Este documento describe varias ecuaciones y conceptos clave para el cálculo del flujo de gases en tuberías. La ecuación de Weymounth se usa para altas presiones y grandes diámetros, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se usa para diseños de alta presión con variaciones en la tasa de flujo. También explica cómo calcular el diámetro equivalente, la distribución de flujo, correcciones por compresibilidad y diferencias de nivel, y cómo determinar la longitud equivalente para un mismo flujo.
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
El documento describe los conceptos fundamentales de los flujos multifásicos de gas y líquido. Explica que una mezcla de hidrocarburos puede existir en una o dos fases dependiendo de factores como la presión, temperatura y composición. También describe los diferentes patrones de flujo que pueden ocurrir como burbuja, bache, batido y anular, y cómo estos cambian con la presión y liberación de gas. Finalmente, explica que los cálculos de flujo multifásico se basan en principios de conservación de masa y momento pero son más complejos deb
Este documento presenta una introducción a los experimentos de modelamiento composicional de fluidos que incluyen: expansión a composición constante para medir saturación, volumen relativo y merma/condensados; liberación diferencial para medir factores volumétricos y relación gas-aceite; agotamiento a volumen constante para medir saturación y composición del gas; y separación multi-etapa para medir relaciones gas-aceite y factores volumétricos en múltiples etapas. Los experimentos proveen datos de presión-volumen-temperatura y compos
Este documento presenta la información sobre un curso de Facilidades de Superficie que cubre temas relacionados con el flujo de fluidos en la industria petrolera. El curso analiza conceptos como cálculo de caída de presión, selección de tuberías, bombeo de líquidos, compresión de gas, intercambiadores de calor y variables relevantes como flujo, presión, temperatura y propiedades de los fluidos. El curso es impartido por la Ing. Carla López y consta de 3 parciales escritos para
Este documento presenta un análisis de los fluidos producidos de un yacimiento petrolífero. Explica la importancia de realizar análisis PVT para caracterizar los fluidos y predecir su comportamiento durante la producción. Además, describe diferentes correlaciones numéricas utilizadas para estimar propiedades de los fluidos como la presión de burbujeo, solubilidad de gas, viscosidad y densidad. Finalmente, presenta correlaciones específicas para sistemas de petróleo, gas y gas condensado.
Este documento describe los conceptos fundamentales para analizar el flujo de fluidos en un reservorio, incluyendo la ley de Darcy, los tipos de flujo lineal y radial, y las ecuaciones para modelar el flujo de gas. Explica cómo estas ecuaciones relacionan variables clave como la permeabilidad, presión, caudal y viscosidad para predecir la caída de presión en un reservorio de gas.
Este documento presenta 10 preguntas sobre conceptos básicos de ingeniería de yacimientos. Explica la diferencia entre hidrocarburo in situ, reservas y tasa de producción. También compara el método volumétrico y el método de balance de materia para estimar las reservas iniciales. Finalmente, describe los principales mecanismos de producción primaria y los factores que afectan la velocidad de producción.
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Este documento presenta una introducción a los experimentos de modelamiento composicional de fluidos que incluyen: expansión a composición constante para medir saturación, volumen relativo y merma/condensados; liberación diferencial para medir factores volumétricos y relación gas-aceite; agotamiento a volumen constante para medir saturación y composición del gas; y separación multi-etapa para medir relaciones gas-aceite y factores volumétricos en múltiples etapas. Los experimentos proveen datos de presión-volumen-temperatura y compos
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Analisis nodal para pozos verticales de gas y condensadoMaria Garcia
Este documento presenta un estudio de optimización de la producción de un pozo de gas y condensado a través del análisis de caídas de presión en el sistema de producción. Los objetivos incluyen estudiar las caídas de presión mediante el Análisis Nodal, determinar el caudal óptimo del pozo y modificar variables para encontrar un caudal productivo. Se describe el sistema de producción, métodos de análisis nodal, características del reservorio, determinación de caídas de presión y una aplicación práctica al pozo V
El documento describe el análisis e interpretación de pruebas de presión transitoria en pozos petroleros. Explica que estas pruebas permiten caracterizar el yacimiento y determinar parámetros como la capacidad de flujo, presión estática, daño en el pozo y comunicación entre pozos. También presenta los modelos matemáticos y suposiciones utilizadas para analizar e interpretar los datos de presión obtenidos.
Este documento presenta conceptos fundamentales de ingeniería de yacimientos petroleros. Cubre temas como porosidad, saturación, permeabilidad, mojabilidad y cálculos de volúmenes de fluidos en yacimientos. El objetivo del curso es analizar y aplicar estos conceptos para estudiar el comportamiento de fluidos en yacimientos y determinar volúmenes originales de fluidos.
Este documento presenta información sobre propiedades del petróleo y aceite saturado como parte de un curso de Flujo Multifásico en Tuberías. Explica conceptos clave como presión de burbujeo, gravedad específica del petróleo, composición química del petróleo, y correlaciones para determinar la presión de burbujeo y la razón de gas disuelto-petróleo. También cubre temas como factor volumétrico del petróleo y factor de volumen total.
Ecuacion de balance de materiales mediante la linea recta ing. de yacimientosLuis Saavedra
Este documento describe el método de Havlena y Odeh para representar la ecuación de balance de materiales como una línea recta. Explica cómo este método puede usarse para determinar parámetros como la cantidad original de petróleo in situ, el tamaño de la capa de gas y la entrada de agua evaluando diferentes casos como reservorios volumétricos, con empuje de gas o agua. También presenta modelos para estimar la intrusión de agua como el modelo de acuífero con geometría definida o los modelos de flujo continuo y no
El documento describe el comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y cómo varía con factores como la eficiencia de flujo, daño al pozo, y propiedades del yacimiento y fluidos. Explica el método de Vogel para modelar la relación entre la producción y la presión del pozo, y cómo se pueden generar curvas IPR adimensionales para diferentes condiciones. También incluye un ejemplo numérico de cómo calcular una curva IPR y la producción máxima para un pozo, tanto actual como después de una estimulación.
El documento presenta el procedimiento para diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas para flujo continuo. En primer lugar, se explica cómo calcular la profundidad de las válvulas y determinar las presiones de apertura. Luego, se describe cómo seleccionar y calibrar las válvulas, incluyendo el cálculo de los requerimientos de gas y el diámetro de orificio para cada válvula. Finalmente, se indica que es necesario registrar los datos de las válvulas seleccionadas en una tabla.
- El documento describe el cálculo de la producción de un yacimiento y la caída de presión a través de diferentes tipos de completamientos, incluidos hoyos desnudos, cañoneo convencional y empaque con grava.
- Explica cómo determinar la curva de oferta de energía del yacimiento (curva Pwfs vs. q) y cómo obtener la curva de oferta en el fondo del pozo (curva Pwf vs. q) al restar la caída de presión del completamiento.
- Finalmente, introduce los conceptos
El documento describe el método gráfico de Gilbert para analizar el comportamiento de flujos multifásicos en tuberías verticales. Gilbert registró mediciones de caídas de presión bajo diferentes condiciones y obtuvo curvas empíricas que muestran la distribución de presión a lo largo de la tubería en función del caudal, la relación gas-líquido, el diámetro y la profundidad. El método implica seleccionar la curva correspondiente a los parámetros del yacimiento y usarla para determinar la presión de cabeza o de fondo
Este documento presenta una tesis para obtener el título de Ingeniero Petrolero presentada por José Antonio Torres Lara y Andrea Elena Turrubiate Munguía en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México. La tesis propone una ecuación generalizada de balance de materia y una herramienta computacional para realizar cálculos de balance de materia. El documento incluye agradecimientos a varias personas e instituciones, un índice de contenidos y secciones que revisan conceptos básicos sobre reservas de hidro
1. El documento describe varios conceptos relacionados con el comportamiento de fluidos en yacimientos petrolíferos, incluyendo la densidad relativa del aceite, el factor de volumen del aceite (Bo), el factor de volumen del gas (Bg) y la relación gas disuelto en aceite (Rs).
2. Explica que Bo representa el volumen de aceite y gas disuelto en el yacimiento necesario para producir un volumen estándar de aceite, mientras que Bg representa el volumen que ocuparía un pie cúbico de gas libre en
El documento describe el método volumétrico para calcular las reservas originales de petróleo, gas y condensado en yacimientos. Usa fórmulas que toman en cuenta factores como el volumen, porosidad, saturación y gravedad específica para estimar los volúmenes originales en situ, los cuales luego se usan para calcular las reservas recuperables aplicando factores de recobro.
El documento describe el comportamiento de fases de los hidrocarburos. Explica que la presión, el volumen y la temperatura determinan las fases presentes. Describe el equilibrio de fases para hidrocarburos puros, mezclas bicomponentes y multicomponentes usando diagramas presión-volumen-temperatura. También clasifica los reservorios de hidrocarburos dependiendo de su composición, presión y temperatura iniciales.
El documento presenta varios problemas relacionados con el comportamiento de los gases. El primer problema describe un tanque de gas a cierta presión y temperatura inicial que se conecta a otro tanque, estabilizándose la presión entre ambos. Se pide calcular el volumen del segundo tanque. Los problemas subsiguientes involucran cálculos de peso molecular, precios de gas, factores de desviación y volumétricos para diferentes condiciones de presión y temperatura.
El documento describe los diferentes tipos de pruebas de laboratorio realizadas para analizar el comportamiento presión-volumen-temperatura (PVT) de los yacimientos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de liberación diferencial, liberación instantánea, pruebas de separadores y pruebas constantes de composición y volumen. El análisis PVT proporciona información clave sobre el comportamiento de los fluidos del yacimiento que es fundamental para la ingeniería y explotación óptima del yacimiento.
El documento describe las propiedades del gas natural. El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas, principalmente metano y etano. Su composición varía dependiendo del yacimiento. Sus propiedades físicas dependen de factores como la presión y temperatura, y pueden presentar uno o dos estados de la materia. El documento explica conceptos como puntos de burbuja, rocío y crítico para entender el comportamiento de fases del gas natural.
Este documento presenta los conceptos y ecuaciones para modelar el comportamiento de afluencia de un pozo. Primero, deduce la ecuación de difusión en coordenadas cilíndricas y presenta sus soluciones en estado estacionario y pseudoestacionario. Luego, incluye el daño en la ecuación de Darcy para flujo pseudoestacionario y calcula curvas de afluencia para diferentes valores de daño. Finalmente, discute diferentes métodos para calcular curvas de afluencia dependiendo de las condiciones del yacimiento y pozo.
El documento describe el proceso de completación de pozos petroleros. Se inserta una tubería de acero (casing) en el pozo que se cementa a las paredes para sellar el espacio. Luego se perforan disparos para que el crudo ingrese al casing, y se inserta una tubería de producción más pequeña (tubing) por donde fluirá el crudo. Finalmente, una cabeza de pozo con válvulas regula el flujo y presión del crudo que sale del pozo.
Este documento presenta cuatro correlaciones para estimar el punto de burbuja de los fluidos de yacimiento. La correlación de Standing utiliza la temperatura, gravedad API y relación gas-petróleo. La correlación de Vasquez y Beggs usa temperatura, gravedad API, relación gas-petróleo y gravedad específica del gas. La correlación de Glasø usa presión de burbuja, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y gravedad específica del gas. Cada correlación especifica el rango de aplicabilidad de
3. comportamiento de fases version i (1)Scott Jgdz
El documento describe los principios básicos del comportamiento de fases de los hidrocarburos. Explica que una fase es una parte homogénea de un sistema que está separada de otras partes por fronteras. Describe los diagramas de fase presión-temperatura para sistemas de un solo componente y múltiples componentes, e ilustra cómo estas representaciones gráficas muestran las condiciones en las que coexisten diferentes fases. También explica conceptos clave como punto crítico, punto triple y líneas de equilibrio entre fases en los diagram
Flujo de tuberias segundo 20% tercer corte gasotecnia....JoseConde36
El documento describe varios métodos para calcular el flujo de gas a través de tuberías, incluyendo la ecuación de Weymouth y la ecuación de Panhandle. La ecuación de Weymouth se usa para presiones altas, altos flujos de gas y diámetros grandes, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se desarrolló para tuberías de gas natural e incorpora un factor de eficiencia para números de Reynolds entre 5-11 millones. También se discuten conceptos como el diámetro equivalente, la distribución de flujo,
El documento describe varias ecuaciones y conceptos relacionados con el cálculo del flujo de gas en tuberías, incluyendo la ecuación de Weymouth y Panhandle. También cubre conceptos como diámetro equivalente, distribución de flujo en tuberías en paralelo y serie, y longitud equivalente. El objetivo general es poder calcular adecuadamente el flujo de gas a través de sistemas de tuberías complejos.
Analisis nodal para pozos verticales de gas y condensadoMaria Garcia
Este documento presenta un estudio de optimización de la producción de un pozo de gas y condensado a través del análisis de caídas de presión en el sistema de producción. Los objetivos incluyen estudiar las caídas de presión mediante el Análisis Nodal, determinar el caudal óptimo del pozo y modificar variables para encontrar un caudal productivo. Se describe el sistema de producción, métodos de análisis nodal, características del reservorio, determinación de caídas de presión y una aplicación práctica al pozo V
El documento describe el análisis e interpretación de pruebas de presión transitoria en pozos petroleros. Explica que estas pruebas permiten caracterizar el yacimiento y determinar parámetros como la capacidad de flujo, presión estática, daño en el pozo y comunicación entre pozos. También presenta los modelos matemáticos y suposiciones utilizadas para analizar e interpretar los datos de presión obtenidos.
Este documento presenta conceptos fundamentales de ingeniería de yacimientos petroleros. Cubre temas como porosidad, saturación, permeabilidad, mojabilidad y cálculos de volúmenes de fluidos en yacimientos. El objetivo del curso es analizar y aplicar estos conceptos para estudiar el comportamiento de fluidos en yacimientos y determinar volúmenes originales de fluidos.
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Ecuacion de balance de materiales mediante la linea recta ing. de yacimientosLuis Saavedra
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- El documento describe el cálculo de la producción de un yacimiento y la caída de presión a través de diferentes tipos de completamientos, incluidos hoyos desnudos, cañoneo convencional y empaque con grava.
- Explica cómo determinar la curva de oferta de energía del yacimiento (curva Pwfs vs. q) y cómo obtener la curva de oferta en el fondo del pozo (curva Pwf vs. q) al restar la caída de presión del completamiento.
- Finalmente, introduce los conceptos
El documento describe el método gráfico de Gilbert para analizar el comportamiento de flujos multifásicos en tuberías verticales. Gilbert registró mediciones de caídas de presión bajo diferentes condiciones y obtuvo curvas empíricas que muestran la distribución de presión a lo largo de la tubería en función del caudal, la relación gas-líquido, el diámetro y la profundidad. El método implica seleccionar la curva correspondiente a los parámetros del yacimiento y usarla para determinar la presión de cabeza o de fondo
Este documento presenta una tesis para obtener el título de Ingeniero Petrolero presentada por José Antonio Torres Lara y Andrea Elena Turrubiate Munguía en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México. La tesis propone una ecuación generalizada de balance de materia y una herramienta computacional para realizar cálculos de balance de materia. El documento incluye agradecimientos a varias personas e instituciones, un índice de contenidos y secciones que revisan conceptos básicos sobre reservas de hidro
1. El documento describe varios conceptos relacionados con el comportamiento de fluidos en yacimientos petrolíferos, incluyendo la densidad relativa del aceite, el factor de volumen del aceite (Bo), el factor de volumen del gas (Bg) y la relación gas disuelto en aceite (Rs).
2. Explica que Bo representa el volumen de aceite y gas disuelto en el yacimiento necesario para producir un volumen estándar de aceite, mientras que Bg representa el volumen que ocuparía un pie cúbico de gas libre en
El documento describe el método volumétrico para calcular las reservas originales de petróleo, gas y condensado en yacimientos. Usa fórmulas que toman en cuenta factores como el volumen, porosidad, saturación y gravedad específica para estimar los volúmenes originales en situ, los cuales luego se usan para calcular las reservas recuperables aplicando factores de recobro.
El documento describe el comportamiento de fases de los hidrocarburos. Explica que la presión, el volumen y la temperatura determinan las fases presentes. Describe el equilibrio de fases para hidrocarburos puros, mezclas bicomponentes y multicomponentes usando diagramas presión-volumen-temperatura. También clasifica los reservorios de hidrocarburos dependiendo de su composición, presión y temperatura iniciales.
El documento presenta varios problemas relacionados con el comportamiento de los gases. El primer problema describe un tanque de gas a cierta presión y temperatura inicial que se conecta a otro tanque, estabilizándose la presión entre ambos. Se pide calcular el volumen del segundo tanque. Los problemas subsiguientes involucran cálculos de peso molecular, precios de gas, factores de desviación y volumétricos para diferentes condiciones de presión y temperatura.
El documento describe los diferentes tipos de pruebas de laboratorio realizadas para analizar el comportamiento presión-volumen-temperatura (PVT) de los yacimientos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de liberación diferencial, liberación instantánea, pruebas de separadores y pruebas constantes de composición y volumen. El análisis PVT proporciona información clave sobre el comportamiento de los fluidos del yacimiento que es fundamental para la ingeniería y explotación óptima del yacimiento.
El documento describe las propiedades del gas natural. El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas, principalmente metano y etano. Su composición varía dependiendo del yacimiento. Sus propiedades físicas dependen de factores como la presión y temperatura, y pueden presentar uno o dos estados de la materia. El documento explica conceptos como puntos de burbuja, rocío y crítico para entender el comportamiento de fases del gas natural.
Este documento presenta los conceptos y ecuaciones para modelar el comportamiento de afluencia de un pozo. Primero, deduce la ecuación de difusión en coordenadas cilíndricas y presenta sus soluciones en estado estacionario y pseudoestacionario. Luego, incluye el daño en la ecuación de Darcy para flujo pseudoestacionario y calcula curvas de afluencia para diferentes valores de daño. Finalmente, discute diferentes métodos para calcular curvas de afluencia dependiendo de las condiciones del yacimiento y pozo.
El documento describe el proceso de completación de pozos petroleros. Se inserta una tubería de acero (casing) en el pozo que se cementa a las paredes para sellar el espacio. Luego se perforan disparos para que el crudo ingrese al casing, y se inserta una tubería de producción más pequeña (tubing) por donde fluirá el crudo. Finalmente, una cabeza de pozo con válvulas regula el flujo y presión del crudo que sale del pozo.
Este documento presenta cuatro correlaciones para estimar el punto de burbuja de los fluidos de yacimiento. La correlación de Standing utiliza la temperatura, gravedad API y relación gas-petróleo. La correlación de Vasquez y Beggs usa temperatura, gravedad API, relación gas-petróleo y gravedad específica del gas. La correlación de Glasø usa presión de burbuja, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y gravedad específica del gas. Cada correlación especifica el rango de aplicabilidad de
3. comportamiento de fases version i (1)Scott Jgdz
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Flujo de tuberias segundo 20% tercer corte gasotecnia....JoseConde36
El documento describe varios métodos para calcular el flujo de gas a través de tuberías, incluyendo la ecuación de Weymouth y la ecuación de Panhandle. La ecuación de Weymouth se usa para presiones altas, altos flujos de gas y diámetros grandes, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se desarrolló para tuberías de gas natural e incorpora un factor de eficiencia para números de Reynolds entre 5-11 millones. También se discuten conceptos como el diámetro equivalente, la distribución de flujo,
El documento describe varias ecuaciones y conceptos relacionados con el cálculo del flujo de gas en tuberías, incluyendo la ecuación de Weymouth y Panhandle. También cubre conceptos como diámetro equivalente, distribución de flujo en tuberías en paralelo y serie, y longitud equivalente. El objetivo general es poder calcular adecuadamente el flujo de gas a través de sistemas de tuberías complejos.
El documento describe los principios y ecuaciones para calcular el flujo de gas en tuberías, incluidas las ecuaciones de Weymouth y Panhandle. Explica conceptos como diámetro equivalente, distribución de flujo, correcciones por compresibilidad y diferencias de nivel, y cómo determinar longitudes y diámetros equivalentes. El objetivo es poder predecir con precisión el flujo de gas a través de sistemas de tuberías complejos.
La ecuación de Weymouth se usa para calcular el flujo de gas a través de tuberías de gran diámetro para altas presiones y flujos. El diámetro equivalente se aplica cuando el flujo es completamente turbulento entre 2 y 15 pulgadas. Los sistemas de tuberías pueden estar en serie u paralelo. La ecuación de Panhandle incorpora un factor de eficiencia y no usa la rugosidad para calcular el flujo de gas natural a través de tuberías.
Este documento trata sobre los métodos y ecuaciones utilizadas para el cálculo y diseño de tuberías de gas, incluyendo la ecuación de Weymouth, el diámetro equivalente de tuberías, la distribución de flujo en tuberías en serie, paralelo y ramificadas, y las correcciones por compresibilidad, diferencias de nivel y la ecuación de Panhandle. El documento explica cada concepto y ecuación de manera detallada.
Este documento presenta varios temas relacionados con el cálculo del flujo de gas en tuberías, incluyendo la ecuación de Weymouth, el diámetro equivalente, la distribución de flujo, la compresibilidad del gas, el cálculo de la presión promedio, las correcciones por diferencias de nivel, y la ecuación de Panhandle. Explica conceptos como sistemas de tuberías en serie y paralelo, y cómo se usan estas ecuaciones para calcular el flujo de gas a través de tuberías de diferentes diámetros y con
Este documento resume los conceptos clave relacionados con el flujo de gas a través de tuberías, incluyendo ecuaciones como Weymouth y Panhandle para calcular el flujo, conceptos como diámetro equivalente, y correcciones para factores como diferencias de nivel y supercompresibilidad. También describe los diferentes tipos de distribución de tuberías como en serie, paralelo y ramificadas.
El documento describe el tubo de Venturi, un dispositivo hidráulico inventado en el siglo 18 que causa una pérdida de presión al pasar un fluido a través de él. Explica que consiste en una tubería corta y estrecha entre dos tramos cónicos y que se usa comúnmente para medir caudales de fluidos. También detalla algunas de sus aplicaciones tecnológicas, como en carburadores automotrices para regular la mezcla aire-combustible de acuerdo a las condiciones.
La práctica número 9 trata sobre las pérdidas primarias en una tubería. El estudiante Veronico David Fernández Cano realizó un experimento para determinar las pérdidas de carga entre diferentes puntos de una tubería de diámetro constante. Midió las presiones en cada tramo de la tubería y calculó las pérdidas de energía debidas a la fricción. Luego determinó las pérdidas por fricción del aire en cada tramo usando las ecuaciones de fluidos. El objetivo era comparar los resultados experimentales con los
1) El documento presenta apuntes sobre mecánica de fluidos en tuberías. 2) Explica conceptos como flujo laminar, turbulento y ecuaciones para calcular caudal y pérdida de carga. 3) También cubre temas como conducción de fluidos a presión, flujo en tuberías, determinación de gastos y pérdidas de carga.
Este documento presenta los resultados de un experimento de laboratorio para medir caudales utilizando un venturímetro. El experimento midió las alturas piezométricas en la entrada y garganta del venturímetro para diferentes caudales, y luego utilizó las ecuaciones de Bernoulli y continuidad para calcular los caudales teóricos y reales. Finalmente, se determinó el coeficiente de descarga para cada lectura.
Practica de laboratorio de mecanica de fluidosLuis Arteaga
El documento describe el tubo de Venturi, un dispositivo creado por Giovanni Battista Venturi para medir caudales en tuberías. Explica que mide la diferencia de presión entre la entrada y la garganta estrecha para calcular el caudal, y que usa conos convergentes y divergentes para acelerar y luego expandir el flujo. También presenta la teoría, ecuaciones y un procedimiento para usar un tubo de Venturi para medir caudales en un experimento práctico.
Este documento presenta el reporte de una práctica de laboratorio sobre una mesa hidrodinámica. El objetivo era comprobar las caídas de presión teóricas y reales aplicando la ecuación general de energía. Se realizaron mediciones de presión en diferentes tuberías y accesorios como codos y válvulas. Los cálculos se hicieron usando la ecuación de Bernoulli, de Darcy y el diagrama de Moody. Los resultados teóricos y experimentales variaron debido al desgaste de los accesorios y tuberías
La práctica describe tres métodos comunes para medir caudal: el medidor Venturi, la placa de orificio y el rotámetro. Los estudiantes usarán estos dispositivos en un equipo de laboratorio para determinar caudales reales, calcular coeficientes de descarga teóricos y empíricos, y analizar cómo estos coeficientes varían con el número de Reynolds.
Este documento describe diferentes tipos de medidores de flujo, incluyendo medidores de cabeza variable como el tubo de Venturi. El tubo de Venturi mide el flujo mediante la diferencia de presión entre la entrada y la garganta estrecha, donde la velocidad del flujo aumenta. Se compone de una entrada cónica, una garganta y una salida divergente para reducir la pérdida de presión. La diferencia de presión se mide y se usa para calcular la velocidad y el caudal del flujo a través de ecuaciones de
1) El documento presenta apuntes sobre mecánica de fluidos en tuberías. 2) Explica conceptos como flujo laminar, turbulento y transitorio, así como fórmulas para calcular caudal, velocidad y pérdida de carga. 3) Incluye secciones sobre objetivos del curso, introducción a flujos en tuberías, flujo laminar, determinación de caudal laminar, y pérdida de carga para flujo laminar.
Este documento presenta las ecuaciones fundamentales para calcular el flujo a través de diferentes tipos de medidores, incluyendo tubos Venturi, placas de orificio y tubos Pitot. Explica cómo usar el coeficiente de descarga y otros factores para determinar el flujo real teniendo en cuenta las pérdidas. También proporciona ejemplos numéricos y gráficos para ilustrar cómo aplicar las ecuaciones y calcular propiedades como la velocidad del flujo y el diámetro efectivo del medidor.
Este documento presenta las ecuaciones fundamentales para calcular el flujo a través de diferentes tipos de medidores, incluyendo tubos Venturi, placas de orificio y tubos Pitot. Explica cómo usar el coeficiente de descarga y otros factores para determinar el flujo real teniendo en cuenta las pérdidas. También proporciona ejemplos numéricos y gráficos para ilustrar cómo aplicar las ecuaciones y calcular propiedades como el diámetro del medidor y la caída de presión.
Este documento presenta un modelo y método para simular redes de distribución de gases usando el modelo de balance de nodos y el método de linealización de ecuaciones. Deriva una ecuación general de flujo para gases isotérmicos y la incorpora al modelo de balance de nodos. Explica que este modelo resuelve el problema de una manera más sencilla que otros métodos, requiriendo menos iteraciones y ecuaciones. Finalmente, ilustra la aplicación del modelo y método con un ejemplo.
Los puentes son estructuras esenciales en la infraestructura de transporte, permitiendo la conexión entre diferentes
puntos geográficos y facilitando el flujo de bienes y personas.
Proceso de obtenciòn de nitrogeno por el metodo Haber-Bosh
Flujo en tuberías
1. República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria,
Ciencia y Tecnología
Instituto Universitario Politécnico ‘‘Santiago Mariño’’
Extensión Maracaibo
Escuela: Ingeniería en Petróleo
FLUJO EN TUBERÍAS
Autor(a):
Génesis Cardozo
C.I. 23.861.009
Maracaibo, Edo. Zulia, Marzo del 2018
2. 2
INDICE GENERAL
Índice General……………………………………………………………………………………2
Introducción………………………………………………………………………………………3
Desarrollo…………………………………………………………………………………………3
1. Ecuación de Weymounth para flujo de Gas en Tuberías……………………….…..4
2. Diámetro equivalente de tuberías…………………………………………………...…4
3. Distribución de flujo en tuberías…………………..…………………………………..4
4. Corrección por súper comprensibilidad...………………………………………...…...5
5. Procedimientos de cálculo de la presión promedio en tuberías…………………....5
6. Corrección por diferencias de niveles…………………………………………………6
7. La ecuación de Panhandle: Diámetro equivalente. Distribución de flujo. Longitud
equivalente. Calculo de fases…………………………………………………………..6
Conclusión………………………………………………………………………………………..8
Referencias Bibliográficas………………………………………………………………………9
3. 3
INTRODUCCION
La Mecánica de Fluidos comprende una amplia gama de problemas,
principalmente en las obras e instalaciones hidráulicas (tuberías, canales, presas, entre
otros.) y en las turbo máquinas hidráulicas (bombas y turbinas). El hombre ha ido
adquiriendo y mejorando el legado de sus antecesores, perfeccionando sus técnicas, y
acrecentando así cada vez más su demanda por conseguir una mejor calidad de vida.
Fue así, como surgieron los tubos, quienes, organizados en sistemas, perduran en
el tiempo como el medio de transporte de fluidos. 1
La elección de una tubería es una actividad muy compleja que depende de
los materiales de construcción, espesor de la pared del tubo, cargas y tipo de
instalación. El diseño de una tubería se basa en ciertas normas de diseños
estandarizadas, investigadores, ingenieros de proyectos e ingenieros de campo en
áreas de aplicación específicas
Las discrepancias de estas normas se relacionan con las condiciones de diseño,
el cálculo de los esfuerzos y los factores admisibles. Es importante destacar también,
los principios fundamentales del mantenimiento de tuberías, punto más importante a
tener en cuenta en cualquier proceso industrial. 2
4. 4
DESARROLLO
1. Ecuación de Weymounth para flujo de Gas en Tuberías.
Es usada para presiones altas, altos flujos de gas, y diámetros grandes en el
sistema. Esta ecuación calcula directamente el flujo de gas a través de la tubería.
𝑄 = 433.5𝐸 (
𝑇𝑏
𝑃𝑏
) (
𝑃1
2
− 𝑒5
𝑃2
2
𝐺𝑇𝑓 𝐿 𝑒 𝑍
)
0,5
𝐷2.667
; 𝐹 = 11.18(𝐷)1/6
Donde, Q es la tasa de flujo, Tb es la temperatura base, Pb es la presión base,
P1 es la presión de entrada al sistema, P2 es la presión de salida del sistema, Z es el
factor de compresibilidad, Tf la temperatura promedio del gas, L es la longitud de las
tuberías, F es el coeficiente de fricción, G es la gravedad específica, y finalmente, e es
el diámetro interno.
2. Diámetro equivalente de tuberías.
Cuando un fluido fluye por un conducto que tiene sección diferente a la circular,
tal como un anulo, es conveniente expresar los coeficientes de transferencia de calor y
factores de fricción mediante los mismos tipos de ecuación y curvas usadas para
tuberías y tubos. Para permitir este tipo de representación para la transferencia de calor
en ánulos, se ha encontrado ventajoso emplear un diámetro equivalente, D. El diámetro
equivalente es cuatro veces el radio hidráulico, y el radio hidráulico es, a su vez, el radio
de un tubo equivalente a la sección del anulo.
𝐷𝑒 = 4𝜋ℎ =
4 × á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜
𝑃𝑒𝑟í𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 ℎú𝑚𝑒𝑑𝑜
=
(4𝜋)(𝐷2
2
− 𝐷1
2
)
4𝜋𝐷1
=
𝐷2
2
− 𝐷1
2
𝐷1
Es importante notar que la capacidad de flujo equivalente no está determinada
por la relación de áreas de la sección de tuberías éste error se comete a menudo entre
aquellos que diseñan tuberías otras facilidades. El método no tomaría en cuenta el
aumento de la fricción en los conductos de menor diámetro.
3. Distribución de flujo en tuberías.
En este caso disponemos de las presiones en varias secciones de la tubería y
conocemos todas las características sobre las tuberías usadas. Además conocemos el
5. 5
flujo transportado por la tubería principal o alimentador. Nuestra misión será averiguar el
caudal en cada uno de los ramales teniendo en consideración que las pérdidas en cada
una deben ser similares.
∀1
′
= (
𝐷1
2
𝐷1
2
− 𝐷2
2
+ 𝐷3
2) ∀
En donde Di son los diámetros de las tuberías. La cantidad de sumandos
varía según cuantas tuberías en paralelo existan.
4. Corrección por súper comprensibilidad.
El efecto de la compresibilidad deberá compensarse adecuadamente al calcular
tuberías de gas, de tal manera, que se puede predecir con exactitud. Existen
argumentos acerca del mejor método de aplicar el factor Z. Al
desarrollar la forma general de las diferentes ecuaciones de flujo, así como en una
ecuación donde se aplica la ley para los gases reales:
𝑝𝑉 = 𝑍𝑛𝑅𝑇
Se convierte en:
(
𝑃
𝑍
) 𝑣 = 𝑛𝑅𝑇
En donde Z es el factor de compresibilidad y es una cantidad adimensional.
5. Procedimientos de cálculo de la presión promedio en tuberías.
Para inventariar el gas en grandes tuberías, donde está una diferencia substancial en
las presiones terminales con determinadas condiciones de flujo, debería emplearse una
verdadera presión promedio. Se han hecho investigaciones en tuberías largas, cerrando
simultánea las válvulas hasta obtener presiones constantes en ambos extremos. Al
igual las presiones, la siguiente relación para calcular la presión promedio se considera
aplicable.
𝑃𝑃 =
2
3
(𝑃1 + 𝑃2 −
𝑃1 𝑃2
𝑃1 + 𝑃2
)
6. 6
6. Corrección por diferencias de niveles.
La ecuación general de flujo de gases ha sido corregida por diferencias de nivel y
presentada en la siguiente forma:
𝜗 𝐶𝑁 = (155,1) [
𝑇𝐶𝐸
𝑃𝐶𝐸
] 𝑥𝐷2,50
[
𝑃1
2
− 𝑃2
2
− 𝐶 𝑛
𝛾𝑥𝑇𝑝 𝑥𝑍 𝑝 𝑥𝐿
]
0,50
El término de presión puede asimilarse a la función (P/Z)2, aplicado a
los extremos de la tubería, y debe ser leído directamente en las tablas de presión. Si la
corrección por diferencia de nivel se aplicara directamente a la ecuación Weymouth,
ésta quedaría representa en la forma:
𝜗 𝐶𝑁 = 𝐶 𝑤 𝐷8/3
[
𝑃1
2
− 𝑃2
2
− 𝐶 𝑛
𝐿
]
0,50
7. La ecuación de Panhandle: Diámetro equivalente. Distribución de flujo.
Longitud equivalente. Calculo de fases.
Tal como se ha explicado en el caso de la ecuación Weymouth, la ecuación
Panhandle ecuación se ha considerado una de las formulas que mayor usa ha tenido
en la industria del gas natural, para el diseño de tuberías. A
diferencia de la ecuación de Weymouth, la de Panhandle se emplea para diseños de
tuberías de alta presión y gran diámetro, donde la tasa de flujo puede variar
notablemente. El factor de fricción (f) para la ecuación Panhandle puede expresarse en
función del número de Reynolds en virtud de la siguiente relación empírica:
√
1
𝑓
= (16,49)𝑅𝑒0,01961
Cuando se usa la ecuación de Panhandle la determinación de tuberías
equivalentes y todas las consideraciones que se han planteado en el caso de la
ecuación de Weymouth cambian ligeramente y deben ser adaptadas. Para calcular el
número de tuberías pequeñas capaces de conducir un cierto flujo en las mismas
condiciones (presión, longitud y temperatura) que una tubería de mayor diámetro, una
nueva expresión de los diámetros dará el resultado solicitado:
7. 7
nA =
DB
8/3
DA
8/3
Donde; nA = número de tuberías pequeñas, dB = diámetro de la tubería inicial,
dA = diámetro de la nueva tubería.
Se dispone de un cierto flujo Q, que debe distribuirse por varias tuberías
paralelas de igual longitud: A, B, C, D, y sustituyendo los valores correspondientes en la
ecuación, se tiene que:
𝑄 = 𝑄 𝐴 + 𝑄 𝐵 + 𝑄 𝐶 + ⋯ 𝑄 𝑛 + ⋯
Equivale a:
%𝑄 = (100)
𝑑𝑖
∑ 𝑑𝑖
2,53𝑛
𝑖=1
Si se trata de un cierto sistema, limitado por las presiones de entrada, salida del a
tubería y con un diámetro dado, y e desea conocer qué longitud de tubería será
capaz de conducir la misma tasa de flujo en idénticas condiciones de presión y
temperatura.
Se establece un lazo parcial de tubería del mismo diámetro que el original, con el
fin de aumentar la capacidad Qo a un Qn.
8. 8
CONCLUSION
La ecuación de Weymouth es usada para presiones altas, altos flujos de gas, y
diámetros grandes en el sistema. La siguiente formula calcula directamente el flujo de
gas a través de la tubería.Para eliminar el proceso iterativo en la solución de la
ecuación fundamental para el flujo de gas a través de una tubería, Weymouth propuso
que el factor de fricción fuera solo función del diámetro de la tubería.
Por otro lado, la ecuación de Panhandle se desarrolló para su uso en tuberías de
gas natural, incorporando un factor de eficiencia para los números de Reynolds
en el rango de 5 hasta 11 millones. En esta ecuación, la rugosidad de la
tubería no se utiliza. La forma general de la ecuación de Panhandle se
expresa en unidades USCS.
9. 9
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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Línea. https://prezi.com/q-oukq48hpf0/ecuaciones-de-flujo-de-weymounth-y-
panhandle/
2. Gamboa I., 2015. Calculo del factor ‘’Z’’ de los gases por el método hall –
yarborough. Consulta: En Línea.
https://www.academia.edu/10945643/CALCULO_DEL_FACTOR_Z_DE_LOS_G
ASES_POR_EL_METODO_HALL_YARBOROUGH
3. Gomez R., 2016. Flujo de fluidos en tuberías. Consulta: En Línea.
https://es.slideshare.net/RobinGomezPea/flujo-de-fluidos-en-tuberias
4. Liam C., 2015. Gasotécnia. Consulta: En Línea.
https://es.scribd.com/document/288523937/Gasotecnia
5. Duarte A., 2010. Diametro equivalente sección circular – rectangular. Consulta:
En Línea. https://soloingenieria.net/foros/viewtopic.php?f=11&t=29383