Medidor Multifasico TopFlow Rev1

Innovative Technologies, Creative Solutions

Tecnologia de Medicion Multifasica

Gerenciamiento de

Produccion y Reservorios


Tecnologia de Medicion Multifasica

Medidor TOPFLOW

Flowsys patented


Breve historia de Flowsys

• Fundada en Marzo de 1999

• Oficinas establecidas en Bergen, Noruega y Houston, Texas

• Extensa y comprobada experiencia en Medicion multifasica de sus fundadores

• Dedicada al desarrollo de medidores de superficie, submarinos y fondo de pozos

• Luego de extensas pruebas, comienza su mercadeo en 2001/2002

• Trabaja a traves de alianzas a nivel mundial


Alianzas corporativas de largo plazo

Pietro Fiorentini SpA

– Fabricacion y distribucion del TOPFLOW

– Oriente Medio y FSU

FMC Measurement Technologies Inc.

– Fabricacion y distribucion del TOPFLOW

– Resto del Mundo

– SUBFLOW – aplicacion submarina- todo el Mundo

Desarrollo

Fabricacion

Distribucion

Halliburton

– Medicion multifasica movil terrestre (FastQ)


Por que un medidor multifasico ?

•Monitoreo Continuo de los flujos de todos los

pozos

•No hay necesidad de separar crudo, agua y gas

antes de medir los flujos

•Respuesta inmediata a los cambios de flujo (e.g.

gas or water breakthrough). Alta velocidad de

respuesta en variables electricas

•Optimizacion en las operaciones de gas lift

•Permite disponer de los separadores existentes

para otras tareas

•Reduce drasticamente los costos de operacion y

mantenimiento


Por que un medidor multifasico II

• En forma portable permite testear pozos remotos sin separadores

de ningun tipo

• Muy apropiado para medicion en plataformas:

- requerimientos minimos de espacio y poco peso ( 150 kgs

aprox)

- no hay necesidad de lineas de test (incrementa la eficiencia del

test del pozo)

- reduce costos de mantenimiento y operacion

• No hay necesidad de usar quimicos para acelerar la separacion de

fluidos antes de medir


Cual es el desafio?Medir flujo instantaneo , que a diferencia de un fluido de simple fase, de comportamiento newtoniano se presenta multifasico:

•Regimenes de flujo sumamente complejos

•burbujas, revuelto, tapones, anulares, y combinaciones de ellos

•Tres “incognitas”

•Crudo , agua y gas deben ser medidos al mismo tiempo


TopFlow Multiphase Meter


Criterio de desarrollo del producto

• Bajo costo de fabricacion permitiendo ofrecer un precio atractivo para el usario

• Tecnologia NO radiactiva

• Aplicacion de tecnologia probada y confiable combinada de un modo innovador

• Exactitud igual o superior a los medidores existentes


Desventajas de las fuentes radiactivas• Riesgos ambientales que las politicas

empresariales buscan evitar

• El usuario debe hacer un riguroso seguimiento de la fuente

• Incrementa los costos de transporte: dos embarques en vuelos separados sin pasajeros

• El operador necesita permisos especiales

• El operador debe entrenar a personal calificado

• Sweep tests at regular intervals

• Tiempo de respuesta muy lento comparado con mediciones de variables electricas (15:1)


Solucion – Venturi de garganta extendida

• Presion diferencial medida en el Venturi

• Capacitancia medida desde los electrodos insertos en la garganta del Venturi (para flujos crudo continuo solamente).

• Conductancia medida desde los electrodos insertos en la garganta del Venturi (para flujos agua continua sol.).

• Correlacion cruzada demediciones de Capacitancia o Conductancia para la determinacion de velocidad


Corte interior

PEEK Insulators High Pressure feed-

throughs

Capacitance Electrodes

Diff. Pressure


Principio de operacion

Capacitancia /Conductancia

Venturi (dp)

Corte de agua

Fraccion de gas

Correlacion-X ( velocidades de mezcla de Liquidos de burbujas de gas )

flujo de crudo

flujo de agua

flujo de gas

Modelo de

fracciones

Modelo de flujos


Set de ecuaciones

Fracciones

1. Cap/CondCap/Cond = ƒ(Gas Frac , Oil Frac , Water Frac , εoil/σwater )

2. DensityDensity = ƒ(Gas Frac, Oil Frac, Water Frac, DensGas, DensOil, DensWater)

3. Gas Frac + Oil Frac + Water Frac = 100%

Flujos

1. Oil Flow = Area • Liquid velocityLiquid velocity • Oil Frac

2. Water Flow = Area • Liquid velocityLiquid velocity • Water Frac

3. Gas Flow = Area • Gas velocityGas velocity • Gas Frac


Se define como gotas de agua en un flujo mayoritariamente crudo (corte de agua <70%)

El flujo “Crudo continuo” es electricamente aislante

Gotas de aguaGotas de agua

Fase crudoFase crudo

Fase GasFase Gas

Flujo Crudo Continuo


Medicion de Capacitancia

Capacitancia

mimi

xx

distanciaArea

LongitudArea

Cap mix0

mixmix : Constante dielectrica de la mezcla

00 : constante

dielectrica del vacio


Constante dielectrica : Permitividad

Importante diferencia entre Importante diferencia entre el agua e hidrocarburosel agua e hidrocarburos

Unit:Unit:

: : ( F/m )( F/m )

100%GVFGVFGVFGVF

mixmixmixmix

gas=1,0

agua

70-81

oil 2,2

Transicion crudo/agua continua(50 - 70% corte de agua)

0% corte de agua


Se define como gotas de crudo en un flujo mayoritariamente agua ( corte de agua > 70%)

El flujo “ agua continua” es electricamente conductor

Gotas de crudoGotas de crudo

Fase aguaFase agua

Fase gasFase gasFase gasFase gas

Flujo Agua continua


Medicion de Conductancia

mixmix

Resistancia

distanciaArea mix mix : conductividad de la

mezcla

AreaResLongitud

)(mix


Conductividad

100%

Fraccion de Fraccion de aguaaguaFraccion de Fraccion de aguaagua

mixmixmixmix

agua

Unit:Unit:

: : ( S/m )( S/m )

La Conductividad no “ve” la diferencia entre crudo y agua.

Hay una relacion fija entre conductividad de la mezcla y la fraccion de agua


Densidad

Flujo masico = Densidad ∙ flujo volumetrico

Densidad = flujo masico / flujoVolumetrico


Medicion de Flujo Masico (kg/h, tons/dia)

Ejemplos tipicos• Venturi • Correolis meters

Flujo Masico = Funcion del dP en la garganta del Venturi


Flujo Volumetrico (m3/h, BPD)

Ejemplos tipicos• Turbinas• Medidores de desplazamiento positivo• Vortex • Medidores de velocidad (Ultrasonicos,

correlacion cruzada) :

flujo volumetrico = Area * Velocidad


Densidad

Flujo masico = Densidad ∙ flujo volumetrico

Densidad = flujo masico / flujoVolumetrico

El flujo masico es medicion directa del Venturi

El flujo volumetrico lo calculo a partir de la velocidad del fluido


Corte interior

PEEK Insulators

High Pressure feed-throughs

Capacitance Electrodes

Diff. Pressure


Senales de flujo Capacitancia/Conductancia

Upstream electrode

Downstream electrode

tiempo (4 segundos)

La salida varia segun la condicion del regimen de flujo


Velocidad

dd

Upstream electrodeDownstream electrode

Calculo de Velocidad

d

Velocidad

TimeTime

corrimiento de tiempo entre senales


Manejo de ”Slips” de velocidades

Tiempo

1/C

ap

acit

an

ce

Upstream electrode

Downstream electrodeLow GFVLow GFV

High GVF

• El desfasaje debe ser medido – no estimado !• Velocidades no pueden ser consideradas constantes!


el Venturi se redefine como un medidor de densidad

dPdPdPdP

VelocityVelocityVelocityVelocity

2VelocitydP

Kmix


Densidad

Importante diferencia entre liquidos y gases

100%GVFGVFGVFGVF

mixmix

gas

agua

crudo

100% corte de agua

0% corte de agua

Unit:Unit:

: : (kg/m(kg/m33 ) )


El proceso de calculo en cuatro pasos

1. Flujo Volumetrico = A ∙ Velocity (X-Corr)

2. Flujo Masico = f (dP, Dens) (Venturi)

3. Densidad = Flujo Masico/ Flujo Volumetrico

4. Se determina Gas% and Corte de agua basado en Densidad y Permitividad /Conductividad


Descripcion del sistema

DP

Capacitive/Conductive

Sensor-electronics

TP

Computer Interface Enclosure Industrial Computer

Ex-barriers

"FlowSysComputerInterfaceBoard"

24V Power Supp;y

Digital dataacquisition board

Analogt data acquisition board

DataCalculation

Data Presentation

Area clasificada Area

Segura


Unidad de procesamiento de datos


Rango de operaciones

El medidor TopFlow puede operar dentro del rango de valores limites de acuerdo al siguiente criterio

– Limite maximo

El transmisor de presion diferencial no debe saturarse, normalmente el limite es fijado en 1000mBar

La velocidad en la linea no debe exceder los 25m/s

– Limite minimo

La presion diferencial minima no debe ser menor a 30mBar

La velocidad superficial de liquido (flujo liquido /Area) debe ser mayor a 0.6 m/s

0,6 m/sec corresponde a 10m3/h en un linea de 3” pipe.

– Maximo GVF

95%


Rango de operacion continuacion

– Rango de temperatura

Para la electronica de los sensores (temperatura ambiente : -20degC - 60degC)

Temperatura de fluido: 0degC - 204degC.

– Rango de presion

max 690 bar


Rango de Operacion

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

0 5 10 15 20 25

Actual Gas Flow Rate / Pipe area [ m/s ]

Liqu

id F

low

Rat

e / P

ipe

area

[ m

/s ]

Max limit

Min limit

DP Min limit

VLS = 0,6 m/s

GVF = 97 %

Operational RangeTopFlow Multiphase Meter


Tabla de incertidumbre en la Medicion

GVF Range (%) 0-25 25-60 60-70 70-85 85-93 93-97

Liquid Flow Rate 5% 7% 10% 15%

Gas Flow Rate - 10%

Water-Cut 2% 3% 5%


Requerimientos de Instalacion

• Es importante seguir con atencion todas las recomendaciones de instalacion.

• El exito de la medicion depende en gran medida de estos procedimientos

• Ejemplos de instalaciones correctamente realizadas:


Requerimientos de Instalacion????

3” Meter


Requerimientos de Instalacion

• El flujo debe ser en sentido vertical ascendente

• No necesita mezcladores o “T” ciegas a la entrada

• No requiere tramos rectos especiales ni aguas arriba ni aguas abajo


Instalaciones/tests en Campo

• Trecate, Agip, Italy (Feb 2001)

• Rabi, Gabon, Shell (May 2001)

• Petronas, Malaysia (Mar 2002)

• Halliburton, Algeria (Mar 2002)

• Val d’Agri, Agip, Italy (May 2002)

• Petrobras, Brazil (Oct 2002)


Continuacion

• Caltex, Duri, Indonesia (Nov 2002)

• Caltex, Bekasap, Indonesia (March 2003)

• TFE, Indonesia (Feb 2003)

• Halliburton, Russia (2003)

• Aramco, Saudi-Arabia (2003)

• Trecate, Italy (May 2003)

• Conoco-Philips, Canada (Sep 2003)


Gabon - Shell - May 2001


Daqing, China - Shell - Sep 2001


TopFlow Multiphase meterAGIP, Trecate, Italy February 2001


Aplicaciones

• Reemplazo de separador de test

• Medicion de produccion total de bateria

• Separador de test en plataformas

• Control de gas lift

• Test de pozos remotos

• Servicios de unidades moviles


Halliburton skid portante


Bekasap, Caltex Indonesia – March 2003


Comparacion de tiempos de ejecucion Segun las principales companias de

Servicios

Movil = 36 Horas

0Multifasico = 4 Horas

estacionario = 20 Horas


Separador de test

•Intervalo aprox. entre tests. 10-30 dias

•No es muy preciso para pozos remotos

•Flujos desde los pozos pueden variar cuando se los deriva a los separadores (resultando una medicion no representativa del flujo real).

Medicion multifasica convencional


Aplicaciones de medicion multifasica1ra generacion de

medicion multifasica

•Reemplazando el separador de test

•Intervalo aprox de tests. 1-7 dias

•Minimo requerimiento de espacio y poco peso


• Mounted onto each well

• Enables non-radioactive, real-time monitoring of each individual well

Topside application

Aplicacion del medidor TopFlow en el Mercado

TopFlow


Optimizacion de Gas lift

Gas Lift

Liquido producido

Cantidad optima de gas lift


Optimizacion en Gas lift

pozo

Medidor multifasico PCDA

Calculo del nuevo valor de gas lift a

inyectar

Ajuste del gas lift

inyectado

Mediante la medicion continua multifasica, es posible determinar eficientemente el valor optimo de gas lift a inyectar


User Interface Software


Datos a ingresar

• Densidad del crudo

• Densidad del agua

• Densidad del gas

• Permitividad del crudo

• Conductividad del agua


Datos PVT

• factor de encogimiento del crudo

• Compresibilidad del gas

• GOR


Datos de Proceso

Es importante recibir del usuario los datos de proceso para dimensionar/cotizar un medidor

– Flujos estimados

Valores esperados de flujos es necesario para estimar el tamaño correcto del medidor

No es recomendable dar promedios, si mas de un pozo sera medido por el mismo medidor, se necesitan datos individuales

– Condiciones de presion y temperatura

Particularmente importante es la presion de operacion, ya que afecta mucho las condiciones

de flujo del gas


Mantenimiento

– Transmisores de campo

Procedimientos standard de mantenimiento

– electronica de los sensores

No se esperan corrimientos importantes

Se recomienda un chequeo estatico cada año hasta verificar la estabilidad operativa del equipo.


Mantenimiento

– Electronica del Sensor, chequeo estatico

Gas/Aire: Permitividad = 1,0

Valores entre 0,98 y 1,02 son aceptables

Crudo : Permitividad deberia ser mayor que 2,2 dependiendo del tipo de crudo

Valores entre 2,0 y 2,4 son vistos

Chequear que el valor de observado sea dentro del 0,05 de la permitividad medida previamente (durante la puesta en marcha)

Conductividad del agua

Chequee que el medidor pase al modo de medicion fase agua continua y que la conductividad en esa condicion este dentro del 10% de la conductividad del agua con su respectiva salinidad.

Generalmente cuando se realiza un chequeo estatico es importante que el medidor este completamente lleno de alguna fase pura de los fluidos de la mezcla, crudo , agua o gas; el mismo debera permanecer al menos media hora para asegurarse la estabilidad de temperatura


TopFlow Multiphase Meter

•Precio muy atractivo•Solucion No-radiactiva•Diseño Compacto•Bajo peso

•Diseño: On-line unico, apto para futuras mejoras y ampliacion de aplicaciones•Alta exactitud y confiabilidad•Medicion en tiempo real•Requerimientos de matenimiento minimos


FMC Multiphase Measurement

Technology

Preguntas??

Muchas Gracias

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