FLUJO MULTIFASICO
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FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS HORIZONTALES, VERTICALES E INCLINADAS
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AGENDA 1. FLUJO MULTIFASICO2. TIPOS DE FLUJO MULTIFÁSICO3. TUBERIAS HORIZONTALES4. PATRONES DE FLUJO5. REGIMENES DE FLUJO EN TUBERIAS HORIZONTALES6. CORRELACIONES
• DUKLER• EATON
7. FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍA VERTICAL
8. HOLD-UP
9. SLIP
10. PATRONES DE FLUJO
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11. PRINCIPALES CORRELACIONES
•POETTMANN Y CARPENTER
•DUNS Y ROS
•ORKISZEWSKI
12.APLICACIONES EN FLUJO VERTICAL
13.FLUJO MULTIFASICO INCLINADO
14.CONCLUSIONES
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FLUJO MULTIFÁSICO
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FLUJO MULTIFÁSICO
El problema de flujo multifásico puede ser dividido en 4 categorías:
1. flujo multifásico vertical 2. flujo multifásico horizontal3. flujo multifásico inclinado4. flujo multifásico direccional
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TIPOS DE FLUJO MULTIFÁSICO
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TUBERIAS HORIZONTALES Para flujo horizontal, el gradiente de presión debido al cambio de
elevación es igual a cero por lo que la ecuación de esta es:
dg
Vf
L
P
c
mm
2
2
Si se desprecia la aceleración
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PATRONES DE FLUJO
Puede verse afectado por: Gasto de crudo Expansión del gas Geometría de la línea (diámetro y ángulo de inclinación) Propiedades de los fluidos transportados (viscosidad, densidad
relativa del crudo, tensión superficial
Fuente: http://blogpetrolero.blogspot.com
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PATRONES DE FLUJO EN TUBERIAS HORIZONTALES
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ONDULADO
ANULAR
ESTRATIFICADO
TAPON
BACHE
BURBUJA
NIEBLA
FLUJO DISTRIBUID
O
FLUJO INTERMITEN
TE
FLUJO SEGREGAD
O
Patrones de Flujo en Tuberías Horizontales.Fuente: Beggs and Brill (1978); Economides, M.Hill.A.D y Ehlig Economikies, C(1994)
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CORRELACIONES
Numerosos autores han presentado métodos experimentales de calculo, conocidos como correlaciones para evaluar el gradiente de presión en tuberías horizontales. El primer trabajo publicado sobre este tema fue en 1830, posteriormente ha habido innumerables trabajos publicados dentro de los cuales se encuentran las siguientes: 1. Lockhart y Martinelli (1949)2. Baker (1954)3. Dukler (1969)4. Eaton (1966)5. Beggs y Brill (1973)
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CORRELACIÓN
FECHA SUSTENTO
DIÁMETRO TUBERÍA
FLUIDO
LOCHKART-MARTINELLI
1949 Datos de Laboratori
o
0.0586 a 1.1017 in
Aceite, Gas Y Agua
EATON 1966 Datos de Campo y
Laboratorio
2 a 4 in Aceite, Gas y Agua
BAKER 1954 Datos de Laboratori
o
Diámetro > 6 in Aceite, Gas Y Agua
DUKLER 1969 Datos de Laboratori
o
Amplio Rango (Tiene en cuenta el colgamiento)
Aceite, Gas Y Agua
BEGGS Y BRILL
1973 Datos de Laboratori
o
1 a 1.5 in Aire Y Agua
Fuente: http://catarina.udlap.mx
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DUKLER Este método involucra el calculo del colgamiento de liquido aun
cuando las perdidas de presión por aceleración se consideran despreciables.
Definiendo Ek:
El gradiente de presión esta dado por:
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DUKLER
Fuente: Transporte De Hidrocarburos Por ductos
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EATON
Es preciso conocer el colgamiento del liquido en cualquier parte de la tubería, sin embargo, solo es necesario cuando las perdidas de presión por aceleración son significativas.
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FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERIA VERTICAL
La mayor proporción de la presión disponible para llevar los fluidos del reservorio hasta los separadores se pierde en la tubería vertical.
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FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERIA VERTICAL
Para volúmenes pequeños de gas, prevalece la carga liquida.
Después que el volumen de gas alcanza cierta proporción, las perdidas por fricción aumentan.
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COLGAMIENTO Relación entre el volumen de liquido existente en una sección de tubería a las condiciones de flujo y el volumen de la sección aludida.
Fuente: Transporte De Hidrocarburos Por ductos
HL=VL
VP
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SLIP
Fenómeno natural de flujo, cuando una fase de las dos fases fluye a mayor velocidad que la otra. Generalmente el gas tiene tendencia a fluir mas rápido que los líquidos.
Hold-up con Slip (HL)
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PATRONES DE FLUJO
El gas y el liquido fluyen de muy diversas formas dentro de la tubería vertical, dependiendo de la velocidad de cada fase. Estas ocurrencias de flujo, se les conoce como patrón de flujo.
Patrones de flujo vertical
(a) Flujo burbuja, (b) flujo slug,
(c) flujo transición, (d) flujo anular
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PRINCIPALES CORRELACIONES
Se han desarrollado correlaciones empíricas, para predecir las caídas de presión en la tubería de producción para una amplia variedad de condiciones.
Poettmann y Carpenter
Duns y Ros
Orkiszewski
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POETTMANN Y CARPENTER
La correlación es aplicable a tamaños de tubería (2, 2½ y 3 pulgadas).
Todas las perdidas de energía se combinaron dentro de un factor “perdida de energía”.
Los patrones de flujo fueron ignorados.
μ < 5 cp, rates > 400BPD
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DUNS Y ROS
Utiliza un balance de presión.
3 patrones de flujo.
(dp/dh) = gradiente estático + gradiente fricción + gradiente aceleración
Gradiente estático =
El gradiente de aceleración es generalmente considerado despreciable
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ORKISZEWSKI Resumen de todos los métodos.
Aplicable a cualquier tamaño de tubería
ρ= densidad promedio del liquido (lb/pie3)
∆p=caída de presión (psi)
p=presión promedio (psi)
wt=rate flujo de masa total (lb/seg)
τf=gradiente de perdida fricción (psi/pie)
qg=rate de flujo volumétrico gas (pies3/seg)
∆H=cambio de profundidad (pies)
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APLICACIONES
Selección de la correcta correlación con el diámetro de la tubería.
Determinación de los índices de productividad.
Obtener el punto optimo de inyección de gas, en el gas lift.
Gas reduciendo la densidad de la columna de fluidoVálvulas de gas-lift
Final de tubería
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FLUJO MULTIFASICO INCLINADOMuy pocas líneas de flujo son realmente horizontales. Para un flujo inclinado, la pérdida total de presión es la suma de las perdidas friccionales, las pérdidas por aceleración, y las pérdidas de presión por elevación necesarias para levantar los fluidos a través de cualquier distancia vertical. Beggs y Brill notaron recuperación sobre hundimientos, pero las soluciones actuales no consideran dicha recuperación.La misma ecuación general puede ser aplicada a flujo inclinado:
Donde:
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CONCLUSIONES Diseñar las líneas de transmisión, la longitud de las líneas
costa afuera para transportar mezclas de gas y aceite.
Diseñar las líneas de flujo superficial desde la cabeza del pozo hasta la batería de separación.
Los crudos viscosos ofrecen mas problema en el flujo multifasico horizontal que en el vertical. La razón de ello es que generalmente los crudos están mas fríos en la superficie, y por tanto, mas viscosos.
Optimizar el diseño de la sección en particular y del sistema en general, para obtener la máxima producción con las menores perdidas de energía.
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Las caídas de presión en tubería vertical dependen de el diámetro de la tubería, profundidad del pozo, entre otros.
Ningún método de predicción de perdida de presión es superior a otro.
Determinar la caída de presión nos ayudara a predecir cuando un pozo dejara de fluir.
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BIBLIOGRAFIA
• GARAICOCHEA PETRINERA, Francisco. BERNAL HUICOCHEA Cesar. “TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS”. Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. Mexico.1991.
• www.petroblogger.com
• http://catarina.udlap.mx
• www.scribd.com