Análisis del posicionamiento de Dispositivos de Control de Flujo (ICD’s) en perforados para pozos horizontales
Los Dispositivos de Control de Flujo (ICD's) surgieron en respuesta a los desafíos de perforaciones horizontales para la extracción de crudo, destinados a optimizar el barrido de petróleo. Estos perforados introdujeron problemas como flujo no uniforme, pérdidas de presión y heterogeneidad del r...
- Autores:
-
Ramírez Silva, Javier Andrés
- Tipo de recurso:
- Trabajo de grado de pregrado
- Fecha de publicación:
- 2024
- Institución:
- Universidad de los Andes
- Repositorio:
- Séneca: repositorio Uniandes
- Idioma:
- spa
- OAI Identifier:
- oai:repositorio.uniandes.edu.co:1992/75141
- Acceso en línea:
- https://hdl.handle.net/1992/75141
- Palabra clave:
- Dispositivos de Control de Flujo
Pozos horizontales
Modelado analítico
Dinámica de fluidos
Desempeño del yacimiento y del pozo
Pérdidas por confluencias y fricción
Petróleo y gas
Inflow Control Devices
Horizontal wells
Analytical modeling
Fluid dynamics
Reservoir and well performance
Junction and friction losses
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Ingeniería
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Los Dispositivos de Control de Flujo (ICD's) surgieron en respuesta a los desafíos de perforaciones horizontales para la extracción de crudo, destinados a optimizar el barrido de petróleo. Estos perforados introdujeron problemas como flujo no uniforme, pérdidas de presión y heterogeneidad del reservorio, impactando la productividad del pozo al permitir la entrada no deseada de agua. Este estudio se enfoca en la optimización de la colocación de ICD's para mejorar la productividad y abordar estos desafíos. El modelado analítico utilizado incorpora ecuaciones de dinámica de fluidos, como la ecuación de Bernoulli y la ecuación de Darcy-Weisbach, junto con una constante de pérdidas por confluencia (k_13) obtenida mediante un modelo de Regresión Polinomial. Los resultados destacan la relación exponencial decreciente entre el diámetro del ICD y la caída de presión, así como la proporcionalidad entre la caída de presión y la tasa de producción. Asimismo, la investigación confirma que la geometría de los ICD’s desempeña un papel crucial en los indicadores claves de desempeño (KPI’s) del pozo, ya que sus especificaciones influyen directamente en variables físicas como presión, velocidad y tasa de producción. Este impacto supera a otros factores cuantificados en el proyecto, incluyendo las pérdidas por fricción a lo largo del sistema. Estos hallazgos ofrecen valiosas perspectivas para la selección y diseño óptimos de ICD's, contribuyendo al avance en la eficiencia de los sistemas de extracción en pozos horizontales. |
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El modelado analítico utilizado incorpora ecuaciones de dinámica de fluidos, como la ecuación de Bernoulli y la ecuación de Darcy-Weisbach, junto con una constante de pérdidas por confluencia (k_13) obtenida mediante un modelo de Regresión Polinomial. Los resultados destacan la relación exponencial decreciente entre el diámetro del ICD y la caída de presión, así como la proporcionalidad entre la caída de presión y la tasa de producción. Asimismo, la investigación confirma que la geometría de los ICD’s desempeña un papel crucial en los indicadores claves de desempeño (KPI’s) del pozo, ya que sus especificaciones influyen directamente en variables físicas como presión, velocidad y tasa de producción. Este impacto supera a otros factores cuantificados en el proyecto, incluyendo las pérdidas por fricción a lo largo del sistema. Estos hallazgos ofrecen valiosas perspectivas para la selección y diseño óptimos de ICD's, contribuyendo al avance en la eficiencia de los sistemas de extracción en pozos horizontales.In response to the challenges posed by horizontal drilling for crude oil extraction, Inflow Control Devices (ICDs) emerged to optimize oil displacement. Horizontal drilling introduced issues such as non-uniform flow, pressure losses, and reservoir heterogeneity, impacting well productivity by allowing unwanted water influx. This study focuses on optimizing the placement of ICDs to enhance productivity and address these challenges. The analytical modeling employed incorporates fluid dynamics equations, including the Bernoulli equation and the Darcy-Welsbach equation, along with a junction loss coefficient (k_13) derived from a Polynomial Regression model. The results underscore an exponential decrease in pressure with ICD diameter and a proportional relationship between pressure drop and production rate. Additionally, the research affirms the pivotal role of ICD geometry in the well's Key Performance Indicators (KPIs), directly influencing physical variables such as pressure, velocity, and production rate. This impact surpasses other quantified factors in the project, including friction losses throughout the system. These findings provide valuable insights for optimal selection and design of ICDs, contributing to advancements in the efficiency of horizontal well extraction systems.Pregrado40 páginasapplication/pdfspaUniversidad de los AndesIngeniería de Sistemas y ComputaciónFacultad de IngenieríaDepartamento de Ingeniería de Sistemas y Computaciónhttps://repositorio.uniandes.edu.co/static/pdf/aceptacion_uso_es.pdfinfo:eu-repo/semantics/openAccesshttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2Análisis del posicionamiento de Dispositivos de Control de Flujo (ICD’s) en perforados para pozos horizontalesTrabajo de grado - Pregradoinfo:eu-repo/semantics/bachelorThesisinfo:eu-repo/semantics/acceptedVersionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1fTexthttp://purl.org/redcol/resource_type/TPDispositivos de Control de FlujoPozos horizontalesModelado analíticoDinámica de fluidosDesempeño del yacimiento y del pozoPérdidas por confluencias y fricciónPetróleo y gasInflow Control DevicesHorizontal wellsAnalytical modelingFluid dynamicsReservoir and well performanceJunction and friction lossesOil and gasIngeniería[1] International Energy Agency, World Energy Outlook 2021, Paris: International Energy Agency, 2021.[2] T. C. Emegano, S. A. Baloch, M. M. A. Alrefaai, S. M. A. Nuimi y E. S. Radwan, «Inflow Control Devices ICD – A Historical Performance Analysis,» de Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, 2020.[3] F. T. Al-Khelaiwi y D. R. Davies, «Inflow Control Devices: Application and Value Quantification of a Developing Technology,» de International Oil Conference and Exhibition in Mexico, Veracruz, 2007.[4] E. Davila, R. Almeida, I. Vela, J. Pazos, K. Coello, F. Chinellato, O. Humbert y F. Porturas, «First Applications of Inflow Control Devices (ICD) in Open Hole Horizontal Wells in Block 15, Ecuador,» de Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Cartagena de Indias, 2009.[5] M. Miersma, M. Mahmoudi, V. Fattahpour, L. Li y C. F. Lange, «Evaluation of Inflow Control Device Performance using Computational Fluid Dynamics,» de SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, Calgary, Alberta, Canada, 2018.[6] E. Díaz Suárez y C. Pantoja Gómez, Análisis sobre el posicionamiento de válvulas ICD mediante modelamiento de flujo bifásico en medio poroso para aumentar la eficiencia de producción de crudo pesado utilizando CFD, Bogotá: Universidad de los Andes, 2022.[7] W. Hidayat, M. A. Karim y M. Albassam, «Learnings from Inflow Control Devices (ICD) Design Optimization Utilizing Dynamic Reservoir Simulation Modeling,» de International Petroleum Technology Conference, Dhahran, Saudi Arabia, 2024.[8] A. Daneshy, B. Guo, V. Krasnov y S. Zimin, «Inflow-Control-Device Design: Revisiting Objectives and Techniques,» SPE Prod & Oper, vol. 27, nº 1, pp. 44-51, 2012.[9] M. Rose, «Medium,» ElasticOps, 8 April 2019. [En línea]. Available: https://medium.com/@marleerosegreasebook/oil-and-gas-well-types-of-downhole-valves-7671223b8bd5. [Último acceso: 21 December 2023].[10] V. Birchenko, K. Muradov y D. Davies, «Reduction of the horizontal wells heel–toe effect with inflow control devices,» Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 75, nº 1-2, pp. 244-250, 2010.[11] D. S. Miller, Internal Flow Systems, Cranfield, Bedford: BHRA (Information Services), 1990.[12] R. L. Pigford, M. Ashraf y Y. D. Mlron, «Flow Distribution in Piping Manifolds,» Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, vol. 22, nº 4, pp. 463-471, 1983.[13] G. Takacs, «Chapter 2 - A Review of Production Engineering Fundamentals,» de Sucker-Rod Pumping Handbook, Boston, Gulf Professional Publishing, 2015, pp. 13-56.[14] B. Munson, D. F. Young y T. H. 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