5. FLUJO MULTIFÁSICO
El problema de flujo multifásico puede ser dividido en 4
categorías:
1. flujo multifásico vertical
2. flujo multifásico horizontal
3. flujo multifásico inclinado
4. flujo multifásico direccional
7. 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:
d
g
V
f
L
P
c
m
m
2
2
Si se desprecia la
aceleración
8. 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
11. 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)
12. CORRELACI
ÓN
FECH
A
SUSTEN
TO
DIÁMETRO
TUBERÍA
FLUIDO
LOCHKART-
MARTINELLI
1949 Datos de
Laborator
io
0.0586 a
1.1017 in
Aceite,
Gas Y
Agua
EATON 1966 Datos de
Campo y
Laborator
io
2 a 4 in Aceite,
Gas y
Agua
BAKER 1954 Datos de
Laborator
io
Diámetro > 6
in
Aceite,
Gas Y
Agua
DUKLER 1969 Datos de
Laborator
io
Amplio Rango
(Tiene en
cuenta el
colgamiento)
Aceite,
Gas Y
Agua
BEGGS Y 1973 Datos de 1 a 1.5 in Aire Y
Fuente: http://catarina.udlap.mx
13. 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:
15. 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.
16. 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.
17. 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.
18. 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
19. 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)
20. 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
21. 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
22. 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
23. 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
24. 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)
25. 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
fluido
Válvulas de gas-lift
Final de tubería
26. FLUJO MULTIFASICO INCLINADO
Muy 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:
27. 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.
28. 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.
29. 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
