SEPARACIÓN CONVENCIONAL
Definición
Los separadores de prueba convencionales son versiones reducidas de los separadores de producción grandes que segregan y miden el gas, el petróleo y el agua en las instalaciones de procesamiento 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 compañías deben desplegar separadores de prueba modulares. A veces son necesarios varios separadores 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.

Características
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).

Figura. Partes de un separador de prueba

Condiciones operacionales
Las condiciones operacionales normales para un separador de prueba se limitan a presiones que oscilan entre 200 y 1000 lpc (1.4 y 6.9 MPa), con presiones de trabajo máximas de hasta 1440 lpc (9.9 MPa).

Funcionamiento
Los separadores reciben el efluente producto de los pozos individuales y segregan las diferentes fases de fluidos a través de un proceso basado en la fuerza de gravedad. 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 independientes en forma individual cuando salendel recipiente, antes de mezclar y hacer retornar los fluidos a una línea de flujo.

Los separadores de prueba no están diseñados para pozos específicos sino que, por el contrario, deben manejar una amplia variedad de tasa 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.

Limitaciones
La obtención de mediciones confiables mediante un separador de prueba requiere que existan condiciones relativamente estables dentro del recipiente, lo que puede demandar varias horas. Los protocolos de pruebas de pozos asociados 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 individuales. 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 instrumentos de medición del separador diseñados para medir corrientes de gas, petróleo o agua monofásicas. Los separadores de prueba también tienen problemas para medir ciertos regímenes de flujo anómalos debido a la necesidad de contar con condiciones de procesamiento estables y al hecho de que la respuesta a las condiciones de flujo dinámico siempre se demora. 

Los regímenes de flujo problemáticos incluyen fluidos tipo tapón, en los que una fase es interrumpida por otra fase; espumas, que no pueden ser tratadas por los separadores convencionales 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.

Obtención de muestras en un separador
La validez de las tasas de flujo calculadas a partir de muestras tomadas en un separador es cuestionable porque un análisis correcto depende del equilibrio termodinámico, en el que tanto el líquido como el gas se encuentran a la misma presión y temperatura, y en estado de equilibrio uno respecto al otro.Los especialistas en general reconocen que se llega a esa condición de equilibrio verdadero, unos pies después de que el fluido pasa por un estrangulador, un cambio de tamaño de la tubería u otro arreglo de línea de flujo que genera una pérdida de presión.

Por otro lado, es imposible tomar muestras en un separador en ambientes de alta presión y, cuando una fase es dominante, pueden producirse fenómenos significativos de arrastre de líquidos en la línea de gas (carry-over) o arrastre de gas en la línea de líquidos (carry-under) que distorsionan las mediciones de flujo.

Una vez recolectadas las muestras de cada fase, existen diversas opciones para la generación de las propiedades de los fluidos. Éstas incluyen el empleo de modelos de petróleo negro (BOM) para estimar las propiedades de los fluidos a partir de las mediciones de tanques de almacenamiento, mediciones de pozos; cálculos mediante ecuaciones de estado (EOS) que utilizan datos PVT generados durante las etapas de exploración y evaluación de un campo; o un análisis de laboratorio PVT completo.

Los modelos EOS incorporan más propiedades de fluidos que los modelos BOM y son definidos en forma más científica; sin embargo, su precisión no es mayor que la del análisis PVT. Estos modelos son ineficaces cuando los datos PVT dejan de ser representativos de los fluidos porque han cambiado en respuesta a las variaciones de presión y temperatura. La respuesta, cuando se reconoce la existencia de estas condiciones, consiste en aproximar algunos de los datos necesarios, elevando el nivel de incertidumbre hasta equipararlo con el modelo BOM.

MEDIDORES DE FLUJO MULTIFÁSICO
La tecnología MPFM se basa en la medición de la presión diferencial en un dispositivo tipo venturi; un método conocido de medición de flujo monofásico que puede ser adaptado para el flujo multifásico mediante el agregado de un componente nuclear para medir la tasa de flujo másico total y las retenciones (holdups), o fracciones, de gas, petróleo y agua. Los datos de pruebas de pozos resultantes se utilizan para diagnosticar las anomalías de producción en forma continua en vez de periódica, como se hace cuando se utilizan separadores. Además, los datos pueden ser obtenidos durante el proceso de limpieza del pozo; lo cual incrementa a comprensión de los posibles problemas de aseguramiento del flujo, ofrece una mejor evaluación del desempeño del pozo y reduce los tiempos de la prueba. Esto constituye una imposibilidad si se emplea separadores que deben permanecer fuera de línea hasta que se haya producido el retorno de los fluidos de perforación o de otros contaminantes introducidos en la formación durante las operaciones de perforación y terminación del pozo.

Entre las ventajas económicas inmediatas que implican el empleo de los medidores MPFM para las pruebas de pozo se encuentra la reducción de la huella dejada en la localización del pozo. Además, dado que el tiempo de estabilización requerido es escaso o nulo, es posible probar más pozos por unidad de tiempo. Estas son características especialmente atractivas en localizaciones remotas o de aguas profundas, donde el ahorro de espacio y tiempo es esencial para la economía de los proyectos.

Como herramienta de monitoreo de la producción, los medidores MPFM exhiben una respuesta excelente a las fluctuaciones de flujo; requieren un tiempo de estabilización escaso o nulo; y no son afectados por los regímenes de flujo complejos, tales como los que generan las presencia de tapones, espumas o emulsiones. Dado que su operación es insensible a los cambio s producidos en la tasa de flujo, la retención de fases (holdup) o el régimen de presión, no requieren ningún control del proceso. Estas capacidades proporcionan al operador medios para reconocer eventos que dependen del tiempo, tales como cambios en el régimen de flujo o el inicio de la formación de hidratos. A su vez, los ingenieros de pozo pueden ajustar los programas de tratamientos de pozo, tasas de flujo u otros parámetros antes de que incidan en la eficiencia de la producción.

Los dispositivos MPFM miden la tasa de flujo en condiciones de línea. En consecuencia, los ingenieros deben recurrir a los cálculos de la relación PVT para convertir estos resultados en las condiciones estándar utilizadas para computar las tasas de flujo de petróleo, agua y gas. Se requieren tres conjuntos de datos PVT para calcular las tasas de flujo en condiciones estándar: densidades, factores de conversión volumétrica (de condiciones de línea a condiciones estándar) y las relaciones de soluciones. La viscosidad del líquido en condiciones de línea también debe considerarse cuando una de las fases es petróleo pesado.

Estos datos se obtienen a través de los análisis de muestras recolectadas en la superficie u obtenidas en el fondo del pozo con una herramienta operada por cable, tal como el dispositivo de muestreo Quicksilver Probe. En un ambiente multifásico, las muestras pueden ser recolectadas en una superficie de dos maneras. La primera implica recolectar un volumen conocido de una mezcla representativa de cada fase en un separador trifásico tradicional. El segundo enfoque consiste en recolectar un conjunto de muestras de fases representativas (petróleo, agua y gas) en condiciones de línea y utilizar las mediciones independientes de cada una de las fracciones de las fases de flujo mezclado para construir todo el fluido.

VALVULA SELECTORA MULTIPUERTO Definición
La Válvula Selectora Multipuerto (VSM) es un SISTEMA SELECTOR DE POZOS DE PRUEBA, que funciona como un manifold compacto ofreciendo una manera sencilla y segura de seleccionar los pozos que se desean conectar con el Medidor Multifásico o con el Separador de Prueba.

Figura. Válvula selectora multipuerto

Características
Posee ocho (8) entradas para conectar los pozos de producción, y dos (2) salidas: una común para producción y una salida seleccionable para prueba. Con esta configuración se pueden conectar hasta siete (7) pozos, ya que una de las entradas se reserva para el reajuste del sello en campo, y para evitar tener en todo momento un pozo conectado a prueba. De esta manera, usando el sistema de posicionamiento Manual o Inteligente del rotor, se puede enviar individualmente cada uno de los pozos a la salida de prueba, mientras los seis restantes siguen produciendo por la salida de grupo.

El Sistema de Posicionamiento se provee en dos versiones: Inteligente o Manual. La versión Inteligente tiene dos modelo, el modelo Standard y el Compacto.

La versión Manual de Posicionador consiste en una palanca, con un sistema de traba mecánica calibrado para asegurar el posicionamiento del rotor con la tolerancia requerida. Resulta una solución atractiva para aquellos usuarios que no desean una instalación automatizada, pero la proyectan para el futuro; el costo de instalación del manifoldmultipuerto es menor que la instalación del manifoldconvencional, y se conservan los mismos beneficios en los aspectos de operación, mantenimiento y conservación del medio ambiente. La conversión del sistema Manual al Inteligente puede ser realizada en cualquier momento ya que la Válvula Selectora Multipuerto tiene un diseño modular. Instalar el actuador Inteligente a laválvula manual no supera el costo inicial de la válvula automatizada.

En la versión del Posicionador Inteligente, la Válvula Selectora Multipuerto es un Sistema Mecánico - Electrónico (Mecatrónico) de selección de pozo para prueba. ¿Por qué decimos mecatrónico? Porque su rendimiento mecánico está íntimamente ligado a la calidad del control electrónico de posicionamiento, y de cómo este mantiene la calibración. La vida útil del sello del rotor selector depende fundamentalmente de que esté perfectamente alineado con el puerto de entrada de fluido; si estuviera desalineado y permitiera alguna pequeña fuga el sello se podría dañar y perder la hermeticidad; y en casos de fluidos algo abrasivos, llegar a lavar la superficie de sello del cuerpo de la VSM. O sea que el sistema electrónico de posicionamiento debe ser absolutamente confiable, y con repetitividad a lo largo del tiempo. Para ello es necesario contar con un enconder optoelectrico rígidamente conectado al rotor, que permita una lectura con precisión de 1/2 grado.

Las medidas estándar de la VSM son:

Posicionador Inteligente
Especialmente diseñado por Equipetrol para cumplir las exigencias de tolerancia yrepetibilidad del posicionador, toma en cuenta tanto las exigencias del usuario como las necesidades propias de la VSM tales como: velocidad angular apropiada del rotor, grado de precisión de posicionamiento, torsión, calor de disipación, niveles de ruido, disponibilidad de energía, necesidades de comunicación, condiciones atmosféricas y la clasificación de riesgo del medio ambiente.

El Posicionador se provee en dos modelos: Standard que cuenta con una Caja de Control separada, y el Compacto que va montado completo sobre el cuerpo de la VSM. Ambos cuentan con una caja de reducción de dos etapas, un motor eléctrico, un sistema de comando y protección del motor, un dispositivo de medición del recorrido angular del rotor, dos puertos seriales que permiten establecer comunicación con un sistema supervisorio a distancia (SCADA), una interfaz hombre máquina y un mecanismo de operación manual de la Válvula en caso de falla en el suministro de la energía eléctrica.

Figura. Actuador compacto

Figura. Actuador standard

Variables
Las siguientes son las variables que maneja el sistema de control de la VSM: 

• Indica la indefinición de puerto cuando se ha perdido la calibración 
• Indica la falla de pulso y de cero en la señal del encoder 
• Posee un programa de autocalibración en caso de fallas varias 
• Indica el tipo de falla por la que se ha parado la operación 
• Posee una parada de emergencia local 
• Permite la inicialización y el reseteo remoto 
• Tiene una protección contra tiempo excesivo de uso del motor 
• Código de acceso para calibración y para operación local 
• Indicación por pantalla de las operaciones que realiza 
• Preselección de un puerto en un solo paso 
• Autoposicionamiento en puerto ciego en caso de falla grave 
• Memoria para posicionamiento seguro aún después de falla 
• Control de tiempo de movimiento entre puertos para detección de problemas mecánicos o eléctricos 
• Operación remota con todas las funciones e indicaciones 
• Comunicación remota con protocolo MODBUS RTU u otra plataforma que el cliente necesite
• Programa respaldado en memoria EEPROM. 
• Memoria RAM con batería recargable para 30 días 
• Posibilidad de montar en tamden hasta 4 VSM con un solo control (sólo para el modelo de Posicionador Inteligente STANDARD) 

Componentes
Como decíamos, los componentes del actuador para la Válvula SelectoraMultipuerto son:

• Caja Reductora: La caja reductora es de dos etapas, conformada por engranajes, sinfín corona, piñones y ejes, de bajo rozamiento y funcionamiento silencioso, los cuales están fabricados en aleaciones adecuadas para resistir altos esfuerzos, ensamblados en una sola pieza rígida con acabados externos en epoxi que le confieren una elevada resistencia al medio ambiente, diseñada para transmitir de manera eficiente la potencia del motor eléctrico al eje de la válvula selectora multipuerto y con un depósito de aceite sintético llenado en fabrica que tiene por finalidad disipar el calor, disminuir los efectos de rozamiento y garantizar bajos niveles de ruido. 

• Sistema de control: El sistema de control está conformado por un encoder incremental y un controlador lógico programable (PLC), el encoder permite medir el recorrido del rotor con una resolución de 0,4 grados. El componente principal del sistema de control del actuador es un PLC de última generación equipado con dos puertos seriales RS485, 32KB de memoria de programación en lenguaje de alto nivel y un display para el operador. Este controlador forma parte integral del posicionador y se puede comunicar con un PLC maestro propiedad del usuario, en el protocolo de su elección. 

• Motor eléctrico: El motor eléctrico es monofásico o trifásico ExplosionProof NEMA Frame 56C, alimentado 115V a.c. 60Hz apto para trabajar en ambientes clasificados Clase 1, Div 2. Grupos C y D. Este motor gira a 1725 rpm y a través de la caja reductora le imprime una velocidad de 1,43 rpm al rotor de la VMP. 

• Interface hombre-máquina (HMI): Las interface entre el operador y el actuador (HMI) se logran mediante el display alfa numérico, dos pulsantes y un selector, de esta forma se puede lograr una operación manual, local y otra remota dependiendo de las necesidades del usuario. Por otra parte la HMI permite, en el modelo Compacto la calibración de la válvula de manera no intrusiva (Unintrusivesettingsystem concept), esto quiere decir que la calibración de los parámetros de ajuste del actuador eléctrico, pueden ser hechos sin necesidad de abrir, destapar o intervenir el equipo. 

Operación

• Manual 

La operación manual de la válvula se realiza accionando un volante acoplado a la caja reductora, este volante tiene un mecanismo que desacopla el volante del eje de la caja reductora cuando el motor se encuentra en servicio, evitando que el mismo gire.

• Inteligente modo local 

Para la operación en sitio ubique el selector de tres posiciones identificado como “LOCAL-CALIBRACIÓN-REMOTO” en la posición identificada como “LOCAL”, la leyenda "LOCAL" en la pantalla confirman su selección.

La selección del pozo que se quiere llevar a prueba se realiza presionando los pulsantes identificados como “+” y “-”. Por ejemplo, si en el momento de iniciarla selección el pozo que está en prueba es el número 5 y usted quiere que entre a prueba el pozo 3, presione el pulsante “-”; manteniendo presionado este botónse iniciará un descenso en el indicador del puerto, cada segundo que se mantenga activado el pulsante disminuye una unidad al valor inicial. Si en lugar de querer ir al puerto 3 se quiere ir al puerto 7 se debe presionar el pulsante identificado “+” para que el N° de puerto se incremente en una unidad cada segundo. Cuando se logra el valor deseado se suelta el pulsante, la leyenda de la pantalla cambiará indicando que se estábuscando el puerto seleccionado y laválvula se accionará, la pantalla indicará que el rotor se dirige al puerto seleccionado y luego se detendrá en el puerto. Al llegar a su posición la pantallainformará el puerto alcanzado y el modo de operación.

En el modelo de Posicionador COMPACTO, pulsando momentáneamente los dos pulsantes a la vez se fuerza un ciclo de calibración que busca el puerto inicial en el que se detendrá. En caso de corte de energía, al restituirse ésta, la Válvula mantendrá la posición previa.

En el modelo de Posicionador STANDARD, todo el sistema eléctrico de potencia yel sistema electrónico de control van montados en una caja separada NEMA 4x o en Caja Contra Explosión. Es el modelo ideal para operaciones en tierra donde se requiere controlar más de una VSM con una sola caja de control. La operación de calibración requiere la apertura de la puerta para acceder a la pantallaMagelisdonde se realizan las operaciones de calibración. La operación local de selección de puertos se realiza con los pulsadores externos.

Advertencia Cuando está seleccionado el modo LOCAL, la válvula hace caso omiso a instrucciones recibidas a través del puerto de comunicación remota, de la misma forma cuando la válvula está seleccionada en modo REMOTO hará caso omiso a instrucciones recibidas del panel de control local. El cambio de posición de LOCAL a REMOTO y viceversa solo podrá ser realizado en el tablero de control local.

• Inteligente modo remoto 

Para la operación a distancia se ubica el selector de tres posiciones en la posición “REMOTO”. De esta manera el mando funcionará vía puerto de comunicaciones a través de cableado externo.

Esta operación se realiza a través de un bus de comunicación, que puede serespecificado de acuerdo a las necesidades del cliente; el estándar de fábrica es el Protocolo MODBUS RTU. y en el posicionador el conector es un bloque de tres terminales.

En una red Modbus RTU el bus de comunicación se compone de un maestro y varios esclavos, la red se puede implementar con un cable de un par trenzado apantallado calibre 18 AWG.

Figura. Partes de la válvula selectora multipuerto

TECNOLOGÍA Vx®
Debido a las limitaciones propias de los separadores de prueba convencionales Schlumberger y Framo Engineering AS desarrollaron la tecnología de pruebas de pozos multifásicos VenturiX (Vx) a través de la empresa conjunta 3-Phase Measurements AS. Este sistema de medidores de flujo multifásico es aplicable a instalaciones permanentes, pruebas móviles y optimización de operaciones de levantamiento artificial, está diseñada para cuantificar el caudal de flujo volumétrico de agua, petróleo y gas de un pozo productor a condiciones de línea en tiempo real. 

Componentes
Los componentes principales del medidor de flujo multifásico Vx son un medidor venturi provisto 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 petróleo, agua y gas.

Figura 6. Componentes del Vx.

• Sección venturi: Es una sección de tubería que posee una restricción de diámetro y es la que produce el diferencial de presión en la línea del medidor, en la garganta de la sección es donde se realiza la medición del fluido.

• Transmisor de presión diferencial: El transmisor de presión diferencial está provisto de un encapsulamiento y dos sellos remotos. Los sellos están conectados a un puerto de alta y baja presión en el venturi, usando tubos capilares flexibles. La medición de presión diferencial se da en la sección de diámetro reducido del venturi, lo cual produce una diferencia de presiones estáticas entre el lado aguas arriba y aguas abajo del dispositivo. El encapsulamiento del transmisor está acoplado al cuerpo del venturi. El computador de admisión de datos de flujo utiliza estos datos para calcular la velocidad del flujo.

• Transmisor de presión de línea: El transmisor de presión de línea mide la presión en la garganta del Venturi mediante un sensor conectado al proceso por capilares de impulsos, el transmisor está instalado en la sección de medición del cuerpo del venturi. La señal de salida es usada por el computador de adquisición de datos de flujo para corregir el modelo PVT para cambios de presión.

• Transmisor de temperatura: Esta situado en la “T” ciega. Este transmisor mide la temperatura a la entrada del medidor la señal de este transmisor es usa por el computador de adquisición de datos de flujo para corregir el modelo PVT por cambios de temperatura.

• Contenedor de la fuente: Está instalado en la garganta del venturi y tiene como finalidad reducir la radiación emitida por la fuente al exterior a niveles por debajo de los límites aceptables. Este posee una pequeña abertura que permite la salida del rayo de radiación dirigido hacia el receptor pasando por el flujo a ser medido.

• Fuente radioactiva: La fuente de rayos gamma está instalada en la garganta de la sección Venturi como se ve en la Fig. 37. y la que emite la señal al detector para cuantificar las ratas de flujo. La fuente radioactiva está montada en un cuerpo de acero inoxidable recubierto de plomo.

• “T” Acondicionadora de flujo: Es el elemento que se ubica aguas arriba de la sección venturi y es el que produce una mezcla más homogénea del fluido de producción antes de entrar a la medición.

Figura. T Acondicionadora. 

• Línea en U: Está línea une la sección venturi con la línea de salida y está elaborada en acero inoxidable. 

• Puerto python: Es el sitio por donde se introduce la muestra de crudo y agua para realizar la prueba in-situ del medidor, consta de una tapa tipo roscado de golpe que se la retira cada vez que se necesita realizar la prueba previo una limpieza interna de la sección venturi. 

• Computador de adquisición de datos de flujo: Prácticamente constituye el corazón del sistema de medición. Es la encargada de recolectar y procesar toda la información procedente de los instrumentos anteriormente descritos. 

Figura. Equipo de medición Vx completo.

Funcionamiento
El fluido que sale del pozo a través del cabezal llega a un choke en donde se realiza el ajuste de acuerdo a las necesidades de producción del pozo, luego de esto viene conectado el medidor; entonces, el fluido ingresa por la línea de entrada hacia la T ciega en donde el fluido tiene a formar una mezcla homogénea aguas arriba de la sección venturi, el fluido asciende hacia la garganta y se produce un cambio de velocidad y un diferencial de presión, y es aquí donde la fuente radioactiva emite los rayos gamma al detector. La atenuación que producen los rayos gamma al pasar por el fluido de producción es distinta de acuerdo a la fase que están atravesando, cada atenuación de petróleo, agua y gas produce dos niveles de energía (alto y bajo), con estos dos elementos se obtiene la cantidad de fluido producido de cada fase de fluido (gas, petróleo y agua).

Aquí no es necesario inyectar ningún químico ya que si un fluido presenta emulsión o espuma no le afecta en lo más mínimo en la medición. Una vez que fue medido el fluido pasa a la línea de salida y de acuerdo a que equipo se este utilizando sea Phase Tester o Phase Watcher se lo procede a quemar o se lo conecta a las facilidades de la planta procesadora respectivamente.

Tipos de Medidor
El medidor multifásico por su aplicación se lo divide en dos: Phase Tester y Phase Watcher. 

• Phase Tester 

El Phase Tester viene montado en un chasis como se muestra en la figura 8 para ser transportado de pozo a pozo en pruebas de producción, y de esta forma se ahorra espacio en zonas que no se tiene mucho lugar como para instalar una estación o facilidades de producción. El Phase Tester tiene diferentes tamaños de venturi y este tamaño depende del volumen que va a pasar por el medidor. 

Sus diámetros son: 

• 29 mm para volúmenes de 1.000 a 8.000 BPD 
• 52 mm para volúmenes de 5.000 a 13.000 BPD 
• 87 mm para volúmenes de 10.000 a 80.000 BPD 

Figura. Phase tester.

• Phase Watcher 

El Phase Watcher es en si el medidor multifásico que se coloca de una manera permanente en la estación de producción reemplazando al separador de prueba.

Figura. Phase whacter.

RED EYE® (REMMS). El sistema de medición multifásico Red Eye (REMMS) combina la tecnología de separación parcial con la medición convencional de líquido y gas con el objeto de brindar una solución completa de medición multifásica. Un controlador avanzado controla la operación del sistema, interpreta y registra datos y establece comunicaciones con servidores externos. La unidad REEMS puede utilizarse para ensayos de pozos automatizados en un múltiple o en un pozo individual.

Los componentes principales de estos sistemas de medición multifásicos son un separador ciclónico cilíndrico de gas-líquido (GLCC), instrumentos de medición de flujo y válvulas de control de nivel. El principio de operación se basa en la separación a granel por inducción de las fases líquida y gaseosa mediante la creación de un patrón de flujo ciclónico. Una vez separadas, las corrientes individuales se miden con medidores convencionales de líquido y gas, lo que proporciona a la unidad una ventaja distintiva en comparación con los medidores más complejos que no separan fases. Las fases separadas son recombinadas posteriormente o transportadas en líneas de flujo separadas. Si bien este concepto y sus ventajas son conocidos desde hace algunos años, los avances recientes de esta tecnología han colocado a los separadores GLCC en la primera línea de la medición multifásica de la industria del petróleo y gas.

Los sistemas de ensayo de pozos REMMS de Weatherford están diseñados conforme al código de tuberías ANSI B31.3. Esta característica brinda una gran flexibilidad para el diseño y la construcción de sistemas que soporten cualquier presión de proceso o cabeza de pozo y temperaturas de hasta 450°F (232°C). Además, elimina la necesidad de instalar una válvula de alivio de presión en el sistema. Dependiendo de los requisitos del cliente, los sistemas de ensayo de pozos de producción pueden diseñarse conforme a las especificaciones del código de recipientes de ASME, Sección VIII, División 1.

Características 

• No utiliza fuentes nucleares 
• Instrumentación convencional 
• Diseño compacto 
• Datos en tiempo real para optimización del pozo 
• Rango operativo de 0 a +95% GVF 
• Alta precisión 
• ±2% de medición de gas volumétrico* 
• ±2% medición de líquido volumétrico* 
• ±2% corte de agua en rango de medición total* 

Ventajas Principales 

• Datos en tiempo real para el monitoreo en modo continuo. 

Los medidores de flujo y el GLCC operan en modo continuo, en lugar que en modo por lotes, lo que permite que el operador tenga acceso a información de la producción en tiempo real. Los datos en tiempo real ayudan a maximizar la producción y crean la capacidad de optimizar las velocidades de inyección de agua, vapor, CO2 o gas natural.

• Diseño compacto. 

La unidad REMMS ocupa poco espacio y es liviana, lo que la hace ideal para el uso en sistemas portátiles, plataformas costa afuera, unidades móviles de producción costa afuera (MOPUs), embarcaciones flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) o en cualquier sitio donde existan restricciones de espacio o peso. Pesa aproximadamente 1/8 parte del peso en orden de marcha de un separador vertical y 1/64 parte del peso en orden de marcha de un separador horizontal.

• Optimización de pozos. 

Gracias a su bajo costo y diseño simple, el sistema de ensayo de pozos puede utilizarse con la mejor relación costo-beneficio para realizar el monitoreo en tiempo real de pozos individuales o una corriente de producción. 

• Bajo costo operativo. 
• Autolimpiante. 
• Controles convencionales y estándares. 
• Puede ser completamente automatizada. 
• Capacidad de manejo de slugs. 

El separador ciclónico posee la capacidad de procesar aproximadamente cuatro veces más el flujo de líquido instantáneo normal máximo.

• Rango de regulación alto. 

El sistema de ensayo de pozos puede diseñarse para rangos de regulación altos de 100:1.

• No se ve afectado por el movimiento del buque o plataforma. 

Método de Separación
El sistema de ensayo de pozos REMMS de Weatherford puede diseñarse para procesar cualquier condición de flujo trifásico. El flujo trifásico ingresa en el GLCC por una entrada tangencial angosta. Esto hace que el líquido y el gas pasen rápidamente por la entrada y el eje vertical del GLCC, creando un vórtice.

Este vórtice hace que el gas se separe del líquido y, debido a la gran diferencia de densidad entre las fases gaseosa y líquida, el gas asciende rápidamente a la parte superior del GLCC y el líquido desciende a la parte inferior.

Figura. Red Eye

Medición de Flujo 

Las velocidades de flujo de petróleo y agua se miden con un medidor de flujo líquido y el medidor de corte de agua Red Eye 2G. Para medir la velocidad del gas, se utiliza un medidor de flujo de gas y después las dos fases pueden recombinarse o transportarse en líneas de flujo separadas. El nivel en el interior del GLCC se monitorea utilizando un transmisor de presión diferencial. También se instalan transmisores de temperatura y presión en el separador para medir las condiciones de temperatura y presión del proceso. Se utilizan válvulas de control de líquido y gas para mantener un nivel óptimo de separación en el interior del GLCC. Las señales de todos estos instrumentos se envían a la unidad terminal remota (RTU) del sistema REMMS que controla los procesos de separación y medición y muestra los resultados de ensayo de pozo. 

El efecto ciclónico del GLCC posee cierta capacidad de amortiguamiento y, cuando se combina con válvulas de control en los conductos de líquido y gas, produce un sistema de separación eficiente con un rango operativo sumamente amplio. El resultado es un sistema de ingeniería que puede procesar el rango completo de regímenes de flujo del estado estable al flujo con slugs. 

RTU de REMMS 

Soporta todos los modos de prueba de producción 

• Semiautomático 
• Automático 
• Manual 
• Pantalla gráfica local de datos del proceso y velocidades de flujo 
• Entorno operativo Clase 1, División 2 
• Se integra con la mayoría de los sistemas en servidores 

Medidor de Corte de Agua Red Eye 2G 

• Tecnología óptima de última generación 
• Precisión excelente de rango completo 
• Calibración simple 
• Funciona con todo tipo de petróleo/condensado 
• Ignora la salinidad y el gas disuelto 
• No es sensible al gas arrastrado 
• Fácil instalación y mantenimiento 

Aplicaciones típicas 

Ensayos de Producción 

La unidad REMMS reemplaza los separadores de ensayo de dos y tres fases por un sistema automatizado que incorpora una mayor capacidad y eficiencia en cuanto al peso y espacio ocupado. Gracias al tiempo de residencia breve en el separador REMMS, puede reducirse el tiempo de ensayo del pozo, lo que permite que el operador tenga los últimos datos de desempeño del pozo. Con medidores simples pueden obtenerse rangos de regulación desde 40:1 y de hasta de 100:1 con medidores múltiples. 

Monitoreo de Pozos Individuales 

Los sistemas de ensayos de pozos continuos de Weatherford también pueden emplearse para monitorear pozos individuales. Los datos obtenidos pueden utilizarse para optimizar las velocidades de inyección de vapor, agua, bombeo neumático o cualquier sistema de bombeo artificial. Más importante aún, los datos continuos pueden emplearse para optimizar el rendimiento de todo el yacimiento, maximizando el rendimiento de la inversión de la empresa. Cuando se instala la unidad REMMS en cada cabeza de pozo, el operador cuenta con datos de producción en tiempo real, los cuales pueden utilizarse para confeccionar informes de producción, asignación y pago de regalías del petróleo más precisos. La puesta en red de los pozos ofrece un ahorro tremendo de costos de tuberías e instrumentación. 

Requisitos Específicos del Cliente 

Las unidades de Weatherford están diseñadas conformes a las especificaciones del cliente. Pueden diseñarse para satisfacer los requisitos del cliente en términos de tamaño, opciones de medición, precisión, redundancia e integración con otros equipos existentes, tales como válvulas de estrangulamiento o MPSVs. El diseño mecánico de la unidad REMMS puede modificarse en caso de haber restricciones de espacio y el software operativo puede adaptarse para agregar entradas de instrumentos adicionales que pueden requerirse para brindar una solución de ensayo de pozo exitosa para una aplicación particular. 

Especificaciones de Diseño 

Por favor comuníquese con un representante de Weatherford para revisar sus requisitos particulares y completar una hoja de datos de aplicación.

ROXAR MULTIPHASE METER 2600 

Con 25 años de innovación y como el fundador de la medición multifásica, Roxar está llevando su tecnología a un nuevo nivel con el lanzamiento del medidor de 3ª generación: MPFM 2600, basada en la tecnología ZectorTM.

Figura. Roxar multiphase meter 2600

Características 

• Diseño ligero, simple, reducción de peso del 80% y mitad de la longitud en comparación con la generación anterior. Peso: 110 kg. Longitud: 650 mm 
• Tecnología ZectorTM: la señal avanzada procesamiento, nueva electrónica de campo e innovador geometría del electrodo 
• Venturi reemplazable que permite una vida útil y rango de operación prolongados. Con cuatro cámaras con tapones y anillos de presión, que mejoran la precisión y la estabilidad, disminuyendo incertidumbres. 
• Compacto, solución de medición integrada de presión, presión diferencial y temperatura. transmisor multivariable. Permite mediciones de alta sensibilidad, precisión, DP, P y T. Combina las mejores características de control remoto, soluciones de sellado y tubos de impulso abierta. Limita la posibilidad de obstrucción. 
• Versión no radiactiva que cubre la mayor parte de las condiciones de operación. 
• Sistema de densidad gamma compacto para aplicaciones especiales y alta GVF (gas volumen fracción, fracción de volumen de gas). La versión básica es no-gamma adecuado para instalaciones <95% GVF. Se aplica cuando el uso de fuentes de nucleónicos están prohibidas por leyes o políticas empresariales. Para aplicaciones con muy alta GVF (> 95%), se recomienda la versión gamma. El sistema de gamma puede ser fácilmente modernizado, siempre y cuando las condiciones de flujo así lo exijan. 

Tecnología 

La tecnología ZectorTM Clase 2600®no radiactivo, proporciona una caracterización precisa y en tiempo real de los patrones de flujo. El procesamiento de señales basado en electrodos geométricos proporciona información nunca antes disponible, incluyendo múltiples datos de velocidad de flujo y mediciones cerca de la pared. La tecnología comprende un nuevo y compacto sensor geométrico que permite mediciones en sectores individuales, además de la medición del área de la sección transversal completa. Roxar está introduciendo la nueva clase de medidores multifásicos compactos para los operadores que buscan optimización de la producción, control de flujo y la mejora de pruebas de pozos. Su reducido tamaño permitirá a los operadores instalarlo en pozos individualmente y en lugares de difícil acceso. 

Los componentes clave de la tecnología de Zector Roxar: 

1.- Geometría del electrodo DP26 que dispone: 

• Múltiples velocidades de flujo. 
• Medidas cerca de la pared. 
• Mide un gran número de diferentes combinaciones. 
• Permite una medición de la fracción mucho más detallada. 
• Los electrodos "close-to-wall" mejoran la precisión de la medición, amplían el rango de trabajo, y ofrecen múltiples mediciones de velocidad. 

2.- Nueva electrónica de impedancia (es la oposición que existe, a la corriente alterna, por un circuito compuesto de resistencias, condensadores y bobinas.). 

• Reemplaza la capacitancia y la electrónica inductivas, y utiliza el mismo conjunto de electrodos. 
• Mide ambos componentes al mismo tiempo. 
• Funciona a la perfección en flujo continuo de petróleo y de agua. 
• Analog DevicesBlackfin®, desarrollado especialmente para procesar imágenes en tiempo real y la aplicación de medios de transmisión. 

3.- Procesamiento de señales basado en vóxel(4D píxeles). 

• Un voxel es un elemento de volumen, que representa un valor en un espacio tridimensional. Esto es análogo a un píxel, que representa los datos de imagen 2D. 
• El procesamiento de señales basado en Voxel permite mediciones en sectores individuales, además de la medida del área de la sección transversal completa tradicional. 

4.- La nueva tecnología funciona a la perfección tanto en flujo continuo de petróleo y como en agua que se traduce en la rápida detección de los cambios de régimen.

Figura. Electrodos DP26 y Voxel 4D

Las especificaciones a continuación son para una solución a costo óptimo que reunirá la mayoría de los requisitos del operador. Sin embargo, Roxar puede proporcionar soluciones a medida para adaptarse a cualquier aplicación y especificaciones necesarias.

Condiciones operacionales
Rango de funcionamiento: 

• El agua de 0-100% en relación líquido (AMLT). 
• Fracción de volumen de gas 0-100% (GVF). 

Tamaños Medidor: 

• 2 "- 6". 

Instalación: 

• Vertical fluya hacia arriba. 
• Incertidumbre típica (95% de confianza int.): 
• Tasa de líquido: + / -3% en relación. 
• El corte de agua: + / -2% absoluto. 
• Porcentaje de gas: + / -5% en relación. 

Presión de diseño: 

• 3750 psi (258 bares). 

Temperatura de funcionamiento: 

• Hasta 150 ° C (302 ° F).

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE MEDIDORES MULTIFÁSICOS. Ventajas 

• El empleo de medidores multifásicos permite realizar pruebas de pozos de manera rápida y eficiente. 
• Los medidores multifásicos permiten una reducción de costos para desarrollo de campos. 
• La tecnología empleada por el medidor multifásico permite una detección rápida del agua en la producción, facilitando la toma de dediciones para una mejora de la producción. 
• Con el uso de medidores multifásicos, se mejora los niveles de seguridad en el campo por su forma compacta y ligera en comparación a los equipos de separación. 
• Permite un manejo de la información en tiempo real y un control remoto de la unidad, con las ventajas económicas que esto involucra. 
• El medidor multifásico no posee partes móviles lo que representa un mantenimiento bajo. 
• Permite un análisis rápido de la información, determinado la tendencia en el desempeño de un pozo y facilitando la toma de decisiones de forma oportuna y rápida. 

Desventajas 

• El medidor multifásico es sensible a cambios en las condiciones del fluido que lo atraviesa. 
• El costo inicial para la implementación de este medidor es mucho mayor que el de un separador de pruebas. 
• Su mantenimiento demanda personal muy capacitado. 

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, NO OLVIDEN COMENTAR. GRACIAS!