Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Un modelo mejorado de espesor de película para la estimación del gradiente de presión de flujo anular en pozos de gas verticales

Rahman MA*, Jacqueline Stevens, Jared Pardy y Danika Wheeler

La presencia de líquidos en pozos de gas natural aumenta la pérdida de presión dentro del pozo debido a las diferencias en la densidad de la carga de presión. En el flujo anular del pozo de gas, el líquido puede estar presente en gotas arrastradas, así como en la película de líquido. Se han propuesto varios modelos para predecir el espesor de la película de líquido en tuberías con flujo anular vertical de dos fases. Los modelos anteriores se basan en un rango limitado de datos experimentales. Los modelos anteriores también requieren un procedimiento iterativo exhaustivo para estimar el espesor de la película de líquido. Por otro lado, el modelo de espesor de película modificado propuesto en este estudio se desarrolló a partir de un amplio rango de datos experimentales. Los datos experimentales cubren condiciones de velocidades superficiales de líquido que van desde 0,6 a 38,8 cm/s; velocidades superficiales de gas que van desde 13,4 a 110,6 m/s; y diámetros que van desde 12 a 51 mm. El modelo propuesto se compara con los datos experimentales disponibles en la literatura. Las predicciones del modelo concuerdan bien con el conjunto de datos experimentales disponibles. El modelo de espesor de película modificado ayuda a estimar con precisión el gradiente de presión en el flujo anular vertical, lo que a su vez es beneficioso para la industria de producción de gas natural, ya que desarrolla aún más la comprensión de la mecánica de producción.