This article provides the results of the implementation of the Amott-Harvey method (quantitative) and the visual method (qualitative) to determine the wettability of the rock in core samples from the Mugrosa Formation of the Colorado Field, in order to learn about the distribution of fluids in the reservoir, as this property affects various aspects of the production performance thereof.Wettability is determined first by restoring the wettability of the samples, for 200 hours and 1000 hours at reservoir conditions (T = 144°F and P = 1350 psi). After that, rock wettability is calculated using the AmottHarvey method, obtaining results of neutral wettability. It is then determined by the visual method for comparison purposes, in order to conclude that rock wettability is neutral.It is important to emphasize that the visual method is of great relevance, because it provides a real view of how the fluids are distributed within the rock to obtain representative results, in order to make decisions that optimizes the production of the field under study. ABSTRACT 6E ste artigo apresenta os resultados da implantação do método Amott-Harvey (quantitativo) e do método visual (qualitativo) para a determinação da molhabilidade da rocha em amostras de corações da formação Mugrosa do campo Colorado, e desta forma conhecer como é a distribuição de fluídos dentro da jazida; já que dita propriedade incide em numerosos aspectos do desempenho de produção da jazida.Inicialmente, a determinação da molhabilidade é realizada restaurando a molhabilidade das amostras; umas a 200 horas e outras a 1000 horas com relação às condições da jazida (T = 144°F e P = 1350 psi). Posteriormente, a molhabilidade da rocha é calculada com o método Amott-Harvey, obtendo resultados de uma molhabilidade neutra. Logo, é realizada a determinação da molhabilidade pelo método visual para gerar uma comparação e desta forma poder concluir que a molhabilidade da rocha é de tipo neutra.É importante ressaltar que o método visual é de grande aplicabilidade, pois permite visualizar de forma real como são distribuídos os fluídos dentro da rocha e obter resultados representativos, para assim poder tomar decisões na hora de aperfeiçoar a produção do campo em estudo. E ste artículo presenta los resultados de la implementación del método Amott-Harvey (cuantitativo) y el método visual (cualitativo) para la determinación de la mojabilidad de la roca en muestras de corazones de la formación Mugrosa del campo Colorado, y de esta forma conocer como es la distribución de fluidos dentro del yacimiento; ya que dicha propiedad incide en numerosos aspectos del desempeño de producción del yacimiento.La determinación de la mojabilidad se realiza en primera medida restaurando la mojabilidad de las muestras; unas a 200 horas y otras a 1000 horas con respecto a las condiciones de yacimiento (T = 144°F y P = 1350 psi). Posteriormente se calcula la mojabilidad de la roca con el método Amott-Harvey, obteniendo resultados de una mojabilidad neutra. Luego se realiza la determinación de la moja...

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. ABSTRACT NUEVOS MODELOS PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DE CRUDOS EXTRAPESADOS EN CAMPOS COLOMBIANOS 24A 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. L a 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 e...

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%.