MÉTODO DE ALOCACIÓN EN PROCESO DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE PETRÓLEO:
ESTUDIO METROLÓGICO
Brenta, H.(i); Lupo, S.(i); Chamorro, A.(ii); Cazzasa, E.(ii); Forastieri, J.(i); Rosso, A.(ii) (i)Centro de Investigación y Desarrollo en Física y Metrología (ii)Centro de Investigación y Desarrollo de Ambiente hbrenta@inti.gob.ar
Introducción
En el proceso de producción y tratamiento de petróleo se utilizan técnicas metrológicas según la ubicación del punto de medición bajo análisis (boca de pozo, baterías, concentradores, salida de planta, etc.). La composición química del fluido varía a lo largo del recorrido, y también la calidad de su medición. Para poder controlar el proceso y cuantificar el producto se utiliza el método de alocación. La estimación de los valores de incertidumbre resulta de vital importancia.
Objetivos
Establecer un esquema general que relacione los sistemas de medición del proceso y unifique criterios sobre el tratamiento de datos de interés. Definir las fórmulas de cálculo de cantidades y modelos matemáticos asociados medición. Realizar los análisis de incertidumbre según lo establecido en la GUM, el VIM y el SI.
Descripción
En la industria del petróleo y sus principales derivados es posible considerar las siguientes etapas características:
1. Extracción 2. Producción 3. Tratamiento 4. Transporte 5. Refinación 6. Distribución 7. Utilización
El proceso analizado en el presente estudio lo conforman las etapas de Producción y Tratamiento (de boca de pozo al punto de medición fiscal/entrega a oleoducto). El mensurando es una mezcla de petróleo, agua e impurezas.
Como el petróleo al final del proceso proviene de pozos que pertenecen a diferentes áreas de explotación, se requiere de una sistemática para poder asignar cuanto le corresponde a cada parte interesada. Se utiliza una técnica llamada alocación (en inglés: allocation) o distribución.
Dado que en la práctica en ocasiones se presentan diferencias comerciales, resulta de importancia conocer la incertidumbre de la medición. Dependiendo de su valor, puede considerarse si un error observado acuerda razonablemente o no.
ÁREA DE EXPLOTACIÓN 1
P1.1.1 P1.1.n
B1.1
C1
B1.n
ÁREA DE EXPLOTACIÓN n
PTC
Cn
PTC: Planta de Tratamiento de Crudo C1: Concentrador del área de explotación 1 Cn: Concentrador del área de explotación n B1.1: Batería 1 del área de explotación 1 B1.n: Batería n del área de explotación n P1.1.1: Pozo 1 de la batería 1 del área de explotación 1 B1.1.n: Pozo n de la batería n del área de explotación n
Figura 1: Esquema general del proceso
INTI realizó un estudio metrológico abordando la problemática. Se obtuvo un modelado matemático orientado a su aplicación práctica en las técnicas de medición actualmente en uso en la industria del petróleo.
Resultados
Modelo matemático de alocación
Producción de la PTC:
V = VU.E + VDST.E
V:
Es el volumen de petróleo que se estima como
producción total de la planta de tratamiento.
VU.E: Es el volumen de petróleo que se estima como
producción total de la planta de tratamiento
entregado al oleoducto.
VDST.E: Es el volumen de petróleo que se estima como
diferencia de stock (delta stock) en la planta de
tratamiento.
Alocación hacia un área de explotación:
V1.A = V •
V1.E VΣn.E
V1.A: V1.E: VΣn.E:
Es el volumen de petróleo alocado hacia el área de explotación 1
Es el volumen de petróleo que se estima como producción del área de explotación 1
Es la sumatoria de los volumenes de petróleo que se estiman como producción de todas las áreas de explotación
Alocación hacia una batería:
V1.B1.A = V1.A •
V1.B1.E V1.ΣBn.E
V1.B1.A: Es el volumen de petróleo alocado hacia la
batería 1 del área de explotación 1
V1.B1.E: Es el volumen de petróleo que se estima como
producción de la batería 1 del área de explotación 1
V1.ΣBn.E: Es la sumatoria de los volumenes de petróleo
que se estiman como producción de todas las baterías del área de explotación 1
Alocación hacia un pozo:
V1.B1.P1.E V1.B1.P1.A = (V1.B1.A + V1.B1.DST.E) •
V1.B1. ΣPn.E
V1.B1.P1.A: Es el volumen de petróleo alocado hacia el
pozo 1 de la batería 1 del área de explotación 1
V1.B1.DST.E: Es el volumen de petróleo que se estima
como diferencia de stock (delta stock) en la batería 1 del área de explotación 1
V1.B1.P1.E: Es el volumen de petróleo que se estima
como producción del pozo 1 de la batería 1 del área de explotación 1
V1.B1. ΣPn.E: Es la sumatoria de los volumenes de
petróleo que se estiman como producción de todos los pozos de la batería 1, del área de explotación 1
Modelos matemáticos de Sistemas de medición de petróleo
Con caudalímetro volumétrico tipo rotativo
V #.E = V M • C A • C T • C P • C FP
V #.E: Es el volumen estimado de petróleo V M: Es el volumen de la mezcla ( petróleo + agua +
impurezas ) medido por un caudalímetro volumétrico tipo rotativo.
C A: Es el factor de corrección por el ajuste del medidor. C T: Es el factor de corrección por la temperatura del
fluido
C P: Es el factor de corrección por la presión del fluido C FP: Es el factor de corrección por la fracción de
petróleo de la mezcla ( petróleo + agua + impurezas ).
Con caudalímetro másico por efecto Coriolis
M
V #.E =
• C A • C T • C P • C FP
D
M: Es la masa de la mezcla ( petróleo + agua +
impurezas ) medida por un caudalímetro másico por efecto Coriolis
D: Es la densidad de la mezcla ( petróleo + agua +
impurezas )
Con tanque de almacenamiento
V #.E = (k T • h L - V AL) • C dT • C T • C FP
k T : Es la constante volumétrica del tanque de
almacenamiento
h L : Es la altura del líquido medida en un tanque de
almacenamiento bajo condición de reposo (tanque quieto) a presión atmosférica
V AL: Es el volumen de agua libre medida en un tanque
de almacenamiento bajo condición de reposo (tanque quieto) a presión atmosférica
Determinación del corte de agua
C FP = X M + X L + X O
X M: X L: X O:
Corrección asociada al muestreo Corrección asociada a la determinación analítica Corrección asociada a otras variables de interés
Conclusiones
El estudio metrológico brinda una herramienta de cálculo que unifica criterios metrológicos para la toma de decisiones. Si bien el proceso es complejo, se generó una positiva recepción del trabajo por parte de profesionales y especialistas de la temática, dando lugar a amplificar lineas de trabajo actuales y en desarrollo.
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