Estabilidade linear aplicada ao escoamento multifásico de petróleo.

• Ano de defesa: 2018
• Autor(a) principal: Andreolli, Ivanilto
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP
• Palavras-chave em Português: Dinâmica dos fluídos; Escoamento multifásico; Flexible pipes (Stability); Fluid dynamics; Linear systems; Multiphase flow; Petrologia (Produção); Petrology (Production); Sistemas lineares; Tubos flexíveis (Estabilidade)
• Link de acesso: http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/3/3150/tde-16072018-091052/

Neste trabalho, é apresentada uma análise de estabilidade linear para um sistema flowline-riser. O modelo utiliza as equações de continuidade para as fases líquidas e gasosas e uma equação de momento para a mistura onde são considerados os efeitos de atrito. A mistura água-óleo é modelada de forma homogênea. Para a determinação da fração de vazio, adota-se o modelo de fluxo de deriva, baseado em várias correlações drift. Se o escoamento é estratificado a fração de vazio é modelada através do modelo de equilíbrio local de Taitel e Dukler (1976). Para a caracterização dos fluidos é adotado um modelo de equilíbrio de fase black-oil onde a transferência de massa é considerada entre as correntes óleo e gás em função das condições locais de pressão e temperatura. É considerada a abordagem de parâmetros distribuídos, onde diversas geometrias com discretização variável podem ser consideradas tais como riser em catenária e riser lazy wave. Para realizar a análise de estabilidade linear, as equações do modelo são linearizadas em torno do estado estacionário e discretizadas pelo método das diferenças finitas, onde foi utilizado um programa escrito em Matlab. A partir do sistema linearizado, é avaliada a estabilidade do estado estacionário pelas raízes do polinômio característico, que são solução do problema de autovalores e autovetores. É avaliada a convergência numérica do modelo e mapas de estabilidade são apresentados para vários sistemas de produção de petróleo. Os resultados obtidos numericamente são comparados com pontos operacionais de sistemas reais de produção de petróleo. Observou-se que o modelo convergiu para todos os casos avaliados e apresentou ótima concordância com os dados de campo.