Correlaciones de flujo multifasico

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO LUZ COL
CÁTEDRA: FACILIDADES DE SUPERFICIE
CABIMAS EDO ZULIA

Integrantes:


Andrea Viloria

Cabimas, 27 de Febrero de 2009

INTRODUCCIÓN
A través de los años la economía de Venezuela ha dependido básicamente del petróleo (su búsqueda, detección, producción, explotación, refinación y comercialización), por esto laindustria petrolera nacional ha tratado de obtener un mejor aprovechamiento de este recurso, de la forma más rentable posible y una de las formas más eficientes de alcanzarlo ha sido mediante una fase de producción óptima.

Uno de los procesos más importantes del negocio petrolero es la fase de producción de crudos, para lo cual se vale de diversos métodos de extracción. La fase de produccióndel petróleo es extremadamente importante, en virtud de que mediante esta se realizan los procesos de levantar el petróleo, ponerlo en especificaciones y transportarlo a su destino final.

El proceso de producción comienza en el yacimiento esto implica que es necesario hacer un análisis previo del tipo de yacimiento desde donde se va a producir el petróleo y de algunas de las propiedades másimportantes. Además, es necesario efectuar un estudio completo sobre todo el recorrido que efectúa el fluido a través del pozo y de las instalaciones de superficie.

Lo ideal sería que todos los pozos produzcan por flujo natural y sus dos fuentes principales de energía para que un pozo produzca por el mismo son: gas y presión. Hay pozos que, a pesar de producir con un gran porcentaje de agua saladamuy pesada, continúan produciendo por flujo natural debido a altas presiones que proporcionan un acuífero activo, aunque el gas que presente sea muy poco o inexistente. También existen los que producen con muy bajas presiones pero que poseen una relación gas-líquido alta.

Generalmente, esos pozos dejan de fluir naturalmente por un incremento en el corte de agua, o por una declinación de lapresión estática del yacimiento. No obstante, pueden ser retornados a producción mediante diferentes métodos de levantamiento artificial. La manera de predecir que un pozo dejará de fluir naturalmente, consiste en graficar las curvas de demanda y la curva de oferta; cuando estas ya no se intercepten el pozo dejará de producir naturalmente.
El objetivo del presente trabajo es el realizar un estudio delflujo Multifasico en tuberías tanto verticales como horizontales que permitirá predecir las pérdidas de presión de los fluidos a lo largo del pozo y de las líneas de flujo superficiales.

DIFERENTES RÉGIMENES DE FLUJO EN EL ESTUDIO DE CORRELACIONES PARA TUBERÍAS VERTICALES Y HORIZONTALES

REGÍMENES DE FLUJO MULTIFÁSICO VERTICAL
El flujo multifásico vertical a lo largo de la tubería deproducción, puede ser tratado como una serie sucesiva de cambios de estados: la liberación de gas, expansión de gas, y reducción del volumen de líquido.
En la figura 3.5 se muestra un modelo de dicho cambios de estados. En el punto a, el fluido entra al pozo. Si la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de burbujeo del crudo que sé está produciendo, el líquido se encuentra presente sóloen la parte baja de la tubería de producción. Conforme el líquido sube por las tuberías de producción, se empiezan a formar burbujas de gas y disminuye la presión.

A medida que se reduce la presión, el gas que se encuentra en solución en el petróleo, se desprende como gas libre (punto b); y como consecuencia el volumen de líquido decrece. Este fenómeno afecta los volúmenes de gas libre ypetróleo presente en cada punto de la tubería de producción de un pozo.
Al seguir bajando la presión se sigue liberando gas en solución, conforme el fluido sube por la tubería. Las burbujas de gas aumentan de tamaño y se vuelven más numerosas (puntos c y d). La cantidad de gas libre en el eductor variará en función de la presión.
Todos estos cambios de estados de la fase líquida y gaseosa, a lo...