Estudio de la técnica de ajugeros pre perfurados en pozos horizontales productores de petróleo

Autores/as

DOI:

https://doi.org/10.33448/rsd-v8i10.1362

Palabras clave:

Fluidos viscosos; Producción de crudo; Influjo radial; Flujo turbulento; Ansys Fluent.

Resumen

Los pozos horizontales de producción de petróleo, cuando se comparan con pozos verticales, presentan como ventaja principal una mayor área abierta al flujo. El aceite que fluye del medio poroso ingresa en el interior del conducto horizontal por diversos agujeros de pequeño diámetro, efectuados en la pared metálica del conducto. El flujo radial en el agujero se vuelve axial a lo largo del conducto, causando el aumento de la pérdida de carga. Por lo tanto, este efecto indeseado debe ser minimizado, tal que el caudal no sea perjudicial. Este es el objetivo de este trabajo. Se investigó la interferencia del influjo radial en el perfil de presión y velocidad de flujo axial, cuando varía los valores de viscosidad del fluido y la cantidad de agujeros por plano. El flujo en análisis es caracterizado monofásico, incompresible, de régimen turbulento y permanente, ocurriendo en una tubería horizontal de 3 m de longitud y 10 cm de diámetro. Los agujeros, de diámetro de 1 cm en la tubería, permiten el ingreso de fluido radialmente. El modelado numérico fue realizado a través del software ANSYS FLUENT 15.0, con post-procesamiento y recolección de datos por medio del CFD-Post. Los resultados preliminares muestran que la presencia de entrada de fluido radial genera un aumento en el diferencial de presión a lo largo de la tubería debido a la restricción del flujo axial. Esta restricción es generada por la aparición de una barrera hidrodinámica proveniente del influjo radial. También se observó que los fluidos más viscosos demandan de mayores gradientes de presión para fluir, sin embargo, estos, sufren menores caídas de presión cuando expuestos a influjos radiales. En cuanto a los perfiles de velocidad, el aumento de la viscosidad del fluido escoante resultó en la intensificación de la velocidad axial después del influjo radial hasta cierto punto, de manera que, para fluidos muy viscosos este comportamiento no se conserva. Por último, el aumento de la velocidad del flujo axial también ocurre, cuanto mayor es la cantidad de agujeros por plano en el tubo.

Citas

Ansys Fluent – Solver Theory Guide. (2013) Ansys FLUENT Release 15.0. [Software].

Dikken, B. J. (1990, Novembro). Pressure drop in horizontal wells and its effect on production performance 8. Journal of Petroleum Technology. 42(11) 1426-1433.

Fernandes, P. D., Silva, M. G. F., & Bedrikovetsky, P. A. (2006, abril). A new IOR technology to homogenized horizontal well injectivity/productivity profile. 8 SPE/DOE Symposium of Improved Oil Recovery, SPE 99343-SPE 99353. Tulsa, Oklahoma, USA. DOI: https://doi.org/10.2118/99343-MS

Fox, R. W., Pritchard, P. J., & McDonald, A. T. (2011). Introdução à mecânica dos fluidos (7ª ed.) Rio de Janeiro: editora LTC.

Hansen, J. H., & Nederveen, N. (2002, outubro). Controlled acid jet (CAJ) technique for effective single operation simulation of 14000+ ft long reservoir section. 11 SPE European Petrleum Conference, Aberdeen, United Kingdon. DOI: https://doi.org/10.2118/78318-MS

Joshi, S. D. (1991). Horizontal well technology. PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, U.S.A., pp 535.

Junior, U. S. (2015). Simulação do escoamento em poços horizontais com completação não convencional (Tese doutorado). Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis.

Landman, M. J., & Goldthorpe, W. H. (1991, novembro). Optimization of perforation distribution for horizontal wells. SPE Asia-Pacific Conference. SPE-23005-MS, 567 - 576. Perth. Australia. DOI: 10.2118/23005-MS.

Mantegazini, I. S., & Romero, O. J. (2019). Análise do escoamento em poços horizontais injetores completados com a técnica de furação diversiva. Research, Society and Development, v. 8. DOI: 10.33448/rsd-v8i9.1327.

Ouyang, L. B., Arbabi, S., & Aziz, K. (1998, junho) A single-phase wellbore-flow model for horizontal, vertical, and slanted wells. SPE Journal. 3 (2), 124-133.

Ozkan, E., Sarica, C., & Haci, M. (1999, setembro). Influence of pressure drop along the wellbore on horizontal-well productivity. SPE Journal. 4 (3) 288-301.

Penmatcha, V. R., Arbabi, S., & Aziz, K. (1999, setembro). Effects of pressure drop in horizontal weels and optimum well lenght. SPE Journal. 4 (3), 215-223

Resende, A. L. T. (2009). Análise numérica da bolha de separação do escoamento turbulento sobre placa plana fina inclinada. (Tese de doutorado). PUC – Rio. Rio de Janeiro, Brasil. DOI: https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.14607

Rosa, A. J., Carvalho, R. S. & Xavier, A. J. D.(2006), Engenharia de reservatório de petróleo, Brasil: editora Interciência.

Santos, L. A. (2014). Investigação das perdas de carga na técnica de furação diversiva em poços. (Trabalho de conclusão de curso). Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Espírito Santo, São Mateus, Espírito Santo, Brasil.

Schulkes, M. S., & Utvik, O. H. (1997, dezembro). Pressure drop in a perforated pipe with radial inflow: single-phase flow. SPE Journal. 3 (1), 77-84. DOI: https://doi.org/10.2118/38448-PA.

Tecvix Planejamento e Serviços. Tecvix International, (2019). Produtos: filtros para controle de areia: tubos perfurado. Recuperado em 05 de jun. de 2019 de <http://www.tecvix.com.br/produtos-single.php?produto=filtrosAreia>.

Publicado

23/08/2019

Cómo citar

RIBEIRO, H. L. de S.; ROMERO, O. J. Estudio de la técnica de ajugeros pre perfurados en pozos horizontales productores de petróleo. Research, Society and Development, [S. l.], v. 8, n. 10, p. e248101362, 2019. DOI: 10.33448/rsd-v8i10.1362. Disponível em: https://rsdjournal.org/index.php/rsd/article/view/1362. Acesso em: 23 dic. 2024.

Número

Sección

Ingenierías