TIPOS DE FLUJOIng. Salvador Gerardo Velasco López

Características de un fluido

ACEITE: Las mezclas de hidrocarburos, las cuales existen en el estado liquido

a condiciones de yacimientos son comúnmente clasificados como aceites

crudos y subdivididos en base al liquido producido en la superficie en aceites

de bajo y alto encogimiento.

GAS.- Los sistemas que existen en estado gaseoso en el yacimiento son

clasificado como gases y subdivididos en Gas y Condensado, Gas Húmedo y

Gas Seco.

Los 5 fluidos del yacimiento

Es práctica común clasificar también a los hidrocarburos producidos de

acuerdo a sus características y a las condiciones bajo las cuales se presentan

acumulados en el subsuelo.

Las características de los fluidos producidos, para delimitar un yacimiento

dentro de la clasificación anterior son:

ACEITE NEGRO

ACEITE VOLATIL

GAS Y CONDENSADO

GAS HÚMEDO

GAS SECO

ACEITE NEGRO

Produce un líquido negro o verde negrusco, con una densidad relativa mayor de 0.800 y una

relación gas aceite instantánea menor de 200𝑚𝑔3 /𝑚𝑜

3.

La línea vertical muestra una

disminución en la presión del

yacimiento a una temperatura

constante. La línea

interrumpida simula el cambio

de las condiciones del

yacimiento a las condiciones

del separador a medida que el

fluido es producido.

ACEITE VOLATIL

Produce un líquido café obscuro, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.800 y con una

relación gas aceite instantánea entre 200 y 1500 𝑚𝑔3 /𝑚𝑜

3.

La línea vertical muestra una

disminución en la presión del

yacimiento a temperatura

constante. La línea

interrumpida simula el cambio

de las condiciones del

yacimiento a las condiciones

del separador a medida que el

flujo es producido.

GAS Y CONDENSADO

Produce un líquido ligeramente café o pajizo, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y

con relaciones gas aceite instantánea que varían de 1 500 a 12 000𝑚𝑔3 /𝑚𝑜

3.

La línea vertical muestra una

disminución en la presión del

yacimiento a temperatura

constante. La línea

interrumpida simula el cambio

de las condiciones del

yacimiento a las condiciones

del separador a medida que el

fluido es producido.

GAS HUMEDO

Producen un líquido transparente, con una densidad relativa menor de 0.740 y con relaciones

gas aceite entre 10 000 y 20 000𝑚𝑔3 /𝑚𝑜

3.

La línea vertical muestra una

disminución en la presión del

yacimiento a temperatura

constante. La línea

interrumpida simula el cambio

de las condiciones del

yacimiento a las condiciones

del separador a medida que el

fluido es producido.

GAS SECO

Producen un líquido ligero transparente (si lo hay) y con relación gas aceite mayores de 20

000𝑚𝑔3 /𝑚𝑜

3.

La línea vertical muestra una

disminución en la presión del

yacimiento a temperatura

constante. La línea

interrumpida simula el cambio

de las condiciones del

yacimiento a las condiciones

del separador a medida que el

fluido es producido.

FLUJO EN EL YACIMIENTO

Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial. El

potencial es el gasto máximo que aportaría un pozo si se le impusiera el mejor conjunto de

condiciones posibles.

Método de Vogel

Fetkovich

Harrison

Curvas de IPR futuras

Fetkovich

Eickemer.

Standing

Método del Punto Pivote

IPR Generalizada.

FLUJO EN EL POZO

Una vez que los fluidos del Yacimiento han llegado al pozo se inicia el flujo ascendente a través

del sistema de tuberías instaladas para la conducción de los fluidos hasta la superficie. El

proceso de flujo se efectúa desde la profundidad media del intervalo productor hasta la

superficie.

CLASIFICACIÓN DE PATRONES DE FLUJO

TUBERÍA VERTICAL

Flujo burbuja (bubble flow)

Flujo en baches (slug flow)

Flujo anular - bache (churn flow)

Flujo anular (annular flow)

FLUJO TUBERÍA VERTICAL

FLUJO BURBUJA: La tubería esta casi completamente llena

con liquido y el gas libre esta presente solo en pequeñas

burbujas. Las burbujas se mueven a diferentes velocidades y

tienen solo un poco efecto en el gradiente de presión. La

pared de la tubería siempre esta en contacto con la fase

líquida.

FLUJO BACHE: La fase de gas es más pronunciada, aunque la

fase continua todavía es el liquido, las burbujas de gas forman

baches que casi llenan el área de la sección transversal del

tubo. La velocidad de la burbuja de gas es mayor que la del

liquido. El liquido se mueve hacia bajo a bajas velocidades,

tanto el gas y el liquido tienen un efecto significante en el

gradiente de presión.

FLUJO TUBERÍA VERTICAL

FLUJO ANULAR : BACHE (TRANSICION) : Ocurre el

cambio de gas a fase continua; al unirse las burbujas

de gas atrapan al liquido. Aunque los efectos del

liquido son significantes en el gradiente de presión,

los efectos del gas predominan.

FLUJO ANULAR: La fase de gas es continua y las

gotas de liquido están atrapadas en la fase gaseosa.

La pared del tubo esta mojada por el liquido, o sea la

fase gaseosa predominantemente controla el

gradiente de presión.

CLASIFICACIÓN DE PATRONES DE FLUJO

TUBERÍA HORIZONTAL

FLUJO

SEGREGADO

Flujo Ondulado

Flujo Anular

Flujo Estratificado

FLUJO

INTERMITENTE

Flujo Tapón

Flujo Tipo Bache

FLUJO

DISTRIBUIDO

Flujo Burbuja

Flujo Niebla

FLUJO SEGREGADO

Flujo Estratificado: El líquido fluye por el fondo de la

tubería y el gas de desplaza sobre la interfase gas

líquido.

Flujo Ondulado: Es similar al estratificado, pero el gas

se mueve a mayor velocidad que el aceite y la interfase

esta formada por ondas que se desplazan en la

dirección del flujo.

Flujo Anular: El líquido forma una película alrededor

del interior de la tubería y el gas fluye a alta velocidad

en su parte central.

FLUJO INTERMITENTE

Flujo Tapón: Flujo en el cual se alternan tapones de

líquido y de gas en la parte superior de la tubería.

Flujo Tipo Bache: Impulsadas por la mayor

velocidad del gas, las ondas se elevan

periódicamente, hasta tocar la parte superior de la

tubería, formando espuma.

FLUJO DISTRIBUIDO

Flujo Burbuja: En este tipo de flujo las burbujas de gas se desplazan por la

parte superior de la tubería a la misma velocidad que el líquido.

Flujo Niebla: La mayor parte de líquido fluye disperso en forma de niebla.

COMPORTAMIENTO DE FLUJO EN UN

POZO TIPICO

El flujo multifásico

en tuberías es

definido como el

movimiento

concurrente de gas

libre y liquido en las

tuberías

FACTORES QUE AFECTAN EL PATRÓN DE

FLUJO

Gastos de fases

Presión

Condiciones de transferencia de calor

Propiedades de los fluidos transportados (densidad, viscosidad, tensión superficial)

Geometría del ducto (pozo), el diámetro de la tubería, el ángulo de inclinación

Dirección de flujo (ascendente, descendente, flujo Paralelo, flujo contracorriente)

PRESENTACIONES POR EQUIPOS

EQ1 VS EQ6: FLUJO MONOFÁSICO

EQ2 VS EQ5: FLUJO BIFÁSICO

EQ3 VS EQ4: FLUJO MULTIFÁSICO