En algunos yacimientos de crudos pesados, donde en las muestras de petróleo en el cabezal de los pozos aparece cierta espumosidad, se empleó el término de “crudos espumantes” para describirlos. Este término describe un crudo viscoso conteniendo burbujas de gas.
La mayoría de los investigadores usaron los términos “crudo pesado espumante”, “crudos espumantes”, “combinación petróleo-gas” y “ mezcla de fluidos” para describir la mezcla de crudo y gas, el cual es presentado como muy diminutas burbujas en el crudo.
En yacimientos con desplazamiento por gas en solución, el gas disuelto es liberado debido a la declinación de presión del yacimiento. Generalmente, el gas que se libera inicialmente permanece disperso en la fase de petróleo. El gas disperso eventualmente se separa del crudo para formar la fase de gas libre, pero esta separación es lenta.
Otros científicos usaron la descripción de “sistemas visco-elásticos” para describir tales crudos altamente viscosos con muy finas burbujas presentes dentro.
En el contexto de desplazamiento de gas en solución, los crudos espumantes son caracterizados por:
- Burbujas de gas dispersos fluyendo en el crudo.
- Una espuma a condiciones de superficie en el cual la fase continua es el petróleo.
- Alguna otra forma que causa entrampamiento de un gran volumen de gas dentro del medio poroso. Dos casos determinantes en estos crudos que pueden ser visualizados:
- Una dispersión de pequeñas burbujas de gas en el petróleo.
- Una espuma continua de petróleo en el cual láminas del crudo guardan en forma separada, grandes burbujas de gas.
Aunque los crudos espumantes guardan alguna semejanza a la espuma convencional, hay también importantes diferencias. Una diferencia es que la fracción de burbujas de gas en un crudo espumante (calidad de espuma) es mucho menor que en una espuma convencional.
Consecuentemente, “crudos espumantes” no es un nombre apropiado para estos crudos; en cambio “dispersión gas-petróleo” puede ser más adecuado.
Generalmente, los crudos espumantes pueden ser definidos como una dispersión gas-petróleo con burbujas de gas que son arrastradas por la fase líquida.
Generalmente el “flujo de crudo espumante” es tratado como el flujo de un fluido pseudo-monofásico de un crudo pesado conteniendo burbujas de gas dispersas, o como un flujo bifásico donde la velocidad relativa entre el gas y el líquido es baja.
Propiedades de los Crudos Espumantes
Para el estudio del flujo de crudo espumante, es importante calcular las propiedades de los crudos espumantes correctamente, puesto que la nucleación de burbujas, el crecimiento de burbujas y la liberación de burbujas de gas en la fase de petróleo son procesos dinámicos, los cuales son dependientes de la presión y el tiempo.
Otra manera de obtener estas propiedades es a través de las pruebas PVT no convencionales; estas pruebas tienen un procedimiento similar al que se utiliza para las pruebas PVT convencionales, pero con la diferencia primordial que radica en que no se utiliza en ningún momento el sistema de agitación (éste permanece todo el tiempo apagado en el tope de la celda) y en que el paso de una presión a otra (etapas de despresurización) es realizado cada 24 horas, una vez que se ha alcanzado el punto de burbujeo.
Muchos investigadores han intentado previamente describir las propiedades de los crudos espumantes. En las siguientes secciones se hace un resumen de estas propiedades:
Compresibilidad
La compresibilidad de un crudo espumante que contiene burbujas de gas dispersas es mayor que la de un mismo crudo que contiene solo gas disuelto. Ya que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la compresibilidad del líquido, la compresibilidad total de la dispersión es dominada por el gas.
Como la compresibilidad de un gas ideal varía inversamente con la presión, la compresibilidad de un crudo espumante es aproximadamente igual a la fracción de volumen de gas dividido por la presión absoluta. La compresibilidad del crudo espumante, Cfo, puede ser estimado como:
(Ec. 1)
Donde:
- K = Coeficiente constante.
- P = Presion del sistema [lpc].
La compresibilidad de una dispersión de burbujas de un gas en el líquido se puede determinar a través de las pruebas PVT no convencionales las cuales permiten el conocimiento de la fracción de volumen de gas presente y calcular la compresibilidad del líquido y del gas que facilitan cuantificar esta propiedad.
Los efectos secundarios, tales como la diferencia entre las presiones en el gas y el petróleo, y a los cambios en la solubilidad del gas con presión permiten también calcular la compresibilidad del crudo espumante. Esto requiere el conocimiento del comportamiento de la tensión interfacial.
Viscosidad
La viscosidad de la dispersión gas-petróleo es un parámetro importante en el estudio del comportamiento de flujo de los crudos espumantes. Sin embargo, debido a la naturaleza inestable de las dispersiones gas-líquido y a la posible influencia de la geometría del flujo sobre la viscosidad, se hace difícil obtener mediciones confiables de dicho parámetro.
La viscosidad de los crudos espumantes es una propiedad que es dependiente de la cantidad de gas disuelto en el crudo, por lo tanto, también depende de la supersaturación existente.
A través de una serie de análisis, se pudo observar que la viscosidad aparente de los crudos espumantes es mucho menor que la del crudo vivo monofásico, pero más alta que la del gas.
Algunos investigadores han reportado que la movilidad del crudo no se incrementa cuando el gas se encuentra disperso. Sin embargo, sus mediciones no proveen una medida confiable de los efectos de la nucleación de burbujas sobre la viscosidad de la dispersión gas-crudo, debido a que el incremento en la velocidad de flujo volumétrico resultante de la nucleación del gas no fue medido.
Esta propiedad puede ser determinada a través de mediciones de laboratorio en un recipiente con crudo espumante usando un viscosímetro rotacional, este método es validado con la teoría de dispersión de la viscosidad.
Permeabilidad relativa gas-crudo
El flujo de la fase gas crudo-gas encontrado en yacimientos de crudo espumante es diferente al flujo de crudo de dos fases normales y rompe alguna de las suposiciones relacionadas a la permeabilidad relativa basada en la descripción del flujo de dos fases.
En los crudos convencionales la tasa de flujo del gas en medio poroso es cero hasta que la fase gaseosa forme un canal de flujo continuo. En el flujo de crudo espumante, el gas pudiera fluir en forma de burbuja minúsculas dispersas en el crudo.
Otra diferencia es que la tasa de flujo de gas es inversamente proporcional a la viscosidad en la fase gaseosa, esto no ocurre cuando el gas está fluyendo en forma de burbujas dispersas, ya que el gas tendrá que desplazar líquido para poder fluir. En otras palabras, la movilidad de las burbujas estaría relacionada con la viscosidad del líquido.
Estabilidad de la espuma
La estabilidad de las espumas formadas por los crudos espumantes podría proveer una medida indirecta de la resistencia que deben tener las burbujas a la coalescencia.
Todas las espumas son termodinámicamente inestables y después de un cierto tiempo colapsan para separarse en dos fases: “gas” y “líquido”; por lo tanto, la estabilidad de una espuma describe la resistencia relativa de la espuma a la eventual separación de las fases.
El colapso de una espuma es generalmente un proceso de dos pasos que envuelve un adelgazamiento gradual de las películas de líquido que separan a las burbujas, seguida por el rompimiento de dicha película.
Una posible causa del comportamiento anómalo observado en los yacimientos de crudos espumantes es la formación en situ de una espuma estable, la cual retarda la formación de una fase continua de gas.
Flujo de Crudo Espumante
El flujo en crudos espumantes fue definido como una forma inusual de flujo bifásico crudo-gas en un medio poroso, sobre el cual ejerce una gran influencia la velocidad de los procesos relacionados con la formación, crecimiento y la eventual liberación de burbujas de gas del líquido.
El flujo de crudo espumante puede ser utilizado para explicar el alto recobro obtenido en ciertos yacimientos de crudos pesados que producen bajo el mecanismo de desplazamiento por gas en solución.
Desplazamiento por Gas en Solución en Crudos Espumantes
Los datos de producción de campo de yacimiento de crudos espumantes, los cuales operan bajo el mecanismo de desplazamiento por gas en solución, sugieren que dicho mecanismo es más complejo y diferente del encontrado en los yacimientos de desplazamiento por gas en solución convencional.
Cuando la presión en el yacimiento cae por debajo de la presión del punto de burbuja, el crudo comienza a supersaturarse con gas disuelto. Una vez que la supersaturación excede un valor umbral, el gas disuelto comienza a salir de la solución en forma de pequeñas burbujas de gas nucleadas que tienden a permanecer dispersas en el crudo.
A medida que la presión se reduce, esas burbujas de gas aumentan de tamaño, es decir, crecen. Este crecimiento es debido a la transferencia de masa de gas desde la fase líquida y por la expansión del volumen debido a la disminución de presión.
Las pequeñas burbujas de gas pueden fluir con el crudo mientras que las más grandes permanecen entrampadas en las gargantas de poro. Las burbujas entrampadas continúan creciendo y eventualmente se hacen mucho más grandes que el tamaño de los poros, ocupando así muchos de ellos.
El crecimiento continuo de esas burbujas de gas y la coalescencia de las burbujas adyacentes eventualmente resulta en la formación de una fase continua de gas dentro del pozo productor a una tasa que se va incrementando.
Sin embargo, el mecanismo de desplazamiento por gas en solución en los yacimientos de crudos espumante es relativamente más complejo que el seguido por otros crudos pesados, además establece que el gas disperso se separa del seno del crudo para formar una fase de gas continua.
Esta separación ocurre en un tiempo muy largo con respecto a la fase equivalente observada en los crudos pesados sin comportamiento espumante. De esta forma, el gas existe en tres formas:
- Gas disuelto, que forma termodinámicamente, parte de la fase líquida.
- Gas disperso, que forma termodinámicamente, una fase separada del líquido, pero que hidrodinámicamente se puede considerar parte del líquido.
- Gas que fluye independientemente del crudo.
La cantidad de gas que permanece dispersa en el seno del crudo puede ser una función compleja de la presión inicial, tiempo, gradiente de presión y el cambio en la velocidad de despresurización. El comportamiento reológico de las dispersiones de gas en crudo en medio poroso, no parece seguir ninguna teoría de emulsión conocida.
En la Figura 1, se presenta un esquema hipotético donde se compara un análisis PVT para un crudo pesado y el llamado crudo espumante. Para los crudos llamados “espumantes”, el estudio PVT es más complejo.
Las dos primeras etapas son similares a las descritas para un crudo convencional, la diferencia radica en que se infiere que el tiempo que requiere el gas para pasar de una fase dispersa en el seno del líquido a una fase continua es mucho mayor.
Se supone que la etapa transitoria es la que podría explicar el comportamiento anormal observado en este tipo de crudo.
En la Tabla 1 se muestra la comparación entre los procesos de desplazamientos de gas en solución de los crudos espumantes y los crudos pesados convencionales, en esta tabla se hace énfasis en el comportamiento de la fase gaseosa y el comportamiento anormal de las curvas de permeabilidades relativas dentro de un sistema de producción.
El comportamiento anormal de estos crudo favorece en la obtención de un mayor factor de recobro primario.
| Características | Mecanismo de Crudo Pesado | Mecanismo de Crudo Espumante |
| Factor de Recobro | 1 a 5% | 5 a 25% |
| Relación Gas Petróleo (RGP) | Aumenta por debajo de la Pb | Permanece baja |
| Efecto de la caída de presión en el recobro | Más o menos sensible | Recobro aumenta con el incremento de la caída de presión |
| Saturación de Gas Crítica | 1 a 5% | Aparentemente tan alta como 25% |
| Forma en que fluye el gas | El gas fluye como libre cuando Sg>Sgc donde Sg: Saturación de Gas y Sgc: Saturación de Gas Crítica | -Como pequeñas burbujas de gas dispersas en el petróleo -Como gas libre |
| Curvas de permeabilidad relativa Gas-Petróleo | Curvas de forma normal que no dependen de los gradientes de presión | Curvas de forma anormal y que pueden cambiar con los gradientes de presión |
Presión de Pseudo Burbuja
Cuando la presión del yacimiento está por debajo del punto de burbuja termodinámica, parte del gas que está en solución en el petróleo se libera. En el caso de un petróleo liviano de alta gravedad API, las burbujas de gas coalescen rápidamente y crecen para formar una fase libre y móvil del gas.
En el caso de algunos crudos altamente viscosos definidos como crudos espumantes, el gas libre permanece retenido en la fase oleica por más tiempo y se necesitaría un tiempo largo para que se disgregue formando una fase continua que pueda fluir independiente del petróleo.
Entonces, de acuerdo con este modelo, los fluidos involucrados son: el petróleo, el gas disuelto en el petróleo y el gas entrampado en el seno del crudo hasta que se alcanza la presión de pseudo burbuja.
La presencia de moles de gas entrampado, incrementa la compresibilidad efectiva del petróleo; esto advierte que el gas que es liberado por debajo del punto de burbuja fluye junto con el petróleo hacia los pozos de producción.
Investigadores han podido desarrollar un modelo matemático tomando en cuenta el punto de presión de pseudo burbuja durante depleciones primarias en yacimientos de crudos espumantes.
La metodología que permite estimar las propiedades PVT de los crudos espumantes basándose en los datos de una prueba PVT convencional, con la finalidad de usar esta información en la predicción del comportamiento dinámico en este tipo de yacimientos. Para ello, formularon las siguientes hipótesis:
El gas en solución es normalmente liberado de la fase líquida como cuando un petróleo negro convencional cae por debajo de la presión del punto de burbujeo, pero el gas liberado es entrampado en forma de pequeñas burbujas en el caso de crudos espumantes.
Los crudos espumantes no liberan el gas en solución en forma de fase libre hasta que la presión alcanza un punto de presión de pseudo burbuja, el cual está por debajo del punto de burbuja termodinámico que es medido en la celda PVT convencional.
Se supone que el gas entrampado expande la fase oleica en proporción con el número presente de moles entrampados.
El volumen molar de espuma en la fase oleica está relacionado por una simple regla de maximización lineal que combina la contribución molar del gas en solución en la fase de petróleo, el petróleo muerto en la fase oleica y el gas entrampado en la fase de petróleo.
El volumen molar parcial de gas entrampado equilibra el volumen parcial molar de gas libre a la presión del sistema.
Saturación de Gas Crítica
La saturación crítica de gas (Sgc) es un parámetro importante en los procesos de desplazamiento por gas en solución, que comúnmente se define como la máxima saturación de gas a la cual la permeabilidad relativa a ese fluido permanece en cero.
Sin embargo, existen diversas definiciones basadas en el criterio de ciertos investigadores. Se ha definido la Sgc como la máxima saturación de gas antes de la cual ocurre ningún flujo de gas. También es definida como la saturación de gas a la cual el gas conectado se crea, cubre distintos poros y comienza a fluir en el medio poroso.
En el contexto de flujo de crudos espumantes, el uso de una correcta definición de saturación de gas crítica es muy importante. Debido a que el gas que se libera de la solución puede fluir en forma de burbujas de gas dispersas, una definición basada en la primera aparición de burbujas de gas en el crudo producido parece ser inadecuada.
Una definición que involucra la formación de gas conectado resulta más apropiada.
Parámetros que afectan la Saturación Crítica de Gas
Tasa de declinación de presión
A través de diversos estudios se ha determinado que la tasa de declinación de presión afecta la saturación critica de gas. Este hecho lo atribuyen al aumento del número de burbujas de gas nucleadas por unidad de volumen de medio poroso.
Se han llevado a cabo mediciones de saturación crítica de gas en núcleos, y basados en varios experimentos, se concluyó que la saturación crítica de gas decrece con la disminución de la tasa de declinación de presión.
En experimentos llevados a cabo en micro modelos de vidrio, se observaron que la saturación crítica de gas disminuye cuando la tasa de declinación de presión aumenta. Se atribuye esa tendencia a los efectos de la nucleación.
Las altas tasas de declinación de presión activan más sitios de nucleación, lo cual origina más posibilidades para la temprana creación de centros de nucleación en la proximidad de los puntos de producción, dando lugar así a valores menores de saturación crítica de gas.
Sin embargo, esta observación se contradice con los resultados obtenidos por las mediciones de saturación crítica de gas en núcleos.
Estructura del medio poroso y permeabilidad
La saturación crítica de gas parece estar afectada por la geometría de los poros y las arcillas presentes en los mismos. Los resultados obtenidos sobre núcleos de diferentes permeabilidades muestran que la saturación crítica de gas no depende de la permeabilidad.
La estructura del medio poroso, de igual manera, parece ser un parámetro clave en el establecimiento de la saturación de gas crítica debido a que tiene una influencia directa sobre el entrampamiento de las burbujas de gas en las gargantas de poro.
A su vez, las arcillas presentes en los poros pueden afectar las tasas de nucleación debido a que proveen menos sitios donde esto puede ocurrir.
Hipótesis sobre el Comportamiento de los Crudos Espumantes
Un gran número de investigadores, desde diversos puntos de vista, han intentado explicar el mecanismo de producción presentado en los crudos espumantes, sin embargo existen aún muchas interrogantes que no han sido despejadas.
Desde una visión microscópica del sistema crudo-gas, el flujo de crudo consiste en una espuma finamente dividida y supone que la viscosidad de la mezcla es intermedia entre la del líquido y la del gas.
Teoría de Smith
En esta teoría, se emplea esta disminución en la viscosidad de la mezcla para explicar la alta productividad sin explicar cuál es el fenómeno físicoquímico que origina la baja viscosidad en sí.
Los altos contenidos de asfaltenos presentes en los crudos pesados pueden estar directamente relacionados con la facilidad de nucleación y por ende con la formación de la espuma.
El contenido abundante de asfaltenos puede actuar como sitios dispersos de nucleación para la formación de microburbujas de gas, pero esta teoría no menciona nada sobre el estado físico de las burbujas y de los asfaltenos después de que la nucleación ha sido llevada a cabo.
Tampoco se refiere al efecto que puede tener la coagulación efectiva de asfaltenos alrededor de las diminutas burbujas sobre la viscosidad del líquido, fase en el cual estaban inicialmente los asfaltenos como una dispersión coloidal.
Teoría de Claridge y Prats
Otra teoría propone que la movilidad aparente de tales sistemas crudo-yacimiento es muy alta y que entre las posibles causas de este fenómeno se encuentran una alta permeabilidad de la roca madre y/o una baja viscosidad del crudo.
La simple presencia de microburbujas de gas, sin un cambio composicional en la fase de crudo líquido, conlleva a un cambio en cuanto a la viscosidad de estas fases pero no resulta una explicación adecuada que permita diferenciar entre el comportamiento de producción de crudo espumante y del no espumante.
Extendieron el punto con respecto a la primera teoría en cuanto a que la baja viscosidad del crudo espumante está asociada con las moléculas de asfaltenos y proponen un mecanismo para la aparentemente baja viscosidad en sitio del crudo.
El modelo supone que se forman pequeñas burbujas de gas con la disminución lenta de presión del yacimiento por debajo de la presión del punto de burbuja.
En este proceso, las moléculas de asfaltenos, las cuales normalmente están dispersas en forma de coloide con moléculas de resina como agente dispersante y contribuyen fuertemente a la viscosidad del crudo, migran junto con las resinas a la superficie de las burbujas y forman un revestimiento semirígido.
Este revestimiento una vez finalizado, prevé el crecimiento de la burbuja y su coalescencia. Puesto que las burbujas son incapaces de coalescer, se mantienen pequeñas y se mueven con el crudo a través de los poros con la velocidad de la fase del crudo.
Algunos investigadores continúan postulando que la gradual remoción de los asfaltenos de la suspensión coloidal en la fase de crudo causaría una reducción significativa en la viscosidad del crudo y que esta podría ser la causa de las altas producciones observadas.
Por supuesto esta afirmación es una situación más favorable para el proceso de recuperación del crudo, pero la misma no subsiste si se supone que al haber una reducción de presión muy rápida las películas asfálticas pudieran romperse y que no tendrían el tiempo necesario para formar y reformarse después de la ruptura, lo que traería como consecuencia la coalescencia de las burbujas de gas, el cual eventualmente escaparía del crudo.
Por otra parte, una posible causa del comportamiento anormal, sería la formación en sitio de una espuma continua de crudo, debido a que dos factores claves necesarios para la estabilidad de espumas no acuosas se encuentran presente en el crudo pesado:
- La viscosidad de la fase líquida es lo suficientemente alta como para retardar el drenaje de partículas líquidas por fuerzas viscosas.
- Se observan películas plásticas superficiales, principalmente estabilizadas por parafinas de alto peso molecular que se encuentran en este tipo de crudo.
Basados en los resultados obtenidos en un trabajo experimental de la estabilidad de los crudos espumantes creados por liberación de gas disuelto, concluyen que:
- La estabilidad de la espuma, generada por los crudos espumantes, incrementa (al menos linealmente) con la viscosidad del crudo.
- El contenido de asfaltenos no incrementa significativamente la estabilidad de la espuma de estos crudos.
- La estabilidad de la espuma puede aumentar con mayor cantidad de gas disuelto y con una mayor caída de presión.
- Los crudos espumantes deberían ser más estables en un medio poroso que en un envase.
Sin embargo también concluyen que no sólo la formación en situ de la espuma era la responsable del comportamiento anómalo observado en la producción de estos crudos pesados, sino que es un proceso complejo que involucra una serie de mecanismos que incluyen la nucleación, crecimiento, coalescencia de burbujas de gas, formación de espuma y flujo de fluido multifásico en medio poroso.
Al parecer pequeñas burbujas sobre la superficie rugosa de las moléculas de asfaltenos pueden ser termodinámicamente estables por debajo de cierto tamaño y a presiones menores a la del punto de burbuja, lo cual no parece una explicación para el caso de coagulación de asfaltenos en asociación con burbujas de gas más grandes.
Se han realizado experimentos con la finalidad de determinar el factor de recuperación durante el agotamiento natural de un yacimiento de crudo pesado, determinando que no hay evidencia alguna de una disminución de la viscosidad por debajo de la presión de burbuja.
Aún existen dudas sobre el papel de los asfaltenos y de las resinas en el mecanismo de los crudos espumantes, por lo que aún es un tema de investigación.
Fuente:
- Rodríguez, C. (2002). Modelaje de Procesos de Nucleación y Crecimiento de Burbujas en Crudos Viscosos. Tesis de Grado. Universidad de Oriente.
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Suerte en tu tesis, este tema es muy interesante!
Gracias, mi tesis es acerca del comportamiento reológico de los crudos espumantes y aún tengo muchísimas interrogantes al respecto. Presento en un mes 🙁
Gracias Vanessa por tu comentario. Si efectivamente es poco el material existente. Posiblemente porque es un crudo que solo existen en ciertos campos petrolíferos en el mundo. Saludos!
Excelente material gracias por compartir.. por que no hay mucho material de este crudo¿