Análisis de flujo de dos fases en tuberías horizontales

• Autor: Aguilar Flores, Ubaldo
• Formato: tesis de grado
• Fecha de Publicación: 1976
• Institución: Universidad Nacional de Ingeniería
• Repositorio: UNI-Tesis
• Lenguaje: español
• OAI Identifier: oai:cybertesis.uni.edu.pe:20.500.14076/20466
• Enlace del recurso: http://hdl.handle.net/20.500.14076/20466
• Nivel de acceso: acceso abierto
• Materia: Tuberías horizontales.; Flujo de dos faces; Métodos de ingeniería

Después de haber superado el problema de extraer petróleo y gas desde el intervalo de la arena productiva basta el cabezal del peso; el problema mis frecuente que la industria petrolera confronta es el transporte combinado de gas-petróleo. Para determinar el diámetro más adecuado que haga posible el flojo vertical de la columna surgente será necesario estimar los volúmenes de gas-petróleo a extraer las presiones en el cabezal, del pozo como la presión del separador: esto, también incluye la consideración de II capacidad de producción del pozo durante su vida productiva. Así tales tuberías deben diseñarse de manera que permitan tener presiones bajas en la tubería de producción a la altura del cabezal. Para este diseño se supone que la mezcla gas-petróleo es homogénea sobre un tramo pequeño de tubería para poder aplicar ecuaciones tanto teóricas como experimentales estudiadas y desarrolladas por Lockhart, Bertuzzi y Eaton que permiten determinar correlaciones que conjuntamente con la ecuación de balance de energía da por resultado la expresión que proporciona la solución al problema. La aplicación del flujo horizontal de dos fases es cada día mis crecientes debido a la explotación de yacimientos de petróleo en la plataforma continental que implica al transporte simultáneo de petróleo y gas a grandes distancias. Por último, cuando se diseña una instalación desde la arena productiva basta el separador se tiene una combinación del flujo vertical de dos fases en la superficie el flujo horizontal de dos fases en la superficie, y la solución simultánea de los problemas de flujo en ambos casos permite escoger el diámetro óptimo del entubado del pozo, y de la tubería superficial para un flujo gas-petróleo dado o permite también llegar a un flujo óptimo para diámetros de entubado y tubería horizontal, que un índice de la mayor eficiencia en la ingeniería de la producción del pozo.