API RP 86-2005
Práctica recomendada API para la medición de flujo multifásico (primera edición)

Estándar No.

API RP 86-2005

Fecha de publicación

2005

Organización

API - American Petroleum Institute

Ultima versión

API RP 86-2005

Alcance

Esta Práctica Recomendada API surgió de una serie de reuniones que se llevaron a cabo durante 2003 entre expertos en medición de varios productores que estaban activos en alta mar en el Golfo de México. Este grupo (el Grupo de Trabajo de Asignación Upstream) se propuso abordar la escasez general de estándares y prácticas recomendadas que rigen la medición y asignación del flujo en el dominio upstream. El grupo que desarrolló esta Práctica Recomendada (RP) se llamó Subgrupo de Determinación de Tasa de Pozo @ con el mandato de hacer recomendaciones con respecto a la medición de tasas de flujo de pozos individuales. Sin embargo, a medida que se desarrolló su trabajo, el encargo se amplió ligeramente para cubrir el tema más general de la medición de flujo multifásico, ya sea que el flujo provenga de un solo pozo o del flujo combinado de dos o más pozos. USO CON OTRAS PRÁCTICAS RECOMENDADAS Se pretende que este RP se utilice junto con otros documentos similares para guiar al usuario hacia buenas prácticas de medición en aplicaciones de producción de hidrocarburos aguas arriba. El término aguas arriba se refiere a aquellos puntos de medición anteriores a @ pero sin incluir @ el punto de transferencia de custodia. Específicamente, este documento abordará en profundidad la cuestión de cómo el usuario mide los caudales (multifásicos) de petróleo@gas@agua@ y cualquier otro fluido que esté presente en la corriente de efluente de un solo pozo. Esto requiere la definición no sólo de la metodología que se va a emplear, sino también la provisión de evidencia de que esta metodología producirá una medición de la calidad en el entorno previsto. Muy a menudo@ esta evidencia tomará la forma de una declaración de la incertidumbre de la medición@ enfatizando cómo se obtuvo la declaración de incertidumbre. Este PR resultará especialmente importante cuando se utilice junto con otros documentos similares, como aquellos que abordan cómo los fluidos mezclados deben asignarse a los productores individuales. Por ejemplo API RP 85 Uso de caudalímetros submarinos de gas húmedo en sistemas de medición de asignación [Ref. 2] describe una metodología para la asignación basada en la incertidumbre relativa@ cuya identificación se analiza en detalle en la sección 8. CLASIFICACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO Para los propósitos de este documento@ la medición del flujo multifásico debe abordar todas las condiciones posibles que probablemente se encuentren en el producción de petróleo y gas. Dado que es imposible escribir de manera prescriptiva un PR que aborde todas las condiciones posibles que podrían encontrarse en la práctica real, esto no se intentará aquí. Sin embargo, no existen condiciones del entorno multifásico que se encuentran en la producción típica de hidrocarburos que estén específicamente excluidas aquí. Las condiciones de los caudales de las fases individuales@presiones@temperaturas@densidades@condiciones aguas arriba y aguas abajo@orientación de la tubería@u otros parámetros pueden y serán considerados. En lugar de abordar cada caso con una prescripción de cómo se debe realizar la medición, este PR solicita que el posible usuario primero demuestre que se consideran todos los aspectos del problema de medición para la aplicación en cuestión y luego describa de manera cuantitativa y rigurosa por qué. el enfoque tendrá éxito cuando se implemente. Además @ el usuario debe indicar cómo se aplicarán en el proceso de asignación las recomendaciones del PR con respecto a la incertidumbre de la medición en las pruebas y las condiciones de operación en el campo. MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DEL CAUDAL Los métodos para la determinación del caudal de un pozo individual que podrían estar cubiertos por este RP son muchos. Se han considerado los siguientes. ? Separadores convencionales bifásicos y trifásicos con contadores monofásicos asociados. ? Medidores de flujo multifásicos en línea. ? Medidores de flujo multifásicos que utilizan separadores parciales bifásicos gas-líquido. ? ¿Técnicas que utilizan mediciones de fondo de pozo para estimar los caudales? Por ejemplo, análisis nodales o medidores virtuales. metros de fondo de pozo. De los enumerados aquí @ todos se abordarán más adelante en este RP excepto el uso de medidores monofásicos con separadores bifásicos y trifásicos convencionales. Se remite al lector interesado al Manual de estándares de medición del petróleo [Ref. 1] para una discusión extensa de esos métodos. El uso de separadores de dos y tres fases en la determinación periódica de la velocidad del pozo a partir de diferentes distancias y configuraciones entre el pozo y el separador en relación con el flujo de los pozos productores se analiza con más detalle en este PR. Otro trabajo relevante API RP 85 se publicó en 2003. Si bien el tema que abordó fue diferente del considerado aquí @, existe suficiente superposición en estos dos temas como para que algunos temas sean comunes a ambos. Por ejemplo, en la creación del RP 85 se invirtieron muchos esfuerzos en el área de calibración y verificación de medidores de gas húmedo. Aunque las metodologías de medición y los regímenes de flujo multifásico que se consideran aquí son más amplios que los utilizados en RP 85@, está claro que gran parte del material desarrollado para RP 85 se puede utilizar en gran medida sin modificaciones en esta práctica recomendada. Asimismo, el Manual noruego de medición multifásica [Ref. 3]@ publicado por la Sociedad Noruega de Medición de Petróleo y Gas (NFOGM)@ es una rica fuente de material que ha sido revisado recientemente. Con permiso de NFOGM@, el material de este documento se ha incorporado a este RP. Algunas secciones de las Notas de orientación para la medición del petróleo [Ref. 4] que publica el Departamento de Comercio e Industria del Reino Unido (DTI) se han incluido @ particularmente en la sección 8 sobre Incertidumbre en la medición. Se han utilizado partes de un documento técnico desarrollado por el Comité API sobre Medición de Petróleo (COPM) (Publicación API 2566 @ Medición de flujo multifásico de última generación) para detallar en qué consiste una prueba de aceptación en fábrica (FAT) [Ref. 5]. Finalmente @ algunas secciones han sido tomadas de un borrador inédito de un próximo documento de ASME sobre medición de gas húmedo [Ref. 11].

API RP 86-2005 Historia

• 2005 API RP 86-2005 Práctica recomendada API para la medición de flujo multifásico (primera edición)