Resumen de Algoritmo computacional para predecir el gradiente de presión en pozos verticales mediante la correlación de flujo multifásico de Hagedorn y Brown

Luis José Duarte Bohórquez, María Duarte

• español

  La precisión en la predicción de la caída de presión esperada durante el flujo multifásico de fluido en la sarta de producción de un pozo es un problema ampliamente conocido en la industria petrolera. Son muchas las correlaciones y modelos mecanísticos que permiten estimar el gradiente de presión en pozos como las correlaciones de: Duns y Ros (2008); Orkiszewski (1967); Hagedorn y Brown (1965), Beggs y Brill (1973), Govier y col. (1999), entre otras. Cada una de ellas presentan condiciones de aplicación y consideraciones que las constituyen en aproximaciones teóricas para solucionar problemas prácticos, fundamentadas normalmente en las leyes físicas que controlan la dinámica del fluido clásico basadas en las formulaciones y soluciones de la ecuación de Navier-Stokes. El estudio del gradiente de presión que ocurre durante el flujo de fluidos multifásico en tuberías es extremadamente complejo por el gran número de variables involucradas. Por tal motivo, este artículo se basa en la realización de un programa computacional de la correlación de Hagedorn y Brown (1965), detallando científicamente el modelo matemático de la correlación generalizada de Hagedorn y Brown (1965) y la aproximación numérica con el conjunto de consideraciones y correlaciones numéricas para las propiedades de los fluidos y yacimiento, establecer el algoritmo computacional para el análisis nodal del flujo multifásico vertical en tubería, presentar el código implementado en Microsoft Excel VBA 2010 y por último validar la implementación mediante un software comercial PIPESIM 2009, como muestra de la precisión y garantía de los criterios tomados en cuenta durante el desarrollo computacional del programa. Esta implementación es muy importante porque permite predecir las pérdidas de energía del flujo de fluidos vertical en tuberías considerando todas las variables involucradas y permitiendo realizar sensibilidades numéricas para facilitar el análisis de la curva de gradiente de presión. Palabras clave: multifásico, Hagedorn y Brown, correlación, programa computacional, dinámica del fluido.

• English

  The accurate prediction of the pressure drop expected to occur during the multiphase flow of fluids in the flow string of a well is a widely recognized problem in the petroleum industry. There are many correlations and mechanistic models that estimate pressure gradients in wells as correlations: Duns & Ros (2008); Orkiszewski (1967); Hagedorn & Brown (1965), Beggs & Brill (1973), Govier & col. (1999), etc. Each one is based on application criteria that transform it into theoretical approaches that solve practical problems, normally built on physical laws that govern the fluids dynamic through formulation and solution of Navier-Stokes equation. The study of the pressure gradients which occur during multiphase flow of fluids in pipes is exceedingly complex because of the large number of variables involved. For these reasons this article propose a software of the Hagedorn and Brown’s Correlation (1965), showing the mathematical model of the Generalized Hagedorn and Brown’s Correlation (1965), the numerical approach and numerical correlations of the fluids and reservoirs properties, to establish a computational algorithm for making nodal analysis of vertical multiphase flow in pipes, to make the code in Microsoft Excel VBA 2010 and finally validate the software with a commercial software PIPESIM 2009 for getting comparisons of the accurate got. This software is very important because allows to predict flow`s energy drops in vertical pipes easing the analysis of the pressure gradient Keywords: multiphase, Hagedorn and Brown, correlation, software, fluid dynamics.