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FLUJO MULTIFASICO
1.- INTRODUCCIONEl flujo multifsico es el movimiento de gas
libre y de lquido, el gas puede estar mezclado en forma homognea
con el lquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas
empuja al lquido desde atrs o encima de l, provocando en algunos
casos crestas en la superficie del lquido, puede darse el caso en
el cual el lquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma
velocidad y sin perturbacin relevante sobre la superficie de la
interfase gas-lquido. Cuando el fluido se desplaza desde el
yacimiento hacia la superficie, se libera energa tanto en el flujo
vertical como en el horizontal. Esta energa la posee el fluido
durante su permanencia en el yacimiento. Por lo tanto, para
utilizarla al mximo se requiere realizar un buen diseo de los
equipos del pozo: lnea de flujo estranguladores separadores y de
otras conexiones. El diseo ptimo, necesita de un estudio detallado
del comportamiento del flujo multifsico en cada uno de estos
componentes, lo cual debe tomar en cuenta las diferentes variables
que afecten el proceso.El flujo multifsico se desplaza a travs de
la tubera vertical y horizontal, el cual comprende el
estrangulador, la lnea de flujo, hasta llegar al separador y los
tanques de almacenamiento. El flujo multifsico de gas y lquido,
ocurre frecuentemente durante la fase de extraccin de petrleo, en
el rea qumica y en industrias que guarden relacin con dichos
parmetros.Durante el trayecto del flujo vertical y horizontal, la
produccin del pozo puede encontrar restricciones por la existencia
de vlvulas, reduccin de tuberas y los necesarios estranguladores de
flujo.La ltima restriccin est generalmente colocada en el cabezal o
en algunos casos en el fondo del pozo o a nivel del mltiple de
produccin, todos principalmente con el objeto de controlar el
caudal, imponiendo una contra-presin a la formacin.Adems, el flujo
de fluidos en una tubera involucra elementos que favorecen o
impiden su movimiento, entre los cuales se puede mencionar la
friccin, factor que se produce por el contacto del fluido con las
paredes de la tubera. La mayor o menor velocidad con que fluyen los
fluidos a travs de las tuberas permite determinar el rgimen de
flujo que se tiene, (laminar o turbulento), el porcentaje de lquido
que se encuentra en un momento cualquiera en un intervalo de tubera
determina el factor de entrampamiento. Otros parmetros son: la
relacin gas-lquido el porcentaje de agua sedimentos el dimetro de
la tubera, la viscosidad del petrleo, reunindose una cantidad de
variables que regulan las ecuaciones de balance de energa y
presin.2.-METODO APROXIMADO PARA SISTEMAS DE DOS FASES
Las correlaciones realizadas mediante tcnicas de laboratorio y/o
datos de campo poseen sus limitaciones al ser aplicadas en
condiciones diferentes a la de su deduccin. Los factores ms
importantes tomados en cuenta son: el clculo de la densidad de la
mezcla, el factor de entrampamiento de lquido (Holp Up), regmenes
de flujo, factor de friccin, entre otros.Existen muchas
correlaciones para predecir los gradientes de presin durante el
flujo multifsico en tuberas verticales, a continuacin se har una
breve descripcin de las correlaciones ms usuales para el anlisis de
flujo multifsico en tubera vertical.
correlaciones de flujo multifasico en tuberias verticales.Los
estudios realizados en el comportamiento de flujo multifsico en
tuberas verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de
presin a travs de la tubera de produccin, debido a la importancia
que tienen para la industria petrolera. HAGEDORN y BROWN:
Realizaron dos trabajos en 1964. Siendo el primero de ellos un
estudio que relacion el efecto de la viscosidad en una tubera de 1"
de dimetro y 1500 pies de longitud para ello utilizaron cuatro
fluidos de diferentes viscosidades, cada uno de los cuales se prob
para diferentes tuberas y relaciones gas-lquido. Concluyeron que
para valores de viscosidad lquida menores que doce centipoises, la
misma tiene poco efecto sobre los gradientes de presin en flujo
vertical bifsico. El segundo trabajo fue una ampliacin del primero
en una tubera de 1" y 1-" de dimetro; el aporte importante fue la
inclusin del factor de entrampamiento. El aspecto principal es que
el factor de entrampamiento lquido o fraccin de la tubera ocupado
por lquido, es funcin de cuatro nmeros adimensionales: nmero de la
velocidad lquida, nmero de velocidad del gas, nmero de dimetro de
la tubera y nmero de viscosidad lquida. Los resultados presentados
indican un error promedio de 1,5% y una desviacin estndar de 5,5 %.
En conclusin desarrollaron una Correlacin General para un amplio
rango de condiciones.
GRAY: La correlacin fue desarrollada por "H. E Gray" de la
compaa petrolera "Shell", para fases de gas, predominantemente para
sistemas de gas y condensado en flujo multifsico vertical. Gray
considero una fase simple, asumiendo que el agua o condensado van
adheridos en las paredes de la tubera en forma de gotas. La
correlacin es aplicada para casos en los que se considera que las
velocidades para flujo vertical estn por debajo de 50 ft/s, que el
tamao de la tubera de produccin sea menor de 3-in y que las
relaciones de condensado y agua estn por debajo de 50 bls/mmpcn y 5
bls/mmpcn, respectivamente. GILBERT (1954): Fue el primer
investigador en presentar curvas de recorrido de presin para uso
prctico. Su trabajo consisti en tomar medidas de cadas de presin en
el reductor; el mtodo trabaj para bajas tasas de produccin y utiliz
en el mismo el trmino de "longitud equivalente" para el clculo de
la presin de fondo fluyente.
DUNS & ROS (1963): Observaron la influencia de los patrones
de flujo en el comportamiento del mismo, desarrollando una
correlacin para la velocidad de deslizamiento de las fases.
Presentaron adems relaciones para hallar la densidad de la mezcla y
factor de friccin de acuerdo al rgimen de flujo existente.
ORKISZEWSKY (1967): El autor considera deslizamiento entre las
fases y que existen cuatro regmenes de flujo, (burbuja, tapn,
transicin y neblina). Present un mtodo para el clculo de cadas de
presin en tuberas verticales, el cual es una extensin del trabajo
expuesto por Griffith y Wallis. La precisin del mtodo fue
verificada cuando sus valores predecidos fueron comparados con 148
cadas de presin medidas. Una caracterstica diferente en este mtodo
es que el factor de entrampamiento es derivado de fenmenos fsicos
observados. Tambin considera los regmenes de flujo y el trmino de
densidad relacionados con el factor de entrampamiento; adems
determin las prdidas por friccin de las propiedades de la fase
continua.
BEGGS & BRILL (1973):Corrieron pruebas de laboratorio usando
mezcla de aire y agua fluyendo en tuberas acrlicas de 90 pies de
longitud y de 1 a 1.5 pulgadas de dimetro interior. Para un total
de 27 pruebas en flujo vertical, se obtuvo un error porcentual
promedio de 1.43 % y una desviacin standard de 6.45 %,
desarrollando un esquema similar al de flujo multifsico
horizontal.
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFASICO HORIZONTALEl problema del
flujo horizontal bifsico se considera tan complejo como el flujo
bifsico vertical. Para el diseo de las tuberas de gran longitud es
necesario conocer las cadas de presin que se producen a lo largo de
ellas. La prediccin de las cadas de presin, cuando una mezcla de
gas y lquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores
problemas de ingeniera.Desde hace ms de 30 aos, varios autores han
intentado hallar correlaciones que permitan predecir las cadas de
presin que se producen en el caso de flujo bifsico en conductos
cerrados. Las cadas de presin en flujo bifsico 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 lquido, separadas ambas por una interfase que puede ser lisa o
irregular dependiendo del rgimen de flujo existente y las cadas de
presin pueden llegar a ser de 5 a 10 veces mayores, que las
ocurridas en flujo monofsico.Los tipos de regmenes que pueden darse
en flujo multifsico horizontal dependen de las variaciones en
presin 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 distribucin uniforme de la fase
gaseosa as como la presencia de burbujas discretas en una fase
lquida continua. El rgimen 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 lquido. El flujo de burbujas dispersas ocurre a
tasas altas de flujo, movindose las burbujas de gas a lo largo de
la parte superior de la tubera. La fase continua es el lquido que
transporta las burbujas.
Flujo de Tapn de Gas: El flujo tapn se caracteriza por que
exhibe una serie de unidades de tapn, cada uno es compuesto de un
depsito de gas llamado burbujas de Taylor y una cubierta de lquido
alrededor de la burbuja. Los tapones van incrementando su tamao
hasta cubrir toda la seccin transversal de la tubera.
Flujo Estratificado: El gas se mueve en la parte superior de la
tubera, y el lquido en la parte inferior, con una interfase
continua y lisa.
Flujo Transitorio: En este tipo de patrn de flujo existen
cambios continuos de la fase lquida a la fase gaseosa. Las burbujas
de gas pueden unirse entre s y el lquido puede entrar en las
burbujas. Aunque los efectos de la fase lquida son importantes, el
defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase lquida. Flujo
Ondulante: Es parecido al anterior, pero en este caso se rompe la
continuidad de la interfase por ondulaciones en la superficie del
lquido.
Flujo de Tapn de Lquido: En este caso las crestas de las
ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior de la tubera en
la superficie del lquido. Flujo Anular: Se caracteriza por la
continuidad en la direccin axial del ncleo y la fase gaseosa. El
lquido fluye hacia arriba de una pelcula delgada alrededor de una
pelcula de gas mojando las paredes de la tubera o conducto. Adems,
una pelcula de lquido cubre las paredes de la tubera, y el gas
fluye por el interior, llevando las partculas de lquido en
suspensin. Flujo de Neblina Roco: El lquido esta completamente
"disuelto" en el gas; es decir, la fase continua es el gas y lleva
en "suspensin" las gotas de lquido.
Figura N2 Patrones de Flujo en Tuberas Horizontales.
Entre las correlaciones de flujo multifsico horizontal, que
cubren todos los rangos de tasas de produccin y tamao de tubera se
tienen las siguientes:
BEGGS & BRILL (1973): Es una de las ecuaciones ms utilizadas
y cubre varios rangos de tasas y dimetros internos de la tubera.
Desarrollaron un esquema para cadas de presin en tuberas inclinadas
y horizontales para flujo multifsico. Establecieron ecuaciones segn
los regmenes de flujo segregado, intermitente y distribuido para el
clculo del factor de entrampamiento lquido y definieron el factor
de friccin bifsico independientemente de los regmenes de flujo.
BEGGS & BRILL REVISADA: En la misma se mejoraron los
siguientes mtodos que no se usaron en la correlacin original, (1)
un rgimen de flujo adicional, el flujo burbuja, considerando que no
asume error en l (hold up), (2) el factor de friccin del modelo de
tubera lisa normal fue cambiado, utilizando una factor de friccin
en fase simple basado en el rango de la velocidad de fluido.
DUKLER, AGA & FLANIGAN: La correlacin de AGA & Flanigan
fue desarrollada para sistemas de gas condensado en tuberas
horizontales e inclinadas. Se considero cinco regmenes de flujo:
burbuja, intermitente, anular, neblina y estratificado. La ecuacin
de Dukler es usada para calcular la perdidas de presin por friccin
y el factor de entrampamiento (hold up) y la ecuacin de Flanigan es
usada para calcular el diferencial de presin por elevacin.
EATON y colaboradores (1966): Realizaron pruebas experimentales
de campo en tres tuberas de 1700 pies de longitud cada una y de 2,4
y 15 pulgadas de dimetro, respectivamente. Los rangos utilizados en
sus pruebas fueron: -Tasa lquida: 50-5500 bpD -Tasa de gas: 0-10
MMpcnd -Viscosidad Liquida: 1-13.5 cps. -Presiones promedias:
70-950 PSI. La correlacin se basa en una en un balance de energa de
flujo multifsico, realizando correlaciones para el factor de
entrampamiento de lquido y el factor de friccin, considerando las
fases fluyendo como una mezcla homognea de propiedades promedia.3.-
FLUJO MULTIFASICO
El flujo multifsico en tuberas es el movimiento concurrente de
gases y lquidos dentro de las mismas. La mezcla puede existir en
varias formas o configuraciones: como una mezcla homognea, en
baches de lquido con gas empujndolo o pueden ir viajando
paralelamente uno con otro, entre otras combinaciones que se pueden
presentar. El flujo bifsico se presenta en la industria petrolera
principalmente durante la produccin y transporte de aceite y gas,
tanto en tuberas horizontales como en inclinadas y verticales. El
estudio del flujo multifsico en tuberas permite, por ejemplo,
estimar la presin requerida en el fondo del pozo para transportar
un determinado gasto de produccin hasta la superficie. Los
problemas de diseo que implican el uso de modelos o correlaciones
para flujo multifsico, se encuentran de manera frecuente en el
campo de operacin de la ingeniera petrolera.
Es comn que muchos de los conceptos y correlaciones que fueron
desarrollados para su aplicacin dentro de la ingeniera del petrleo,
sean generalizados para su empleo con otros fluidos diferentes al
aceite y gas natural, lo que ha favorecido que tengan actualmente
diversas reas de aplicacin y una amplia investigacin sobre el tema
(oleoductos y gasoductos, produccin de petrleo y gas costa afuera,
la explotacin de la energa geotrmica, etc.).
En el flujo de dos fases, el problema bsico de ingeniera, es
calcular la distribucin de la presin en el conducto en cuestin,
cuya dependencia puede ser esquematizada de la siguiente manera: La
geometra del conducto (tubera) Las propiedades fsicas de las fases
Las condiciones prevalecientes en el sistema La ubicacin espacial
de la tuberaEl empleo del mtodo adecuado que permita calcular el
perfil de presiones a lo largo de la tubera. Existen muchas
correlaciones empricas generalizadas para predecir los gradientes
de presin, dichas correlaciones se clasifican en:
Las correlaciones Tipo A. Estn basadas en el mismo enfoque y
difieren nicamente en la correlacin usada para calcular el factor
de friccin. Estas correlaciones consideran que no existe
deslizamiento entre fases y no establecen patrones de flujo, entre
ellas: Poettman & Carpenter, Baxendel & Thomas y Fancher
& Brown. Las correlaciones tipo B. Consideran que existe
deslizamiento entre las fases, pero no toman en cuenta los patrones
de flujo, dentro de sta categora se encuentra el mtodo de Hagedorn
& Brown. Las correlaciones tipo C, todos los mtodos incluidos
en esta categora consideran esencialmente los mismos tres patrones
de flujo, con excepcin de Beggs & Brill. Algunos de los
estudios involucran nicamente un cambio en el procedimiento de
clculo en uno o ms regmenes de flujo, con respecto a mtodos
previamente publicados. Estas correlaciones consideran que existe
deslizamiento entre las fases y diferentes patrones de flujo, entre
ellas se encuentran: Duns & Ros, Orkiszweski, Aziz &
colaboradores, Chierici & colaboradores, y Beggs &
Brill.
Correlaciones empricas de flujo multifsico en tuberas verticales
Las correlaciones empricas son aquellas en los que sus autores
proponen una serie de ajustes de datos experimentales para
correlacionar una variable determinada. Estas correlaciones pueden
considerar tanto el deslizamiento entre las fases como la
existencia de patrones de flujo; por tanto, requieren de mtodos
para determinar el patrn de flujo presente. Una vez que se ha
determinado el patrn de flujo correspondiente a unas condiciones
dadas, se determina la correlacin apropiada para el clculo del
factor de friccin as como para el colgamiento de lquido con o sin
deslizamiento, las cuales, generalmente, son distintas dependiendo
del patrn.
Patrones de flujo La diferencia bsica entre flujo de una sola
fase y el flujo de dos fases es que en este ltimo, la fase gaseosa
y liquida pueden estar distribuidas en la tubera en una variedad de
configuraciones de flujo, las cuales difieren unas de otras por la
distribucin espacial de la interface, resultando en caractersticas
diferentes de flujo, tales como los perfiles de velocidad y
colgamiento. La existencia de patrones de flujo en un sistema
bifsico dado, depende principalmente de las siguientes variables:
Parmetros operacionales, es decir, gastos de gas y lquido.
Variables geomtricas incluyendo dimetro de la tubera y ngulo de
inclinacin. Las propiedades fsicas de las dos fases, tales como:
densidades, viscosidades y tensiones superficiales del gas y del
lquido.
La determinacin de los patrones de flujo es un problema medular
en el anlisis de un sistema multifsico. Todas las variables de
diseo son frecuentemente dependientes del patrn existente. Estas
variables son: la cada de presin, el colgamiento de lquido, los
coeficientes de transferencia de calor y masa, etc. 4.- CARGA DE
LQUIDO EN POZOS DE GASLa mayora de los yacimientos en Bolivia se
encuentran en la fase final de su desarrollo en estas fases de la
vida de los campos implica enfrentarse con la problemtica de pozos,
con producciones decrecientes con incrementos de produccin de
agua.Es necesario estudiar las metodologas que posibiliten el
mantenimiento de la produccin de gas o que posibiliten una
declinacin lo ms leve posible en muchos casos estas metodologas
debern ser usadas para retrasar el cierre de pozos o para reactivar
la produccin de los mismos.Un muestreo adecuado para determinar la
distribucin del agua subterrnea de inferior calidad y monitorear de
manera eficaz su variacin temporal, presenta grandes problemas
tcnicos. Los mtodos ms tradicionales de muestreo de pozos de
produccin durante la perforacin del mismo, as como la toma de
muestras desde pozos no bombeados, sufren de series de limitaciones
a este respecto.
Dichas limitaciones son el resultado de: Un inadecuado control
en la profundidad del muestreo y la consecuencia inseguridad del
origen preciso de la muestra. La modificacin fisicoqumica de la
muestra debido a una diversidad de procesos.Donde sea tcnicamente
posiblemente y economicamnete justificado, debera considerarse la
introduccin de algunas de las tcnicas y equipos recientemente
desarrollados.
