Flujos Multifásicos

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.- En las preguntas se presenta un modelo físico y un modelo funcional de un pozo que produce por Flujo Natural

a) Señale sobre el modelo físico los componentes y parámetros identificados en el modelo Funcional.

b) ¿Qué tipo de flujo se espera encontrar? y ¿porque?
Flujo multifásico: porque puede tener las tres fases, agua, petróleo, y gas, ya que es una situación típica en laindustria petrolera, la cual ocurre desde el momento que se produce el petróleo hasta la separación efectiva de las fases, es decir los flujos multifásicos se tienen el pozo, línea de flujo y tuberías de transporte e inyección de vapor.
c) ¿Que método se utilizaría para calcular gradientes de presión en la tubería de producción?
MÉTODO DE GILBERT:
A través de las correlaciones de flujo multifásicovarios autores Gilbert y Kermit Brown han desarrollado curvas de gradiente de presión para flujo vertical, horizontal que también se pueden utilizar para la determinación del gradiente de presión en la tubería de producción. El análisis del comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales se pueden realizar basándose en la graficas de gradiente de presión, desarrollado por Gilbert.Preparación de curvas de gradiente (flujo vertical)
Gilbert: propuso una solución empírica al problema de flujo vertical. Registró mediciones de la caída de presión de tuberías de producción bajo distintas condiciones y obtuvo una familia de curvas como las que aparecen en la siguiente fig.

d) Nombre de dos métodos para calcular el IPR

MÉTODO DE VOGEL:
-método empírico para determinar el IPR.Se baso en datos de 21 condiciones de yacimientos:
- variación de permeabilidades relativas
-variación de datos PVT del petróleo
-variación del GOR y viscosidades del aceite
-desarrollo para yacimientos de crudo saturados, empuje de gas en solución o producción por debajo del punto de burbuja.
-no es aplicable para situaciones de crudos pesados y alto valor de daño
IPR de Vogel:
q/qmax =1-0.20(Pwf/Pr)-0.80(Pwf/Pr)2

MÉTODO DE FETKOVICH:
-muestra que no hay linealidad en los IPR de los pozos productores de petróleo.
-se postula que el flujo no Darcy es la razón para este comportamiento.
-Fetkovitch concluyo que esto es válido inclusive cuando Pwf>Pb.
-Sobre la base de experimentos de campo Fetkovitch surgió que el IRP para un pozo petrolero es:
Qo= J’ (Pr2-Pwf2)n
*n esun componente empírico en el rango de 0.568 <n< 1.0
*La no linealidad del IPR se puede deber al flujo de Darcy (turbulencia) o a los efectos del flujo en dos fases (permeabilidades relativas).

e) Nombre dos métodos de cálculo de los parámetros que intervienen en el funcionamiento de los estranguladores:
Existen diversas correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico através de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achong (ver Tabla 4.2). A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha relación fuera de 0.588 o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el trabajo deGilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los coeficientes de flujo. La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos investigadores es la siguiente:
Ecuación:

Donde:
P1 = Presión corriente arriba ( psi )
qL = Producción de líquido ( BPD )
R = Relación Gas libre – Líquido (pies3 / Bl )
dc = Diámetro del estrangulador ( 64 avosde pulgada )
A,B,C = constantes que dependen de la correlación y que toman los siguientes valores:
Tabla Parámetros a emplear:
Correlación A B C Año
Gilbert 10.0 0.546 1.89 1954
Ros 17.40 0.500 2.00 1960
Baxendell 9.56 0.546 1.93 1963
Achong 3.82 0.650 1.88 1974

f) ¿Que información mínima requeriría para la aceptación o no de uno o ninguno de los métodos...