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Copy of Copy of Flujo Multifasico en Tuberías Inclinadas

Exposicion del 30% del 2° Corte
by

Ruby Toretto

on 16 October 2014

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FLUJO MÚLTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES

"FENÓMENOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS"

Equipo #1
MARCO ANTONIO ROSALES LÓPEZ
ROBERTO TOVAR
BENJAMIN JONES SANTOS
CARLOS CONTRERAS FORTUNA
FRANCISCO LAGUNA SANDOVAL
OSCAR ALBERTO CARDENAS
ANTONIO GONZALES CANCINO
SANTOS GRANDAOS

"FLUIDOS MULTIFÁSICOS EN TUBERÍAS INCLINADAS"
MODELOS MECANISTICOS
MODELO PARA PREDECIR LA TRANSICIÓN DE LOS PATRONES DE FLUJO
Cuando el flujo viaja a través de tuberías que tienen un ángulo de inclinación diferente a 0° (horizontales) y 90° (verticales).

Perdidas de presión totales:

CARACTERIZACIÓN HIDRODINÁMICA DE LOS PATRONES DE FLUJO
MODELO PARA FLUJO ESTRATIFICADO
Correlación de Flanigan:
Los modelos mecanísticos consisten básicamente en el planteamiento de un modelo físico simplificado del problema, al que se le aplica un análisis matemático, desarrollando las ecuaciones que representan el fenómeno, introduciendo el mayor número de variables de control que permitan las simplificaciones.
SEGÚN XIAO
Correlación de Beggs y Brill:
Ejemplo:
Calcular la caída de presión usando la correlación de Beggs y Brill
Transición Estratificado – No Estratificado
Transición Intermitente – Anular
Cuando las ondas son inestables, el flujo puede cambiar ya sea a flujo intermitente o a anular, dependiendo si existe o no el suficiente suministro de líquido.
Transición Intermitente – Burbuja o Burbujas Dispersas
Los mecanismos en los que se basa este estado de transición es el proceso de turbulencia el cual separa las burbujas de gas evitando su coalescencia, y los efectos de la fuerza de tensión superficial actuando para preservar la configuración de flujo burbuja.
Transición Estratificado Liso–Estratificado Ondulado
Las ondas pueden desarrollarse debido al esfuerzo interfacial o como resultado de la inestabilidad debida a la acción de la gravedad.
SEGÚN BARNEA
Transición para Burbuja o Burbuja Dispersa
El valor de DC es tomado como el más pequeño entre DCD y DCB.
Donde:
DCD = tamaño de burbuja crítica arriba del cual la burbuja es deformada
DCB = tamaño de burbuja crítica abajo del cual se previene la migración de las burbujas a la parte superior
Transición Estratificado – No Estratificado
Donde Fr es el número de Froude modificado expresado por:
Transición Estratificado – Anular
O en términos adimensionales por:
Transición Anular – Intermitente
Esta transición se supone que ocurre cuando el núcleo de gas es bloqueado en cualquier lugar por la fase líquida. El bloqueo del núcleo de gas se puede deber a dos posibles mecanismos:
a) Inestabilidad de la película de líquido.
b) Bloqueo del núcleo de gas como resultado de un suministro grande de líquido en la película.
En el flujo estratificado, la gravedad causa que líquido fluya en el fondo de la tubería y el gas en la parte superior . La fase líquida puede ser laminar o turbulenta, la fase gas es generalmente turbulenta.
Modelo físico estratificado, Xiao
Fracción de pared húmeda
Velocidad superficial crítica
Donde Vgt es la velocidad del gas real al límite transicional y Ce es el coeficiente de entrampamiento o Sheltering.
Factor de fricción interfacial
MODELO PARA FLUJO INTERMITENTE
Modelo físico intermitente, Xiao
La velocidad de la mezcla es:
Colgamiento de líquido en el cuerpo del bache.
Velocidad de la burbuja dispersa en el cuerpo del bache
Velocidad del líquido en el cuerpo del bache
Velocidad del líquido en la zona de película
El colgamiento promedio de la unidad Bache
Longitud del bache
Longitud de la unidad bache
Longitud de la película
MODELO PARA FLUJO ANULAR
En flujo anular la fase líquida fluye como una película sobre la pared de la tubería y como gotas de líquido atrapadas en el núcleo gaseoso. El flujo anular se presenta a altos gastos de gas y de bajas a medios gastos de líquido
Modelo físico de flujo anular, Xiao
Modelo para flujo burbuja dispersa
De los patrones de flujo es el más simple. El patrón de flujo puede ser modelado de manera similar al de una sola fase, empleando propiedades promedio de la mezcla, y considerando que las burbujas viajan a la misma velocidad que la fase continua de líquido.
Velocidad de la mezcla
Gradiente de presión
De ahí la necesidad de introducir los mecanismos físicos básicos que intervienen en el proceso, para mejorar la exactitud de las predicciones y obtener un mejor análisis.
Los modelos mecanísticos son modelos realistas de una parte de un sistema natural o de un comportamiento determinado. En ellos existe una relación de correspondencia entre las variables y los fenómenos naturales observables en el mismo.
Los modelos mecanísticos o fenomenológicos consisten básicamente en el planteamiento de un modelo físico simplificado del problema, al que se le aplica un análisis matemático, desarrollando las ecuaciones que representan el fenómeno, introduciendo el mayor número de variables de control que permitan las simplificaciones. De esta manera, al sustentarse estos modelos en teorías previamente establecidas, es posible tener un mejor control sobre dichas variables y además, los rangos de éstas solo estarán limitados por las simplificaciones planteadas por el mismo modelo.


Como ya se mencionó anteriormente, los modelos mecanísticos tratan de determinar y modelar matemáticamente la física del fenómeno en estudio. Un postulado fundamental en el modelado mecanístico del flujo bifásico a través de una tubería, es la existencia de varias configuraciones espaciales de las fases o patrones de flujo. El primer objetivo de este tipo de modelado es determinar el patrón de flujo existente, para unas condiciones dadas. Posteriormente, se formulan modelos hidrodinámicos separados para cada uno de los posibles patrones de flujo.
Entre los modelos mecanísticos más conocidos para flujo bifásico en tuberías verticales se encuentran:
Ansari et al.
Gomez et al.
Ouyang
Taitel y Barnea


En otras palabras, los modelos mecanísticos o mecanicistas intentan modelar matemáticamente la física del fenómeno en estudio aplicando principios fundamentales, como el de conservación de la masa, de cantidad de movimiento lineal y de energía, a volúmenes de control que por lo general consideran promedios espaciales y temporales de las propiedades, y velocidades de los fluidos.
La gran ventaja sobre los modelos tradicionales es que, cuando esto se consigue, es posible realizar una experimentación intensiva, sistemática y automatizable sobre el modelo en lugar de hacerlo sobre el sistema natural. Pueden mejorar nuestra capacidad de predecir la caída de presión y el colgamiento en las tuberías, especialmente en situaciones que no fácilmente se puede modelar en un laboratorio y para las cuales no están disponibles correlaciones empíricas fiables.
Actualmente, aun cuando las correlaciones empíricas continúan siendo la principal herramienta de diseño utilizada, es inminente que serán desplazadas por los modelos mecanísticos, mismos que continúan progresando y validándose.


Correlación de Beggs & Brill

La correlación de Beggs & Brill fue desarrollada de 548 pruebas tomadas con datos obtenidos experimentalmente, de una prueba con un arreglo a pequeña escala. Esta correlación es aplicable para un amplio rango de condiciones de flujo. Las pruebas se hicieron en secciones de tuberías de acrílico de 1 y 1.5 pulgadas de diámetro y 90 pies de longitud, la cual tenía un mecanismo que podía inclinar la tubería de horizontal a vertical y los fluidos utilizados fueron aire y agua. Beggs y Brill llevaron a cabo investigaciones sobre flujo bifásico, realizando una variación en el ángulo de inclinación de las tuberías empleadas en las pruebas, de -90° a +90°. Para cada diámetro de tubería, los gastos de líquido y gas variaban, por lo que se pudieron observar todos los patrones de flujo cuando la tubería estaba en posición horizontal. Una vez establecido cada patrón de flujo, procedieron a variar el ángulo de inclinación, así que se pudo observar como el ángulo de inclinación afectaba el colgamiento y el gradiente de presión. El colgamiento y el gradiente de presión fueron medidos en ángulos que variaban entre 5, 10, 15, 20, 35, 55, 75 y 90 grados, y se encontró que el colgamiento llegaba a su valor máximo en +50 grados y a su valor mínimo en -50 grados. El mapa de patrones de flujo original que obtuvieron Beggs y Brill fue ligeramente modificado para poder incluir la zona de transición entre el patrón de flujo segregado y el intermitente. Como resultado de los experimentos, obtuvieron una ecuación generalizada, que puede ser utilizada para el cálculo de los gradientes de presión en tuberías verticales en las que exista flujo multifásico, siendo útil también para las tuberías horizontales.

Correlación de Azis, Govier & Fogarasi
Azis y colaboradores propusieron un método en 1972 el cual es dependiente de los regímenes de flujo y presenta nuevas correlaciones para el flujo burbuja y el flujo bache. Para el flujo niebla fue usado el método de Duns & Ros y también se usó el método de interpolación de Duns & Ros para el flujo de transición.

Correlación de Chierici, Ciucci & Fogarasi
Chierici y colaboradores usaron el mismo enfoque que Orkiszewski para el cálculo de los gradientes de presión para dos fases, pero ellos presentaron una modificación la cual es aplicada únicamente en el régimen de flujo bache. Ellos también usaron diferentes definiciones de regímenes de flujo.

Correlación de Orkiszewski
El método de Orkiszewski es el resultado del análisis y comparación de muchos de los métodos publicados, para determinar si a través de alguno de ellos se podía calcular las caídas de presión, para un amplio rango de condiciones prevalecientes en los pozos utilizados en las pruebas. Orkiszewski enfatizó que el colgamiento del líquido fuera derivado del fenómeno físico observado y que el gradiente de presión fuera relacionado a la distribución geométrica de líquido y gas, por lo que se concluyó que la densidad de la mezcla se determinara mediante el colgamiento, considerando el resbalamiento entre fases. Ellos seleccionaron las correlaciones que consideraban más precisas para flujo burbuja y flujo niebla, y propusieron una nueva correlación para flujo bache. La correlación de flujo bache fue desarrollada usando la información de Hagedorn & Brown. Seleccionaron el método de Griffith & Walls para flujo burbuja y el método de Duns & Ros para flujo niebla. Estos métodos fueron clasificados basándose en similitudes en los conceptos teóricos. Se establecieron los siguientes parámetros de clasificación:
Si el colgamiento de líquido es considerado en los cálculos de la densidad.
La manera como se manejan las pérdidas de presión por fricción.
Si se hace consideración de los patrones de flujo.

Correlación de Duns & Ros

Este método es el resultado de una investigación de laboratorio a gran escala con modificaciones y ajustes usando datos de campo. Duns & Ros eligieron un enfoque un poco diferente que la mayoría de los investigadores. El gradiente de presión es expresado como una fracción del gradiente hidrostático del líquido. Ellos definieron arbitrariamente el gradiente de presión estática como el peso del volumen por la densidad in-situ y desarrollaron correlaciones para la fricción en la pared de la tubería, de sus extensos datos de laboratorio para cada una de las tres amplias regiones de flujo. Aunque usaron en unpunto específico un balance de presión en lugar de un balance de energía, sus ecuaciones son un balance de energía termodinámico. El gradiente total incluye un gradiente estático, un gradiente de fricción y un gradiente por aceleración. Los efectos de resbalamiento entre el gas y el líquido son incorporados en el gradiente estático y se mantienen separados de los efectos debidos a la fricción. Los regímenes de flujo fueron definidos en función de números adimensionales. Ellos separaron el flujo dentro de tres tipos de regiones y prepararon correlaciones separadas para el resbalamiento y fricción en las tres. Las tres regiones son:

Región 1: La fase líquida es continua, y el flujo burbuja, flujo tapón y parte del flujo bache existen en este régimen.
Región 2: En esta región las fases de líquido y gas se alternan. La región por lo tanto cubre el patrón de flujo bache y el resto del flujo burbuja.
Región 3: En esta región el gas es la fase continua por lo que en ésta región se encuentra el flujo neblina.


Correlación de Hagedorn & Brown
Fue hecha por Hagedorn y Brown para determinar una correlación general, la cual incluye prácticamente todos los rangos de flujo, un amplio rango de relaciones gas-líquido, todos los tamaños de tubería usados ordinariamente y los efectos de las características de los fluidos. Los datos fueron tomados para diámetros de tubería a partir de 1 pulgada a 2.5 pulgadas. Esta es una correlación general para un amplio rango de condiciones. Los aspectos principales de dicha correlación son:

La ecuación de gradiente de presión incluye el término de energía cinética y considera que existe resbalamiento entre las fases.
No considera patrones de flujo.
El factor de fricción para flujo bifásico se calcula utilizando el diagrama de Moody.
La viscosidad del líquido tiene un efecto importante en las pérdidas de presión en el flujo bifásico.
El colgamiento de líquido o fracción del volumen de la tubería ocupado por líquido es función de cuatro números adimensionales: número de velocidad del líquido, número de velocidad del gas, número del diámetro de la tubería y el número de la viscosidad del líquido (introducidos por Duns & Ros).


Correlación de Poettman & Carpenter
Poettman y Carpenter desarrollaron un método semiempírico en el cual se incorpora a la ecuación general de energía. Usaron datos de 34 pozos fluyentes y 15 pozos con bombeo neumático, con diámetros de tubería de 2, 2 ½ y 3 pulgadas. El aceite, gas y agua fueron considerados como fases simples, no intentaron establecer una correlación para el colgamiento e ignoraron los patrones de flujo. Todas las pérdidas de energía, incluyendo los efectos de resbalamiento, están consideradas dentro de un factor de perdida de energía, el cuál se tomó como constante en toda la longitud de la tubería. Asumieron que el flujo multifásico vertical del aceite, gas y agua, era totalmente turbulento


Las correlaciones tipo B. Consideran que existe deslizamiento entre las fases, pero no toman en cuenta los patrones de flujo, dentro de ésta categoría se encuentra el método de Hagedorn & Brown.
Las correlaciones tipo C, todos los métodos incluidos en esta categoría consideran esencialmente los mismos tres patrones de flujo, con excepción de Beggs & Brill. Algunos de los estudios involucran únicamente un cambio en el procedimiento de cálculo en uno o más regímenes de flujo, con respecto a métodos 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.

En la literatura han aparecido un gran número de métodos que pueden utilizarse para predecir el comportamiento de flujo de gases y líquidos a través de tuberías, sin embargo, debemos reconocer que debido a la complejidad del comportamiento del sistema en cuestión no existe hasta ahora una correlación que pueda emplearse en forma general. Todos los métodos disponibles hoy en día están sujetos a una gran variedad de grados de error, dependiendo del sistema en el que se empleen y por ende se requiere un análisis profundo de los resultados para determinar si es correcto su uso. En la mayoría de los casos es necesaria la utilización de dos o mas métodos para poder determinar cuál de ellos es el que mejor representa el comportamiento del sistema.
Existen muchas correlaciones empíricas generalizadas para predecir los gradientes de presión, dichas correlaciones se clasifican en:
Las correlaciones Tipo A. Están basadas en el mismo enfoque y difieren únicamente en la correlación usada para calcular el factor de fricción. Estas correlaciones consideran que no existe deslizamientoentre fases y no establecen patrones de flujo, entre ellas: Poettman & Carpenter, Baxendel & Thomas y Fancher & Brown.


Flujo multifásico en tuberías verticales

El flujo multifásico en tuberías se caracteriza por involucrar un gran número de variables y por presentar diferentes características como: los diferentes patrones de flujo, resbalamiento entre fases, movilidad de la interface gas- líquido así como transferencias de masa y de calor. Debido a la complejidad del análisis, la forma inicial de abordar este problema fue desarrollar las correlaciones empíricas a partir de experimentos prácticos, generalmente carentes de bases físicas. Estas correlaciones presentan varios problemas, principalmente en cuanto a los rangos de aplicación respecto de las variables de control, como lo son: los gastos de operación, la geometría de flujo y las propiedades de los fluidos. Por otra parte, las fronteras de los mapas de patrones de flujo, las cuales se definían únicamente en función de las velocidades superficiales, en realidad son muy sensibles a otros parámetros. También se notó que las correlaciones para determinar el colgamiento en los diferentes tipos de flujo eran inadecuadas para todo el rango, así como la consideración de que las dos fases fluyen como una mezcla homogénea.

Modelos mecanísticos

Las correlaciones empíricas 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 métodos para determinar el patrón de flujo presente. Una vez que se ha determinado el patrón de flujo correspondiente a unas condiciones dadas, se determina la correlación apropiada para el cálculo del factor de fricción así como para el colgamiento de líquido con o sin deslizamiento, las cuales, generalmente, son distintas dependiendo del patrón.

Correlaciones empíricas de flujo multifásico en tuberías verticales

El problema de predecir con precisión las caídas de presión en la tubería de producción (TP), ha ido incrementando la necesidad de muchas soluciones especializadas para condiciones limitadas. La razón para estas muchas soluciones es que el flujo multifásico es complejo y se dificulta su análisis incluso para las correlaciones existentes de condiciones limitadas.
Al pasar los fluidos provenientes del yacimiento a través de la tubería de producción, se consume la mayor parte de la presión disponible para llevarlos del yacimiento a las instalaciones de separación, por lo que es de suma importancia realizar una evaluación precisa de la distribución de la presión a lo largo de la tubería. Al hacerlo conjuntamente con un análisis integral del sistema de producción, es posible:
Diseñar las tuberías de producción y líneas de descarga.
Determinar la necesidad o no de sistemas artificiales de producción en el pozo.
Obtener la presión de fondo fluyendo sin intervención en el pozo.
Determinar la vida fluyente del pozo.
Calcular el efecto de los estranguladores sobre el gasto.
Corroborar los datos obtenidos con las correlaciones para su ajuste.


Introduccion

BIBLIOGRAFÍA
http://www.slideshare.net/omararturodominguezazpeitia/flujo-multifasico-en-tuberias-verticales
http://estudiantespetroleros.blogspot.mx/2011/05/flujo-multifasico-en-tuberias.html
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/win04/01_profiling_complex_muliphase.pdf
http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1267/Tesis.pdf?sequence=1
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