Experiencias, retos y áreas de oportunidad para la medición multifásica con tecnología SONAR en campos de petroleros de México. NOMBRE DEL PONENTE: M en I. Humberto Aguilar Cisneros Ing. Pablo Rodríguez Reyes NOMBRE DE LA CIA: Expro Lo que no se mide no se puede controlar, lo que no se controla no se puede mejorar

Contenido Introducción Antecedentes Experiencias en México Retos y Áreas de Oportunidad Conclusiones

Introducción ¿Qué se busca? La medición de los fluidos individuales (aceite, agua y gas) de producción de un pozo es fundamental para la administración integral de un yacimiento. Esto permite generar planes de explotación oportunos que maximicen las ganancias de una manera sostenible. Medición multifásica: Desventajas: Intrusivos Utilizan fuentes de energía no convencionales (Radioactivas). En algunos casos altera la filosofía de operación. Medición convencional (Separador de Prueba) Atractivo Ventajas Desventajas Muchas veces no existe viabilidad técnica y económica: Problemas de logística Problemas de dimensiones y peso Costos asociados Mayor confiabilidad. Menor incertidumbre de medición. Equipo de mayor utilización y conocimiento ¿Qué se busca?

Introducción Herramienta de medición confiable, portable, que utilice fuentes de energía convencionales, sin tener producción diferida y sin alterar las condiciones del proceso (Pozo fluyendo)

Introducción ActiveSONAR® PassiveSONAR® Recomendado para aplicaciones: Producción de Petróleo (incluyendo Petróleo negro), Gas/ Condensado. Medición de líneas de Inyección de Gas y Agua. Medición de tasas de caudal de gas y líquidos en procesos. Recomendado para aplicaciones: Monitoreo de producción en cabeza de pozo para gas/condensado Medición caudal de Gas seco y/o Gas Húmedo tipo I/II. Inyección de Gas / Gas Lift. Inyección de agua. Medición de caudal de gas y líquidos monofásico. Medición de caudal de fluidos de perforación.

Introducción Normatividad de Medición multifásica: Norma API MPMS 20.3: Capitulo IV “Técnicas de sistemas de flujo multifásico”: Apartado 4.1.3 “Velocidad del fluido” Sub apartado 4.1.3.5 “Acústico” Apartado 4.3 “Dispositivos de Abrazadera” Normatividad de la CNH: Lineamientos Técnicos de medición de la CNH 2015 (Rev. 2016): Artículo 24. De la medición multifásica. Apartado I.-El Operador Petrolero deberá seleccionar los medidores multifásicos Apartado II.-Los medidores multifásicos fijos o portátiles se podrán utilizar para prueba de pozo en lugar de separadores de prueba

Antecedentes Historia de la tecnología de medición SONAR Fue introducida en la industria del petróleo y gas por primera vez con el despliegue del primer medidor de flujo multifásico en fondo de pozo en la Plataforma Mars de la Empresa Shell en octubre de 2000. Utilizaba sensores de fibra óptica. . El remplazo de los sensores de fibra óptica por sensores piezoeléctricos dio la pauta para la instalación del medidor en superficie, reduciendo de esta manera los costos de operación y mantenimiento. Es en este momento que nace la primera generación de medidores Sonar de tipo abrazadera que lleva por nombre PassiveSONAR®. En 2009, Expro Meters introduce al mercado internacional al medidor ActiveSONAR ™, la segunda generación de medidores de abrazadera Sonar.

Antecedentes Principio de funcionamiento: VELOCIDAD GVF ÁREA DE TUBERIA FLUJO VOLUMÉTRICO Medición de espesores de acuerdo a ASME B-31.8 en sitio Grafico de superficie “K-w”

Antecedentes Herramienta de medición multifásica TPS1000 Condiciones del proceso: Presión Temperatura Información del SONAR Datos de la composición: (Datos del reporte PVT y cromatografía) RGA GE gas API Psat Pyac Tyac Bo TPS1000 (Vigilancia Total de Producción) Modelo de flujo multifásico Modelos de propiedades Correlaciones de Aceite Negro Ecuaciones de estado Determinación % agua (Muestreo)

Antecedentes Caso de éxito de aplicación de medición multifásica fuera de México Validación con 2 pozos Medidor Sonar Sep de Prueba Campaña de medición: 91 pozos (FN y BEC) 3 pozo iny de agua Validación con 4 pozos Medidor Sonar Sep de Prueba Primera Validación Pozo Duración Estran Diferencia (%) Minutos 64ths Gas Aceite A02 120 24 39 40 48 6 3 75 64 7 2 A01 142 Segunda Validación Pozo Duración Estran Diferencia (%) Minutos 64ths Gas Aceite A03 10.5 24 4 14 12 48 7 3 2.7 64 10 2 A04 6 13 5 A05 9 A06 28

Antecedentes Caso de éxito de aplicación de medición multifásica fuera de México Validación con 2 pozos Medidor Sonar Sep de Prueba Campaña de medición: 91 pozos (FN y BEC) 3 pozo iny de agua Validación con 3 pozos Medidor Sonar Sep de Prueba Resultados de la campaña de medición: Se realizó la medición del conjunto de pozos en un tiempo relativamente corto debido a su fácil instalación y portabilidad. Permitieron la toma de decisiones oportunas para la optimización del campo. Permitió la detección de una fuga en el espacio anular en un pozos FN con intervalos múltiples de producción . Optimización de la frecuencia de operación del BEC para los gastos esperados.

Experiencias en México Cinco Presidentes 2011 (Pozos de Gas Húmedo) Medidor Sonar Activo Placa de orificio Sep de Prueba Pozo de gas húmedo Mezcla Gas Líquido Resultados (Sonar Vs Placa de Orificio) Pozo Diámetro Duración Placa de orif SONAR Error Pulgadas Horas MMft3/día (%) 812 3 5 0.542 0.548 1.13 822 2 4 0.959 0.951 0.73 803 6 0.55 0.527 4.11 1403 1.12 1.14 2.96 Nota: 1.-No existe limitante para medición por efecto de carga de líquido. 2.-Es posible determinar el flujo de líquido

Experiencias en México Cinco Presidentes (Líneas de inyección de BN) Placa de orificio Medidor Sonar Activo Gas BN Línea de BN Diámetro Duración Placa de ori SONAR Error Pulgadas Horas MMft3/día (%) 802D 2 6 0.397 0.415 4.7 802 0.959 0.951 0.73 1472 0.287 0.275 4.14 803D 0.274 0.261 4.73

Experiencias en México Cinco Presidentes (Gasoductos 10 “) Centro de compresión Ogarrio CPG La Venta V-Cone Medidor Sonar Activo Gasoducto 1 y 3 Bacal Nelash V-Cone CPG La Venta Medidor Sonar Activo Paq 1 y 2 Compresión Ogarrio Gasoducto Diámetro Duración V-Cone SONAR Error Pulgadas Horas MMft3/día (%) 1 10 4 10.51 10.37 1.31 2 6 27.02 26.11 3.35 3 13.46 13.42 0.31 Gasoducto 2 Gas

Experiencias en México Medición de crudo pesado en el campo Ku-Maloob-Zaap 2013 Pozo Presión Temperatura Separador Inyecc. de BN Calidad (API) Cabeza (kg/cm2) Bajante (kg/cm2) Cabeza (°C) Bajante Prs (kg/cm2) Tmp Prs (kg/cm2) Ku-65D 22 13.0 7.5 78 69 68 29 Ku-1295 45-50 7.5 .8.2 80 NA Mb-423 13

Experiencias en México Instalación de los equipos

Experiencias en México Resultados de medición del pozos Ku-65D Ubicación SONAR Referencia  Diferencia Incertidumbre BPD MMft3/día Referencia Aceite% Gas% Bajante de pozo 5545.5 6.0 Aforo T 5267 5.2 5.0 13.3 6.1 2.5 Entrada separador 5538.5 4.9 Salida aceite sep. 5346.4   Placa 4542 15.0 4.3 Salida gas sep. 4.6 4.8 5.5 Inyección de BN 3.6 3.55 1.2 1.8 Resultados de medición del pozos Mb-423 Ubicación SONAR Referencia  Diferencia Incertidumbre BPD MMft3/día Referencia Aceite% Gas% Bajante de pozo 8966.4 6.0 Aforo T 9479 7.7 29.00 4.7 2.2 Salida aceite separ. 9392.6   Placa 8433 10.0 3.8 Salida gas separador 5.7 6.5 15.0 2.9 Inyección de BN 3.5 4.8 35 2.4

Experiencias en México Resultados del pozo Ku-1295 (Pozo Gasero- Reto) La producción de gas se incrementa debido a la cercanía del intervalo disparado al contacto Gas-Aceite. (Conificacion de gas) La producción de aceite del pozo decrementa sustancialmente por efecto de velocidad superficial del gas . Ubicación SONAR Referencia  Diferencia Incertidumbre BPD MMft3/día Referencia Aceite% Gas% Bajante de pozo 4002 12.5 Aforo T 3100 9.7 23 22 6.6 6.5 Entrada separador 3799 11.9 21 18 6.4 Salida aceite separ. 3816   Placa 3247 15 5.6 Salida gas separador 8.6 12.2 42 7.2

Experiencias en México Pozos Ixtoc 12, 16 y 21 (Servicio de medición) Se determinaron dos puntos de medición: Bajante de Pozo Línea de inyección de BN Pozo Calidad Presión Temp. Wcut QIny BN Prs Iny BN Tmp Iny BN (API) Cabeza (kg/cm2) Bajante (kg/cm2) Bajante (°C) % MMft3/día (kg/cm2) Ixtoc 12 31 13.5 7.8 90 55 2.4 48 30 Ixtoc 16 11.5 8.6 92 52 NA Ixtoc 21 23.8 59 21 0.72 64

Experiencias en México Instalación del medidor en la bajante Resultados de los pozos Ixtoc 12 Dos Velocidades: Gas Líquido Velocidad de la mezcla = 32 ft/s Pozo Duración  Junio 2017 Aceite Agua Gas Total Gas BN Horas (BPD) (MMft3/día) Ixtoc- 12 8 1268 1550.5 3.4 2.1

Experiencias en México Instalación del medidor en la bajante Resultados de los pozos Ixtoc 16 Inestabilidad en el flujo Velocidad Promedio de la mezcla= 11 ft/s Pozo Duración  Junio 2017 Aceite Agua Gas Total Gas BN Horas (BPD) (MMft3/día) Ixtoc- 16 8 987 1069 1.24

Experiencias en México Resultados del pozo Ixtoc 21 Instalación del medidor en la bajante Posición del medidor muy cercano al estrangulador y codo (Incremento de velocidad y DP=10 kg/cm2) Posible solución: Cambiar de posición el medidor Alta velocidad >50 ft/s (Representativa de un flujo de gas monofásico) Sobre estimación del flujo en por lo menos un 300%

Áreas de oportunidad Medición de hidrocarburos en oleogasoductos donde convergen corrientes provenientes de múltiples yacimientos. Problemática: No se conocen las propiedades de los fluidos: RGA variables Corte de agua variable. Calidad API variable

Áreas de oportunidad Medición de hidrocarburos en oleogasoductos donde convergen corrientes provenientes de múltiples yacimientos. Propiedades de fluidos: Corte de Agua RGA Bo 2.-Miniseparador 1.-Multitracer® Gastos individuales: Aceite Agua Gas Velocidad de la mezcla 3.- PassiveSonar®

Áreas de oportunidad Medición de crudo extrapesado con altos contenidos de gases no hidrocarburos en la mezcla de producción. Posible ubicación del medidor SONAR Propiedades de los fluidos: Bajo API <13 Grados Altas viscosidades a T y P de superficie > 100 cP Altos contenidos de H2S y CO2 en el gas de producción Producción de agua

Conclusiones La herramienta de medición multifásica con tecnología SONAR de Expro ofrece: HSE Elimina el riesgo de vertimiento de hidrocarburos al mar y a la atmosfera por fugas. Reduce el riesgo del personal e instalaciones. Calidad de los Datos. Reducir la incertidumbre en la cantidad de hidrocarburos medidos. Proporciona una medición precisa y confiable del flujo multifásico esperados durante la operación de pozos o líneas de transporte. Operaciones. Medición de pozos sin producción diferida. Medición de producción a condiciones dinámicas (pozo fluyendo). Aumento de la eficiencia operativa del Activo debido al diseño no intrusivo del medidor Sonar. Transformación operativa de las funciones y procedimientos para la medición y aforo de pozos sin riesgos a la producción. Optimización de costos productivos. Diseño (yacimientos, pozos e Instalaciones) Monitoreo de los flujos individuales de pozos y líneas de producción que permite la generación de planes de explotación oportunos.

Gracias ActiveSONAR® PassiveSONAR®