02_el impacto de la medición multifásica en el mejoramiento
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El Impacto de la Medición Multifásica en el Mejoramiento de la
Productividad del Campo Cantarell
Autores:
Ing. Adrián Alvarez
Superintendente - Medición de Fluidos Activo de Producción Cantarell
Pemex
Correo: [email protected]
Ing. Norberto Ortigoza
Director de Ingeniería
Surpetrol Inc.
Correo: [email protected]
Ing. José Porfirio Rojas
Ing. Especialista – Producción de Pozos
Surpetrol Inc.
Correo: [email protected]
Ing. Teódulo Gutiérrez
Asesor Técnico Surpetrol
Correo: [email protected]
PhD. Horacio Ferreira
Director General
Surpetrol Inc.
Correo: [email protected]
[2]
Resumen
El Campo Cantarell es uno de los complejos más importantes de México y del mundo
por su gran tamaño y porque ha generado durante décadas las dos terceras partes del
petróleo que se produce en México, representando una gran fuente de riqueza para
este país.
Este trabajo muestra los beneficios de la medición Multifásica como herramienta
fundamental para la obtención de datos representativos. En este sentido, se establecen
técnicas (Índice de Estabilidad) para garantizar la representatividad y confiabilidad de
los datos obtenidos, mediante la determinación de tiempos de medición óptimos para
cada pozo. El disponer de datos confiables y representativos puede marcar la diferencia
en la gerencia de un yacimiento al ayudar a la toma de decisiones.
Actualmente los servicios de medición multifásica se han enfocado en trabajos y análisis
de información en tiempo real que influyen directamente en la toma de decisiones para
optimizar la productividad de los pozos del campo Cantarell, reflejándose en ganancias
para PEMEX y por ende para México. Cabe destacar, que la utilización de la medición
Multifásica, así como los procedimientos de medición establecidos en el Campo
Cantarell pueden ser aplicados para el beneficio de cualquier campo petrolero.
[3]
Introducción
La medición multifásica en el Campo Cantarell desde sus comienzos en el año 2009 ha
proporcionado datos importantes para la cuantificación de producción de los pozos y del
campo en general. Con el pasar del tiempo y en la medida que el yacimiento alcanza su
madurez cobra mayor importancia fluir los pozos bajo las mejores condiciones
operacionales y que permitan la obtención máxima de los fluidos sin ocasionar daños al
yacimiento, prolongado la vida útil del mismo o factor de recobro. Para lograr lo anterior,
es de alta importancia la obtención de información confiable que le permita a los
especialistas poder tomar decisiones correctas y gerenciar el campo de la forma más
efectiva.
El objetivo principal de este trabajo es demostrar los beneficios de la medición
multifásica en proporcionar datos confiables para evaluar la productividad de los pozos
petroleros, maximizando las bondades de esta tecnología, dado el amplio rango de
operación de estos equipos y la adquisición de valores instantáneos de la producción del
pozo sin necesidad de separación (condiciones similares a las de operación normal).
Estas fortalezas convierten a la medición multifásica en la herramienta de trabajo que
mejor se adapta a las características intrínsecas de la producción del campo Cantarell,
en donde se aprecian una amplia gama de comportamiento de producción de pozos.
Por lo anteriormente expuesto y asumiendo que todas las condiciones operacionales y
configuraciones requeridas son las correctas, cobra gran importancia el establecer un
método para definir los tiempos de medición que se ajuste al patrón de producción de
cada pozo y elimine o minimice las incertidumbres de los datos obtenidos.
El tiempo de medición se ha definido a partir de la categorización de los pozos de
acuerdo a su comportamiento (estable, semiestable, Inestable, Inestable cíclico). Los
resultados de la implementación de estos tiempos se ven reflejados en la disminución de
las diferencias con respecto a las mediciones en baterías de separación de los
Complejos Operativos.
[4]
Definición del Problema
Se requiere establecer tiempos de medición que permitan obtener resultados
representativos de la medición de los pozos y que soporten la toma de decisiones
efectivas para la gerencia del yacimiento.
Se observa que los tiempos de medición para los aforos previos a Agosto del 2012 no
siguen criterios definidos que pueden causar alta variabilidad en los resultados de los
aforos, especialmente en pozos con comportamientos inestables o cíclicos medidos en
aforos de corta duración. Esto es debido a que en intervalos cortos de tiempos puede
considerarse un periodo de la producción del pozo donde los volúmenes son bajos o
altos por lo que se pierde la representatividad del resultado final. La figura 1 muestra
diferentes resultados obtenidos de un mismo aforo pero en periodos de tiempos distintos.
Figura 1. Resultados de un aforo evaluado en distintos intervalos
[5]
Solución y Procedimiento de Análisis
Para minimizar la variabilidad de los resultados tal y como se aprecia en la Figura 1, se
establecerá un método para la determinación de los tiempos de medición adecuados.
La determinación del tiempo de medición se realizó a través de un procedimiento
práctico, el cual se definirá a partir del comportamiento de un pozo y basado en los datos
obtenidos de la medición multifásica. Este método establece de forma sencilla, los
tiempos recomendados que permitan aumentar la representatividad de un aforo basado
en la posibilidad de que ocurran cambios y que los mismos sean considerados en los
promedios resultantes, disminuyendo así la variabilidad de los datos entre un aforo y
otro.
Para garantizar la representatividad de una medición, el tiempo durante el cual se
efectúe será un factor determinante. Por lo tanto, se han establecido una serie de pasos
que aseguran tiempos adecuados para una medición, estos pasos son los siguientes:
1) Cálculo del Índice de Estabilidad del pozo
2) Definición del tipo de comportamiento de acuerdo al índice calculado.
3) Asignación de tiempo de medición de acuerdo a comportamiento.
Cálculo del Índice de Estabilidad.
Para la definición del comportamiento de los pozos se ha definido un valor el cual hemos
llamado Índice de Estabilidad del Pozo (IE). Este valor es el resultado del cociente entre
la desviación estándar (σ) de los valores obtenidos de producción (por minuto) dividido
por el promedio de estos ( X ). Se calcula para cada fase (Líquido, gas) y para un mejor
manejo se ha establecido en forma de porcentaje.
IE = (σ / X )*100 … (1)
Para su aplicación, es importante verificar los comportamientos de los pozos a través del
cálculo de este índice de forma periódica de manera de identificar posibles cambios
[6]
en sus patrones de producción y así poder ajustar los tiempos de medición de acuerdo
a la clasificación del comportamiento, los cuales se establecen de la siguiente manera:
a) Estable
b) Semiestable
c) Inestable
d) Inestable cíclico
Definición del tipo de comportamiento de acuerdo al índice calculado.
Para la definición del tipo de comportamiento se evaluó un número de pozos con
distintas características de producción y de acuerdo a la apreciación visual de su
comportamiento o patrón, se definieron los comportamientos previamente establecidos
(Estable, Semiestable, Inestable, Inestable Cíclico). De esta forma, se calculó para cada
caso el Índice de estabilidad y en función de los resultados se establecieron los rangos
para cada tipo de comportamiento.
a) Estable: Pozo que produce con un comportamiento sin variaciones apreciables tanto
en su fase de gas como de líquidos. Para un pozo estable el índice de estabilidad debe
ser menor a 6% en ambas fases (líquido y gas). Un ejemplo de este tipo de pozo se
muestra en la figura 2, y cuyos valores de IE son los siguientes:
Líquido: σ = 105 bpd, X = 5273 bpd, IEliq = 2%
Gas: σ = 0.17 mmspcd, X = 10.8 mmspcd, IEgas = 1.6%
[7]
Figura 2. Ejemplo de Pozo Estable
b) Semiestable: Pozo que produce con variaciones apreciables pero sin llegar a tener
un comportamiento errático apreciable. El índice de estabilidad para estos pozos se ha
definido entre 6% y 25% .
La condición de semi-estabilidad se establece cuando cualquiera de los índices de
gas o líquido este dentro del rango descrito.
Un ejemplo de este tipo de pozo se muestra en la figura 3, y cuyos valores de IE son los
siguientes:
Líquido: σ = 169 bpd, X = 1821 bpd, IEliq = 9%
Gas: σ = 328 mmspcd, X = 3657 mmspcd, IEgas = 9%
[8]
Figura 3. Ejemplo de Pozo Semiestable
c) Inestable: Pozo que produce con variaciones apreciables y que podría
presentarse con un comportamiento errático, forma errática o indefinido.
El índice de estabilidad para estos pozos es mayor a 25%.
Un ejemplo de este tipo de pozo se muestra en la figura 4, cuyos resultados se
muestran a continuación:
Líquido: σ = 998 bpd, X = 1335 bpd, IEliq = 75%
Gas: σ = 2.14 mmscfd, X = 4.38 mmscfd, IEgas = 49%
[9]
Figura 4. Ejemplo de Pozo Inestable
d) Inestable Cíclico: Pozo que produce con variaciones cíclicas apreciables,
manteniendo un patrón de producción.
En este caso particular, el índice de estabilidad es mayor a 25 y su clasificación
dependerá en determinar un comportamiento cíclico mediante observación de la
tendencia de producción.
Un ejemplo de este tipo de pozo se muestra en la figura 5, cuyos resultados se
muestran a continuación:
Líquido: σ = 1022 bpd, X = 1760 bpd, IEliq = 58%
Gas: σ = 4.24 mmscfd, X = 7.4 mmscfd, IEgas = 57%
[10]
Figura 5. Ejemplo de Pozo Inestable Cíclico
Asignación de tiempo de medición de acuerdo a comportamiento del pozo
Para cada clasificación se ha establecido un tiempo de medición que de acuerdo a la
experiencia, proporcionaría resultados representativos. El tiempo de medición asegura
que los valores promedios para el final del aforo permanezcan en un nivel de variación
mínimo, integrando las posibles fluctuaciones y garantizando la repetitividad de los
resultados.
a) Estable: Estos pozos pueden medirse en intervalos de tiempo cortos de 3 horas.
b) Semiestable: Estos pozos requieren de un tiempo de medición superior para
poder alcanzar valores promedios aceptables. En este sentido, se ha definido 5
horas como tiempo de medición aceptable.
[11]
c) Inestable: El tiempo recomendado para una medición adecuada es de 12
horas o superior.
d) Inestable Cíclico: El tiempo recomendado para una medición adecuada
dependerá de la frecuencia de los ciclos. En este sentido y en función de la
evaluación de los distintos pozos que producen con este comportamiento, se ha
determinado que un tiempo de 8 horas es adecuado para medir este tipo de
pozos.
La tabla 1 contiene un resumen de los tiempos de medición e índices de estabilidad
establecidos.
Tabla 1. IE y Tiempos de Medición
Interpretación de Datos y Resultados
Los tiempos de medición establecidos en este documento comenzaron a implementarse
al inicio de Agosto del 2012. Para esta fecha se tiene establecido un proceso para
comparar los resultados de las producciones líquidas totalizadas de las mediciones de
los pozos para los complejos Operativos Akal-B, Akal-J y Akal-L. Estas totalizaciones de
resultados de aforos a través del Medidor Multifásico se comparan contra la producción
de cada uno de estos complejos, medida en un separador.
Por razones normales operacionales, los aforos de los pozos se realizan en diferentes
[12]
días. De esta forma para para poder comparar de una forma adecuada con un valor
puntual del separador, se obtiene el periodo en el cual se realizaron los aforos de los
pozos a través del medidor Multifásico y se promedian los valores del separador de del
complejo dentro de este intervalo de tiempo. (Un procedimiento más detallado de cómo
se realiza esta comparativa puede ser encontrado en el apéndice A)
La tabla 2. muestra una tabla donde se compara la diferencia en porcentaje entre la
sumatoria Total de aforos por complejo y el promedio de la producción medida en las
baterías de separación. Se puede observar una disminución notable de las diferencias,
asociadas a la implementación de los tiempos de medición sugeridos y aseguramiento
del proceso de medición mediante el continuo monitoreo de la operación. Esta
comparación se realiza obteniendo los resultados desde el momento de la
implementación de los tiempos en Agosto del 2012 con respecto a la obtenida para el 22
de Abril del 2013.
Tabla 2. Porcentaje de Diferencia - Total Σ bpd Pozos vs bpd Batería de Separación
En el Apéndice B, se muestra una tabla donde se puede observar los valores a partir del
cual se calcularon los porcentajes obtenidos en la tabla 2.
Es importante mencionar que existen otros complejos donde se encuentran Medidores
Multifásicos instalados y no se han considerado para este estudio, ya que el porcentaje
de pozos que es medido a través de estos equipos es muy bajo, por lo que no sería
representativo establecer una comparación.
De igual forma, existe un complejo operativo donde se tienen instalados medidores en
1-ago-12 22-abr-13
Complejo J 30% 17.0%
Complejo L 25% 12.5%
Complejo B 30% 14.3%
[13]
todas las plataformas y cuya comparativa comenzó a realizarse en Enero del 2013, ya
que a finales de Diciembre del 2012 migró la producción de las Complejos Operativos
Akal-GP, Akal-TGP y Akal-TGP2 al Complejo G. Desde ese momento la diferencia entre
totalizaciones de aforos por MPFM y separador del complejo se ha mantenido alrededor
de -11.5 %. (Ver Apéndice C)
Conclusiones
a) El mayor logro de este trabajo es lo valioso de tener un dato confiable para la
toma de decisiones. El tener certeza de que las acciones tomadas a partir de un
dato confiable conlleva a resultados positivos tiene un gran valor agregado que se
puede medir a través de:
- Tiempo para definición de parámetros óptimos de producción.
- Detección de problemas en pozos.
- Evaluación de sistemas de levantamiento y de producción secundario.
- Reducción de producción diferida por detección temprana de anomalías.
b) Con la implementación de los tiempos de medición recomendados se ha
contribuido con la disminución de las diferencias con respecto a la medición de la
corriente medida por complejo operativo en cada batería de separación.
c) La disminución de las diferencias mencionadas infiere la obtención de datos más
representativos y por lo tanto las acciones tomadas en función de los mismos
generan resultados confiables.
Nomenclatura
C.P: Centro de Proceso
IE: Índide de Estabilidad; cociente entre la desviación estándar (σ) de los valores
obtenidos de producción (por minuto) dividido por el promedio de estos ( X ).
MPFM: Multiphase Flow Meter; siglas en Inglés para referirse a un Medidor Multifásico.
[14]
Referencias
1. Canavos, G. C., Probabilidad y Estadística, Aplicaciones y Métodos,
McGraw-Hill, Atlacomulco (1988), 12-15
Tablas y Figuras
Figura 1. Resultados de un aforo evaluado en distintos intervalos
Figura 2. Ejemplo de Pozo Estable
Figura 3. Ejemplo de Pozo Semiestable
Figura 4. Ejemplo de Pozo Inestable
Figura 5. Ejemplo de Pozo Inestable Cíclico
Tabla 1. IE y Tiempos de Medición
Tabla 2. Porcentaje de Diferencia - Total Σ bpd Pozos vs bpd Batería de Separación
[15]
Apéndice A
Evaluación Σ de aforos MPFM Vs Batería
Debido a la baja incertidumbre que se tiene en la medición de las baterías de
separación de cada Centro de Proceso (C.P), la SAMF, determinó que la mejor forma
de evaluar las mediciones realizadas a nivel pozo (Multifásico o Separadores de
Prueba) sería en comparación contra la medición en Batería.
Para ello se creó un indicador siguiendo los siguientes pasos:
Batería:
a. Se lleva un registro de la producción diaria de la Batería de Separación.
b. Se selecciona resultado de medición en batería por C.P. con fecha del
análisis comparativo.
c. Se verifican los pozos operando en el día.
Aforos:
a. Se extrae el valor de producción del Sistema de Vigilancia de Producción y/o
de los aforos más recientes reportados para cada pozo. Para pozos de
apertura cíclica, se determina un valor estimado en función del tiempo
promedio que se encuentra abierto a producción. (Nota: Para las plataformas
donde no se dispone de MPFM no se realiza ningún tipo de estimación de
producción de pozos cíclicos).
b. Se obtiene del sistema de vigilancia los pozos abiertos por día.
c. Se suma la producción por Complejo Operativo y después por C.P.
d. Se distribuyen los aforos en una línea de tiempo y se identifica el periodo con
el mayor número de aforos en pozos.
e. Se comparan resultados contra la producción promedio en Batería para el
periodo seleccionado.
[16]
Apéndice B
Evaluación Σ de aforos MPFM Vs Batería
(Complejos Operativos J, L, y B)
Nota: Las plataformas sombreadas no tienen MPFM instalado
1-ago-12 22-abr-13
AKAL-GP 8,442
AKAL-TGP 3,282
AKAL-TGP2 2,229
AKAL-FO 3,102 4,400
AKAL-TFO 1,149 0
AKAL-TJ 21,843 17,997
AKAL-TTJ 8,377 6,744
KUTZ-TA 17,814 10,394
SIHIL-A 22,101 23,047
AKAL-F 6,528 1,100
AKAL-FR 815 505
AKAL-O 14,971 14,971
IXTOC-A 28,702
KAMBESAH-TA 6,221
TOTAL AFOROS (BPD) 110,653 114,081
BPD BATERÍA (PROM) 84,730 97,166
Dif. Vs Promedio 30.6% 17.4%
AKAL-L 9,999 8,506
AKAL-KL 28,626 20,784
AKAL-TKL 13,713 16,061
AKAL-TM 16,912 9,438
AKAL-TTM 5,283 3,017
AKAL-TQ 3,850 2,800
AKAL-TQA 3,140 670
TOTAL AFOROS (BPD) 81,523 61,276
BPD BATERÍA (PROM) 65,395 54,464
Dif. Vs Promedio 24.7% 12.5%
AKAL-B 5,756 6,992
AKAL-TB 7,520 6,854
AKAL-BN 29,484 24,188
AKAL-M 7,868 4,577
AKAL-TMA 6,041 1,832
AKAL-MB 4,879 3,738
AKAL-DB 14,286 10,288
TOTAL AFOROS (BPD) 75,834 58,469
BPD BATERÍA (PROM) 58,324 51,173
Dif. Vs Promedio 30.0% 14.3%
Pasa a C.P. Akal-
G
B
Medición por Pozo (MPFM,
Separador)
vs
Batería
J
L
[17]
Apéndice C
Evaluación Σ de aforos MPFM Vs Batería
(Complejo Operativo G)
13-Jan 25-Mar
AKAL-P 20,783 20,606
AKAL-PR 7,273 6,326
AKAL-G 11,243 9,908
AKAL-GR 21,310 15,791
AKAL-GP 11,691 7,668
AKAL-TGP 3,186 8,606
AKAL-TGP2 2,377 2,357
TOTAL AFOROS 77,863 71,262
BPD BATERÍA (PROM) 88,276 80,503
Dif. Vs Promedio -11.8% -11.5%
Medición por Pozo (MPFM,
Separador)
vs
Batería
G
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Apéndice D
Desviación Estándar y Media Aritmética
Media Aritmética:
En matemáticas y estadística, la media aritmética (también llamada promedio o
simplemente media) de un conjunto finito de números es el valor característico de una
serie de datos cuantitativos objeto de estudio que parte del principio de la esperanza
matemática o valor esperado, se obtiene a partir de la suma de todos sus valores
dividida entre el número de sumandos.
Dados los n números , la media aritmética se define como:
Por ejemplo, la media aritmética de 8, 5 y -1 es igual a:
Desviación Estándar
La desviación estándar o desviación típica (denotada con el símbolo σ o s, dependiendo
de la procedencia del conjunto de datos) es una medida de centralización o
dispersión para variables de razón (radio o cociente) y de intervalo, de gran utilidad en
la estadística descriptiva.
Se define como la raíz cuadrada de la varianza. Junto con este valor, la desviación
típica es una medida (cuadrática) que informa de la media de distancias que tienen los
datos respecto de su media aritmética, expresada en las mismas unidades que
la variable.
Para conocer con detalle un conjunto de datos, no basta con conocer las medidas de
tendencia central, sino que necesitamos conocer también la desviación que presentan
los datos en su distribución respecto de la media aritmética de dicha distribución, con
[19]
objeto de tener una visión de los mismos más acorde con la realidad al momento de
describirlos e interpretarlos para la toma de decisiones.
A continuación se muestra cómo calcular la desviación estándar de un conjunto
de datos. Los datos representan la edad de los miembros de un grupo de niños: { 4, 1,
11, 13, 2, 7 }
1. Calcular el promedio o media aritmética .
.
2. Calcular la desviación estándar
