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The Pungarayacu field contains the largest extra-heavy oil accumulation, approximately 4.6 billon barrels of OOIP, so this hydrocarbon due to its very high viscosity don´t tend to move easily through the porous medium towards the well. To improve its mobility ratio, decreasing its viscosity, a possible effective thermal method for the hydrocarbon to move towards the well is steam assisted gravity drainage (SAGD). In the present study, a physical model was designed and built to evaluate SAGD, trying to simulate parameters such as: pressure, temperature and reservoir rock characteristics; two types of experiments were carried out: conventional SAGD y SAGD with additives (Greenzyme and CO2) The experiments were carried out at relatively low and high pressures to evaluate the impact of the pressure, the measurements made were: volume of hydrocarbon produced, recovery factor and the steam injection ratio. The measured parameters allowed to evaluate and compare the feasibility of using a conventional SAGD method or a SAGD method with additives for the reservoir. In the physical model, six displacement tests were carried out knowing that conventional SAGD is an efficient thermal process to recover the oil trapped in heavy and extra-heavy oil reservoirs. When applying the conventional SAGD method with the inclusion enzyme (greenzyme) in the experimentation carried out, the recovered crude was 60%. In the experiments carried out in this study, it is evident that adding CO2 don’t get the desire based on its solubility, due to the expansion of the gas that cools the system. More experiments are required to evaluate the impact of adding CO2 in a SAGD process based on field conditions., 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 intentado 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 obtiene los efectos deseados en función de su solubilidad, debido a la expansión del gas que se enfría el sistema. Se requieren más experimentos para evaluar el impacto de agregar CO2 en un proceso de SAGD basado en condiciones del campo.

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., A viscosidade é uma das propriedades fundamentais dos fluídos no cálculo da queda de pressão do fluxo de fluídos através das tubulações ou dos meios porosos; também tem uma grande relevância na interpretação de provas de produção, no transporte dos hidrocarbonetos e na análise de problemas que podem ocorrer no poço. Este artigo apresenta um ajuste do modelo de viscosidade proposto por De Ghetto, com a finalidade de estimar de maneira mais precisa a viscosidade dos crus extra pesados subsaturados. O ajuste do modelo de De Ghetto para crus extra pesados subsaturados foi desenvolvido a partir de uma base de dados de análises PVT de crus extra pesados, com o propósito de avaliar a precisão dos modelos publicados na literatura. Posteriormente, mediante o uso de técnicas de regressão e de análise estatística, foi realizado o ajuste dos modelos que tiveram uma melhor aproximação aos valores dos relatórios PVT; foram obtidos desta maneira dois modelos com porcentagens de erro médio absoluto de 4.69 e 2.42%, válidos para crus com gravidades API entre 6.5 a 9.5; os quais permitem estimar de forma mais precisa a viscosidade dos crus extra pesados subsaturados., La viscosidad es una de las propiedades fundamentales de los fluidos en el cálculo de la caída de presión del flujo de fluidos a través de las tuberías o los medios porosos; también tiene una gran relevancia en la interpretación de pruebas de producción, en el transporte de los hidrocarburos y en el análisis de problemas que puedan presentarse en el pozo. Este artículo presenta un ajuste del modelo de viscosidad propuesto por De Ghetto, con el fin de estimar de manera más precisa la viscosidad de los crudos extrapesados subsaturados. El ajuste del modelo de De Ghetto para crudos extrapesados subsaturados se ha desarrollado a partir de una base de datos de análisis PVT de crudos extrapesados, con el propósito de evaluar la precisión de los modelos publicados en la literatura. Posteriormente, mediante el uso de técnicas de regresión y análisis estadístico, se realiza el ajuste de los modelos que tuvieron una mejor aproximación a los valores de los reportes PVT; obteniéndose de esta manera dos modelos con porcentajes de error promedio absoluto del 4.69 y 2.42%, válidos para crudos con gravedades API entre 6.5 a 9.5, los cuales permiten estimar de forma más precisa la viscosidad de los crudos extrapesados subsaturados.

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%.

The present paper presents the evaluation of alternatives for the gathering of extra heavy crude of 8°API. The parameter of comparison used was the dynamic behavior of flow of a well that produces this type of crude oil in the Chichimene field (Meta, COL). The dynamic behavior refers to the pressure losses due to flow from the wellhead to the production manifold. The high viscosity of crude oil and the presence of direct emulsion W/O, requires the application of transportation technologies to reduce operating costs of the production system. The dynamic behavior of flow calculation was adjusted using laboratory measurements of PVT properties of fluids. Also measures were made of the viscosity of direct emulsion W / O that are present in the well. It is noted that viscosity increases with the water cut to the point of inversion of the emulsion, where water becomes the continuous phase. Additionally, laboratory measures were performed to see the effectiveness in reducing the viscosity by dilution or by formation of reverse emulsions of oil dispersed in water O / W. This applied to the gathering of extra heavy crude of 8°API., En el presente artículo se presenta la evaluación de alternativas para la recolección de crudo extrapesado de 8°API. Como parámetro de comparación se usó el comportamiento fluidodinámico de un pozo que actualmente produce este tipo de crudo en el campo Chichimene (Meta, COL). El comportamiento fluidodinámico relaciona las pérdidas de presión debido al flujo desde el pozo hasta el múltiple de producción. La alta viscosidad del crudo y la presencia de emulsiones directas W/O, hace necesario la aplicación de tecnologías de transporte para reducir los costos operativos del sistema de producción. El cálculo fluidodinámico se ajustó utilizando mediciones de laboratorio de propiedades PVT de los fluidos. También se realizaron medidas de la viscosidad de emulsiones directas W/O presentes en el pozo. Se observa que está viscosidad aumenta con el corte de agua hasta el punto de inversión de la emulsión, donde el agua pasa a ser la fase continua. Adicionalmente se realizaron medidas de laboratorio para ver la eficacia en la reducción de la viscosidad al diluir o al formar emulsiones inversas de crudo disperso en agua O/W. Esto aplicado a la recolección de crudo extrapesado de 8°API.