Republica Bolivariana de VenezuelaMinisterio del Poder Popular para la Educación Universitaria.Instituto Universitario Tecnológico “José Antonio Anzoátegui”.

P.N.F “Procesos Químicos”.El Tigre Edo Anzoátegui.

Ing: Andarcia, Leiry Bachilleres:Mecánica de Fluidos. Rodriguez, LorennysSeccion Q01. Campos, Ana

Karlos Higuera Figuera, Daniela Pérez, Génesis

El Tigre, Febrero del 2013

Introducción

No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en todas las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la clase de sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los datos que lo soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para su aplicación.

Por ejemplo, algunas correlaciones están basadas en datos para tuberías horizontales de diámetro pequeño. Su aplicación es limitada para tuberías dediámetro mayor con perfiles topográficos que presenten diferencias de nivel con respecto a un plano de referencia.

En el desarrollo de las correlaciones se han colocado diversas relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones. Por lo tanto, es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos.

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, holdup, caída de presión y régimen de flujo. Este último ha sido la variable más importante de estudio, debido a que ésta afecta directamente los valores de holdup y caída de presión.

El holdup se define como la relación de volumen ocupado por un gas en un segmento de tubería y el volumen total del segmento de la misma. El uso, medida y cálculo del holdup ha tenido profundos cambios durante el tiempo. De todos los métodos que existen el más usado, simple y preciso, ha sido el método de cierre rápido de válvula de bola.

La necesidad de entender el comportamiento de una mezcla multifásica dentro de una tubería se ha hecho más imperativa en los últimos años, debido a que la industria petrolera en particular avanzaría en gran medida si se pudiese manejar eficientemente el flujo bifásico proveniente de un pozo antes de llegar a la refinería.

A partir de entonces diferentes correlaciones son presentadas para cada uno de los regímenes de flujo. Las correlaciones existentes para el cálculo de las transiciones entre patrones de flujo son muchas y muy variadas.

Las primeras relaciones mecanísticas que fueron utilizadas ampliamente para el diseño de tuberías de flujo bifásico inclinado fueron la de Beggs y Brill (1973) y la de Barnea (1987). Posteriormente Lockhart y Martinelli (1949), Baker (1954), Dukler (1969), Eaton (1966), entre otros.

Todos ellos con un solo fin y es estimar gradientes de presión para así poder analizar el comportamiento que pudiese presentar este tipo de flujo dentro de una tubería; trabajando con datos experimentales en el laboratorio con algunos parámetros conocidos mediante pruebas PVT. A lo largo de los años, estos investigadores obtuvieron resultados positivos a través de sus experiencias y estudios; y que aun en estos tiempos siguen siendo aplicados.

Flujo Bifásico

Es el flujo simultáneo de líquido y gas en una tubería. Por ejemplo, los pozos petroleros producen una mezcla de hidrocarburos, los cuales se separan parcialmente en gas y líquido cuando se reduce la presión. Además la producción

de gas y crudo generalmente viene acompañada de agua y de partículas sólidas. Esta mezcla puede estudiarse como un flujo bifásico cuyos componentes son básicamente gas y líquido.

Correlaciones de flujo multifasico horizontal

El problema del flujo horizontal bifásico se considera tan complejo como el flujo bifásico vertical. Para el diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las caídas de presión que se producen a lo largo de ellas. La predicción de las caídas de presión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería.

Desde hace más de 30 años, varios autores han intentado hallar correlaciones que permitan predecir las caídas de presión que se producen en el caso de flujo bifásico en conductos cerrados. Las caídas de presión en el flujo bifásico son bastantes diferentes de las que ocurren en flujo de una sola fase, esto se debe a que generalmente existe una interfase y el gas se desliza en el liquido, separadas ambas por una interfase que puede ser lisa o irregular dependiendo del régimen de flujo existente y las caídas de presión pueden llegar a ser de 5 a 10 veces mayores, que las ocurridas en flujo monofásico.

Los tipos de regímenes que pueden darse en flujo multifasico horizontal dependen de las variaciones en presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a la otra. Estos flujos pueden ser:

Flujo de Burbuja:

El flujo de burbujas se caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia de burbujas discretas en una fase liquida continua. El régimen de flujo de burbujas, se divide en flujo burbujeante y flujo de burbujas dispersas. Los dos tipos difieren en el mecanismo de flujo.

El flujo burbujeante ocurre a tasas de flujo relativamente bajas, y se caracteriza por deslizamiento entre las fases de gas y liquido. El flujo de burbujas dispersas ocurre a tasas altas de flujo, moviéndose las burbujas de gas a lo largo de la parte superior de la tubería. La fase continua es el líquido que transporta las burbujas

Flujo de tapón de gas:

El flujo tapón se caracteriza por que exhibe una serie de unidades de tapón, cada uno es compuesto de un depósito de gas llamado burbujas de Taylor y una cubierta de líquido alrededor de la burbuja. Los tapones van incrementando su tamaño hasta cubrir toda la sección transversal de la tubería.

Flujo Estratificado:

El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior, con una interfase continua y lisa.

Flujo Transitorio:

En este tipo de patrón de flujo existen cambios continuos de la fase liquida a la fase gaseosa. Las burbujas de gas pueden unirse entre si y el liquido puede entrar en las burbujas. Aunque los efectos de la fase liquida son importantes, el defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase liquida.

Flujo Ondulante:

Es parecido al anterior, pero en este caso se rompe la continuidad de la interfase por ondulaciones en la superficie del líquido.

Flujo de tapón de líquido:

En este caso las crestas de las ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior de la tubería en la superficie del líquido.

Flujo Anular:

Se caracteriza por la continuidad en la dirección axial del núcleo y la fase gaseosa. El liquido fluye hacia arriba de una película delgada alrededor de una película de gas mojando las paredes de la tubería o conducto. Además, una película de líquido cubre las paredes de la tubería, y el gas fluye por el interior, llevando las partículas de líquido en suspensión.

Flujo de Neblina o Rocío:

El liquido esta completamente “disuelto” en el gas, es decir, la fase continua es el gas y lleva en “suspensión” las gotas de liquido.

Quien Fue Eaton.

Eaton y colaboradores

La correlación se basa en un balance de energía de flujo multifasico, realizando correlaciones para el factor de entrampamiento de líquido y el factor de fricción, considerando las fases fluyendo como una mezcla homogénea de propiedades promedia.

La Correlación de Eaton fue propuesta en 1966 y está basada en datos de campo. Las pruebas fueron realizadas en tuberías de 2 pulg y 4 pulg de diámetro, cada una de ellas con 1700 pies de longitud. Los parámetros estudiados fueron:

Variación de tasa de liquido entre 50 y 5500 BN. Variación de la tasa de gas entre 0 y 10 MMPCN/D. Variación de la viscosidad del liquido entre 1 y 13.5 Cps. Presión media del sistema entre 70 y 950 Lpc.

Entrampamiento del líquido entre 0 y 1. Patrón de flujo. Caída de presión.

Ecuación general para el gradiente de presión:

Donde:

: Factor de Fricción.

VM: Velocidad de la mezcla, pie/ seg.

ℓns: Densidad sin desplazamiento, lb/pie3

D: Diametro de la tubería, pie.

EK: Energía Cinética.

Donde:

Definición de cada Parámetro:

Donde:

Con X e Y se obtiene ƒTP gráficamente:

Analíticamente:

Para obtener las velocidades reales de líquido (VL) y del gas (Vg), es necesario conocer el colgamiento del líquido (HL) en cualquier parte de la tubería. Se quiere determinar primero el valor de ψ mediante la siguiente ecuación:

Para:

0.001≤ Ψ ≤ 0.11.

Para:

0.11 < Ψ ≤ 10.0

Para obtener los ∆ de las velocidades:

Si las pérdidas por fricción son despreciables no es necesario

Determinar HL:

Si X≤ 60000 Y= 6677920X-1.64941.

Si 60000<X≤C Y=0.01C1.

C = 819194 – 39981.7d + 2838.8d2 – 73.26d3Log C1 = 2.37354 – 2.10458r + 0.5757r3 – 0.14189r4 + S (0.46 – 0.9373r + 0.45966r3 – 0.15975r4) + S2 (0.451 – 0.3629r – 0.1994r3 + 0.12835r4.

r= log (0.0001X).

S=log d

Si X>C

Y = (21.525 – 1.55934d + 0.02278d2 + 0.00131d3) X-0.49.

Ecuación de Eaton

Donde:

(∆P)A: caída de presión (psi)

WL: caudal másico de líquido (lbm/h)

WG: caudal másico de gas (lbm/h)

L, G: velocidad del líquido y gas

D: diámetro de la tubería (pulg)

Z: longitud de la tubería (pie)

QT: caudal total (liquido y gas)

Hl, g: Holp up líquido y gas. (a dimensional)

Ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de poros

Bases de las Correlaciones

Los datos usados, en el desarrollo de las correlaciones fueron obtenidos de cálculos de depleción (en base a estudios PVT) y a datos de prueba de producción de pozos.

Toda la información requerida en el uso de las correlaciones es fácilmente obtenida en las pruebas de producción durante la completacion de pozos.

Se considero un volumen unitario de yacimiento IBPH (barril de espacio poroso ocupado por hidrocarburos).

Las Presiones usadas en la correlación son las presiones actuales de los yacimientos que pueden ser o no la presiones de roció, burbujeo de las mezclas.