Project1:Layout 1

El separador de próxima generación:
Un cambio de reglas
Paul Sims
Clamart, Francia
Tradicionalmente, los operadores se vieron obligados a esperar hasta que todos los
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Otoño de 2010: 22, no. 3.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Francis Allouche, Clamart, Francia; y a David
Harrison y Richard Byrd, Sugar Land, Texas, EUA.
CleanPhase y SmartWeir son marcas de Schlumberger.
antes de hacer circular el flujo hacia el separador para su manipulación y medición.
fluidos de perforación y terminación fluyeran desde un yacimiento recién perforado
El resultado fue la generación de largas demoras para la obtención de información
sobre la tasa de flujo y las características del fluido. Los cambios introducidos
recientemente en los componentes básicos del diseño de los separadores están
eliminando estas demoras, a la vez que proporcionan a los operadores resultados
más precisos.
Las pruebas de pozos se realizan en un intento por
cuantificar las potenciales tasas de flujo de petróleo, agua y gas de un yacimiento. Estas pruebas
pueden efectuarse en cualquier punto del ciclo
de vida de un campo: durante las fases de exploración y evaluación, desarrollo o producción. La
información recogida de las pruebas de pozos y
de otras mediciones es esencial para la caracterización precisa de los yacimientos y el diseño
de estrategias destinadas a optimizar los nuevos
desarrollos o mejorar el desempeño de los pozos
y de los campos petroleros.1
Hasta hace poco, la tasa de flujo y las características de los fluidos no podían cuantificarse
mediante mediciones de los separadores hasta
después de la limpieza del pozo; el período en el
cual los detritos y los fluidos no hidrocarburíferos, introducidos en el pozo y en la formación por
la actividad de perforación o las operaciones de
disparos, se eliminan de la formación. La razón
de esta demora es que los separadores convencionales no están diseñados para procesar los grandes volúmenes de agua y sólidos que componen la
mayor parte del efluente de limpieza.
El proceso de limpieza, en el que los fluidos
que no son fluidos de yacimiento se desvían del
separador a través de un colector múltiple de
derivación y hasta un tanque compensador de
baja presión, puede durar varias horas o días.
Luego, una vez que el operador determina que el
pozo sólo está produciendo fluidos de yacimiento,
el flujo del colector múltiple es desviado manualmente hacia el separador y los operadores pueden comenzar a obtener mediciones de flujo.
52
Si bien resultó útil para la industria durante
muchos años, este proceso presenta ciertas deficiencias. Por ejemplo, una vez que los ingenieros
determinan que el pozo ha eliminado el lodo de
perforación y los detritos, redirigen los fluidos
desde la línea de derivación hasta la entrada del
separador que desestabiliza el flujo. Esta perturbación induce una demora porque el flujo debe
reestabilizarse para poder obtener mediciones
útiles. Por otro lado, dado que el efluente del
pozo se hace fluir hacia el interior de un tanque
de baja presión durante la limpieza, el técnico
debe controlar la tasa de flujo y las presiones
existentes en la superficie mediante un estrangulador ajustable. Esta tasa subóptima hace que sea
más largo el tiempo requerido para llevar los fluidos a la superficie y limpiar el pozo.
Es necesario el conocimiento de la historia de
producción a lo largo de todo el período de la
prueba, incluida la limpieza, para efectuar la interpretación moderna de la prueba de pozo. El hecho
de contar con una historia de producción detallada ayuda a aplicar el concepto de deconvolución
en la interpretación de las pruebas y permite que
los analistas visualicen el yacimiento a más profundidad.2 Los resultados de las pruebas son
menos certeros cuando no se dispone de datos de
tasas de flujo e información sobre los volúmenes
producidos, como consecuencia de haber eludido
el separador durante el período de limpieza. Por
otro lado, es importante para los ingenieros monitorear el desarrollo del período de limpieza, lo que
no puede hacerse con precisión si los datos no son
adquiridos y registrados correctamente.
Una larga tradición de servicio
En los separadores convencionales, el fluido fluye
hacia uno de los extremos de un recipiente cilíndrico en el que golpea una placa deflectora de
acero. La combinación de volumen expandido y
velocidad reducida permite que la fuerza de gravedad inicie el proceso de separación natural de
los fluidos de yacimiento —agua, petróleo y
gas— de densidad variable.3 La eficiencia de esta
metodología depende del tiempo, de modo que la
clave para la separación óptima de fases es el
tiempo de retención. Cuanto más tiempo pueden
mantenerse los fluidos en el recipiente, más completa será la separación.
Para mantener los fluidos un tiempo suficiente en los recipientes tradicionales, existen
placas vertedero que generan secciones independientes en el fondo del separador. En la primera
sección después de la entrada, el petróleo y el
agua se acumulan en el fondo del recipiente; el
petróleo sube hacia la parte superior y fluye hacia
una segunda sección por encima de la placa vertedero, mientras que el agua más pesada queda en
el fondo del recipiente en la primera sección.
Dado que los fluidos pueden permanecer más
tiempo en el separador, el gas escapa hacia el
espacio vacío que existe por encima de los líquidos y es liberado a través de un extractor de vapores, en la parte superior del recipiente. El ascenso
de los niveles de petróleo y agua levanta los flotadores que, al alcanzar un valor predeterminado,
disparan las válvulas de accionamiento neumático situadas en el fondo del recipiente. Esto permite que el petróleo y el agua drenen hacia las
Oilfield Review
líneas separadas, provistas de medidores, a
medida que el gas sale por la salida situada en la
parte superior del separador. Dadas las densidades relativamente similares del petróleo y el
agua, diseñar un flotador capaz de controlar en
forma automática la salida del agua es problemático y la mayoría de los operadores deben drenar
manualmente la pata de agua.
Si bien ha sido utilizado en forma satisfactoria durante más de 25 años, este sistema presenta
inconvenientes significativos. Dado que el recipiente está diseñado para el flujo de fluidos de
yacimiento, no puede admitir los volúmenes de
agua y detritos que caracterizan a los fluidos de
limpieza y, como se describió previamente, sortear el sistema implica tiempo de equipo de perforación. Por otro lado, en cualquier momento a
lo largo del período de duración de la prueba de
flujo pueden producirse oleadas iniciales de
petróleo y agua. Un incremento repentino del
agua producida puede hacer que el agua sea descargada con el petróleo ya que el primer compartimiento se inunda rápidamente.
A fin de contrarrestar estas posibilidades, los
ingenieros de Schlumberger han desarrollado el
separador de pruebas de pozos CleanPhase para
manipular el flujo de fluido durante los períodos
de limpieza y pruebas de yacimientos (derecha).
Este nuevo separador posee cuatro características que lo diferencian de los separadores tradicionales: utiliza la tecnología de separación de
fases SmartWeir para reemplazar las placas vertedero fijas, señales de radar en vez de flotadores
para activar las válvulas de control, y medidores
de flujo másico tipo Coriolis en lugar de los medidores de flujo volumétrico tradicionales; además,
posee un compartimiento diseñado para la recolección y eliminación de los sólidos.
Una solución limpia
Los separadores convencionales no pueden manipular el proceso de limpieza y las oleadas porque
la placa vertedero es una instalación permanente
cuya altura —equivalente al 35% del diámetro
interno (ID) del recipiente— no puede modificarse. Esto hace que el espacio disponible dentro
del separador para contener el agua o el petróleo
sea fijo. Por el contrario, los dispositivos SmartWeir
pueden ser ajustados verticalmente para ubicar
la admisión de petróleo —la entrada del recipiente por la cual el petróleo separado fluye
hacia la línea de petróleo y atraviesa el medidor
de petróleo— en una posición que equivale a
entre un 35% y un 64% del diámetro interno del
recipiente.
Volumen 22, no. 3
Separador convencional
Separador convencional
Válvula de seguridad
Válvula de seguridad
Placa deflectora
Ruptor de admisión
Placa deflectora
Ruptor de admisión
Entrada de
Entrada
efluentede
efluente
Placas coalescentes
Placas coalescentes
Antiespumante
Antiespumante
Controlador del
del
nivelControlador
de agua y flotador
nivel de agua y flotador
Línea de agua
Línea de agua
Línea de
Línea
de
petróleo
petróleo
Placa vertedero
Placa vertedero
Separador CleanPhase
Separador CleanPhase
Línea de chorro de arena
Línea de chorro de arena
Extractor
Extractor
de vapores
de vapores
Línea de gas
Línea de gas
Controlador
Controlador
del
nivel de
del nivel yde
petróleo
petróleo y
flotador
flotador
Placa rompe vórtice
Placa rompe vórtice
Sistema de radar
Sistema de radar
Vertedero de sólidos
Vertedero de sólidos
Pared antiespumante
Pared antiespumante
Línea
Línea
Línea
de agua
Línea
de petróleo de agua
de petróleo
Sistema
Sistema
SmartWeir
SmartWeir
y admisión
ydeadmisión
petróleo
de petróleo
> Separador convencional y separador CleanPhase. Tanto los separadores convencionales (extremo
superior) como los separadores CleanPhase (extremo inferior) están diseñados de manera que
cuando el efluente ingresa en el recipiente, el fluido es retenido el tiempo suficiente como para que
el petróleo se separe y flote hacia la parte superior del agua. Este proceso es optimizado mediante
las placas deflectoras, que reducen la velocidad de flujo, y a través de las placas coalescentes
que hacen que el petróleo forme gotas más grandes. En el separador convencional, el petróleo
fluye luego a través de un vertedero hacia una sección independiente del recipiente, en tanto que
agua permanece en otro compartimiento. Los brazos de control mecánico del nivel del agua y del
petróleo—con flotadores adosados que son levantados por el fluido en ascenso—disparan las
válvulas (no exhibidas) que liberan el petróleo y el agua a lo largo de sus respectivas líneas.
A una altura predeterminada, producen la liberación de la presión de gas o de la presión de aire y
el accionamiento de las válvulas neumáticas. Los extractores de vapores remueven las gotas de
petróleo de la fase gaseosa antes de que el gas salga del separador a través de una línea situada
en la parte superior del recipiente, en dirección hacia un medidor de placa de orificio (no exhibido).
Las válvulas de seguridad permiten que el gas sea liberado en la atmósfera en vez de sobrepresionar
el recipiente. El separador CleanPhase reemplaza la placa vertedero tradicional por un dispositivo
SmartWeir cuya altura puede ser ajustada para admitir la fase dominante; el dispositivo SmartWeir
incluye el mecanismo de admisión de petróleo. Los controladores mecánicos de nivel tradicionales
son reemplazados por un sistema de radar de dos componentes que detecta las interfases gaspetróleo y agua-petróleo. Estas mediciones se vinculan con el nivel total del líquido y con los puntos
Oilfield
de ajuste del espesor de la capa de petróleo,
proporcionan las señales que regulan la posición de
Oilfieldy Review
Review
las válvulas de petróleo y agua. En el fondo
del recipiente,
un vertedero de sólidos independiente
Autumn
Autumn 10
10
recolecta los sólidos que a menudo acompañan
a los
fluidos
durante la limpieza. Los sólidos pueden
CleanPhase
Fig.
1
CleanPhase
Fig. 1
ser removidos a través de la línea de chorro
de arena.
ORAUT10-CLNPSE
Fig. 1
ORAUT10-CLNPSE Fig. 1
1. Para obtener más información sobre las pruebas de
pozos, consulte: Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Gómez
JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E y
Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,”
Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.
2. La deconvolución es una operación matemática que, en
este caso, utiliza las velocidades de flujo de superficie
para convertir las mediciones de la presión de boca de
pozo en una forma interpretable.
3. Katapodis L: “Oil and Gas Separation Theory, Application
and Design,” artículo SPE 6470, presentado en la Reunión
Regional de la Ciudad de Oklahoma, Ciudad de Oklahoma,
Oklahoma, EUA, 21 al 22 de febrero de 1977.
53
100
100
90
90
90
80
70
64%
64%
60
50
40
35%
35%
30
20
Diámetro interno
interno del recipiente, %
Diámetro
100
θ
80
80
70
70
64%
64%
60
60
50
50
40
40
35%
35%
30
30
20
20
10
10
10
00
00
Diámetro interno del recipiente, %
Posiciónsuperior
inferior
Posición
Posición
Posición superior
superior
>Posición
inferior neumático SmartWeir. Mediante la regulación manual de la deflexión
Posicionador
angular
Posición
inferior
Posición
inferiorθ del posicionador (azul) en su brazo de soporte (púrpura),
80
80
El sistema
de admisión de petróleo está fijado
64%
64%
a la unidad SmartWeir y su altura es controlada
por un posicionador (arriba). Para un desempeño
óptimo, la admisión de petróleo tiene que estar
35%
ubicada
en el centro de la capa de petróleo, que
35%
debe tener un espesor mínimo equivalente al 20%
del diámetro interno del recipiente. El punto de
admisión está diseñado para generar un flujo
radial en la salida. Esto elimina la generación de
un efecto de torbellino, en el que el arrastre
(carryunder) puede tener un impacto perjudicial sobre las mediciones de la tasa de flujo y además reduce el riesgo de fuga (blowby).4
θ
80
Diámetro interno del recipiente, %
θθ
Diámetrointerno
internodel
delrecipiente,
recipiente,%%
Diámetro
utilizando un enlace electroneumático, es posible desplazar la admisión100de petróleo (rojo) fijada al sistema SmartWeir (verde), hasta la altura deseada,
100
100
como porcentaje del diámetro interno (ID) del recipiente. El límite superior
de la admisión de petróleo del 64% (izquierda) y el límite inferior del 35%
(derecha) son dictaminados por la envolvente de operación del mecanismo.
90
90
90
Esta
para aumentar y reducir la tiempos de retención más largos y mejorar,70por
64%
Punto de ajuste local
altura de la admisión
de petróleo hace que la con- consiguiente, el proceso de separación.
60
60
60
OLT
La capacidad para hacer fluir20%losa 65%
fluidos de
figuración interna del recipiente pueda ser modi50
50
50
del separador es particularficada en cualquier momento para admitir la fase limpieza a través
Convertidor
Válvula de
40
electroneumático
40 y de ese modo extender el
40control de petróleo
mente
ventajosa
ya
que
permite
a
los
operadores
de flujo dominante
Radar del espesor
35%
Controlador
de la capa
de
30
monitorear
y medir el flujo con precisión,
tiempo de retención.
neumático prove30 Por ejemplo, durante la lim30
petróleo (OLT)
yéndoles
información
acerca
de
los
volúmenes de
pieza, la fase dominante
suele
ser
agua.
La
gene20
20
20
Lí
Review
los fluidos
de perforación y terminación de
ración de niveles de agua altos en el separador Oilfield
10
Punto
de
ajuste
local
Autumn
10
10
10
retorno. Además,
proporciona
a
hace que los fluidos
permanezcan en éste más CleanPhase
OLT
Fig. 3 dicha capacidad40%
00
a 65% 0
los ingenieros una indicación
temprana
de
la
protiempo antes de ser
descartados. En una etapa ORAUT10-CLNPSE
Fig. 3
Convertidor
Válvula de
yacimiento.
posterior de la prueba, la fase dominante será ductividad delelectroneumático
control de agua
Radar de Y, dado que los fluidos puedenControlador
ser
dirigidos
a
petróleo o gas y el sistema SmartWeir podrá nivel
ser
total de
líquido (TLL)
través de un recipiente de 9,9 MPaneumático
[1 440 psi] en
ajustado en consecuencia para proporcionar
70
capacidad
70
Lí
Punto de ajuste local
OLT
20% a 65%
Radar del espesor
de la capa de
petróleo (OLT)
Convertidor
electroneumático
Controlador
neumático
Radar
Válvula de
control de petróleo
Nivel total
de líquido
Interfase
agua-petróleo
Línea de petróleo
Punto de ajuste local
OLT
40% a 65%
Radar de
nivel total de
líquido (TLL)
Convertidor
electroneumático
Oilfield Review
Oilfield Review Controlador
Autumn 10
10
Autumn
CleanPhase Fig. 3neumático
CleanPhase
Fig. 3 Fig. 3
ORAUT10-CLNPSE
ORAUT10-CLNPSE Fig. 3
Válvula de
control de agua
Línea de agua
Oilfield Review
Autumn 10
CleanPhase Fig. 3
ORAUT10-CLNPSE Fig. 3
Radar de microondas (línea verde, derecha) enviados desde dos sensores de radar, situados en la parte
> Control de nivel. Las señales reflejadas de los pulsos
superior del recipiente del separador (derecha), detectan el nivel total de líquido (TLL) y la interfase petróleo-agua en base a los contrastes de la constante
dieléctrica (derecha). Mediante una sustracción simple se obtiene el espesor de la capa de petróleo (OLT). (Las dos señales de radar se exhiben como una
por razones de conveniencia. Ambas señales de radar pueden ejecutar cualquiera de las dos mediciones pero el protocolo de transmisión las limita a una
Nivel
totalde 4 a 20 mA a un convertidor electroneumático, que la convierte en una señal de 3 a 15 psi (extremo superior
señal cada una). El radar OLT envía una
señal
de es
líquido
izquierdo). Luego, esta señal neumática
enviada al controlador neumático del OLT que abre la válvula de petróleo si el OLT se encuentra fuera de la
configuración del controlador (extremo superior). El radar TLL pone en marcha el mismo método para abrir la válvula de agua si el TLL está fuera de la
configuración del controlador.
Interfase
agua-petróleo
54
Oilfield Review
lugar de los tanques compensadores de baja presión, el pozo puede producir con regímenes más
altos que los que son posibles con los escenarios
de limpieza tradicionales. Esto significa que los
operadores podrán ver y caracterizar los fluidos
de yacimiento más rápido y ejecutar la prueba en
menos tiempo. Con las tarifas actuales de los
equipos de perforación, los ahorros generados
por tales eficiencias pueden ser considerables.
En el separador CleanPhase, el petróleo y el
agua no se encuentran en compartimientos de
contención independientes. Eso significa que las
válvulas de petróleo y agua no pueden abrirse con
la acción de los flotadores como sucede con los
separadores convencionales. Por el contrario, las
válvulas son activadas por las señales iniciadas
por un sistema de radar de dos componentes,
fijado a la parte superior del separador. Uno de los
componentes detecta el nivel total de líquido
(TLL), en tanto que el otro registra la interfase
agua-petróleo para el cálculo simple del espesor
de la capa de petróleo (OLT). Cuando el controlador del radar detecta un valor de OLT predeterminado, emite una señal para un convertidor
electroneumático que abre la válvula de la línea
de petróleo. De un modo similar, cuando el nivel
total de líquido es suficientemente alto, el radar
TLL ejecuta los mismos pasos para abrir la válvula
de agua (página anterior, abajo). El gas, si existe,
fluye en forma continua a través de la salida de
gas situada en la parte superior del separador.
Tasas de flujo másico
Una vez que los fluidos son separados en tres
fases, las corrientes individuales pasan de los
separadores a los medidores de flujo. A diferencia
de los separadores convencionales, que utilizan
medidores de flujo volumétrico, los separadores
CleanPhase están provistos de medidores de flujo
másico tipo Coriolis para medir las tasas de flujo
de petróleo, agua y gas. La ventaja metrológica
principal es que las mediciones obtenidas con el
medidor tipo Coriolis son independientes de los
cambios producidos en la densidad, la viscosidad,
la presión o la temperatura del fluido. Además,
carecen de piezas móviles y no requieren intervención manual como sí sucede con los medidores convencionales de orificio.
Los medidores de flujo másico miden la masa
del fluido. La sección de medición consta de dos
tubos vibratorios en cuyo interior la corriente de
fluido se divide de manera uniforme. Antes de que
se inicie el período de flujo, una bobina de transmisión hace que los tubos oscilen en forma ascendente y descendente, en sentido opuesto entre sí.
Volumen 22, no. 3
Ausencia de flujo
Admisión de flujo
Vista en planta
Transductor de entrada
Lado de entrada
Transductor de salida
Imán
Salida de flujo
Lado de salida
Onda senoidal
Flujo
Ausencia de flujo
Transductor de entrada
∆t
Lado de entrada
Transductor de salida
Lado de entrada
En fase
Lado de salida
Lado de salida
> Medidores tipo Coriolis. En los separadores CleanPhase, los medidores tipo Coriolis son configurados
como dos tubos paralelos en la línea de flujo. Cuando no hay flujo, la corriente que atraviesa los
transductores (extremo superior izquierdo) genera ondas senoidales tanto en el lado de entrada como
en el lado de salida del medidor (extremo inferior izquierdo y extremo superior derecho) que están
en fase entre sí. El fluido que se desplaza a través de los tubos produce su torsión en direcciones
opuestas (extremo inferior derecho) y hace que las ondas senoidales se desfasen en un factor Δt, que
puede ser convertido en una tasa de flujo másico.
En la entrada y en la salida de cada tubo se dis- absorbido el impulso ascendente del tubo a
pone de transductores; bobinas con insertos mag- medida que se desplaza alrededor de su codo, el
néticos. En uno de los lados de cada tubo se instala fluido que sale del medidor resiste las reducciones
una bobina y los imanes en el otro. A medida que de su movimiento vertical mediante el empuje
la bobina se desplaza a través del campo magné- ascendente del tubo, lo que produce su torsión.
Esta torsión hace que las ondas senoidales
tico del imán adyacente, la tensión generada crea
una onda senoidal. Esto representa el movi- generadas por los transductores se desfasen conmiento de un tubo respecto del otro: 180° en sen- forme el lado de entrada se retrasa por detrás del
tido opuesto, de modo que cuando uno se lado de salida. Este desfase es la cantidad de
desplaza en forma ascendente el otro lo hace en tiempo existente entre las ondas senoidales y se
forma descendente. Por consiguiente, las ondas mide en microsegundos. El desfase es directaOilfield Review
senoidales generadas por los transductores
Autumn de
10 mente proporcional a la tasa de flujo másico.
entrada y salida se encuentran en fase
entre
sí Fig.
CleanPhase
4. El6fenómeno de arrastre (carryunder) tiene lugar cuando
las burbujas
ORAUT10-CLNPSE
Fig. 6 de gas libre salen del separador a través de
(arriba).
la línea de petróleo. La fuga (blowby) es un caso único y
No obstante, durante el período de flujo,
más severo de arrastre, y se produce cuando el nivel de
petróleo del separador cae hasta el punto en que sólo
cuando el tubo se encuentra en la mitad ascensale gas del recipiente a través de la línea de petróleo.
dente de su ciclo, el fluido que fluye hacia su inteEsto es particularmente peligroso porque puede generar
sobrepresión en los tanques ubicados aguas abajo.
rior crea una fuerza descendente. Luego, habiendo
55
Hora
Tasas de producción con
el separador del cliente
Petróleo
Gas
MMpc/D bbl/d
15:00
15:15
15:30
15:45
16:00
16:15
16:30
16:45
17:00
17:15
17:30
17:45
18:00
18:15
18:30
1,26
1,26
1,25
1,24
1,23
1,22
1,22
1,22
1,21
1,21
1,21
1,21
1,21
1,21
1,21
751
749
747
746
746
746
747
740
733
732
731
731
731
726
722
Agua
bbl/d
2 634
2 628
2 621
2 621
2 618
2 620
2 621
2 597
2 571
2 568
2 565
2 565
2 565
2 548
2 532
Tasas de producción con
el separador CleanPhase
Gas
Petróleo
MMpc/D bbl/d
1,27
1,27
1,27
1,28
1,27
1,25
1,24
1,24
1,22
1,22
1,21
1,22
1,21
1,21
1,21
756
754
747
738
750
752
757
748
739
738
744
734
737
na
731
Agua
bbl/d
2 645
2 638
2 664
2 691
2 630
2 667
2 567
2 579
2 652
2 624
2 659
2 544
2 517
na
2 509
> Comparación entre separadores. Durante una campaña de pruebas de
pozos de producción, llevada a cabo en el campo Lahib, se requirió la
unidad CleanPhase para verificar la tasa de flujo acumulada de 22 pozos de
producción. Mediante la utilización del separador CleanPhase, Schlumberger
logró separar y medir cada fase con precisión. Se observó que la tasa de flujo
combinado era casi idéntica a la tasa de producción mezclada.
CleanPhase, los ingenieros de Schlumberger lograron recuperar 100 bbls [16 m3] del fluido, lo que
se tradujo en un ahorro de USD 350 000 para el
operador.
El hecho de hacer fluir los fluidos de limpieza
a través del separador posee numerosas ventajas
y constituye un elemento clave de la tecnología
CleanPhase. Pero el principio facilitador subyacente— el incremento del tiempo de retención
para logar un proceso de separación más efectivo
y, por consiguiente, mediciones más precisas—
también puede agregar un valor considerable.
La importancia de la precisión se puso de
Menos desechos, más precisión
manifiesto
en otro ejemplo de África del Norte.
En muchos casos, se escoge la opción de hacer
fluir los fluidos a través del separador durante la Sirte Oil Company observó que las mediciones de
limpieza para ahorrar tiempo o deducir
algo la tasas de flujo que había obtenido para un campo
Oilfield Review
importante, diferían considerablemente respecto
acerca del potencial del yacimiento,Autumn
ya que éste
10
CleanPhase
descarga los fluidos no hidrocarburíferos
o los Fig.de7 las de una compañía de pruebas independiente.
ORAUT10-CLNPSE
que7 dependía de la National Oil Corporation
detritos. Pero, dependiendo del ambiente
de tra- Sirte,Fig.
bajo, quizás se obtengan retornos más inmedia- de Libia, sometió a prueba 22 pozos de producción
tos a partir de la capacidad para atrapar y separar del campo Lahib en su centro de medición de
tasas de flujo. La producción total de petróleo y
los fluidos de limpieza desde el comienzo.
Por ejemplo, en el campo Franklin de alta pre- condensado, según Sirte, era levemente superior
sión y alta temperatura, situado en el Mar del Norte, a 3 180 m3/d [20 000 bbl/d].
Total deseaba recuperar y reutilizar un fluido de
Mediante la utilización de un separador bifáterminación muy costoso, elaborado a base de sico convencional, la compañía de servicio midió
salmuera de formiato de cesio. Con la tecnología la tasa de flujo total de líquido y estimó la tasa de
La frecuencia de vibración natural de los
tubos es una función de la masa del tubo y del
fluido. Si se conoce la frecuencia resonante natural del tubo, es posible deducir la masa del fluido
contenido en el tubo. La densidad se calcula
fácilmente, dividiendo esa masa por el volumen
conocido de los tubos. Los medidores utilizados
en los separadores CleanPhase poseen un rango
de operación que oscila entre 16 y 2 385 m3/d
[100 y 15 000 bbl/d] de líquido, y entre 14 158 y
1 840 595 m3/d [0,5 y 65 MMpc/D] de gas.
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flujo de petróleo, utilizando el corte de agua. Las
pruebas realizadas por la compañía de servicio en
22 pozos indicaron una tasa de flujo total de petróleo y condensado de 2 627 m3/d [16 500 bbl/d]; al
menos un 17% inferior a las mediciones obtenidas en el centro de Sirte.
Sirte recurrió a Schlumberger para verificar el
flujo acumulado, utilizando la tecnología CleanPhase.
El separador de pruebas de pozos trifásicos fue
equipado con medidores tipo Coriolis y un medidor
electromagnético para monitorear la tasa de flujo
de agua.
Debido a la eficiencia de la separación, cada
una de las tres fases pudo ser medida con precisión. Las mediciones del sistema CleanPhase
proporcionaron una tasa de flujo acumulado de
3 191 m3/d [20,068 bbl/d]; lo que representó una
concordancia casi exacta con los resultados originales del operador.
Luego Sirte realizó una prueba, colocando un
separador convencional y un separador CleanPhase
en serie, y obtuvo resultados casi idénticos
(izquierda). No obstante, debido al tiempo y a las
ventajas ambientales de no tener que sortear el
separador durante la limpieza, la compañía optó
por desmovilizar el separador convencional a
favor del sistema CleanPhase para su empleo
futuro en el campo.
Intereses más elevados
Las pruebas de pozos constituyen un componente
indispensable del éxito de los programas de
exploración y producción. Las mediciones exactas de las tasas de flujo son esenciales para los planes de desarrollo de campos petroleros. Junto con
otros datos de entrada —mediciones derivadas de
registros, mediciones de núcleos y mediciones
obtenidas en la región vecina al pozo— el dimensionamiento de los pozos, sus localizaciones, el
diseño de la infraestructura y numerosas decisiones de inversión dependen de lo que las pruebas de
pozos revelan acerca de un yacimiento.
Hoy, no es común encontrar yacimientos de
fácil desarrollo. Eso significa que la tarea de descubrir, producir y transportar hidrocarburos se
ha vuelto más compleja y más costosa que nunca.
A la vez, las recompensas potenciales en las fronteras actuales también son más grandes. Estos
escenarios con intereses significativos requieren
que los responsables de la toma de decisiones
reciban información más precisa y más completa
en el menor plazo posible.
—RvF
Oilfield Review