Estudio experimental sobre el flujo de gas denso y petróleo en tuberías horizontales y ligeramente inclinadas hacia arriba

Abstract

Las altas presiones, las temperaturas críticas y las elevadas concentraciones de CO₂ en los yacimientos marinos ultraprofundos dan lugar a la formación de gases densos dentro de los sistemas de producción. Estas condiciones dan lugar a un flujo bifásico con gas denso, un fenómeno que aún no se comprende bien, especialmente en condiciones de ligera inclinación. Este estudio presenta una exhaustiva investigación experimental de dicho flujo utilizando hexafluoruro de azufre (SF₆) y aceite mineral en una tubería de 2 pulgadas. Se obtuvieron un total de 158 puntos de datos en condiciones controladas para inclinaciones de 0°, 5° y 10°. La retención se midió mediante densitometría de rayos gamma, y se evaluaron los datos de los gradientes de presión por fricción junto con la caracterización del patrón de flujo. La matriz de ensayo abarcó velocidades superficiales del líquido de 0,02 a 2,0 m/s y velocidades del gas de 0,05 a 1,5 m/s, con una relación de densidad líquido-gas inferior a 10. Se observaron patrones de flujo de transición, es decir, pseudo-slug y dual-continuo, siendo este último atípico en el flujo gas-líquido. Los patrones de flujo estratificado desaparecieron por completo a inclinaciones de 5◦ y 10◦, mientras que los flujos dispersos se expandieron, probablemente debido a la redistribución de fases provocada por la inclinación. Las comparaciones con los principales simuladores comerciales pusieron de manifiesto discrepancias notables en las predicciones del contenido de fase y del gradiente de presión, especialmente en condiciones de flujo transitorio y estratificado. Estos hallazgos subrayan la necesidad de estrategias de modelización que tengan en cuenta la inclinación y ofrecen una valiosa base de datos experimental para mejorar el rendimiento de los simuladores en flujos multifásicos de gas denso