En este trabajo se presenta una revisión de los métodos más relevantes en la industria del petróleo para modelar el flujo multifásico en tuberías. Se incluyen desde los modelos simplificados hasta los modelos mecanicistas además de explicar los principios de los modelos drift flux y two fluid. Existe una gran cantidad de modelos en la literatura para simular el flujo multifásico en tuberías, empero, ningún modelo es capaz de reproducir todas las condiciones de flujo multifásico presentes en la industria del petróleo. Finalmente, se mencionan algunos temas en los que se requiere más investigación que lleven a simulaciones con resultados más cercanos a los datos de pozos reales.
1 INTRODUCCIÓN
En general, los modelos aplicados para predecir la relación de rendimiento de la tubería (TPR) pueden clasificarse en modelos a gran escala y modelos a pequeña escala. Los modelos a gran escala se basan en el promedio espacial. Se desarrollan para obtener un valor representativo de la velocidad y la presión en una región determinada. Los modelos a gran escala más comunes son los modelos homogéneos, de flujo de deriva y de dos fluidos. Por otro lado, los modelos a pequeña escala simulan el flujo multifásico siguiendo la interfaz, pueden mostrar burbujas, babosas y sus formas. Esto significa que exigen más tiempo de cálculo. Algunas ideas fueron explicadas detrás de nuevas técnicas como la Simulación Numérica Directa Híbrida (HDNS) y el método Lattice Boltzmann [1] .
Los modelos a gran escala se clasifican cronológicamente[2] como :
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