Proceso de Campo.El flujo multifsico es el movimiento de gas libre y de lquido, el gas puede estar mezclado en forma homognea con el lquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas empuja al lquido desde atrs o encima de l, provocando en algunos casos crestas en la superficie del lquido, puede darse el caso en el cual el lquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbacin relevante sobre la superficie de la interfase gas-lquido. Cuando el fluido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie, se libera energa tanto en el flujo vertical como en el horizontal. Esta energa la posee el fluido durante su permanencia en el yacimiento. Por lo tanto, para utilizarla al mximo se requiere realizar un buen diseo de los equipos del pozo, lnea de flujo, estranguladores, separadores y de otras conexiones. El diseo ptimo, necesita de un estudio detallado del comportamiento del flujo multifsico en cada uno de estos componentes, lo cual debe tomar en cuenta las diferentes variables que afecten el proceso.El flujo multifsico se desplaza a travs de la tubera vertical y horizontal, el cual comprende el estrangulador, la lnea de flujo, hasta llegar al separador y los tanques de almacenamiento. El flujo multifsico de gas y lquido, ocurre frecuentemente durante la fase de extraccin de petrleo, en el rea qumica y en industrias que guarden relacin con dichos parmetros.Durante el trayecto de el flujo vertical y horizontal, la produccin del pozo puede encontrar restricciones por la existencia de vlvulas, reduccin de tuberas y los necesarios estranguladores de flujo.La ltima restriccin est generalmente colocada en el cabezal o en algunos casos en el fondo del pozo o a nivel del mltiple de produccin, todos principalmente con el objeto de controlar el caudal, imponiendo una contra-presin a la formacin.Adems, el flujo de fluidos en una tubera involucra elementos que favorecen o impiden su movimiento, entre los cuales se puede mencionar la friccin, factor que se produce por el contacto del fluido con las paredes de la tubera. La mayor o menor velocidad con que fluyen los fluidos a travs de las tuberas permite determinar el rgimen de flujo que se tiene, (laminar o turbulento), el porcentaje de lquido que se encuentra en un momento cualquiera en un intervalo de tubera determina el factor de entrampamiento. Otros parmetros, son la relacin gas-lquido y el porcentaje de agua y sedimentos, el dimetro de la tubera, la viscosidad del petrleo, reunindose una cantidad de variables que regulan las ecuaciones de balance de energa y presin.

Flujo multifsico horizontal. Se define como el flujo simultneo de gas libre, lquidos y sedimentos a travs de un canal o tubera . El gas puede estar mezclado en forma homognea con el lquido o puede coexistir formando un oleaje donde el gas empuja al lquido desde atrs o encima de l provocando, en algunos casos, crestas en la interfase gas-lquido; adems, puede darse el caso, en el cual, el gas y el lquido se muevan en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbacin relevante sobre la interfase gaslquido.el flujo multifsico en tuberas verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de presin a travs de la tubera de produccin, debido a la importancia que tienen para la industria petrolera.Las correlaciones realizadas mediante tcnicas de laboratorio y/o datos de campo poseen sus limitaciones al ser aplicadas en condiciones diferentes a la de su deduccin. Los factores ms importantes tomados en cuenta son: el clculo de la densidad de la mezcla, el factor de entrampamiento de lquido (Holp Up), regmenes de flujo, factor de friccin, entre otros.Existen muchas correlaciones para predecir los gradientes de presin durante el flujo multifsico en tuberas verticales, a continuacin se har una breve descripcin de las correlaciones ms usuales para el anlisis de flujo multifsico en tubera vertical HAGEDORN y BROWN:

Realizaron dos trabajos en 1964. Siendo el primero de ellos un estudio que relacion el efecto de la viscosidad en una tubera de 1" de dimetro y 1500 pies de longitud para ello utilizaron cuatro fluidos de diferentes viscosidades, cada uno de los cuales se prob para diferentes tuberas y relaciones gas-lquido. Concluyeron que para valores de viscosidad lquida menores que doce centipoises, la misma tiene poco efecto sobre los gradientes de presin en flujo vertical bifsico. El segundo trabajo fue una ampliacin del primero en una tubera de 1" y 1-" de dimetro; el aporte importante fue la inclusin del factor de entrampamiento. El aspecto principal es que el factor de entrampamiento lquido o fraccin de la tubera ocupado por lquido, es funcin de cuatro nmeros adimensionales: nmero de la velocidad lquida, nmero de velocidad del gas, nmero de dimetro de la tubera y nmero de viscosidad lquida. Los resultados presentados indican un error promedio de 1,5% y una desviacin estndar de 5,5 %. En conclusin desarrollaron una Correlacin General para un amplio rango de condiciones.

GRAY: La correlacin fue desarrollada por "H. E Gray" de la compaa petrolera "Shell", para fases de gas, predominantemente para sistemas de gas y condensado en flujo multifsico vertical. Gray considero una fase simple, asumiendo que el agua o condensado van adheridos en las paredes de la tubera en forma de gotas. La correlacin es aplicada para casos en los que se considera que las velocidades para flujo vertical estn por debajo de 50 ft/s, que el tamao de la tubera de produccin sea menor de 3-in y que las relaciones de condensado y agua estn por debajo de 50 bls/mmpcn y 5 bls/mmpcn, respectivamente.

GILBERT (1954): Fue el primer investigador en presentar curvas de recorrido de presin para uso prctico. Su trabajo consisti en tomar medidas de cadas de presin en el reductor; el mtodo trabaj para bajas tasas de produccin y utiliz en el mismo el trmino de "longitud equivalente" para el clculo de la presin de fondo fluyente.

DUNS & ROS (1963): Observaron la influencia de los patrones de flujo en el comportamiento del mismo, desarrollando una correlacin para la velocidad de deslizamiento de las fases. Presentaron adems relaciones para hallar la densidad de la mezcla y factor de friccin de acuerdo al rgimen de flujo existente.

ORKISZEWSKY (1967): El autor considera deslizamiento entre las fases y que existen cuatro regmenes de flujo, (burbuja, tapn, transicin y neblina). Present un mtodo para el clculo de cadas de presin en tuberas verticales, el cual es una extensin del trabajo expuesto por Griffith y Wallis. La precisin del mtodo fue verificada cuando sus valores predecidos fueron comparados con 148 cadas de presin medidas. Una caracterstica diferente en este mtodo es que el factor de entrampamiento es derivado de fenmenos fsicos observados. Tambin considera los regmenes de flujo y el trmino de densidad relacionados con el factor de entrampamiento; adems determin las prdidas por friccin de las propiedades de la fase continua.

BEGGS & BRILL (1973):Corrieron pruebas de laboratorio usando mezcla de aire y agua fluyendo en tuberas acrlicas de 90 pies de longitud y de 1 a 1.5 pulgadas de dimetro interior. Para un total de 27 pruebas en flujo vertical, se obtuvo un error porcentual promedio de 1.43 % y una desviacin standard de 6.45 %, desarrollando un esquema similar al de flujo multifsico horizontal.

PRESIONES REQUERIDAD EN EL CABEZAL Y FONDO DEL POZO.Los anlisis que se realizan de un sistema de produccin en su conjunto permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como resultado de este anlisis se puede obtener, por lo general, una mejora en la eficiencia de flujo o bien un incremento en la produccin. El anlisis nodal es una tcnica basada en procedimientos de anlisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un pozo de gas o petrleo, con el propsito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para as tomar decisiones que conlleven al aumento en la produccin de los hidrocarburos del yacimiento. Este mtodo tiene la particularidad de combinar la habilidad del pozo para producir fluidos (IPR, Inflow Performance Relationship) con la habilidad del sistema de tuberas para manejarlos (VLP, Vertical Lift Performance), tomando en cuenta la manera como se interrelacionan las distintas prdidas de presin.

En un sistema de produccin se conocen siempre dos presiones, presin del separador y presin esttica del yacimiento, a partir de las cuales se puede determinar la presin en algn nodo intermedio, de esto se trata el anlisis nodal. Los resultados del anlisis no solo permiten definir la capacidad de produccin de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino tambin muestran como los cambios en cualquier parmetro afectan su comportamiento. Para la prediccin de su comportamiento, el sistema de produccin debe ser dividido en tres componentes bsicos, y obtener la cada de presin en cada uno de ellos, a saber:a.- Flujo a travs de un medio poroso (yacimiento), donde se toma en cuenta el dao ocasionado por el lodo de perforacin, la cementacin, el caoneo, etc.b.- Flujo a travs de la tubera vertical (tubera de produccin), considerando todas las restricciones de los posibles aparejos colocados en la tubera, por ejemplo empacaduras, reductores de fondo y vlvulas de seguridad, entre otros.c.- Flujo a travs de la tubera horizontal (lnea de descarga), tomando en cuenta los estranguladores de superficie, medidores de orificio, bombas y el resto de facilidades colocadas antes de que el fluido llegue al separador. Usualmente se divide en dos partes, la tubera horizontal antes del estrangulador y la tubera horizontal despus del estrangulador.Este efecto de los distintos componentes se trata mediante el uso del concepto nodal. Para la obtencin de las cadas de presin se deben asignar nodos en diversos puntos del sistema de produccin, tal como se muestra en la Figura 1, y empleando un mtodo de clculo adecuado se determina la cada de presin entre dos nodos. Despus se selecciona un nodo solucin y las cadas de presin son adicionadas o sustradas al punto de presin inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo solucin o incgnita. Un nodo se clasifica como funcional cuando existe una presin diferencial a travs de l y la respuesta de presin o tasa de flujo puede representarse mediante alguna funcin matemtica o fsica.Fig. N 1. Localizacin de diversos nodos.Cada uno de los componentes del sistema puede ser evaluado por separado, considerndolo como un punto de inters o nodo. La disposicin del punto de inters o nodo solucin, depende de las necesidades del estudio y por razones prcticas se hace referencia a cualquiera de las siguientes localizaciones:a.- Solucin en el fondo del pozo: Probablemente la posicin solucin ms comn es el fondo del pozo, es decir en el centro del intervalo perforado (Nodo 6 de la Figura 1). Para encontrar la tasa de flujo en esta posicin el sistema completo se divide en dos componentes: El yacimiento y el sistema total de tubera. En este caso se debe construir la curva de oferta, a partir de las presiones de fondo y las tasas de flujo (Curva IPR), y la curva de demanda, a partir de las tasas asumidas, y sus correspondientes presiones de cabezal, y las presiones de fondo requeridas a partir de las correlaciones de flujo multifsico (Curva VLP). La interseccin de ambas curvas muestra la tasa de flujo posible para el sistema, que no es la mnima ni la mxima, y mucho menos la ptima, sino la tasa a la cual el pozo producir para el sistema de tubera instalado, mientras no se realice ningn cambio en el sistema, es decir, el tamao en las tuberas, el estrangulador, la presin de separador o el cambio en la curva de IPR a travs de una estimulacin.La solucin en el fondo del pozo permite aislar el componente yacimiento a partir del sistema de tubera. Por lo tanto, si se estima un cambio en la presin promedio del yacimiento, se puede observar el cambio que ocurrir en las tasas de flujo mediante la construccin de la curva IPR a las diferentes presiones de yacimiento (Figura 2). Este comportamiento es terico, pues se ha demostrado en campo que la RGP cambia a medida que se agota la presin del yacimiento, por lo que ser necesario construir una nueva curva de demanda para cada caso.

Fig. N 2. Prediccin de comportamiento futuro.Existen otros casos en donde la solucin en el fondo del pozo es la mejor para ilustrar el efecto de ciertas variables. Uno de estos es mostrar el cambio esperado en la tasa de flujo al estimular o remover el dao del pozo. En la Figura 3 se muestra como la curva de oferta cambia al aumentar la eficiencia de flujo, aumentando la tasa de produccin del pozo.

Fig. N 3. Efecto de la eficiencia de flujo en la produccin del pozo.b.- Solucin en el tope del pozo:Otra posicin solucin muy comn es el tope del pozo, es decir el cabezal o rbol de navidad, ubicado en el nodo 3 de la Fig. 1. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes con el propsito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la lnea de flujo se consideran como un solo componente; se comienza con la presin de separador, determinando la presin de cabezal necesaria para mover las tasas de flujo asumidas, a travs de la lnea de flujo hasta el separador. El yacimiento y la sarta de tubera de produccin se consideran como el otro componente; se comienza con la presin del yacimiento y se prosigue hasta el medio de las perforaciones para obtener Pwf, utilizando la curva apropiada o ecuacin IPR; luego se utiliza esta presin y se prosigue hasta el tope de la tubera a fin de hallar la presin necesaria en el cabezal para la tasa de flujo establecida.Al considerar la solucin en el cabezal del pozo, la lnea de flujo es aislada y por lo tanto es fcil mostrar el efecto de cambiar el tamao de dicha lnea. En la Figura 4, se muestra el comportamiento del pozo si se cambia la lnea de flujo por una de mayor dimetro, utilizando el nodo solucin en el tope del pozo. Se observa que la nueva curva de demanda es lo suficientemente plana para todas las tasas, lo cual indica que la friccin no es excesiva y que no es necesario evaluar grandes dimetros de lneas de flujo.

Fig. N 4. Efecto del cambio de dimetro de tubera en la produccin del pozo.c.- Solucin en el separador:La seleccin de la presin de separador es crtica cuando se disean sistemas rotativos de levantamiento artificial por gas, o cuando la presin del gas debe ser incrementada en el separador para que fluya a una presin mas alta dentro del sistema, tal como en una lnea de distribucin de gas de venta o en otro sistema de recoleccin. La presin del separador controla la presin de succin del compresor y est directamente relacionada con los requerimientos de potencia del compresor. Por consiguiente, la presin del separador no debera disminuir o incrementarse indiscriminadamente, sin haber llevado a cabo el anlisis sobre el sistema completo de bombeo, y en particular sobre la lnea de flujo. An cuando se intuya que una disminucin en la presin del separador incrementar enormemente la tasa de flujo, esto puede no ser del todo cierto. Hay muchsimos casos donde una disminucin en la presin del separador fracasa en el cambio de la tasa de productividad. La razn por la cual esto sucede es que la lnea de flujo o la tubera puede estar sirviendo como restriccin. En pozos de baja productividad, el yacimiento por si mismo puede ser la restriccin y un cambio en la presin del separador tendr muy poco efecto sobre la tasa de produccin, ya que una adicional cada de presin ofrece un pequeo incremento en la productividad.Al tomar posicin en el separador es absolutamente fcil visualizar el efecto de la presin del separador en la tasa de flujo (Figura 5). Este cambio en la tasa, si existe alguno, est influenciado por el sistema total, incluyendo la capacidad productiva del pozo (Curva IPR) y los tamaos y longitud de la tubera y la lnea de flujo. Como una especie de precaucin, el tamao de la lnea de flujo debe analizarse siempre, antes de realizar la seleccin final de la presin del separador. Existen casos de campo donde los cambios en la lnea de flujo muestran variaciones ms grandes en la tasa, que cuando se cambia la presin del separador.

Fig. N 5. Efecto de la presin del separador.El mismo procedimiento que se aplica para pozos de petrleo puede aplicarse a los pozos de gas. Es recomendable incluir el trmino de turbulencia en el anlisis de pozos de gas, aunque su efecto es despreciable en yacimientos con bajas permeabilidades. El sistema de produccin para un pozo de gas puede dividirse internamente en los mismos componentes que un pozo de petrleo, es decir, el yacimiento, la tubera vertical o direccional, la lnea de flujo en superficie y el separador de presin. La presin en el separador para un pozo de gas tiene especial importancia ya que el gas es normalmente transportado mediante algunas lneas surtidoras para la venta de aproximadamente 1.000 lpca en la salida. El operador se enfrenta con la disyuntiva de determinar a que presin se desea mantener la presin del separador, de tal forma que sea lo suficientemente alta para colocar el gas directamente en el interior de la tubera con salida al mercado, o instalar un compresor (que trata de bajar la presin del separador e incrementar la tasa) para elevar la presin a fin de colocar el gas dentro de la lnea de salida al mercado. Este problema envuelve ciertas condiciones econmicas y el costo de la compresin debe ser ponderado contra el incremento de la produccin obtenido