Proveedor de medición de flujo multifásico/Evaluación y selección de tecnología

ARC lleva más de dos décadas realizando investigaciones relacionadas con la tecnología de la industria del petróleo y el gas. Recientemente, ARC realizó una investigación detallada específicamente para medidores de flujo virtuales y multifásicos. Con base en esta investigación, los analistas de ARC han desarrollado un conjunto integral de criterios para ayudarlo a seleccionar la mejor solución de medición de flujo multifásico disponible en el mercado.

La investigación de ARC Advisory Group sobre el mercado de medición de flujo virtual y multifásico revela que los propietarios-operadores y los independientes confían cada vez más en soluciones de medición de flujo multifásico y de medición de flujo virtual para mediciones en tiempo real para el monitoreo, la asignación y la optimización de la producción. Las soluciones de medición de flujo virtual y multifásica permiten a los usuarios finales ahorrar en el costo y el espacio de producción y probar los separadores y, al mismo tiempo, obtener más mediciones de flujo en tiempo real. Esto proporciona visibilidad en tiempo real, mayor agilidad operativa y flexibilidad para adaptarse a los regímenes de flujo cambiantes característicos de los pozos maduros de petróleo y gas.

La medición del flujo de petróleo y gas no es un proceso sencillo. Las tecnologías de medición de flujo virtual y multifásica están diseñadas para ayudar. El fluido que se mide puede ser una mezcla de petróleo, gas (húmedo y seco), condensado y agua y, por lo tanto, requiere tecnología especializada para medir dicha condición multifásica. Los campos de producción de petróleo y gas, tanto terrestres como marinos, requieren soluciones especializadas para medir con precisión la producción de petróleo y gas. La medición precisa es una parte importante de los sistemas de información utilizados para la asignación y contabilidad de la producción, así como para el control de flujo. Se requieren diferentes tecnologías de detección dependiendo de factores como la presión y la temperatura, la densidad y composición del fluido y las fracciones de masa/volumen de petróleo, gas y agua, así como de la condición del petróleo que se está produciendo.

Seleccionar la solución correcta de medidor de flujo virtual o multifásico puede ser crucial para la operación de producción por razones contables y comerciales, así como por razones operativas. El medidor de flujo multifásico debe ser capaz de manejar el tipo específico de crudo y cualquier gas asociado, procedente de fuentes como la producción de petróleo convencional, el esquisto bituminoso o el fracking. No medir correctamente el flujo también puede afectar el análisis posterior.

Invertir en una solución de medición de flujo multifásico como parte de un enfoque estratégico general para mejorar las operaciones de los yacimientos petrolíferos no es un asunto trivial dado el costo relativo de la unidad real y los gastos asociados de prueba, instalación, mantenimiento y calibración, que algunas fuentes indican que pueden comprender 25 por ciento, 50 por ciento o más del costo del hardware. Además, existe el costo del tiempo de inactividad que supone detener la producción del pozo para instalar la unidad de medición de flujo multifásico en un pozo que ya está produciendo. Por lo tanto, se recomienda a los usuarios finales buscar proveedores que estén dispuestos a invertir suficiente tiempo, recursos, desarrollo/personalización de productos y el servicio y soporte necesarios para permitir la implementación y operación exitosa de la solución de medición de flujo multifásico durante la duración del proyecto.

Un área de consideración para los usuarios finales radica en la búsqueda de asociaciones que involucren servicios de prueba de pozos, particularmente en pruebas de pozos móviles, como un medio para subcontratar algunos o todos los aspectos de esta área operativa para mantener los costos bajos y gestionar proyectos de manera más efectiva en lugar de probables reducciones en personal debido a la salida de personal experimentado debido a la volatilidad de los precios del petróleo y el gas. Varios proveedores han desarrollado capacidades y ofertas de servicios de pruebas de pozos más amplias en reconocimiento de esta creciente necesidad de subcontratar algunos o todos los aspectos de las pruebas y/o el monitoreo de pozos. Los usuarios que deseen considerar soluciones de medición de flujo virtual también deben esperar que el proveedor elegido trabaje estrechamente con ellos para garantizar el desarrollo de los modelos más sólidos y precisos posibles, ya que ambas partes tienen el mismo objetivo común en términos de implementar una solución que proporcione suficiente información real. -mediciones precisas en el tiempo para permitir un monitoreo efectivo del pozo, optimización de la producción o respaldo/validación de la medición de flujo multifásico.

Los usuarios deben tomarse el tiempo para investigar los regímenes de flujo esperados de los pozos que se van a medir y determinar la envolvente de producción, y luego seleccionar proveedores que puedan proporcionar una solución de medición de flujo multifásico con la envolvente correspondiente y las tecnologías de medición más adecuadas para enfrentar cualquier desafío específico. , como GVF alto, gas húmedo, petróleo pesado, etc. Dado que el flujo de fluido en el pozo está influenciado por varios factores, incluido el diámetro de la tubería, el caudal, el tipo y las características del fluido (densidad y viscosidad) y la desviación del pozo, los usuarios finales deben asegúrese de trabajar estrechamente con proveedores y/u organizaciones de pruebas para comprender mejor el impacto que estos factores pueden tener en las soluciones MPFM. Dado que un número cada vez mayor de pozos se perforan horizontalmente o al menos con cierta desviación de la verticalidad perfecta, los desafíos de la medición de flujo multifásico son aún más complejos.

Algunos clientes pueden estar tratando con pozos productores de petróleo ligero, que tienen una producción de baja a moderada. En tales casos, ARC cree que una solución MPFM demasiado complicada puede no ser necesaria y sería prudente que el usuario final considere una solución basada en tecnologías menos costosas como Coriolis avanzado, medidor de corte de agua, medidor de flujo virtual, etc. En resumen, los usuarios finales sólo deben invertir en soluciones de medición de flujo multifásico que sean lo suficientemente buenas en términos de precisión, confiabilidad y repetibilidad para cumplir con sus requisitos; de lo contrario, corren el riesgo de pagar de más por un desempeño que puede ser injustificado para pozos de baja producción. Las soluciones de medición de flujo virtual se basan en modelos que pueden adaptarse a los parámetros de un pozo específico y por medición de fase. Sin embargo, es necesario validarlos y calibrarlos de manera oportuna para garantizar que proporcionen mediciones precisas en tiempo real para que sean dignos de la inversión inicial.

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