1. PRODUCCION I MODELOS DE FLUJO MULTIFASICO

2. El flujo Multifásico en tuberías se define como el movimiento de una torrente de gases libres y líquidos a través de tuberías. División de los problemas Flujo vertical. Flujo horizontal. flujo inclinado. flujo direccional. INTRODUCCION

3. HISTORIA La existencia de flujo Multifásico y los problemas asociados fueron reconocidos desde 1797. Numerosas correlaciones y ecuaciones fueron presentadas en el estudio del flujo horizontal y vertical en la literatura técnica Pero las contribución mas importantes se presentaron separadamente para cada tipo de flujo desde 1945.

4. USO DE LOS CALCULOS DE PERDIDAS DE PRESION Flujo natural Slim-holecompletions y Dewatering Instalaciones de gas lift Gathering y sistemas de separación Dimensionamiento de líneas de flujo en superficie Dimensionamiento de líneas de transmisión Dimensionamiento de líneas de gas y de condensado Diseño de tubing en pozos desviados Diseño de intercambiadores de calor

5. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN EL FLUJO MULTIFASICO

6. DENSIDAD Es de especial interés en los problemas de flujo vertical debido a la presión que origina una columna de fluido. COMPRESIBILIDAD Es de poca importancia para el agua y puede ser despreciada. Para el aceite esta dada por el factor volumétrico del petróleo . VISCOSIDAD Disminuye con el aumento de la temperatura al igual que con el de la presión siempre que no se alcance la presión de saturación. Disminuye también con el Aumento del GOR y la disminucion de la gravedad API. PROPIEDADES DE LOS LIQUIDOS

7. LOS GASES COMO COMPONENTES DEL FLUJO MULTIFASICO UN SCF = VOLUMEN EN UN PIE CUBICO A 14.7 PSI Y 60 OF. (pie cubico standard) GRAVEDAD ESPECIFICA DE UN GASg = peso molecular del gas / peso molecular del aire PROPIEDADES DEL AIRE Gravedad especifica 1.00 Peso especifico (60 F y 14.7 psi) 0.0764 lbf/cu-ft Gradiente de presión hidrostática (sc) 0.00053 psi/ft Peso molecular promedio 28.96 Viscosidad (sc) 0.018 cp

8. DENSIDAD En flujo vertical disminuye el gradiente de presión con disminución de profundidad. VISCOSIDAD El efecto de la presión es igual que en los líquidos. El efecto de la temperatura es opuesto que en líquidos. Para su desarrollo de se aplican las Correlaciones de KATZ y uso de la ecuación de CARR y LEE. COMPRESIBILIDAD Z = Volumen Actual / Volumen ideal Existen numerosas correlaciones. PROPIEDADES DE LOS GASES

9. PROBLEMAS DE GASESCalculo de la densidad del gas a una presión y temperatura particular PV = znRT r = P M / zRT P = 2000 psi T = 200 Fo (660 R) GE = 0.65 M=0.65*28.96=18.8

10. PROBLEMAS DE GASES Volumen actual un gas (stc) ocupará bajo nuevas condiciones de presión y temperatura V = 700 ft3 g = 0.65 P = 2000 psi T = 200 Fo

11. PROBLEMAS DE GASESVelocidad del gas dentro de una tubería a una presión y temperatura particular Diámetro = 2.0 in P = 2000 psi T = 200 Fo (660 R) g = 0.65 Rata de flujo = 1.158 ft3/seg. Fracción de liquido = 60%

12. VARIABLES QUE AFECTAN LA PERDIDA DE PRESION EN FLUJO MULTIFASICO

13. Un barril de aceite en el fondo del pozo disminuye su volumen al llegar a superficie debido a la liberación del gas en solución. Esto tiene un efecto definitivo en los cálculos de perdidas de presión, no solo por el cambio en volumen sino principalmente por el gas libre adicional. Bo = (Volumen de liquido + gas en solución en yacimiento) / (Volumen de liquido en superficie) FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (Bo)

14. CRUDO la absorción de gas cuando la presión incrementa se vuelve extremadamente importante debido a que la cantidad de gas libre afecta la densidad dela mezcla AGUA el gas es pobremente soluble en el agua y esta solubilidad incluso decrece con el aumento de la salinidad. Rs: (%) volumen de gas disuelto en el crudo. GAS EN SOLUCION (Rs)

15. Brill demostró que la tensión superficial aumenta el gradiente de presión en flujo vertical pero Waldy encontró lo contrario en su laboratorio. El verdadero efecto de la tensión superficial es un total debate ya que este depende por ejemplo del gas en solución y por ende de la presión. En general podemos decir que la tensión superficial varia dependiendo de múltiples condiciones operacionales. TENSION SUPERFICIAL

16. ANGULO DE CONTACTO CON LA PARED Este factor es entendido como una medida de la relativa mojabilidad (Humectabilidad) del fluido a la pared de la tubería Un ángulo de 0o representa mojabilidad total de la fase mas densa. Un ángulo de 180o representa una mojabilidad total a la fase menos densa. Para nuestro caso podemos decir que: Humectabilidad: afinidad de liquido a estar en contacto directo con el medio que lo rodea. Incrementando así las perdidas de energía.