FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS HORIZONTALES, VERTICALES E INCLINADAS

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

11. PRINCIPALES CORRELACIONES

•POETTMANN Y CARPENTER

•DUNS Y ROS

•ORKISZEWSKI

12.APLICACIONES EN FLUJO VERTICAL

13.FLUJO MULTIFASICO INCLINADO

14.CONCLUSIONES

FLUJO MULTIFÁSICO  

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

TIPOS DE FLUJO MULTIFÁSICO

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

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

PATRONES DE FLUJO EN TUBERIAS HORIZONTALES

 

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)

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)

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 

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:

DUKLER

Fuente: Transporte De Hidrocarburos Por ductos

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.

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.

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.

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

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)

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

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

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

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

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)

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

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:

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.

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.

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