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.
