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LA MEDICIÓN DEL GAS NATURAL – ELEMENTO CLAVE PARA ESTIMAR SU APROVECHAMIENTO
NOEL SANTAMARIA GUEVARA
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Lo que no se mide no se puede controlar, lo que no se controla no se puede mejorar
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Evidenciar la importancia de una adecuada medición del Gas Natural
Asociado, producido, manejado, utilizado o quemado, para lograr el
mejor estimado de su Aprovechamiento.
Objetivo
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Lineamientos Técnicos en Materia de Medición
de Hidrocarburos (DOF 29 sept 2015)
Disposiciones Técnicas para el
Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, en la
Exploración y Extracción de Hidrocarburos(DOF 7 enero 2016)
Regulaciones consideradas
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Disposiciones Técnicas para Aprovechamiento de Gas
Aspectos relevantes
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Conceptos
Meta: Aprovechamiento de Gas Natural Asociado que debe alcanzar el
Operador Petrolero en las actividades de Exploración y Extracción de
Hidrocarburos.
Programa de Aprovechamiento: Documento en el que el Operador
Petrolero detalla la planeación y la forma en que se aprovechará el Gas
Natural Asociado.
Destrucción Controlada: La Quema o Incineración de Gas Natural
Asociado que no puede ser conservado o aprovechado, por razones
técnicas o económicas.
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Formas de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado.
• Autoconsumo dentro de la misma Área:
o Combustible en turbinas, compresores, motores y otros
o Dispositivos neumáticos.
o Generación de energía eléctrica y otros usos.
• Bombeo Neumático u otros sistemas artificiales.
• Conservación: Reinyección al propio yacimiento u otros.
• Transferencia.
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Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (MAG)
El Operador alcanzará y mantendrá un Aprovechamiento del 98% anual,
preferentemente, dentro de los siguientes tres años posteriores al inicio de las
actividades.
MAG = Meta de Aprovechamiento Anual
A = Autoconsumo
B = Uso en Bombeo Neumático
C = Conservación
T = Transferencia
GP = Gas Natural Asociado producido
GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área
MAG𝑡 =𝐴 + 𝐵 + 𝐶 + 𝑇
𝐺𝑃 + 𝐺𝐴× 100
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Ajuste de la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado
Si no es económicamente viable alcanzar la Meta, dentro de los tres años
siguientes, el Operador puede proponer a la CNH:
• Un periodo de ajuste mayor, o bien
• Un porcentaje de Aprovechamiento diferente.
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Destrucción Controlada del Gas Natural Asociado
El Operador Petrolero puede realizar la Destrucción Controlada del Gas
Natural:
• Cuando en base a Análisis T-E y después de evaluar las alternativas de
Aprovechamiento, la CNH concluya que la única opción es la
Destrucción Controlada.
• Cuando exista caso fortuito o fuerza mayor, que impliquen riesgo para
la operación de las instalaciones y el personal.
• Durante las pruebas de pozos que realicen los Operadores Petroleros.
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Máxima Relación Gas-Aceite a la que podrán producir los pozos
• Los Operadores deben proponer a la CNH la máxima Relación Gas-
Aceite (RGA) dentro de la cual podrá producir un pozo.
• La RGA debe definirse asegurando la maximización del factor de
recuperación de HC.
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Estándares para la medición de volúmenes Aprovechados de GNA.
Para la medición y reporte de los volúmenes, el Operador deberá observar lo
establecido en los Lineamientos de Medición vigentes:
• Condiciones de presión y temperatura.
• Estándares aplicables
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Avisos de pruebas de pozos
El Operador debe avisar a la CNH cuando haya efectuado pruebas de pozos
y realizado Destrucción Controlada
• …………
• ………….
• Estimación del volumen de Gas Natural producido
• El volumen de Gas Natural No Aprovechado,
Avisos en caso de posibilidad de incumplimiento de Metas y Programas
El Operador debe avisar a la CNH cualquier circunstancia que ponga en
riesgo el cumplimiento de Metas y Programas de Aprovechamiento
aprobados.
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Balance de Gas Natural Asociado
El Operador debe entregar un reporte mensual con las cifras del Balance de
Gas Natural Asociado, de conformidad con lo establecido en los Lineamientos
de Medición.
Debe reportar los volúmenes de Gas Natural Asociado sin incluir las
fracciones de N2 y CO2.
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Lineamientos Técnicos en Materia de
Medición de Hidrocarburos
(Aspectos relacionados con el Aprovechamiento de Gas)
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Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos
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Información que se debe remitir a la CNH
Diariamente.
• Volumen y calidad (composición) de los HC en el Punto de Medición.
Mensualmente.
• Volumen y calidad de los HC producidos (Petróleo, condensado, Gas
Natural y agua promedio, por día).
• Balance de HC, desde el pozo hasta el Punto de Medición.
• Volumen de Gas Natural aprovechado o quemado.
• Volumen de Gas Natural venteado en casos excepcionales.
Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos
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Medición de los Hidrocarburos Gaseosos
El Operador debe medir y reportar a la Comisión el volumen de HC gaseosos:
• Producidos,
• Aprovechados,
• Reinyectados,
• Quemados y venteados
Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos
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Medición de los Hidrocarburos Gaseosos
• El Gas Natural Aprovechado deberá medirse por métodos directos.
• En otros casos, puede ser directa o indirecta, continua o intermitente.
• El Gas Natural producido, aprovechado, reinyectado o quemado se debe
reportar desglosando el Nitrógeno, en su caso.
Niveles de Incertidumbre de Medida
• Para Aprovechamiento, reinyección o quema, no podrá ser mayor al 5%.
• Para efectos fiscales o comerciales, no podrá ser mayor al 1%.
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Elaboración de Balances
El Operador debe realizar Balances desde el pozo y, en su caso, del
yacimiento, hasta el Punto de Medición. Debe incluir los volúmenes:
• Extraídos
• Inyectados al yacimiento
• Almacenados
• Usados como combustible en las actividades petroleras
• Mermas
• Empaque y desempaque
• Quemados o venteados
• En el Punto de Medición
• Transferidos
• Otros propios de la operación
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Instrumentos de Medida
El Operador debe seleccionar los medidores de acuerdo con el tipo de
fluido, condiciones del proceso y volúmenes a manejar.
• Placa de orificio,
• Coriolis
• Turbinas
• Ultrasónicos, otros
Medición Multifásica
• Prueba de pozos
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Condiciones para la Medición de Hidrocarburos
• Temperatura: 15.56 °C
• Presión: 101.325 kPa abs. (1 atmósfera).
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Factores que afectan la Medición Operacional
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• Contenido de vapor de agua
• Contenido de líquidos
• Flujo pulsátill
• Presencia de remolinos
• Posición inadecuada de la placa
• Curvatura de la placa
• Relación Beta
• Acumulación de sólidos
• Registro de lecturas estática y diferencial
• Estimado de T, SG
• Cálculo de gastos con procedimientos simplificados
Factores en Medición Operacional con Placa de Orificio
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Efecto de líquido en Medición Operacional con Placa de Orificio
“ This standard applies to fluids considered to be clean, single phase “
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Desviación del gasto en función del contenido de líquido
Placa de orificio de 2 pg (Ting)
Efecto de líquido en Medición Operacional con Placa de Orificio
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Relaciones entre mediciones de gas húmedo y gas seco (Garrido)
( Desviaciones : 8 – 15 % )
Efecto de líquido en Medición Operacional con Placa de Orificio
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Errores en función del Parámetro de Lockhart Martinelli (Kinney-Steven)
Efecto de líquido en Medición Operacional con Placa de Orificio
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Efecto de Placa de Orificio en posición invertida
“ The upstream edge of the orifice plate bore shall be square and sharp “
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Efecto de Placa de Orificio colocada incorrectamente (Winkler)
Efecto de Placa de Orificio en posición invertida
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Efecto de posición de placa invertida, medidor de 4 pg (Ting)
Efecto de Placa de Orificio en posición invertida
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“ The upstream and downstream faces of the orifice plate shall be flat “
Efecto de Placa de Orificio cóncava – No plana
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Placa de orificio con ángulo de deflexión (Ting)
Efecto de Placa de Orificio cóncava – No plana
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Desviaciones del gasto en función del ángulo de deflexión (Ting)
Efecto de Placa de Orificio cóncava – No plana
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• Es evidente la complementariedad de los Lineamientos de Medición y las
Disposiciones para Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.
• La estimación del Aprovechamiento del Gas Natural Asociado depende en
gran medida de la correcta medición de las corrientes del gas producido,
manejado, aprovechado y quemado o venteado.
• La Incertidumbre permitida para las Mediciones Operacionales puede
conducir a estimados de Aprovechamiento de Gas con incertidumbres
teóricas cercanas al 5%.
• Los condiciones No Estandarizadas en la Medición Operacional pueden
conducir a estimaciones de Aprovechamiento de Gas, con incertidumbres
reales mayores que 10%.
Conclusiones
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• La medición del Gas No Aprovechado, indirecta, continua o intermitente,
conduce también a errores no cuantificados en el Aprovechamiento del
Gas.
• En ambas regulaciones se han identificado oportunidades de mejora, por
lo que están en proceso de revisión para su actualización.
• Las Disposiciones Técnicas para Aprovechamiento de Gas Natural
Asociado deberán ser gradualmente más estrictas, a fin de lograr cumplir
los compromisos de la iniciativa “Cero Quema Rutinaria al 2030”
Conclusiones