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CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFASICO:
Muchos ingenieros se equivocan al momento de caracterizar una correlación de flujo multifasico para todos los pozos de un campo dado. Los pozos pueden estarcompletados en diferentes arenas (con distintos comportamientos en la RGP y gravedad API, y una innumerable cantidad de configuraciones mecánicas, hace que muchos de esos cálculos se alejen de larealidad. Es por ello que la recomendación, si el campo y/o yacimiento tiene muy pocos pozos, caracterizar una correlación de flujo multifasico para cada uno de ellos. Ahora sin más preámbulo, un resumen dela funcionalidad de cada correlación:
FANCHER & BROWN:
Es la básica de todas. La misma no toma en consideración los efectos de deslizamiento dentro de la tubería y el utilizada frecuentemente pararealizar un “control de calidad”. Esta da el valor mínimo de presión de fondo fluyente posible del comportamiento del fluido cuando se compara con la presión medida (se desprecia el resbalamiento). Aúnasí da un buen cotejo en las mediciones de presiones de fondo. No debe se usada para el calculo cuantitativo. Los puntos de presiones medidas que caigan a la izquierda de la correlación (en ungráfico de presión medida vs. profundidad) indican un problema en la densidad de los fluidos (es decir, revisa el PVT!) o datos de presión de campo.
HAGERDORN & BROWN:
Es una buena correlación en pozosde petróleo con patrones de flujo slug de mediana a altas tasas de producción. Hagerdorn & Brown no debe ser utilizada para condensados siempre y cuando el flujo neblina sea predominante dentro de latubería de producción. Puede ocurrir perdida de precisión en la estimación de presiones en tuberías de 1 a 1.5 pulgadas de diámetro. La caída de presión puede ser sobre estimada cuando el pozo fluyecon relaciones gas/petróleo mayores a 5.000 PCN/BN. Sin embargo, la correlación funciona bastante bien para un amplio rango de cortes de agua.

DUNS & ROS:
Por lo general funciona bien en los...
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