Flujo multifásico en tuberias verticales

CAPÍTULO III:

FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES

Dr. Edgar Ramírez Jaramillo

Objetivos de este capítulo: •Familiarizarse con métodos que se utilizan para simulación de flujo multifásico en tuberías. •Conocer las ventajas y desventajas de cada uno de los métodos. •Aprender a seleccionar un método apropiado para la solución de problemas específicos de la industria petrolera.Métodos de predicción de flujo multifásico en tuberías Objetivos de una simulación de flujo • Determinación de la capacidad de transporte de una línea multifásica de un diámetro dado (predicción de la caída de presión en la línea, etapa de diseño). • • Predicción de perfil de colgamiento de líquido y patrón de flujo a lo largo de las líneas. Predicción de variación de colgamiento de líquido, presión,temperatura, patrón de flujo en el flujo transitorio ocasionado por libranzas, incidentes, accidentes, etc.

Métodos de predicción de flujo multifásico en tuberías

Correlaciones

Modelos matemáticos

Aplicables a pozos

Aplicables a ductos

Exacto o riguroso

Basados en el promedio de variables de flujo en el espacio, tiempo o espacio y tiempo

Mecanísticos

Flujo vertical Latubería de producción influye, en un alto porcentaje de las caídas de presión que se tienen en el sistema de producción. El cálculo de estas caídas permitirá al ingeniero de producción: •Diseñar las tuberías de producción y líneas de descarga. •Diseñar los aparejos de producción con sistemas artificiales a un tiempo futuro. •Determinar la vida fluyente de un pozo. •Ajustar un modelo de flujomultifásico que permita proponer nuevas alternativas de operación para los pozos. •Optimizar las presiones y el gasto de tal forma que permita operar los pozos por el estrangulador más adecuado.

Relación de signos asociados a cada término ∆pe ∆pf ∆pe + ∆pf + Psalida

Pentrada Pentrada ∆pe + ∆pf ∆pe ∆pf + Psalida

Antecedentes.
El trayecto de los fluidos a través de la tubería, consume lamayor parte de presión disponible para llevarlos del yacimiento a las baterías de separación. Se ha establecido que la caída de presión puede representar del 40 a 80% de la caía de presión total. Sin embargo, esta depende de variables tales como diámetro de la tubería, profundidad del pozo, gasto de producción y relación gas-aceite (RGA). Para describir el comportamiento de flujo a través de latubería vertical (pozo productor), se requiere un estudio de pérdidas de presión en tuberías verticales que conducen mezclas en dos fases o más fases.

Conforme la presión se reduce en el aceite crudo que contiene gas en solución, se desprende gas libre; como consecuencia, el volumen de líquido decrece. Este fenómeno afecta los volúmenes de gas libre y aceite presentes en cada punto de la tubería deproducción de un pozo fluyente.

Supongamos que un pozo tiene la siguiente información: Pws = 3000 psi RGA = 750 ft3/bbl Pth = 100 psi Tp = 3 ½” Realizando una análisis de perdidas de presión para este pozo, se obtienen los siguientes resultados:

En la región de flujo estable, las caídas de presión se incrementan a medida que el gasto se incrementa, esto debido a un incremento en las caídasde presión por fricción. En la región de flujo inestable, las caídas de presión se incrementan a medida que el gasto se reduce debido al incremento del colgamiento y por lo tanto al incremento de las caídas de presión por elevación (mayor densidad).

Clasificación de las correlaciones de Flujo Multifasico para tuberías verticales.
Estas correlaciones se clasifican en tres grandes gruposGrupo A: aquellas que no consideran resbalamiento entre fases y patrones de flujo

Grupo B: aquellas que si consideran resbalamiento entre fases, pero no consideran los patrones de flujo

Grupo C: aquellas que si consideran resbalamiento entre fases y si consideran patrones de flujo

a. No hay resbalamiento y no hay consideraciones sobre patrones de flujo. En las correlaciones de este tipo,...