Explique que es un Crudo Espumante.

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- ¿Dónde es mayor el recobro, en un crudo pesado espumante o en un crudo convencional, explique porque?

El factor de recobro primario, es mayor en crudo pesado espumante, con un rango que oscila de 5 a 25%; que un crudo convencional, donde el factor de recobro varia entre 1 a 5%. Eso se debe al mecanismo de desplazamiento por gas en solución. En crudo espumante por ser este altamente viscoso las burbujas de gas quedan entrampadas por largo tiempo en la fase liquida (antes de formar eventualmente una fase de gas) y ese gran volumen de gas disperso en la fase oleica es el que contribuye al incremente del factor de recobro, el gas disperso le mayor movilidad al petróleo y a la vez el liquido retarda el flujo de gas, manteniendo la presión de yac; y haciendo su vida mas larga; mientras, que en crudo convencional las burbujas de gas coalescen y forman rápidamente una fase gaseosa contribuyendo a la disminución de la presión del yacimiento y por ende el factor de recobro.

- Dibuje y explique como se toma y valida un PVT de un crudo pesado convencional con respecto a la toma y validación de un PVT un crudo pesado espumante.

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.

En PDVSA-Intevep, enmarcado dentro un proyecto de investigaciones básica orientada “Determinación del Mecanismo de Producción de Crudos Pesados, Extrapesados y Bitúmenes de la Faja Petrolífera de el Orinoco. Crudo Espumantes”, se desarrolló unas nuevas pruebas PVT para determinar la presión de seudoburbuja denominadas no convencionales y dinámicas. Las cuales han sido de gran ayuda para la compresión del comportamiento de estos crudos pesados espumantes.

Kraus y colaboradores, desarrollaron un modelo matemático tomando en cuenta el punto de presión de seudoburbuja durante depleciones primarias en yacimientos de crudos espumantes, y reportaron una metodología que permite estimar las propiedades PVT de lo crudos espumantes basándose en los datos de una prueba PVT convencional, todo esto con la finalidad de usar esta información en la predicción del comportamiento de éste tipo de crudo en el yacimiento. Para ello, formularon las siguientes hipótesis:

1) 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.

2) Los crudos espumantes no liberan el gas en solución en forma de fase libre hasta que la presión alcance un punto de presión de seudoburbuja, el cual está por debajo del punto de burbuja termodinámico que es medido en la celda PVT convencional.

3) Se supone que el gas entrampado expande la fase oleica en proporción con el número presente de moles entrampados.

4) El volumen molar de espuma en la fase oleica es 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.

5) El volumen molar parcial de gas entrampado equilibra el volumen parcial molar de gas libre a la presión del sistema.

Podemos concluir que los estudios PVT no convencional permiten diferentes desarrollos de interés:

∙ Se pueden obtener pseudo-propiedades Bo y Rs que suponen las burbujas de gas entrampadas en el crudo son parte de esta fase. Esto permite considerar una nueva pseudo-fase (crudo con burbujas) que fluye como si fuese una sola fase.

∙ Utilizando PVT convencional y no convencional se puede caracterizar cuanta supersaturación y cantidad de gas en forma de burbujas se encuentra en el crudo. Esto ha sido demostrado a través de un trabajo realizado en 1996, donde a través de la caracterización de un crudo venezolano con el uso de las pruebas PVT se puede modelar el comportamiento de la fase gaseosa (gas disperso y supersaturación)(61).

Ambos desarrollos tienen ciertas desventajas para que se pueda considerar el crudo con burbujas como un pseudo-fluido desde el punto de vista hidrodinámico, es necesario que ambas fases fluyan a la misma velocidad. Esto probablemente es solo valido si las burbujas son más pequeñas que un diámetro típico de un poro. Por otra parte, las burbujas no pueden ser muy pequeñas, debido a que solamente pueden nuclear si su radio supera un radio crítico [pic 1] donde σ es la tensión superficial y Δp es la supersaturación (la presión menos la presión de equilibrio que corresponde a la concentración de gas disuelto). Esto deja un rango extremadamente pequeño de diámetros de burbujas donde estas puedan fluir con el crudo como si fuese un solo fluido.

Acerca de la segunda posibilidad que se discutió (el uso del PVT no convencional para el cálculo de supersaturación y gas entrampado en el crudo) se pueden hacer las siguientes preguntas:

∙¿Depende la supersaturación medida del tiempo de espera en el PVT no convencional?

∙¿Depende la supersaturación de la presencia de un medio poroso?

∙¿Depende la cantidad de burbujas entrampadas y su volumen de estos dos factores?.

Las respuestas a estas tres preguntas probablemente son afirmativas y hace difícil la extrapolación de los resultados de experimentos PVT no convencional a situaciones de yacimientos petroleros.

[pic 2]

Comportamiento de las pruebas PVT de un crudo pesado y de un crudo espumante

- Explique como es el principio de funcionamiento de un equipo de levantamiento artificial por bombeo eléctrosumergible (BES)

El bombeo electrosumergible saca el fluido de la formación a la superficie mediante la acción rotacional de una bomba centrifuga de múltiples etapas (impulsores) sumergidas en el pozo, lo cual permite que el fluido ascienda a través de las mismas y llegue hasta la superficie con una energía tal que le permite llegar hasta la estación recolectora.

La bomba es accionada por energía eléctrica que es suministrada desde superficie por medio de un cable de potencia fijado a la tubería de producción que soporta el sistema de fondo y conecta al motor a la superficie.