Análise da fluidodinâmica do escoamento Core Annular de líquidos imiscíveis em duto horizontal

Abstract

As características do petróleo na natureza fazem da sua exploração e produção uma atividade de grande complexidade tecnológica e de custo elevado. O processo de exploração de petróleo está geralmente associado ao escoamento multifásico, sendo este muito comum em instalações de produção, movimentação e processamento. Especificamente o escoamento multifásico, na indústria petrolífera, tem complicações, pois as fases não são componentes simples e sim misturas de hidrocarbonetos. Em geral, a Indústria do Petróleo está interessada em determinar a queda de pressão associada aos efeitos de atrito com a parede do duto e a viscosidade da mistura, bem como em descrever o comportamento das fases. Esses fatores fazem com que durante o escoamento de líquidos imiscíveis, as interfaces adquiram uma variedade de distribuições características às quais são chamadas de regime de escoamento, que se caracterizam por sua configuração física. Diferentes configurações exigem diferentes modelos para a determinação da dinâmica do escoamento e da relação entre a queda de pressão e a vazão da mistura. Neste contexto, a realização deste trabalho visa à descrição do escoamento core annular água-óleo no interior de dutos horizontais. A simulação numérica deste escoamento foi desenvolvida em um modelo 3D usando o software Fluent 14.5, onde analisou o comportamento da interface água-óleo quando no escoamento core annular, frente a diferentes vazões de água e diferentes viscosidades do óleo. Foi usado, para o tratamento da interface, o método de volume de fluido (VOF) empregando o esquema da reconstrução geométrica. A metodologia de resolução foi capaz de descrever o movimento da interface água-óleo, de prever a fração volumétrica de cada fluido ao longo do escoamento e a queda de pressão. Os resultados obtidos através das simulações numéricas descreveram a hidrodinâmica do escoamento, observando o regime core annular (espesso e fino) no duto horizontal para os diferentes óleos. Os resultados demonstraram que o regime core annular muda com o aumento da velocidade superficial da água. E através desse escoamento foi possível reduzir significativamente a queda de pressão, com relação ao escoamento monofásico de óleo. Estes resultados foram confrontados com dados experimentais e numéricos disponíveis na literatura, e observou-se uma boa concordância entre os mesmos.

The petroleum characteristics in nature make exploration and production of an activity of great technological complexity and high cost. The process of oil exploration is usually associated with multiphase flow, which is very common in production facilities, handling and processing. Specifically the multiphase flow, in the petroleum industry, has complications, because the stages are not simple components but hydrocarbon mixtures. In general, the oil Industry is interested in determining the pressure drop associated with the effects of friction with the wall of the pipe and the viscosity of the mixture, as well as to describe the behavior of the phases. These factors mean during the flow of immiscible liquids, interfaces can acquire a variety of characteristic distribution which are called flow regime, which is characterized by their physical configuration. Different configurations require different models for determining the flow dynamics and relationship between pressure drop and flow rate of the mixture. In this context, this work aims at the core annular flow description wateroil inside of horizontal pipe. The numerical simulation of flow was developed in a 3D model using Fluent 14.5 software, which analyzed the behavior of the water-oil interface core annular flow, compared to the different flows of water and different viscosities of oil. For treat the interface has been used Volume of Fluid (VOF) method employing the geometric reconstruction scheme. The resolution methodology could describe the movement of the water-oil interface, to predict the volume fraction of each fluid along the flow and the pressure drop. The results obtained by the numerical simulations described the hydrodynamic flow, observing the core annular regime the horizontal pipe to the different oils. For certain flow conditions has been observed that the core annular regime changes with increasing superficial velocity of the water. And through this flow has been possible to significantly reduce the pressure drop, with respect to single phase flow of oil. These results were compared with experimental and numerical data available in the literature, and we found a good agreement between them.