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febrero 24, 2021
Oil & Gas

Simulación CFD con un modelo de fluido No-Newtoniano

Simulación CFD con un modelo de fluido No-Newtoniano

El trabajo abordó la simulación CFD de la degradación mecánica por restricciones en flujo turbulento de un polímero HPAM para aplicaciones EOR.

La inyección de polímero es una tecnología de recuperación mejorada (EOR) usada ampliamente para mejorar la producción en pozos petroleros. El polímero aumenta la viscosidad del fluido inyectado aumentando la eficiencia del barrido en el depósito.

Existen algunos componentes en este dispositivo de inyección donde puede reducir drásticamente la viscosidad deseada. Esta pérdida de viscosidad por corte del polímero puede ocurrir en restricciones de flujo tales como cambios bruscos de diámetro, dirección del flujo o válvulas y sistema de control.

El estudio mostró un procedimiento para estimar la tasa de degradación mecánica en soluciones de poliméricas utilizando la técnica CFD (Fluido-Dinámica Computacional). De igual forma, envuelve el cálculo de los gradientes de velocidad formados en el flujo del fluido a través de una restricción geométrica.

Los resultados mostraron que el aumento del flujo volumétrico y la reducción del diámetro efectivo de flujo causaron mayor degradación del polímero por cizallamiento mecánico; sin embargo, esto depende de las características reológicas específicas de la solución de polímero utilizada en el fluido.

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Este procedimiento proporcionó un método útil para estimar la degradación mecánica sobre la solución polimérica en facilidades y accesorios del sistema de inyección.

Un modelo de fluido No-Newtoniano en régimen turbulento fue desarrollado en CFD; correlacionando la tasa de cizallamiento ejercida por el movimiento del fluido con la tasa de degradación mecánica por capilar.

El modelo de simulación CFD permitió considerar los efectos de la disminución de la viscosidad (shear thinning) en el flujo a través de la sección de regulación.

Los resultados de la solución numérica muestran que la mayor degradación del fluido ocurre en las regiones donde existen restricciones al flujo; siendo consecuencia de un incremento significativo de la velocidad cortante en esa región.

Los ingenieros Luis Prada, Jose G. Vergel, Henderson Quintero, Robinson Diaz, Ruben Castro; Mayra Rueda y Julia Herrera presentaron el estudio en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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