RESUMEN DEL ALCANCE Hasta que se encuentre una mejor alternativa, la medición de hidrocarburos líquidos se logrará utilizando cualquier información de muestreo disponible para determinar la fracción de volumen de agua y el GOR del pozo. Dependiendo del grado de dificultad en la obtención de la muestra y de la importancia de la producción de hidrocarburos líquidos, es posible que con poca frecuencia se repita esta actividad para obtener nueva información sobre las propiedades del fluido. Aunque un operador ciertamente tendrá una muestra de producción adquirida de cada pozo en su inicio (es decir, de una herramienta de toma de muestras con cable@ o del flujo de regreso a la plataforma de terminación) a menos que el sistema se desequilibre@, no hay ningún requisito. para tomar más muestras. Otro problema que debe abordarse es el hecho de que las condiciones en el medidor submarino serán bastante diferentes de las del punto de medición de referencia en la instalación de procesamiento anfitriona. Se deben aplicar análisis PVT para tener en cuenta los cambios de fase incurridos debido a la longitud de la línea de flujo de amarre y la profundidad diferencial del agua, así como cualquier otro cambio en la presión y la temperatura que pueda alterar el estado de fase del fluido. Esto afectará tanto a las mediciones de líquido como de gas y aumentará la dificultad de la tarea. Todo este tema de la transferencia de masa entre fases y su efecto sobre la incertidumbre de la medición se aborda en el Apéndice A.
API RP 85-2003 Historia
2003API RP 85-2003 Uso de caudalímetros submarinos de gas húmedo en sistemas de medición de asignación (PRIMERA EDICIÓN)