Resumen El crudo denominado Foamy Oil puede definirse como una fase continua liquida con alto contenido de gas que permanece disuelto durante condiciones en las que un gas asociado a un liquido convencional fluiria como fase independiente. El analisis de este fenomeno en la industria ha tenido un desarrollo notable referido a los crudos pesados debido a que algunos yacimientos productores de este tipo de hidrocarburos, bajo un mecanismo de gas en solucion, han tenido un factor de recobro mayor al que pudiera predecir cualquier modelo aplicable a los crudos convencionales. El presente trabajo plantea un modelo numerico para determinar el comportamiento de la nucleacion teniendo en cuenta las propiedades del fluido, especialmente la solubilidad de gas que redefine el valor de presion de burbuja obtenido de manera convencional, por cuanto esta establece el umbral a partir del cual el gas se redistribuye en el sistema, y los limites de este comportamiento se analizan en funcion de la velocidad del gas en la fase liquida, para lo cual se propone una funcion de distribucion de probabilidad de frecuencia del tamano de la burbuja en el sistema a un momento dado y el limite, que marca la separacion de las fases, por medio del balance de fuerzas que se presenta sobre una burbuja de gas. La funcion obtenida mediante este balance permite modificar la solubilidad del gas en el liquido, con lo cual se define un contenido de gas a unas condiciones del sistema a partir del valor mas probable de separacion de un diametro de burbuja que establece un nuevo enfoque en la definicion de la funcion de nucleacion de las burbujas de gas en un sistema de flujo en tuberia vertical. Palabras Clave: Foamy oil, Nucleacion, Crudos pesados, Geometria de burbuja de gas, Velocidad de fases, Flujo vertical. Nucleation phenomenon in vertical flow of foamy oils Abstract A fluid called Foamy Oil is defined as a continuous liquid phase with a high content of dissolved gas remaining in conditions where a gas associated with a conventional liquid would flow as separate phase. The analysis of this phenomenon in the industry has had a remarkable development based on heavy oil reservoirs because some reservoirs characterized as gas in solution mechanism type had a higher recovery factor than could be predicted for conventional reservoirs. This paper presents a numerical model to determine the behavior of nucleation phenomena considering its properties, especially the gas solubility because this redefines the bubble pressure value obtained conventionally, since this sets the threshold at which the gas is redistributed in system, and the limits are defined according to the gas velocity in the liquid phase, for which a function of frequency probability distribution is proposed to define the bubble size distribution in the system and a limit through the forces balance obtained in a gas bubble, which marks the phases separation. The function obtained by this balance can modify the solubility of the gas in the liquid, thereby defining a gas content system conditions from the most probable value of bubble diameter separating which establishes a new approach to a function that helps to define the gas bubbles nucleation phenomenon in a foamy oil flow system in vertical flow. Keywords: Foamy oil, Nucleation, Heavy oils, Gas bubble geometry, Phase velocity, Vertical flow.