FLUJO MULTIFASICO EN TUBERÍAS VERTICALES Y HORIZONTALES

INTRODUCCIÓN

El flujo multifásico en tuberías es el movimiento concurrente de gases y líquidos dentro de las mismas. La mezcla puede existir en varias formas o configuraciones: como una mezcla homogénea, en baches de líquido con gas empujándolo o pueden ir viajando paralelamente uno con otro, entre otras combinaciones que se pueden presentar. El flujo bifásico se presenta en la industria petrolera principalmente durante la producción y transporte de aceite y gas, tanto en tuberías horizontales como en inclinadas y verticales. El estudio del flujo multifásico en tuberías permite, por ejemplo, estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado gasto de producción hasta la superficie.

El gas y el líquido pueden existir como una mezcla homogénea o fluir conjuntamente como fases separadas, generando de esta forma lo que se denomina patrones de flujo, entendiendo por ello las diferentes configuraciones que tienen el líquido y el gas en su movimiento a través de las tuberías. La distribución de una fase con respecto a la otra es muy importante para poder hacer una distinción entre los diversos patrones de flujo.

El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través de correlaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permiten estimar las pérdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal de producción. A continuación se presenta un resumen de las ecuaciones generales utilizadas en los diferente flujos, así como la teoría de la perdida de presión del fluido, la curva de la demanda de energía entre otros tópicos.

FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS HORIZONTALES Y VERTICALES

El denominado flujo multifasico es encontrado en un gran número de industrias, y es simplemente la presencia de más de dos fases en una misma línea de flujo.

El flujo multifásico es el movimiento del gas libre y el líquido, el gas puede estar mezclado, en forma homogénea con el líquido o formando un oleaje, donde el gas empuja el líquido desde atrás o encima de él, provocando en algunos casos, crestas en la superficie del líquido. Puede darse el caso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación relevante sobre la interfase gas / líquido. Cuando el fluido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie se pierde energía tanto en el flujo vertical, como en el horizontal, esta energía la posee el fluido mientras se mantiene confinado en el yacimiento.

El flujo multifásico se desplaza a través de la tubería vertical y horizontal, el cual comprende el estrangulador, la línea de flujo, hasta llegar al separador y los tanques de almacenamiento. El flujo multifásico de gas y líquido, ocurre frecuentemente durante la fase de extracción de petróleo, en el área química y en industrias que guarden relación con dichos parámetros.

Durante el trayecto de el flujo vertical y horizontal, la producción del pozo puede encontrar restricciones por la existencia de válvulas, reducción de tuberías y los necesarios estranguladores de flujo.

CONSIDERACIONES TEÓRICAS Y ECUACIONES BÁSICAS DEL FLUJO MULTIFASICO, MONOFSICO Y BIFÁSICO.

Flujo multifasico

Consideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías

A continuación se presentan las definiciones básicas para flujo bifásico y la forma de calcular estos parámetros.

 Deslizamiento y velocidad de deslizamiento Varios investigadores hacen uso del término “deslizamiento” (slip) y/o “velocidad de deslizamiento”. El primero, deslizamiento, describe un fenómeno típico que ocurre durante un flujo bifásico gas-líquido y se refiere a la tendencia de la fase de gas a pasar a través (deslizarse) de la fase líquida, debido a las fuerzas flotantes ejercidas sobre las burbujas de gas. Esto da como resultado que la fase de gas se mueve a mayor velocidad que la fase líquida. De aquí el término velocidad de deslizamiento, la cual es definida como la diferencia entre las velocidades de la fase gaseosa y la fase líquida.

 Entrampamiento (Holdup) de líquido Como resultado de los conceptos anteriores referentes al fenómeno de deslizamiento, la relación volumétrica líquido/gas contenida en una sección dada de tubería será mayor que la relación líquido/gas saliendo de esa sección. Aquí entra el concepto de entrampamiento de líquido (liquid Holdup, HL) definido como la fracción de un elemento volumétrico de tubería que es ocupado por líquido en cualquier instante:

Evidentemente, los valores de entrampamiento de líquido o factor de entrampamiento, como lo denominan algunos autores, varían entre 0 (cero, cuando solo existe flujo de gas) y 1 (uno, para flujo de una fase líquida).

Este parámetro no puede ser determinado analíticamente. Sin embargo, existen correlaciones empíricas que lo expresan como función de ciertas propiedades de los fluidos, patrón de flujo, diámetro e inclinación de la tubería, etc.

El volumen in-situ relativo de líquido y gas es expresado en términos de las fracciones volumétricas de ambos fluidos, como:

Hg + HL = 1

 Entrampamiento de líquido sin deslizamientoOtro concepto relacionado a los anteriores se refiere al llamado entrampamiento de líquido sin deslizamiento (No-slip liquid holdup), L, el cual es definido como el flujo fraccional de líquido que existiría si las velocidades del gas y del líquido fueran iguales, o sea, que no ocurra deslizamiento. Esto es,

En términos de la fase gaseosa,

 Velocidad de los fluidos. El término “velocidad superficial”, aunque no representa ninguna condición física real, es usado por algunos investigadores como parámetro de correlación. Se define como la velocidad que cada fase tendría si ella sola fluyera a través del área seccional de la tubería. Esto es,

Obviamente, el fenómeno de entrampamiento reduce el área de flujo de cada fase. Así, el área abierta al flujo de gas será A*Hg. Por lo tanto, las velocidades reales de ambas fases son dadas por:

La velocidad

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