Equipo 1

¿Qué es flujo multifásico?

El flujo multifásico es definido como el flujo simultáneo de numerosas fases.

Las variables más importantes manejadas en este estudio son: flujo volumétrico de gas y líquido, propiedades físicas de las fases, diámetro e inclinación de la tubería, presión de operación, hold-up, caída de presión y régimen de flujo.

¿Qué es flujo multifásico vertical?

Es el flujo simultáneo de numerosas fases en una tubería orientada verticalmente, en donde afecta de manera directa la fuerza gravitacional a la columna de fluidos encontrados en la tubería.

Patrones de flujo

En el flujo multifásico vertical se consideran cuatro patrones de flujo denominados:

* Burbuja (bubble).

 * Bache (slug).

* Anular (annular).   

  * Niebla o rocío (mist or spray).  

FLUJO BURBUJA (BUBBLE)

En el flujo hacia la superficie de aceite que contiene gas en solución, a medida que la presión se reduce constantemente, provoca la liberación del gas disuelto formando burbujas pequeñas. A este flujo se le denomina «flujo burbuja» (bubble); la fase líquida es continua y el gas existe disperso en burbujas pequeñas.

FLUJO EN BACHES (SLUG)

La presión continúa decayendo y la proporción de gas aumenta; como consecuencia, las burbujas de gas crecen y son más numerosas.  A continuación se agrupan hasta alcanzar una etapa en la cual se extienden ocupando casi toda la sección transversal de la tubería, obteniéndose el » flujo en baches » (slug) de gas y que alternan con baches de líquido.

FLUJO ANULAR O TRANSICIÓN (ANNULAR)

Los baches de gas siguen aumentando en volumen hasta que el gas forma una fase continua en el centro de la tubería.  A lo largo de las paredes de la tubería existe una película de aceite con un movimiento ascendente relativamente bajo. Esta condición es conocida como » flujo anular”.

FLUJO EN NIEBLA O ROCÍO  (MIST OR SPRAY)

Continua decreciendo la, presión y corno resultado, se incrementa el volumen de gas y la película de aceite es cada vez más y más delgada, hasta que finalmente desaparece, formándose gotas de aceite, las cuales viajan en la fase continua de gas, para lograrse el » flujo en niebla o rocío » (mist or spray).

Ecuación general de gradiente de presión

• Para calcular el gradiente de presión a lo largo de una tubería, es recomendable dividir la tubería en tramos y calcular la caída de presión en cada tramo, con la ecuación general de gradiente de presión dinámica, siendo la caída de presión total la suma de las caídas de presión en cada tramo.
• Densidad, viscosidad y en algunos casos, tensión superficial, son requeridos para los cálculos del gradiente de presión.

Ecuación general de gradiente de presión

Correlaciones

HAGEDORN y BROWN:

Buena correlación en pozos de petróleo con patrones de flujo slug de mediana a alta tasas de producción.

No debe ser usado para condensados siempre y cuando el flujo neblina sea predominante dentro de la tubería de producción

Puede ocurrir perdida de precisión en la estimación de presiones en tuberías de 1 a 1.5 pulg de diámetro.

DUNS & ROS (1963):

Funciona bien en los casos flujo neblina.

Debe ser usada para el caso de petroleo y pozos condensados.

Las tuberías de 1 a 3 pulg tienden a sobre predecir la caída de presión.

Trabaja en un rango de gravedades API de 13-56.

BEGGS & BRILL (1973):

Correlaciones de tubería sencilla.

En líneas generales tiende a sobre predecir las caidas de presión.

Se usa tanto para pozos verticales como en pozos direccionales

ORKISZEWSKI:

Es una correlación que en ocasiones da un buen ajuste en los datos medidos. Pero cuidado: su formulación incluye una discontinuidad en su método de cálculo. Dicha discontinuidad puede causar inestabilidad durante el cotejo de la presión, por lo que no recomiendo su uso. Esta correlación tiene un buen comportamiento en pozos con tuberías de producción de 1 a 2 pulgadas de diámetro. A baja gravedades API (de 13-30), la correlación puede sobrestimar el perfil de presión. Funciona con un amplio rango de cortes de agua.

Equipo 2

Introducción

El flujo multifásico  es definido como  el flujo simultáneo de numerosas fases, siendo el flujo bifásico el caso más simple. Las variables más importantes manejadas en este estudio son:

• Flujo volumétrico de gas y líquido
• Propiedades físicas  de las fases
• Diámetro e inclinación de la tubería
• Presión de operación
• Hold-up
• Caída de presión
• Régimen de flujo

Este último  ha sido la variable mas importante de estudio, debido a que ésta afecta directamente los valores de hold-up y caída de presión.

Patrones De Flujo

La mayoría de los investigadores avocados a este

estudio definen cuatro regímenes que pueden ocurrir en una tubería vertical.

Los nombres y descripciones dadas por Orkiszewski serán usadas en esta discusión.

A continuación se presenta una breve descripción de la manera en la cual los fluidos se distribuyen en la tubería para cada régimen.

Flujo Multifásico Vertical

Es el flujo simultaneo de numerosas fases en una tubería orientada verticalmente, en donde afecta de manera directa la fuerza gravitacional a la columna de fluidos encontrados en la tubería.

Flujo De Burbuja

La tubería se encuentra prácticamente llena de líquido y la fase de gas libre se presenta en pequeñas burbujas las cuales se mueven a diferentes velocidades exceptuando aquellas que por su densidad tienen pequeños efectos en el gradiente de presión.

La pared de la tubería esta siempre en contacto con la fase líquida.

En el flujo hacia la superficie de aceite que contiene gas en solución, a medida que la presión se reduce constantemente, provoca la liberación del gas disuelto formando burbujas pequeñas.

Flujo Tapón

La fase gaseosa es mas significativa.

Sin embargo la fase líquida sigue siendo continua, las burbujas de gas coalescen y forman tapones o slugs los cuales ocupan prácticamente toda la sección transversal de la tubería.

El líquido que rodea la burbuja puede moverse a bajas velocidades en forma descendente.

El gas y el líquido tiene efectos significativos en la caída de presión.

La presión continúa decayendo y la proporción de gas aumenta; como consecuencia, las burbujas de gas crecen y son más numerosas.

A continuación se agrupan hasta alcanzar una etapa en la cual se extienden ocupando casi toda la sección transversal de la tubería, obteniéndose el » flujo en baches » (slug) de gas y que alternan con baches de líquido.

Flujo De Transición

Es cuando ocurre el cambio de la fase líquida continua a la fase de gas continua.

Las burbujas de gas pueden unirse y el líquido puede entrar en la burbuja.

Aunque los efectos del líquido son significantes, dominan los de la fase gaseosa.

Los baches de gas siguen aumentando en volumen hasta que el gas forma una fase continua en el centro de la tubería.

A lo largo de las paredes de la tubería existe una película de aceite con un movimiento ascendente relativamente bajo.

Flujo En Niebla

La fase gaseosa es continua y la mayor parte del líquido se introduce en ésta en forma de gotitas. 

La pared de la tubería esta cubierta por una película de líquido y las fases gaseosa controla la caída de presión.

Continúa decreciendo la presión y como resultado, se incrementa el volumen de gas y la película de aceite es cada vez más y más delgada, hasta que finalmente desaparece, formándose gotas de aceite, las cuales viajan en la fase continua de gas.

Correlaciones

• HAGEDORN & BROWN

Es una buena correlación en pozos de petróleo con patrones de flujo tapón de mediana a altas tasas de producción.

• DUNS & ROS

Por lo general funciona bien en los casos de flujo neblina.

• BEGGS & BRILL

Esta es una correlación usada para las pérdidas de presión, Hold up, y régimen de flujo.

Equipo 3

El flujo multifasico en tuberías es definido como el flujo de dos fases simultáneamente, lo pueden hacer en formas diversas, ya que cada una de estas formas presenta una distribución relativa de una fase con respecto a la otra constituyendo un patrón de flujo.

Muy pocas lineas de flujo son realmente horizontales . Para un flujo inclinado , la pérdida total de presion es la suma de las perdidas por friccion , por aceleracion y por elevacion.

PATRONES DE FLUJO

• Los Patrones de flujo son las diferentes distribuciones geométricas de las fases que ocupan el area transversal de la tuberia en el flujo multifasico.

                Según (Shoham, O. 2005)

    La existencia de los patrones de flujo en sistemas gas-líquido depende de las siguientes variables:

• Parámetros operacionales, llamados tasas de flujo de gas y líquido.
• Variables geométricas, incluyendo el diámetro de la tubería y el ángulo de inclinación.
• Las propiedades físicas de las dos fases (densidades, viscosidades, tensiones superficiales, etc.).

TUBERIAS INCLINADAS CON FLUJO ASCENDENTE

• En este rango de incremento de ángulos, el régimen Estratificado desaparece y el nuevo patrón de flujo observado es llamado Flujo Revuelto (Churn).
• Usualmente, los patrones de flujo son más simétricos alrededor del eje de la tubería, y menos dominados por la gravedad.

• Los patrones de flujo existentes son:

  flujo burbuja, flujo bache, flujo Anular, flujo Burbuja-disperso.

FLUJO INCLINADO

Flujo Bache (Slug (SL))

     El régimen de flujo bache en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la tubería, se debe a que la fase gaseosa está localizada en una bolsa de gas en forma de bala denominada “Burbujas de Taylor” con un diámetro similar al diámetro dela tubería. El flujo consiste de sucesivas “Burbujas de Taylor” y baches líquidos, que ocupan la sección transversal de la tubería. Una película delgada fluye descendentemente entre la “Burbuja de Taylor” y la pared.

Flujo Anular (A)

Como en el caso del flujo horizontal, este flujo se caracteriza por un movimiento rápido en el centro gaseoso con entrada de gotas líquidas y un bajo movimiento de la película líquida alrededor de la pared de la tubería. El flujo está asociado con una estructura de onda interfacial, que resulta en una alta tensión de corte interfacial. En flujo vertical, el espesor de la película líquida alrededor de la tubería es aproximadamente uniforme.

Flujo Revuelto (Churn (CH))

    Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio de la fase líquida. El flujo Revuelto es similar al flujo Bache, pero se ve mucho más caótico, sin límites limpios entre las dos fases. Esto ocurre a altas tasas de flujo de gas, donde el bache líquido recorre la tubería volviéndose espumoso. Los baches estallan a través de la fase gaseosa, y entonces ellos se rompen, cayendo hacia atrás, y emergiendo con el siguiente bache. Como resultado de esto, la burbuja Taylor en forma de bala es destruida y ocurre un remolino.

Flujo burbuja-dispersa (DB)

Similar al caso de flujo horizontal, el flujo burbuja-disperso en tuberías verticales y con inclinaciones fuertes ocurre a tasas de líquido relativamente altas, bajo estas condiciones la fase gaseosa es dispersa como diminutas burbujas dentro de la fase líquida continua. Para este patrón de flujo, la fase líquida dominante lleva las burbujas de gas, y no hay lugar al resbalamiento entre las fases. De aquí que el flujo es considerado homogéneo sin resbalamiento. 

• En una tubería inclinada influyen:

• Perdidas de presión por fricción
• Perdidas de presión por elevación
• aceleración

CORRELACIÓN BEGGS & BRILL (ECUACIONES)

    Beggs y Brill condujeron una investigación experimental de dos fases, flujo de gas-liquido en tuberías inclinadas para determinar que efecto tiene el ángulo de inclinación en el colgamiento del liquido y las pérdidas de presión.

Beggs y Brill llegaron a las siguientes conclusiones

• Debido al ángulo de inclinación de una tubería con flujo de dos fases, ocurren efectos de colgamiento de líquido y caídas de presión.
• En el flujo inclinado de dos fases, el máximo colgamiento del liquido es con un ángulo aproximado de 50 grados y el mínimo aproximadamente -5 grados respecto a la horizontal. El hecho de que el colgamiento sea aproximadamente igual en los ángulos  de 90 y 20 grados explica porque las correlaciones de colgamiento vertical pueden ser usadas para algunos grados de flujo horizontal.