| Revista: | Revista mexicana de ingeniería química |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000352796 |
| ISSN: | 1665-2738 |
| Autors: | Alvarez del Castillo, A1 Santoyo, E1 García Valladares, O1 Sánchez Upton, P1 |
| Institucions: | 1Universidad Nacional Autónoma de México, Centro de Investigación en Energía, Temixco, Morelos. México |
| Any: | 2010 |
| Període: | Dic |
| Volum: | 9 |
| Número: | 3 |
| Paginació: | 285-311 |
| País: | México |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Analítico |
| Resumen en español | La predicción de los perfiles de presión y temperatura en pozos geotérmicos bifásicos es una tarea fundamental para estudiar sus mecanismos de producción de flujo. La fracción volumétrica de vapor es uno de los parámetros más importantes requeridos para la predicción realista de los perfiles de producción. En este trabajo se evaluaron ocho correlaciones empíricas (Bonnecaze, modelo de Dix, Duns–Ros, Krilov, Hasan, Rouhani, modelo Homogeneo y Orkiszewski) para estimar la fracción volumétrica de vapor y modelar sus implicaciones en el flujo bifásico de pozos geotérmicos productores. Estas correlaciones fueron evaluadas mediante la modelación del flujo bifásico usando los simuladores GEOPOZO y GEOWELLS en 4 pozos productores de campos geotérmicos de México: Los Azufres, Mich. (Az–18), Los Humeros, Pue. (H–1) y (Corro Prieto, B.C. (M–90 y M–201). Los perfiles de presión y temperatura obtenidos por simulación fueron estadísticamente comparados con datos medidos en los pozos. Se encontró sistemáticamente que los perfiles simulados con la correlación del modelo de Dix provee las aproximaciones más aceptables (< 10%) al compararse con los datos medidos en los pozos evaluados, sugiriendo su uso para simular el flujo bifásico en pozos geotérmicos, ante la ausencia de correlaciones más confiables para estimar la fracción volumétrica de vapor |
| Resumen en inglés | Predicting flowing pressure and temperature profiles in geothermal wells is a fundamental task to study the in flow production mechanisms. The gas void fraction is one of the most important parameters required for the better prediction of production profiles. Eight empirical correlations (Bonnecaze, Dix model, Duns–Ros, Krilov, Hasan, Rouhani, Homogeneous Model and Orkiszewski) for the estimation of gas void fractions and to model their implications on the two–phase flow inside geothermal wells were evaluated. These correlations were assessed through the two–phase flow modeling (using the wellbore simulators GEOPOZO and GEOWELLS) in four producer wells from Mexican geothermal fields: Los Azufres, Mich. (Az–18), Los Humeros, Pue. (H–1), and Cerro Prieto, B.C. (M–90 and M–201). The simulated pressure and temperature profiles were statistically compared with actual field data. A n acceptable agreement (< 10%) between the simulated profiles, obtained wit h the Dix model correlation, and measured data was obtained. These results enabled the modeling of two–phase flow inside geothermal wells to be reliably performed, which constitute an advantage due to the limited number of available correlations to calcula te the gas void fraction in geothermal wells |
| Disciplines | Ingeniería |
| Paraules clau: | Ingeniería ambiental, Energía renovable, Energía geotérmica, Pozos geotérmicos, Gas, Líquidos, Fracción volumétrica, Vapor, Análisis estadístico, Producción, México |
| Keyword: | Engineering, Environmental engineering, Renewable energy, Geothermal energy, Geothermal wells, Gas, Liquids, Volumetric fraction, Steam, Statistical analysis, Production, Mexico |
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