Modelaje de FOAMY OIL - CRUDOS ESPUMOSOS

MODELAJE DE CRUDO ESPUMOSO
 / FOAMY OIL


Muchos investigadores han tratado de formular un método por el cual se puede describir el comportamiento del petróleo espumante, o mejor dicho buscan ser más precisos a la hora de describir las producciones anómalas que se generan por ese gas en solución donde la ley de Darcy no se ajusta.

El comportamiento característico de estas acumulaciones es el siguiente:

·         Agotamiento más lento de la presión del yacimiento.

·         RGL menor de lo esperado.

·         Mayor permeabilidad absoluta.

·         Mayor saturación de gas crítica (35% a 40%).

·         Producción de petróleo Espumoso.

·         Recuperación alta para una producción primaria.

Simulación numérica del comportamiento del petróleo espumoso sigue siendo principalmente sobre la base de ajustes empíricos a los modelos convencionales. Para cotejar la historia, los siguientes parámetros pueden ser ajustados:

·         La saturación de gas crítica.

·         Gas-oil permeabilidades relativas.

·         La viscosidad depende de la presión del petróleo.

·         Compresibilidad de la roca y los líquidos.

·         La permeabilidad absoluta. 

Se realizara una revisión de los modelos publicados que tratan de describir el comportamiento del petróleo espumoso en yacimientos de crudo pesado:

Modelo geomecánico por Smith trató de simular la producción anómala de la zona de Lloydminster por teorías técnicas, postulando que la producción anómala se debe a una combinación de fenómenos de flujo de fluidos y la deformación de la matriz resultante de la producción de arena no consolidada. Se utilizó un análisis de la acumulación de la presión modificada para inferir aparente in-situ viscosidades de "petróleo espumoso." El análisis mostró una reducción viscosidad aparente del orden de 100 a 500 mPa.s, en comparación con 1700 a 3500 mPa.s de la viscosidad del petróleo vivo.

El flujo fue pensado como flujo de dos fases. Sugirió que las dos fases del flujo en las tuberías se aplicaran para el flujo de los poros. La caída de presión en los poros del yacimiento fue tomado como una combinación de dos efectos: la pérdida de líquidos y por el factor Fanning por la presion. La pérdida de presión viscosa se determinó en una ecuación de Fanning con una viscosidad que se mezcla intermedia entre el líquido y la del gas.

La viscosidad de la mezcla se introdujo en función de la pseudo-presión para el petróleo. Esta función se utiliza en la ecuación de flujo radial de Darcy para dar cuenta de los efectos de la dispersión de gas en la compresibilidad mejorada de la fase líquida. El modelo estaba de acuerdo en su predicción de los resultados de campo Lloydminster. La viscosidad era menor que el modelo utilizado en la predicción de las necesidades. Además, el modelo no pudo capturar los efectos dinámicos asociados con el petróleo espumoso.

Pseudo-Modelo del punto de burbuja por Kraus desarrollaron lo que se conoce como modelo de punto de pseudo-burbuja. El modelo no fue general y fue desarrollado específicamente para la incorporación de un simulador en particular. Los autores describen un método por el que las propiedades del petróleo espumante pueden ser calculadas mediante el ajuste de un simulador convencional de petróleo negro. El modelo utilizado un "punto de pseudo-burbuja" de la presión debajo de la presión del punto de burbuja convencional.

El modelo simula el comportamiento de los aspectos más importantes del petróleo pesado. Estos son la compresibilidad de fluido mejorado, mantenimiento de la presión natural, y la baja producción de RGP. Sin embargo, no simula el comportamiento del petróleo en función del tiempo espumoso.

Modelo fraccional de flujo por Lebel. Describe una modificación del flujo fraccional. Como la saturación de gas aumenta desde cero, el flujo fraccional de gas aumenta linealmente hasta que alcanza un valor límite de saturación de gas arrastrado. Cualquier incremento adicional en los resultados de la saturación de gas se toma como la formación de gas libre. A medida que aumenta la saturación de gas, la viscosidad efectiva de petróleo espumante disminuye muy poco la saturación de petróleo. La densidad del petróleo era una densidad promedio ponderado por volumen del mismo y los componentes del gas. Relaciones convencionales de equilibrio PVT se utilizaron en este modelo. El modelo simula un aspecto importante de la espuma, es decir algunos gases se  desprenden en una fase dispersa. Esto requiere que la permeabilidad relativa tenga otras consideraciones y sólo se modifica las propiedades del fluido a ser implementado en un simulador convencional. Sin embargo, las propiedades del petróleo espumante depende den del tiempo y eso con este método no se puede simular.

Modelo de baja viscosidad. Claridge y Prats: propuso un modelo de petróleo espumante basado en el supuesto de que los asfáltenos presentes en el petróleo crudo se adhieren a las microburbujas de gas. El recubrimiento de las microburbujas por asfáltenos, sin un cambio en la composición de la fase petróleo líquido, estabiliza las microburbujas. Las microburbujas siguen fluyendo con la fase oleosa. El efecto neto de la capa de asfaltenos no el de las microburbujas es el de reducir sustancialmente la viscosidad del petroleo espumoso. No hay evidencia experimental de los fenómenos que los asfaltenos se adhieren a las microburbujas de gas.

La estructura de los derivados del petróleo se compone de moléculas de asfáltenos en el centro rodeado por resina. Estas resinas están rodeados de gas. Además, no hay evidencia experimental o teórica para apoyar una disminución de la viscosidad de la adhesión a las superficies de asfáltenos de burbujas de gas. Por el contrario, Bora declaró, con base en las mediciones de la viscosidad en el viscosímetro de cono y placa, que la presencia de asfáltenos no tiene ningún efecto sobre la viscosidad del petróleo espumoso.

Modelo de lubricación del Gas por Shen y Batycky sugiere un modelo de viscosidad del petróleo de espuma para demostrar los efectos de las burbujas de gas en la recuperación de petróleo. Ellos basan su modelo en su reinterpretación de los datos experimentales sobre el petróleo espumoso reportados por Maini, donde señalaron que la movilidad de petróleo espumoso se ha mejorado debido a la nucleación de burbujas, y la reducción de la movilidad del petróleo debido al atrapamiento de burbujas de gas. La movilidad del petróleo espuma disminuye cuando fracción de gas es cada vez mayor y aumenta con la velocidad de nucleación. Los autores atribuyen el incremento de la movilidad del petróleo espumoso para la lubricación o, el efecto de deslizamiento. Efecto de lubricación se utiliza en algunos trabajos experimentales y teóricos para explicar el aumento de la movilidad no mo

jante fase en el flujo de dos fases, El modelo fue revisado por Sheng, donde afirmó que el modelo carece de evidencia para apoyar que la presencia de nucleación del gas da mayor movilidad de los crudos pesados.

Modelo dinámico por Sheng propuso un modelo dinámico para la simulación de petróleo espumante. El modelo ha tratado de incluir la tasa de nucleación, crecimiento y coalescencia de las burbujas. Asumieron cuatro componentes presentes en el flujo de petróleo espumoso, a saber: el petróleo muerto, disueltos, dispersos y gas libre. El gas dispersado fue tratado como un componente líquido y se asignan sus propias propiedades. La velocidad de nucleación se supone que es una nucleación instantánea, y se asume que una función de la sobresaturación y el tiempo. Mientras que la tasa de coalescencia se asumió proporcional al volumen de la fracción de gas disperso en el petróleo. El modelo ha dado buenos historiales de los experimentos de laboratorio. Sin embargo, utiliza parámetros ajustables que no puede ser determinado de manera independiente.

Se ha realizado un resumen de varios modelos usados actualmente para describir el modelaje de crudos pesados y sobre todo espumantes no obstante cabe destacar que dichos modelos son para casos en particular y los mismo se ajustan a condiciones dadas de un yacimiento y no de forma general 

Editor: Luis Gomes

Correo: Luis@petroleoamerica.com