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Mediciones multifásicas en pozos productores

consecuencias de no identificar los patrones de flujo en tuberías al efectuar mediciones multifásicas en pozos productores de hidrocarburos.

Las consecuencias de no identificar los patrones de flujo en tuberías al efectuar mediciones multifásicas en pozos productores de hidrocarburos.

Uno de los retos que enfrenta Pemex, es garantizar la producción exacta de hidrocarburos para cubrir la demanda de sus clientes. Lo anterior obliga a Pemex, a desarrollar estrategias que mejoren la explotación y faciliten los procesos de medición en campos petroleros e instalaciones de PEP en términos de rentabilidad y eficiencia.

Para cubrir estas demandas, Pemex mantiene, incrementa y optimiza sus procesos de medición e instalaciones de producción. Implementa estrategias de medición de hidrocarburos en todas sus versiones y en todas las Regiones de Pemex, minimizando costos y optimizando procesos.

Este trabajo presenta las consideraciones necesarias para poder llevar a cabo una correcta medición con medidores de flujo multifásicos; particularmente medidores multifásicos empleados a boca de pozo con frecuencia en la Región Sur de Pemex en el país.

Asimismo, ofrece la importancia que tiene el conocer las propiedades de los fluidos y determinar los patrones de flujo en la tubería donde se instalará el medidor; el cual transporta la mezcla de hidrocarburos, con la finalidad de disminuir la incertidumbre al efectuar la medición.

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Del mismo modo es importante conocer los patrones de flujo previo a la realización de una medición multifásica; ya que ello, conlleva a estimar las condiciones del pozo que se va a medir y a obtener resultados confiables.

Adicionalmente, este artículo, menciona las consideraciones, parámetros y variables que se deben conocer previo a la ejecución de una medición multifásica. Muestra los resultados obtenidos en campo al realizar mediciones multifásicas en pozos productores de aceite negro, volátil y gas condesado.

Así como en pozos que operan en distintas condiciones, ya sea fluyente natural o con diferentes sistemas artificiales de producción; dando a conocer los resultados de las mediciones que mostraron mejor comportamiento, eficiencia, confiabilidad y funcionalidad del sistema de producción.

Durante el estudio se analizaron 6 pozos (3 fluyentes y 3 SAP) con diferentes tipos de fluido (aceite negro, volátil y condensado); con rangos de RGA de 170 a 2500 m3/m3 y cortes de agua de 5 a 85%.

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La mayor desviación de resultados de medición multifásica vs la convencional; se encontró en pozos que operan con patrones de flujo vertical bache y transición y con patrón de flujo horizontal tipo intermitente. Asimismo, la menor desviación de resultados de medición multifásica vs la convencional; se encontró en pozos que operan con patrones de flujo vertical tipo burbuja y con patrón de flujo horizontal tipo segregado.

Asimismo, en lo que refiere a los pozos que operan con sistema artificial, los mejores resultados se observaron en pozos que operan con bombas subsuperficiales; es decir, en pozos que operan con Bombeo Hidráulico y Bombeo Electrocentrífugo.

Esto es porque la bomba subsuperficial adiciona energía a los fluidos producidos por el pozo; lo que ocasiona que las velocidades superficiales de cada una de las fases fluyan de forma uniforme; con ello se obtuvo un patrón de flujo en la tubería vertical del tipo burbuja y segregado en la tubería horizontal; lo cual arrojó resultados confiables al efectuar la medición con equipo multifásico.

El trabajo fue presentado por M. en I. Horacio Andrés Ortega Benavides en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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