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SEP S.E.I.T .G.E.S.T.
CATEDRÁTICO: ING.FRANCISCO BARRAGÁN OLIVEROS
CARRERA: ING. PETROLERA
PRESENTAN:CASTRO BENITEZ KENIA LIZETHGALLARDO LIRA VIVIANA ITZEL
LARA HERVERT DANIEL ALFONSORAMIREZ HERNANDEZ JESSICA G.
SALAZAR CASANOVA SAIRA Y.
INSTITUTO TECNOLOGICO DE CERRO AZUL, VER.
Cerro Azul, Ver., /17Feb/ 2015
MATERIA:
FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
1.1 Alcance El flujo multifásico es significativamente más
complejo que el flujo de una sola fase. Sin embargo, la tecnología para predecir el comportamiento de flujo multifásico ha mejorado drásticamente en la última década. Ahora es posible seleccionar tamaños de tubos, predecir caídas de presión, y calcular las tasas de flujo en pozos con precisión de ingeniería aceptable.
Fluidos que entran en el pozo pueden variar desde un aceite bajo saturado a un gas de una sola fase. El agua libre puede acompañar a los fluidos como resultado de conificación de agua, o la producción de agua intersticial.
Aunque muchos de los pozos perforados en la tierra tienden a ser casi verticales, pozos perforados en alta mar y en otros terrenos hostiles, como el Ártico, son normalmente direccional o desviado.
Los diámetros de la tubería pueden ser tan pequeños como 1 pulgada y tan grandes como 9 pulgadas.
Las profundidades pueden extenderse unos cientos de pies a más de 20 mil pies, las presiones pueden ser tan bajas como algunas atmosferas o de gran altura como 20,000 psia y las temperaturas pueden estar por encima de 400°F a la aproximación del punto de congelación del agua.
La mayoría de los pozos contiene algún dispositivo de control, así que requiere fluidos producidos a través de una restricción.
Los grandes cambios en las variables de flujo encontrados en la producción de pozos han hecho que el desarrollo de métodos de predicción sea mucho mas difícil.
El Flujo multifásico en tuberías no es exclusivo de la industria petrolera. Se encontró el flujo simultáneo de dos o tres fases en un solo conducto en plantas petroquímicas, refinerías, generadores de vapor, motores de automóviles, drenajes pluviales, reactores nucleares, y muchas otras áreas. En consecuencia, la literatura técnica en química, civil, mecánica, petróleo, y la ingeniería nuclear todos contienen valiosas contribuciones al flujo multifásico en tuberías. Por desgracia, cada disciplina utiliza una terminología diferente, las unidades y nomenclatura y está interesado en diferentes rangos de variables. Un importante objetivo de esta monografía es reunir a la tecnología pertinente de todas las disciplinas pertinentes en un solo libro que utiliza la nomenclatura y unidades estandarizadas por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo.
1.2 Objetivos de la Monografía
Un segundo objetivo de esta monografía es presentar los métodos importantes para predecir el comportamiento de flujo en los pozos y para discutir sus limitaciones y rango de aplicabilidad.
1.3 Organización de la Monografía
Sistema de Producción
1. Separador2. Estrangulador3. Boca del Pozo4. Válvula de
Seguridad5. Restricción6. Pwf (Presión de
fondo fluyendo)7. Pwfs (Presión de
fondo estático)8. Pr ( Presión
promedio del yacimiento)
1A. Salida de gas1B. Tanque de almacenamiento
Conceptos teóricos básicos del capitulo 2 al 5
CAPITULO 2.-Concentrados en una revisión de importantes monofásico, conceptos de flujo en estado estacionario para ambos fluidos newtonianos y no newtonianos y para gas. Se incluyen breves reseñas de conservación de la masa y cantidad de movimiento y su uso en la predicción de los gradientes de presión en ambos tubos circulares y en los anillos.
CAPITULO 3.- Contiene una descripción de las variables encontradas en el flujo multifase en las tuberías. Se discute la importancia de la retención de líquidos y métodos para medir este parámetro.
CAPITULO 4.-Contiene una descripción detallada y evaluación de todas las correlaciones de uso común y modelos mecánicos para predecir los patrones de flujo y los gradientes de presión en pozos, la mayoría de los pozos contienen algún tipo de restricción para el control de caudales y proteger los equipos bajo agua.
CAPITULO 5.-Contiene una descripción detallada de flujo crítico y subcritico de una sola fase y mezclas multifase, también se incluye una cobertura de flujo a través de componentes de tuberías tales como válvulas, codos y camisetas.
Después de dominar el material en capítulos 2 a 5 se prepara al lector para abordar las muchas e importantes aplicaciones prácticas en el flujo multifase en los pozos
CAPITULO 6.-Se dedica a la utilización del material de capítulos 2 a5 en diversas aplicaciones de diseño, así los conceptos de producción, el análisis de sistemas o análisis modal se describen minuciosamente con ejemplos.
Las aplicaciones incluyen, elevación de gas, y los pozos de bombeo. Problemas de producción tales como la predicción de velocidades de erosión y descarga de pozos de gas
1.4 Antecedentes HistóricosGilbert desarrolló muchos de los conceptos utilizados en la actualidad para analizar el fluir y pozos de gas. Dividió el sistema de producción en tres categorías distintas: desempeño de influjo del comportamiento del yacimiento, de elevación vertical en el pozo, y el estrangular rendimiento. Gilbert también presentó una descripción clara del comportamiento de flujo no permanente de la partida a que puede existir en un pozo y mostró cómo minimizar o eliminar el fenómeno.La historia de los intentos para mejorar la predicción del rendimiento de elevación vertical para pozos es ayuda especialmente interesante. Brill y Arirachakaran dividen esta historia en tres períodos que se superponen parcialmente: Periodo Empírico Los años de despertar Periodo de modelado
1.4.1 El periodo empírico (1950-1975)
La mayoría de los primeros investigadores utilizaron los datos obtenidos a partir de las instalaciones de pruebas de laboratorio, con unos pocos datos de campo utilizando. Estos datos generalmente están en caudales volumétricos de gas y propiedades del líquido, físicas de cada ángulo de fase, diámetro de la tubería y la inclinación, y las presiones en el Inler y la chuleta de la tubería. En algunos casos, se observó flujo y retención de líquido se midió mediante el uso de válvulas de bola de cierre rápido.
Se utilizaron empíricos amperios flujo-patrón, a menudo basadas en grupos dimensionales, en estado estacionario, ecuaciones presión desarrollados que se basa en momento y masa principios de conservación aplicadas a las mezclas homogéneas. Pérdidas de presión por fricción en ecuaciones fase de flujo único, lo que resulta en un uso extensivo de, numero de Reynolds mezcla. Algunos investigadores también utilizaron un factor multiplicativo empírico para representar el incremento de la fricción resultante de la presencia de una segunda fase.
1.4.2 Los años de despertar (1970-1980)
Los Años del Despertar (1970-1985). Las correlaciones empíricas utilizadas para predecir gradiente de presión, junto con la introducción de la computadora personal (PC) en 1980 mejoraron dramáticamente herramientas prácticas disponibles para los ingenieros del petróleo. Las técnicas para integrar numéricamente el gradiente de presión desde un extremo del tubería a la otra se entiende bien, y prácticamente todos los compañías de mayor producción tenía un programa de ordenador para predecir la caída de presión o velocidades de flujo para pozos y tuberías. Procedimientos para conectar pozos a depósitos a través de técnicas sencillas de DPI abundado. Castaño presentó la verdadera concepción de análisis nodal o sistemas de producción.
1.4.3 El periodo de Modelado (1980- presente)
Los retos en la industria petrolera en 1980 requieren una comprensión mucho mejor de la tecnología de flujo multifásico. Este ha sido el período de modelación.
El aumento del costo de la evolución del Ártico y el mar ha justificado el aumento del gasto. Millones de dólares se invirtieron en flujo multifásico aunque consorcios de investigación en los EE.UU., Noruega Francia y el Reino Unido.
Los investigadores reconocen que una mejor comprensión de flujo multifásico en tuberías requiere un Experimental combinado y enfoque teórico. Se construyeron las instalaciones de prueba sofisticados que utiliza la nueva instrumentación para medir variables importantes.
El uso del densitómetro nuclear, ultrasonidos, sensores de capacitancia, anemómetros láser Doppler, y nuevas técnicas fotográficas alta velocidad abundó. Hardware de adquisición de datos basado en PC y el software mejorado, que le permitirán la adquisición de grandes cantidades de datos de mayor calidad
El análisis de los datos ha mejorado la comprensión de los complejos mecanismos dinámicos que existen durante el flujo multifásico. Este bajo de pie se transformó en una mejora de los modelos mecanicistas para describir mejor los fenómenos físicos que ocurren.
Al mismo tiempo que la mejora de la investigación Experimental estaba llevando a cabo, los esfuerzos fueron gastados para desarrollar métodos mejorados. La industria petrolera adoptó el enfoque de modelo de dos fluidos .Esta industria implica escribir ecuaciones separadas para cada fase para describir conservación de la masa, cantidad de momento, y la energía.
1.4.4 Papel de Informática
Las curvas de gradiente fueron especialmente útiles en el diseño de instalaciones de bombeo de gas. A medida que las computadoras se vuelven más poderosos, fácil de usar, y más fácilmente disponibles, desplazaron gradualmente curvas de gradiente. Muchas compañías desarrollaron programas de ordenador versátil que analizan rápidamente una amplia variedad de características, así, junto con el rendimiento de todos los pocillos en un campo. La disponibilidad de PCs y estaciones de trabajo se ha completado esta evolución hasta hoy un ingeniero puede realizar en minutos análisis que habría llevado meses cuando Gilbert propuso por primera vez los procedimientos de evaluación de la performance de pozos básicos.
1.5 Nomenclatura y Unidades
Gran parte de la tecnología para el flujo multifásico en tuberías se desarrolló fuera de la industria petrolera. En consecuencia habrá un poco de confusión en la nomenclatura porque muchos de importante publicación tienen diferente nomenclatura y terminología. En ocasiones será necesario definir nuevos símbolos o desviarse de los recomendados por la sociedad de ingenieros petroleros. Tanto como posible, esta monografía utiliza los símbolos normalizados adoptados por la sociedad de ingenieros petroleros.
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