Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T21:59:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Koto_EdsonTsuneo_M.pdf: 2979164 bytes, checksum: 0a3fff8a5deaf9ac323a0f92756fd2f2 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho considera a influência do fluxo multifásico (óleo, gás e água) na análise de testes de poços não surgentes. Para isso foi construído um simulador numérico, r-z, "black oil'", que leva em conta a variação do ponto de bolha e a penetração parcial. Inicialmente o reservatório se encontra em equilíbrio, com a pressão inicial maior ou igual a pressão de bolha inicial. Uma sequência de "fluxos e estáticas" pode ser fornecida como condição interna, para simular um teste não-surgente, considerando o crescimento de uma coluna só de líquido (óleo e água) e desprezando-se os efeitos enerciais. Comparações com métodos analíticos desenvolvidos para fluxo monofásico de fluido de pequena compressibilidade para determinação dos parâmetros de reservatório de poços não surgentes são feitas para se avaliar a influência do fluxo multifásico. Durante o período de fluxo("slug test"), desvios significantes acontecem no cálculo dos parâmetros de reservatório (por exemplo, transmissibilidade); enquanto que, na estática, os desvios são mais moderados. 0 comportamento de variáveis importantes de fluxo multifásico (óleo, gás e água) em um teste de poço não surgente, como pressão de bolha, permeabilidade relativa, pressão de fase, saturação de gás, são mostrados como função do espaço e tempo. Uma análise mais criteriosa para levar em conta os efeitos multifásicos é possível com o uso do simulador / Abstract: This work considers the influence of multiphase flow (oil, gas and water) in the well test analysis of non - flowing wells: For example, Drill Stem Tests (DST) and Slug Tests. To achieve this end, a two-dimensional (r-z), variable bubble point, black-oil simulator was built that considers a well partially penetrating the formation. Initially, the reservoir is at equilibrium condition with a initial pressure greater or equal to the initial bubble point pressure. A sequence of flow and/or static periods may be imposed at the well to simulate a non-flowing well test, considering the buildup of a liquid column (oil and water) with inertial effects neglegible. Comparisions with analytical methods (developed for single-phase flow of fluid of small and constant compressibility) in the determination of reservoir parameters (eg.,transmissibility) are made to determine how good or bad these methods are in the presence of more than one phase flowing in the porous medium. During flow periods (Slug Test for example) significant discrepancies are obtained in the comparison, whereas in the buildup flow periods the discrepancies become less significative. Explanations to these effects are given in detail, and justify why, usually, reservoir parameters obtained from flow periods do not mach results obtained from buildups periods in the well test analysis / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T21:57:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dias_SilvioGoncalves_M.pdf: 2573399 bytes, checksum: 51672a604d4d3614dacc37e24b3009e7 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: o objetivo deste trabalho é investigar o comportamento de um poço de petróleo considerando um sistema poço-reservatório acoplado. Inicialmente, o . sistema encontra-se na condição estática e é feito fluir ou a pressão ou a vazão constante na superfície. Fluxo multifásico não isotérmico, sem escorregamento entre as fases (flui do pseudo-homogêneo) é considerado no reservatório e na coluna de produção. As equações diferenciais parciais e condições auxiliares que regem o comportamento do escoamento no reservatório são acopladas às equações do poço, previamente modificadas pelo método das características e resolvidas por diferenças finitas. Resultados da pressão e da temperatura são calculados em diversos pontos do sistema. Particularmente a pressão no fundo do poço, usualmente utilizada em análise de testes de poços, é investigada com profundidade. Comparações com sistemas isotérmicos mostraram que para tempos longos (não influenciados por estocagem) a análise convencional isotérmica fornece resultados próximos aos reais. Entretanto, para tempos menores ocorrem desvios em função dos parâmetros de fluxo e propriedades térmicas do sistema considerado / Abstract: The objective of this work is to investigate the behavior of a coupled wellborereservoir system. Initially, the system is at static conditions and may flow at constant surface rate or constant surface pressure. Multiphase non-isothermal flow with no slip between the phases is considered in the reservoir and in the tubing stringj i.e., a pseudo-homogeneous fluid is used. The partial differential equations and auxiliar conditions which govern the flow in the reservoir are coupled with the wellbore equations (modified by the characteristics method) using a finite difference scheme. Results of pressure and temperature versus time are displayed in many different positions. Particularly, the downhole wellbore flowing pressure, usually used in well testing analysis is investigated with depth. Comparation with isothermal systems showed that for long time the conventional analysis is of good accuracy. However, for short time analysis influenced by wellbore storage significant errors may occur which depend upon the flow parameters and thermal properties of the system used. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Cesar Costapinto Santana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sa_CarlosHenriqueMarquesde_M.pdf: 2061062 bytes, checksum: 468bb23a35e3060b8fe733c33a74ee9c (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Através de dados experimentais obtidos em uma unidade de fluidização de partículas esféricas em geometria anular, são desenvolvidas correlações para avaliar o efeito da concentração de partículas sólidas na velocidade de sedimentação destas em fluidos não-Newtonianos independentes do tempo. São escolhidos dois modelos para a descrição do comportamento reológico dos fluidos em questão: o modelo de Ostwald de Waele (ou "'Power Law") e o modelo de Ellis. Outro aspecto abordado no presente trabalho é o retardamento na velocidade de queda da partícula causado pelas paredes do duto anular: o efeito de parede. Seguindo os princípios da Análise Dimensional, este efeito é relacionado com grupamentos adimensionais relevantes à situação física a partir de uma regressão não linear. Por fim, este trabalho é aplicado no cálculo da razão de transporte de cascalhos durante a perfuração de poços verticais de petróleo para diversas vazões de circulação. Vale a pena salientar que para as simulações desenvolvidas são utilizados parâmetros usuais nas perfurações convencionais de poços verticais de petróleo / Abstract: Using experimental data obtained from a spherical particles fluidisation unit in annular geometry, correlations are developed in order to evaluate the particle concentration effect on particle settling velocity in time independent non-Newtonian fluids. Two models are choosen to describe the rheological behavior of the fluids: the Ostwald de Waele model and the Ellis one. Another approach in this research is the retarding effect in the particle settling velocity caused by the annulus walls, known as wall effect. According to the principles of Dimensional Analysis, the wall effect is related to dimensionless groups adequate to describe the phenomenum through the use of non-linear reqression. The present work is applied to the simulation of the cuttings transport ratio in vertical oilwell drilling for several flow rates. Simulation is performed with parameter values used in conventional drilling / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Toledo_JoaquimPedrode_M.pdf: 3387438 bytes, checksum: 75e2c35ce4265c3e846e552bc6ae4d51 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Na engenharia de petróleo são várias as variáveis que se prestam a um tratamento estocástico, dentre elas a permeabilidade e porosidade. A partir do formalismo das funções aleatórias criou-se modelos numéricos representativos das heterogeneidades inerentes de um reservatório de petróleo. Para tal trabalhou-se com modelo variográfico do tipo potencial (,( h) = ,o.h(3) que representa também processos fractais. O método usado para simulações de populações com tal modelo variográfico a uma dimensão foi o da decomposição espectral. A simulação a duas ou três dimensões foi feita pelo método das Bandas Rotativas. De posse de um gerador de modelos numéricos com características desejadas, no caso, fractais, procedeu-se dois tipos de estudos. O primeiro foi da determinação do número de poços ótimos para que se realize uma simulação condicional representativa da informação disponível. A segunda aplicação foi a incorporação da análise de teste na simulação condicional. Sendo que o objetivo é de otimizar o uso das informações disponíveis. Este tipo de informação apresenta uma característica de ter um volume bem maior que qualquer outro tipo de informação de poço sobre o reservatório. Associando-se, ainda, o fato de ter bom grau de confiança nas medidas de testes de poço. Para levar a termo essa informação de grande volume é necessário modificações nos algoritmos de condicionalização / Abstract: There are many variables in the Petroleum Engeneering which can be subject to a stochastic treatment, some of them being permeability and porosity. Based on the formalism of random functions, numerical models have been developed, and they demonstrate the heterogeneities existent within a petroleum reservoir. In order to develop these numerical models, a power-law variographic model ,( h) = ,oh(3, which also represents fractals processes, was used. Spectral analysis was the method used for population simulations in one dimension. The Turning Bands, in its turn, was the method used for simulations in two or three dimensions. A numerical models generator having the desired characteristics, fractal ones in this case,was used in order to develop two kinds of study. The first one was related for the establishment of the optimum number of wells in order to have a conditional simulation, which represents the available information. The second one regarded the incorporation of the test analysis into the conditional simulation, aiming at maximizing the use of the available information. This kind of information is known for having a large content than any other types of well information about reservoir. Besides, this kind of information is very reliable when it is dealing with measure in well tests. To present this type of information, it is necessary to modify the algorithms of conditionalization / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando J. Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:04:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ressurreicao_CarlosEugenioMelroSilvada_M.pdf: 8711427 bytes, checksum: 993d5d027cf411b24d8a412b8920050e (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Uma nova solução para o comportamento de produção de um poço interceptado por uma fratura vertical, assimétrica, totalmente penetrante, de condutividade finita, pro¬duzindo à pressão constante foi desenvolvida neste trabalho. É forneci da uma solução semi-analítica, com utilização das Funções de Green, considerando-se que o poço está 1ocalizado em um reservatório infinito, bem como, é considerado, também, o poço localizado em um reservatório limitado. São desenvolvidas soluções para os vários períodos de fluxo presentes durante o comportamento transiente. Os períodos de fluxo bilinear (1/ qwD versus ti/:!), linear (1/ qwD versus ti/;j) e pseudo radial (1/ qwD versus log tDxj), são estudados e seus compor¬tamentos verificados. São também desenvolvidas correlações para o "pseudo skin" para diferentes valores de assimetria (a) e condutividade (GjD), a partir da análise da solução para o período de fluxo pseudo-radial. Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: New solutions to the production behavior of a finite conductivity assimetri¬cally fractured well, producing under constant pressure are developed in this work. Semianalitical solutions for both transient and the boundary dominated flow periods are obtained by means of the Greens Function Method. Solutions for the various flow periods during the infinite acting under' transient flow conditions are analysed. The bilinear (l/qwD vs t~:I)' linear (l/qwD vs t~;/) and pseudo radial (1/ qwD vs log tDxl), behaviour are verified. Correlations for the "pseudo skin" factor for different values of assimetry (a) and conductivity (CID) are also developed from the analysis of the pseudo radial flow solution. Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Braga_SoniadeOliveira_M.pdf: 1957986 bytes, checksum: 8a317fb2821e8d36642a9e6c35eb67c5 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: O fluxo transiente de fluidos em reservatórios lineares que produzem por mecanismo de gás em solução, é estudado neste trabalho. Efeitos gravitacionais e de capilaridade são assumidos como desprezíveis. Estocagem e dano não são considerados e a água é considerada como incompressível e imóvel. Em particular, suporte teórico é dado para análise de testes em poços com fraturas hidráulicas verticais de alta condutividade, em reservatórios que produzem, por mecanismo de gás em solução, durante o período de fluxo linear na formação. o procedimento de análise é feito através de uma transformada, equivalente à transformada de Boltzman, que é obtida através da solução do problema do fluxo linear transiente monofásico, pelo método de Soluções Auto-Similares ("Self-Similar Solutions"). Esta transformada nos permite obter uma equação que calcula a saturação como uma função única da pressão e conseqüentemente definir uma função de pseudo-pressão. o uso da pseudo-pressão nas equações do fluxo multifásico leva, sob certas circunstâncias, a formas lineares equivalentes às equações do fluxo monofásico. Verificou-se através de cálculos numéricos que a solução de pseudo-pressão para reservatórios lineares que produzem por mecanismo de gas em solução correlaciona com a solução de líquidos padrão, tanto para o período de fluxo como para D período de estática. Condições sob as quais, tais soluções se aplicam são analisadas / Abstract: The transient flow of fluids in linear homogeneous solution gas-drive reservoirs is studied in this work. Gravity andcapillary effects are assumed negligible. Wellbore storage and damage are not considered and water phase is assumed to be incompressible and immobile. In particular, theoretical support is provided for Well Test Analysis of hydraulic vertically-fractured wells of high conductivity during the linear formation flow period, for solution gas drive reservoirs. Analysis is performed by means of a transform, equivalent to Boltzman Transform, which is obtained when solving the single phase transient flow problem with the method of Self-Similar Solutions. This transform allows us to obtain an equation to compute saturation as a function of pressure and therefore to define a pseudo-pressure function. The use of pseudo-pressure in the multiphase flow equations lead, under certain conditions, to linearized forms equivalent to the single phase flow equations. It was found, by numerical computations that the pseudo-pressure solution for linear~ solution gas drive reservoirs correlates with the standard liquid solution for both drawdown and buildup periods. Conditions under which such solutions apply are analized. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientado : Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gomes_JoseAdilsonTenorio_M.pdf: 6179916 bytes, checksum: e794195b944360b7937eee0c7ce9df90 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Com o aprimoramento tecnológico dos métodos de perfuração e completação e a necessidade de otimização do volume de óleo recuperável, nota-se um crescente interesse na perfuração de poços horizontais para a drenagem de reservatórios de petróleo. Estes poços são altamente atrativos, principalmente para reservatórios com pequena espessura de óleo e presença de aquífero e/ou capa de gás, para os quais são grandes os riscos de formação de cones de água e/ou gás, quando se utilizam poços verticais para sua drenagem.O objetivo deste trabalho, é o desenvolvimento de uma técnica de simulação numérica, na qual possa ser utilizada uma geometria de refinamento local para o poços horizontais, que represente adequadamente a geometria do fluxo multifásico ao redor do poço. Para melhor representar a geometria do fluxo, considera-se que nas proximidades do poço, o fluxo é predominantemente radial, tendendo para linear, conforme se afasta do poço. Então, para a representação numérica utiliza-se uma malha cilíndrica nas proximidades do poço e uma malha cartesiana para a região do reservatório mais afastada do poço. Foram desenvolvidos dois simuladores, com as equações que regem o fluxo dos fluidos no meio poroso, discretizadas numéricamente por diferenças finitas, totalmente implícito, sendo o primeiro considerando um sistema radial/ cartesiano acoplado e resolvidos simultâneamente. O segundo considera os dois sistemas desacoplados, com o acoplamento radial/cartesiano feito num time-step ou numa iteração Newtoniana. A validação foi feita através da comparação dos resultados numéricos com as soluções analíticas desenvolvidas para análises de testes para o regime transiente. São feitas análises entre os métodos de acoplamento, entre os métodos de solução do sistema linear de equações e são apresentados alguns exemplos de aplicação dos modelos / Abstract: Recent developments in completion and drilling technology have increased the interest of the oil industry in horizontal wells. Such wells are primarily indicated for thin oil reservoirs associated with a gas cap or a bottom water zone, where vertical wells have productivity impaired by the formation of water or gas cones. The main purpose of this work is to present a finite difference numerical simulator for horizontal wells, based on the use of a local refinement technique. The radial multiphase How close to the well is more realistically represented through the use of a cylindrically oriented grid blocks. The outer region of the r,eservoir, where the How regime is predominatily linear, is modelled by regular cartesian blocks. The connection between the well and reseryoir regions was implemented con sidering two approaches: in the coupled approach the radial/ cartesian system is solved simultaneously, while in the uncoupled the reservoir region is solved first, followed by the solution of the well region at each time-step or at each Newtonian iteration. The validation of the model was done through comparison of the numerical results with analitycal ones in the transient How regimes. The coupling and matrix solution methods as well as some results'of the simulation runs are discussed in this work / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bonet_Luciane_M.pdf: 2590317 bytes, checksum: c8234403dd01a0c79e8f3d5cbd727e27 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho descreve o desenvolvimento e a aplicação de um método para simulação numérica de reservatórios que se baseia em uma formulação de implicitude variável e auto-adaptável. A formulação de implicitude variável empregada fundamenta-se em uma abordagem geral dos métodos de simulação de reservatórios previamente apresentada na literatura. Nesta abordagem mostra-se que existe um nível básico de implicitude em todos os métodos ao qual associa-se uma matriz Jacobiana básica. A passagem então, deste nível básico para níveis mais implícitos dá-se com a adição de "matrizes corretivas". A aplicação destas correções a nível local, nas células que constituem a malha de cálculo, é a base da formulação de implicitude variável aqui descrita. O método em questão, diferentemente dos demais existentes na literatura, não objetiva diretamente a eliminação das incógnitas, relativas a uma determinada célula, par&, a composição do problema matricial final. Objetiva sim, o menor grau de implicitude que deve ser localmente fornecido ao sistema de equações não lineares a ser resolvido, com garantia de estabilidade da solução: Neste método, diversos níveis de im~licitude podem ser considerados, admitindo-se desde valores mínimos (IMPES) até valores máximos (Totalmente Implícito). Implementou-se um critério de troca automática de implicitude que opera a nível de célula ao longo da simulação. Este contempla apenas os níveis extremos de implicitude (IMPES - Totalmente Implícito) e baseia-se na análise de estabilidade para o método IMPES, previamente apresentada na literatura. Adaptou-se um método de solução de sistemas com matrizes esparsasque permite uma ordenação arbitrária das equações e incógnitas. Assim, foi possível tirar vantagem da estrutura particular dos sistemas gerados pelo método de implicitude auto-adaptável desenvolvido. Finalizando, são apresentadas duas aplicações do modelo desenvolvido. Através de tabelas especiais mostra-se os graus de implicitude em cada célula e como eles mudam no espaço e no tempo durante a simulação. Apresenta-se também informações relativas à economia de tempo computacional quando comparado com um procedimento fixo totalmente implícito / Abstract: This work presents the development and application of a reservoir simulation method, based on a variable ando auto-adaptive implicit formulation. The variable implicitness formulation is based on a general approach of reservoir simulation methods, already presented in the literature. In such approach a basic leveI of implicitness for alI methods is recognized which yields a basic Jacobian matrix. The change from this basic levei to a more implicit one is performed with the addition of "correction matrices". The local application of these corrections to each gridblock is the basis for the formulation described in this work. The method here presented differs from those already given in the literature in that it does not directly focuses on the elimination of grid celI unknowns, to compose the final matrix problem. Rather it focuses on the minimum leveI of implicitness to be localIy given to the non-linear difference equations to ensure stability. Under such apprbach various levels of implicitness are possible, ranging from IMPES type to FulIy Implicit. . A switching criteria for the automatic assignment of implicitness in each celI along the simulation time was implemented. It considers only IMPES and fulIy implicit type celIs and is based on stability analysis previously presented in the literature for the IMPES formulation. A sparse-matrix method was adapted to solve the resulting linear systems of equations. The method alIows an arbitrary ordering of the equations and unknowns. Such capability was particularly useful to take advantage of the matrix-structure of equations that results in applications of the auto-adaptive implicit method. FinalIy, two applications are presented. By using special displays we demonstrate the degrees of implicitness in each celI and how they shift in space and time cduring simulation. Information regarding the savings in computer time and storage with a fixed, fully implicit procedure is also presented. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filoco_PauloRoberto_M.pdf: 1330639 bytes, checksum: f28b99ffd3f2ce1d43d4dbbe4a4a7926 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Os simuladores numéricos de reservatórios, de modo geral, utilizam modelos de poço cujo desenvolvimento é baseado no fluxo monofásico. Normalmente esta aproximação é satisfatória, mas em certas condições podemos incorrer em erros significativos no cálculo das vazões dos fluidos e pressão de fluxo no poço. Tal fato ocorre quando se tem gradientes elevados de pressão e saturação próximo aos poços, devido às condições de produção, aliado à utilização de malha cartesiana com blocos relativamente grandes. No presente estudo, pretende-se estender os conceitos oriundos da teoria de teste em poços em condições de fluxo multifásico, para obter um modelo de poço multifásico, utilizável em simulação numérica de reservatórios. O modelo proposto neste trabalho, estima saturações e pressões a partir de uma equação que relaciona saturação e pressão, equação esta, obtida através da combinação adequada das equações diferenciais da difusividade do óleo e do gás. O ponto de partida do cálculo analítico, para a obtenção dos perfis de pressão e saturação, é a posição na qual ocorre a pressão e a saturação calculados pelo simulador, para o bloco do poço. Esta posição foi também objeto de análise do presente estudo. A partir deste ponto até o poço, obtem-se os perfis detalhados de pressão e saturação e calcula-se as vazões de óleo e gás através de integração numérica. São discutidas as condições de aplicação do método proposto, bem como um procedimento para sua utilização / Abstract: Numerical reservoir simulators, in general, use well models based on extensions of single-phase flow relations to the multiphase flow problem. Normaly, this approach is satisfatory, but under certain conditions, significatives erros in the calculation of rate of fluids and weflbore pressure may happen. This occurs, wher we have high pressure and saturation gradients in the neighborhood of the wells, by the prodution condition and use of an orthogonal grid with large well block. This study, extends well testing concepts for multiphase flow, in order to develop a multiphase well model for numerical reservoir simulation applications. The well model presented in this work calculates saturations and pressures throug an equation to relate saturation and pressure. This equation is obtained by combination of oil and gas difusivity equations. The start point of the analitical calculation in order to obtain the pressure and saturation distribution is the position of the well block pressure and saturation calculated by the simulator. This position has been object of analyse in this present study. With pressure and saturation distribution, oil and gas rates can be calculated by numerical integration. The conditions for application of the proposed method and the procedure for its utilization are described / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:03:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BorbaFilho_LuizGonzagaMiranda_M.pdf: 2870239 bytes, checksum: f62046ca346f34f39e21918dbb89efcd (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: O esforço nas últimas décadas de compreender o fenômeno do escoamento bifásico gás-líquido em tubos tem levado à conclusão de que o conhecimento prévio do padrão de fluxo, o que é obtido a partir de um mapa de fluxo apropriado, é de fundamental importância. Neste trabalho, é apresentada uma adimensionalização e extensão do mapa de fluxo de Taitel et alii (1980), usando os números adimensionais de Duns & Ros (1963). Esta adimensionalização, além de permitir a comparação entre os resultados obtidos por Taitel et ali i (1980) e Duns & Ros (1963), ainda confere ao mapa de fluxo de Taitel et alii (1980) um caráter de maior generalidade. São também apresentados resultados experimentais permitindo a verificação das principais modelagens de transições encontradas na literatura. Os experimentos foram realizados com misturas ar-água em diversas proporções, escoando no interior de uma tubulação vertical com diâmetro de 5,1cm e seção de teste de comprimento 7,16m. Válvulas de fechamento rápido foram utilizadas para as medições das frações de vazios. É sugerida a adoção das fronteiras entre os padrões de fluxo em bolhas e em bolhas dispersas, e entre bolhas dispersas e golfadas, Mishima & Ishii (1984) para a transição entre os propostas por Taitel et alii (1980). Entretanto, a fluxo em golfadas e agitante é preferida à de correção na transição sugerida por Taitel et alii (1980) entre o fluxo em bolhas e em golfadas é incorporada para levar em conta o efeito "enxame" de bolhas sobre a velocidade de como proposta de padrões de Taitel. Uma escorregamento entre as fases. Uma nova modelagem de transição entre os padrões intermitente e anular, é sugerida o que torna esta fronteira mais compatível com os dados experimentais disponíveis / Abstract: The effort in the last decades to understand the phenomenon of two phase gas-liquid flow in pipes has lead to the conclusion that the precise identification of flow patterns, obtained from an appropriate flow pattern map is of fundamental importance. In this work a dimensionless form and extension of the map proposed by Taitel et aI. (1980) is presented using the dimensionless numbers suggested by Duns & Ros (1963). This new dimensionless map allows comparisons between results obtained by Taitel et al.(1980) and Duns & Ros (1963) besides confering a character of generality to Taitel et aI. flow map. Experimental results are also presented to verify flow pattern transitions found in the literature. Experiments were conducted using variable proportions of air-water mixtures in a vertical tubing of 5.1cm diameter and 7.16 meter long testing section. Quick closing valves were used for measuring liquid holdup. For the transition between bubble and dispersed bubble flow and between dispersed bubble and slug flow, it is suggested that the solutions presented by Taytel et aI. (1980) be adopted. However, for the transition between slug and churn flow the frontier proposed by Mishima & Ishii (1984) phases. A new transition between intermittent flow and mist flow is proposed which makes this frontier more compatible with is prefered. To the bubble-slug flow transition presented by Taitel et aI. a correction is added to take into account the effect of bubble concentration upon the slipage between the the available experimental data / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo