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

Entre las aproximaciones al problema de la alta producción de agua en pozos horizontales, se encuentran los dispositivos de control de influjo o Inflow Control Devices (ICDs). Estos buscan hacer que el flujo sea más uniforme a lo largo del pozo para evitar la irrupción temprana de agua. Sin embargo, el posicionamiento de estos dispositivos es clave en la producción, pues estos podrían tanto favorecer como perjudicar la productividad del pozo. Por esta razón, es importante estudiar cómo influye la configuración de ICDs en la producción y optimizar su posicionamiento. Los métodos numéricos hacen posible este estudio, ya que experimentar sobre un campo es inviable. Por lo tanto, se llevaron a cabo simulaciones variando la distancia entre módulos de ICDs, número de ICDs y cierre automático de válvulas. Finalmente, se compararon bajo distintos parámetros con la simulación del pozo original sin los dispositivos. Adicionalmente, se planteó el desarrollo de un modelo hidráulico que permite seleccionar la configuración y el posicionamiento de ICDs a lo largo de un pozo dependiendo de la permeabilidad de la zona. Esto con el fin de mejorar la producción frente a las configuraciones típicas de ICDs que consisten en dispositivos idénticos e idénticamente espaciados a lo largo del pozo. Finalmente, se encontró que instalar ICDs en el pozo conlleva a una reducción de entre 300 a 1000 barriles de agua frente al pozo original. Sin embargo, los resultados mostraron que el número de ICDs no afectó la producción de agua para ninguno de los experimentos. En cambio, aumentar la distancia entre módulos e implementar cierre automático de válvulas al alcanzar cierto corte de agua sí disminuyó la producción de agua. No obstante, se encontró que ninguna de las configuraciones estudiadas era conveniente para el pozo en estudio, ya que no solo restringía el flujo de agua sino también la producción de crudo, disminuyéndola entre 100 y 200 barriles por día con respecto al pozo original. A su vez, a pesar de que todas las simulaciones partían de la misma condición inicial de saturación de agua del pozo original, los experimentos rápidamente alcanzaban entre 0.4 y 0.5 de corte de agua, y convergían en un valor similar a la original. Estos resultados demuestran que la instalación de ICDs en el pozo no disminuyó el corte de agua ni retrasó la irrupción de agua, ni en términos de tiempo ni de producción acumulada. Por otra parte, se encontró que el modelo hidráulico planteado no se ajustó adecuadamente a los datos obtenidos de la simulación del pozo original, por lo que no se puede sistematizar para ser utilizada para diseñar el posicionamiento óptimo de ICDs. No obstante, se logró identificar las caídas de presión necesarias para distintos segmentos del pozo a partir del perfil de permeabilidad.

• Autores: Díaz Suarez, Edgar Camilo; Pantoja Gómez, Camila
• Tipo de recurso: Trabajo de grado de pregrado
• Fecha de publicación: 2022
• Institución: Universidad de los Andes
• Repositorio: Séneca: repositorio Uniandes
• Idioma: spa
• OAI Identifier: oai:repositorio.uniandes.edu.co:1992/59041
• Acceso en línea: http://hdl.handle.net/1992/59041
• Palabra clave: Dinámica de fluidos computacional; Flujo bifásico; Pozos petroleros; Dispositivos fluídicos; Ingeniería
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