Aplicación de los métodos de flujo multifásico en pozos del Oriente Ecuatoriano / Einstein Wagner Barrera Pijal

By: Barrera Pijal, Einstein Wagner
Contributor(s): Melo Gordillo, Vinicio René [Director de Tesis]
Material type: Mixed materialsMixed materialsQuito : Escuela Politécnica Nacional (EPN), 1997Description: 161 hojas: ilustraciones, anexosSubject(s): Flujo multifásico | Perdidas de presión de tuberíasOther classification: T-GMP-0146 Online resources: Este ítem está sujeto a una licencia Creative Commons Dissertation note: FACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS Tesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional. 1997 Scope and content: 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.
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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.

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