CAUDALIMETRO Y SENSOR DE CORTE PETROLEO Y AGUA

Introducción

El Proyecto en desarrollo se relaciona al problema de medir el caudal en tiempo real de cada componente de un fluido complejo compuesto por una mezcla heterogénea de mas de un fluido, cada uno con diferentes propiedades reológicas; en particular, se refiere a la medición separada de petróleo, agua y gas directamente en la vena o línea de producción en pozos petroleros.La determinación del caudal de producción de petróleo que fluye por la línea de producción ha sido siempre un dato de vital importancia, tanto en la etapa de explotación primaria como en la de producción secundaria.A partir del resultado de tal medición se realiza una estimación de la cantidad de petróleo aún disponible y posible de ser extraída; es decir, la estimación de lo que se conoce como “la reserva” del pozo.Las reservas son el activo físico de una compañía productora de crudo y por lo tanto reflejan su valor bursátil.Específicamente estos datos permiten además cuantificar, tanto el rendimiento del pozo para la etapa de explotación primaria, como el éxito de los procedimientos de explotación secundaria.El método y el instrumento propuesto permiten medir los caudales de los componentes individuales del fluido compuesto, en una manera no invasiva y no destructiva, e independientemente del estado de la mezcla, es decir por ejemplo, si ésta se encuentra formada por petróleo y agua en dos fases separadas o en forma emulsionada.Los componentes en mezclas compuestas se encuentran muy pocas veces en estado puro, sino forman emulsiones o mezclas heterogéneas cuyas porciones relativas varían en el tiempo, de acuerdo al caudal de producción, las condiciones de presión y temperatura en la línea de extracción, etc.Esta particularidad del fluido a medir, impide el uso de caudalimetros convencionales, que solo pueden medir el volumen total pero no la cantidad especifica de petróleo.No se ha desarrollado aún para la industria petrolera un método efectivo capaz de medir directamente en la línea de producción y en tiempo real la producción de petróleo puro, separando cada una de las componentes de la mezcla heterogénea.El método utilizado comúnmente en la práctica consiste en desviar la producción a un tanque de almacenamiento temporal, acumular la producción, generalmente diaria, luego de que las componentes se separaron por gravedad, medir los volúmenes relativos.Este método posee múltiples problemas de implementación, ya que:i) no es posible separar completamente los componentes de la mezcla:1. por formarse una interfase de emulsión agua-petróleo, la cual puede llegar a alcanzar hasta un metro en altura, y2. por decantación natural siempre queda una cantidad remanente de agua emulsionada con el petróleoii) aún si ambos componentes fueran posibles de ser separados adecuadamente, los dispositivos para medir el volumen de la interfase poseen dificultades de implementación práctica.iii) por medio de esta técnica en la práctica sólo se controla la producción individual de cada pozo con una frecuencia de, a lo sumo, una vez al mes.Para la aplicación de técnicas de medición en tiempo real en fluidos hidrocarbonatos, los cuales se presentan como una multifase compuesta por una mezcla, generalmente

heterogénea, de petróleo, agua y gas, se debe tener especial consideración en el hecho de que el gas tiende a fluir a una mayor velocidad que las componentes líquidas.Se debe entonces necesariamente realizar las mediciones del flujo de gas en forma separada de las componentes líquidas, o bien medir esta velocidad del flujo después de mezclar adecuadamente todas las componentes de la mezcla.Oras técnicas de mayor sofisticación se han inventado.Cada una de ellas se basan en diferentes principios de medición. Por ejemplo, entre ellos podemos citar desde el simple tubo de Venturi, el principio de Coriolis, la medición por medio de ultrasonido, por medio de rayos gama y a la Resonancia Magnética Nuclear.El primero se basa en la medición de la diferencia de presión que ocurre entre los extremos de un tubo de sección variable.Las mediciones por este método son fuertemente dependientes del gas disperso en la mezcla o que fluye en forma de burbujas.El método además no puede discriminar la composición de la multifase.

El caudalimetro másico de Coriolis se un diseño mecánico en el cual el paso del flujo por un conducto curvo u otro medio hace vibrar partes mecánicas del mismo. Se instalan en el dispositivo dos o mas sensores de vibración, posicionados a una determinada distancia uno del otro en la dirección del flujo. El paso del flujo provoca vibraciones a frecuencias de resonancia predeterminadas, las cuales dependen del material y forma de tales partes mecánicas, pero que varían con la densidad del flujo másico (para detalles ver U.S. Pat. No. 4.187.721).Es también posible derivar una diferencia de fase entre las frecuencias de resonancia de ambos sensores, cuyo ángulo, dividido por la frecuencia de resonancia f, es proporcional a la proporción másica del flujo (para detalles ver U.S. Pat. No 5.648.616 o EP-A 866 319). Es método, por involucrar interacciones mecánicas también es fuertemente dependiente de la compresibilidad del fluido, la cual es a su vez fuertemente dependiente de la proporción de gas, tanto disuelto en la vena como la que circula por el mismo en forma de burbujas.

Otro diseño que no presenta partes mecánicas en movimiento es el que se basa en la emisión y recepción de ultrasonido para medir el tiempo de tránsito del medio fluido por la vena conductora.El tiempo que toma la onda de ultrasonido en llegar al elemento receptor desde que salió del emisor, pasando a través del flujo líquido, es proporcional a la velocidad del fluido en su conducto portador.La mezcla fluida se utiliza, obviamente como la sustancia de acople entre el cristal emisor y el receptor.Nuevamente aquí el gas juega un papel fundamental a la hora de evaluar los errores de la medición.La burbujas, por una parte, rompen ese acople introduciendo errores muy importantes tanto en el tiempo de transmisión de la señal acústica, como por la atenuación de la onda sonora.Aun en ausencia de burbujas, la compresibilidad del medio líquido depende fuertemente de la cantidad de gas disuelto en el mismo, siendo ésta una variable que afecta sensiblemente el proceso y resultado de la medición.

El principio de la Resonancia Magnética Nuclear, sin embargo, permite realizar ambas mediciones:i) la determinación de las proporciones de petróleo, gas y agua en la mezcla fluida y

ii) la determinación de la velocidad del flujo de la mezcla.Es bien conocido que cuando un conjunto de momentos magnéticos, tales como los que poseen los núcleos de los átomos de hidrógeno, es decir los protones, son sometidos a un campo magnético externo se polarizan, alineándose con tal campo, dando lugar a la formación de una magnetización nuclear que posee un movimiento de presesión alrededor de la dirección del campo a una frecuencia característica, llamada frecuencia de resonancia, y alcanzando así un nuevo estado de equilibrio en presencia del campo magnético.El tiempo en que se llega a dicho estado, desde que se somete a los núcleos al campo magnético, se lo denomina “Tiempo de Relajación Espín-Red” y se lo simboliza por T1.El valor de T1 depende de muchos fenómenos físicos a los cuales el conjunto de espines se ve sometido.De particular relevancia son la temperatura, el estado movimiento del fluido, el tipo de molécula en la cual se encuentra el átomo de hidrógeno, su dinámica molecular, las interacciones intra e intermoleculares, etc.Si se aparta dicha magnetización del estado de equilibrio, respecto a la dirección del campo magnético, su componente normal al campo decae con un tiempo característico (T2) denominado Tiempo de Relajación Espín-Espín.El valor de T2 depende también, al igual que T1, de varios fenómenos físicos (ver, por ejemplo, A. Abragham, The Principles of Nuclear Magnetism, Oxford University Press, 1998, y C.P. Slichter, Principles of Magnetic Resonance, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York, 1995).

En particular, para un fluido complejo, tal como una mezcla heterogénea de petróleo y agua, los núcleos de átomos de hidrógeno pertenecientes a moléculas del petróleo y del agua son bien distinguibles mediante sus relajaciones Espín-Red y Espín-Espín.Es entonces posible diseñar una secuencia de pulsos de radiofrecuencias de manera de que en la señal de RMN respuesta de la mezcla producida por un pozo petrolero se puedan separa aquellas provenientes del petróleo, el agua y el gas.

Por otra parte, se encuentran en la literatura un conjunto de técnicas para medir caudal basadas en la manipulación de la señal de RMN en presencia gradientes de campo magnético. Los gradientes se utilizan para codificar espacialmente a la masa de fluido; y en combinación con una secuencia adecuada de pulsos de radiofrecuencia se mide el caudal del fluido (ver por ejemplo, P.T. Callaghan, Principles of Nuclear Magnetic Resonance Microscopy, Oxford University Press, 1991 y Song-I Han, O. Marseille, C. Gehlen and B. Blümich, J. Magn. Reson., 152, 87 (2001)).Existen varias patentes que divulgan métodos, no necesariamente selectivos para fluidos multifase, que utilizan el análisis por medio de la RMN.Entre ellos citamos a:1) Rollwitz, et. al, Method and Apparatus for Coal Análisis and Flor Measurements, US Pat. No 4.531.093;2) King et. Al, “Method and Apparatus for Measuring Flow in a Pipe of Conduit”, US Pat. 4.536.711 y3) Reichwein, Consistency Measuring Device, US Pat. No 4.866.385.Los dispositivos del arte previo diseñados para medir flujo y/o realizar mapas de flujo, se basan en dos principios plenamente conocidos:1) el “tiempo de vuelo” de espines saturados o no saturados en el campo magnético del espectrómetro de RMN; o

2) en lo que se conoce como la codificación espacial de la fase de los espines mientras se desplazan en un gradiente de campo magnético.

El estado del arte se completa con las patentes que divulgan métodos específicos para la medición del caudal en fluidos multifase:1. La Patente US No 4.785.245, titulada “Rapid Pulse NMR Cut Meter”, describe a un caudalimetro que utiliza un análisis por medio de la RMN para determinar la fracción de una de las componentes de un fluido multifase que fluye a través de una línea de producción. La amplitud de la señal de RMN de una componente determinada se obtiene por medio de una secuencia de pulsos de radiofrecuencia adecuada a los tiempos de relajación relativos entre las componentes del fluido. Esta Patente no divulga un método simultáneo que mida el caudal una de la fase cuya señal se ha separado. Es decir que necesita de otro dispositivo para medir la velocidad del flujo de esa componente.2. Las Patentes US No 6.046.587 “Measurements of Flow Fractions, Flow Velocities and Flow Rates of a Multiphase Fluid using NMR Sensing” y la US No 6.268.727 “Measurements of Flow Fractions, Flow Velocities and Flow Rates of a Multiphase Fluid using ESR Sensing” , ambas pertenecientes a J.D. King, Q. Ni y A. De Los Santos, divulgan un sensor que utiliza al menos dos espectrómetros de RMN o uno de RMN y otro de Resonancia paramagnética electrónica, RPE.El principio básico de la metodología de medición se fundamente en lo que se conoce como el “tiempo de vuelo” entre ambos espectrómetros.El sistema de dos espectrómetros que miden el tiempo de permanencia de cada fase por separado en el campo magnético es de implementación poco práctica y costosa; así como de difícil aplicación en campos de petróleo que poseen generalmente condiciones climáticas rigurosas.Otra variante de dichas patentes son las presentaciones ante el INPI Nro 010104816 del 12/10/2001 y la patente en trámite en USA 2004/001532, realizadas por M. Ramia, D.J. Pusiol, C.A. Martin, E Fried y R. Garnero.En este caso se trata de una única parte electrónica, la cual es compartida por dos bobinas sensoras, siendo el principio de funcionamiento el mismo que el antes descripto; es decir, se mide la velocidad del flujo a través del tiempo de vuelo de las moléculas de agua y petróleo en el espacio entre ambas bobinas sensoras.Este dispositivo adolece de las mismas restricciones que aquel que involucra a dos espectrómetros: el caudal capaz de ser medido es sustancialmente inferior a los 100 m3/día para el fluido total.3. El caudalimetro con separación de fases divulgado por medio de la US Pat. No 6.452.390, cuyo autor es E. Wollin, y que se titula: “Magnetic Resonance Analyzing Flow Meter and Flow Measuring Method”, propone una metodología y su aparato asociado que resultan mas simples de implementar respecto de los anteriormente descriptos.Esta metodología emplea gradientes de campo magnético pulsados para modular la fase de la presesión de los espines (o protones).Es decir que la codificación espacial se realiza en lo que comúnmente se conoce como el Sistema Laboratorio.Este método posee el problema de que a las velocidades que comúnmente se desplazan los protones en el campo magnético la aplicación de gradientes de campo magnético resulta de difícil implementación tecnológica, ya que, para producir gradientes de campo adecuados, es necesario incluir importantes corrientes cuyos tiempos de prendido y apagado resultan generalmente relativamente largos.

Es decir que esta metodología se restringe generalmente a las mediciones de caudales relativamente pequeños.

El caudalimetro que se desarrolla por medio de este Proyecto utiliza un método basado en el tiempo de paso de las moléculas de fluido en un único sensor. Este método consiste en la irradiación ultrarrápida de los núcleos de hidrógeno de dichas moléculas por medio de pulsos repetidos en cortos intervalos de tiempo; de este modo la evolución temporal de la señal de RMN depende del numero de moléculas de “refresco” que van apareciendo a medida que transcurre el tiempo en intervalos muy cortos (unos pocos milisegundos). A su vez dicha cantidad de moléculas de refresco dependen de la velocidad del flujo. Se encuentra una relación lineal entre la señal de RMN de los protones del agua y del petróleo, cuya pendiente depende de la velocidad del flujo y la ordenada al origen depende de la proporción del elemento constituyente del fluido complejo.El flujo de la mezcla heterogénea de petróleo, agua y gas se introduce al sensor, previo paso por un sistema magnético de prepolarización de los espines. Allí se crea en un tiempo de pasaje adecuado la magnetización total de todos los protones (átomos de hidrógeno) presentes en el material heterogéneo. Seguidamente con la aplicación de la secuencia de pulsos de selección se separan las señales de agua y petróleo; el pasaje del gas se ajusta de manera que debido a los tiempos de relajación de sus protones, esos núcleos no alcancen a polarizarse lo suficiente como para suministrar señal de RMN. La secuencia de selección hace uso también de la diferencia entre los tiempos de relajación del agua y del petróleo. Se obtienen dos señales, la primera correspondiente a la totalidad de núcleos contenidos en las moléculas de agua y de petróleo, mientras que la segunda mide solamente la cantidad de núcleos pertenecientes a las moléculas de petróleo.

Luego la diferencia entre la primera y la segunda mide la cantidad total de agua y la magnitud de la segunda señal mide la cantidad total de petróleo. Una vez determinada esa relación se pasa a la aplicación de la secuencia CWFP para la medición del caudal de la única señal presente: la de las moléculas de petróleo.Las mediciones se realizan secuencialmente y se repiten de manera adecuada para obtener una correcta relación señal-ruido. Típicamente la medición toma algunos segundos en completarse.Este producto, en función a lo expuesto, puede aplicarse en todos los casos donde circulen mezclas de fluidos complejos, a modo de ejemplo podemos citar: Aceite-Agua, Barros Productos de Explotación Minera, Fluidos Industriales, etc.-

Sistema de calibracion de los sensores de pozos de petroleo

 

Concepto :

Este sistema se utiliza para calibrar sondas de medida del petroleo. Las sondas asi calibradas permiten el analisis con precision de los distintos componentes del petroleo dentro de los pozos.

Ejemplo de sonda de petroleo

El sistema de calibracion mide el comportamiento, en presion y temperatura, de las sondas durante una semana a un mes. Se salvaguardan todas las medidas en una base de datos para analisis y la creacion de reportes.

Pantalla del programa de medida

Tecnologia material:

El sistema esta formado por un PC que dialoga con las sondas por medio del autobus seria. Se conecta tambien a los instrumentos de medida del banco por GPIB.

El banco de medida contiene los siguientes modulos:

Power supplies Counter Swithes Matix Multimeter Barometer Pressure generator Temperature generator

Tecnologia informatica:

Sistema de explotacion : MS Windows 2000Programa de medida : C con NI LabWindows/CVIPrograma de analisis : Visual Basic, MS ACCESS, ODBC, SQL Reportes : MS EXCEL, PDF

Como eso funciona ?

El programa de medida controla las temperaturas y presiones generadas en los pozos de petroleo de simulacion. Las sondas que deben calibrarse, situadas en estos pozos de simulacion, envian datos al programa. Los datos se guardan en una base de datos. Al final de la campana de mediciones, se analizan los datos disponibles en la base de datos y se generan reportes graficos (al formato Excel o PDF).

Utilización de los sensores en pozos petrolíferos submarinos

En todo el mundo se vienen instalando sistemas de sensores de temperatura ópticos distribuidos (DTS) en aplicaciones subacuáticos, y la fibra óptica se ha usado para lecturas DTS durante ensayos prolongados. Usando un sistema DTS para supervisar pozos petrolíferos submarinos de alta presión y temperatura. El objetivo de estas aplicaciones es supervisar las características del caudal del pozo en tiempo real, llevando a una comprensión más clara del rendimiento del depósito a la vez que se ahorra tiempo en la torre de perforación y disminuyen los riesgos ambientales y para la seguridad.Estas nuevas técnicas de evaluación permiten realzar el conocimiento del caudal zonal en todo el depósito.

También pueden especificarse medidores de temperatura y presión en el pozo. Estos sistemas permiten colectar datos durante meses y analizar las presiones transitorias que se producen en el pozo.

Instalación de sistemas DTS y fibra

Un sistema DTS se instala con un cable de alta temperatura eléctrica de fibra óptica integrado. El sistema DTS registra una medición de tempera cada metro a lo largo de toda la longitud de fibra óptica para analizar la luz obtenida de una fuente óptica pulsada. El perfil de temperatura resultante se interpreta posteriormente para proporcionar información sobre los perfiles de producción del pozo. Debido a que los datos de producción son continuos, los cambios de producción en el tiempo pueden ser vistos como una consecuencia de las condiciones cambiantes del depósito.

Integridad de la supervisión

Los datos DTS pueden ser usados para supervisar la integridad del pozo y el rendimiento de las válvulas de elevación de gas en condiciones en las que fluye el producto o en las paradas.