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El campo Pungarayacu contiene la mayor acumulación de petróleo extrapesado, aproximadamente 4,6 billones de barriles de POES, por lo que este hidrocarburo por su caracterización de una viscosidad muy alta no tiende a movilizarse fácilmente por el medio poroso hacia el pozo. Con la finalidad de mejorar su relación de movilidad, disminuyendo su viscosidad, un posible método térmico efectivo para que el hidrocarburo se desplace hacia el pozo es el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). En el presente estudio se diseñó y construyó un modelo físico para evaluar SAGD intentando simular parámetros de presión, temperatura y características de una roca del yacimiento; se realizaron dos tipos de experimentos: SAGD convencional y SAGD con aditivos (enzima GreenZyme y CO2). Los experimentos se realizaron a presiones relativamente bajas y altas para evaluar el impacto de la presión, las mediciones realizadas fueron: volumen de hidrocarburo producido, factor de recuperación y la relación de inyección de vapor. Los parámetros medidos permitieron evaluar y comparar la viabilidad de usar un método SAGD convencional o un método SAGD con aditivos para el yacimiento. En el modelo físico se realizaron seis pruebas de desplazamiento, conociendo que el SAGD convencional es un proceso térmico eficiente para recuperar el petróleo entrampado en yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Al aplicar el método SAGD convencional con la inclusión de enzima (GreenZyme) en la experimentación realizada, el crudo recuperado fue de un 60%. En los experimentos realizados en este estudio se evidencia que al agregar CO2 no se obtienen los efectos deseados en función de su solubilidad, debido a la expansión del gas que enfría el sistema. Se requieren más experimentos para evaluar el impacto de agregar CO2 en un proceso de SAGD basado en condiciones del campo.

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Viscosity is one of the fundamental properties of fluids in calculating the pressure drop of fluid flow through pipes or porous media. It is also highly relevant in interpreting production tests, hydrocarbon transport and the analysis of problems that may arise in the well. This paper introduces an adjustment to the De Ghetto viscosity model in order to accurately predict the viscosity of undersaturated extra-heavy oil. The adjustment of the De Ghetto model for undersaturated extra-heavy oil has been developed using a database of PVT analysis of extra-heavy oil to assess the accuracy of the models published in literature. Subsequently, by using statistical analysis and regression techniques, the models with the best approximation to the values of the PVT reports were adjusted, thus resulting in two models with absolute average error rates of 4.69 and 2.42%. These rates are valid for oils with API gravities ranging from 6.5 to 9.5, in order to accurately predict the viscosity of undersaturated extra-heavy oils.

This study presents the analysis of the variables that have the greatest impact on energy requirements for an artificial lift system applied to extra heavy crude oils, considering an uncertainty behavior analysis through their sensitivity in the vertical flow modeling implemented for a Chichimene Field well. The selected variables are the viscosity and fluid density, the required artificial lift system pressure differential, well depth, the flow rate of produced fluids and the dilution percentage. The oil produced in this field has a density of 7,8 °API, and the well studied features a water cut of about 10% and produces a total of 2400 BOD. For this flow naphtha dilution rates were defined using up to 20% by volume. The ranges of energy required for the lifting system for different scenarios raised by the analysis variables were also determined. For these conditions a variation of the energy required 20% for a fluid flow incremental of 50 BFOD was obtained, as established from the flow capacity of the well and the pressure required for sustaining a pressure head of 100 psi and 400 psi. Bottom dilution scheme establishes a change in artificial lift system energy requirement, of up to 25% for a 15% of diluter, whereas the relationship between the volumes produced and the system arrays gives an energy efficiency of 40%.En este estudio se presenta el análisis de las variables que tienen mayor incidencia en los requerimientos de energía para un sistema de levantamiento artificial aplicado a crudos extrapesados considerando un análisis de incertidumbre de su comportamiento mediante la sensibilidad de las mismas en el modelamiento de flujo vertical implementado para un pozo del Campo Chichimene. Las variables seleccionadas son la viscosidad y la densidad del fluido, el diferencial de presión requerido en el sistema de levantamiento artificial, la profundidad del pozo, los caudales de fluidos producidos y el porcentaje de dilución. El crudo producido en este campo tiene una densidad de 7,8 °API, y el pozo analizado presenta un corte de agua cercano al 10% y produce un total de 2400 BPD. Para este caudal se definieron porcentajes de dilución con nafta hasta en 20% en volumen y se determinó la variación en la energía requerida por el sistema de levantamiento para los distintos escenarios planteados por las variables de análisis. Para esas condiciones se obtuvo una variación de la energía requerida del 20% para un caudal de fluido incremental de 50 BFPD, lo cual se estableció a partir de la capacidad de aporte del pozo y la presión requerida en fondo para una presión de cabeza entre 100 psi y 400 psi. La dilución en fondo establece una variación en el requerimiento de energía del sistema de levantamiento artificial de hasta 25% para un porcentaje de diluyente del 15%, considerando que la relación entre los volúmenes producidos y los arreglos del sistema permiten manejar una eficiencia energética del 40%.