Il flusso anulare è un metodo di flusso di liquidi e gas in una tubazione in cui il materiale di peso molecolare più leggero scorre lungo il centro del tubo e il materiale di peso molecolare più pesante forma un film sottile che scorre lungo la parete del tubo. È spesso visto nell’industria petrolifera dove le portate sono elevate e può verificarsi sia in tubi orizzontali che verticali. Il fluido o il gas di massa più leggera può anche essere sotto forma di nebbia o sospensione colloidale nota come emulsione. L’interfaccia tra i materiali che scorre può non essere precisa e può coinvolgere miscele di gas e liquidi.
Le variazioni nel flusso anulare sono classificate come flusso ondulato, in cui si verificano irregolarità, o flusso anulare esile. Nel flusso anulare a ciuffi, all’aumentare della portata, la sospensione colloidale dei globuli di gas nel nucleo aumenta e porta i globuli a diffondersi in strisce e grumi a ciuffi. Esistono anche diversi altri tipi di regimi di flusso, tra cui il flusso di bolle, slug e churn in tubo verticale, nonché stratificato e ondulato stratificato in tubo orizzontale.
Il calcolo delle portate anulari può essere difficile, poiché le equazioni richiedono una misura precisa del diametro interno della tubazione. Questo varia perché il flusso anulare ha un limite di non flusso al suo interno che cambia il diametro effettivo dell’interno del tubo. È difficile ottenere valori precisi a seconda del metodo di calcolo utilizzato.
Due serie di equazioni sono comunemente usate per determinare il flusso anulare. Il primo è noto come flusso perimetrale bagnato, in cui il diametro effettivo del tubo è diviso per un prodotto quadrato delle aree di flusso interne ed esterne. I calcoli del perimetro bagnato non sono ideali, in quanto si basano interamente sul flusso interno sottratto dal flusso esterno senza alcuna tolleranza per la regione senza flusso. Il metodo Petroleum Engineering utilizza un metodo più complesso per confrontare il flusso interno ed esterno ed è noto per produrre risultati di portata che sono circa il 40% superiori rispetto al metodo Wetted Perimeter. Le equazioni dell’ingegneria petrolifera sembrano riflettere la portata effettiva misurata meglio del metodo perimetrale bagnato, tuttavia il metodo bagnato è lo standard utilizzato nell’ingegneria accademica.
Anche i fattori di attrito devono essere presi in considerazione nel flusso anulare. L’uso della superficie esterna del tubo per stimare l’attrito è un metodo. Viene anche creato un attrito medio basato su dati ponderati e sono entrambi considerati approcci legittimi.
Esistono anche vari stadi nel flusso gas-liquido in tubo in cui si verificano transizioni tra i vari tipi di regimi di flusso. Le transizioni possono includere spostamenti da anulare a ciuffo-anulare e da tappo a flusso anulare nel tubo verticale. Nel tubo orizzontale, le transizioni comuni negli schemi di flusso includono la transizione da slug a anulare. Questi, così come molti altri tipi di stati e transizioni di flusso, hanno tutti modelli matematici unici per calcolare quale sia effettivamente la portata attuale nel tubo.