de la arenisca
rosa, 1995
Expansiones de la instalación,
1995, 1997 y 2000
Producción máxima,
entre 1998 y 2000
Campo Macaroni,
primer empalme
submarino, 2000
Exploración de
campo satélite
Producción del Campo Auger
Tiempo
La transformación del Campo Auger en una instalación central submarina
Empalmes de los
Campos Serrano y
Orégano, 2001
Distribuidor de procesamiento Auger
Empalmes de los
Campos Habanero
y Llano, 2004
Primera
producción,
1994
Descubrimiento del
Campo Cardamon,
1996
> Estrategias de desarrollo de campos submarinos. Los volúmenes de producción superiores a los
previstos, obtenidos en la plataforma del Campo Auger de Shell, en el Golfo de México, condujeron a
varias expansiones de la instalación, seguidas de una serie de empalmes desde los campos
submarinos cercanos que demandaban instalaciones adicionales. Esto convirtió al Campo Auger en
un distribuidor de procesamiento y exportación de gran volumen. Los medidores de flujo multifásico
ayudaron a eliminar los costosos cuellos de botella en el distribuidor del Campo Auger, permitiendo a
Shell satisfacer en forma económica las complejas necesidades de medición y distribución de la
producción.

12. Primavera de 2005 69
ducción entre los socios del Pozo 1 durante el
desarrollo del primer campo. Seis meses después,
el operador puso en operación el Pozo 2 a través
del mismo medidor. Los dos pozos se encuentran
a una distancia de aproximadamente 12 km [7.5
millas] de la estación colectora principal.
El sistema de monitoreo PhaseWatcher per-
mitió un ahorro estimado de US$ 10 millones a
través de la eliminación de una estación de
campo intermedia. Numerosas pruebas de campo
compararon el desempeño de los medidores en
función de las mediciones convencionales obte-
nidas con tres separadores de prueba de terceros
y los tanques medidores asociados. Los resulta-
dos indicaron una diferencia máxima de menos
del 1.7% con regímenes de producción de petró-
leo diaria que oscilaban entre 715 y 954 m3/d
[4,500 y 6,000 B/D].
Sobre la base de este registro, en enero de
2004 se instaló un segundo dispositivo PhaseWat-
cher idéntico para medir dos pozos del segundo
campo. El desempeño fue comparable con el del
sistema inicial. En noviembre de 2004, se puso en
servicio un tercer medidor de flujo PhaseWatcher
de 52 mm para monitorear la producción del ter-
cer campo. Los datos de este sistema de medición
facilitan la operación de un pozo provisto de ter-
minación inteligente que tiene incorporadas
cuatro válvulas de control de flujo de fondo de
pozo. Está previsto que el segundo pozo de este
campo sea puesto en operación en el año 2005 y
que produzca a través del mismo medidor.
Oportunidades de ejecución
de pruebas móviles
Los medidores de flujo multifásico han transfor-
mado la tecnología de medición de flujo
permanente y además están generando nuevas
oportunidades en lo que respecta a pruebas de
pozos móviles y periódicas. El sistema móvil
PhaseTester adquiere los mismos datos dinámi-
cos de alta calidad que el sistema PhaseWatcher
permanente. Se pueden obtener mediciones con
relativa frecuencia, lo que constituye una solu-
ción ideal en las localizaciones en las que
previamente no se obtenían datos de flujo multi-
fásico o sólo se obtenían en forma esporádica.
Por primera vez, no existe ningún obstáculo
logístico o técnico decisivo para la realización de
pruebas en cualquier pozo de producción que un
operador necesite evaluar. Los pozos de produc-
ción pueden ser sometidos a pruebas en
cualquier momento, si bien la etapa de limpieza
posterior a la perforación constituye una oportu-
nidad potencialmente ventajosa para la
realización de pruebas móviles. De este modo,
las pruebas pueden ser integradas en el paquete
más grande de servicios al pozo para establecer
una producción optimizada desde el principio.
Además, mediante la combinación de una
dotación completa de mediciones derivadas de
los registros de producción de fondo de pozo con
las mediciones de superficie de un medidor de
flujo multifásico, es posible obtener por primera
vez un diagnóstico completo del pozo. El medi-
dor de flujo PhaseTester móvil desempeña un rol
esencial en lo que respecta al diagnóstico de la
fuente de intrusión del agua en los pozos de pro-
ducción mixta.
Pruebas de limpieza en los pozos de petróleo
Total utilizó el sistema PhaseTester para efec-
tuar pruebas de limpieza en los pozos de
desarrollo submarinos del Campo Girasol, en
Angola. El sistema Vx obtuvo una cobertura com-
pleta de los datos de flujo, que mostró mayor
precisión que la cobertura lograda con un sepa-
rador convencional (abajo). Los datos obtenidos
mediante la tecnología de medición de flujo mul-
tifásico resultaron esenciales para ayudar al
19. El análisis NODAL, una herramienta analítica para pro-
nosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de un
sistema de producción, se utiliza para optimizar el diseño
de las operaciones de terminación de pozos y las instala-
ciones de superficie y maximizar el desempeño de los
pozos y la productividad de los yacimientos, identificar
restricciones o limitaciones en el sistema, y mejorar la
eficiencia operacional.
> Instalación mínima de un medidor de flujo multifásico. El sistema de monito-
reo de la producción de 52 mm PhaseWatcher fue instalado en un campo de
África del Norte a fin de modernizar la infraestructura de superficie para medir
y distribuir la producción.
> Pruebas de pozos móviles. Total conectó el
sistema PhaseTester a un estrangulador aguas
abajo y a una válvula de derivación durante la
fase de limpieza después de la perforación y la
terminación de pozos de desarrollo en aguas
profundas, en el área marina de Angola, África
Occidental (extremo superior). El índice de pro-
ductividad (IP) obtenido de las mediciones de
flujo multifásico en ocho pozos fue validado por
los cálculos del IP efectuados subsiguientemente
durante la etapa de producción (extremo inferior).
Índicedeproductividad(IP)durantelaproducción
IP durante la limpieza del pozo

13. operador a poner en operación estos pozos en
forma económica y a los niveles de producción
planificados.
Este enfoque permitió asegurar que los pozos
producirían en forma sostenida, conforme a lo
proyectado, mejoró la eficiencia operacional, la
seguridad y la protección del medio ambiente en
las operaciones de pruebas de pozos y suprimió la
necesidad de un separador de prueba convencio-
nal. Además, los datos de flujo multifásico
establecieron una base valiosa para las decisiones
en curso relacionadas con el manejo de campos y
yacimientos petroleros.20
Todos los pozos debían alcanzar niveles de
producción óptimos al ser puestos en operación a
fin de garantizar que la meseta proyectada para
la producción de campo se alcanzara con el
número de pozos planificados. Además, las consi-
deraciones de aseguramiento del flujo imponían
procedimientos de puesta en marcha elaborados
para estos pozos.
Cada pozo necesitaba alcanzar un nivel de
producción de petróleo inmediato de 1,590 a
2,385 m3/d [10,000 a 15,000 B/D] para crear un
flujo estabilizado, libre de tapones, en las líneas
de flujo submarinas. Al mismo tiempo, era nece-
sario mantener la integridad del control de la
producción de arena a través de una puesta en
marcha graduada que no era posible con el sis-
tema flotante de producción, almacenamiento y
descarga (FPSO, por sus siglas en inglés),
debido a las restricciones del equipo y a los pro-
blemas de estabilidad de las líneas de flujo.21
Para llevar a cabo estos procedimientos de
puesta en marcha sin poner en riesgo los pozos,
era preciso operar desde el equipo de perfora-
ción. Esto implicó la imposición de límites
estrictos sobre el tiempo de equipo de perfora-
ción presupuestado para controlar este gasto
considerable, así como también la identificación
rápida de cualquier intervención adicional del
equipo de perforación. Después de someter a
pruebas exhaustivas los dos primeros pozos, a
todos los pozos subsiguientes se les asignó un
tiempo de limpieza mínimo y las evaluaciones de
desempeño tuvieron que realizarse durante la
fase de limpieza.
El sistema PhaseTester móvil proporcionó
datos de mediciones de flujo continuos durante
la limpieza del pozo que eran imposibles obtener
con las mediciones convencionales. Los datos de
tasas de flujo dinámicas permitieron al operador
optimizar el período de limpieza y evitar el
tiempo de equipo de perforación innecesario. Los
datos de flujo multifásico confirmaron el punto
preciso en el cual los fluidos y los detritos eran
completamente removidos y la producción, libre
de impedimentos, fluía desde todos los pozos.
Los datos del medidor de flujo multifásico
constituyeron la base para las interpretaciones
de las pruebas de incremento de presión que no
habrían sido posibles con los datos del separador
de prueba únicamente. Estas interpretaciones
condujeron a análisis clave del desempeño de los
pozos y las operaciones de terminación. Las
mediciones de la permeabilidad y del daño mecá-
nico, obtenidas de estos datos de presiones
transitorias, confirmaron la selección de los dise-
ños de terminación con control de la producción
de arena en varios pozos y facilitaron la elección
de los procedimientos de bajada de las herra-
mientas.
Los datos también resultaron valiosos para la
evaluación de formaciones y el modelado diná-
mico de yacimientos, lo que a su vez reforzó la
confiabilidad en las predicciones del comporta-
miento de los pozos. En un caso, la utilización de
mediciones dinámicas de flujo multifásico para
rastrear el índice de productividad transitorio
estimado (IP) de un pozo horizontal se tradujo
en una decisión oportuna de suspender y rein-
gresar en el pozo que, de lo contrario, hubiera
respondido en forma deficiente a la limpieza.
Después de la intervención, el IP mejoró sustan-
cialmente logrando satisfacer las expectativas y
los registros de producción confirmaron que la
sección horizontal entera estaba produciendo.
La cobertura completa de los regímenes de
limpieza constituyó un aporte importante para
las pruebas de interferencia realizadas antes de
la primera producción de petróleo en las áreas
clave del campo petrolero. El monitoreo de la
producción proveniente de un pozo durante la
limpieza de un pozo vecino cercano proporcionó
datos de gran utilidad sobre la presión y trans-
misividad del fluido a través de las formaciones y
las fallas geológicas (véase “Menor incertidum-
bre con el análisis de fallas que actúan como
sello,” página 42).
Estos datos llevaron a Total a revisar el
esquema de perforación y eliminar uno de los
pozos de desarrollo propuestos. Los datos obte-
nidos con un medidor de flujo multifásico y con
los medidores de fondo de pozo también acelera-
ron el proceso de toma de decisiones, lo que
condujo a una operación con tubería flexible y
línea de acero en otro pozo en el que se abrió
una válvula de terminación parcialmente
cerrada, permitiendo que el pozo fluyera nor-
malmente.
El sistema de medición de flujo multifásico
mejoró la seguridad del personal a través de la
eliminación del separador de prueba con sus vál-
vulas de seguridad y sus líneas de alivio de
presión. Además, la tecnología de medición de
flujo multifásico redujo los períodos de flujo de
limpieza y la quema de hidrocarburos en antor-
cha, lo que contribuyó a proteger el medio
ambiente.
Tecnología de medición de
flujo multifásico futura
A medida que se difunda su utilización, los medi-
dores de flujo multifásico reemplazarán a los
separadores convencionales en muchas aplica-
ciones de pruebas de pozos y eliminarán la
necesidad de disponer de instalaciones costosas,
que ocupan mucho espacio, en ciertos emplaza-
mientos de producción. La demanda futura de
separadores de prueba convencionales respon-
derá cada vez más a los requisitos de muestreo
de fluidos. No obstante, parte del muestreo, par-
ticularmente para el análisis de la relación
presión-volumen-temperatura (PVT, por sus
siglas en inglés), se llevará a cabo con medido-
res de flujo multifásico.
Es probable que las innovaciones tecnológi-
cas hagan que los medidores de flujo multifásico
incursionen en ambientes de presión y tempera-
tura más elevadas. Esto podría expandir
significativamente las aplicaciones submarinas
para la tecnología Vx, generando al mismo
tiempo aplicaciones adicionales, en tierra firme,
en los proyectos de recuperación térmica de
petróleo pesado y en los mercados de gas natural.
Otra posibilidad de crecimiento futuro son
los sistemas de medición de flujo multifásico
inteligentes que, además de proveer información
sobre tasas de flujo, diagnostican el estado del
medidor y la calidad de las mediciones. En resu-
men, la demanda creciente y el conocimiento
más profundo de las aplicaciones potenciales de
los medidores de flujo multifásico incentivarán
virtualmente la implementación de innovaciones
y mejoras continuas y competitivas para satisfa-
cer los nuevos desafíos. —JP/MET
70 Oilfield Review
20. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Barber EC: “
Development Well Testing Enhancement Using a
Multiphase Flowmeter,” artículo de la SPE 77769,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de
octubre de 2002.
Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Norris RJ: “Added
Value of a Multiphase Flow Meter in Exploration Well
Testing,” artículo OTC 13146, presentado en la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril
al 3 de mayo de 2001.
21. Un sistema flotante de producción, almacenamiento y
descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) es una instala-
ción marina, habitualmente con forma de embarcación,
que almacena crudo en tanques ubicados en el casco de
la embarcación. El petróleo es descargado periódica-
mente en petroleros transbordadores o barcazas de
navegación oceánica para el transporte hasta las insta-
laciones de recepción y procesamiento. Un sistema
FPSO puede ser utilizado para desarrollar y explotar
yacimientos y campos marginales situados en aguas
profundas o a gran distancia de las líneas de conducción
existentes.