Un medidor de flujo multifásico es un dispositivo que se utiliza para medir las tasas de flujo de las fases individuales de las fases constituyentes en un flujo dado (por ejemplo, en la industria del petróleo y el gas ) donde las mezclas de petróleo, agua y gas se mezclan inicialmente durante los procesos de producción de petróleo.
Se requiere el conocimiento de las tasas de flujo de fluido individuales de un pozo de petróleo en producción para facilitar la gestión del yacimiento , el desarrollo del campo, el control operativo, la garantía del flujo y la asignación de la producción . [1]
Las soluciones convencionales [ palabra de moda ] relativas a los sistemas de medición de dos y tres fases requieren separadores de prueba costosos y engorrosos , con un alto mantenimiento asociado y la intervención del personal de campo. Estas soluciones convencionales [ palabra de moda ] no se prestan a un monitoreo o medición automatizados continuos. Además, con la disminución de los recursos petroleros, las compañías petroleras ahora se enfrentan con frecuencia a la necesidad de recuperar hidrocarburos de yacimientos marginalmente económicos. [2]Para asegurar la viabilidad económica de estas acumulaciones, es posible que los pozos deban completarse bajo el mar, o que se envíe petróleo crudo de varios pozos a una instalación de producción común con exceso de capacidad de procesamiento. Las limitaciones económicas de tales desarrollos no se prestan al despliegue continuo de separadores trifásicos como dispositivos de medición primarios. En consecuencia, las alternativas viables a los separadores trifásicos son esenciales. La respuesta de la industria es el medidor de flujo multifásico (MPFM).
La industria del petróleo y el gas comenzó a interesarse en desarrollar MPFM a principios de la década de 1980, a medida que mejoraba la tecnología de medición y los separadores de cabeza de pozo eran costosos. El agotamiento de las reservas de petróleo (más agua y gas en el petróleo producido) junto con pozos más pequeños y profundos con mayor contenido de agua, vio el advenimiento de ocurrencias cada vez más frecuentes de flujo multifásico donde los medidores monofásicos no podían proporcionar respuestas precisas. Después de un largo período de gestación, los MPFM capaces de realizar las mediciones requeridas estuvieron disponibles comercialmente. Gran parte de la investigación inicial se realizó en el centro de investigación Christian Michelsen en Bergen, Noruega, [3]y este trabajo generó una serie de empresas derivadas en Noruega que dieron lugar a los medidores Roxar / Emerson, Schlumberger, Framo y MPM. ENI y Shell apoyaron el desarrollo en Italia del medidor Pietro Fiorentini. Haimo introdujo un medidor con separación parcial, lo que simplifica la medición precisa, pero a expensas de un dispositivo físicamente más grande. Noruega se ha mantenido como un centro tecnológico para MPFM con la Sociedad Noruega de Medición de Petróleo y Gas (NFOGM) desempeñando un papel académico y educativo. [4] Desde 1994, el número de instalaciones de MPFM ha aumentado constantemente a medida que avanza la tecnología en el campo, con un crecimiento sustancial observado desde 1999 en adelante. [5]Un estudio reciente estimó que había aproximadamente 2700 aplicaciones de MPFM, incluidas la asignación de campos, la optimización de la producción y las pruebas de pozos móviles en 2006. [6]
Una serie de factores han instigado la rápida adopción reciente de la tecnología de medición multifásica: desempeño mejorado de los medidores, reducción en los costos de los medidores, medidores más compactos que permiten el despliegue de sistemas móviles, la necesidad de medición submarina, aumentos en los precios del petróleo y una variedad más amplia de operadores. . Dado que el interés inicial en la medición de flujo multifásico provino de la industria marina, la mayor parte de la actividad de medición multifásica se concentró en el Mar del Norte . Sin embargo, la distribución actual de caudalímetros multifásicos es mucho más diversa.