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Páginas: 44 (10990 palabras) Publicado: 24 de mayo de 2014
Comportamiento del flujo tanto en tuberías verticales como horizontales en crudos pesados.

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. Existe un nivel de energía disponible en el sistema representado por la presión estática delyacimiento, Pws, y un nivel de energía requerido definido por una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.
Transporte en el pozo (tubería vertical).

En el pozo, los fluidos ascienden a través de la tubería de Producción venciendo la fuerza de gravedad, su aceleración y la fricción con las Paredes internas de la tubería, llegando al cabezal del pozocon una presión Pwh.
Cuando un yacimiento de crudo pesado no dispone de la energía suficiente para transportar al fluido a nivel de superficie, se realizan levantamiento artificiales.es allí donde se ven mayormente las diferencias comparado con la producción de crudo mediano o liviano. Cuando los fluidos van en ascenso a través de la tubería de producción y se está en presencia de un proceso comoel bombeo mecánico o Electrosumergible este flujo debe ser controlado pues en la parte más baja de la tubería (fondo del pozo) se encuentran las bombas, y la producción de arena típica en yacimientos de crudos pesados puede provocar desgaste severo de los equipos.
En procesos de recuperación con bombeo de cavidades progresivas el fluido avanza venciendo las fuerzas opuestas a su flujo de formamenos problemática, pues este proceso opera eficientemente en presencia de arena debido a la resistencia del material del estator y al mecanismo de bombeo.
Entre las Correlaciones para flujo multifásico vertical tenemos las siguientes: Poettman y Carpenter, Duns y Ross, Hagerdorn y Brown, Orkiszewski, Beggs y Brill, Aziz y Govier, y Gray.
Transporte en la línea de flujo superficial (tuberíahorizontal).

Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que depende sensiblemente del diámetro del orificio del reductor. En la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego recorre la línea de flujo superficial llegando en caso de existir a un múltiple de producción donde convergen todos los pozos orientados aesa estación de flujo, posteriormente viaja hacia el separador en la estación de flujo, llegando con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.
En la producción de crudo pesado es muy común contar con un reductor de flujo en el cabezal con el fin de limitar la producción, minimizar la turbulencia y con eso lograr una menor producción dearena, así como controlar la caída de presión.
El propósito del estudio del flujo en tuberías en la industria petrolera es el de determinar las pérdidas de energía en el sistema causadas por la extracción de los fluidos desde el fondo del pozo a la superficie y su posterior transporte a la estación de flujo, y con ello establecer la capacidad del pozo para realizar dicha operación, como también dela necesidad o no de la instalación de un sistema artificial u otros equipos en el sistema.
Para ello se ha realizado un sin número de estudios con los que se han elaborado correlaciones para todas las categorías de flujo multifásico basándose en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos pero principalmente en observaciones empíricas limitadas por caída de presión por fricción,diámetros de tubería, características de los fluidos utilizados, geometría, condiciones de flujo y relación gas- liquido.
Para flujo multifásico horizontal tenemos: Lockhart y Martinelli, Baker, Eaton, Dukler, y Beggs y Brill.
Bombeo Mecánico
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