FOAMY OIL - CRUDOS ESPUMOSOS

FOAMY OIL  - CRUDOS ESPUMOSOS

Este concepto ha tenido más de 20 años en debate, se conoce es que este fenómeno está asociado a la producción primaria o mejor dicho inicial de los yacimientos de petróleo pesado y extra pesado, donde la disolución de gas en solución es el mecanismo de producción más representativo, pero este concepto ha tenido una evolución en el tiempo que podemos ver a continuación:


Smith, (1988)
• Dispersión del flujo de gas como un conjunto de burbujas pequeñas como las gargantas de los poros y asume que estas burbujas no se unen para formar una fase continua de gas.
• Se supone que la viscosidad de la mezcla que fluye es intermedia entre la del líquido y la del gas.
• Sugiere que la deformación de la matriz y el flujo de arena tiene posibles efectos sobre la permeabilidad del yacimiento, pero este efecto es insuficiente para explicar el comportamiento anómalo de los crudos pesados.
Dusseault (1993)
• Propuesta de cuatro razones principales responsables de la producción mejorada.
Estos son los siguientes:
1. Radio de un mejor drenaje
2. Movimiento de granos
3. Expansión de las burbujas de gas
• Las burbujas formadas no se unen debido a la alta viscosidad del petróleo.
• La burbuja en lugar de bloquear los poros, se mueven con el petróleo debido al movimiento de los granos de arena y proporcionan fuerza motriz interna a través de la expansión.
Maini et al. (1993)
• Mayor factor de recuperación se atribuyó a la movilidad reducida de la dispersión de gas
Kraus et al. (1993)
• Introdujo el concepto de pseudo presión del punto de burbuja
• El gas liberado en el punto de burbuja sigue siendo arrastrado por el petróleo y no forman una fase continua libre hasta que la pseudo presión de burbuja no es alcanzada.
Claridge y Prats (1995)
• Se sugiere que los asfáltenos y resinas que recubrir las superficies de la burbuja y previene el crecimiento de burbujas más y coalescencia.
• Las burbujas se mueven con el petróleo a través de gargantas de poro con la velocidad de fase del petróleo.
• La eliminación gradual de los asfaltenos a partir de la fase de petróleo provoca una reducción significativa en la viscosidad de la fase de petróleo, que es la principal razón de la mayor productividad también.
• Con el tiempo se rompe la película de asfalto y el gas se escapa para formar una fase separada.
Sheng et al. (1995)
• La liberación de gas en solución se modela como un proceso impulsado por la tasa de nivel de sobresaturación existente
• La separación de las burbujas dispersas en el petróleo para formar una fase continua de gas se inspiró también como un proceso de cambio.
Shen y Batycky (1996)
• Sugirió que la circulación del fluido dentro de las burbujas adjunta y el movimiento de balanceo de las burbujas separada podría reducir la resistencia viscosa a la fase de flujo de petróleo.
• Se atribuyó el incremento de la movilidad a los efectos de gases de lubricación.
Treinen et al. (1997)
• La reducción del estrés y el corte de fluido conduce a la formación de agujeros de gusano, y la dilatación de arena son las más altas cerca del agujero del pozo, pero disminuyen rápidamente a una mayor distancia de bien.
• Los agujeros de gusano y la arena dilatada puede explicar las tasas de producción alto, cerca del pozo, la recuperación del petróleo está dominado por el flujo de petróleo.
Maini (1999)
• Se define el flujo de petróleo espumoso en dos fases gas-oil tiene un numero capilar de flujo alto. • Indicó que una tasa crítica de agotamiento de la presión que aumenta considerablemente con la disminución de la viscosidad que es necesaria para mantener el flujo de petróleo espumoso.


Es por ello que cada autor le da una definición y no solo con eso le adjudica importancia a varios sucesos en el yacimientos a este efecto, propiedades capilares, velocidad de flujo y saturación de gas en el petróleo son alguno de los aspectos más importantes a evaluar en este tipo de crudo, ya que las moléculas de gas no tiene la suficiente movilidad para formar una fase continua dentro del petróleo pesado, generando una disminución de la viscosidad de la mezcla, varios relatan que esto también depende del tipo de gas que contenta, el metano en su composición produce más producción que el etano y propano.


Se estiman según las investigaciones factores de recobro de hasta 10%, donde se presentan un efecto llamada Nucleación que es el comienzo de un cambio de estado en una región pequeña pero estable. El cambio de estado puede ser la formación de gas o cristal a partir de un líquido, esto ocurre en interfaces entre el gas y un líquido con dificultades de movilidad, es esto último un factor importante en las tasas de producción de estos crudos espumosos.


Tres consideraciones importantes para el agotamiento de estos yacimientos han sido identificadas en los artículos utilizados, dándole vital importancia a “end point” de las curvas de permeabilidad relativa en este tipo de crudo.
- El factor de recobro depende de la tasa de agotamiento, donde el aumento de los factores de recuperación se obtienen cuando la tasa de agotamiento es mayor. Por lo tanto, es importante llevar a cabo los experimentos de laboratorios tan lento como es factible en la práctica, proporcionando tiempos de medición en el orden de decenas de días.
- La aplicación de una presión de confinamiento en un laboratorio afecta de manera significativa el factor de recuperación de los experimentos de reducción de laboratorio. Esto es extremadamente importante, porque cuando las curvas de permeabilidad relativa se determinan a partir de un experimento de agotamiento, se busca simular ese esfuerzo que tiene el yacimiento por la compactación se la roca.
- La composición de la arena se demuestra que es importante, sobre todo la concentración y la naturaleza de la arena. Al aumentar el contenido fino (arcillas), la recuperación se han hecho mayor en laboratorios. Por esa razón, se sugiere que las curvas de permeabilidad relativa se determinan a partir de experimentos en los núcleos que contienen arena depósito. La ampliación sigue siendo un problema, incluso si se tiene cuidado en los tres puntos anteriores. La razón de esto es que los diferentes efectos físicos necesitan escalado diferente.


La estimación de la compactación y la subsidencia en este tipo de yacimientos con estos crudos se ve dificultada por la fragilidad del material de depósito. Este consiste de arenas pobremente cementadas. Por esa razón, el muestreo de núcleos que permanecen intactos es muy difícil. Los procedimientos especiales tienen que ser utilizados, en donde los núcleos se congelan en el lugar. Posteriormente, los experimentos de laboratorio se llevan a cabo para diferentes condiciones de esfuerzo con el fin de determinar la compresibilidad mayor parte de la formación.


La compresibilidad entonces se introduce en un programa de simulación que determina la compresibilidad total de la roca en función de la presión. Los resultados han indicado que la compactación es un mecanismo muy importante en el comportamiento del crudos espumante donde ese efecto altera las interacciones de las fases presentes en los sistemas porales.
 

Editor: Luis Gomes

Correo: Luis@petroleoamerica.com