Patrones De Flujo En Tuberia Verticales
Páginas: 6 (1321 palabras)
Publicado: 27 de enero de 2013
Faja Petrolífera del Orinoco.
Ubicada en el margen izquierdo del Río Orinoco, para un área total de 55.314 km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2, ubicada al Sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo, las reservas de petróleo original en sitio según PDVSA, alcanzan hasta ahora1,36 billones de barriles.
La Faja Petrolífera del Orinoco (Figura 2.1) se encuentra dividida de oeste a este en cuatro distintas zonas de producción: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y a su vez segmentado en 29 bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente. El rango de las propiedades del crudo y arenas de La Faja se ubican entre 7,5 y 8,5 °API, 3,9% de azufre, 30% de porosidad, 5-20 darcy depermeabilidad, 8 y 35% saturación de agua y viscosidad de 1.500 y 15.000 centipoise.
La Faja cuenta con cuatro empresas mixtas, todas con mayoría accionaria de 60% por parte de PDVSA, producto de la nacionalización en 2007: Petrocedeño (Total y Statoil), Petropiar (Chevron), Petromonagas (BP), Petrolera Sinovensa (CNPC).
Faja Petrolífera del Orinoco.
Producción
Comportamiento d flujo entubería verticales
A continuación se describen los métodos más usados para determinar el comportamiento de flujo en tuberías eductoras.
Hagedorn & Brown.
Estos investigadores presentaron dos trabajos en relación al comportamiento de flujo bifásico en tuberías verticales. En el primero se analizó el efecto de la viscosidad en tuberías de 1 ¼” y 1.500 pie de longitud. Para las pruebas seutilizaron cuatro muestras líquidas de diferentes viscosidades, cada una de las cuales fue probada para rangos variados de relación gas-líquido. El segundo trabajo es una extensión del primero. Trabajaron con tuberías de 1” y 1 ½” de diámetro usando datos experimentales de Otis Eng. Co. y anexaron los datos obtenidos por Fancher y Brown en tuberías de 2”
El método está basado en los mismos principiosde Poettman y Carpenter, pero se incluyen los efectos de viscosidad e introducen el concepto de entrampamiento de líquido (Liquid Holdup). Además, toman en cuenta el término de energía cinética en sus ecuaciones de flujo, omitido en los métodos anteriores.
Orkiszewski serán usadas en esta discusión (Beggs and Brill, 1991). A continuación se presenta una breve descripción de la manera en lacual los fluidos se distribuyen en la tubería para cada régimen.
Flujo de burbuja:
La tubería se encuentra prácticamente llena de líquido y la fase de gas libre se presenta en pequeñas burbujas las cuales se mueven a diferentes velocidades exceptuando aquellas que por su densidad tienen pequeños efectos en el gradiente de presión. La pared de la tubería esta siempre en contacto con la faselíquida (Fig.a) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo Slug:
La fase gaseosa es mas significativa. Sin embargo la fase líquida sigue siendo continua, las burbujas de gas coalescen y forman tapones o slugs los cuales ocupan prácticamente toda la sección transversal de la tubería. El líquido que rodea la burbuja puede moverse a bajas velocidades en forma descendente. El gas y el líquido tiene efectossignificativos en la caída de presión (Fig.b) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo de transición o churn:
Es cuando ocurre el cambio de la fase líquida continua a la fase de gas continua. Las burbujas de gas pueden unirse y el líquido puede entrar en la burbuja. Aunque los efectos del líquido son significantes, dominan los de la fase gaseosa (Fig.c) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo anular:
La fasegaseosa es continua y la mayor parte del líquido se introduce en ésta en forma de gotitas. La pared de la tubería esta cubierta por una película de líquido y las fase gaseosa controla la caída de presión (Fig.d) (Beggs and Brill, 1991).
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES .
Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticalestienen...
Ubicada en el margen izquierdo del Río Orinoco, para un área total de 55.314 km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2, ubicada al Sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo, las reservas de petróleo original en sitio según PDVSA, alcanzan hasta ahora1,36 billones de barriles.
La Faja Petrolífera del Orinoco (Figura 2.1) se encuentra dividida de oeste a este en cuatro distintas zonas de producción: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y a su vez segmentado en 29 bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente. El rango de las propiedades del crudo y arenas de La Faja se ubican entre 7,5 y 8,5 °API, 3,9% de azufre, 30% de porosidad, 5-20 darcy depermeabilidad, 8 y 35% saturación de agua y viscosidad de 1.500 y 15.000 centipoise.
La Faja cuenta con cuatro empresas mixtas, todas con mayoría accionaria de 60% por parte de PDVSA, producto de la nacionalización en 2007: Petrocedeño (Total y Statoil), Petropiar (Chevron), Petromonagas (BP), Petrolera Sinovensa (CNPC).
Faja Petrolífera del Orinoco.
Producción
Comportamiento d flujo entubería verticales
A continuación se describen los métodos más usados para determinar el comportamiento de flujo en tuberías eductoras.
Hagedorn & Brown.
Estos investigadores presentaron dos trabajos en relación al comportamiento de flujo bifásico en tuberías verticales. En el primero se analizó el efecto de la viscosidad en tuberías de 1 ¼” y 1.500 pie de longitud. Para las pruebas seutilizaron cuatro muestras líquidas de diferentes viscosidades, cada una de las cuales fue probada para rangos variados de relación gas-líquido. El segundo trabajo es una extensión del primero. Trabajaron con tuberías de 1” y 1 ½” de diámetro usando datos experimentales de Otis Eng. Co. y anexaron los datos obtenidos por Fancher y Brown en tuberías de 2”
El método está basado en los mismos principiosde Poettman y Carpenter, pero se incluyen los efectos de viscosidad e introducen el concepto de entrampamiento de líquido (Liquid Holdup). Además, toman en cuenta el término de energía cinética en sus ecuaciones de flujo, omitido en los métodos anteriores.
Orkiszewski serán usadas en esta discusión (Beggs and Brill, 1991). A continuación se presenta una breve descripción de la manera en lacual los fluidos se distribuyen en la tubería para cada régimen.
Flujo de burbuja:
La tubería se encuentra prácticamente llena de líquido y la fase de gas libre se presenta en pequeñas burbujas las cuales se mueven a diferentes velocidades exceptuando aquellas que por su densidad tienen pequeños efectos en el gradiente de presión. La pared de la tubería esta siempre en contacto con la faselíquida (Fig.a) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo Slug:
La fase gaseosa es mas significativa. Sin embargo la fase líquida sigue siendo continua, las burbujas de gas coalescen y forman tapones o slugs los cuales ocupan prácticamente toda la sección transversal de la tubería. El líquido que rodea la burbuja puede moverse a bajas velocidades en forma descendente. El gas y el líquido tiene efectossignificativos en la caída de presión (Fig.b) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo de transición o churn:
Es cuando ocurre el cambio de la fase líquida continua a la fase de gas continua. Las burbujas de gas pueden unirse y el líquido puede entrar en la burbuja. Aunque los efectos del líquido son significantes, dominan los de la fase gaseosa (Fig.c) (Beggs and Brill, 1991).
Flujo anular:
La fasegaseosa es continua y la mayor parte del líquido se introduce en ésta en forma de gotitas. La pared de la tubería esta cubierta por una película de líquido y las fase gaseosa controla la caída de presión (Fig.d) (Beggs and Brill, 1991).
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES .
Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticalestienen...
Leer documento completo
Regístrate para leer el documento completo.