Vista normal Vista MARC Vista ISBD

Aplicación de los métodos de flujo multifásico en pozos del Oriente Ecuatoriano

Por: Barrera Pijal, Einstein Wagner.
Colaborador(es): Melo Gordillo, Vinicio René [Director de Tesis].
Tipo de material: materialTypeLabelMateriales mixtosEditor: Quito EPN 1997Descripción: 161 p.: il., anexos.Tema(s): FLUJO MULTIFASICO | METODOS DE FLUJO MULTIFASICO | PERDIDAS DE PRESION EN TUBERIASOtra clasificación: T-GMP Recursos en línea: Este ítem está sujeto a una licencia Creative Commons Nota de disertación: FACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS Tesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional. 1997 Resumen: El principal objetivo de este estudio, fue evaluar varias correlaciones de predicción de gradientes de presión para flujo multifásico a través de tuberías verticales (tubing) y líneas de flujo horizontales. Los gradientes de presión medidos fueron comparados con valores calculados por las correlaciones de gradiente de presión. El banco de datos utilizado para el análisis, corresponde a campos petrolíferos del oriente ecuatoriano. Las ocho correlaciones de flujo multifásico vertical compradas son las siguientes Orkiszewski, Hagedorn-Brown, Poettmann-Carpenter, Baxendell-Thomas, Fancher-Brown, Duns-Ros, Beggs-Brill, Aziz y otros los métodos de hagedorn-Brown y Orkiszewski fueron los más exactos, reportándose errores entre 5 y 10. De la misma manera, se compararon 8 correlaciones de flujo multifásico horizontal que son las siguientes: Beggs-Brill, Beggs Brill-Moody-Eaton, Beggs Brill-Moody- Dukler, Dukler, Dukler-Eaton-Flnigan, Oliemans, Eaton, Lockhart-Martinelli. Ninguno de estos métodos fueron suficientemente exactos, presentando errores muy grandes; sin embargo las tres mejores correlaciones fueron: Dukler-Eaton-Flanigan, Eaton, Oliemans.
Lista(s) en las que aparece este ítem: FACULTAD DE CIENCIAS
Etiquetas de esta biblioteca: No hay etiquetas de esta biblioteca para este título.
    valoración media: 0.0 (0 votos)
Tipo de ítem Ubicación actual Signatura Copia número Estado Fecha de vencimiento Código de barras Reserva de ítems
Tesis Tesis BIBLIOTECA CENTRAL
T-GMP/0146 (Navegar estantería) Ej. 1 t. Disponible Disponible 019976
Tesis Tesis BIBLIOTECA DE ING. DE GEOLOGIA Y PETROLEOS
TP-001 (Navegar estantería) Ej. 2 Disponible 151201
Total de reservas: 0

FACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS Tesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional. 1997

El principal objetivo de este estudio, fue evaluar varias correlaciones de predicción de gradientes de presión para flujo multifásico a través de tuberías verticales (tubing) y líneas de flujo horizontales. Los gradientes de presión medidos fueron comparados con valores calculados por las correlaciones de gradiente de presión. El banco de datos utilizado para el análisis, corresponde a campos petrolíferos del oriente ecuatoriano. Las ocho correlaciones de flujo multifásico vertical compradas son las siguientes Orkiszewski, Hagedorn-Brown, Poettmann-Carpenter, Baxendell-Thomas, Fancher-Brown, Duns-Ros, Beggs-Brill, Aziz y otros los métodos de hagedorn-Brown y Orkiszewski fueron los más exactos, reportándose errores entre 5 y 10. De la misma manera, se compararon 8 correlaciones de flujo multifásico horizontal que son las siguientes: Beggs-Brill, Beggs Brill-Moody-Eaton, Beggs Brill-Moody- Dukler, Dukler, Dukler-Eaton-Flnigan, Oliemans, Eaton, Lockhart-Martinelli. Ninguno de estos métodos fueron suficientemente exactos, presentando errores muy grandes; sin embargo las tres mejores correlaciones fueron: Dukler-Eaton-Flanigan, Eaton, Oliemans.

No hay comentarios para este ejemplar.

Ingresar a su cuenta para colocar un comentario.

Con tecnología Koha

// {lang: 'es-ES'} //