Correlaciones de tuberias.

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Facultad de Ciencias de la Ingeniería

Ingeniería en Petróleos

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Análisis Nodal

 “Correlaciones para flujo multifásico en tuberías:

Verticales, horizontales e inclinadas”

Alejandro Jaramillo Barrera.

8-TD

11/11/2016

Docente: Ing. Edwin Plúas

Quito-Ecuador

Flujo multifásico: Tuberías verticales

• Correlaciones modernas más usadas

1. Ansari

El modelo de Ansari fue desarrollado como parte del programa de investigación de Tulsa University Fluid Flow Projects (TUFFP). Se formuló un modelo completo para predecir los patrones de flujo y las características de flujo de los patrones de flujo previstos para el flujo ascendente de dos fases. El modelo mecanístico integral se compone de un modelo para la predicción del patrón de flujo y un conjunto de modelos independientes para predecir el atrapamiento y la caída de presión en los flujos de burbujas, babosas y anulares. El modelo se evaluó utilizando el banco de datos de pozos TUFFP que se compone de 1.775 casos de pozos, de los cuales 371 proceden de datos de Prudhoe Bay.

1. Beggs & Brill Original

La correlación original de Beggs y Brill se utiliza para la pérdida de presión y el atrapamiento. El régimen de flujo se determina mediante la correlación de Beggs & Brill o Taitel Dukler. La correlación de Beggs y Brill se desarrolló después de un estudio de flujo de dos fases en tubos horizontales e inclinados. La correlación se basa en un mapa de régimen de flujo que se determina primero como si el flujo fuera horizontal. A continuación, se calcula un atrapamiento horizontal por correlaciones, y este retraso se corrige para el ángulo de inclinación. El sistema de prueba incluía dos tubos acrílicos de 90 pies de largo, trepados a una elevación variable en el centro, para modelar el flujo de inclinación tanto hacia arriba como hacia abajo en ángulos de hasta 90 °.

1. Beggs & Brill Revised

Como anteriormente, excepto que se utiliza la versión revisada de la correlación de Beggs & Brill, con factores de fricción de tubería áspera, limitadores de retención y constantes correctivas, según lo propuesto por Palmer y Payne. Se utilizan las siguientes mejoras al método original; (1) se considera un régimen de flujo extra de flujo de espuma que asume una retención no deslizante, (2) el factor de fricción se cambia del modelo de tubería lisa estándar, para utilizar un factor de fricción monofásico basado en la velocidad media del fluido.

1. Duns & Ros

La correlación de Duns & Ros se utiliza para la pérdida de presión y retención con determinación del régimen de flujo por las correlaciones de Duns & Ros o Taitel Dukler. La correlación de Duns & Ros se desarrolló para el flujo vertical de mezclas de gas y líquido en pozos. Se desarrollaron ecuaciones para cada una de las tres regiones de flujo, (I) burbuja, tapón y parte de los regímenes de flujo de la espuma, (II) resto del flujo de la espuma y regímenes de flujo de la babosa, (III) régimen de flujo de la niebla. Estas regiones tienen caudales bajos, intermedios y altos, respectivamente. Cada región de flujo tiene una correlación de retención diferente. Las ecuaciones se basaron en un extenso trabajo experimental utilizando mezclas de petróleo y aire.

1. Govier & Aziz

La correlación de Aziz, Govier y Forgasi se utiliza para la pérdida de presión, el atrapamiento y el régimen de flujo. La correlación de Govier, Aziz y Fogarasi se desarrolló después de un estudio de la caída de presión en pozos productores de gas y condensado. Se analizaron en detalle los datos de caudal real de campo v. De 102 pocillos con relaciones de gas-líquido que oscilaban entre 3.900 y 1.170.000 scf / bbl. Las condiciones de fase en el pozo se determinaron mediante cálculos de flash estándar. Los datos del gradiente de presión para el flujo en condiciones monofásicas se compararon con las predicciones convencionales, y se encontraron generalmente para confirmarlos. Para la prueba en la que se predijeron condiciones bifásicas a lo largo del pozo, se compararon los datos de campo con varios métodos de predicción completamente empíricos, con un método previamente propuesto, y con un nuevo método de predicción basado en parte en la mecánica del flujo. El nuevo método de predicción incorpora una estimación empírica de la distribución de la fase líquida entre la que fluye como una película sobre la pared y la que está arrastrada en el núcleo de gas. Emplea ecuaciones de momento separadas para la mezcla gas-líquido en el núcleo y para el contenido total de la tubería.

1. Gray

La correlación de flujo vertical de Gray se utiliza para la pérdida de presión y el atrapamiento. Esta correlación fue desarrollada por H E Gray de Shell Oil Company para el flujo vertical en sistemas de gas y condensado que son predominantemente fase gaseosa. El flujo se trata como una sola fase, y se supone que el agua o condensado se adhiere a la pared del tubo. Se considera aplicable para casos de flujo vertical donde la velocidad es inferior a 50 pies / s, el tamaño del tubo es inferior a 3½ pulgadas, la relación de condensado es inferior a 50 bbl / mmscf y la relación de agua es inferior a 5 bbl / mmscf.

1. Hagedorn & Brown

La correlación de Hagedorn & Brown se utiliza para la pérdida de presión y el atrapamiento. Hay una opción de determinación del régimen de flujo de Beggs & Brill, Duns & Ros o Taitel Dukler. La correlación de Hagedorn y Brown se desarrolló después de un estudio experimental de los gradientes de presión que ocurren durante el flujo continuo de dos fases en conductos verticales de pequeño diámetro. Se utilizó un pozo experimental de 1.500 pies para estudiar el flujo a través de tuberías de tamaño nominal de 1 pulgada, 1¼ pulg y 1½ pulgadas. Se llevaron a cabo ensayos para caudales de líquido muy variables, relaciones gas-líquido y viscosidades de líquido. Todas las correlaciones implican sólo grupos adimensionales, que es una condición que se suele buscar en el análisis de similitud pero que no siempre se logra. BJA considerar el uso de la correlación original imprudente, ya que puede subestimar groseramente retención de líquidos. Se recomienda a los usuarios que utilicen la correlación Hagedorn & Brown Revised.

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