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Title: Integración de los modelos de flujo de fluidos en yacimiento y tubería para la determinación de la longitud óptima de la sección horizontal en un pozo horizontal del campo Suria
Other Titles: Integration of fluid flow models in reservoir and pipeline for determining the optimum horizontal section length of a horizontal well of the Suria field
Authors: Bonilla Patiño, Andrés Fernando
Medina León, Carol Alejandra
Thesis advisor: Zarate Sanabria, Andrés Eduardo
License type: Atribución – No comercial
Keywords: Pozos horizontales;Índice productividad;Flujo fluidos;Pérdidas presión;Horizontal wells;Productivity index;Fluid flows;Pressure loss;Tesis y disertaciones académicas
Issue Date: 11-May-2018
Publisher: Fundación Universidad de América
Resumen: En el presente trabajo, se realizó la integración de los modelos de flujo de fluidos en yacimiento de Borisov, Giger, Reiss and Jourdan y Renard y Dupuy junto al modelo de flujo de fluidos de tubería de Beggs and Brill para la determinación de la longitud óptima de la sección horizontal en un pozo horizontal del Campo Suria. Inicialmente se hizo una descripción de la geología del Campo Suria, seguido de un marco teórico sobre las generalidades de los pozos horizontales, las propiedades de la roca y los fluidos del yacimiento y las ecuaciones de flujo de yacimiento y tubería; después se describieron las características propias de yacimiento, de pozo, de fluidos y de bomba para el pozo T2 sobre el cual se realizaría el estudio. Posteriormente se generó un modelo analítico a partir de los fundamentos teóricos, se programó la integración de los modelos de flujo de fluidos haciendo uso de Microsoft Excel mediante las ecuaciones correspondientes y se evaluó la relación entre el flujo de fluidos en yacimientos y las pérdidas de presión a lo largo de la tubería. Finalmente se realizó un estudio financiero teniendo en cuenta los costos de perforación y los ingresos generados por la producción del pozo para diferentes longitudes, permitiendo realizar así una validación rápida de la longitud óptima de la sección horizontal de un pozo, en los diferentes modelos propuestos, por medio del indicador financiero del valor presente neto.
Abstract: In the document, the integration of fluid flow models in reservoirs by Borisov, Giger, Reiss and Jourdan and Renard & Dupuy together with the Beggs and Brill pipe fluid flow model was performed for determining the optimum horizontal section length of an horizontal well of the Suria Field. Initially was made a description of the geology of the Suria Field, followed by a theoretical framework of horizontal wells, rock properties and reservoir fluids, and reservoir and pipeline flow equations; Then the characteristics of the reservoir, well, fluids and the pump for the T2 well on which the study was conducted are described. Later an analytical model of the theoretical foundations was generated, the integration of fluid flow models using Microsoft Excel was programmed by the corresponding equations and the relationship between the flow of fluids in reservoirs and along the pipeline was evaluated. Finally, a financial study was carried out taking into account the costs of the income generated by the production of the well for different lengths, allowing a quick validation of the optimum horizontal section length of a well in the different proposed models, through the financial indicator of the net present value.
URI: http://hdl.handle.net/20.500.11839/6741
Citation: APA 6th - Bonilla Patiño, A. F. y Medina León, C. A. (2018) Integración de los modelos de flujo de fluidos en yacimiento y tubería para la determinación de la longitud óptima de la sección horizontal en un pozo horizontal del campo Suria (Trabajo de grado). Fundación Universidad de América. Retrieved from http://hdl.handle.net/20.500.11839/6741
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