Otoño de 2007

Manejo de la producción de arena

Asfaltenos

Comprensión de la mojabilidad

Oilfield Review

La mojabilidad ha desempeñado un rol muy importante en elcampo Bahrain y en su estrategia de desarrollo actual. Elcampo está compuesto por 16 yacimientos, que en su mayoríacorresponden a carbonatos. La mayor parte de la producciónproviene del yacimiento Mauddud, el cual es fuertemente mo -jable por petróleo y contribuye con el 35% de la produccióntotal de petróleo proveniente del campo.

En el año 1938, después de seis años de producción, el ope-rador puso en marcha un proyecto de inyección de gas paramantener la presión del yacimiento. La base de esta decisiónera simple conveniencia; se disponía de un volumen de gassuficiente en los yacimientos más profundos. En ese momento,los ingenieros petroleros no consideraban la mojabilidad a lahora de tomar decisiones relacionadas con los yacimientos.Ahora que comprendemos mejor la mojabilidad, y la mojabili-dad preferencial de esta zona, sabemos que la inyección de gasfue la decisión correcta, tal como lo ilustran las diferenciasobservadas en los valores de recuperación entre las zonas de laformación inundadas con gas y las zonas inundadas con agua.

Las zonas norte y sur siguen siendo mantenidas por el meca-nismo de empuje de agua lateral, a pesar de haber transcurri do70 años desde la inyección de gas en el yacimiento Mauddud.En estas zonas de influjo de agua, los estudios han demostradoque a pesar de los altos valores de saturación de petróleo exis-tentes en el yacimiento Mauddud, el agua fluye fácilmente através de los poros. Si bien existe un trayecto de petróleo conti-nuo, la permeabilidad relativa al petróleo es muy baja (véase“Los fundamentos de la mojabilidad,” página 48). El resultadoes un corte de agua del 98%. De manera que cada incrementode 1,000 bbl/d [160 m3/d] de la producción de petróleo arrojaríaun volumen adicional de 50,000 bbl/d [8,000 m3/d] de agua. Estosobre-exige las instalaciones de superficie y requiere un proce soadecuado y eficiente de tratamiento y eliminación del agua.

Contrariamente, en las zonas sostenidas fundamentalmentecon inyección de gas seco, el gas que entra en contacto con elpetróleo desencadena un mecanismo de enriquecimiento efi-ciente. Como resultado, el gas asociado producido conllevavolúmenes significativos de líquido (32 bbl de petróleo porMMpc [180 m3/millón de m3] de gas).

A pesar de este mejoramiento de la producción, el proceso noes tan eficiente en el yacimiento Mauddud mojable por petró-leo: los estudios de campo han demostrado que incluso dentrodel casquete de gas de 70 años, existe una saturación de petró-leo residual que oscila entre el 50% y el 60%. Cuando el gasinyectado entró en contacto con este petróleo residual duranteel extenso período de inyección, despojó al petróleo de los com-ponentes más livianos. Es probable que el petróleo residual seaun petróleo pesado (véase “Los asfaltenos: Problemáticos peroricos en potencial,” página 24). Hasta que concluyamos laspruebas de muestras de núcleos planificadas, no sabremos cuánpesado es el petróleo residual, cuán difícil será su movilización,o cuánto petróleo incremental podremos extraer. Estas pregun-tas fundamentales deben ser abordadas de manera inmediata.

Para sumar aún más complejidad, el casquete de gas difi-culta la producción de la delgada columna de petróleo subya-cente. En casi todos los pozos terminados por debajo del cas-quete de gas, el proceso de conificación del gas es instantáneoy resulta difícil de controlar sin que se produzca pérdida de laproductividad de petróleo. Este fenómeno se observó inclusoen los pozos horizontales y desviados, aunque en menor grado.

La mojabilidad: El desafío incipiente de los carbonatos

Muchos métodos de recuperación son teóricamente efecti-vos en los sistemas que son mojables por petróleo. Estos méto-dos incluyen la inyección de vapor, el desplazamiento miscibley la inyección de CO2 (para los tratamientos de estimulación);nosotros hemos probado procesos de inyección microbiana yquímica con éxito positivo, pero limitado en este campo.

Existen buenas razones para suponer que la industria centrarásus máximos esfuerzos en la resolución de los problemas demaximización de la productividad y la recuperación en los yaci-mientos mojables por petróleo, mediante la invención e imple-mentación de nuevas tecnologías. No obstante, el desafío realserá desarrollar un sistema de colaboración viable que despierteel interés de las compañías de servicios, las universidades, loscentros de investigación y las compañías petroleras nacionales einternacionales, para colaborar en el desarrollo de técnicas inno-vadoras destinadas a resolver los problemas de toda la industria.

Por otro lado, reconocemos que nuestra industria necesita enforma urgente un influjo de científicos jóvenes y talentosos, queestén preparados para pensar de manera creativa y ofrezcan enfo-ques novedosos para problemas complejos como el de la mojabili-dad. Motivar a estos nuevos ingenieros e investigadores para quepasen a formar parte de nuestro sector es el desafío más impor-tante con que hoy se enfrenta la industria del petróleo y el gas.

El tiempo no está de nuestro lado porque el hallazgo de solu-ciones para problemas tales como la mojabilidad puede llevaraños. No obstante, es probable que los hidrocarburos sigansiendo la principal fuente de energía en el futuro predecible y,con los precios atractivos que hoy ostenta el petróleo, éste es elmomento de actuar. Sin embargo, aparecen ciertas preguntas:¿Quién liderará el camino? ¿Quién realizará las inversionesnecesarias para develar los secretos de la mojabilidad?

Llevando nuevamente nuestra atención a los problemasprácticos del campo Bahrain, irónicamente, debemos estaragradecidos por el regalo que nos hizo la Naturaleza, al con-vertir al yacimiento Mauddud en un yacimiento mojable porpetróleo verdaderamente desafiante. Si, por el contrario,hubiera sido un yacimiento mojable por agua, ahora estaríaagotado y las oportunidades y desafíos que ofrece serían temasdel pasado.

Hisham Khalil ZubariGerente del Departamento de Ingeniería PetroleraBahrain Petroleum CompanyAwali, Reino de Bahrain

Hisham Khalil Zubari es gerente de ingeniería petrolera de Bahrain PetroleumCompany (Bapco). Ingresó en la compañía en 1986 como ingeniero petrolero yocupó cargos de responsabilidad creciente hasta ser ascendido a su posiciónactual en el año 2007. En 1998, recibió el premio al ingeniero destacado, otor-gado por el Ministerio de Trabajo y Asuntos Sociales de Bahrain. Ha escritomás de 10 artículos técnicos para la SPE, principalmente sobre el manejo decampos maduros, y ha efectuado numerosas presentaciones en diversos paí-ses. Es presidente de la Comisión de Pruebas de Pozos y auspiciante del Pro-yecto de Implementación del Sistema de Información Geográfica Corporativaen Bapco. Además, ha integrado diversas comisiones directivas de la SPE y es presidente del Programa de Bahrain de la SPE desde el año 2005. Hishamobtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas, en Austin, en 1986. 1

Schlumberger

Oilfield Review4 Recuperación del control de la producción de arena

Muchos de los pozos perforados en yacimientos con propensióna la producción de arena han producido mucho más allá de loslímites de su vida útil planificada. Para mantener estos pozosen producción, los operadores deben hallar métodos económi-camente efectivos para reparar los sistemas de control de arenadefectuosos; además, deben agregar sistemas nuevos cuando la arena producida se convierte en un problema en los pozosterminados originalmente sin control de la producción dearena. Los tratamientos de empaque de grava efectuados a través de la tubería de producción, los parches para cedazos,las limpiezas de los cedazos, los cedazos de arena expansibles yla colocación de cedazos nuevos dentro de cedazos defectuosos,son algunas de las opciones de remediación que aseguran elflujo estabilizado del petróleo y el gas. Este artículo describediversas técnicas exitosas utilizadas en pozos del área marinade Brasil, el Mar Adriático y el Golfo de México.

16 Revisión de las operaciones de refinación: Una mirada por detrás del cerco

El sector de E&P bombea petróleo crudo a una refinería, y allísurgen la gasolina y otros productos claves. En este artículoproveemos un análisis de los procesos complejos que tienenlugar en el ámbito de una refinería. Al igual que en el sectorpetrolero de exploración y producción, el negocio de la indus-trialización del petróleo utiliza tecnología de última generaciónbajo condiciones extremas.

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editor seniorDon Williamson

EditoresMatt VarhaugRick von FlaternVladislav Glyanchenko

ColaboradoresRana RottenbergJudy JonesDavid Allan

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

E-mail: info@linced.com;http://www.linced.com

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

Dirigir las consultas de distribución a:Carlos CaladTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7463Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: calad1@slb.com

Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: snakamura@slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

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Otoño de 2007Volumen 19

Número 2

68 Colaboradores

72 Próximamente en Oilfield Review

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24 Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial

Cuando los fluidos de yacimientos experimentan cambios depresión, temperatura y composición, los asfaltenos pueden pre-cipitarse y depositarse, obstruyendo las bombas, los tubulares,las instalaciones de superficie y las formaciones del subsuelo.En este artículo explicamos qué son los asfaltenos y cómo secomportan en los ambientes de producción del sector de E&P.A través de algunos ejemplos de América del Sur, el Golfo deMéxico y Medio Oriente, analizamos las técnicas de laboratorio,modelado e intervención de campos que ayudan a las compañíaspetroleras a prevenir y tratar la depositación de asfaltenos.Además, examinamos el empleo del análisis de la concentraciónde asfaltenos en fluidos de fondo de pozo para comprendermejor la conectividad del yacimiento.

48 Los fundamentos de la mojabilidad

La mojabilidad de las formaciones afecta la distribución de la saturación y la capacidad de producción de fluidos. Estascantidades inciden en muchos aspectos del comportamientode los yacimientos. Este artículo constituye una base paracomprender la mojabilidad y describe su importancia en elmanejo de los yacimientos.

Syed A. AliConsultor independienteHouston, Texas, EUA

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, lassiglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2007 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

En la portada:

Un especialista del Centro de TecnologíaDBR de Schlumberger, situado enEdmonton, Canadá, extrae un solventede lavado del dispositivo de Deposita cióny Control de Sólidos Orgánicos (OSDC).El análisis de este solvente indica laconformación composicional de cualquiersólido depositado durante una prueba dedepositación de asfaltenos. La imagen delinserto es un ejemplo de una moléculade asfalteno que comprende anillos decarbono aromáticos, un grupo nafténicoy cadenas laterales alifáticas, una de lascuales contiene un átomo de nitrógeno(amarillo).

4 Oilfield Review

Recuperación del control de la producción de arena

Los yacimientos con propensión a la producción de arena contienen un porcentaje cre -

ciente de las reservas de hidrocarburos del mundo. Muchos de los pozos que explotan

estos recursos están produciendo más allá de los límites de su vida útil originalmente

estimada, lo que puede traducirse en formaciones debilitadas. En consecuencia, los

operadores buscan cada vez con mayor interés, métodos económicamente efectivos

para reparar los sistemas defectuosos o agregar sistemas de control de la producción

de arena nuevos donde previamente no existían.

Ricky J. ArmentorMichael R.WiseChevron USA Inc.Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Mike BowmanNueva Orleáns, Luisiana

Gustavo CavazzoliRío de Janeiro, Brasil

Gildas CollinVincent RodetPerencoParís, Francia

Bob HolicekHouston, Texas, EUA

George KingBPHouston, Texas

Chris LockyearBPSunbury-on-Thames, Inglaterra

Mehmet ParlarRosharon, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Andrew Acock, Aberdeen; Leo Burdylo,Londres; Mary Jo Caliandro y Ali Mazen, Sugar Land,Texas; Timo Staal, Southampton, Inglaterra; Bryan Stamm,Rosharon, Texas; y Ezio Toffanin, Stavanger.CoilCADE, Jet Advisor, Jet Blaster, MeshRite, PIPESIM,ProCADE y Virtual Lab son marcas de Schlumberger.1. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Anderson

G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J,Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A,Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de manejo de laproducción de arena,” Oilfield Review 16, no.1 (Verano de 2004): 10–29.

2. McPhee C, Farrow C y McCurdy P: “ChallengingConvention in Sand Control: Southern North SeaExamples,” artículo SPE 98110, presentado en elSimposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Otoño de 2007 5

En formaciones débilmente consolidadas, la pro-ducción de fluidos casi siempre es acompañadade arena. Esto puede conducir a regímenes derecuperación reducidos, daños de los equipos desuperficie y de fondo de pozo, así como a costosde mantenimiento elevados. Siendo el resultadode un proceso de dos etapas, la producción dearena se inicia como consecuencia de los esfuer-zos que actúan sobre las rocas de las formacionespro vocando rupturas por esfuerzo de corte (ciza-lladura). Luego, los fluidos producidos transpor-tan la arena fragmentada hasta el pozo, desdedonde ésta fluye hacia la superficie, o se depositaen otra parte del sistema del pozo. El cambio defase, particularmente la incursión de agua, tam-bién se ha asociado con la migración de arena.

Se han ofrecido numerosas explicacionesacerca de la relación exacta que existe entre laincursión de agua y la rotura de la formación.Una sostiene que, dado que en la mayor parte delos yacimientos de areniscas la fase mojante esel agua (water wet), la incursión de este fluidose traduce en una reducción de la presión capi-lar debido al incremento de la saturación de lafase mojante (véase “Los fundamentos de la mo -jabilidad ,” página 48). Dado que la presióncapilar tiende a mantener juntos los granos dearena, la incursión de agua facilita la producciónde arena. En esencia, baja saturación de aguaequivale a alta presión capilar, alta saturaciónde agua equivale a baja presión capilar y ausen-cia de agua equivale a presión capilar nulaporque en ese caso existe una sola fase líquida.

Otra teoría sostiene que a medida que el aguaincursiona en la formación, reduce la permeabili-dad relativa al petróleo y al agua. Los operadoresreaccionan ante este hecho incrementando lacaída de presión frente a la formación paramantener la producción de hidrocarburos, ini-ciándose de este modo el movimiento de finos. Elagua incrementa además la viscosidad de los flui-dos producidos y genera una tasa de arrastre másalta a través de los granos de arena, movilizandoasí las partículas finas de la formación. En últimainstancia, la mayor parte de los especialistascoinciden en que la conexión existente entre laincursión de agua y la producción de arena no secomprende muy bien y es probablemente elresultado de varios factores.

Con el inicio de la rotura de la formación y laevidencia de arena (o partículas de sólidos)movilizada a través de la formación, los ope -radores pueden optar por reducir el flujo aregímenes incapaces de transportar sólidos,manejar la arena producida, o crear una barrera;en esencia, un filtro para evitar el movimientode la arena desde la formación hacia el pozo. Ladetención, o al menos el retardo, del flujo dearena ejerciendo un impacto mínimo sobre laproducción, requiere que el operador opte poralguna de las técnicas de exclusión mecánicatales como los empaques de grava en pozo entu-bado, los empaques con agua a alto régimen deinyección, los tratamientos de fracturamiento yempaque, los empaques de grava en agujerosdescubiertos o los cedazos (filtros) autónomos.Además, las operaciones de terminación depozos sin cedazos ofrecen una opción químicaaplicable en yacimientos moderadamente débi-les. Esta técnica utiliza apuntalante revestido deresina para estabilizar la región vecina al pozo, ala vez que deja intacta suficiente permeabilidad

original como para permitir la producción de losfluidos y de arena de formación.1

Las soluciones de manejo de la producciónde arena, que pueden haber sido apropiadas enel momento de la terminación del pozo, puedenfallar con el tiempo y con las cambiantes condi-ciones del pozo. Las terminaciones horizontalesen agujero descubierto ofrecen un ejemplo con-veniente. Por su diseño, el riesgo de falla delcontrol de la producción de arena en muchos deestos pozos es extremadamente bajo durante laproducción inicial; sin embargo, aumenta hastaalrededor de un 50% cerca de las presiones deabandono.2

La forma en que un operador responde al ini-cio de la producción de arena es casi siempreuna función de la rentabilidad. Por ejemplo,cuando una zona altamente prolífica producearena en forma prematura , probablemente sejus tifique una nueva terminación o un pozo dere-entrada. En el caso de un pozo que se estáaproximando a su límite económico, quizás sealo mismo no hacer nada y simplemente recupe-rar cualquier volumen de reservas remanentesposibles antes de que el pozo se llene de arena ydeje de producir. Bajo estas condiciones, los in -genieros deben lograr un equilibrio entre unarentabilidad bien concebida y aquello que estecnológicamente posible. Se debe considerar elvalor obtenido en función del costo de la opera-ción y, en muchos casos, la decisión acerca de laimplementación de medidas de remediación ycómo procurarlas, es también función de las rea-lidades mecánicas tales como el perfil del pozo,la tecnología disponible, el mecanismo de falla yla localización geográfica del pozo.

En este artículo, el concepto de remediacióncon fines de control de la producción de arenase refiere a los problemas de producción dearena que ocurren después de transcurrido uncierto período de producción de petróleo y gas.Describimos diferentes opciones y herramientasde remediación para el control de la producciónde arena—tales como los empaques de gravaejecutados a través de la tubería de producción,los parches para cedazos, las limpiezas de loscedazos, los cedazos de arena expansibles y lacolocación de cedazos nuevos dentro de cedazosdefectuosos—junto con el proceso de toma dedecisiones que conduce a las mismas. A travésde casos reales, investigamos medidas de reme-diación específicas y sus resultados. No se hacealusión a nuevas terminaciones ni a pozos de re-entrada de gran diámetro ya que éstos puedenincluir métodos primarios de control de la pro-ducción de arena.

Cómo fallan las terminaciones de pozos con control de la producción de arenaLas técnicas de remediación con fines de controlde la producción de arena, se centran en hallarel método óptimo para la reparación de pozosque han fallado debido a la producción inespe-rada de arena o por la falla de un dispositivooriginal de control de la producción de arena. Elénfasis en la palabra “óptimo” refleja el hechode que el sistema debe ser seleccionado no sólopor su capacidad para mantener la arena fueradel pozo sino también por su capacidad paramaximizar la seguridad de la producción a lolargo de toda la vida productiva del pozo. Dadoque los sistemas de terminación de pozos concontrol de la producción de arena son sistemascomplejos, los juicios acerca de su éxito o fracasosuelen ser subjetivos. Por ejemplo, ante un pro-blema de aceleración de la producción de arena,un operador puede optar simplemente por volvera matar (ahogar) el pozo. Suponiendo que lamenor caída de presión resultante reduce la pro-ducción de arena a niveles compatibles con uncedazo o un empaque de grava existente, algunosoperadores pueden considerar esta opción exi-tosa. No obstante, debido a la reducción de la tasade producción asociada con la implementación

de tal medida, otros pueden adoptar un enfoquemás agresivo.

Otras evaluaciones del éxito o el fracaso delos métodos de control de la producción dearena son más objetivas (véase “Análisis defallas,” página 7). Los procedimientos inade -cuados o incorrectamente ejecutados puedentraducirse en cedazos dañados o en empaquesde grava y tratamientos de fracturamiento yempaque ejecutados en forma ineficaz, lo queocasiona la falla del sistema durante las pri -meras etapas o incluso durante el inicio de laproducción. La incompatibilidad entre procesosy materiales utilizados, sumada al o resultantedel escaso conocimiento del yacimiento, puedeconducir a problemas de corrosión, erosión yotras fallas mecánicas. Tarde o temprano, cuandose exija que el desempeño de los cedazos o losempaques sobrepase las condiciones de dura-ción o servicio para las que fueron diseñadosoriginalmente, los sistemas fallarán. Las fallasintroducidas durante la instalación, que puedenhaber sido relativamente secundarias y no habercreado problemas a lo largo de la vida útil origi-nal del pozo, pueden comprometer el sistemadurante la extensión del período de servicio. Olos cedazos quizás ya no se adecuen a un régi-men de producción de sólidos o a un tamaño departículas imprevisto (arriba, a la izquierda).

El punto de falla más común observado enlos sistemas de control de la producción dearena se encuentra en el cedazo diseñado pararestringir la grava, o en el caso de las termina-ciones en las que sólo se han utilizado cedazos,se halla en la formación. Los cedazos habitual-mente fallan como resultado de la productividado de las actividades de terminación de pozos.Las causas de las fallas pueden agruparse en lassiguientes categorías:

• empaque de grava del espacio anular desesta-bilizado debido a la excesiva velocidad de flujoa través de los disparos

• erosión del cedazo• corrosión del cedazo• puntos calientes localizados, causados por el

flujo alrededor de las secciones de cedazostaponados o por el empaque de grava inadecua -do del espacio anular

• colapso del cedazo por la compactación• colapso del cedazo causado por problemas de

taponamiento.3

Estos mecanismos a menudo obran en con-cordancia, produciendo la falla final del sistema.Esto resulta particularmente cierto en el caso dela interacción que tiene lugar entre los empa-ques anulares desestabilizados, la erosión y lacorrosión de los cedazos. En este escenario, amedida que la grava empacada en el espacioanular o en los túneles de los disparos se vuelveinestable y se desplaza, se crean aberturas a tra-vés de las cuales fluyen los fluidos de formacióna alta velocidad. Las partículas de arena que semueven en esta corriente de alta velocidad gol-pean el cedazo, iniciando y luego acelerando suerosión. La rapidez con la que falla un cedazodepende de la velocidad de flujo del fluido, elángulo de incidencia del flujo, el tamaño y laconcentración de las partículas de arena, laduración del flujo y las propiedades de los flui-

6 Oilfield Review

> Cedazo dañado. El daño extensivo del cedazoque se muestra en esta fotografía, fue infligido pro -bablemente durante las operaciones de coloca -ción de las herramientas. En las primeras etapasde la producción, los efectos de este tipo de fallas,comúnmente menos severos que éste, quizás nose evidencien de inmediato pero pueden consti -tuir puntos de partida para que se produzca unafalla catastrófica en las etapas posteriores de lavida productiva del pozo. A menudo es difícil de -terminar si un sistema fue comprometido por unaaplicación deficiente o por un diseño deficiente,ya que el daño puede conducir a causas de fallassecundarias, tales como la erosión que proba -blemente enmascaren el problema original.

> Daño producido por la erosión. Los cedazos autónomos, no protegidos por los empaques de grava,pueden fallar como resultado de la erosión iniciada cuando los túneles de los disparos actúan comoboquillas, orientando el flujo proveniente de la formación (izquierda). Conforme la erosión continúapara abrir el primer punto de falla, puede observarse un segundo punto en una disposición que sigueel ángulo de fase de 60° de los disparos (derecha). Las acciones de remediación, asociadas con lasterminaciones con cedazos autónomos, comprenden el empaque de grava de los túneles y, en ciertoscasos, la colocación de grava entre el cedazo y la formación o la tubería de revestimiento, lo quecrea en esencia una terminación con empaque de grava. (Fotografía, cortesía de BP).

3. Wong GK, Fair PS, Bland KF y Sherwood RS: “BalancingAct: Gulf of Mexico Sand Control Completions, Peak RateVersus Risk of Sand Control Failure,” artículo SPE 84497,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

4. Las aleaciones austeníticas corresponden a acerosinoxidables que contienen cromo y níquel, y a vecesmanganeso y nitrógeno. Se estructuran en torno a lacomposición Tipo 302 del hierro: 18% de cromo y 8% deníquel, y son generalmente resistentes a la corrosión y el picado, salvo en ciertos ambientes químicos.

Otoño de 2007 7

dos, tales como densidad y viscosidad. Estemismo mecanismo opera acelerando la falla delas secciones del cedazo que la corrosión ya hahecho vulnerables (página anterior, abajo).

La corrosión comienza en forma indepen-diente y, con el tiempo, puede causar fallasaunque no exista un empaque desestabilizado.

La corrosión constituye una amenaza especialen los cedazos colocados en las secciones hori-zontales y de alto ángulo. El ácido, que se utilizaen conjunto con los tratamientos de empaque degrava, migra hacia las zonas bajas del pozo y per-manece allí a lo largo de toda su vida productiva.Con mucha frecuencia, la corrosión es el resul-

tado de una mala elección del material delcedazo; tal es el caso de las aleaciones austeníti-cas, que son susceptibles a las picaduras decorrosión, la corrosión fisurante, y las fisuras decorrosión por tensión en presencia de cloruro yoxígeno.4 La corrosión también puede ser elresultado de un proceso de limpieza incorrecto o

Las fallas de los cedazos de los sistemas de con-trol de la producción de arena pueden dividirseen cinco categorías que incluyen fallas dediseño, fallas de aplicación, fallas tempranas,fallas de producción y fallas de subsidencia(abajo). La falla de diseño refleja la dificultadde ajustar un sistema de control de la produc-ción de arena a un horizonte productivo enparticular. Los tratamientos de fracturamiento yempaque exitosos, y los empaques de grava enagujero descubierto, por ejemplo, requieren unconocimiento extensivo de parámetros talescomo la permeabilidad de la formación, la química de rotura del gel, los tratamientos defracturamiento y empaque, y la progresión e iniciación de la fractura.

La falla de aplicación es una función de losproblemas operacionales producidos durantela instalación del sistema, que hacen que eltrabajo se termine prematuramente. Estosproblemas de funcionamiento pueden ser el

resultado de una planeación deficiente o deuna estimación de riesgos sobre la base de laexperiencia previa. Las fallas de diseño y apli-cación en los sistemas de fracturamiento yempaque, y de empaque de grava en agujerosdescubiertos, suelen ser el resultado de insufi-ciencia de datos o de calidad deficiente de losmismos. No obstante, una vez que estos siste-mas complejos se han implantado y funcionancorrectamente por un tiempo, han demos-trado ser la más confiable de las opciones decontrol de la producción de arena disponibles.

Las fallas tempranas, definidas como aque-llas fallas que se producen dentro de los 30 díasde la puesta en marcha, generalmente puedentener su origen en una falla de diseño o bien deaplicación, no reconocida inicialmente comotal. Las fallas que se producen después de eseperíodo son fallas de producción y normalmen teresultan de problemas relacionados con proce-sos de taponamiento o puntos calientes.

Las fallas de control de la producción dearena, causadas por la subsidencia, a vecesson el resultado de la falta de conocimientodel yacimiento; sin embargo, en otros casos,son esperadas por los operadores que conser-van una unidad de terminación de pozos o unaunidad de tubería flexible disponible en lalocalización y planean reperforar zonas pro-ductivas, entre cada 6 y 30 meses.

Históricamente, el seguimiento de esosdatos ha sido difícil y sólo en forma recientese ha documentado un número suficiente decasos como para permitir el aporte de conclu-siones confiables. No obstante, el tiempo y laexperiencia están teniendo el efecto espe-rado, al igual que los beneficios de avancestecnológicos tales como los medidores defondo de pozo, que permiten que los ingenie-ros evalúen las operaciones en tiempo real amedida que se ejecutan.

Análisis de fallas

Total de pozos

Número totalde pozos decada tipo determinación

Fallatemprana,

% de intentos

Falla deaplicación,

% de intentosFalla de diseño,% de intentos

Total depozos-años

42266144

206213388208187845

2,220

101107321167803263

1,665613556

3,403

7,999

0000

0.50.5000

1.5

7.1271.600

4.22.37.70.52.4

0000

0.970.50.80.480.530.49

Falla desubsidencia,

fallas/pozo/año

Falla deproducción,

% de intentos

22.77.741

18.2138.95.44.82.72.0

00

0.00310

0.001

0.00060.0016

00.0015

Tipo de terminación

Inyectores (formaciones de arena blanda)Fracturas sin cedazosEntubado y disparadoPozo entubado con sólo cedazosAgujero descubierto con sólo cedazosCedazos expansiblesEmpaque de grava en pozo entubadoEmpaque de grava en agujero descubiertoEmpaque con agua a alto régimen de inyecciónFracturamiento y empaque

> Tabla de promedios de datos de terminaciones de pozos recientes. (Cortesía de BP).

de la eliminación ineficaz del lodo después de lainstalación inicial (derecha).

Un mecanismo levemente diferente de falladel cedazo es el que se debe al incremento de lavelocidad de flujo alrededor de una zona pe -queña cuando las partículas de finos taponan loscedazos. Al obturarse secciones grandes delcedazo, el flujo se concentra en los pocos puntosabiertos que quedan y que han formado trayec-tos de resistencia mínima. Esta acción deembudo actúa incrementando significativa-mente la velocidad del flujo, creando lo que seconoce en la industria como puntos calienteslocalizados. Estos puntos calientes tambiénpueden surgir como resultado de la ejecuciónincorrecta de tratamientos de empaque de gravaque dejan vacíos que, en forma similar a un em -paque de grava desestabilizado, se convierten entrayectos de flujo a través de los cuales el fluidocargado de arena se dirige hacia una secciónpequeña del cedazo. Se han observado intersti-cios en los empaques de grava, aún cuando elvo lumen de arena bombeado hacia el interior delespacio anular y los túneles de los disparos du -rante las operaciones de empaque de grava, fueraigual, o incluso superara, al espacio a re lle nardeterminado por los cálculos. Esa discrepancia se atribuye normalmente a la existencia de de -rrumbes a lo largo del pozo, que agregan unvolumen anular no contemplado en los cálculosoriginales.

Otro mecanismo de falla del cedazo tienelugar cuando los cedazos se taponan a lo largode toda su extensión, pero en vez de crear pun-tos calientes, desarrollan cargas inducidas por lapresión, suficientemente altas como para causarsu colapso (próxima página). El colapso tambiénpuede producirse como resultado de la compac-tación del pozo.5 En el primer caso, el problemaa menudo surge del dimensionamiento inco-rrecto de los cedazos y del empaque de grava,que permite que los finos migren a través delempaque de grava y queden atrapados en elcedazo.6 Ambas situaciones pueden resultar deun conocimiento deficiente del yacimiento, sibien la compactación y el colapso resultante aveces se contemplan en el plan del pozo. Aúncuando las presiones sean insuficientes paraproducir el colapso, el pozo puede sufrir pérdi-das de producción insostenibles cuando loscedazos se vuelven impermeables y deben serextraídos o bien limpiados en sitio.7

Hasta hoy, la duración del sistema de controlde la producción de arena parece ser una fun-ción del tipo de sistema de control. Por ejemplo,las terminaciones en las que sólo se han utili-zado cedazos exhiben una tendencia a generaríndices de fallas aceleradas en dos o tres años.

Los empaques de grava en pozo entubado experi-mentan lo mismo en unos seis a ocho añosaproximadamente. Los empaques de grava enagujero descubierto (OHGP) y los tratamientosde fracturamiento y empaque (FP) han resistidohistóricamente esa tendencia y, una vez que lasfallas tempranas se deducen de los datos, pare-cen durar toda la vida productiva del pozo.

Una posible explicación de esta anomalía esque los sistemas OHGP y FP han sido utilizadosen forma generalizada sólo por poco tiempo y enalgún momento futuro podrían experimentar uncambio, relacionado con el tiempo, hacia tasasde fallas más altas. Además, a diferencia de losotros dos sistemas, los empaques de grava en

agujero descubierto, y los tratamientos de frac-turamiento y empaque se ejecutan utilizandoalta presión, lo que obliga a la grava a ingresaren los intersticios de la región vecina al pozo.Esta presión actúa probablemente aislando elflujo proveniente de las vetas o láminas de altapermeabilidad, que de lo contrario podría produ-cir los efectos de boquilla responsables de lafalla de muchos cedazos. Los tratamientos defracturamiento y empaque han constituido unapráctica tradicional en el Golfo de México. Esopuede sesgar los datos ya que los sistemas se uti-lizan para fracturar a través de barreras y deeste modo mezclan la producción provenientede numerosas areniscas. Esto dispersa el flujo de

8 Oilfield Review

> Corrosión del cedazo. Los cedazos de arena se fabrican de acero inoxi da -ble para tolerar la rigurosidad del ambiente químico de fondo de pozo. Noobstante, bajo ciertas condiciones, estos cedazos pueden ser afectados porla corrosión. Tal es el caso de las partes de un cedazo (extremo superior),recuperadas de un cedazo defectuoso en un pozo de Trinidad, que luego selavaron en el ex Laboratorio de Investigación de Amoco en Tulsa (extremoinferior). El problema era la fragilización causada por la formación de fisuraspor tensión, que es común en los cedazos de acero inoxidable instalados enambientes con alto contenido de cloruro. A modo de escala, se muestra unaregla graduada en centímetros. (Fotografía, cortesía de BP).

Otoño de 2007 9

las vetas de alta permeabilidad a través de unasección más vasta del empaque, creando menoscarga de flujo sobre el cedazo. Por último, en elGolfo de México, es común drenar las zonas rápi-

damente y trasladarse a otras zonas; por estemotivo, puede suceder que los cedazos seansacados de servicio antes de que los problemasde aplicación o de diseño provoquen su falla.

Eliminación de los problemasEn los últimos años, presionados por los altoscostos y la contracción de la oferta de equipos determinación de pozos marinos y la proliferaciónde pozos submarinos, los operadores han bus-cado ansiosamente métodos de intervención depozos que no requieran equipos de terminaciónde pozos para manejar los cedazos taponadospor la migración de finos. Una de las respuestasde la industria de servicios ha sido la imple -mentación de soluciones químicas medianteoperaciones efectuadas a través de la tubería deproducción; soluciones derivadas de las utiliza-das para tratar los depósitos de incrustacionesen las paredes interiores de la tubería de pro-ducción.

La producción proveniente del Campo Bijupirade Shell, situado en la Cuenca de Campos, es laprimera correspondiente a un operador interna-cional en el área marina de Brasil. Desde laprimera gota de petróleo producida en agosto de2003, el campo había alcanzado una meseta de

producción de aproximadamente 50,000 bbl/d[8,000 m3/d] para el año 2004, antes de que se pro-dujera su declinación a 15,000 bbl/d [2,400 m3/d]al cabo de menos de dos años. Esta reducciónrápida fue atribuida al incremento del corte deagua y a la declinación de los regímenes de pro-ducción. La mayor parte de la producción delcampo proviene de tres de sus siete pozos deproducción, Q, T y S, que en su totalidad produ-jeron petróleo casi seco; con cortes de aguainferiores al 10%. La producción combinada deesos tres pozos había caído desde un pico de40,000 bbl/d [6,400 m3/d] a 8,000 bbl/d [1,300 m3/d].Las declinaciones producidas en los Pozos Q y Tfueron graduales y constantes a lo largo deltiempo, con tasas exponenciales del 60% anual.La declinación del Pozo S se produjo en formarepentina durante un proceso de rutina de in -yección forzada de inhibidor de incrustaciones,llevado a cabo utilizando procedimientos y quí-micos que habían demostrado ser exitosos enotros pozos del campo.

Para fines del año 2004, una inspección depozos de rutina confirmó que estas declina cionesno eran el resultado de un proceso de agotamientode presión causado por la compartimentalizacióndel yacimiento. Por el contrario, el análisis efec-tuado por los ingenieros de Shell y Schlumbergerreveló que los pozos se en contraban deteriorados.Después de considerar numerosas posibilidades,los ingenieros llegaron a la conclusión de que lacausa más probable era la migración de finos dela formación a través de la grava incorrectamentedimensionada de los empaques de grava de másde 600 m [2,000 pies] de largo. Estos finoshabrían taponado los cedazos. Si bien la acumula-ción de incrustaciones se consideró una causasecundaria, significativamente menos probable,se tomó la decisión de encarar el tratamiento deambas causas en un enfoque consistente en dosfases. Los pozos se tratarían primero con un sis-tema disolvente de incrus taciones a base desulfato de bario [BaSO4] bombeado a través detubería flexible (CT), seguido de un tratamiento deestimulación ácida para eliminar los finos de loscedazos de empaque de grava y del empaque degrava de la región vecina al pozo.

Se implementó un programa de pruebas a finde asegurar que los químicos y el ácido no daña-ran la formación, los materiales de la termi nación,o las partes altas de la embarcación de produc-ción, almacenamiento y descarga (FPSO) haciala que los pozos llevan la producción. El sistemaácido debió ser diseñado de manera tal de nogenerar ácido sulfhídrico [H2S], disolviendo almismo tiempo las incrustaciones presentes en latubería de producción o los minerales de la for-mación, y el tratamiento tuvo que ser refluido

5. Para obtener más información sobre la compactación,consulte: Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel N, Pattillo P y Sayers C: “Compactación y subsidencia,” OilfieldReview 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007):50–69.

6. Los finos comprenden diferentes materiales, tales comolas arcillas (filosilicatos de menos de 4 micrones) y loslimos (silicatos o aluminosilicatos cuyos tamaños oscilanentre 4 y 64 micrones). La caolinita y la ilita son lasarcillas migratorias más comunes. La migración de finoshace que las partículas suspendidas en el fluidoproducido obturen las gargantas de poros cerca delpozo, reduciendo su productividad.

7. Para obtener más información sobre fallas en el control de la producción de arena, consulte: Arukhe J,Uchendu C y Nwoke L: “Horizontal Screen Failures inUnconsolidated, High-Permeability SandstoneReservoirs: Reversing the Trend,” artículo SPE 97299,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.Acock et al, referencia 1.Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D yTroncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoñode 2001): 52–75.Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53.

> Taponamiento del cedazo. Estando muchos de los trayectos de flujo del cedazo reducidos por pro -blemas de taponamiento durante la producción, el incremento de la velocidad de flujo erosiona yagranda los trayectos restantes hasta que la arena puede pasar a través de ellos. En otros casos,como se observa en esta fotografía, la presión se incrementa a lo largo del cedazo taponado hastaque éste colapsa. La mayoría de las fallas de los cedazos tienen su origen en un proceso de tapo na -miento. Se calcula que 1 gramo de una sustancia, cuyo tamaño es de menos de 44 micrones, contieneaproximadamente 1 millón de partículas. Si esas partículas son móviles y pueden formar puentes, tardeo temprano taponarán un cedazo a pesar de su tamaño diminuto.

rápidamente sin perturbar las operaciones FPSOen curso. Finalmente, el plan requería un gradorazonable de divergencia química a lo largo de lostramos horizontales largos para garantizar el tra-tamiento uniforme de los cedazos y la formación.8

Para evitar problemas de incompatibilidadentre el ácido bombeado y la unidad FPSO, secontrató una embarcación de perforación paraque actuara como plataforma de operacionesdesde la cual trabajar. El ácido se colocó direc -tamente a lo largo de los cedazos utilizandotubería flexible, con el fin de evitar cualquierinquietud relacionada con el hecho de que elácido crudo pudiera dañar los sellos del equipode terminación de pozos submarinos o el pozo

mismo. Las posibilidades de que el tratamientode estimulación fuera uniforme a lo largo de losempaques de grava y la limpieza de los cedazosresultara óptima, fueron mejoradas mediante elempleo de una herramienta de eliminación deincrustaciones a chorro Jet Blaster, colocada enel extremo de la tubería flexible (arriba).

Esta configuración asegura además que seimparta energía al fluido en el punto de inyec-ción, de manera que el ácido llegue hasta lasporciones inferiores del agujero descubierto. Lautilización de tubería flexible altera el tiempo decontacto relativo del ácido en zonas independien-tes y de este modo aborda la compleja re la ciónexistente entre la velocidad de cambio del factor

de daño de cada zona y la distribución del ácidoen el pozo.9

Los ingenieros reconocieron que una posibledesventaja de la utilización de tubería flexibleen este caso es la limitación de la velocidad debombeo, particularmente porque la profundidadde penetración del tratamiento es en esenciauna función de la tasa de inyección. Con laayuda del software de eliminación de incrusta-ciones Jet Advisor, se simularon las mejorespresiones y tasas para optimizar la efectividaddel flujo y la presión, junto con una rotaciónconstante de las boquillas de chorro (abajo).Además, se utilizó el software de diseño y eva-luación de la tubería flexible CoilCADE paraverificar las fuerzas y los esfuerzos de dichatubería y la dinámica hidráulica del pozo. Con elsoftware de simulación geoquímica Virtual Labse evaluó el posible daño a la formación, pro -ducido como consecuencia de las reaccionessecundarias y terciarias existentes entre todoslos productos incluidos en el tratamiento.10 Elácido fue mezclado continuamente por cargas, yno se manipuló ningún volumen de ácido fluorhí-drico [HF] líquido ya que sería generado por lareacción entre el ácido clorhídrico [HCl] y elbifluoruro de amonio [NH5F2].11

En cada pozo las operaciones comenzaroncon tratamientos de disolución de incrustacio-nes que redujeron las presiones de boca de pozo.Las estimulaciones ácidas se iniciaron una vezque los disolventes de incrustaciones fueronrefluidos a la unidad FPSO. Cuando el ácido fór-

10 Oilfield Review

> Servicio Jet Blaster. Colocadas en el extremo de la tubería flexible, las boquillas de carburo Jet Blaster,con eliminadores de remolinos, incrementan la eficiencia hidráulica, mientras que el anillo de deri va -ción controla la tasa de penetración, eliminando la necesidad de pasos múltiples.

> Software Jet Advisor. Después de seleccionar un tamaño de tubería flexible (CT), el ingeniero ingresa los datosde pozos y fluidos a ser utilizados por el software Jet Advisor con el fin de calcular la velocidad de bombeomáxima a través de dicha tubería y, de ese modo, la velocidad anular máxima posible. La velocidad de bombeoindicará además la caída de presión de la boquilla, según el tamaño de cada boquilla. La herramienta Jet Blasterreque rirá un mínimo de 1,500 lpc [10.3 MPa] a lo largo de la boquilla para rotar el cabezal. En base a los datosprece dentes, el software Jet Advisor seleccionará uno de los cuatro tamaños de boquillas y cabezales de boqui -llas estándar para maximizar la velocidad de penetración y la potencia de las boquillas dadas las especificacionesdel usuario. El desempeño de la boquilla varía con las condiciones específicas de fondo de pozo (izquierda), y laselección de la boquilla se basa en el desarrollo de la potencia de lanzamiento máxima posible, en el ambientede pozo existente. Para ayudar a seleccionar las boquillas de chorro correctas, el tamaño de la tubería flexible yel fluido a bombear, es necesario determinar las caídas de presión que se desarrollan a lo lago de la tuberíaflexible, a través de las boquillas de chorro, del conjunto de fondo de pozo (BHA), y del espacio anular (derecha).

Tubería base antesdel tratamiento

Atomización Jet Blaster

Envoltura de alambreantes del tratamiento

Tubería base despuésdel tratamiento Jet Blaster

Envoltura de alambre despuésdel tratamiento Jet Blaster

140

120

100

80

60

40

20

00.07 0.09 0.11 0.13 0.15 0.17 0.19 0.21 Ca

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6,000

5,000

4,000

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2,000

1,000

0

Pote

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Diámetro de la boquilla radial, pulgadas0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16

Diámetro de la boquilla radial, pulgadas

Boquilla descendenteBoquilla radial

CTBHAEspacio anularBoquilla

Otoño de 2007 11

mico de la primera etapa hizo contacto con laformación, las presiones de boca de pozo seredujeron hasta alcanzar 50 lpc [0.344 MPa] enel Pozo Q, y 0 lpc en los otros dos pozos. La pre-sión de boca del Pozo Q cayó hasta alcanzar 0 lpcdurante el tratamiento principal, antes de caerpor debajo de la presión hidrostática (derecha).

Después de la limpieza, las pruebas determi-naron que la productividad de los tres pozos sehabía incrementado en un factor cercano a 10.Antes del tratamiento, los pozos producían porlevantamiento artificial y con caídas de presiónde aproximadamente 2,000 lpc [14 MPa]. Des-pués, produjeron por flujo natural con caídas depresión de 300 a 400 lpc [2 a 3 MPa]. El plan ini-cial apuntaba a limitar el riesgo de migración definos mediante la limitación de la caída depresión y el mantenimiento de la producción enaproximadamente 6,000 bbl/d [950 m3/d] porpozo. Los tres pozos fueron puestos en marchacon una producción acumulada de 17,460 bbl/d[2,780 m3/d] de petróleo. No obstante, transcu-rridos varios meses de condiciones inalteradas,Shell comenzó a incrementar la tasa de flujo, ypara octubre de 2006, la producción del Pozo Sse incrementó hasta alcanzar aproximadamente7,000 bbl/d [1,100 m3/d], con incrementos simi-lares en los pozos T y Q en los meses siguientes.Para marzo de 2007, los pozos T y S producíanaproximadamente 8,000 bbl/d, y el pozo Q sehabía estabilizado en 6,000 bbl/d. Para mayo de2007, los tratamientos se habían traducido en 2 millones de bbl [318,000 m3] de petróleo incre-mentales, mientras que las pruebas del factor dedaño confirmaron indicaciones de que no habíamigración de finos.12

Operaciones de salvamentoPara manejar las formaciones con propensión ala producción de arena, también se han utilizadoresinas y métodos de control del contraflujo deapuntalante junto con las terminaciones sin ce -dazos.13 Las terminaciones sin cedazos requierenun enfoque integrado que comprende la carac -terización de yacimientos, las operaciones dedisparos, las operaciones de intervención contubería flexible, la acidificación de la matriz, laconsolidación con resinas, el fracturamientooptimizado con control del contraflujo de apunta-lante, y la prevención de la migración de finos.14

Una de las principales atracciones de estasterminaciones sin cedazos es que pueden efec-tuarse a través de la tubería de producción, sinel costo que implica movilizar un equipo de ter-minación de pozos. Además, estas terminacionesexhiben factores de daño más bajos que las téc-

nicas de empaque de grava convencionales y norestringen el acceso al pozo. En los campos enproceso de maduración, los sistemas sin cedazosson especialmente adecuados para las termina-ciones iniciales por su economía y capacidadpara detener la migración de finos sin sacrificarla producción.

Estos mismos atributos hacen que las termi-naciones sin cedazos resulten adecuadas parareingresar en los pozos con el fin de producir lasreservas dejadas detrás de la tubería en forma-ciones con propensión a la producción de arena.Su atracción se maximiza cuando esas reservasson demasiado pequeñas para justificar el costoque implica movilizar un equipo de terminaciónde pozos. Por ejemplo, al descubrir que el ce -dazo de arena de un empaque de grava, de malla40/60 colocado en un pozo del Mar Adriático,estaba casi totalmente obturado con finos, Eni

optó por sellar primero la terminación existentey luego redisparar el cedazo utilizando pistolasoperadas con cable. A continuación, se estimulóel intervalo con un tratamiento de fracturamientocon control del crecimiento longitudinal de lafractura (o con arenamiento inducido, TSO), y secolocó un cedazo en la sección disparada a tra-vés de la tubería de producción.15 Un agentemodificador de superficie ayudó a prevenir lamigración de finos y el taponamiento del empa-que de grava. Un segundo pozo del mismo campofalló cuando la acción de la arena producida y elapuntalante produjo un proceso de erosión através de un cedazo de una terminación confracturamiento y empaque. El pozo fue refractu-rado a través del orificio del cedazo y se aplicóuna resina al apuntalante para fijarlo en sulugar, reparando de ese modo el cedazo dañadosin restringir el área de flujo.16

8. Los fluidos inyectados tienden a seguir el trayecto demenos resistencia, lo que a menudo hace que las zonasmenos permeables reciban un tratamiento inadecuado.Mediante la utilización de medios de divergencia mecáni -cos o químicos, el tratamiento puede ser orientadohacia las zonas que requieren más tratamiento.

9. Cuando el ácido se bombea en la formación en formaforzada (bullheaded), puede disolver la obturación definos que encuentra primero y de este modo crear untrayecto de flujo para que el ácido remanente ingreseen la formación. En consecuencia, el ácido remanente fluiría en la primera zona y no alcanzaría el resto de las zonas afectadas.

10. Para obtener más información sobre el software VirtualLab, consulte: Ali S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M,Kotlar HK, Nasr-El-Din HA y Vikane O: “Pruebasvirtuales: La clave de un proceso de estimulación,”Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 62–73.

11. El daño creado por los finos usualmente se localizadentro de un radio de 1 a 1.5 m [3 a 5 pies] del pozo, pero también puede producirse en las operaciones determinación con empaque de grava. En las formacionesde areniscas, se utilizan mezclas de ácido fluorhídrico[HF] para disolver los finos presentes. En las formacio nescarbonatadas, el objetivo no es disolver sino dispersarlos finos en los agujeros de gusanos, por lo que se utilizaácido clorhídrico [HCl] como fluido de tratamiento.

12. Bogaert P, Cavazzoli G, Pérez DR, Guimaraes C, TrummerS y Lungwitz B: “World’s First Combined Acid Stimulationof Horizontal Openhole Gravel-Pack Application ofCoiled-Tubing, Dynamically Positioned Vessel, andFloating Production, Storage, and Offloading, DeepwaterOffshore Brazil,” artículo SPE 106546, presentado en la

> Un enfoque doble en tres pozos de Brasil. La reducción de la presión de boca de pozo (WHP), durantee inmediatamente después del tratamiento ácido y del tratamiento para eliminar las incrustaciones,indica la remoción exitosa de los finos que habían estado taponando los cedazos de arena en cadauno de los tres pozos del Campo Bijupira, situado en el área marina de Brasil.

Nombre del pozo

Q

S

T

WHP previaal tratamiento

1,100 lpc [7.6 MPa]

560 lpc [3.8 MPa]

410 lpc [2.8 MPa]

WHP posterior al tratamientopara eliminar las incrustaciones

760 lpc [5.2 MPa]

5 lpc [0.03 MPa]

11 lpc [0.076 MPa]

WHP posterior altratamiento ácido

0 lpc

0 lpc

0 lpc

Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, 20 al 21 de marzo de 2007.

13. Para obtener más información sobre terminaciones sin cedazos, consulte: Acock A, Heitmann N, Hoover S,Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: “Métodos decontrol de la producción de arena sin cedazos,” OilfieldReview 15, no.1 (Verano de 2003): 40–57.

14. Para obtener más información sobre operaciones dedisparos para el control de la producción de arena,consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A,Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI yStenhouse A: “Nuevas prácticas para mejorar lasoperaciones de disparos,” Oilfield Review 18, no. 3(Invierno de 2006/2007 de 2006): 18–35.

15. A la hora de fracturar formaciones de alta permeabili dad,son preferibles las fracturas anchas y altas frente a lasque se extienden a gran distancia del pozo. Este tipo deconfiguración se obtiene con tratamientos de frac tura -miento con control del crecimiento longitudinal de lafractura (o con arenamiento inducido, TSO), una vez que la fractura se ha abierto la distancia deseada conrespecto al pozo. El diseño TSO se logra permitiendo laadmisión del fluido de fracturamiento en la formación,hasta el punto en que existe fluido insuficiente comopara mantener en suspensión el apuntalante asociado.

16. Lightford SC, Pitoni E, Emiliani CN, Devia F y Valli V:“Rigless Interventions to Failed Gravel-Pack Gas WellsUsing New Resin Systems,” artículo SPE 98263,presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la FormaciónLafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Recientemente, Chevron apalancó las termi-naciones sin cedazos provistas por Schlumbergerpara incrementar en forma sustancial el retornode su inversión en una serie de seis pozos de uncampo maduro del Golfo de México. En cada unode los pozos, las técnicas incluyeron la optimiza-ción de la fase y el tamaño de los disparos, laconsolidación de la región vecina al pozo, elfracturamiento TSO y el manejo de los finos paraexplotar las reservas que se encuentran detrásde la tubería (arriba). El equipo de trabajo uti-

lizó los sistemas de consolidación de arena conresina de furano K300 en los seis pozos y, enbase a las lecciones aprendidas en el tercerpozo, un inhibidor de finos en los tres últimos.

De las seis terminaciones, los Pozos A, B, C yF, se encuentran en un campo que ha estado enproducción desde la década de 1960. Si bienhabían sobrepasado los niveles de producciónpico, aún contenían varias formaciones pequeñasde reservas limitadas, que en su totalidad reque-rían algún sistema de control de la producción de

arena. Para justificar la terminación de estaszonas sin explotar, era esencial que fueran termi-nadas de la forma más económica posible sinsacrificar la productividad. Un quinto pozo, elPozo D, fue terminado en un yacimiento agotado ,que incluía cuatro terminaciones sin control de laproducción de arena. El sexto, el Pozo E, tambiénfue terminado en un yacimiento agotado, con dosterminaciones previas; un empaque de grava yuna zona inferior terminada en forma natural.17

Los ingenieros de proyectos utilizaron el software de análisis del sistema de producciónPIPESIM para efectuar un análisis nodal encada pozo y modelar su yacimiento y su termina-ción con el fin de determinar los regímenes deproducción para una caída de presión dada. Elmodelo PIPESIM se carga con las propiedadesdel yacimiento obtenidas de los registros depozos, la historia de producción y los datos depermeabilidad del yacimiento, calculados a par-tir de las respuestas de la presión registradasdurante el tratamiento de estimulación por frac-turamiento hidráulico. Luego, los ingenierosaplicaron pautas de limitación de la caída de pre-sión para las terminaciones sin cedazos, basadasen la experiencia y en las limitaciones conocidasdel aditivo para el control del contraflujo deapuntalante con fibras, con el fin de evitar el con-traflujo de apuntalante y la pro ducción de arena.Después del inicio de la producción, el equipomonitoreó exhaustivamente las tasas y las presio-nes y las comparó con el análisis nodal, no sólopara asegurar que la caída de presión no exce-diera el límite fijado por las pautas sino tambiénpara cuantificar el desempeño de la terminaciónmediante el cálculo del factor de daño total.

Para los pozos con una larga historia de pro-ducción, se utilizó el software de análisis de pozosProCADE a fin de ajustar esa historia a un modelode balance de materiales con el objetivo de deter-minar los parámetros del yacimiento, tales comopermeabilidad, factor de daño total y tamaño delyacimiento. El software ProCADE no sólo evalúael desempeño de las terminaciones sino queademás se puede aplicar en la fase de reconoci-miento de candidatos para estimar las reservasremanentes y, de ese modo, determinar la factibi-lidad económica de una operación de terminaciónsin cedazos. Este software permite que los res-ponsables de la planeación utilicen los ajusteshistóricos de producción, además del análisisnodal, para determinar si pueden lograrse losregímenes de producción previstos en función dela limitación de la caída de presión.

12 Oilfield Review

> Intervención sin equipo de terminación de pozos. A través del empleo de técnicas de disparos ópti -mas, resinas y tratamientos de fracturamiento con control del crecimiento longitudinal de la fractura(o con arenamiento indu cido, TSO), se puede evitar la migración de arena y finos sin necesidad de unequipo de terminación de pozos. La resina, utilizada con fines de reme diación en seis pozos de Chevronsituados en el Golfo de México, trabaja a través de reacciones de polimerización cuando se inyectaen formación sueltas o no consolidadas en la matriz de la región vecina al pozo. La resina se curaconvirtiéndose en un plástico duro que adhiere las partículas de arena no consolidadas. Los finos sonpeligrosos sólo si se vuelven móviles. Para estabilizar la región vecina al pozo en forma adicional fuenecesario un tratamiento con inhibidor de finos. El inhibidor utiliza tres fluidos: un sur factante, unmonómero y un iniciador. Está diseñado para ser bombeado después de un tratamiento ácido y dejauna película ultra delgada alrededor de los granos de arena, inmovilizando efectivamente los finosmediante su fijación a la superficie de la roca.

Disparos óptimos

Consolidación con resina

Fracturamiento TSO a través de la matriz consolidada

Otoño de 2007 13

El Pozo A posee cuatro zonas que siguen siendoproductivas pero que requieren control de laproducción de arena. Los intervalos están sepa-rados por un total de apenas 60 m [200 pies].Habitualmente, esta separación pequeña re -queriría que el operador utilizara un equipo determinación de pozos para instalar los cedazosque, a su vez, obligaría a utilizar dichos equipos ala hora de extraer y volver a bajar los cedazosdurante las operaciones de reterminación futuras.Por ende, se planeó la ejecución de una termina-ción sin cedazos, consistente en el disparo de lazona de interés, la inyección de resina para la con-solidación de la arena, el frac tu ra miento concontrol del contraflujo de apuntalante confibras, y la extracción del apuntalante del pozomediante lavado con tubería flexible. El inter-valo fue disparado para lograr un nivel deproductividad óptimo con el tratamiento de frac-turamiento, asegurando al mismo tiempo que setrataran los túneles de los dis paros. Como setrataba de una formación consolidada, el trata-miento de fracturamiento incluyó un diseño TSOcon suficiente contraste de conductividad entrela fractura y la formación como para reducir almínimo la caída de presión. Se utilizó un apunta-lante revestido de resina, con un aditivo paracontrol del contraflujo de apuntalante con fi -bras, con el fin de estabilizar el apuntalante enla fractura sin dispositivos mecánicos, talescomo los cedazos.

El operador anticipaba un régimen de pro-ducción de 200 bbl/d [32 m3/d], pero después deltratamiento, el pozo produjo 500 bbl/d [80 m3/d]de petróleo y 2.5 MMpc/d [70,800 m3/d] de gas.Una cantidad considerable de arena provenientede una zona inferior, dejada detrás de la tubería,obligó a cerrar el pozo 18 meses después de laproducción inicial. El episodio confirmó que laterminación sin cedazos no producía arena niapuntalante. El pozo fue puesto en producciónnuevamente después de la instalación de unempaque de grava con tubería flexible en la zonainferior problemática.

El impulsor económico para el Pozo B estabadado por las reservas de gas limitadas. La termi-nación original de este pozo no incluyó ningúnmétodo de control de la producción de arena. Noobstante, cuando la terminación natural produjoarena, se restringió el régimen de produccióndel pozo y éste no pudo seguir satisfaciendo losrequerimientos de gas previstos de 1 MMpc/d[28,300 m3/d]. El objetivo para los ingenieros de

Schlumberger era doble: controlar la arena eincrementar la producción. La arena fue elimi-nada del pozo antes de inyectar en la formaciónuna mezcla de ácido de matriz y fluido de conso-lidación utilizando tubería flexible. El pozo fuefracturado utilizando un apuntalante revestidode resina y fibras antes de extraer por lavado elexceso de lechada de fracturamiento. Los resul-tados fueron el fin de la producción de arena yregímenes de producción de gas que alcanzaron3.2 MMpc/d [90,600 m3/d], con una presión deflujo en la tubería de producción de 1,100 lpc[7.6 MPa], con lo que su producción de 800 Mpc/d[23,000 m3/d] previa al tratamiento se incre-mentó cuatro veces.

El objetivo del Pozo C era una zona pro -ductiva pasada por alto. La configuración de laterminación existente—un empaque de gravapor debajo de la zona de interés—no permitía laimplementación de un método de control de laproducción de arena tradicional sin transportarprimero un equipo para extraer la terminaciónoriginal. Por cuestiones de economía, después dedisparar primero la tubería de revestimiento conla tubería de producción en su lugar, las op cio neseran desplegar un cedazo y un tratamiento deempaque de grava a través de la tubería de pro-ducción, o un sistema sin cedazos a través de latubería de producción. Se eligió la segunda, y seinstaló en forma similar a los dos pozos previos.

Después de la operación de reparación, el pozoprodujo sin arena a razón de 600 bbl/d [95 m3/d]de petróleo—200 bbl/d más que lo esperadoantes de la operación—y 3.5 MMpc/d [99,100 m3/d]de gas, con un factor de daño posterior al trata-miento de estimulación de 0.5. No obstante, dosmeses después, el pozo comenzó a producir sóli-dos de grano muy fino a través del empaque deapuntalante. El operador efectuó un tratamientode control de finos e instaló un cedazo de airea-ción. La producción se redujo a 350 bbl/d [56 m3/d]de petróleo y 1 MMpc/d de gas, con una caída depresión de 1,000 lpc [6.9 MPa]. Como conse-cuencia, se incluyó un sistema de control definos en los tres diseños siguientes de tratamien-tos de pozos.

El Pozo D posee cuatro terminaciones exis-tentes, todas naturales y aisladas con el tiempo.Antes de cerrar el pozo como consecuencia de laproducción de arena en las etapas tardías de suvida productiva, su última terminación habíapermitido que produjera durante cinco años conregímenes finales de 108 bbl/d [17 m3/d] de

petróleo, 485 Mpc/d [13,735 m3/d] de gas, y1,100 bbl/d [175 m3/d] de agua. Era necesario untratamiento de fracturamiento hidráulico paraalcanzar los objetivos de producción del operador,de 350 bbl/d de petróleo o 1,750 bbl/d [280 m3/d]de fluido con un corte de agua del 80%.

Esa decisión, a su vez, redujo las opcionesdisponibles para el control de la producción dearena a una terminación sin cedazos o bien auna terminación con cedazo de aireación efec-tuada a través de la tubería de producción. Sinembargo, se optó por una terminación sin ceda-zos dado que un sistema de cedazo de aireacióncrearía caídas de presión adicionales, incremen-taría la complejidad operacional y limitaría lasopciones de reparación futuras. El procedi-miento difería de los pozos previos de la serie enque se utilizaban los disparos existentes y seincluía el control de finos en el diseño. Puestonuevamente en producción inmediatamente des-pués del tratamiento, el pozo excedió los objetivos,con producciones de 500 bbl/d [80 m3/d] de petró-leo, 130 Mpc/d [3,700 m3/d] de gas y 516 bbl/d[82 m3/d] de agua.

Los pozos E y F también constituyeron ter -minaciones sin cedazos exitosas. La zona deinterés del Pozo E no había sido explotada pre-viamente, por lo que se aplicaron prácticasóptimas de disparos y emplazamiento de fluidos.Con una producción de 250 bbl/d [40 m3/d],fijada como objetivo, este pozo también superólas expectativas iniciales mediante la produc-ción inicial de 367 bbl/d [58 m3/d] de petróleo,306 Mpc/d [8,665 m3/d] de gas y 245 bbl/d[39 m3/d] de agua.

El Pozo F, ubicado en el mismo campo ma -duro que los pozos A, B y C, corresponde a laprimera terminación sin cedazos efectuadadetrás de la tubería de producción y de la tube-ría de revestimiento, y entre dos empacadorespara producción existentes y dos zonas termina-das con empaque de grava, agotadas y aisladas.Como resultado de esta configuración, la zona deinterés fue disparada tanto a través de la tuberíade producción como a través de la tubería derevestimiento. La operación concluyó con éxito,

17. Wise MR, Armentor RJ, Holicek RA, Gadiyar BR,Bowman MD, Hansen RA y Krenzke SN: “ScreenlessCompletions as a Viable Through-Tubing Sand ControlCompletion,” artículo SPE 107440, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Scheveningen, Países Bajos, 30 de mayo al 1º de junio de 2007.

aunque lo que se esperaba fuera una zona de 200 a 300 bbl/d [32 a 47 m3/d] resultó ser encambio una zona gasífera con una producción de 1.4 MMpc/d [39,600 m3/d] (arriba).

En los seis casos, la opción menos riesgosapara el control de la producción de arena era unempaque de grava convencional o un tratamientode fracturamiento y empaque. Pero la renta -bilidad de estos pozos, particularmente los queposeían reservas remanentes cuestionables olimitadas, no permitía sustentar el costo de unequipo de terminación. Más allá del abandono,las alternativas tradicionales incluían operacio-nes de disparos sin control de la producción de

arena, operaciones de disparos con consolidaciónquímica e instalación de un cedazo autónomo;tratamientos de empaque de grava, cedazos conempaque de grava, o cedazos con tratamientosde fracturamiento y empaque, todos éstos a tra-vés de la tubería de producción. Todas estasopciones poseen beneficios económicos con res-pecto a las soluciones basadas en el empleo deequipos de terminación de pozos pero tambiéndesventajas, tales como la necesidad de utilizarequipos de terminación de pozos para las repara-ciones futuras, o el hecho de comprometer laproducción a través de áreas de flujo restringido.Por el contrario, las soluciones sin cedazos, utili-

zadas para los pozos candidatos correctamenteseleccionados, ofrecen una alternativa que in -cluye la optimización de la producción y elcontrol de la producción de arena.

Cedazo en otro cedazoLos sistemas de cedazos de arena expansibles(ESS) constituyen un producto relativamentenuevo para el manejo de la producción de arena.Resultan atractivos en aplicaciones de termina-ciones en agujeros descubiertos por su fácilinstalación y, como no utilizan medio filtrante,generan un factor de daño bajo. Estas caracterís-ticas hacen que el cedazo ESS sea un medioefectivo para controlar la producción de arena enel Campo Niungo, situado en el área terrestre deGabón. Este yacimiento de arenisca, intensa-mente no consolidado, con una permeabilidadque oscila entre 0.5 y 2 darcies, requiere un sis-tema de control de la producción de arena. Elcrudo parafínico de 31°API, es acompañado de250 ppm de H2S. La presión inicial del yacimientofue de 1,091 lpc [7.5 MPa] con una temperaturade fondo de pozo de 43°C [109°F] y una relacióngas/petróleo de 200 Mpc/bbl [36 millones de m3/m3].

La compañía operadora Perenco terminó elprimero de los tres pozos del área prospectivacon un empaque de grava en el pozo entubado.La segunda fase de desarrollo consistió en 23 pozos,en los que se utilizaron cedazos de arena expan-sibles en agujero descubierto con una mallaespecial de 230 micrones. En la tercera fase dedesarrollo, concluida en forma más reciente, seutilizaron empaques de grava en agujero descu-bierto y cedazos autónomos. Para las termina cionessuperiores, los pozos del Campo Niungo requie-ren métodos de levantamiento artificial. En lamayor parte de los pozos del campo, se han ins-talado sistemas de bombeo eléctricossumergibles (ESP) y algunas bombas de cavidadprogresiva (PCP).

Después de la segunda fase de desarrollo,numerosos pozos ESS experimentaron problemasde duración funcional de las bombas. El aná lisisindicó que las causas principales incluían losaltos índices de producción de arena, la presen-cia de obturación por gas, las fallas eléctricas y

14 Oilfield Review

> Un logro sin precedentes para las operaciones de terminación sin ceda zos.La metodología de remediación para el control de la producción de arena através de la tubería de producción, es aplicable a los sistemas de control dela producción de arena defectuosos y para la recuperación de reservas pa -sadas por alto en formaciones que requieren control de la producción dearena. Esto último es particularmente atractivo para los operadores, dadoque muchas reservas pasadas por alto quedaron detrás de la tubería porser relativamente pequeñas y, en consecuencia, no resultarían rentables si requirieran una operación de reterminación utilizando un equipo de termi -nación de pozos. Chevron acaba de experimentar un primer logro en laexplotación de reservas dejadas detrás de la tubería. Después de taponarprimero las formaciones inferiores agotadas, la compañía llevó a cabo unaoperación de terminación sin cedazo detrás de la tubería de producción yde la tubería de revestimiento entre dos empacadores de producciónexistentes, y dos zonas agotadas y terminadas con empaque de grava.

Resina consolidada Redisparos

Fracturamiento

18. Powers B, Edment B, Elliot F, Gilchrist J, Twynam A yParlar M: “A Critical Review of Chirag Field CompletionsPerformance–Offshore Azerbaijan B,” artículo SPE 98146,presentado en el Simposio y Exhibición Internacional dela SPE sobre el Control del Daño de la FormaciónLafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Otoño de 2007 15

las fallas de los sistemas ESP. La arena producida,extraída a 806 m [2,644 pies] con un dispositivoespecial (sand bailer), era demasiado grandecomo para haber pasado a través de un tejido de230 micrones, y lo que se veía en el microscopiodecididamente no era contaminación (abajo).Sin dudas, el control activo de la producción dearena había fallado pero la causa era incierta.

Durante sus dos primeros años de producción,se efectuaron siete reparaciones en el Pozo 26 del Campo Niungo, incluyendo el cambio de unsistema ESP por un sistema PCP. No obstante,los problemas de producción errática, obtura-ción por gas y producción de arena continuaron,de manera que el operador decidió incluir unproceso de control de la producción de arenacon fines de remediación antes de volver a bajaruna bomba nueva. Dado que el diámetro internomás pequeño del cedazo ESS era de 4.88 pulga-

das, se tomó la decisión de solicitar dos tamaños decedazos con fines de remediación, 27⁄8 pulgadas (3.6 pulgadas de diámetro externo máximo) y 31⁄2 pulgadas (4.25 pulgadas de diámetro externomáximo). Se seleccionó un cedazo de acero ino-xidable MeshRite porque mantendría laintegridad del pozo ESS y retendría las partícu-las más grandes que po drían ingresar en elcedazo ESS defectuoso, creando un empaquenatural en su interior. La reparación se efectuócon una unidad de entubado bajo presión (snub-bing unit), propiedad de Perenco, y dado que elpetróleo del Pozo 26 del Campo Niungo es para-fínico, se limpió primero con agua caliente y gelviscoso utilizando tubería flexible.

Utilizando tubería flexible de 11⁄2 pulgadas, selimpió el pozo con agua a 80°C [176°F], con 2%de cloruro de potasio [KCl]. A una profundidadde 814 m [2,670 pies], se halló una obstrucción yse agregó gel para llegar al fondo. Luego, loscedazos para tuberías de revestimiento cortas de27⁄8 pulgadas con fines de remediación, pudieroncolocarse sólo a una profundidad medida de 827 m[2,713 pies], dentro del cedazo ESS. El tope delcedazo ESS se encontraba a 816 m [2,677 pies] ysu parte inferior a 837 m [2,746 pies], lo que pudohaber sido un resultado del daño del cedazo ESS.

Después de la instalación del cedazo MeshRite,el pozo fue puesto en producción lentamente, deacuerdo con la recomendación del proveedor yfinalmente produjo con regímenes equivalentesa su producción inicial y sin arena. En los seismeses siguientes, el pozo arrojó la misma pro-ducción que la de los primeros 18 meses de suvida productiva.

Operaciones de remediación futurasLa remediación activa para controlar la produc-ción de arena está recibiendo cada vez másatención en la industria. Los incrementos sig -nificativos de los precios del crudo y el gas,combinados con el acceso reducido a los nuevosdescubrimientos de magnitud, han traído apare-jado tanto un sentido de urgencia como de valorpotencial de las reservas remanentes que seencuentran en los campos en proceso de enveje-cimiento. Deseosos de evitar los riesgos y losaltos costos asociados con la incorporación dereservas a través de plays tecnológicamentedificultosos y caros, situados en áreas de aguas

profundas y en otros ambientes remotos, los opera-dores consideran particularmente atractiva laremediación de los activos existentes. En conse-cuencia, las compañías que alguna vez procuraronvender todas las propiedades en proceso demaduración, en lugar de dedicar recursos pararecuperarlas, hoy probablemente vean las reser-vas descubiertas pero sin desarrollar, alojadas enyacimientos con propensión a la producción dearena, como una fuente importante de creci-miento de las reservas.

El interés en el manejo de la producción dearena ha sido incentivado adicionalmente porlos informes de los grandes operadores, que indi-can que las reservas de sus yacimientos conpropensión a la producción de arena se han in -crementado significativamente. Por ejemplo,hace apenas unos años, aproximadamente untercio de la producción de BP provenía de ya -cimientos con propensión a la producción dearena. No obstante, para fines de esta década, seprevé que esas formaciones darán cuenta de casila mitad de toda la producción de BP.18 La com-pañía considera esta situación suficientementeimportante como para haber establecido recien-temente un área de liderazgo tecnológico (TLA),denominada “Más allá del control de la produc-ción de arena” para organizar globalmente elmanejo de la producción de arena de sus activos.

Los datos recientes sugieren que la introduc-ción del proceso de monitoreo en tiempo realdurante la instalación del sistema, que estará dis-ponible probablemente en los próximos años,sumado a la experiencia creciente de la industriaen el diseño y la aplicación de sistemas de controlde la producción de arena, reducirá las fallas enforma sustancial. El siguiente paso lógico estaríadado por los sistemas de control de la producciónde arena provistos de capacidades de monitoreode la producción para advertir a los operadoresacerca del movimiento de las partículas en la for-mación o en cuanto al inicio del taponamiento yla presencia de puntos ca lien tes. Esos datos entiempo real también podrían utilizarse paraaumentar el conocimiento de los efectos de laproducción sobre las formaciones y de este modoasistir en la creación de prácticas y servicios quepueden extender significativamente la vida pro-ductiva del pozo. —RvF

> Un primer plano. Una imagen microscópica desólidos obtenidos con un dispositivo especial(sand bailer) a 806 m de profundidad en el Pozo 26del Campo Niungo, muestra que los granos dearena son demasiado grandes para haber pasa dopor un cedazo ESS con un tejido intacto de 230mi cro nes. Además, deja en claro que la reduc -ción de la producción no fue el resultado de unpro ceso de contaminación. Convencidos de queel sistema de control de la producción de arenaexistente en el Campo Niungo de Gabón habíafallado, los ingenieros de Perenco utilizaron unaunidad para entubar bajo presión (snubbing unit),con el fin de colocar un cedazo MeshRite dentrode su cedazo ESS evidentemente dañado.

01980 1990 2020 20302000 2010

Año

20

40

60

80

100

120

Petró

leo

equi

vale

nte,

mill

ón d

e bb

l/d

Petróleo convencional,952,000 millones de bbl

Areniscas petrolíferas,651,000 millones de bbl

Recursosrecuperables

Demandade líquidos

Petróleo pesado,434,000 millones de bblBiocombustibles

Otros

Líquidos del gas natural

Areniscas petrolíferas

Crudo y condensado

16 Oilfield Review

Revisión de las operaciones de refinación: Una mirada por detrás del cerco

David AllanConsultor Houston, Texas, EUA

Paul E. DavisChevronRichmond, California, EUA

Un producto final de la actividad de producción es el petróleo crudo. El crudo producido

incrementa significativamente su valor una vez convertido en productos terminados. Al

igual que las actividades del sector de exploración y producción, el proceso de refi na -

ción incluye operaciones ejecutadas en condiciones extremas y el uso de tecnología

de avanzada.

Las operaciones de perforación y producción sonsólo el comienzo; se requieren procesos de refi-nación complejos a menudo llevados a cabo encondiciones de temperatura y presión extremas,para convertir el crudo producido en los produc-tos que mueven a toda la humanidad. Desde lasplataformas de aguas profundas, con costos delorden de varios miles de millones de dólares,hasta las excavadoras mecánicas que extraen lasareniscas petrolíferas del permafrost, los producto-res de petróleo atraen la atención del público. Elpetróleo crudo que se obtiene con estas tareasdesaparece detrás de los cercos de las refinerías,en unas 658 localizaciones distribuidas por todoel mundo. Estas plantas abarcan desde una ins-

talación en Venezuela que trata 149,000 m3/d[940,000 bbl/d] hasta localizaciones que mani-pulan menos de 160 m3/d [1,000 bbl/d].1 A pesarde esta enorme disparidad de tamaño, estas refi-nerías comparten la meta común de convertir elpetróleo crudo en productos terminados valiososy aprovechables. Esto convierte a la historia dela refinación en un relato importante; tantodesde el punto de vista económico como tecnoló-gico. Se trata además de una historia de logroscientíficos y mejoramiento continuo.

La refinación representa un enlace vital enla economía mundial. El incremento de los

niveles de ingresos y el crecimiento de las pobla-ciones ejercen una presión continua sobre loscombustibles para el transporte y todos los pro-ductos químicos elaborados a partir del petróleo(abajo).2 Esta presión para producir un suminis-tro creciente de combustibles y químicos estáacompañada por normas ambientales interna-cionales cada vez más estrictas. Para satisfacerestas demandas, los refinadores están explo-tando literalmente hasta la última gota de cadabarril y están procesando petróleos más pesadosa medida que los suministros de crudo conven-cionales se vuelven escasos.

1. “Global Refining Capacity Increases Slightly in 2006,” Oil & Gas Journal 104, no. 47 (Diciembre de 2006): 56–60.McKetta JJ Jr (ed): Petroleum Processing Handbook.Ciudad de Nueva York: Marcel Dekker, 1992.

2. Energy Outlook 2006 (Panorama Energético 2006) deExxonMobil. http://www.exxonmobil.co.uk/Corporate/Citizenship /Imports/Energy Outlook06/slide_9.html (Se accedió el 10 de febrero de 2007). Meyer RF y Attanasi ED: “Heavy Oil and Natural Bitumen—Strategic Petroleum Resources,” USGS(Agosto de 2003), http://pubs.usgs.gov/fs/fs070-03/fs070-03.html (Se accedió el 10 de febrero de 2007).

3. Nelson WL: Petroleum Refinery Engineering, 4a. ed.Ciudad de Nueva York: McGraw-Hill, 1958.

4. El tratamiento del petróleo pesado ha planteado nuevosdesafíos también para los productores. Las propiedadesfísicas del petróleo pesado hacen que la mayoría de susvariedades sea difícil de transportar a la refinería pormedios convencionales. Los productores deben decidir sihan de preparar el petróleo pesado para su despacho porprocesos de dilución o mediante un mejoramiento parcialo total en sitio.

5. Davis NC: “Overview of Domestic Petroleum Refining andMarketing,” (5 de febrero de 2007), http://www.eia.doe.gov/emeu/finance/usi&to/downstream/update/index.html (Se accedió el 13 de febrero de 2007).

6. Davis P, Reynolds J, O’Neal A y Simmons K: Crude Oil andIts Refining. Richmond, California, EUA: Universidad Técnica de Chevron, 2005.

> Suministro y demanda globales de líquidos. Se espera que la demanda global de líquidos (transporte,industrial, residencial, comercial y generación de energía) aumente, pasando de los 13.5 millones de m3/d[85 millones de bbl/d] actuales hasta aproximadamente 18.3 millones de m3/d [115 millones de bbl/d]en el año 2030 (izquierda). La mayor parte de esta demanda será satisfecha con crudo y condensado.A medida que las reservas de crudo convencionales se vuelvan escasas, más dependeremos del pe -tróleo pesado para satisfacer la demanda de líquidos. El petróleo pesado recuperable (22°API o unvalor inferior) (derecha) constituye casi un 50% de las reservas de petróleo convencionales. Las con -tribuciones de las areniscas petrolíferas se incrementarán a lo largo de todo este período, pasandode aproximadamente 320,000 m3/d [2 millones de bbl/d] a casi 1.1 millón de m3/d [7 millones de bbl/d]en el año 2030. (Demanda global de líquidos adaptada con el permiso de Energy Outlook 2006 deExxonMobil, referencia 2. Recursos recuperables adaptados de Meyer y Attanasi, referencia 2.)

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece al Dr. Douglas Harrison, Universidad Estatal deLuisiana, Baton Rouge, EUA.

Otoño de 2007 17

Este artículo analiza el proceso de refinacióny su evolución desde sus comienzos sencillos, conequipos que operaban mediante cargas de ali-mentación (dosificadas en el tiempo [batch])hasta las plantas altamente automatizadas denuestros días que funcionan durante las veinti-cuatro horas del día. Examinaremos además elagregado creciente de los petróleos pesados enlas cargas de alimentación de las refinerías y latendencia hacia la obtención de niveles de conta -minantes casi nulos en los combustibles utiliza-dos para el transporte.

Desde los comienzos sencillos hasta el desarrollo de una industria global claveSi bien los historiadores hablan sobre la utiliza-ción del petróleo y el alquitrán en los tiemposantiguos, la primera refinería conocida fue cons-truida en 1860 en Titusville, Pensilvania, EUA, aun costo de US$ 15,000.3 En ese entonces, aligual que ahora, el desafío del refinador era con-vertir el petróleo crudo viscoso de alto punto deebullición, en productos de menor punto de ebu-llición. Los primeros refinadores empleabansistemas operados por cargas de alimentaciónen lugar de sistemas continuos, y utilizaban elcraqueo termal como proceso de conversión (Véase“Glosario de refinación,” próxima pá gina). Eneste tipo de craqueo, las moléculas de petróleograndes se descomponen termalmente en

moléculas de sustancias de menor punto deebulli ción. Los materiales de menor punto deebullición que son estables, abandonan el sis-tema como gas craqueado, gasolina, y destiladoscon puntos de ebullición cercanos a los del kero-sén y el diesel. Los demás componentes menosestables se polimerizan para formar productosmás pesados que el crudo original.

El craqueo termal para producir gasolina onafta para motores fue el proceso de conversiónprincipal durante la primera parte del siglo XX.La utilización de procesos termales alcanzó supunto álgido en la década de 1930, y subsiguien-temente declinó con la introducción del craqueocatalítico en lecho fluido durante la SegundaGuerra Mundial. El craqueo catalítico finalmen -te desplazó al craqueo termal como proceso deconversión principal, aunque en muchas refine-rías pequeñas se sigue utilizando un proceso decraqueo termal medio. Este desplazamiento delproceso termal se debe a la mayor producción degasolina de alto octanaje del craqueo catalítico,con menos combustóleo (fuel oil) pesado y ningúnsubproducto de coque. Después de la guerra, lasoperaciones de refinación continuaron madu-rando y expandiéndose a través del empleo decatalizadores sofisticados y del control automáticode los procesos. Estas mejoras incrementaronlos niveles de conversión y mejoraron la selecti-vidad de los productos deseados.

Hoy, los refinadores se enfrentan con el mismodesafío que confrontaron sus predecesores hacemás de cien años; los productos de las refineríasdeben satisfacer las demandas del mercado. Elmercado actual demanda un combustible para eltransporte que entre en ebullición por debajo de345°C [650°F], con un contenido de azufre casinulo. El problema es que el petróleo crudo rara-mente se presenta de esa forma. El crudo dulceliviano, tal como los Brent y West Texas Interme-diate, cuyo contenido sulfuroso es inferior a 1.0%en peso, se ha vuelto escaso y costoso debido aldesplazamiento del mercado hacia el crudo máspesado, con niveles de azufre que oscilan entre1.0 y 3.0% en peso. El incremento del uso delpetróleo pesado con niveles de azufre superioresa 3.0% en peso ha impuesto más demandas sobrelas refinerías.4 La diferencia de calidad entre elpetróleo liviano y el petróleo pesado se observaen el precio de mercado que pagan los refinado-res por la carga de alimentación. El diferencialde precios entre el crudo liviano (>40°API) y elpetróleo pesado (<20°API) varía con el mer-cado, siendo un valor típico el de US$ 9.0 porbarril.5 Con la gran demanda de combustibleslivianos para el transporte, entre el 70 y el 90%del barril de dichos productos ahora entra enebullición por debajo de 345°C.6

18 Oilfield Review

Compuestos aromáticos—término general que se utiliza para designar a los hidrocarburos de petróleo que contienen al menos una estructura de anillo con enlaces dobles alternados.

Procesamiento por carga (batch)—método de producción en el que los ingredientes se mezclan en un recipiente y se aplican las condiciones requeridas; transcurrido un cierto tiempo, el proceso se cierra y el recipiente se vacía.

Campana de burbujeo—una campana ranurada colocada por encima de un tubo ascendente de vapor en una columna de destilación para facilitar el contacto vapor-líquido. Los conjuntos de campana de burbujeo y tubo ascendente se disponen en bandejas horizontales en la columna. Otros conjuntos de contacto de bandejas, comunes en las refinerías, son las bandejas perforadas y las bandejas de válvula.

Coque—material carbonáceo formado por reacciones de condensación a temperaturas elevadas.

Coquificación—proceso de craqueo termal severo del residuo bajo vacío para producir coque y productos más livianos. La variante más común es la coquificación retardada en la que se utilizan tiempos de residencia largos a alta temperatura para llevar el proceso a una conversión casi completa.

Procesamiento continuo—método de producción con capacidad para producir un producto sin interrupción.

Craqueo—rotura de un enlace carbono-carbono ya sea por medios termales (coquificación) o con la ayuda de un catalizador (craqueo catalítico, hidrocraqueo).

Desasfaltado—utilización de un hidrocarburo liviano para separar el asfalto de la solución.

Destilado—corriente de refinería que ha sido vaporizada y condensada.

Destilación—separación de los componentes sobre la base de sus diferencias de volatilidad.

Reacción endotérmica—reacción química que absorbe calor.

Ensuciamiento—flujo restringido en los conductos o los recipientes de las refinerías como resultado de la formación de coque, acumulación de barros o acumulación de partículas.

Fraccionamiento—proceso de separación basado en los gradientes de concentración.

Combustóleo—amplia clasificación para los combustibles líquidos producidos en la refinería, que van desde los destilados hasta el combustóleo pesado.

Gasoil—cualquier corriente de destilado que posea un punto de ebullición superior al de la nafta pesada.

Petróleo pesado—petróleo pesado con alto contenido de azufre. Los petróleos pesados son difíciles de refinar debido a los altos niveles de azufre, aromáticos condensados (asfaltenos) y metales. No existe ninguna definición universal para los petróleos pesados pero sus valores de azufre superan normalmente el 3.0% en peso, y su densidad oscilaentre 20 y 22°API, o un valor inferior.

Isomerización—transformación de una molécula en otra forma (el isómero) con el mismo peso molecular pero diferente ordenamiento estructural.

Nafta—corte de destilación con temperaturas de ebullición que varían entre 32 y 220°C [90 y 430°F]; las naftas suelen clasificarse de acuerdo con el proceso y el rango de temperaturas de ebullición.

Naftenos—término general que se aplica a los hidrocarburos de petróleo que contienen al menos un anillo saturado.

Número de octano—una medida de la resistencia a la autoignición (detonación) del combustible. El número de octano es el porcentaje en volumen de iso-octano de una mezcla heptano-normal-iso-octano que posee las mismas características de detonación que el combustible en cuestión.

Olefina—término general que se aplica a los hidrocarburos de petróleo que contienen al menos un enlace doble carbono-carbono.

Parafina—término general que se aplica a los hidrocarburos de petróleo saturados que no contienen ningún anillo y poseen un número de carbono mayor a 20.

Petroquímicos—nombre genérico dado a una amplia gama de productos producidos mediante la utilización de corrientes de refinería de derivados como carga. Los productos petroquímicos básicos, tales como el etano, pueden provenir directamente de corrientes de refinería o ser producidos por un proceso tal como el craqueo de la nafta.

Sílice-alúmina—nombre dado al material básico del catalizador de craqueo catalítico amorfo. El material de sílice-alúmina para el catalizador de craqueo es producido sintéticamente mediante la combinación de silicato de sodio, aluminato de sodio e hidróxido de sodio.

Eyección de vapor—pasaje del vapor a través de un eyector a chorro para generar un vacío.

Destilación directa—corrientes de fluido de refinería fraccionadas directamente del crudo.

Convertidor catalítico de tres vías—cartucho filtrante de los sistemas de escape de gas de los automóviles utilizado para reducir las emisiones. El convertidor actúa mediante la reducción de los óxidos de nitrógeno en nitrógeno y oxígeno, la oxidación del monóxido de carbono que produce dióxido de carbono, y la oxidación de los hidrocarburos sin quemar que resulta en dióxido de carbono y agua.

Residuo de vacío—la corriente inferior o la más pesada de la torre de destilación del petróleo crudo al vacío.

Reducción de la viscosidad—craqueo termal medio.

Zeolita—mineral de sílice-alúmina que posee una estructura porosa abierta. Las zeolitas normalmente experimentan un tratamiento ulterior mediante el intercambio con las tierras raras para producir las propiedades deseadas del catalizador de craqueo catalítico.

Glosario de refinación

Otoño de 2007 19

Los refinadores han satisfecho estos desafíosmediante la instalación de más capacidad deconversión y terminación de productos. En esteartículo, examinaremos cómo una refineríarecibe crudo y lo convierte en productos termi-nados para el mercado.

La separación es el primer pasoTodas las refinerías poseen tres secciones princi-pales: separación, conversión y terminación.7

Antes de procesar el crudo, los refinadores debensepararlo físicamente según su peso molecular.

Esto permite que los pasos de conversión selecti-vos y específicos operen en forma eficiente. Losproductos resultantes de estos pasos de conver-sión son tratados luego en numerosos pasos determinación que los prepara para la venta. Todosestos pasos operan en concierto para convertir elcrudo en miles de productos (abajo).8

El primer paso en cualquier refinería es laseparación del petróleo crudo en corrientes decomponentes en una torre de destilación. Elpetróleo crudo contiene miles de compuestosindividuales y, a presión atmosférica, estos com-

ponentes pueden entrar en ebullición a cual-quier temperatura entre 0°C [32°F] y más de540°C [1,000°F]. La destilación se utiliza paraseparar el crudo en diferentes fracciones dentrodel rango de temperaturas de ebullición paralograr un proceso de conversión y limpieza efi-

7. Los términos tratamiento y terminación de productos seutilizan a menudo en forma indistinta.

8. Speight JG: The Desulfurization of Heavy Oils andResidua. Ciudad de Nueva York: Marcel Dekker, 2000.Gary JH y Handwerk GE: Petroleum Refining Technologyand Economics, 4a ed. Ciudad de Nueva York: MarcelDekker, 2001.

> Proceso típico de una refinería que muestra las secciones de separación, conversión y terminación con los productos finales (izquierda). El número deproductos de la mayoría de las refinerías asciende a cientos y, en las refinerías de conversión, puede ascender a miles si existe producción de aceiteslubricantes, parafinas y grasas. En algunas instalaciones, el gas y la nafta de refinería se envían a las plantas petroquímicas para su mejoramiento ulte -rior; proceso en el cual los productos finales definitivos ascienden a decenas de miles (derecha). (Adaptado con permiso de Speight, referencia 8).

Separación

Unidad dedesasfaltado

Coquificación

Craqueo catalítico

Craqueo catalítico

Petróleocrudo

Hidrocraqueo

Hidrocraqueo

Hidrotratamiento

Hidrotratamiento

Hidrotratamiento

Hidrotratamiento

Reformador

Alquilación

Gas licuado de petróleo, gas combustible, carga de alimentación petroquímica

Gasolina

Carga de alimentación petroquímica (gas, nafta)

Hidrógeno

Kerosén

Kerosén,destilado medio

Nafta, kerosén

Nafta, kerosén

Aceite para calefacción

Combustóleo (fuel oil)

Combustóleo

Cortes finales livianos

Gasolina, kerosén, diesel oil (combustible diesel)

Gasolina, kerosén

Coque

Asfalto

Aceite aromático

Aceite lubricante, cera, grasa

Reducción de la viscosidad

Extracciónpor solventes

Plantade gas

Destilaciónal vacío

660 a 880°F

580 a 650°F

450 a 580°F

320 a 450°F

320°F

Butanos, butilenos

880

a 1,

050°

F 1,050°F

650°F

Soluble

Insoluble

Destilaciónatmosférica

Conversión Terminación Productos

Tinta

Pinceles

Teléfonos

Elementos de pesca

Desodorantes

Cera para pisos

Cintas eléctricas

Conservadores de alimentos

Antiparras de seguridad

Caucho sintético

Cápsulas de vitaminas

Repelentes de insectos

Pinturas

Sombrillas

Mangueras para jardines

Esmalte para uñas

Antihistamínicos

Calzado deportivo

Dentaduras postizas

Pomada para zapatos

Correas de ventiladores

Aspirinas

Lápiz labial

Paracaídas

Pasta para dientes

Hilados

Anestésicos

Bolígrafos

Válvulas para el corazón

Productos

Operaciones petroquímicasOperaciones de refinación

Productos petroquímicos> 10,000

Productos de refinería,entre cientos y miles

V A P O R

V A P O R

V A P O R

LÍQ

UID

O

LÍQ

UID

O

Líquido

Bandeja

Líquido

Bandeja

Campanas deburbujeo

Campanas deburbujeo L

ÍQU

IDO

ciente aguas abajo del proceso. Las refinerías deconversión modernas poseen habitualmente dostorres de destilación en serie; una torre que operacerca de la presión atmosférica, seguida de unaunidad que opera al vacío.9 Estas torres grandes

a menudo poseen la velocidad de alimentaciónmás alta de todas las unidades de la refinería.Una unidad grande puede procesar 32,000 m3/d[200,000 bbl/d] o un volumen mayor de crudo.Las torres contienen bandejas o elementos deempaque estructurados para el contacto vapor-líquido, y es común observar torres de hasta 45 m[150 pies] de altura.10

El esquema de flujo a través de la torre at mos -férica y la torre al vacío es directo. Después deremover el agua y la sal, el petróleo crudo se envíaa la torre atmosférica (izquierda). En la torreatmosférica, el flujo de alimentación se separa envarias corrientes de componentes: gas, nafta, des-tilado y residuo. El residuo proveniente de estaunidad se envía a la torre de destilación al vacíopara recuperar los líquidos adicionales que entranen ebullición a temperaturas superiores. Estoslíquidos se utilizarán luego como carga para lasunidades de conversión críticas. Las torres dedestilación al vacío utilizan el proceso de eyecciónde vapor para generar un vacío de 50 a 100 mm demercurio. Esto mantiene la temperatura lo sufi-cientemente baja como para evitar ensuciar lassecciones internas de la torre. Si bien en todas lasrefinerías la destilación es el proceso de sepa -ración primaria, ciertas instalaciones poseenalgunos pasos de separación adicionales, talescomo el desasfaltado y otros pasos de extracción.11

Las unidades colocadas aguas abajo de lastorres transforman las fracciones separadas enproductos; aquí es donde se lleva a cabo la ver-dadera operación. Algunas unidades utilizancatalizadores sofisticados, mientras que otrasrealizan su trabajo utilizando métodos termalesque emplean la fuerza bruta. Las temperaturasde estas unidades oscilan entre 4°C [40°F] enun reactor de alquilación, y 700°C [1,300°F] enun recipiente regenerador de craqueo catalítico.Las presiones pueden alcanzar un valor de 20.7 MPa[3,000 lpc] en una unidad de hidrocraqueo,hasta el nivel casi atmosférico en una unidad decoquificación retardada.

El caballo de tiro de la conversiónEntre la colección única de elementos de unarefinería, los más cruciales son las unidades deconversión; utilizadas para el craqueo catalítico,el hidrocraqueo y la coquificación. Estas unida-des convierten las fracciones de petróleo de altopeso molecular provenientes de la separación,en componentes que se convierten en productosterminados. De estas unidades de conversión, elproceso por excelencia es el craqueo catalíticofluido (FCC). El craqueo catalítico, descubiertoen la década de 1920, utiliza arcilla tratadacomo catalizador; Exxon comercializó la primeraunidad de lecho fluido en su refinería de Baton

Rouge, en Luisiana, en el año 1942.12 Desde en -tonces, el craqueo catalítico se ha convertido enel proceso más utilizado para la conversión delas fracciones con puntos de ebullición superio-res en gasolina y otros productos.13

El proceso de craqueo catalítico posee tole-rancia para una amplia variedad de cargas. Unacarga común es una fracción con una temperaturanominal de 340 a 540°C [650 a 1,000°F], prove-niente de la torre de destilación al vacío. La cargaFCC se precalienta e inyecta en una corriente decatalizador fluido móvil proveniente del regenera-dor en la entrada del reactor (próxima página).14

La temperatura de la corriente del catalizador esde aproximadamente 700°C [1,300°F] y las reac-ciones de craqueo se producen con rapidez. Lacinética de la rotura de los enlaces carbono-carbo noes compleja y puede incluir trayectos múltiples ydiversas reacciones secundarias. Como resultadode las diversas reacciones, el catalizador que saledel reactor es desactivado a partir de la deposita-ción de carbono.

La temperatura en la parte superior de lasalida del reactor se encuentra habitualmenteentre 480 y 550°C [900 y 1,020°F].15 Los operado-res controlan esta temperatura cuidadosamente,ya que posee un efecto importante sobre la distri-bución de los productos; las temperaturas másbajas favorecen la producción de destilado, mien-tras que las temperaturas más elevadas favorecenla gasolina y las olefinas livianas. Si bien las reac-ciones secundarias pueden controlarse en ciertamedida por el enfriamiento rápido que se pro-duce en el tope del reactor, ocurren en númerosuficiente como para que el catalizador que saledel reactor sea desactivado a partir de la deposi-tación de carbono.

Después de la separación, el catalizador de -sactivado pasa al recipiente regenerador dondelos depósitos de carbono son quemados total-mente en un proceso controlado de combustiónfluidizada, utilizando aire o aire enriquecido conoxígeno. El catalizador regenerado pasa delregenerador al reactor para iniciar el procesonuevamente.

Las temperaturas en los regeneradores decraqueo pueden aproximarse a 730°C [1,350°F],y las paredes de los recipientes deben revestirsecon material refractario para proteger la carcasade acero. Los diámetros grandes de los recipien-tes mantienen las velocidades del gas a valoressuficientemente bajos como para minimizar elarrastre de las partículas finas del catalizadoren el gas de combustión. La energía presente enel gas de combustión del regenerador es dema-siado valiosa para ser liberada a la atmósfera. Seutiliza habitualmente para generar vapor en unacaldera de monóxido de carbono.

20 Oilfield Review

> Proceso de destilación. La destilación del pe -tróleo crudo es un proceso de separación física,termal, en componentes que exhiben distintastemperaturas de ebullición. En una unidad dedestilación atmosférica de crudo, la carga dealimentación se calienta en los intercambiadoresy en los hornos hasta aproximadamente 370°C[700°F] (extremo superior). A esta temperatura,una porción significativa del crudo se vaporiza yse desplaza en forma ascendente por la columnade destilación, mientras que los líquidos rema nen -tes se desplazan hacia el fondo de la columna.Los vapores que salen hacia el extremo superiorde la columna se condensan formando líquido, yuna porción retorna a la columna como reflujo. A lo largo de toda la columna, el líquido y los va -pores están en contacto; los elementos internostales como las bandejas o el empaque ayudan aproducir este contacto (extremo inferior). En elinterior de la columna, se establecen capas ter -males que se ajustan a las temperaturas deebullición de las corrientes de productos. Estascorrientes de productos se extraen como co -rrientes laterales. El nivel de nitrógeno del crudoafecta el color de las corrientes de productos.Desde el extremo superior de la columna haciaabajo, estas corrientes de productos comienzancomo fluidos claros y luego se vuelven cada vezmás oscuras. La corriente inferior, provenientede la torre de destilación atmosférica del crudo,es enviada a una torre de destilación que operabajo vacío si dicha torre existiera. (Adaptado deDavis et al, referencia 6).

Otoño de 2007 21

Las unidades de craqueo catalítico poseenbalance térmico; la combustión del carbono enel catalizador usado provee la energía requeridapara precalentar la carga y proporcionar lareacción endotérmica. Habitualmente, se re quie -re aproximadamente un 70% de la energíaproveniente de la combustión para el precalenta-miento de la carga y la reacción. El otro 30% esconsumido por las pérdidas de calor, el precalen-tamiento del aire que va al regenerador y lageneración de vapor. Una unidad de craqueocatalítico grande puede contener 545 toneladas[600 toneladas métricas] de catalizador cir cu lan -do a velocidades másicas de algunas toneladaspor segundo. El ajuste de los balances simultá-neos de masa y energía es la clave del éxito de laoperación.

Si bien el proceso de craqueo catalítico haexperimentado una serie de mejoras en los últi-mos 75 años, ninguna produjo un mayor efectoque las mejoras del catalizador en sí. La propie-dad clave de cualquier catalizador de craqueo esla presencia de un sitio ácido activo sobre unasuperficie sólida. Los primeros catalizadores FCCeran de material de sílice-alúmina sintético. Estoscatalizadores poseían un distribución aleatoria desus poros y los diámetros de los mismos eranmucho más grandes que los tamaños moleculares.

El descubrimiento decisivo en catálisis decraqueo tuvo lugar en la década de 1960 con laintroducción de las zeolitas a la base de los ca ta -li zadores de sílice-alúmina. Las zeolitas permi-tieron la preparación de catalizadores con unaestructura tridimensional controlada con porosde tamaño molecular.16 El control del tamaño delporo permite excluir los compuestos aromáticosde alto peso molecular, reduciendo de ese modolas reacciones al carbono indeseables. Estasmejoras incrementaron en forma pronunciada laactividad de los catalizadores y mejoraron laselectividad de los productos deseables. Aún hoyse siguen registrando mejoras adicionales en laactividad y la selectividad de los catalizadores decraqueo.

Otro proceso de conversión importante quese lleva a cabo en la refinería es el hidrocraqueo.El hidrocraqueo combina la rotura de los enlacesde carbono-carbono con el agregado de hidró-geno. El proceso fue desarrollado origi nalmentepor I.G. Farben en el año 1927 para convertircarbón en gasolina.17 Existen diversas formas dehidrocraqueo, dependiendo de la aplicación.Éstas abarcan desde el hidrocraqueo medio delos gasoils pesados de vacío efectuado a una pre-sión parcial de hidrógeno que oscila entre 5.5 y10.4 MPa [800 y 1,500 lpc], hasta el hidrocra-queo severo del petróleo residual llevado a caboa una presión de 20.7 MPa [3,000 lpc].

El hidrocraqueo es un proceso flexible quepuede ser diseñado para maximizar la produc-ción de gasolina o diesel, precalentar la carga dela unidad de craqueo catalítico o producir petró-leos de base para la fabricación de lubricantes.Independientemente de la aplicación, los reac-tores de hidrocraqueo utilizan habitualmente uncatalizador moldeado, cargado en lechos fijos decorriente descendente.18 Casi todos los catali -zadores de hidrocraqueo utilizan una base desílice-alúmina con un componente metálico, talcomo el platino o el paladio. El catalizador de hi -dro craqueo se desactiva con el tiempo, a medida

que se acumulan depósitos de carbono, cu brien dositios activos. Este proceso necesita un incre-mento gradual de la temperatura para mantenerlos objetivos de conversión procurados. Al cabode dos o tres años, la actividad del catalizadorde hidrocraqueo se reduce hasta un punto en elque la unidad debe cerrarse y el catalizadorregenerarse o reemplazarse. La regeneración selleva a cabo mediante la eliminación por com-bustión de los depósitos de carbono en sitio. Loscatalizadores de hidrocraqueo pueden atravesarvarios ciclos antes de ser descartados, previarecuperación de los metales preciosos.

9. En una referencia a las primeras operaciones de lasrefinerías en las que el proceso prevaleciente era elcraqueo termal, estas unidades de destilación se siguenllamando hornos de destilación atmosféricos y al vacíoen muchas publicaciones sobre refinería.

10. Hsu CS y Robinson PR (eds): Practical Advances inPetroleum Processing. Ciudad de Nueva York: Springer, 2006.

11. Algunas refinerías utilizan hidrocarburos livianos, talescomo el propano, para precipitar asfaltenos en un pasoque implica la extracción con solventes. El aceitedesasfaltado resultante puede ser utilizado en los pasosdel proceso de conversión o para producir lubricantes.

12. La primera utilización de las arcillas tratadas para elcraqueo catalítico de las fracciones de petróleo que setransforman en gasolina se atribuye a Eugene Houdry.Para la implementación comercial, a fines de la décadade 1930, se empleó un catalizador de tipo gránulo que se

desplazaba entre el reactor y el regenerador (lechosmóviles).Magee JS y Dolbear GE: Petroleum Catalysis inNontechnical Language. Tulsa: PennWell PublishingCompany, 1998.

13. Gary y Handwerk, referencia 8.14. Gary y Handwerk, referencia 8.

Hsu y Robinson, referencia 10.15. Hsu y Robinson, referencia 10.16. Venuto PB y Habib ET Jr: Fluid Catalytic Cracking

with Zeolite Catalysts. Ciudad de Nueva York: MarcelDekker, 1979.

17. Gary y Handwerk, referencia 8.18. Los reactores de lecho fijo son recipientes cilíndricos

verticales, llenos de partículas de catalizador detamaño, superficie y distribución de poros controlados.

> Unidad de craqueo catalítico fluido de una refinería de Chevron (izquierda). El proceso utiliza un ca -talizador con un tamaño de partícula promedio de aproximadamente 70 micrones; similar al de laspartículas de harina o talco. El catalizador es tan fino que se comporta como un fluido si se airea conun gas. En una operación típica (derecha), la carga se inyecta en una corriente de catalizador flui di -zado, proveniente del regenerador, y la masa resultante pasa a través del reactor. La reacción es rápiday los productos, el catalizador usado y la carga no convertida se envían al recipiente de liberacióndonde se separan los hidrocarburos y el catalizador. Los productos y la carga no convertida pasan alárea de fraccionamiento. El catalizador usado se envía al recipiente regenerador, y el catalizador ca -liente regenerado se desplaza a través de una válvula de corredera grande hasta el punto de inyec ciónde la carga, donde el proceso comienza nuevamente. (Adaptado de Davis et al, referencia 6).

Regenerador

Reactor

Catalizadorregenerado

Carga

Vapor

VaporCatalizador usado

Productos

Gas decombustión

Recipientede liberación

Aire, o aire + O2

Si bien el costo de fabricación de las unida-des de hidrocraqueo es elevado, la gran demandade combustibles livianos para motores y su capa-cidad para producir productos especiales, talescomo los petróleos de base para lubricantes, hadespertado recientemente un mayor interés endichas unidades. Las preocupaciones ambientalesrelacionadas con los niveles de contaminantesde los productos de las refinerías también hancontribuido al crecimiento de las operaciones dehidrocraqueo.

El último proceso de conversión importanteque se lleva a cabo en la refinería es la coquifi-cación. La coquificación aborda la porción máspesada del barril; aquellos componentes cuyospuntos de ebullición exceden los 540°C [1,000°F]y que se conocen como residuo de vacío. Elcraqueo catalítico puede alojar una parte del re -siduo de vacío, y la venta directa de combustóleoy asfalto constituye otro mercado. No obstante,debido al incremento de la demanda de produc-tos livianos y a que cada vez dependemos más delos petróleos pesados, la oferta de residuo de

vacío a menudo supera la demanda. El refinadordebe utilizar un proceso tal como la coquificaciónretardada para convertir el exceso de residuo devacío en productos útiles (arriba).

A diferencia de la mayoría de los pasos deotros procesos que se llevan a cabo en la refinería,en la coquificación no se utiliza ningún cataliza-dor. Para convertir el residuo de vacío se utilizanel tiempo y la temperatura a través de dos víasde reacción; el craqueo termal y la condensa-ción. Los productos líquidos de una unidad decoquificación retardada abarcan todo el rangoque va desde la nafta hasta el gasoil pesado.Debido a la alta concentración de olefinas y otroscontaminantes, los líquidos de los pro ductos dela unidad de coquificación deben someterse a unproceso de hidrotratamiento para poder mez-clarlos y convertirlos en productos terminados.Dependiendo de la calidad de la carga y de la tem -peratura del cilindro de coquificación, es posibleproducir diversas variedades de coque sólido.

Los crudos pesados, con alto tenor de azufre,tienden a producir coque con calidad de com-bustible; un combustible sólido de bajo valor quepuede mezclarse con el carbón. Los crudos conmenor contenido de azufre pueden producircoque tipo ánodo que se convierte en ánodospara la fabricación de aluminio. Si bien la coqui-ficación retardada es la variante más común del

proceso de coquificación, parte de la capacidadde proceso se instala como coquificación fluida;similar al craqueo catalítico fluido, pero sin elcatalizador.

Las operaciones de terminación completan la escenaAún considerando la importancia de las unida-des de conversión para la refinería, la historiano termina allí. Una vez que las grandes molécu-las de petróleo crudo han sido convertidas enmoléculas más pequeñas, éstas deben atravesaruno o más pasos de terminación. El proceso másutilizado en el arsenal de operaciones de termi-nación es el hidrotratamiento; nombre genéricodado a una amplia gama de pasos relacionadoscon la hidrogenación o el agregado de hidrógeno.La razón más común para la utilización del pro-ceso de hidrotratamiento en cualquier co rrien tede refinación es la eliminación del azufre. Ade-más de eliminar una cantidad sustancial deazufre, el hidrotratamiento también puede apun -tar a otros compuestos que contienen metales ynitrógeno; y ocasionalmente se pueden hidroge-nar las olefinas y los aromáticos.

Las unidades de hidrotratamiento exhibenuna amplia gama de condiciones operativas.Estas unidades cubren el rango que abarca desdelas simples unidades de kerosén, que operan a

22 Oilfield Review

> Unidad de coquificación retardada de una refinería de Chevron (izquierda). La carga residual, además del material reciclado, se calientan hasta supe rar480°C [900°F] en los hornos de precalentamiento de la carga (derecha). La temperatura es suficientemente elevada y el tiempo de residencia en los hornossuficientemente prolongado como para que se produzca el craqueo termal de la carga a medida que la descarga ingresa en los cilindros de coquifica ción.Aproximadamente un 70% del producto craqueado termalmente se vaporiza; y el gas sale del cilindro de coquificación y se envía a la torre de fracciona -miento de productos. El 30% restante experimenta reacciones de condensación y se transforma en un coque sólido, rico en contenido de carbono, quefinalmente llena el cilindro. Se utilizan pares de cilindros, y cuando uno de los cilindros está por colmar su capacidad, se los conmuta y se remueve física -mente el coque. Inicialmente, el cilindro se limpia con vapor para remover los hidrocarburos adicionales y luego se enfría con agua. Una vez enfriado elcilindro, los cabezales superior e inferior se remueven y el coque se tritura utilizando chorros de agua de alta presión. El tiempo de ciclo en las unidadesde coquificación retardada oscila normalmente entre 18 y 24 horas. El coque sólido se vierte en una pileta y se trata como un sólido con trituradoras y untransportador que transporta el material para su despacho. (Adaptado de Davis et al, referencia 6).

Gasoil pesado de launidad de coquificación

Nafta pesada de launidad de coquificación

Nafta liviana de launidad de coquificación

Gas de proceso

Cargaresidual

Cilin

dros

de

coqu

ifica

ción

Coque(+ agua)

Agua de perforación

Carga más productode recirculación

Horno

Combustible

Gasoil liviano de launidad de coquificación

19. Mouawad J: “No New Refineries in 29 Years, But ProjectTries to Find a Way,” The New York Times (9 de mayo de2005), http://select.nytimes.com/search/restricted/article?res=F30611FC39540C7A8CDDAC0894DD404482(Se accedió el 31 de enero de 2007).

20. http://omrpublic.iea.org/refinerysp.asp (Se accedió el 16 de abril de 2007).

21. Hsu y Robinson, referencia 10.

Otoño de 2007 23

una presión parcial de hidrógeno de 1.7 MPa[250 lpc], hasta unidades que operan a 10.4 MPa[1,500 lpc] y tratan el material a una tem pera tu rade 340 a 540°C [650 a 1,000°F]. El hidrotrata-miento puede utilizarse en modo autónomo parapreparar un producto para la venta, o como pre-tratamiento para el reordenamiento molecular.

La demanda de volúmenes cada vez másgrandes de gasolina de alta calidad para moto-res, ha acentuado el interés en los procesos dereor denamiento molecular: el reformado, la alqui -lación y la isomerización. Este reordenamientoes necesario porque las corrientes cuyas tempe-raturas de ebullición son equivalentes a las de lagasolina que provienen de la conversión y elhidrotratamiento, son ricas en parafinas y nafte-nos de cadena recta que poseen bajo número deoctano. El proceso de reordenamiento trans-forma estos componentes con bajo octanaje enparafinas y aromáticos ramificados con númerosde octano superiores. Todos estos procesos soncatalíticos. El reformado y la isomerización sellevan a cabo en la fase gaseosa, utilizando meta-les preciosos sobre alúmina (reformado), o bienzeolita sobre alúmina (isomerización) comocatalizador. La alquilación, por el contrario, seefectúa en la fase líquida utilizando ácido sulfú-rico o bien ácido fluorhídrico como catalizador.

Los productos generados en todos los pasosasociados con los procesos de conversión y termi-nación están prácticamente listos para la venta.Los productos de destilación directa pueden ne -cesitar algunos pasos de tratamiento adicio nales

para el secado y la remoción del azufre, y muchosproductos requerirán cierto grado de mezcla yaditivos para satisfacer las especificaciones deventa finales. Dependiendo del lugar, la gasolinausualmente requiere aditivos para la oxidación,metales e inhibidores de corrosión además deaditivos anticongelantes. Según la complejidad y losrequerimientos de productos, algunas refineríaspueden estar provistas de unidades para producirasfalto, ceras, aceites lubricantes y grasas.

Presente y futuro de la refinaciónLas refinerías jamás han enfrentado una situacióntan desafiante como la que se les plantea en laactualidad. Aquellas que sobrevivieron al colap sode los márgenes de ganancias y la superabundan-cia de capacidad de fines de la década de 1980 yprincipios de la década de 1990, ahora ven suslímites de capacidad restringidos. En EUA, no seconstruye ninguna refinería nueva desde 1976, apesar del incremento del 45% en el uso de gasoli naobservado en el mismo período.19 Los refinadoreshan hecho frente a las restricciones de capacidadmediante la instalación de numerosos proyectosde desbloqueo. En ciertos casos, estos proyectosimplican ampliar una refinería existente, mientrasque otros pueden consistir en la incorporación deun nuevo catalizador o en el mejoramiento delcontrol de los procesos.

Además de los desafíos que plantean las res-tricciones de capacidad, las refinerías de todo elmundo deben enfrentarse con mayores cantida-des de petróleo pesado a medida que se hace más

evidente la escasez del crudo dulce con vencional.La refinación del petróleo pesado requiere condi-ciones significativamente más severas para unaserie de especificaciones de productos determi-nadas. Esto plantea una presión adicional enmateria de costos de la refinería.

Las refinerías prosperan o fracasan según elmargen de ganancias que obtienen con cada barrilde crudo procesado. No obstante ello, siem pre sedebaten entre el público que busca precios decombustibles bajos y los productores que quie-ren vender su crudo al precio más alto. Tanto losproductores de petróleo como el público creenque los precios son fijados por las refinerías yque las ganancias de éstas son sustanciales. Enrealidad, el precio no lo fija ni el refinador ni elproductor y los márgenes de ganancias promediode las refinerías de todo el mundo son, en gene-ral, modestos.20 Los precios se fijan en lasdiversas bolsas financieras internacionales quenegocian contratos de pe tróleo crudo y produc-tos refi nados, y constituyen un reflejo, minutotras minuto, de la forma en que los inversionis-tas visualizan las necesidades futuras de energíay productos del petróleo. Todas las partes involu-cradas operan a merced de esas estimaciones.

Al igual que los productores de petróleo crudo,los refinadores también han tenido que afrontarlos desafíos que plantea la legislación reglamen-taria sobre el medio ambiente. La normativaambiental comenzó a hacerse más estricta en1970, y esa tendencia se aceleró en los últimosaños. Durante este período, las refinerías hanlogrado avances importantes en el saneamiento desus emisiones directas e indirectas. Las emisio nesdirectas se redujeron mediante los sistemas dedepuración y control de los gases de combustión,la optimización de los hornos y el incremento delos procesos de monitoreo para reducir las emi-siones de hidrocarburos de las válvulas y losaccesorios.21 Además, las refinerías se han vueltomás eficientes en el uso de la energía, redu-ciendo de este modo la producción de dióxido decarbono. En ningún lugar la ofensiva ambientalse ha mostrado más fuerte que en la tendenciahacia la producción de combustibles limpiospara el transporte. Esta tendencia se ha expan-dido rápidamente por todo el mundo (arriba, ala izquierda).

Los refinadores constituyen una parte vitaldel equipo que convierte el petróleo crudo en pro-ductos útiles. A medida que un mayor volumen deese crudo provenga del petróleo pesado y de fuen-tes con mayor tenor de azufre, las refineríastendrán que seguir desarrollando nuevas tecnolo-gías para suministrar al mundo productos quesean limpios y al mismo tiempo accesibles. —DA

> Niveles de tenor de azufre en la gasolina fijados como objetivo. La reducción del tenor de azufre enla gasolina para motores constituye una meta importante en relación con el medio ambiente. El azufrepresente en la gasolina se convierte en dióxido de azufre en el caño de escape del automóvil, y actúacomo veneno para el convertidor catalítico de tres vías. La reducción del contenido de azufre presenteen la gasolina incrementa la eficiencia del convertidor de gas de escape, reduciendo de ese modo lasemisiones tóxicas. En los últimos años, los organismos gubernamentales de todo el mundo apuntarona la gasolina para motores como candidata para lograr reducciones importantes del contenido deazufre. Por ejemplo, Japón redujo el contenido de azufre de la gasolina de 100 ppm en el año 2004, a10 ppm en el año 2006, y Alemania logró 10 ppm en 2004. El concepto de bajos niveles de azufre en lagasolina se está convirtiendo en la regla más que en la excepción. Los niveles de azufre presentes enel combustible diesel siguen un camino similar. (Adaptado de Hsu y Robinson, referencia 10).

1,000 100 10

Nivel de tenor de azufre en la gasolina, fijado como objetivo, ppm

1

Australia

EUA

Canadá

Otros, UE

Corea

Japón

Alemania 2004

2004

2004

2004

2004

2004

2004

2005

2008

2005

2005

2006

2006

24 Oilfield Review

Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial

Kamran AkbarzadehAhmed HammamiAbdel KharratDan ZhangEdmonton, Alberta, Canadá

Stephan AllensonNalco Energy Services L.P.Sugar Land, Texas, EUA

Jefferson CreekShah KabirChevron Energy Technology CompanyHouston, Texas

A. (Jamal) JamaluddinKuala Lumpur, Malasia

Alan G. MarshallRyan P. RodgersLaboratorio Nacional para Altos Campos Magnéticos Universidad Estatal de Florida Tallahassee, Florida, EUA

Oliver C. MullinsHouston, Texas

Trond SolbakkenHydro Gulf of Mexico, LLCHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ballard Andrews, Soraya Betancourt, DeniseFreed y Martin Hürlimann, Cambridge, Massachusetts, EUA;Myrt E. Cribbs, Chevron Energy Technology Company,Houston; Tara Davies, James Du y Ray Kennedy, Edmonton,Alberta, Canadá; Peter Eichelberger, Adomite Chemicals,Nalco Energy Services L.P., Sugar Land, Texas; DorisGonzález, Houston; Gregory Kubala, Sugar Land; Jeremiah M.Purcell, Laboratorio Nacional para Altos Campos Magnéticosde la Universidad Estatal de Florida, Universidad Estatal deFlorida, Tallahassee, Florida; y Carlos Alberto Torres Nava,Maturín, Venezuela.Por su colaboración en la preparación de la portada, se agradece a Edo Boek, Cambridge, Inglaterra.CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de PozoEntubado), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Oilphase-DBR y Petrel son marcas deSchlumberger.

En el campo petrolero, los asfaltenos son conocidos por obstruir los pozos, las líneas

de flujo, las instalaciones de superficie y las formaciones del subsuelo. Los análisis

de laboratorio y las operaciones de intervención en campos petroleros ayudan a los

productores a evitar o remediar la depositación de asfaltenos. La nueva ciencia está

descubriendo formas de utilizar estos compuestos de hidrocarburos enigmáticos

para comprender mejor la arquitectura de los yacimientos.

> Precipitación y depositación de asfaltenos. Los cambios producidos en la presión, la temperatura,la composición y la tasa de corte pueden provocar la precipitación y depositación de asfaltenos. Estoscambios pueden ser inducidos por una diversidad de procesos, incluyendo el agotamiento primario,la inyección de gas natural o dióxido de carbono, los tratamientos de acidificación y la producciónmezclada de fluidos incompatibles entre si. Los asfaltenos pueden acumularse en muchos lugares alo largo del sistema de producción, desde el interior de la formación hasta las bombas, la tubería deproduc ción, los cabezales de los pozos, las válvulas de seguridad, las líneas de flujo y lasinstalaciones de superficie.

Sólidos precipitadosen el separador

Sólidos en línea de flujo submarina

Cabezal de pozosubmarino

Depositación de asfaltenos en la región vecina al pozo

Acumulación de sólidos en el pozo

Otoño de 2007 25

Las variaciones de las propiedades de los fluidosque tienen lugar comúnmente durante la pro-ducción de petróleo, tales como los cambiosproducidos en la presión, la temperatura y lacomposición, pueden precipitar los asfaltenos.Pequeñas cantidades de asfaltenos puedenadherirse a los granos de las formaciones, lasbombas, los tubulares, las válvulas de seguridady las líneas de flujo sin perturbar el flujo; sinembargo, los depósitos de gran espesor puedenproducir la interrupción de la producción.1 Laoptimización de la producción requiere, en estecaso, el conocimiento de la composición delpetróleo y de las condiciones bajo las cuales susasfaltenos se mantendrán en solución.

La mera presencia de asfaltenos en un petró-leo crudo no es indicativa de la existencia deproblemas de producción asociados con la pre-sencia de asfaltenos. Los petróleos pesados,aquellos que poseen las mayores concentracio-nes de asfaltenos, suelen mantenerse establesdurante la producción, y no contribuyen a tapo-nar el pozo. Los problemas de precipitación deasfaltenos son más comunes en los petróleosmás livianos que contienen cantidades menoresde asfaltenos y se encuentran en yacimientoscuyas presiones son muy superiores a la delpunto de burbujeo.

Si bien los asfaltenos poseen utilidad prácti -ca, tal como la de material para la construcciónde caminos, impermeabilización y recubrimientode techados, y como agentes de curado e inhibi-dores de corrosión, suelen ser considerados unaamenaza en el campo petrolero. Las posibilida-des de que los asfaltenos obturen los sistemascontinúan en el sector de industrialización delpetróleo, y constituyen una preocupación paralos refinadores porque los asfaltenos son compo-nentes significativos de los petróleos pesadosque ingresan cada vez más en las corrientes deprocesamiento de las refinerías. Los asfaltenostambién intervienen en la estabilidad de lasemulsiones agua-petróleo y en la mojabilidad delas formaciones.

Este artículo define primero a los asfaltenosy luego se centra en su comportamiento, a travésde estudios de casos en los ambientes del sectorpetrolero de exploración y producción. Se des-criben técnicas de laboratorio y modelado parapredecir las condiciones bajo las cuales precipi-tarán los asfaltenos durante la producción.Luego se examinan técnicas de remediación quese aplican cuando no se puede evitar la depo -sitación. Además, se analiza cómo se estánutilizando los asfaltenos para comprender laarquitectura de los yacimientos.

¿Qué son los asfaltenos?Los asfaltenos son una clase de componentes delos hidrocarburos.2 Los fluidos de hidrocarburosnaturales son compuestos que abarcan un rangode composiciones que abarca desde el gas na -tural seco hasta el alquitrán. A lo largo de eserango, la densidad y la viscosidad aumentansignificativamente y el color cambia de marrónclaro a marrón oscuro, conforme se incrementael contenido de asfaltenos de 0 a casi 20%.

Ciertas propiedades de los asfaltenos se co no -cen desde antes de la perforación de los primerospozos comerciales de petróleo. El término se ori-ginó en 1837 cuando J.B. Boussingault definió alos asfaltenos como el residuo de la destilacióndel bitumen: insoluble en alcohol y soluble entrementina .3 La definición que se utiliza actual-mente es similar: insoluble en n-alcanos, talescomo el n-pentano o el n-heptano, y soluble entolueno. Los asfaltenos obtenidos de esta manerason sólidos friables, de color oscuro, con una den-sidad de aproximadamente 1.2 g/cm3. Además soninfusibles, lo que significa que no poseen unpunto de fusión definido, pero se descomponenfrente al calor, dejando un residuo carbonoso.

Dado que el contenido de asfaltenos consti-tuye un factor importante en la determinación delos trayectos de procesamiento y refinación de uncrudo, se ha desarrollado un método de labo -ratorio conveniente para cuantificar la fracción de asfaltenos. Esta técnica separa el petróleomuerto, o petróleo que ha perdido sus com -ponentes gaseosos, en saturados, aromáticos,resinas y asfaltenos (SARA), dependiendo de susolubilidad y polaridad (arriba).

> Separación del petróleo crudo en saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA). En el fraccio -namiento SARA (derecha), los asfaltenos se separan de los otros componentes de los hidrocarburosmediante el agregado de un n-alcano, tal como n-heptano o propano. Los componentes remanentes,denominados maltenos, son fraccionados en forma ulterior haciendo pasar la mezcla a través de unacolumna. Cada componente es removido de la columna mediante lavado con diversos solventes. Loshidrocarburos saturados, o saturados, son removidos mediante lavado con n-alcano. Saturado sig ni -fica que la molécula contiene el número máximo de átomos de hidrógeno posibles, con enlaces dobleso triples entre los átomos de carbono e hidrógeno. Los saturados también se denominan alcanos. Lamás simple de esas moléculas es el metano [CH4]. Los aromáticos incorporan uno o más anillos deseis átomos de carbono y seis átomos de hidrógeno. El aromático más simple es el benceno [C6H6]. Lasresinas son una clase de solubilidad, y se asemejan un tanto a los asfaltenos. Constituyen el com po -nente polar no volátil del petróleo crudo que es soluble en n-alcanos e insoluble en propano líquido.

ResinasSaturados Aromáticos

Maltenos

Petróleo crudo

Asfaltenos

Adsorbido en sílice,lavado con n-alcano

Diluido con n-alcano

n-alkano Tolueno Tolueno/metanol

Precipitado

1. Amin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J:“Desarrollo submarino desde el espacio poroso hasta elproceso,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

2. Mullins OC, Sheu EY, Hammami A y Marshall AG (eds):Asphaltenes, Heavy Oils and Petroelomics. Ciudad deNueva York: Springer, 2007.Mullins OC y Sheu EY (eds): Structures and Dynamics ofAsphaltenes. Ciudad de Nueva York: Plenum, 1998.Chilingarian GV y Yen TF: Bitumens, Asphalts, and TarSands. Ciudad de Nueva York: Elsevier ScientificPublishing Co., 1978.

3. Boussingault JB : “Memoire sur la composition desbitumens,” Annales de Chimie et de Physique 64 (1837):141. Citado en Auflem IH: “Influence of AsphalteneAggregation and Pressure on Crude Oil EmulsionStability,” Doktor Ingeniør Thesis, Universidad Noruegade Ciencia y Tecnología, Trondheim, junio de 2002.

La ventaja del método SARA es que se tratade un procedimiento simple, que puede ser lleva -do a cabo en muchos laboratorios. No obstante,el análisis SARA también plantea numerosasdesventajas, que se ponen de manifiesto cuandose utiliza con fines ajenos a su objetivo original.En primer lugar, el petróleo muerto carece delos componentes gaseosos que están disueltos enlos petróleos vivos y, por ende, los resultados noson representativos de la forma en que actuaría elpetróleo bajo condiciones de yacimiento. Ade más ,los métodos de laboratorio difieren considera-blemente y la solubilidad de los asfaltenos varíacon el tipo de n-alcano utilizado para precipitar-los. Esto significa que un mismo petróleo podríatener dos o más resultados SARA, dependiendodel precipitante utilizado. Dada su simplicidad,el análisis SARA se ha convertido en un mediogeneralizado para comparar los petróleos, pero amenudo, como no se informan las variaciones delas técnicas de laboratorio, las comparacionesentre laboratorios probablemente carecen devalidez. Aunque el método SARA constituye unprimer paso razonable para categorizar loscrudos muertos, provee una caracterizacióninsuficiente tanto para las necesidades de refi-nación del petróleo como para los problemas delsector de exploración y producción, donde senecesitan las propiedades de los petróleos vivos.

La definición de los asfaltenos como una clasede solubilidad, más que como una clase química,los ha vuelto más difíciles de estudiar que los com-

ponentes más livianos. Los componentes más li-vianos de los hidrocarburos—saturados y algunosaromáticos—poseen estructuras químicas bienconcisas (arriba). No obstante, los componentesmás pesados, los asfaltenos y sus compuestos re-lacionados, las resinas, a menudo han sido englo-bados como residuos, considerándose que noameritan ningún examen ulterior o son demasiadodesafiantes para efectuar tales exámenes.

Si bien su estructura química ha tardado endilucidarse, la composición promedio de los asfal-tenos como clase es bastante conocida. El análisiselemental indica que están compuestos por car-bono e hidrógeno en una relación aproximada de1 a 1.2, mientras que dicha relación varía de 1 a 2en los alcanos. A diferencia de la mayoría de loscomponentes de los hidrocarburos, los asfaltenoscontienen habitualmente un escaso porcentaje deotros átomos, denominados heteroátomos, talescomo el azufre, el nitrógeno, el oxígeno, el vana-dio y el níquel. En lo que respecta a la estructurade los asfaltenos, los especialistas coinciden enque algunos de los átomos de carbono e hidró-geno se ligan formando grupos aromáticos, detipo anillo, que también contienen los hetero -átomos. Las cadenas de alcanos y los alcanoscíclicos contienen el resto de los átomos de car-bono e hidrógeno y están ligados a los grupos detipo anillo. Dentro de esta estructura, los asfal-tenos exhiben un rango de peso y composiciónmolecular. Esta caracterización composicionales aceptada por casi todos los especialistas en

asfaltenos, pero deja un amplio margen para eldebate sobre la estructura o el tamaño de lasmoléculas de asfaltenos individuales.

El grado en que estos constituyentes de loshidrocarburos pesados no están tan bien defi -nidos y comprendidos como los livianos es, enparte, un reflejo del mayor valor económico queposeen los cortes más livianos y, en parte, elresultado de los métodos experimentales maneja-bles que se utilizan comúnmente para el análisisde los cortes livianos. Los métodos de laboratorioestándar, tales como la cromatografía gaseosa,pueden caracterizar los componentes de los com -puestos de hidrocarburos más simples, máslivianos, con números de carbono menores a 36aproximadamente. Incluso los alcanos grandespueden analizarse a través de métodos cromato-gráficos especiales. No obstante, en el reino delos asfaltenos, los métodos estándar a menudo noson aplicables, de manera que se requieren medi-das extraordinarias para extraer informaciónprecisa sobre la estructura de los componentes.

El listado de técnicas que han sido utilizadaspara estudiar los asfaltenos y otras fraccionespesadas abarca la espectrometría de masa, lamicroscopía electrónica, la resonancia mag -nética nuclear, la dispersión de rayos X y deneutrones de pequeño ángulo, la espectroscopíaultra sónica, la dispersión dinámica de luz, la es -pectroscopía de correlación de fluorescencia, ladespolarización de la fluorescencia, la osmome-tría de presión de vapor, y la cromatografía deimpregnación de gel. Dado que estos métodosinvestigan diversos aspectos de los asfaltenosbajo diferentes condiciones, no es sorprendenteque hayan producido modelos dispares de lasmoléculas de asfaltenos.

26 Oilfield Review

4. Boduszynski MW: “Asphaltenes in Petroleum Asphalts:Composition and Formation,” en Bunger JW y Li NC(eds): Chemistry of Asphaltenes. Washington, DC:Sociedad Química Americana (1981): 119–135.Rodgers RP y Marshall AG: “Petroleomics: AdvancedCharacterization of Petroleum-Derived Materials byFourier-Transform Ion Cyclotron Resonance MassSpectrometry (FT-ICR MS),” en Mullins et al, referencia 2: 63–94.Merdrignac I, Desmazières B, Terrier P, Delobel A yLaprévote O: “Analysis of Raw and HydrotreatedAsphaltenes Using Off-Line and On-Line SEC/MSCoupling,” presentado en la Conferencia Internacionalsobre Depositación de Orgánicos Pesados, Los Cabos,Baja California, México, 14 al 19 de noviembre de 2004.Qian K, Edwards KE, Siskin M, Olmstead WN, Mennito AS,Dechert GJ y Hoosain NE: “Desorption and Ionization ofHeavy Petroleum Molecules and Measurement ofMolecular Weight Distributions,” Energy & Fuels 21, no. 2 (Marzo de 2007): 1042–1047.Hortal AR, Martínez-Haya B, Lobato MD, Pedrosa JM y Lago S: “On the Determination of Molecular WeightDistributions of Asphaltenes and Their Aggregates inLaser Desorption Ionization Experiments,“ Journal ofMass Spectrometry 41, no. 7 (Julio de 2006): 960–968.

> Estructura molecular de algunos saturados y aromáticos. Los saturadosincluyen el metano, el pentano y el heptano. El benceno es el aromáticomás simple.

H

C

H

H H

Metano

H

H

H

H H

HBenceno

PentanoH

C

H

H

H

C

H

H

C

C

CC

C

C

C

H

H

C

H

H

C

H

H

H

C

H

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

Heptano

Otoño de 2007 27

Hoy en día, dos tipos de mediciones principa-les—espectrometría de masa y difusión mo -lecular—generan la evidencia más consistente encuanto a peso y tamaño molecular de los asfalte-nos (arriba). La espectrometría de masa induceuna carga sobre la molécula, acelera el ión resul-

tante en un campo electromagnético y mide la re-lación entre carga y masa. Los diversos tipos demétodos de espectrometría de masa poseen dife-rentes formas de ionizar las moléculas y acelerarlos iones.4 Un recurso clave para los estudios deasfaltenos que utilizan la espectrometría de masa

es el Laboratorio Nacional para Altos CamposMagnéticos de la Universidad Estatal de Florida,en Tallahassee (véase “Espectrometría de masaaplicada a los asfaltenos,” página 28).

> Algunas de las técnicas que arrojan resultados consistentes para el peso y el tamaño molecular de los asfaltenos. Las descripciones de cada técnicason resúmenes simplificados que se proveen exclusivamente con fines ilustrativos. Las mediciones obtenidas con la técnica de espectrometría de masa(sombreado azul) expresan sus resultados en términos de peso molecular. Las mediciones de la difusión molecular (sombreado amarillo) expresan susresultados en términos de tamaño o diámetro molecular. Algunas otras técnicas, tales como la osmometría de presión de vapor y la cromatografía deimpregnación de gel, que caracterizan con éxito los compuestos de hidrocarburos más livianos, arrojan valores inconsistentes para el peso molecularde los asfaltenos.

Abundance

Arom

atic

ity

Mol wt.

AsphalteneFraction

Molecular Weight

Nombre del método Descripción breve Peso molecular o tamaño molecular ReferenciaÍcono gráfico

Espectrometría de masa por ionización de campo (FI-MS)

Se ionizan asfaltenos vaporizados en una probeta, atravesando un campoeléctrico de alta energía. Su relación de masa a carga se utiliza para generar un espectro de masa

800 g/mol Boduszynski, referencia 4

Espectrometría de masa con ionización por electrodispersión y resonancia de ciclotrones iónicos por transformada de Fourier (ESI FT-ICR MS)

Este método de ionización, que recibió el Premio Nobel, evapora el solvente a partir del soluto, permitiendo que las moléculas muy grandes pasen a la fase vapor

Mayormente entre 400 y 800 g/mol, con un rango que oscila entre 300 y 1,400 g/mol

Rodgers y Marshall, referencia 4

Espectrometría de masa con fotoionización a presión atmosférica (APPI MS)

Las muestras nebulizadas en gas son ionizadas con luz para medir la relación de masa a carga de los asfaltenos

750 g/mol, con un rango que oscila entre 400 y 1,200 g/mol

Merdrignac et al, referencia 4

Espectrometría de masa por desorción de campo/ionización de campo (FD-FI MS)

Una muestra de asfalteno depositada sobre una superficie tipo aguja es desorbida y ionizada cuando se aplica calor y un alto campo eléctrico. Se utiliza la relación entre carga iónica y masapara generar el espectro de masas

~ 1,000 g/mol con una distribución general

Qian et al,referencia 4

Ionización por desorción láser (LDI)

Un pulso de láser sobre una muestra de asfalteno sólida crea una pluma convectiva de gas. Se requieren pulsosde láser de bajo poder y densidades de gas bajas para lograr precisión

800 a 1,000 g/mol Hortal et al, referencia 4

Despolarización de fluorescencia con resolución temporal (TRFD)

Las constantes de difusión rotacional de las moléculas de asfaltenos en solución se miden mediante la detección de la tasa de decaimiento de la polarización inducida

~ 2 nm de diámetro, correspondiente a 750 g/mol con un rango que oscila entre 500 y 1,000 g/mol

Groenzin y Mullins,referencia 5

Difusión magnética nuclear Las moléculas de asfaltenos se difunden en un campo de NMR. El tiempo de difusión está relacionado con el tamaño molecular

~ 2.6 nm de diámetro. Algunos dímeros, o pares de moléculas, arrojan el tamaño más grande

Freed et al, referencia 5

Espectroscopía de correlación de fluorescencia (FCS)

Los coeficientes de difusión de traslación de las moléculas fluorescentes conducen a una escala de longitud, correspondiente a un radio hidrodinámico equivalente a una esfera

~ 2.4 nm de diámetro, correspondiente a 750 g/mol. Más pequeño para los asfaltenos contenidos en el carbón

Andrews et al, referencia 5

Difusión por dispersión de Taylor El coeficiente de difusión de traslación de las moléculas en el flujo laminar se relaciona con el tamaño molecular

~ 1.4 nm de diámetro, para los asfaltenos contenidos en el carbón (igual que Groenziny Mullins, referencia 5)

Wargadalam et al, referencia 5

(continúa en la página 30)

28 Oilfield Review

Notablemente, la masa correspondiente acualquier composición elemental molecular,por ejemplo, CcHhNnOoSs, es única. Esta singu-laridad se mantiene para las moléculas queposeen una masa de hasta 1,000 dalton (Da), ysiempre que la masa molecular pueda medirsecon una precisión de aproximadamente 100partes por billón (ppb), o 0.001 de la masa deun átomo de hidrógeno.1 Por ejemplo, dosmoléculas que difieren en cuanto a composi-ción en C3 versus SH4, ambas con un peso de36 Da, difieren en masa en 0.0034 Da; ¡menosde siete veces la masa de un electrón! No obs-tante, esta diferencia puede ser resueltamediante espectrometría de masa.

La espectrometría de masa puede resolver e identificar las moléculas en base a la masa,

siempre que la molécula pueda ser ionizada;es decir, cargada y vaporizada. La técnica deionización por electrodispersión, por la queJohn Fenn recibió el Premio Nobel en 2002,puede remover un protón de una molécula acídica neutral, M, para formar un ion (M-H)–

o bien agregar un protón a una moléculabásica neutral para que arroje un ión (M+H)+.La ionización por electrodispersión puede utilizarse por lo tanto para acceder a las moléculas polares del petróleo, tales como los asfaltenos.

La masa de los iones puede resolverse conun grado de precisión ultra elevado mediantela colocación de los iones en un campo mag-nético. En un campo magnético, la frecuenciade rotación de los ciclotrones iónicos es inver-

samente proporcional a la masa de los iones, y puede medirse con la precisión requerida de100 ppb, mediante espectrometría de masa(MS) de resonancia de ciclotrones iónicos(ICR) por transformada de Fourier (FT).Introducido en 1974, el método FT-ICR MSofrece una resolución y una precisión de masaentre 10 y 100 veces más altas que otros anali-zadores de masa y es el único método deanálisis de masa capaz de resolver los consti-tuyentes químicos del petróleo.2

Los espectómetros de masa FT-ICR delLaboratorio Nacional para Altos Campos Mag-néticos (NHMFL), situado en Tallahassee,Florida, pueden resolver hasta 20,000 compo-siciones elementales diferentes en unespec tro de masa unitario. Un ejemplo deVenezuela muestra los resultados de las medi-ciones obtenidas en un petróleo pesado quecontenía más de 17,000 especies componentes(abajo).

Una vez identificadas las especies, el pasosiguiente consiste en clasificarlas por clase deheteroátomo, o números de átomos N, O y S.Además, cada anillo o enlace doble adicional

Espectrometría de masa aplicada a los asfaltenos

> Instalaciones y mediciones en el Laboratorio Nacional para Altos Campos Magnéticos (NHMFL),situado en Tallahassee, Florida. El instrumentaldel laboratorio (izquierda) consta de tres imanes grandes, que están contenidos en carcasas cilíndricas orientadas en sentido horizontal y operancon intensidades de campo magnético de 9.4 teslas, 9.4 teslas y 14.5 teslas. Un ejemplo de la salida del método de espectrometría de masa (derecha)muestra el número de componentes cargados negativamente y positivamente, que pueden resolverse a partir de una muestra de petróleo pesadode América del Sur.

200 300 400 500 600 700 800 900–900 –800 –700 –600 –500 –400 –300 –200

Petróleo crudo pesado de América del Sur

Iones negativos Iones positivos

6,118 componentes resueltos

11,127 componentes resueltos

Masa/carga

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requiere la pérdida de dos átomos de hidróge -no. Por ende, el conocimiento de los númerosde los átomos C y H en una molécula determi -na su número de anillos, además de los enlacesdobles; esta suma se conoce como “equivalentede doble enlace,” o DBE, y define el “tipo”molecular. Una vez conocido el DBE, los carbo-nos remanentes deben ser alifáticos, porejemplo, ligados como CH2 o CH3.3

De este modo, es posible caracterizar unpetróleo crudo mediante el mapeo de suscaracterísticas en múltiples dimensiones,tales como la abundancia relativa de heteroá-tomos, el equivalente DBE y el número de

carbono. Como ejemplo de esta técnica apli-cada al procesamiento de petróleo crudo, sepuede representar gráficamente la abundan-cia relativa de las especies que contienen unátomo de azufre, antes y después de la hidro-desulfurización (arriba). Estas gráficas puedenutilizarse para evaluar la efectividad de losmétodos de procesamiento.

Estas mediciones de alta resolución facilitanel nuevo conocimiento de los constituyentesdel petróleo. El nuevo campo de la “petro -leómica” se basa en la premisa de que elcono cimiento suficientemente completo de la composición química del petróleo debería

permitir la correlación, y finalmente la predic-ción, de sus propiedades y comportamiento. Elgrupo NHMFL está estableciendo las basespara esas correlaciones destinadas a caracte-rizar depósitos, cortes pesados y asfaltenos,cambios introducidos por los procesos de des-tilación e hidrotratamiento, corrosión yemulsiones agua-petróleo.4 Por ejemplo, elgrupo ha confirmado y extendido las medicio-nes ópticas independientes previas de losinvestigadores de Schlumberger para demos-trar que hasta la fracción de petróleocorrespondiente a los cortes pesados estácompuesta básicamente de moléculas demenos de 1,000 Da de peso molecular.5 Elmétodo permite además determinar los com-ponentes interfacialmente activos para podercomprender la mojabilidad y sus efectos. Lasaplicaciones presentes y futuras apuntan alanálisis de los fluidos de fondo de pozo paradetectar la compartimentalización e identifi-car problemas de producción potenciales.

1. Un dalton es igual a una unidad de masa atómica, y se define como una doceava parte de la masa de unátomo de carbono-12 sin ligar.

2. Comisarow MB y Marshall AG: “Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Spectroscopy,” Chemical Physics Letters 25 (1974): 282–283.Marshall AG, Hendrickson CL y Jackson GS: “Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance MassSpectrometry: A Primer,” Mass Spectrometry Reviews 17 (1998): 1–35.

3. Los compuestos alifáticos son compuestos orgánicosen los que los átomos de carbono se unen formandocadenas o anillos, sin dobles enlaces, como por ejemplo n-pentano, n-hexano y benceno.

4. Marshall AG y Rodgers RP: “Petroleomics: The NextGrand Challenge for Chemical Analysis,” Accounts ofChemical Research 37, no. 1 (2004): 53–59.Rodgers RP, Schaub TM y Marshall AG: “Petroleomics:Mass Spectrometry Returns to Its Roots,” AnalyticalChemistry 77 (2005): 20A–27A.

5. Mullins et al, referencia 2, texto principal.

> Caracterización multidimensional de un petróleo crudo. Una vez que las composiciones elementalesde los componentes de un petróleo crudo han sido identificadas por el método de espectrometría demasa, los componentes se clasifican por clase de heteroátomo. Este ejemplo muestra la caracte riza ciónde aquellas especies que contienen un átomo de azufre. En el eje vertical se grafica el equiva lente dedoble enlace (DBE), que está relacionado con el número de carbono y los átomos de hidrógeno pre -sentes en una molécula. La gráfica de la izquierda muestra la caracterización de estas moléculas depetróleo crudo que contienen azufre, y la gráfica de la derecha exhibe la caracterización después deque el petróleo ha experimentado un proceso de hidrodesulfurización.

DBE

30

20

10

0

40

Número de carbono Número de carbono

Alimentación de asfaltenos Asfalteno procesado

20 30 40 50 60 20 30 40 50 60

Abundancia relativa, porcentaje del total

S

Cadenas de alcanos

Moléculas de asfaltenos

En las mediciones de difusión molecular,diversas prácticas, especialmente las técnicasde fluorescencia, rastrean la difusión de lasmoléculas individuales.5 Las moléculas grandesse difunden lentamente, y las más pequeñas sedifunden con mayor rapidez. Se interpretan lasestimaciones del diámetro molecular para infe-rir el peso molecular por comparación con loscompuestos del modelo.

En los 10 años transcurridos desde la apari-ción de estas técnicas, el concepto de moléculade asfalteno ha sufrido un proceso de trans -formación. Dado que la clasificación de lasolubilidad de los asfaltenos abarca un ampliorango de estructuras moleculares, es imposibledefinir una sola estructura y un solo tamañomolecular. No obstante, está surgiendo un esce-nario que refleja los resultados de diversos tiposde mediciones. Esta concepción más modernaestima el peso molecular promedio en aproxima-damente 750 g/mol, dentro de un rango queoscila entre 300 y 1,400 g/mol, que es compatiblecon una molécula que contiene siete u ocho anillosaromáticos fusionados, y el rango aloja moléculascon cuatro a diez anillos (abajo). Además, existenevidencias de que algunos asfaltenos constan demúltiples grupos de anillos vinculados por cade-nas de alcanos.6

Los heteroátomos, contenidos en gran me -dida en los sistemas de anillos, pueden dar lapolaridad de las moléculas: la polarizabilidad delos sistemas de anillos aromáticos fusionados yla separación de las cargas, inducida por losheteroátomos, hacen que los centros de lasmoléculas de asfaltenos vecinas se aglutinen,

mientras que las cadenas externas son repelidaspor las cadenas de otras moléculas. Este tipo deestructura es consistente con el modelo de Yen,planteado hace más de 40 años, que además pro-ponía el apilamiento de los sistemas de anillosfusionados de asfaltenos.7 No obstante, el pesomolecular de una sola molécula es significativa-mente menor—por un factor de diez—que elpeso molecular promedio de los asfaltenos, pro-puesto en la década de 1980 y 1990. Recién ahorase comprende el modelo de Yen en el marco dela estructura y la aglomeración molecular de losasfaltenos.

Utilizando el tamaño y la estructura de unamolécula individual como punto inicial, los quí-micos ahora pueden explicar cómo se comportanlas moléculas de asfaltenos antes de precipitar(próxima página). Este comportamiento deaglomeración depende del tipo de solvente. Lamayoría de los estudios de laboratorio se llevan acabo con los asfaltenos disueltos en un solvente,tal como tolueno, pero algunos se efectúan conlos asfaltenos en su petróleo crudo nativo.

En concentraciones extremadamente bajas,inferiores a una fracción másica de 10-4, lasmoléculas de asfaltenos en tolueno son dis -persadas como una solución verdadera.8 Enconcentraciones altas en tolueno, del orden deuna fracción másica de 10-4, las moléculas deasfaltenos se aglutinan para formar nanoagrega-dos, o partículas de tamaño nanométrico. Estosnanoagregados se dispersan en el fluido como unnanocoloide, lo que significa que los sólidosasfalténicos de tamaño nanométrico quedan sus-pendidos en forma estable en la fase líquida

continua. La concentración en la cual se formanlos nanoagregados fue revelada primero pormétodos ultrasónicos, pero ha sido confirmadamás recientemente mediante mediciones dedifusión de resonancia magnética nuclear y conlos resultados de la conductividad.9 Conforme laconcentración alcanza aproximadamente 5 g/L, ouna fracción másica de 5.10-3, los nanoagregadosparecen formar grupos.10 Los grupos permane-cen en suspensión coloidal estable hasta que laconcentración de asfaltenos alcanza una fracciónmásica de aproximadamente 10-2. En concen -traciones más altas en tolueno, los grupos deasfaltenos floculan, formando bloques, que dejande ser estables en tolueno y precipitan.

En el petróleo crudo, el panorama es aúnmenos claro, por varias razones. La mayoría delos métodos experimentales se vuelven difícilesde interpretar en los petróleos crudos. Además,la presencia de otros compuestos en el petróleocrudo afecta la solubilidad de los asfaltenos. Unestudio reciente señala la presencia de asfalte-nos como nanoagregados en muestras de crudoanalizadas en el fondo del pozo.11 Los experimen-tos de laboratorio, que se analizan en la secciónsiguiente, muestran cómo los cambios de pre-sión, temperatura o composición pueden hacerque los asfaltenos del petróleo crudo floculen yformen depósitos espesos. No obstante, en ciertospetróleos crudos, los asfaltenos pueden per -manecer en una “solución” estable y en unaconcentración extremadamente alta sin precipi-tar. Por ejemplo, el bitumen de Athabasca puedecontener más de 18% de asfaltenos en una redviscoelástica estable.12 Los especialistas coinci-den en se requiere más trabajo para caracterizarel comportamiento de los asfaltenos en lospetróleos crudos.

Métodos de precipitación de laboratorio: asfaltenos en petróleo crudoLos petróleos crudos que exhiben procesos deprecipitación y depositación de asfaltenos du -rante el proceso de agotamiento primario sonhabitualmente subsaturados, lo que significa queexisten en el yacimiento a presiones superiores ala presión de burbujeo. Estos petróleos crudostienden a tener bajo contenido de asfaltenos yalto contenido de gas. Durante la producción delyacimiento, a una temperatura constante, unavez que la presión se reduce para intersectar laenvolvente de precipitación de asfaltenos (APE),también conocida como presión de inicio de laprecipitación de asfaltenos, los asfaltenos di -sueltos comienzan a precipitar y se depositanpotencialmente en el yacimiento y en las líneas

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> Estructuras moleculares de los asfaltenos. Aquí se muestran tres de lasnumerosas estructuras de asfaltenos posibles, que constituyen una clasede moléculas compuestas de anillos aromáticos agrupados (azul) con cade -nas de alcanos. Algunos anillos pueden ser no aromáticos. Muchos de losanillos se fusionan, lo que implica que comparten al menos un lado. Los he -teroátomos, tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, vanadio y níquel, puedenresidir en los anillos aromáticos. La molécula de la izquierda contiene unhe teroátomo en forma de azufre [S]. Algunos asfaltenos constan de gruposmúl tiples de anillos ligados por cadenas de alcanos. La molécula de la iz -quier da contiene dos de esos grupos; uno con diez anillos y el otro con unsolo anillo.

Otoño de 2007 31

5. Groenzin H y Mullins OC: “Molecular Size and Structureof Asphaltenes from Various Sources,” Energy & Fuels14, no. 3 (Mayo de 2000): 677–684.Freed DM, Lisitza NV, Sen PN y Song Y-Q: “MolecularComposition and Dynamics of Oils from DiffusionMeasurements,” en Mullins et al, referencia 2: 279–300.Andrews AB, Guerra RE, Mullins OC y Sen PN:“Diffusivity of Asphaltene Molecules by FluorescenceCorrelation Spectroscopy,” Journal of Physical ChemistryA 110, no. 26 (6 de julio de 2006): 8093–8097.Wargadalam VJ, Norinaga K y Iino M: “Size and Shapeof a Coal Asphaltene Studied by Viscosity and DiffusionCoefficient Measurements,” Fuel 81, no. 11–12 (Julio de2002): 1403–1407.

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Peng P, Fu J, Sheng G, Morales-Izquierdo A, Lown EM yStrausz OP: “Ruthenium-Ions-Catalyzed Oxidation of anImmature Asphaltene: Structural Features and BiomarkerDistribution,” Energy & Fuels 13, no. 2 (Marzo de 1999):266–277.

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> Una forma de considerar el comportamiento de la aglomeración de los asfaltenos con el incremento de la concentración. Los asfaltenos exhiben dife -rentes propiedades de aglomeración, dependiendo de si son disueltos en petróleo crudo (púrpura) o en tolueno (amarillo). Las moléculas individuales seobservan solamente en concentraciones bajas, de menos de 100 mg/L, o una fracción másica de 10-4. A medida que se incrementa la concentración, lasmoléculas se aglutinan, primero en pares, y luego en números mayores. Una vez que la concentración se eleva a aproximadamente 100 mg/L, o una frac -ción másica de 10-4, las moléculas forman nanoagregados casi esféricos de ocho a diez moléculas apiladas. Con niveles de concentración más altos, demás de 5,000 mg/L o una fracción másica de 5.10-3, los nanoagregados forman grupos, en los que los cuerpos de los nanoagregados no se superponenpero pueden interactuar las cadenas de alcanos de los grupos vecinos. Estos grupos pueden permanecer en suspensión coloidal estable hasta que laconcentración alcanza una fracción másica de 10-2. La estabilidad puede continuar hasta alcanzar concentraciones aún más altas en el petróleo crudo,donde los grupos pueden formar una red viscoelástica. No obstante, en tolueno, las concentraciones altas hacen que los grupos de asfaltenos floculen.

1.5 2 a 4 100 300

Tamaño de partícula, nm

Suspensión de asfa

ltenos d

esestabiliz

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más

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Moléculasindividuales

Nanoagregadosde 8 a 10 moléculas

Grupos denanoagregados

Flóculos, dejan de constituir un coloide estableRed viscoelástica

5.10-3, 5,000

10-4, 100

5.10-2, 50,000

Suspe

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de as

falte

nos e

stabil

izada

Sheu E, Long Y y Hamza H: “Asphaltene Self-Associationand Precipitation in Solvents—AC ConductivityMeasurements,” en Mullins et al, referencia 2: 259–278.Freed et al, referencia 5.

10. Oh K y Deo MD: “Near Infrared Spectroscopy to StudyAsphaltene Aggregation in Solvents,” en Mullins et al,referencia 2: 469–488.Yudin IK y Anisimov MA: “Dynamic Light ScatteringMonitoring of Asphaltene Aggregation in Crude Oils and Hydrocarbon Solutions,” en Mullins et al, referencia2: 439–468.

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de flujo (arriba). Habitualmente, la cantidad deasfalteno precipitado se incrementa a medidaque se reduce la presión, y alcanza un puntomáximo con la presión de burbujeo. La línea depresión-temperatura (P-T), que delinea las con-diciones de precipitación por encima del puntode burbujeo, se conoce como el límite superiorde la envolvente de precipitación de asfaltenos.

Conforme la presión continúa reduciéndosepor debajo de la presión de burbujeo, el gas desolución es removido del petróleo, lo que lovuelve más denso y más refractivo desde elpunto de vista óptico. La despresurización pordebajo del punto de burbujeo puede conducir ala redisolución de los asfaltenos precipitadospreviamente si el sistema se mezcla en forma

vigorosa y si la cinética de la redisolución esrelativamente rápida.13 En este caso, el diagramaP-T muestra un límite inferior de la envolventede precipitación de asfaltenos, por debajo delcual los asfaltenos se redisuelven para formaruna solución. No obstante, como la cinética de laredisolución de los asfaltenos inducida por lapresión puede ser lenta, el límite inferior de laenvolvente de precipitación de asfaltenos puedeser difícil de identificar en forma experimental.14

La identificación de las condiciones en lasque precipitan los asfaltenos es el primer pasoen la búsqueda de una solución para un pro-blema potencial asociado con la presencia deasfaltenos. Para identificar estas condiciones, sellevan a cabo dos tipos de programas experimen-tales de laboratorio con antelación a cualquierplan de desarrollo de campos. Inicialmente, seobtienen mediciones de la precipitación paradeterminar las presiones de inicio de la precipi-tación de asfaltenos a temperatura constante, olas temperaturas de inicio a presión constante.15

Dado que la precipitación de asfaltenos no ne -cesariamente conduce a su adhesión o sudepositación, es importante efectuar ademásmediciones de depositación en condiciones deproducción realistas de temperatura, presión,composición y esfuerzo de corte. Las pruebas dedepositación ayudan a evaluar la tendencia dedepositación de los asfaltenos inducidos por lapresión y a estimar la tasa de depositación.

Diversas técnicas de laboratorio han sidodesarrolladas para estudiar la precipitación delos asfaltenos a partir del petróleo crudo vivo.16

32 Oilfield Review

> Envolvente de precipitación de asfaltenos (APE) en el espacio presión-tem -peratura. La envolvente de precipitación de asfaltenos (curva roja) delimitalas zonas de estabilidad para los asfaltenos en solución. Para las condicio -nes de yacimiento tipo dadas (punto rojo), el agotamiento primario hace quela presión se reduzca. Cuando la presión alcanza la envolvente superior deprecipitación de asfaltenos, también conocida como presión de inicio de laprecipitación de asfaltenos, los asfaltenos menos solubles precipitarán. Con -forme la presión continúe decreciendo, más asfaltenos precipitarán hastaque se alcance la presión de burbujeo, y se libere el gas de la solución. Conla reducción continua de la presión se ha removido suficiente gas del siste -ma, y el petróleo crudo podrá comenzar a redisolver los asfaltenos en la en -volvente inferior de precipitación de asfaltenos. (Adaptado de Jamaluddinet al, referencia 16.)

Envolvente superior de asfaltenos

Equilibrio vapor-líquido (punto de burbujeo)

Condiciones de yacimiento tipoLíquido

Incremento de temperatura

Incr

emen

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e pr

esió

n

Envolvente de precipitación de asfaltenos

Líquido y asfaltenos

Líquido, vapory asfaltenos

Líquidoy vapor

Envolvente inferior de asfaltenos

0 10 20 30 40 50 60 700

0.5

1.0

1.5Presión inferior de inicio de la precipitación de asfaltenos = 13.5 MPa

Presión de burbujeo = 22 MPa

Presión superior de inicio de la precipitación de asfaltenos = 43 MPa

Presión, M/Pa

Asfa

lteno

, % e

n pe

so

insolubles en n-heptano insolubles en n-pentano

Baño de aire

Método gravimétrico

Presión mayor que la presión de inicio de la precipitación de

asfaltenos

Presión menor que la presión de inicio de la precipitación de

asfaltenos

> Detección gravimétrica de la precipitación de asfaltenos en un petróleo de Medio Oriente. La técnica de fraccionamiento SARAdeterminó el contenido de asfaltenos del fluido dejado después de la precipitación de los asfaltenos, utilizando n-pentano (cír -culos azules) y n-heptano (cuadrados rojos). Ambos tipos de asfaltenos mostraron las mismas tendencias de precipitación. Lapresión de inicio de la precipitación determinada gravimétricamente fue de 42.75 MPa [6,200 lpc] para los dos tipos. El conte ni dode asfaltenos del líquido remanente siguió reduciéndose hasta que la presión alcanzó un valor de 22.24 MPa [3,225 lpc], corres -pondiente a la presión de burbujeo. La reducción adicional de la presión hizo que la concentración de asfaltenos disueltos seelevara hasta que la presión alcanzó el límite inferior de la envolvente de precipitación de asfaltenos; es decir 13.5 MPa [1,960 lpc],después de lo cual el contenido de asfaltenos se estabilizó en su nivel original. (Adaptado de Jamaluddin et al, referencia 16.)

Otoño de 2007 33

Se han utilizado métodos tales como la precipi-tación gravimétrica, la resonancia acústica y lafiltración para determinar la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos. Otras técnicas,tales como la dispersión de la luz, la microscopíade alta presión y el análisis granulométrico, hansido ampliamente aceptadas dentro de la comu-nidad que se ocupa del tema del aseguramientodel flujo, y se han convertido en estándares in -dustriales para la clasificación de los fluidos deyacimientos en cuanto a estabilidad de los as -faltenos, las ceras y los hidratos. Cada técnicamide una propiedad diferente del fluido a me -dida que se reduce la presión. La combinaciónde los resultados de los diversos métodos incre-menta la confiabilidad en la cuantificación de laenvolvente APE.

En el método gravimétrico, los asfaltenosprecipitan y caen en el fondo de una celda PVT(presión-volumen-temperatura). En los pasos depresión seleccionados, las muestras del fluidoremanente son analizadas mediante la técnicade fraccionamiento SARA, y muestran una re -ducción de la concentración de los asfaltenos. Elmétodo provee datos para una gráfica de con cen -tración de asfaltenos en función de la presión,con transiciones que corresponden a los límitessuperior e inferior de la envolvente de precipita-ción de asfaltenos. La precisión de este método eslimitada por la selección de los incrementos depresión y por la precisión de las mediciones de laconcentración de asfaltenos. Para in crementar laprecisión se necesitan intervalos pequeños entrelas mediciones de presión, por lo que el experi-mento puede resultar prolongado y requierevolúmenes grandes de fluido de yacimiento. Ade-más, este método puede ser subjetivo en lo que

respecta a la estimación de la iniciación de laprecipitación de asfaltenos porque el punto deinicio puede per derse si los incrementos de pre-sión son demasiado largos.

En un ejemplo, el método gravimétricodetectó la precipitación de asfaltenos en un petró-leo de Medio Oriente.17 Los asfaltenos insolublesen n-pentano y los asfaltenos insolubles en n-hep-tano, remanentes después de utilizar el métodogravimétrico, fueron precipitados me diante la técnica de fraccionamiento SARA (página ante-rior, abajo). Las mediciones se obtu vieron a latemperatura del yacimiento; 116°C [240°F].

Otro método, la técnica de resonancia acús-tica (ART), mide los cambios producidos en laspropiedades acústicas del fluido a medida quelos asfaltenos se separan de la solución. Lossólidos adicionales presentes en la mezcla in -crementan la rigidez del sistema. Conforme sereduce la presión, un receptor acústico colocadoen un extremo de una celda PVT, detecta la reso-nancia acústica generada por un transductoracústico colocado en el otro extremo de la celda. El sistema acústico posee una precisión de ± 100 lpc [0.69 MPa] y requiere sólo 10 mL defluido de ya cimiento monofásico. La técnica ARTes menos lenta que el método gravimétrico. En cuanto a las desventajas, cabe mencionar quelos cambios de resonancia detectados con la téc-nica ART no son únicos del proceso deprecipitación de asfaltenos; la presencia de otrossólidos y los límites de la fase vapor-líquido podríancausar cambios similares en las propiedades acús-ticas. Además, la técnica no permite que el fluidose mezcle, dando origen a mediciones de presiónde inicio potencialmente imprecisas, causadas porla distribución heterogénea de los asfaltenos.

Además, el método no detecta el límite inferiorde la envolvente de precipitación de asfaltenos.Esto puede deberse al hecho de que la disolucióndel asfalteno es una transición de fase gradual.

La técnica de resonancia acústica fue utili-zada para examinar la precipitación de as fal tenosen el mismo petróleo de Medio Oriente (arriba).Al igual que con el método gravimétrico, seobtuvieron mediciones a la temperatura de yaci-miento de 116°C. La presión de inicio de laprecipitación de asfaltenos, obtenida con la téc-nica ART, coincide con los resultados derivadosdel método gravimétrico.

La técnica de dispersión de la luz (LST),también conocida como sistema de detección desólidos (SDS) de DBR, utiliza luz cuya longitudde onda se encuentra en el espectro cercano alinfrarrojo (luz cercana al infrarrojo, NIR) paraexaminar los fluidos a medida que precipitan losasfaltenos, ya sea isotérmicamente con la re -ducción de la presión, o isobáricamente con la

Transductor acústico

Receptor acústico

Técnica de resonancia acústica

1.00

0.25

Resp

uest

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ústic

a no

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izada

0

0.50

0.75

0 10 20 30 40 50 60 70

Presión, MPa

Presión superior de inicio de la precipitación de asfaltenos = 43 MPa

Presión de burbujeo = 23 MPa

> Detección de la precipitación de asfaltenos utilizando la técnica de resonancia acústica. Las mediciones obtenidas por reso nan -cia acústica en un petróleo de Medio Oriente, muestran un cambio brusco en la respuesta acústica a una presión de 42.92 MPa[6,225 lpc], que corresponde al límite superior de la envolvente de precipitación de asfaltenos. El cambio producido a 22.68 MPa[3,290 lpc] es la presión de burbujeo. Estos resultados coinciden con los obtenidos utilizando el método gravimétrico en el mismopetróleo. (Adaptado de Jamaluddin et al, referencia 16.)

13. Hammami A, Phelps CH, Monger-McClure T y Little TM:“Asphaltene Precipitation from Live Oils: An ExperimentalInvestigation of Onset Conditions and Reversibility,”Energy & Fuels 14, no. 1 (Enero de 2000): 14–18.

14. Hammami A y Ratulowski J: “Precipitation andDeposition of Asphaltenes in Production Systems: A Flow Assurance Overview,” en Mullins et al,referencia 2: 617–655.

15. Hammami y Ratulowski, referencia 14.16. Hammami et al, referencia 13.

Karan K, Hammami A, Flannery M y Stankiewicz A:“Evaluation of Asphaltene Instability and a ChemicalControl During Production of Live Oils,” PetroleumScience and Technology 21, no. 3 and 4 (Enero de 2003): 629–645.Jamaluddin AKM, Creek J, Kabir CS, McFadden JD,D’Cruz D, Manakalathil J, Joshi N y Ross B: “LaboratoryTechniques to Measure Thermodynamic AsphalteneInstability,” Journal of Canadian Petroleum Technology41, no. 7 (Julio de 2002): 44–52.

17. Jamaluddin et al, referencia 16.

reducción de la temperatura. En la configura-ción de laboratorio para el servicio de muestreoy análisis de fluidos Oilphase-DBR, la celda PVTutilizada para esta técnica es un tubo de vidriotransparente que contiene un mezclador accio-nado en forma magnética.18 Una fuente de luzcercana al infrarrojo, colocada sobre uno de loslados de la celda, genera luz con longitudes deonda que oscilan entre 800 y 2,200 nm y unaenergía de transmitancia específica. Cuando losasfaltenos precipitan, dispersan la luz, redu-ciendo la energía de transmitancia de la luzdetectada por los sensores de fibra ópticos situa-dos al otro lado de la celda. Al igual que con latécnica de resonancia acústica, las ventajas delmétodo de dispersión de la luz son la velocidadde las pruebas y el bajo volumen de fluido deyacimiento monofásico requerido.

Los resultados de la técnica de dispersión dela luz, aplicados a la despresurización isotérmicade un petróleo del Golfo de México, muestranuna respuesta típica (arriba). La caída de laenergía de la luz transmitida a 36.54 MPa [5,300lpc] marca la envolvente APE superior, y el incre-mento a 26 MPa [3,770 lpc] señala la envolventeAPE inferior. En otro caso, el método se utilizócon una reducción de la temperatura isobáricapara detectar la precipitación de as fal tenos enun crudo de América del Sur (derecha).

Con fines comparativos, el petróleo del Golfode México fue estudiado mediante experimentosde filtración en un laboratorio Oilphase-DBR. Enlas mediciones de la filtración, la misma celdaPVT utilizada en la prueba de dispersión de la

luz, se carga con 60 mL de fluido de yacimientomonofásico. Un mezclador magnético agita elcontenido de la celda a medida que se des -presuriza a temperatura de yacimiento. A laspresiones seleccionadas, una pequeña cantidadde fluido se extrae de la celda y se hace pasar através de un filtro de 0.45 µm, a la vez que semantiene la presión y la temperatura. El análisisSARA de los compuestos atrapados por el filtrorastrea el cambio producido en el contenido deasfaltenos a medida que se reduce la presión.

Una de las ventajas de la técnica de filtraciónes que cuantifica la cantidad de asfalteno pre -cipitado. Puede ser utilizada para definir loslímites superior e inferior de la fase de asfalte-nos. Otra de sus ventajas es que los asfaltenos seextraen físicamente del petróleo, y por lo tantopueden ser caracterizados ulteriormente me -diante la técnica de espectrometría de masa,efectuando estudios de difusión molecular o através del análisis SARA. No obstante, a diferen-cia de otros métodos, los resultados dependen

34 Oilfield Review

> Mediciones de la precipitación de asfaltenos en un petróleo del Golfo de México, utilizando la técnica de dispersión de la luzcer cana al infrarrojo. A medida que la presión se reduce desde un máximo de más de 90 MPa [13,055 lpc], la energía de transmi -sión de la luz se incrementa porque el fluido menos denso permite una mayor transmisión de la luz. A una presión de 36.54 MPa,la señal de transmitancia de luz (azul) se hunde, lo que indica el inicio de la precipitación de asfaltenos y el límite superior de laenvolvente APE. Cuando la presión cae hasta alcanzar 33.09 MPa [4,800 lpc], la transmitancia cae aún más, ya que los gruposgrandes y los flóculos de los asfaltenos dispersan toda la luz. A una presión de 29.37 MPa [4,260 lpc], la transmitancia de la luzse incrementa al formarse burbujas de gas en el punto de burbujeo. Esta respuesta se opone a la de ciertos petróleos que exhi -ben una reducción de la transmitancia con la aparición de burbujas. A medida que continúa la despresurización, la transmitan ciade la luz varía bruscamente a una presión de 26 MPa, valor en el que los asfaltenos comienzan a redisolverse. Éste es el límiteinferior de la envolvente APE. (Adaptado de Jamaluddin et al, referencia 16.)

Ener

gía

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ia d

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W

0.25

0

0.50

0.75

1.00

0 20 40 60 80 100

Presión, MPa

Respuesta de la luz cercana al infrarrojo

Presión de burbujeo = 29 MPa

Presión superior de inicio de la precipitación de asfaltenos = 37 MPa

Presión inferior de iniciode la precipitación de asfaltenos = 26 MPa

Presión mayor que lapresión de inicio de la precipitación de

asfaltenos

Presión menor que lapresión de inicio dela precipitación de

asfaltenos

Transmisorde luz

Receptorde luz

Dispersión de la luz cercana al infrarrojo

> Evaluación del inicio de la precipitación de asfaltenos por dispersión de laluz durante una reducción de la temperatura isobárica. En este petróleocrudo de América del Sur, los asfaltenos comenzaron a precipitarse cuandola temperatura alcanzó 76°C [170°F]. Se obtuvieron mediciones a unapresión de 4,000 lpc [27.6 MPa]. Se muestra además el punto de turbidez; latempe ratura a la cual se solidifica la cera. (Adaptado de Hammami yRatulowski, referencia 14.)

Ener

gía

de la

luz t

rans

miti

da, n

W

Temperatura, °F

500.01

0.1

1.0

10

100

70 90 110 130 150 170 190 210 230

Inicio de la precipitaciónde asfaltenos ~ 170°F

Punto de turbidez = 91°F

Temperatura en bocade pozo = 100°F

Otoño de 2007 35

del tamaño del filtro. La técnica de filtración,además, requiere más tiempo que la medición dela resonancia acústica o la dispersión de la luz.

Otro avance, el microscopio de alta presión(HPM) de DBR, permite la observación visual di -recta de las múltiples fases presentes a presión ytemperatura elevadas. Esta técnica posibilita lavisualización microscópica del aspecto de laspartículas de asfaltenos a medida que se reducela presión.19 En un ejemplo, las micrografías dealta presión ayudaron a evaluar la efectividad delos diferentes inhibidores de precipitación en unpetróleo crudo de América del Sur (arriba). Lasmicrografías muestran un incremento del ta ma -ño de las partículas de asfaltenos en el petróleo

sin tratar a medida que se reduce la presión. Elagregado del inhibidor químico A modifica lascaracterísticas de aglomeración de los asfal -tenos: las partículas de asfaltenos se vuelvenaparentes a la misma presión de inicio que parael petróleo sin tratar, pero son mucho más pe -queñas y se mantienen pequeñas aunque lapresión continúe reduciéndose. El inhibidor B esmás efectivo para prevenir la precipitación delos asfaltenos que el inhibidor A.

Las imágenes HPM también pueden utilizarsepara validar los resultados derivados de la utiliza-ción de la técnica de dispersión de la luz. Unquiebre en la curva de transmitancia de luz signi-fica un cambio en el fluido. Las micrografíasHPM, obtenidas a las presiones seleccionadas,ayudan a confirmar el punto de inicio determi-nado mediante la técnica LST (abajo).

Si bien la técnica HPM es directa y útil, sóloprovee una indicación cualitativa del tamaño y elnúmero de partículas. Para cuantificar estosparámetros, los científicos de DBR desarrollaronun software de generación de imágenes para elanálisis granulométrico (PSA) con el fin de anali-zar las fotografías HPM. El software PSA exploralas imágenes HPM digitales a medida que se ob -tienen y provee información cuantitativa sobrela abundancia relativa y el tamaño de las partí-culas, los cambios morfológicos y las condicionesde inicio de la precipitación de asfaltenos.

> Fotografías de un petróleo crudo de América del Sur tratado y sin tratar,to madas con el microscopio de alta presión (HPM) a medida que se reducela presión. En el petróleo sin tratar (fila superior), las partículas oscuras inter -pretadas como asfaltenos precipitados aparecen a una presión de 24.1 MPa[3,500 lpc], y se vuelven más grandes a medida que la presión continúa re -duciéndose. Después de un tratamiento con 50 ppm del inhibidor A de preci -pitación de asfaltenos (segunda fila), pueden detectarse ciertas sustanciasen partículas nuevamente a una presión de 24.1 MPa. No obstante, las partí -culas son más pequeñas y permanecen más pequeñas que las del petróleosin tratar a medida que se reduce la presión. Esto indica que el inhibidortuvo cierto efecto sobre la estabilidad de los asfaltenos. Cuando el petróleose trata con 50 ppm del inhibidor B (tercera fila), las partículas de asfaltenosaparecen a una presión más baja que en los casos previos y, por ende, elquímico B es un inhibidor de precipitación más efectivo. El tratamiento con200 ppm del inhibidor B (fila inferior) reduce aún más la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos. (Adaptado de Karan et al, referencia 19.)

Sin tratar

50 ppm A

50 ppm B

200 ppm B

17.2 MPa 20.7 MPa 24.1 MPa 27.6 MPa ID dela muestra

Reducción de la presión

> Traza de transmitancia de luz obtenida durante la despresurización isotérmica de un petróleo crudode América del Sur. Las micrografías de alta presión, tomadas a las presiones seleccionadas, proveenevidencias directas de la precipitación de asfaltenos. La presión de inicio de la precipitación de asfal -tenos es de 7,500 lpc [51.7 MPa] a temperatura de yacimiento, lo que corresponde a la reducción inicialleve de la energía de la luz transmitida y a las primeras partículas de asfaltenos observadas. Por de -bajo de aproximadamente 4,000 lpc, las partículas de asfaltenos precipitados comienzan a aglomerarse,lo que produce la caída significativa de la energía de la luz transmitida.

Tran

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Presión, lpc

3,000 5,000 7,000 9,000 11,000 13,0001,0000

50

100

150

200

250

300

Presión desaturación,2,050 lpc

18. Hammami A y Raines MA: “Paraffin Deposition fromCrude Oils: Comparison of Laboratory Results with FieldData,” SPE Journal 4, no. 1 (Marzo de 1999): 9–18.

19. Karan K, Hammami A, Flannery M y Stankiewicz A:“Systematic Evaluation of Asphaltene Instability andControl During Production of Live Oils: A Flow AssuranceStudy,” presentado en la Reunión Nacional de Primaveradel Instituto Americano de Ingenieros Químicos, NuevaOrleáns, 10 al 14 de marzo de 2002.

El análisis granulométrico, efectuado en otropetróleo crudo de América del Sur, exhibe losresultados de aplicar el software de análisis deimágenes (arriba). Las mediciones de dispersiónde la luz, obtenidas en este petróleo sin tratar,habían determinado que la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos era de 5,500 lpc[37.9 MPa]. Los resultados del análisis PSA indi-caron una variación brusca del tamaño de laspartículas y su recuento cuando la presión seredujo hasta alcanzar el valor de inicio de la pre-cipitación. El tamaño y el número continuaronincrementándose con la reducción adicional dela presión.

Mediciones de la depositación de asfaltenos obtenidas en el laboratorioSi bien la precipitación de asfaltenos es unacondición necesaria para la formación de obs-trucciones, tal precipitación no es suficiente.Después de la precipitación, las partículas de

asfaltenos deben depositarse y adherirse a unasuperficie antes de que se conviertan en un pro-blema para el flujo de fluidos.

Si bien la precipitación de asfaltenos es fun-damentalmente una función de la temperatura, lapresión, la composición del fluido y la con cen tra -ción de partículas, la depositación de asfaltenoses un proceso mucho más complejo y depende,además, de la tasa de corte del flujo, el tipo ycaracterísticas de la superficie, el tamaño de laspartículas y las interacciones entre las partícu-las y la superficie.

Para investigar la tendencia de los sólidosorgánicos a depositarse bajo condiciones de flujoreales, los científicos de Oilphase-DBR cons -truye ron el dispositivo de depositación y controlde sólidos orgánicos (OSDC) (próxima página,arriba).20 La rotación de un tornillo, situado en elcentro del dispositivo, produce un movimiento delfluido que crea un régimen de flujo similar al flujode una tubería.

A diferencia de otras técnicas de mediciónde la depositación, el dispositivo OSDC utilizaun volumen relativamente pequeño—150 cm3—de fluido y puede operar a presiones de hasta103.4 MPa [15,000 lpc] y a temperaturas de hasta200°C [392°F], y con números de Reynolds dehasta 500,000.21 El dispositivo puede simular lascondiciones de producción de temperatura, pre-sión, composición, tipo de superficie, y nú me rode Reynolds o esfuerzo de corte en la pared. Através de piezas cilíndricas agregadas, cuidado-samente diseñadas y maquinadas, el dispositivoOSDC también puede representar la rugosidadsuperficial de los tubulares. Estos parámetrosclave pueden ser controlados en forma precisa eindependiente, permitiendo la ejecución de laspruebas de depositación para un amplio rangode condiciones.

El dispositivo OSDC se utiliza a menudo parainvestigar el efecto de los inhibidores químicossobre la tendencia de depositación de los asfalte-nos. El tratamiento químico es una de las opcio-nes de control adoptadas comúnmente para laremediación y prevención de la depositación deasfaltenos en la tubería de producción. Unaprueba de selección de inhibidores típica consisteen inyectar una concentración especificada de in-hibidor en el fluido de yacimiento, contenido enla celda PVT, y medir la reducción de la presiónde inicio de la precipitación de asfaltenos del pe-tróleo tratado con inhibidor a medida que la mez-cla de fluido se despresuriza isotérmicamente.

En un ejemplo del Golfo de México, se probóun inhibidor químico a fin de determinar suefectividad para prevenir la depositación deasfaltenos a la temperatura de yacimiento y auna presión cercana a su presión de saturación.La clasificación inicial realizada por el proveedorde químicos en la muestra de petróleo en condi-ciones de tanque, había indicado que 200 ppminhibirían la depositación de asfaltenos. Laspruebas realizadas con el dispositivo OSDC en elpetróleo tratado y sin tratar, indicaron que los

36 Oilfield Review

> Análisis granulométrico (PSA) generado durante la despresurización discreta de un petróleo crudode América del Sur. Las imágenes HPM (derecha) fueron generadas a presiones superiores, equiva -lentes e inferiores a la presión de inicio de la precipitación de asfaltenos, determinada mediante me -diciones independientes. Las imágenes se analizaron para determinar el número y el tamaño de laspartículas y se graficaron en forma de histograma (izquierda). El número y el tamaño de las partículasse incrementan significativamente a una presión de 5,500 lpc, que es la presión de inicio de la pre ci -pitación de asfaltenos. A medida que se reduce la presión, el número y el tamaño de las partículas seincrementan. El recuento pequeño pero finito de partículas, detectado con el análisis PSA a presionessuperiores a la presión de inicio, se atribuye a la presencia de impurezas tales como pequeñas gotasde agua en el petróleo. El diámetro equivalente es el diámetro de un círculo con un área equivalenteal área de la partícula observada, y el recuento es un valor acumulado, obtenido a partir del análisisde 20 imágenes tomadas a la misma presión. (Adaptado de Karan et al, referencia 19.)

P = 6,500 lpc

P = 6,000 lpc

P = 5,500 lpc

P = 5,250 lpc

P = 5,000 lpc

P = 4,500 lpc

P = 4,000 lpc

P = 3,500 lpc100

10,000

Recu

ento

s de

partí

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s

Tamaño, µm

10 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

100

10,000

1

1001,000

110

1001,000

110

100

10,000

1

100

10,000

1

100

10,000

1

100

10,000

1

20. Zougari, M, Jacobs S, Ratulowski J, Hammami A, BrozeG, Flannery M, Stankiewicz A y Karan K: “Novel OrganicSolids Deposition and Control Device for Live-Oils:Design and Applications,” Energy & Fuels 20, no. 4 (Julio de 2006): 1656–1663.Zougari M, Hammami A, Broze G y Fuex N: “Live OilsNovel Organic Solid Deposition and Control Device: WaxDeposition Validation,” artículo SPE 93558, presentado enla Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de MedioOriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

21. El número de Reynolds es una indicación de la relaciónentre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas.

22. Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Ricardo Gómez J,Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E yTheuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,”Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.

Otoño de 2007 37

asfaltenos se depositarían en la pared del dispo-sitivo OSDC independientemente de que elpetróleo fuera tratado químicamente o no (abajo).Después de concluida cada una de las pruebas, serecolectaron y analizaron los sólidos depositadosen la pared para determinar su contenido deasfaltenos utilizando n-heptano caliente. Losresultados analíticos demostraron que el inhi bidorde asfaltenos sugerido no pudo evitar completa-mente la depositación de los asfaltenos sobre la

pared, aunque redujo la tasa de depositación delos asfaltenos en aproximadamente un 40%.

El dispositivo OSDC es el único aparato quese encuentra a la venta para estudiar los efectosde la depositación de asfaltenos en los petróleosvivos y en los regímenes de flujo realistas, lo quepermite una evaluación más precisa de los re -querimientos de aditivos químicos. En un caso,un cliente utilizó los resultados OSDC para redu-cir el empleo de químicos en una quinta parte.

Mediante la reducción de la concentración de adi-tivo de 1,000 ppm a 200 ppm, los costos anuales dequímicos se recortaron en US$ 2.5 millones.

Un factor clave para la evaluación precisa dela precipitación y depositación de asfaltenos enlos petróleos vivos es la calidad de la muestra defluido. Para los estudios de asfaltenos, así comotambién para todos los programas de aná lisis defluidos, es vital que la muestra sea representativadel fluido de yacimiento y se mantenga en condi-ciones de yacimiento a lo largo de todo el procesode transporte hasta el labora torio. Cualquier téc-nica de recolección de muestras que no logreconservar la naturaleza monofásica de una mues-tra puede generar errores significativos en elanálisis subsiguiente, especialmente para losasfaltenos. Existen abundantes anécdotas deoperadores que se vieron sorprendidos por pro-blemas severos, asociados con los asfaltenos,porque las muestras de fluidos no habían indi-cado la presencia de as faltenos. Esos operadoresse dieron cuenta demasiado tarde de que la reco-lección de las muestras de fluidos había sidoefectuada a una presión inferior al punto de bur-bujeo y de que los asfaltenos que se encontrabanen el fluido se precipitaron y se adhirieron a laformación, dejando el fluido de la muestra librede asfaltenos.

Se pueden obtener muestras monofásicasutilizando una diversidad de técnicas en diferen-tes momentos de la vida productiva del campo.22

> Dispositivo de depositación y control de sólidos orgánicos (OSDC). El aparato simula el flujo de pro -ducción bajo condiciones realistas de presión, temperatura y composición, para el estudio de la ten -dencia de depositación de asfaltenos. La herramienta OSDC ayuda a optimizar el tratamiento químicopara la prevención y remediación de la depositación de asfaltenos.

Termocuplasde puntosmúltiples

Celda de corte

Motor de CC de velocidad

variable

Válvulas decontrol de flujo de alta presión

Pie de fijación mecánica

> Evaluación de la efectividad de un inhibidor de depositación de asfaltenos utilizando las pruebas OSDC. En una prueba, el petróleo vivo del Golfo de Méxicose dejó sin tratar (izquierda) y sujeto a las condiciones de flujo del yacimiento. En la segunda prueba, se mezcló un químico inhibidor de la depositaciónde asfaltenos con el petróleo vivo (derecha) y la mezcla se sometió a las mismas condiciones de flujo. Los resultados OSDC indicaron que tanto el petró -leo sin tratar como el petróleo tratado depositarían asfaltenos. No obstante, el inhibidor de la depositación de asfaltenos redujo la tasa de depositación a7 mg/h, mientras que en el caso sin tratar fue de 12 mg/h.

Sin tratar: 12 mg/h Tratado: 7 mg/h

Algunos ejemplos comunes incluyen el dispositivode muestreo de yacimientos monofásicos (SRS),desplegado durante las pruebas de formaciónefectuadas a través de la columna de perforacióny mediante el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT operado con cable, que secorre con una cámara para muestras monofásicasmúltiples en agujero des cu bierto.23 También pue-den obtenerse muestras representativas en pozoentubado, utilizando el Probador de la Dinámicade la Formación de Pozo Entubado CHDT.24

Una muestra de fluido de alta calidad no sóloes monofásica sino que está libre de contamina-ción. La contaminación puede causar erroresimportantes en las mediciones de laboratorio.Por ejemplo, la contaminación con lodo a basede aceite (OBM) miscible en el petróleo crudo,puede modificar la presión medida de inicio dela precipitación de asfaltenos. El incremento dela magnitud de la contaminación reduce la pre-sión de inicio medida. En un caso, tan sólo un 1%en peso de contaminación con OBM hizo que lapresión de inicio de la precipitación de asfalte-nos se redujera en 0.7 hasta alcanzar un valor de1.0 MPa [100 a 150 lpc] (arriba).25 Estos resulta-dos acentúan la necesidad de disponer demuestras con bajo nivel de contaminación.

Modelado del comportamiento de los asfaltenosLos experimentos de laboratorio para determinarla envolvente de precipitación de asfaltenos nor-malmente se llevan a cabo en condiciones de yaci-miento y, además, con una pequeña selección deotras temperaturas y presiones. Para comprendermejor el comportamiento de los asfaltenos a tra-vés de todo el rango de condiciones por las cualespasará el fluido en su trayecto hacia la su per ficie,

se han desarrollado modelos que intentan refle-jar las observaciones experimentales acerca de laprecipitación y depositación de asfaltenos. Estosmodelos pueden dividirse en cuatro grupos: mo-delos de solubilidad, modelos sólidos, modelos co-loidales y modelos de ecuaciones de estado (EOS)para asociación de asfaltenos.

Modelos de solubilidad—Los modelos de so-lubilidad son los más comúnmente aplicados parapredecir la precipitación de asfaltenos. El primerode esos modelos, establecido en 1984, emplea unenfoque termodinámico para describir la estabili-dad de los asfaltenos en términos de equilibrio re-versible de la solución.26 Esta versión fue fácil deimplementar pero no reprodujo el comporta-miento observado en forma experimental. Desdeentonces, numerosos investigadores han elabo-rado mejoras, fundamentalmente en relación conel cálculo de los parámetros de so lu bilidad de losasfaltenos y la caracterización de las fraccionespesadas presentes en el petróleo crudo. En la ver-sión original, se calculó un equilibrio vapor-lí-quido (VLE) para determinar las pro pie dades enla fase líquida; luego se efectuó un cál culo delequilibrio líquido-líquido (LLE)—tra tan do el as-falteno como un seudo lí qui do—su poniendo quela fase de asfaltenos precipitados no tiene influen-cia sobre el valor de VLE calculado previamente.Posteriormente, los investigadores tuvieron encuenta el efecto de la precipitación de asfaltenossobre la fase gaseosa e implementaron un cálculodel equilibrio trifásico.27 El trabajo fue llevado acabo en el año 1995 y amplió el método para in-cluir la termodinámica de las soluciones de polí-meros.28 Este modelo más reciente puedeconducir a una buena representación del compor-tamiento de los asfaltenos si se calibra con los re-sultados experimentales, pero es probable que no

estime en forma precisa la precipitación de asfal-tenos en fluidos con composiciones diferentes alas del petróleo crudo de la calibración.

Modelos sólidos—Los modelos sólidos tratanel asfalteno en proceso de precipitación como unsolo componente en estado sólido, que reside en unfluido cuyas fases se modelan utilizando una EOScúbica. Los modelos sólidos pueden requerir nume-rosos parámetros empíricos y afinaciones para ajus-tarse a los datos experimentales. Un modelo sólidoasume que los cortes pesados del petróleo crudopueden di vidirse en componentes pre cipitantes yno precipitantes.29 Los componentes precipitantesse toman como los asfaltenos. Este modelo es fácilde implementar, pero además requiere datos expe-rimentales para determinar los parámetros clave.

En otro modelo sólido, los asfaltenos son tra-tados como un seudocomponente aglomerado, ytodos los demás componentes se consideransolventes .30 El método es simple y permite el cál-culo directo de la solubilidad de los asfaltenos,pero no incluye los efectos de la presión, que sonparticularmente importantes para la estabilidadde los asfaltenos.

Modelos coloidales—Los modelos coloidalesposeen su base en la termodinámica estadística yen la ciencia coloidal. En el primero de esos mo -delos, se asumió que los asfaltenos existen en elpetróleo como partículas sólidas en suspensióncoloidal, estabilizada por las resinas adsorbidasen sus superficies.31 En este modelo, el equilibriovapor-líquido calculado con una EOS establecela composición de la fase líquida a partir de lacual puede flocular el asfalteno. Se interpretaque las mediciones de la precipitación de asfal-tenos, en una serie de condiciones, proveen unpotencial químico crítico para las resinas, que seutiliza subsiguientemente para predecir la preci-pitación de asfaltenos en otras condiciones.

Modelos de ecuaciones de estado (EOS)—Elmo delo de precipitación de asfaltenos, desa rro lla -do por DBR, ahora una compañía de Schlumberger,es un modelo EOS para asociación de asfal te nos.32

Este modelo plantea cuatro supuestos básicos: • Las moléculas de asfaltenos existen funda-

mentalmente como monómeros en el petróleocrudo a granel, y como agregados en un estadoasociado en la fase de precipitación;

• La asociación de asfaltenos conduce a su pre-cipitación;

• El proceso de precipitación de asfaltenos estermodinámicamente reversible;

• La fase de precipitación de asfaltenos es unafase seudolíquida.

38 Oilfield Review

> Efecto de la contaminación de las muestras sobre la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos. Las mediciones obtenidas en muestras dehidrocarburos contaminadas con fluido de perforación a base de aceitepueden subestimar la presión de inicio de la precipitación de asfaltenos.(Adaptado de Muhammad et al, referencia 25.)

Presión desaturación

Presiones de inicio de la depositación de asfaltenos

Contaminación,% en peso

(base petróleo vivo)2.67.614.219.4

Presión

Ener

gía

de la

luz t

rans

miti

da

Otoño de 2007 39

Este modelo combina los términos que des -criben los efectos químicos y físicos de laasociación de las moléculas de asfaltenos.Requiere la composición, el peso molecular, eltamaño molecular y la energía de interacción decada componente.

Hasta la fecha, la mayoría de los modelos deprecipitación de asfaltenos precedentes hansido probados solamente en conjuntos limitadosde resultados experimentales. Si bien muchosautores sostienen que su modelo podría arrojarpredicciones razonables, ninguno puede serutilizado para predecir la precipitación de asfal-tenos en forma consistente. No obstante, estosmodelos fueron desarrollados en su totalidadantes de que existiera consenso acerca del pesoy la estructura molecular de los asfaltenos. Hastaque se desarrollen nuevos modelos que incorpo-ren los resultados experimentales más recientes,los químicos especialistas en fluidos seguiránutilizando los métodos de modelado existentes.

Los asfaltenos en aguas profundas del Golfo de México Recientemente en el Golfo de México, Hydro Gulfof Mexico LLC debió enfrentar problemas poten-ciales de precipitación de asfaltenos durante eldesarrollo de un campo de aguas profundas. Lasreservas contenidas en dos intervalos pros -pectivos eran insuficientes para justificar laconstrucción de dos pozos de producción. Unaterminación submarina monodiámetro, queexplotara ambas capas, necesitaría ser conec-tada a una plataforma existente para que laproducción resultara económicamente viable.Dado que la mezcla de fluidos genera un cambiode composición que podría hacer que los asfalte-nos se separaran de la solución, los fluidos y elescenario de producción entero debieron ser ana-lizados para evaluar los problemas potencialesplanteados por los asfaltenos. Podrían inducirsecambios composicionales adicionales mediantela inyección de gas para el proceso de levanta-miento artificial por gas, que era un método determinación en consideración. Para reducir elriesgo de que surgieran problemas de asegu -ramiento de flujo, los científicos de Hydro,Schlumberger y la Universidad de Rice, en Hous-ton, adoptaron un enfoque sistemático para laevaluación preliminar del impacto potencial dela precipitación y depositación de asfaltenos.33

Dos pozos que penetraron la estructura endiferentes profundidades, encontraron dos fluidosdistintos: petróleo y condensado. Las medicionesde laboratorio indicaron que los dos hidrocarbu-ros provenían de fuentes diferentes y no estabanen comunicación entre sí. El fraccionamiento del

petróleo efectuado con la técnica SARA, reveló uncontenido de asfaltenos relativamente bajo, con61.7% de saturados, 26.0% de aromáticos, 11.4%de resinas y 0.9% de asfaltenos.

Las mediciones de laboratorio realizadas conla técnica de dispersión de la luz cercana al in fra -rrojo, estimaron la presión de inicio de la precipi-tación de asfaltenos, como 7,000 lpc [48.3 MPa]±100 lpc, y fueron corroboradas con las fotogra-fías tomadas con el microscopio de alta presión(abajo). No obstante, se sabía que la muestra de

petróleo contenía un 20% en peso de contamina-ción con OBM. Para una muestra no contaminada,se estimó mediante extrapolación que la presiónde inicio de la precipitación de asfaltenos era de10,700 lpc [73.8 MPa].

La simulación ayudó a los ingenieros a com-prender cómo se comportaría el petróleo y susasfaltenos a lo largo de todo el proceso de produc-ción; desde la formación hasta el pozo y luego, unavez mezclados con el condensado, hasta la super-ficie. Se utilizó un modelo EOS molecular para

> Mediciones obtenidas con la técnica de dispersión de la luz cercana al infrarrojo en un petróleodel Golfo de México proveniente de un pozo de Hydro. La interpretación de las lecturas de dispersiónde la luz (puntos rojos) arrojó un valor de presión de inicio de la precipitación de asfaltenos de 7,000 lpc± 100 lpc. Las fotografías tomadas con el microscopio de alta presión facilitaron la interpretaciónvisual de la apariencia de las partículas de asfaltenos y corroboraron el inicio de la precipitación deasfalte nos a una presión de entre 7,500 y 6,000 lpc [51.7 y 41.4 MPa]. Las burbujas se fotografiaron auna presión de 3,000 lpc, levemente inferior a la presión de burbujeo determinada con el análisis PVT.(Adaptado de González et al, referencia 33.)

Tran

smita

ncia

de

luz

Presión, lpc

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000

A 3,000 lpcA 6,000 lpc

A 7,500 lpc

A 9,500 lpc

A 12,500 lpc

Inicio de la precipitación de asfaltenos a una presiónPres = 7,000 + 100 lpc–Presión de

burbujeo = 3,412 lpc

28. Cimino R, Correra S, Sacomani P y Carniani C:“Thermodynamic Modelling for Prediction of AsphalteneDeposition in Live Oils,” artículo SPE 28993, presentadoen el Simposio Internacional sobre Química de CamposPetroleros de la SPE, San Antonio, Texas, 14 al 17 defebrero de 1995.

29. Nghiem L, Hassam M y Nutakki R: “Efficient Modelling of Asphaltene Precipitation,” artículo SPE 26642,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1993.

30. Chung F, Sarathi P y Jones R: “Modelling of Asphalteneand Wax Precipitation,” Informe Temático en NIPER-498,DOE, enero de 1991.

31. Leonartis KJ y Mansoori GA: “Asphaltene FlocculationDuring Oil Production and Processing: A ThermodynamicColloidal Model,” artículo SPE 16258, presentado en elSimposio Internacional sobre Química de CamposPetroleros de la SPE, San Antonio, 4 al 6 de febrero de 1987.

32. Du JL y Zhang D: “A Thermodynamic Model for thePrediction of Asphaltene Precipitation,” PetroleumScience and Technology 22, no. 7 & 8 (2004): 1023–1033.

33. González D, Jamaluddin AKM, Solbakken T, Hirasaki G y Chapman W: “Impact of Flow Assurance in theDevelopment of a Deepwater Project,” presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Anaheim, California, 11 al 14 de noviembre de 2007.

23. Jamaluddin AK, Ross B, Calder D, Brown J y Hashem M: “Single-Phase Bottomhole Sampling Technology,”Journal of Canadian Petroleumn Technology 41, no. 7(2002): 25–30.

24. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougallT, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero Ry Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

25. Muhammad M, Joshi N, Creek J y McFadden J: “Effect of Oil Based Mud Contamination on Live FluidAsphaltene Precipitation Pressure,” presentado en la5ta Conferencia Internacional sobre el Comportamientode la Fase Petróleo y la Acumulación de Incrustaciones,Banff, Alberta, Canadá, 13 al 17 de junio de 2004.

26. Hirschberg A, de Jong LNJ, Shipper BA y Meijer JG:“Influence of Temperature and Pressure on AsphalteneFlocculation,” SPE Journal 24, no. 3 (Junio de 1984):283–293. Flory PJ: “Thermodynamics of High Polymer Solutions,”Journal of Chemical Physics 10, no. 1 (Enero de 1942):51–61.

27. Kawanaka S, Park SJ y Mansoori GA: “OrganicDeposition from Reservoir Fluids: A ThermodynamicPredictive Technique,” SPE Reservoir EngineeringJournal (Mayo de 1991): 185–192.

evaluar el fluido en condiciones de presión y tem-peratura y teniendo en cuenta su com posición, alo largo de los 8,534 m [28,000 pies] del sistemade producción. El modelo se utilizó además parapredecir las condiciones en puntos clave durantelos primeros cinco años del proyecto (arriba).

Los resultados de la simulación indicaron queel fluido del yacimiento de petróleo negro exhibeuna alta tendencia a precipitar asfaltenos a me -dida que se reduce la presión con respecto a suvalor inicial de 16,988 lpc [117 MPa] (derecha). Estatendencia se exacerba a medida que el gas conden-sado se mezcla con el petróleo negro (próxima pá-gina, arriba). El agregado de condensado, queincrementa la relación gas/petróleo (GOR) de lamezcla, también incrementa la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos. Sin la mezcla, el pe-tróleo negro precipitará aproxi ma damente un 10%de sus asfaltenos bajo despresurización isotérmicahasta 10,000 lpc [69 MPa]. En las condiciones demezcla, con temperatura más baja y un GOR másalto, la precipitación de asfaltenos aumenta hastael 60% a una presión de 10,000 lpc.

Dado que los asfaltenos mostraron unapropensión a la precipitación durante el agota-miento primario, se aconsejó la inyección deinhibidores de precipitación de asfaltenos. Serecomendó además que las capas fueran explo-tadas en forma secuencial: primero la capa depetróleo y luego la capa de condensado, sin mez-clar las producciones.

de Kuwait, donde la depositación de asfaltenosen los tubulares y las líneas de flujo planteabaserios desafíos para las operaciones de manejode yacimientos y de producción.34 Los esfuerzospuestos en el análisis de fluidos se centraron en

40 Oilfield Review

> Modelado de las condiciones de producción en el estudio de producción mezclada de Hydro en el Golfo de México. Un diagrama esquemático (izquierda)muestra el sistema de producción y los nodos considerados en el modelado integrado de la producción correspondiente al estudio. Las temperaturas,presiones y composiciones a lo largo de todo el sistema de producción—de 28,000 pies de largo—fueron evaluadas mediante un modelo molecular deecuaciones de estado (EOS). Las presiones y temperaturas se calcularon para el yacimiento, el pozo (BH), la zona de mezcla, el cabezal del pozo (WH), y el separador para un período de cinco años (derecha). (Adaptado de González et al, referencia 33.)

180

Tem

pera

tura

, °F

Pres

íon,

lpc

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0

160

140

120

200

100

80

Perfil de presión a los primeros años

Perfil de presión a los cinco años Perfiles de temperatura

a los primeros añosy a los cinco años

Perfiles del GOR a losprimeros años y a los cinco años

Yacimiento BH Mezcla WH Separador

SeparadorInstalacionesParte superior deltubo ascendente

Tubo ascendente

Parte inferior del tubo ascendenteCabezaldel pozo

Líneade flujo

Tubería de producción

Mezcla Válvula decontrol interno

Capa de gas W

Capa de gas RCapa de petróleo W

Capa de petróleo R

Válvula de seguridad

> Tendencias de precipitación de asfaltenos calculadas para el estudio deproducción mezclada de Hydro. La curva en el plano presión-temperatura(negro) del fluido a medida que es producido, partiendo de su temperaturay presión iniciales (punto rojo), intersecta la curva de presión de inicio dela precipitación de asfaltenos (curva azul sólida) muy por encima de la pre -sión de burbujeo (curva roja). Esto significa que el fluido posee una granten den cia a precipitar asfaltenos durante la producción, y lo hará proba -blemente aunque no se mezcle con los fluidos del yacimiento de conden -sado. Los resultados experimentales obtenidos en la muestra de petróleo,que fue contaminada con lodo a base de aceite (OBM), se muestran comotriángulos rojos. El proceso de modelado permitió computar las respuestasde inestabilidad de los asfaltenos para la muestra contaminada con OBM(curva azul punteada) y para el petróleo libre de OBM. (Adaptado deGonzález et al, referencia 33.)

Pres

ión,

lpc

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

140 150 160 170 180 190 200 210

Temperatura, °F

Curvas deinestabilidad delos asfaltenos

P parcial sin OBMburbujeo

P parcial contaminada con OBMburbujeo

Libre de OBM

Contaminado con OBMDatos experimentales

Tres/Pres

Asfaltenos en el sur de KuwaitUna combinación de procesos de muestreo, aná-lisis de laboratorio y modelado también ayudó aChevron a comprender el comportamiento de losasfaltenos en el Campo Greater Burgan del Sur

Otoño de 2007 41

dos objetivos: la caracterización del fluido deyacimiento para determinar si podía evitarse laprecipitación de asfaltenos, y la evaluación delos solventes para mitigar los problemas de pro-ducción que no podían evitarse.

Para la caracterización de los fluidos, se ex -trajeron cuatro muestras monofásicas de cuatropozos en el intervalo del yacimiento carbona-tado Marrat. Los ingenieros de Oilphase-DBR

efectuaron un análisis intensivo de la muestradel Pozo MG-OF4, y un análisis breve de lasmuestras de los otros tres pozos. La densidad delos petróleos del yacimiento Marrat variabaentre 36° y 40°API. El análisis SARA, efectuadoen el petróleo vivo del Pozo MG-OF4, indicó lapresencia de 68.3% de saturados, 11.2% de aro-máticos, 18.4% de resinas y 2.1% de asfaltenos.Los resultados de las mediciones gravimétricas,

obtenidas en el petróleo MG-OF4, determinaronuna presión de precipitación de asfaltenos de6,200 lpc [42.7 MPa] y una presión de burbujeode 3,235 lpc [22.3 MPa] (abajo).

> Modificación de la estabilidad de los asfaltenos mediante la mezcla del condensado con petróleo potencialmente asfalténico. El agregado de conden -sado (izquierda) incrementa la relación gas/petróleo (GOR) de un petróleo negro y la presión de inicio de la precipitación de asfaltenos. La curva de iniciode la precipitación de asfaltenos del petróleo negro original (azul) se encuentra bien por debajo de la presión y la temperatura iniciales del yacimiento depetróleo. A medida que se incrementa la relación gas/petróleo con la producción mezclada, ambos yacimientos caen por debajo de las curvas de iniciode la precipitación de asfaltenos, lo que indica la probabilidad de precipitación de asfaltenos en el pozo. Otro efecto del incremento del GOR es el incre -mento de la magnitud de la precipitación de asfaltenos (derecha). Un petróleo negro con un GOR de 204 m3/m3 [1,133 pies3/bbl], en condiciones de yaci -miento de 84°C [184°F], precipitará un 10% de sus asfaltenos, bajo un proceso de despresurización hasta alcanzar 10,000 lpc (extremo inferior de la línearoja). En las condiciones de temperatura más baja de la mezcla a 77°C [170°F] y 10,000 lpc, el GOR se incrementa hasta 276 m3/m3 [1,364 pies3/bbl], y laprecipitación de asfaltenos aumenta hasta el 60%. (Adaptado de González et al, referencia 33.)

Pres

ión,

lpc

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

150 160 170 180 190 200 210

Temperatura, °F

Curvas de burbujeo

GOR1,500 pies3/bbl

GOR1,250 pies3/bbl

GOR1,133 pies3/bbl

Puntos del yacimiento de gas

y petróleo

Asfa

lteno

pre

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tado

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cció

n m

ásic

a

0.1

0

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600

GOR, pies3/bbl

Fluido delyacimiento depetróleo negro

Mezcla

Petróleo negroy gas condensado

170°F

184°F

10,000 lpc

km

millas

60

60

0

0

Campos Magwa,Ahmadi y Burgan

IRAK

Ciudad de Kuwait

KUWAIT

IRÁN

ARABIA SAUDITA

Raudhatain

Sabriyah

Minagish

Umm GudairAl Wafra

0.2

Asfa

lteno

s, %

en

peso

0

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Presión, lpc

Presión de burbujeo = 3,235 lpc

Presión de inicio de la precipitación de asfaltenos = 6,200 lpc

C5H12Carrera 1 conC5H12Carrera 2 con C7H16Carrera 1 conC7H16Carrera 2 con

> Mediciones gravimétricas en un petróleo de la Formación Marrat del Campo Greater Burgan, en el sur de Kuwait. Los experimentoscomenzaron a presiones muy superiores a la presión del yacimiento, de 7,700 lpc [53 MPa]. Cuando la presión se redujo a 6,200 lpc, losasfaltenos precipitaron, como lo indicó la reducción de su contenido en el fluido remanente. La tendencia se invirtió con la presión deburbujeo, de 3,235 lpc, cuando el gas abandonó el fluido. La concentración de asfalteno, a la presión más baja, es superior a la del pe -tró leo original porque los asfaltenos son más solubles en el petróleo desgasificado. El contenido de asfaltenos en el fluido remanente es determinado mediante la técnica de fraccionamiento SARA, que puede utilizar diferentes alcanos para precipitar los asfaltenos. Elcontenido de asfaltenos precipitados con n-heptano [C7H16] se muestra como cuadrados negros, y el contenido de asfaltenos preci -pitados con n-pentano [C5H12] se indica con círculos rojos. (Adaptado de Kabir y Jamaluddin, referencia 34.)

34. Kabir CS y Jamaluddin AKM: “AsphalteneCharacterization and Mitigation in South Kuwait’s Marrat Reservoir,” SPE Production & Facilities 17, no. 4 (Noviembre de 2002): 251–258.

El modelado termodinámico trató el asfal-teno como una fase sólida en equilibrio con elfluido de yacimiento. La simulación del com -portamiento del fluido, a lo largo del rango decondiciones esperadas durante la producción,indicó que la precipitación de asfaltenos de lospetróleos Marrat no podía evitarse, de maneraque los ingenieros dirigieron su búsqueda haciaun solvente económicamente efectivo para eltratamiento por cargas (batch) o la inyecciónperiódica destinada a minimizar la depositaciónen los tubulares y las líneas de flujo.

Dado que los asfaltenos son por definición so -lubles en tolueno, éste ha sido utilizado con éxitocomo disolvente de los asfaltenos en las opera-ciones de intervención de pozos. No obs tante ,las restricciones impuestas por las organiza -ciones reguladoras ahora requieren que losoperadores utilicen solventes que sean más ami-gables con el medio ambiente.

Como solvente alternativo, los analistas defluidos probaron el petróleo Marrat, del que sehabían removido los asfaltenos. Para muchospetróleos, la remoción de los asfaltenos por pre-cipitación constituye un proceso reversible. Unavez removidos los asfaltenos por precipitación,el petróleo desasfaltado posee mayor capacidadpara disolver los asfaltenos que el petróleo vivooriginal.

El primer paso en la evaluación de la utilidaddel petróleo desasfaltado Marrat para la resolu-bilización de sus propios asfaltenos, consistió enremover los asfaltenos. Esto se logró mediante ladisolución del petróleo vivo en n-pentano paraprecipitar los asfaltenos, y a través de la recolec-ción del filtrado y la evaporación del n-pentano.El análisis SARA de este petróleo desasfaltado(DAO) arrojó 59.5% de saturados, 25% de aromá-ticos, 15.3% de resinas y 0.2% de asfaltenos; unareducción del contenido de asfaltenos del 90%en comparación con el petróleo vivo.

Utilizando la técnica de resonancia acústicadescripta previamente, los ingenieros compara-ron las presiones de inicio de la precipitación deasfaltenos del petróleo vivo con las medidas enlas soluciones de petróleo vivo, con cantidadesva riables de DAO (derecha). El petróleo vivo,con 20% de DAO en volumen, redujo la presiónde inicio de la precipitación de asfaltenos enuna cantidad pequeña, y un 20% de DAO adicio-nal la redujo aún más. La solución con 40% deDAO, fue más efectiva que otra solución con 40%de tolueno para reducir la presión de inicio de laprecipitación de asfaltenos. No obstante, el agre-gado de 1% de dispersante de asfaltenos mejoró

el poder de solvación del DAO en forma aún mássignificativa.

Si bien los resultados indicaron que el petróleoMarrat desasfaltado podría disolver los asfalte-nos Marrat en el laboratorio, la aplicación de latécnica en el campo constituyó un desafío. El de -sasfaltado de grandes volúmenes de petróleo conn-pentano no fue posible, de manera que se mo -dificó el procedimiento para utilizar condensadode un sistema colector cercano. La mezcla seagitó y se dejó en condiciones de superficie parapermitir la evaporación de sus componentes máslivianos. El petróleo desasfaltado de esta maneraresultó casi tan libre de asfaltenos como el desas -faltado con n-pentano, el cual contenía sólo 0.3%en peso de asfaltenos. No obstante, la reproduc-ción del método en la localización del pozoresultó dificultosa y la mezcla de la soluciónbombeada en el pozo sólo fue marginalmentedesasfaltada.

A pesar de estas dificultades, las medicionesdel calibrador obtenidas antes y después del tra-tamiento, indicaron que se había disuelto unacantidad sustancial de asfalteno de la pared delpozo al cabo de un período de remojo de 24 horas.El tratamiento no sólo fue ambientalmente másamigable que otros, sino que además costó apro-ximadamente un 50% menos que el empleo detolueno.

Lamentablemente, el éxito duró poco porquela presión del yacimiento continuó reduciéndosey fue necesario remediar el problema de losasfaltenos más a menudo. La frecuencia del tra-tamiento se incrementó, pasando de una vezcada tres meses a una vez por mes, hasta que secerró esta parte del yacimiento en 1998.

Prevención del daño de la formación producido por los asfaltenosLos asfaltenos pueden depositarse en cualquierlugar del sistema de producción, pero quizás elárea más perjudicial es la región vecina al pozo,donde es difícil acceder a los poros obstruidospor los asfaltenos para efectuar las operacionesde remediación. Los tratamientos convencio -nales con inhibidores de la floculación de losasfaltenos, implican procesos de intervenciónperiódicos con remojos en solvente o la inyec-ción continua de químicos en el pozo. Estosmétodos son efectivos para prevenir la aglome-ración y depositación de los asfaltenos en laslíneas de flujo y los tubulares, pero no protegenla formación productiva, porque los químicosinteractúan con el petróleo después de que ésteabandona la formación, con la posibilidad dedejar atrás asfaltenos.

Un método mejorado, desarrollado por NalcoEnergy Services, agrega químicos al petróleo

42 Oilfield Review

> Utilización de la técnica de resonancia acústica (ART) con el fin de com -parar la capacidad de los diversos solventes para disolver los asfaltenos.La técnica ART ayudó a determinar las envolventes de precipitación de as -faltenos de cinco soluciones. Éstas son, en orden de capacidad cre cien tepara mantener los asfaltenos en solución: petróleo vivo (cuadrados), pe tró -leo vivo con 20% de petróleo desasfaltado (triángulos), petróleo vivo con40% de tolueno (círculos vacíos), petróleo vivo con 40% de petróleo desas -faltado (diamantes) y petróleo vivo con 20% de petróleo desasfaltado y 1%de dispersante (círculos sólidos). (Adaptado de Kabir y Jamaluddin, refe -rencia 34.)

Pres

ión,

lpc

7,000

3,000

4,000

5,000

6,000

8,000

9,000

150 175 200 225 250

Temperatura, °F

LO

LO + 40% de toluenoLO + 20% de DAO

LO + 40% de DAOLO + 20% de DAO + 1% de dispersanteTraza computada de presión vs. temperatura de pozo

Otoño de 2007 43

crudo mientras éste aún se encuentra en la for-mación.35 El método consiste en la inyecciónforzada de un inhibidor de depositación de as -faltenos en la formación, para estabilizar losasfaltenos antes de que se produzca su flocula-ción. No obstante, las pruebas han demostradoque la inyección forzada de un inhibidor sola-mente no produce beneficios en el largo plazo;las formaciones no absorben los inhibidores ade-cuadamente, lo que permite que éstos seanliberados rápidamente de la formación a medidaque se produce petróleo. El tratamiento previode la formación con un químico activador me -jora la absorción del inhibidor en la formaciónsin modificar su mojabilidad.

El procedimiento general de inyección for-zada incluye la limpieza y el reflujo del pozo, elbombeo de un activador, un espaciador de petró-leo crudo, un inhibidor, y luego más petróleocrudo, y el cierre del pozo durante 12 a 24 horasantes de reanudar la producción (derecha).36 Elactivador prepara la formación y reacciona conel inhibidor para formar un complejo que quedaen el lugar durante un tiempo prolongado, amedida que el pozo produce petróleo.

Nalco ha aplicado este método y tecnologíasasociadas en áreas con algunos de los problemasmás serios de depositación de asfaltenos delmundo, incluyendo Venezuela, el Golfo Pérsico, elMar Adriático y el Golfo de México. En un ejem plodel Oriente de Venezuela, los problemas severosde precipitación de asfaltenos provocaron eltaponamiento de un pozo de producción de granvolumen a los siete meses del tra tamiento.37 Sehan intentado aplicar diversos métodos de lim-pieza, incluyendo el raspado físico del pozo y lainyección de xileno por la tubería de producción.Cada episodio de limpieza costó aproximada-mente US$ 50,000 y dos días sin producción delpozo. Después del tratamiento de inyección for-zada con activador e inhibidor, el régimen deproducción de petróleo se incrementó y la fre-cuencia de las operaciones de limpieza del pozose redujo a una vez cada ocho meses. La combi-nación de incremento de la producción y la menorfrecuencia de las operaciones de limpieza ge neró

una ganancia anualizada de 60,882 barriles[9,674 m3], y un retorno de la inversión superioral 3,000%.

Otro caso, esta vez del Mar Adriático, incluyódos pozos submarinos de aguas profundas conec-tados a una embarcación flotante de producción,almacenamiento y descarga (FPSO). El operadorse enteró de un problema potencial asociado conla presencia de asfaltenos, cuando el campo fuesometido inicialmente a pruebas en el año 1993;el examen de las sartas de producción reveló lapresencia de depósitos de asfaltenos de granespesor a lo largo de 1,006 m [3,300 pies] detubería de producción, comenzando a una pro-fundidad de 1,981 m [6,500 pies] por debajo delfondo marino. El análisis de laboratorio de lasmuestras de fluidos indicó que la depositaciónde asfaltenos sólo podía ser controlada mediante

la inyección continua de dispersante de asfaltenosen el fondo del pozo. Se diseñó y puso en mar chael programa de tratamiento adecuado con los re -sultados deseados.

Una vez puesto en marcha un programa detratamiento exitoso, el trabajo de laboratorioadicional sobre muestras recolectadas comoparte de un programa de monitoreo, ayudó aloperador a optimizar el dosaje de dispersante.Se generaron curvas de respuesta a la dosis paraguiar los procedimientos de tratamiento decampo y lograr el mejor equilibrio económicoentre el costo y el nivel de control de asfaltenosdeseado. El análisis de las muestras de superfi-cie demostró claramente que a medida que seincrementaba el dosaje, también lo hacía elvolumen de asfalteno estable disperso en elcrudo. Esto indicó que había menos asfaltenos

> Procedimiento optimizado de inyección forzada para tratar una formación con activador y un inhi -bidor de depositación de asfaltenos. El primer paso implica la limpieza y el reflujo del pozo, y luego elbombeo de un activador y un espaciador de petróleo. El activador se adhiere a la formación. En elsegundo paso se inyecta el químico inhibidor de la precipitación. El tercer paso comprende un col chónde desplazamiento de petróleo crudo, y en el último paso el pozo se cierra durante 12 a 24 horas, loque da tiempo al activador y al inhibidor para formar un complejo antes de que comience la produc -ción. Este método aumenta el tiempo de residencia del inhibidor en la formación. (Adaptado de Cenegy,referencia 36.)

Paso 4: Hacer producir el pozo después del período de cierre

Cabezal del pozo

Contraflujo de petróleoEl inhibidor de asfaltenosreacciona con el activador para formar un complejo

Paso 3: Inyectar el colchón de desplazamiento de petróleo en forma forzada

Cabezal del pozo

PetróleoInhibidor deasfaltenos

Espaciador de petróleo

Activador

Paso 2: Inyectar el inhibidor de asfaltenos en forma forzada

Cabezal del pozo

Inhibidor de asfaltenos

Espaciador de petróleo

Activador

Cabezal del pozo

Paso 1: Inyectar el activador y el espaciador de petróleo en forma forzada

Espaciador de petróleo

Activador

Canales en la formación

35. Allenson SJ y Walsh MA: “A Novel Way to TreatAsphaltene Deposition Problems Found in Oil Production,”artículo SPE 37286, presentado en el SimposioInternacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 18 al 21 de febrero de 1997.

36. Cenegy LM: “Survey of Successful World-Wide AsphalteneInhibitor Treatments in Oil Production Fields,” artículoSPE 71542, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.

37. Cenegy, referencia 36.

disponibles para depositarse en el pozo (abajo).Se demostró que un nivel de tratamiento que op -timizaba el costo y estabilizaba suficientementelos asfaltenos proveía un grado de proteccióncuya efectividad oscilaba entre 98% y 100%. Estenivel de tratamiento continuo ha permitido quelos pozos operen durante varios años sin proble-mas de taponamiento.

Remoción mecánica de los asfaltenosEn un campo situado en la porción septentrionaldel Estado Monagas, en el Oriente de Venezuela,una combinación de condiciones de composicióny producción de petróleo crudo produjo la obs-trucción severa de la línea de conducción conasfaltenos (derecha).38 Durante el tratamientode la línea de conducción, la producción de lospozos fue desviada provisoriamente a una uni-dad de prueba móvil, y el petróleo producido setransportó por camión.

Las pruebas de flujo determinaron que dossecciones de la línea de conducción, cuya lon gi tudtotal era de 9,300 m [30,513 pies], se encontrabancompletamente obturadas. Se consideraron di ver -sas opciones de limpieza, incluyendo la limpiezacon chorro de agua a alta presión, la inyección devapor y xileno, y el empleo de unidades de lim -pieza con taco o diablo. Todas estas opciones fue -ron eliminadas por razones técnicas, am bien talesy económicas. La otra alternativa, el reemplazo de

la línea de conducción, implicaría un costo de US$ 1.4 millón e insumiría ocho meses.

Un equipo compuesto por especialistas de lacompañía operadora y de Schlumberger deter-minó que el empleo de tubería flexible (CT) de 2 pulgadas podría desobstruir potencialmente lalínea de conducción de 85⁄8 pulgadas de diámetroexterno (OD). Una estructura inclinada de cabe-zal e inyector permitió la inyección de la CT enla línea de conducción posicionada horizontal-mente. La tubería flexible ingresó en la línea deconducción desde cinco puntos de entrada dife-rentes. Se bombeó agua y un gel a base de aguapara transportar los sólidos desalojados que sedesprendían en cantidades masivas (próximapágina, arriba). Mediante la utilización de CT,en lugar de otras opciones para limpiar la líneade conducción, el cliente ahorró US$ 1 millón ypudo reanudar las operaciones de producciónmás rápido.

Los asfaltenos devueltos a la superficie no separecían a los asfaltenos que precipitan típica-mente en las pruebas de laboratorio. El análisisde los depósitos de sólidos orgánicos de otros

campos de la región demostró que los sólidos noestán constituidos por asfalteno puro sino quecontienen grandes cantidades de otras fracciones.El fraccionamiento de ocho muestras de uncampo del Norte de Monagas con la técnica SARA,arrojó un promedio de 16% de saturados, 15% dearomáticos, 25% de resinas y 44% de asfaltenos.39

Aprovechamiento de los asfaltenosEs probable que quienes manipulan asfaltenosen el campo petrolero consideren que el únicovalor positivo de los asfaltenos en solución es queaún no hayan formado un depósito obstructivo.No obstante, los asfaltenos, como muchos otroscomponentes de los hidrocarburos, poseen el po -tencial para revelar características im por tan tes acerca del fluido, la historia y la conectividad delyacimiento.

Chevron y Schlumberger utilizaron las pro pie -dades ópticas de los asfaltenos para comprenderla conectividad de los yacimientos en el CampoTahiti, una estructura de aguas profundas delGolfo de México (próxima página, abajo). Las are-niscas turbidíticas del Campo Tahiti fueron des-

44 Oilfield Review

> Optimización del dosaje de dispersante de as -faltenos en el Mar Adriático. El volumen de ladepositación de asfaltenos se redujo al incre -mentarse el dosaje de dispersante. No obstante,el sobretratamiento con dispersante incrementael costo. La optimización requiere una soluciónde compromiso que admita una cantidad tole -rable de depositación, a un costo razonable. Unnivel de tratamiento que admitía la depositaciónde sólo un 1% a un 2% del volumen de asfal te -nos permitió que los pozos operaran varios añossin problemas de depositación de asfaltenos.(Adaptado de Cenegy, referencia 36.)

Condición del crudoDepositaciónde asfaltenos

0 a 1% Crudo fuertemente estabilizado; reducción de dosaje indicada

1 a 2%

2 a 3.5%

> 3.5%

Crudo bien estabilizado; tratamiento adecuado, sin indicación de cambio de dosaje

Crudo no perfectamente estabilizado; pequeño incremento del dosaje indicado

Crudo no estabilizado; dosaje insuficiente

Línea de conducción

Río

km

millas

1

1

0

0

> Taponamiento extremo de una línea de conducción de superficie en un campo del Estado Monagas,en el Oriente de Venezuela. Un corte a través de una sección de la línea de conducción, muestra lagra vedad del problema de taponamiento (inserto). La remoción de los asfaltenos hallados en la líneade conducción requirió una técnica que fuera aceptable desde el punto de vista del medio ambiente,efec tiva desde el punto de vista de sus costos, y exitosa en la geometría compleja de la línea deconducción (derecha). (Adaptado de Torres et al, referencia 38.)

Otoño de 2007 45

cubiertas en el año 2002, en un tirante de agua (pro-fundidad del lecho marino) de 1,219 m [4,000 pies],a profundidades verticales verdaderas comprendi-das entre 7,315 y 8,230 m [24,000 y 27,000 pies].40

Las capas prospectivas exhiben una inclinaciónpronunciada generada por la tectónica de placas.Un pozo de evaluación penetró más de 304 m[1,000 pies] netos de zona productiva de 600 mD.Está previsto que el desarrollo del campo cuesteUS$ 3,500 millones.41

El costo de cualquier desarrollo depende delnúmero de pozos requeridos para una recupera-ción óptima, lo que a su vez depende del númerode compartimentos del yacimiento. Para contro-lar la compartimentalización del yacimiento,Chevron efectuó el análisis de fluidos de fondode pozo (DFA), el cual facilita la evaluación delas propiedades de los fluidos en tiempo real. Elanálisis de los fluidos de fondo de pozo ayuda aidentificar la compartimentalización mediantela utilización de las respuestas de las propieda-des de los fluidos para determinar si están encomunicación.42

Tres pozos, cada uno con un pozo de re-en tra -da como mínimo, intersectaban los yacimientosprincipales del Campo Tahiti en diferentes pro-fundidades. Utilizando las herramientas deespectroscopía óptica operadas con cable, serecolectaron muestras de fluidos y se analizó ladensidad óptica (OD) en el fondo del pozo ennumerosas profundidades que abarcaban unintervalo de 914 m [3,000 pies]. Las mediciones

> Utilización de tubería flexible para desobstruir una línea de conducciónhorizontal de 85⁄8 pulgadas de diámetro externo. La inclinación de la estruc -tura cabezal-inyector permitió inyectar la CT en la línea de conduccióntaponada (derecha). El agua y el gel a base de agua, ayudaron a extraer los sólidos orgánicos (inserto de la izquierda). (Adaptado de Torres et al,referencia 38.)

Nueva OrleánsHouston

km

millas

150

150

0

0

Campo Tahiti

AreniscaArenisca finaArenisca gruesaLutita

N

> El Campo Tahiti, una estructura de aguas profundas del Golfo de México. Chevron perforó trespozos principales, además de pozos subsidiarios para evaluar el alcance y la conectividad delyacimiento a lo largo de un intervalo de 3,000 pies. Un modelo creado con el software Petrel, queabarca desde la sísmica hasta la simulación, muestra las facies de arenisca y lutita superpuestassobre la estructura del yacimiento superior (inserto).

38. Torres CA, Treint F, Alonso C, Milne A y Lecomte A:“Asphaltenes Pipeline Cleanout: A Horizontal Challengefor Coiled Tubing,” artículo SPE 93272, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al 13 de abril de2005.

39. Del Carmen García M, Henríquez M y Orta J:“Asphaltene Deposition Prediction and Control in aVenezuelan North Monagas Oil Field,” artículo SPE80262, presentado en el Simposio Internacional sobreQuímica de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 5 al 7 de febrero de 2003.

40. Carreras PE, Turner SE y Wilkinson GT: “Tahiti:Development Strategy Assessment Using Design ofExperiments and Response Surface Methods,” artículoSPE 100656, presentado en la Reunión Mixta de laSección Regional Oeste de la SPE/ la Sección Pacíficode la AAPG/la Sección Cordillerana de la GSA,Anchorage, 8 al 10 de mayo de 2006.

41. Baskin B: “Chevron Bets Big on Gulf Output,” The WallStreet Journal Online, 27 de junio de 2007, página B5C,http://online.wsj.com/article/SB118291402301349620.html?mod=bolcrnews (Se accedió el 2 de julio de 2007).

42. Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC y Fujisawa G: “The Missing Link—Identification of ReservoirCompartmentalization Through Downhole FluidAnalysis,” artículo SPE 94709, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

de la OD de alta calidad indicaron la existenciade un cambio significativo en la coloración de loshidrocarburos con la profundidad, lo que implicauna variación importante del contenido de asfal-tenos (arriba). La evaluación de laboratorio,efectuada mediante la técnica de fracciona-miento SARA, reveló incrementos del contenidode asfaltenos de 1.6% en peso en el tope del yaci-miento, a casi 6% en la base. La relación linealexistente entre la OD y el contenido de asfalte-nos fraccionado con la técnica SARA demostróque la variación del contenido de asfaltenos esla causa principal de la variación de la OD.

La mejor explicación para la gradación conti-nua del contenido de asfaltenos es la existencia

de un compartimiento de fluidos, unitario ycontinuo , cuyos asfaltenos han alcanzado unacondición de equilibrio a lo largo del tiempo geo-lógico.43 Este alto grado de conectividad delyacimiento fue una buena noticia para la compa-ñía operadora, porque serán necesarios menospozos para desarrollar esta porción del campo.

Las mediciones de la OD permitieron a loses pecialistas en yacimientos incorporar las pro-piedades de los fluidos en un modelo geológicoexistente a lo largo de una vasta porción delcampo.44 El modelo resultante se utilizó parapredecir las propiedades de los fluidos, inclu-yendo el contenido de asfaltenos en un pozoperforado subsiguientemente. Las propiedades

medidas se ajustaron a las predicciones, con -firmando tanto el modelo de fluidos como lacontinuidad del yacimiento. El contenido deasfaltenos observado en el pozo nuevo coincidióen general con el gradiente grande, observadoen otros pozos.

Un resultado sorprendente del análisis ulte-rior de los fluidos del Campo Tahiti es que elcontenido de resinas parece no estar relacio-nado con el contendido de asfaltenos (próximapágina). El contenido de asfaltenos indicado porlas mediciones de la OD se incrementa en másdel 100%, mientras que el contenido de resinasaumenta sólo en un 8% desde el tope hasta labase del yacimiento. Este hallazgo contradice unpostulado inveterado y muy generalizado segúnel cual las resinas están asociadas con los asfal-tenos y son necesarias para que los asfaltenossean estables en petróleo crudo.45 Algunos quími-cos especialistas en asfaltenos han cuestionadoeste postulado, sabiendo que los asfaltenos pue-den mantenerse estables en tolueno sin resinas.46

La determinación del rol que poseen las resinasen la estabilidad de los asfaltenos, si lo hubiere,puede ayudar a los químicos a desarrollar mejoresmétodos para prevenir y remediar los problemasasociados con la presencia de asfaltenos.

Más trabajo en relación con los asfaltenosLos asfaltenos son conocidos por los problemasque ocasionan como depósitos de sólidos que obs-truyen el flujo en el sistema de producción. Noobstante, los asfaltenos también plantean otrosdesafíos para el flujo de fluidos: no sólo incremen-tan la viscosidad y la densidad de los fluidos sinoque estabilizan las emulsiones agua-petróleo.47

Las emulsiones se forman cuando el petróleo y elagua se mezclan bajo condiciones de agitación.

46 Oilfield Review

> Variación de la densidad óptica (OD) de fondo de pozo con la profundidad en el Campo Tahiti. Lacomparación de la OD de fondo de pozo con los resultados del análisis de fraccionamiento SARA delaboratorio produce una relación lineal entre la OD y el contenido de asfaltenos (izquierda). Las medi -ciones de la densidad óptica en las dos areniscas principales, M21A (azul) y M21B (rojo), muestranun claro incremento de la OD con la profundidad (derecha). Además, las densidades ópticas medidas,que se relacionan con las concentraciones de asfaltenos, son consistentes con las soluciones quecontienen partículas de asfaltenos con diámetros de 1.3 nm y 1.5 nm en M21A y M21B, respectiva -mente. (Adaptado de Mullins et al, referencia 11.)

Porcentaje en peso del contenido de asfaltenosderivado de un análisis SARA de laboratorio

0 1 2 3 4 5 6 7

Dens

idad

ópt

ica

a 1,

070

nm

0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

26,50026,000

2.0

1.5

1.0

27,00025,50025,00024,500

Profundidad vertical verdadera, pies

Diámetro = 1.3 nm

Diámetro = 1.5 nm

M21B

M21A

43. Mullins OC, Betancourt SS, Cribbs ME, Creek JL, Dubost FX, Andrews AB y Venkataraman L: “AsphalteneGravitational Gradient in a Deepwater Reservoir asDetermined by Downhole Fluid Analysis,” artículo SPE106375, presentado en el Simposio Internacional sobreQuímica de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 28 de febrero al 2 de marzo de 2007.Mullins et al, referencia 11.

44. Betancourt SS, Dubost FX, Mullins OC, Cribbs ME, CreekJL y Mathews SG: “Predicting Downhole Fluid AnalysisLogs to Investigate Reservoir Connectivity,” artículoIPTC-11488-PP, presentado en la ConferenciaInternacional sobre Tecnología del Petróleo, Dubai,Emiratos Árabes Unidos, 4 al 6 de diciembre de 2007.

45. Si bien el origen de esta creencia no está biendocumentado, muchos libros y artículos formulan este supuesto.

46. Cimino R, Correra S, Del Bianco A, Lockhart TP:“Solubility and Phase Behavior of Asphaltenes inHydrocarbon Media,” en Mullins et al, referencia 2:97–103.Buckley JS, Wang J y Cree JL: “Solubility of the Least-Soluble Asphaltenes,” en Mullins et al, referencia 2: 401–437.

47. Auflem IH: “Influence of Asphaltene Aggregation and Pressure on Crude Oil Emulsion Stability,” DoktorIngeniør Thesis, Universidad Noruega de Ciencia yTecnología, Trondheim, junio de 2002.

48. Kovscek AR, Wong H y Radke CJ: “A Pore-LevelScenario for the Development of Mixed Wettability in Oil Reservoirs,” American Institute of ChemicalEngineers Journal 39, no. 6 (Junio de 1993): 1072–1085.Yang and Czarnecki, referencia 12.

49. “Molecular Management,” http://www.exxon.mobil.com/ scitech/leaders/capabilities/mn_downstream_molecular.html (Se accedió el 30 de julio de 2007).Saeger RB, Quann RJ y Kennedy CR: “CompositionalModeling of Refinery Streams and Processes,”presentado en la 232da Reunión Nacional de laSociedad Química Americana, San Francisco, 10 al 14 de septiembre de 2006.

50. Rodgers and Marshall, referencia 4.

Otoño de 2007 47

Normalmente, la mezcla es más viscosa que suscomponentes y fluye con menos facilidad. La sepa-ración del agua emulsionada y el petróleo es di -ficultosa y requiere algo más que los métodosgravitaciones utilizados en la mayoría de los sepa-radores. Una mejor comprensión del efecto de losasfaltenos puede ser la clave para prevenir la for-mación de emulsiones o atem perar las consecuen-cias perjudiciales de estas mezclas.

Los asfaltenos son además un factor impor-tante para la determinación de la mojabilidad delas formaciones (véase “Los fundamentos de lamojabilidad,” página 48). Pueden producirsecambios en la mojabilidad aun cuando cantidadesminúsculas de asfaltenos se adsorben en los gra-nos de las formaciones. En ciertos modelos demojabilidad se requiere la presencia de asfaltenoen la fase petróleo para la creación de condicio-nes en las que el petróleo es la fase mojante.48

Los asfaltenos poseen el potencial para desca-rrilar las actividades del sector petrolero de ex-ploración y producción y también pueden causar perturbaciones en el sector de industrializacióndel petróleo, tales como su adhesión a las super-ficies candentes de las refinerías. (Para obtenermás información sobre refinación, consulte “Re-visión de las operaciones de refinación: Una mi-rada por detrás del cerco,” página 16). Unacaracterización más integral de los asfaltenos ysus propiedades constituye una prioridad para losrefinadores, quienes esperan utilizar las caracte-rísticas moleculares de los asfaltenos y otros com-ponentes de los hidrocarburos en los modeloscomposicionales predictivos para los procesos derefinación y mezcla.49

Los hidrocarburos se encuentran entre los flui -dos más complejos de la Tierra. Una sola muestrade petróleo pesado puede contener más de 20,000sustancias químicas. El alto poder de re solución yla precisión de las nuevas medi ciones, tales comoel método avanzado de espectrometría de masa,permiten la identifi cación de miles de especies demuestras de petróleo.

El camino que aún debe recorrer la cienciade los asfaltenos se basa en esas técnicas paraentender mejor la estructura y la función deestos complicados compuestos. El estado actualde la caracterización de los asfaltenos y lospetróleos crudos se ha vinculado con una etapade la evolución de la ciencia de las proteínas; lasproteínas fueron clasificadas originalmente por

la solubilidad, pero ahora, a través de la cienciade la proteómica, se comprende la estructurafundamental de sus aminoácidos. De un modosimilar, se ha acuñado el término “petroleómica”para el estudio de la estructura de los hidrocar-buros.50 Llegará el momento en que el petróleocrudo será caracterizado por todos sus compo-nentes químicos. —LS

> Respuestas ópticas de las resinas y los asfaltenos, provenientes demues tras someras y profundas de petróleo crudo del Campo Tahiti. En lospetró leos originales (extremo inferior), donde el color es dominado por losasfal tenos, la muestra profunda de petróleo (rojo) posee valores de OD queduplican a los de la muestra somera (azul), lo que indica un gran incre men -to del contenido de asfaltenos con la profundidad. Después de remover losasfaltenos mediante floculación y precipitación, la densidad óptica rema -nente puede ser atribuida a las resinas. El contenido de resinas (extremosuperior) exhibe poca variación con la profundidad en el yacimiento.(Adaptado de Mullins et al, referencia 11.)

2.0

1.5

1.0

0.5

0

Dens

idad

ópt

ica

Resinas somerasResinas profundas

700 750 800400 450 500 550 600 650Longitud de onda, nm

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0

Dens

idad

ópt

ica

Petróleo crudo someroPetróleo crudo profundo

48 Oilfield Review

Los fundamentos de la mojabilidad

Wael AbdallahEdmonton, Alberta, Canadá

Jill S. BuckleyNew Mexico Petroleum RecoveryResearch CenterSocorro, Nuevo México, EUA

Andrew CarnegieKuala Lumpur, Malasia

John EdwardsBernd HeroldMuscat, Omán

Edmund FordhamCambridge, Inglaterra

Arne GraueUniversidad de BergenBergen, Noruega

Tarek HabashyNikita SeleznevClaude SignerBoston, Massachusetts, EUA

Hassan HussainPetroleum Development OmanMuscat, Omán

Bernard MontaronDubai, Emiratos Árabes Unidos

Murtaza ZiauddinAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Austin Boyd, Gabriela Leu y Romain Prioul,Boston; Ray Kennedy, Edmonton; Patrice Ligneul, Dhahran,Arabia Saudita; John McCullagh, Sugar Land, Texas, EUA;Guillemette Picard, Clamart, Francia; Raghu Ramamoorthy,Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; y Alan Sibbit, Moscú. Se agradece además a los participantes del Seminario deSchlumberger sobre mojabilidad, celebrado en mayo de 2007 en Bahrain.ECLIPSE, RSTPro (herramienta de Control de Saturación deYacimientos) y WFL (Registro del Flujo de Agua) son marcasde Schlumberger.

La comprensión de la mojabilidad de la formación es crucial para optimizar la recu -

peración del petróleo. El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua,

incide en numerosos aspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las

técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que

una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar

daños irreversibles en el yacimiento.

Las fuerzas de mojabilidad actúan permanente-mente a nuestro alrededor. Poseen aplicacionesprácticas, tales como el hecho de hacer que la llu-via se concentre formando gotas sobre un auto móvilrecién encerado para protegerlo de la herrumbre. Y además presentan situaciones inverosímiles; porejemplo, las fuerzas de mojabilidad son las queadhieren los granos de arena para mantener laforma de un castillo de arena hecho por un niño.

Las fuerzas de mojabilidad inciden en el com-portamiento de un yacimiento de hidrocarburosde distintas maneras, incluyendo la saturación,el flujo multifásico y ciertos parámetros de la in -ter pretación de registros. No obstante, antes deadentrarnos en estos detalles, es mejor estable-cer primero qué es la mojabilidad.

El término mojabilidad describe la preferenciade un sólido por estar en contacto con un fluido enlugar de otro. Si bien el término “pre feren cia”puede parecer extraño a la hora de describir un

objeto inanimado, describe adecuadamente elequilibrio de las fuerzas superfi ciales e interfa-ciales. Una gota de un fluido preferentementemojante desplazará a otro fluido; en el extremo,se dispersará por toda la superficie. Contraria-mente, si un fluido no mojante se deja caer sobreuna superficie ya cubierta por el fluido mojante,formará gotas, minimizando su contacto con elsólido. Si la condición no es fuertemente mojablepor agua ni fuertemente mojable por petróleo, elequilibrio de las fuerzas del sistema petróleo-agua-sólido dará como resultado un ángulo decontacto, θ, entre los fluidos en la superficiesólida (abajo).

En muchas aplicaciones de campos petroleros,la mojabilidad se trata como si fuera un elemen tobinario; la roca es mojable por agua o mojable porpetróleo. Esta simplificación ex tre ma enmascarala complejidad de la física de la mojabilidad enla roca yacimiento. En un material poroso homo-

>Ángulo de contacto. Una gota de petróleo (verde) rodeada de agua (azul) sobre una superficie moja -ble por agua (izquierda), forma un ángulo de contacto θ que es aproximadamente igual a cero. En unasuperficie mojable por petróleo (derecha) la gota se dispersa, generando un ángulo de contacto deaproximadamente 180°. Una superficie con una mojabilidad intermedia (centro) también forma unagota, pero el ángulo de contacto está dado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción detres tensiones interfaciales: las que existen entre el petróleo y la superficie (γso), entre el agua y lasuperficie (γsw) y entre el petróleo y el agua (γow).

θ ~ 180°θ ~ 0°

θ

θ

γso = γsw + γow cos θ

γow

γswγso

Otoño de 2007 49

géneo, saturado con petróleo y agua, la expresión“fuertemente mojable por agua” describe unvalor extremo de un medio continuo en el que lasuperficie prefiere intensamente el contacto conel agua. Una superficie fuertemente mojable porpetróleo exhibe preferencia al contacto con elpetróleo.1 A lo largo del medio continuo rigendiversos grados de mojabilidad, y si el sólido noposee una preferencia marcada por un fluidorespecto del otro, su condición se denominamojabilidad intermedia o mojabilidad neutral.Los parámetros que inciden en el lugar en quese encuentra un sistema en un medio continuose analizan más adelante.

Las rocas yacimiento son estructuras comple-jas, que a menudo comprenden una diversidad detipos de minerales. Cada mineral puede tener unamojabilidad diferente, lo que hace que el ca -rácter de la mojabilidad de la roca compuesta seadifícil de describir. Habitualmente, los constitu-yentes primarios de los yacimientos—cuarzo, car-bonato y dolomía—son mojables por agua antesde la migración del petróleo.

Esto genera una complejidad adicional: lahistoria de saturación del material puede incidiren la mojabilidad de la superficie, de modo talque las superficies de poros que habían sido con-tactadas previamente por petróleo pueden sermojables por petróleo, pero las superficies nunca

contactadas por petróleo pueden ser mojablespor agua. Se han utilizado diversos términos paradescribir estas dos condiciones, incluyendo lasexpresiones mojabilidad mixta, mojabilidad frac-cional y mojabilidad de tipo dálmata. En estear tículo, se utilizará el término general “mo ja bi li dadmixta” para cualquier material cuya mojabilidadno es homogénea. Es importante observar ladiferencia fundamental que existe entre condi-ciones de mojabilidad intermedia (que carecende preferencia de mojabilidad fuerte) y condi-ciones de mojabilidad mixta (que poseen unadiversidad de preferencias, incluyendo posible-mente la moja bilidad intermedia).

Otra distinción importante es que una super-ficie preferentemente mojable por agua puedeestar en contacto con petróleo o con gas. La mo -ja bilidad no describe el estado de saturación:describe la preferencia del sólido a ser mojablepor un cierto fluido, cuando ese fluido se encuentrapresente. De esta manera, una roca mojable poragua puede ser limpiada, secada y completa-mente saturada con un al ca no, mientras lassuperficies de los poros permanecen mojablespor agua. Esto es fácil de ver: si se deja caer unaroca saturada de petróleo pero mojable por aguaen un frasco de agua, espontáneamente absor-berá una cantidad significativa de agua yexpulsará petróleo.

En el estricto sentido de la palabra, el térmi -no imbibición se refiere a un incremento de lasaturación de la fase mojante, ya sea que setrate de un proceso de imbibición espontánea ode imbibición forzada, tal como un proceso deinundación con agua en un material mojable poragua. Contrariamente, el proceso de drenaje serefiere a un incremento de la saturación de lafase no mojante. Sin embargo, en la práctica, eltérmino imbibición se utiliza para describir unproceso con incremento de la saturación deagua, y el término drenaje se utiliza para descri-bir un proceso con incremento de la saturaciónde petróleo. A la hora de leer la literatura dis -ponible, es necesario adoptar recaudos paradeterminar qué sentido está siendo utilizado.

Este artículo expone a grandes rasgos losefectos de la mojabilidad en el campo petrolero,y luego describe la físico-química básica de lamojabilidad que explica estos efectos. Se enfati-zan las interacciones petróleo-agua-sólidos, peroademás existen sistemas de gas-líquido-sólidospara los que la mojabilidad es importante. Losmétodos de medición se describen brevemente.Dos estudios de casos de Medio Oriente, y un estu -dio de laboratorio de la creta del Mar del Norte,

1. A menos que en este artículo se especifique otra cosa,los términos “mojable por agua” y mojable por petróleo”se utilizan para indicar preferencias “fuertes.”

describen los escenarios que requieren una com-prensión de la mojabilidad. El final del artículocontiene algunos métodos de laboratorio queposeen el potencial para mejorar nuestra capaci-dad para medir y modelar la mojabilidad.

La importancia práctica de la mojabilidadEl precio favorable que posee actualmente elpetróleo ha mejorado los aspectos económicos delos métodos de inyección de agua y de algunosmétodos de recuperación mejorada de petróleo.Dado que en el yacimiento fluyen múltiples fases,es importante comprender la mojabilidad.2 Noobstante, incluso durante la recuperación pri -maria, la mojabilidad incide en la productividad yen la recuperación del petróleo.3 La mojabilidadoriginal de una formación, y la mojabilidad al -terada durante y después de la migración dehidrocarburos, inciden en el perfil de saturaciónde agua inicial, Swi, y en las características deproducción de la formación.

La mayoría de los yacimientos son mojablespor agua antes de la migración de petróleo yexhiben una zona de transición larga, a través dela cual la saturación cambia gradualmente pa -sando de un predominio de petróleo con aguairreducible en el tope de la zona de transición ala presencia de agua en la base. Esta distribuciónes determinada por la diferencia de presión,basada en la flotabilidad entre la fase petróleo yla fase agua, y se conoce como presión capilar, Pc

(derecha). El petróleo que migra hacia un yaci-miento mojable por petróleo exhibirá un perfilde saturación diferente: saturación de pe tróleoesencialmente máxima en dirección hacia labase del yacimiento. Esta diferencia re fle ja lafacilidad de invasión de un fluido mojante.

Las capas de las formaciones también pue-den exhibir estados de mojabilidad diferentesdebido a las variaciones litológicas. Una zonacompacta puede seguir siendo mojable por aguasi el volumen de petróleo que migra hacia suinterior es escaso o nulo, mientras que las for-maciones adyacentes adquieren un estado másmojable por petróleo. Existen otras variacionesde la mojabilidad, que no son tan fáciles deexplicar. Se considera que varios yacimientoscarbonatados de Medio Oriente poseen variacio-nes de la mojabilidad por capa, pero la causaaún no se conoce.

Esta heterogeneidad de la mojabilidad puedeafectar la recuperación. Por ejemplo, los mode-los que utilizan el software de simulación deyacimientos ECLIPSE incorporaron parámetrostípicos de un yacimiento carbonatado de MedioOriente con capas mojables por agua y capasmojables por petróleo que poseen permeabilida-

des similares. En un proceso de inundación conagua, el agua penetra en las capas mojables poragua con mayor facilidad que en las capas moja-bles por petróleo. Esto debido a los efectos de lacapilaridad. La simulación muestra que se re -cuperaría poco petróleo a partir de las capasmojables por petróleo.

La mojabilidad afecta también el volumen depetróleo que puede ser producido a nivel de poros,el cual queda determinado por la saturación depetróleo residual, Sor; parámetro medido despuésde la inundación con agua. En una formaciónmojable por agua, el petróleo permanece en los

50 Oilfield Review

>Formación de una zona de transición. Una formación homogénea exhibe una zona de transición quepasa de un valor de saturación de petróleo alto en el tope, a un valor de saturación de agua alto enla base (curvas azules). Esta transición de la saturación tiene su origen en la presión capilar, Pc, quees la diferencia entre la presión del agua y la presión del petróleo en la interfase (ecuaciones, arriba).En un tubo capilar, las fuerzas de la superficie mojable por agua (WW) hacen que el agua se eleve(inserto de la izquierda), desplazando el petróleo; sin embargo, si la superficie interna del tubo es mo -jable por petróleo (OW), el petróleo empujará el agua hacia abajo (inserto de la derecha). La fuerzade mojabilidad, y por lo tanto Pc, es inversamente proporcional al radio de capilaridad. La elevacióncapilar, h, es determinada por el equilibrio de las fuerzas de mojabilidad y el peso del fluido despla -zado dentro del tubo. Si esto se traslada a una formación porosa, existe un nivel de agua libre (FWL)definido como el nivel donde la presión capilar entre el agua y el petróleo es igual a cero. Dado quelas rocas porosas poseen una distribución de tamaños y gargantas de poros—si mi lar a unadistribución de tubos capilares—a cualquier elevación por encima del nivel FWL, la porción de ladistribución de tamaños que pueda sustentar el agua en esa elevación será saturada de agua. Amayor elevación, la flotabilidad del petróleo en el agua provee mayor presión capilar para forzar alagua a salir de los vacíos más pequeños. En una formación mojable por agua (izquierda), el contactoagua-petróleo se encuentra por encima del nivel FWL, lo que indica que se debe aplicar presión paraque el petróleo sea introducido a la fuerza en los poros más grandes. En una formación mojable porpetróleo (derecha), el contacto se encuentra por debajo del nivel FWL, lo que significa que debe apli -carse presión para introducir la fase agua a la fuerza en los poros más grandes. El contacto agua-pe -tróleo divide la zona que contiene mayormente petróleo de la que contiene mayormente agua.

Prof

undi

dad

Pres

ión

capi

lar

Contacto agua-petróleo

Pc = 0, nivel de agua librePr

ofun

dida

d

Pres

ión

capi

lar

Contacto agua-petróleo

Pc = 0, nivel de agua libre

θ = 0°

h

θ = 140°

hr

Pc = Pnw – Pw

Pc = Δρ g hPc = 2 γ cosθ/r,

donde Pc = presión capilarPnw = presión en la fase no mojantePw = presión en la fase mojanteΔρ = diferencia de densidad entre las fasesg = aceleración de la gravedad

h = altura de la elevación capilarγ = tensión interfacialθ = ángulo de contactor = radio de capilaridad interno

r

Saturación de agua

WW OW

Saturación de agua

Petróleo

Agua

Agua

Petróleo

Otoño de 2007 51

poros más grandes, donde puede separarse o des-conectarse de una masa continua de petróleo yquedar en trampado. En una formación mojablepor petróleo o con mo jabilidad mixta, el petróleose adhiere a las superficies, incrementando laprobabilidad de que se genere un trayecto conti-nuo hacia un pozo productivo y generando unvalor de Sor más bajo.

Dado que el impacto de la mojabilidad seextiende de la escala de los poros a la escala deyacimientos, la mojabilidad puede afectar la ren-tabilidad de los proyectos. A través de losparámetros Swi y Sor, la mojabilidad incide en lare cuperación del petróleo, uno de los aspectosmás importantes del negocio de E&P. Además,las permeabilidades relativas al petróleo y alagua varían con la mojabilidad de la formación.En proyectos con enormes erogaciones de capitaliniciales para las instalaciones, tales como losimplementados en áreas de aguas profundas, lafalta de comprensión de la mojabilidad y susramificaciones puede ser costosa.

La mojabilidad afecta el desempeño de losproyectos de inyección de agua, lo que tambiénpuede implicar una inversión inicial significativa.Las fuerzas de imbibición—la tendencia de unaformación a captar la fase mojante—determinancon qué facilidad se puede inyectar el agua ycómo se desplaza a través de una formación moja-ble por agua. La irrupción de agua tiene lugar enlas etapas tardías de un proceso de inyección deagua, y se produce más petróleo antes de queirrumpa el agua en un yacimiento mojable poragua que en un yacimiento mojable por petróleo.

La mojabilidad también puede influir en el de-sempeño de la inyección de gas. El frente de in-yección de gas o el banco de petróleo puedendes plazar el agua, si es móvil, generando nueva-mente una variación de flujo sobre la base de laspreferencias de la mojabilidad por petróleo o poragua. Además, si existen asfaltenos presentes en

el petróleo crudo, el contacto del gas de hi -drocarburo inyectado altera la condición de equi-librio y puede conducir a la precipitación de losasfaltenos. Como se analiza más adelante, estaprecipitación puede modificar la mojabilidad delas superficies de los poros.

Incluso en un yacimiento de gas, la mojabilidado su alteración pueden afectar la recuperación.La obturación con condensado en las vecindadesde un pozo decrece la productividad de gas.Algunos métodos de recuperación utilizan me -dios químicos para modificar la mojabilidadalrededor del pozo con el fin de producir el pe -tróleo y de ese modo eliminar la obstrucción.4

Algunos procesos de recuperación mejoradadel petróleo están diseñados para superar lasfuerzas de mojabilidad que atrapan el petróleo.Esos procesos apuntan a alterar la preferenciade la mojabilidad de la formación para ser másmojable por petróleo o bien a reducir la tensióninterfacial existente entre los fluidos, reducien dode ese modo las fuerzas de mojabilidad.

Algunos métodos de adquisición de registrostambién dependen de la mojabilidad. Los méto-dos de resistividad utilizan un trayecto eléctricocontinuo a través de las rocas, que es provistopor la fase agua. En una formación mojable porpetróleo, el agua puede no ser continua. Estoincide en el exponente de saturación, n, de laecuación de Archie, que relaciona la saturacióncon la resistividad.5 En condiciones de mojabili-dad por agua, n es ~2, pero en condiciones demojabilidad por petróleo, n es mayor que 2. Demanera que si n se fija en 2, en una formaciónmojable por petróleo, es probable que una evalua-ción de la saturación basada en la resistividadsea incorrecta.

Las respuestas de los métodos de resonanciamagnética nuclear (NMR) también dependen dela posición de los fluidos con respecto a las su -perficies de los poros. El fluido no mojante exhibe

tasas de relajación similares a las del fluido pre-dominante, porque se asienta en medio de losporos, mientras que la fase mojante posee tiem-pos de relajación acortados, debido a lasinteracciones superficiales.6

La mojabilidad es de vital importancia parala formulación del fluido de perforación, parti -cularmente en los lodos a base de aceite. Porejemplo, se incluyen surfactantes para manteneren suspensión los sólidos. Un filtrado de lodoexterno al petróleo, que contiene surfactantesmojables por petróleo, invade la formación en laregión vecina al pozo, alterando potencialmentela mojabilidad de los poros.7 Esto puede modifi-car la posición de los fluidos en los espaciosporosos, lo que puede afectar la respuesta de losregistros de pozos. Dado que esta alteración qui-zás no sea permanente, se pueden obtenermediciones diferentes en las carreras de adqui-sición de registros subsiguientes.

Cambios en la mojabilidadLas fuerzas de mojabilidad conducen a una condi-ción de equilibrio entre al menos tres sustancias:un sólido y dos fluidos.8 Los constituyentes y lascondiciones para las tres sustancias inciden en lapreferencia de la mojabilidad. Por lo tanto, debe-mos considerar los componentes del petróleo, laquímica de la salmuera, y la superficie mineral,así como también la temperatura, la presión y lala historia de saturación del sistema.9

La composición del petróleo es clave paramodificar la mojabilidad de una superficie natu-ralmente mojable por agua, porque cualquiercomponente que altere la mojabilidad se encuen-tra en la fase petróleo. Éstos son los compuestospolares de las resinas y los asfaltenos, que enambos casos combinan las características hidrofí-licas e hidrofóbicas. La composición del petróleodetermina la solubilidad de los componentes po-lares. Un petróleo crudo, que es un solvente pobre

2. En 1986 y 1987, se publicó un relevamiento bibliográfico extensivo sobre la mojabilidad. Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 1:Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability,” Journal of Petroleum Technology 38 (Octubre de 1986): 1125–1144.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 2:Wettability Measurement,” Journal of Petroleum Technology 38 (Noviembre de 1986): 1246–1262.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 3:The Effects of Wettability on the Electrical Properties ofPorous Media,” Journal of Petroleum Technology 38(Diciembre de 1986): 1371–1378.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 4:Effects of Wettability on Capillary Pressure,” Journal ofPetroleum Technology 39 (Octubre de 1987): 1283–1300.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 5:The Effects of Wettability on Relative Permeability,” Journal of Petroleum Technology 39 (Noviembre de 1987): 1453–1468.

Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 6:The Effects of Wettability on Waterflooding,” Journal ofPetroleum Technology 39 (Diciembre de 1987): 1605–1622.

3. Morrow NR: “Wettability and Its Effect on Oil Recovery,”Journal of Petroleum Technology 42, no. 12 (Diciembre de 1990): 1476–1484.

4. Para obtener más información sobre los yacimientos degas condensado, consulte: Fan L, Harris BW, JamaluddinA, Kamath J, Mott R, Pope GA, Shandrygin A y WhitsonCH: “Revisión de los yacimientos de gas condensado,”Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006):16–29.Para ver un ejemplo de alteración de la mojabilidad enlos pozos de gas condensado, consulte: Panga MKR, Ooi YS, Chan KS, Enkababian P, Samuel M, Koh PL yChenevière P: “Wettability Alteration Used for WaterBlock Prevention in High-Temperature Gas Wells,” World Oil 228, no. 3 (Marzo de 2007): 51–58.

5. La ecuación de Archie puede expresarse como Sw = (Rt /Ro)n, donde Rt es la resistividad de la formación,Sw es la saturación de agua, y Ro es la resistividad de laformación con una saturación de agua del 100%.

6. Para obtener más información sobre la adquisición deregistros de NMR, consulte: Alvarado RJ, Damgaard A,Hansen P, Raven M, Heidler R, Hoshun R, Kovats J,Morriss C, Rose D y Wendt W: “Registros de resonanciamagnética nuclear adquiridos durante la perforación,”Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 42–55.

7. En una emulsión externa al petróleo, las moléculas de surfactantes forman agrupamientos denominadosmiscelas, las que consisten en un núcleo acuosoencapsulado en una monocapa de surfactante, en el que las partes hidrofílicas de las moléculas apuntanhacia adentro, en dirección al núcleo acuoso, y laspartes hidrofóbicas apuntan hacia afuera, en dirección a la fase petróleo.

8. La preferencia de la mojabilidad también puede incluirtres fluidos inmiscibles, tales como mercurio, agua yaire.

9. Buckley JS, Liu Y y Monsterleet S: “Mechanisms ofWetting Alteration by Crude Oils,” artículo SPE 37230,SPE Journal 3, no. 1 (Marzo de 1998): 54–61.

para sus propios surfactantes, poseerá mayor pro-pensión a modificar la mojabilidad que un crudoque es un solvente bueno (arriba).10 La tempera-tura, la presión y la composición del petróleocrudo afectan la estabilidad de los asfaltenos(véase “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricosen potencial,” página 24).

Para que los componentes de un petróleoalteren la mojabilidad, la fase petróleo debe des-plazar la salmuera de la superficie. La superficiede un material mojable por agua está revestidade una película de agua.11 La parte de esta pelí-cula de agua más cercana a la superficie formauna capa eléctrica doble: a las cargas excesivassobre la superficie sólida se oponen iones elec-trolíticos de carga opuesta. La primera capa deagua con estos iones es estática, y la segundacapa intercambia iones con el agua.

Cuando dos interfases—tales como las inter-fases sólido-agua y agua-petróleo—se encuentranpróximas entre sí, las fuerzas que actúan paramantenerlas separadas o acercarlas comprendenlas interacciones de van der Waals, electrostá -ticas, y estructurales o de solvación.12 La fuerzaneta se expresa a menudo como una fuerza porunidad de área, que se conoce como presión deseparación. Una presión de separación positivamantiene las interfases separadas; una presión deseparación negativa entre las interfases es atrac-tiva. La composición del petróleo crudo, y el pH yla composición de la salmuera, inciden en la pre-sión de separación.

Las mediciones de estas cantidades han sidoutilizadas para predecir la estabilidad de la pelí-cula de agua, y las tendencias generales son sus-tentadas mediante experimentos. La técnica de

microscopía de fuerza atómica (AFM) ha sido uti-lizada para generar imágenes de las superficies só-lidas después del período de estacionamiento,proporcionando una ilustración gráfica de la com-plejidad de las interacciones superficiales (pró-xima página).13 Cuando la película se desestabiliza,los componentes polares del petróleo crudo se ad-hieren a la superficie y la hacen más mojable porpetróleo. Los iones bivalentes di suel tos, tales comoCa2+, también pueden desestabilizar la película.

Debido a la presencia y la naturaleza de los si-tios ionizados en la superficie sólida, el rango delpH que conduce a la inestabilidad es diferentepara los carbonatos y las areniscas. Las superficiessilíceas poseen carga negativa por encima de un pHde aproximadamente 2, de manera que pueden ad-sorber los iones con carga positiva (especies quí-micas básicas). Por el contrario, las superficies decalcita pueden poseer carga positiva por debajode un pH de 9.5, de manera que pueden adsorberlos iones con carga negativa (especies acídicas).14

La mojabilidad de los carbonatos también es in-fluenciada por las interacciones específicas conlos ácidos carbo xílicos y por la reactividad de losminerales carbonatados.15

La existencia de las capas dobles en la faseagua explica porqué existe una diferencia entreun material saturado con petróleo crudo y unocon superficies mojables por petróleo. En tantola película de agua se mantiene estable, los com-ponentes del petróleo crudo no pueden adosarsea la superficie sólida y alteran la tendencia de lamojabilidad hacia la condición mojable por pe -tróleo. Un resultado de esta interacción superficiales la histéresis del ángulo de contacto. El ángulode contacto correspondiente al avance de aguaque está presente cuando el agua desplaza alpetróleo proveniente de una superficie, puedeser mucho más grande que el ángulo corres -pondiente al retroceso de agua que tiene lugarcuando el petróleo desplaza al agua. Las descrip-ciones de las capas superficiales en estas doscondiciones pueden ser complejas.16

Esto trae a colación otra influencia sobre lapreferencia de la mojabilidad de una superficie,a saber, su historia de saturación. En una forma-ción petrolífera, la mojabilidad puede variar conla profundidad, con una mayor preferencia de lamojabilidad por agua cerca de la base de la zonade transición, y una mayor preferencia de la mo -jabilidad por petróleo cerca del tope.17 Las zonasmás altas poseen mayor presión capilar, lo quepuede contrarrestar la presión de separación ydesestabilizar la película de agua, permitiendoque los componentes activos en superficie, pre-sentes en el petróleo, contacten el sólido. Enuna posición más baja de la estructura, las su -

52 Oilfield Review

>Alteración de la mojabilidad derivada de la precipitación de asfaltenos. Los ángulos de contacto fueronmedidos después de la exposición a diversos petróleos crudos diluidos con n-heptano en diversasfracciones de volúmenes de petróleo (extremo superior). El ángulo de contacto se incrementó mar -ca damente cerca del punto de precipitación de los asfaltenos (círculos rellenos grandes). Otra formade inducir la precipitación de asfaltenos es a través de la reducción de la presión (extremo inferior).En una celda PVT, los asfaltenos comienzan a flocular, o amontonarse, como se observa en las foto -grafías del microscopio de alta presión, a medida que la presión decrece hasta alcanzar el punto deprecipitación de los asfaltenos. Conforme los asfaltenos se separan de la solución, la transmitanciade la luz se reduce (azul).

Capa

cida

d de

tran

smita

ncia

de

luz,

µW

Presión, lpc4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000

20

15

10

5

0

7,000 lpc

5,500 lpc

8,000 lpc 8,500 lpc 11,500 lpc

Punto de burbujeo

Punto de precipitación de asfaltenos

Ángu

lo d

e co

ntac

to c

orre

spon

dien

teal

ava

nce

de a

gua,

gra

dos

Fracción de volumen de petróleo

Mars-Yellow

Mars-Pink

Tonsleep

A-93

Lagrave

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.00

30

60

90

120

150

180

Mars-Pink

Mars-Yellow

Tensleep

A-93

Lagrave

47 µm

47 µm

47 µm 47 µm 47 µm

Otoño de 2007 53

perficies sólidas retienen en su mayoría la pelí-cula de agua.

No obstante, la saturación de un yacimientono es estática. Las múltiples fases de la migraciónde petróleo, el desarrollo de un casquete de gas,la fuga de petróleo y gas desde el yacimiento, yla actividad tectónica, pueden afectar en su tota-lidad el estado de saturación de un yacimiento.Estos cambios resultarán en saturaciones defluidos diferentes, basadas en parte en la moja-bilidad de la superficie en ese momento.

Esta dependencia de la saturación con res-pecto a la historia no sólo es pertinente a lo largodel tiempo geológico, sino dentro de las escalasde tiempo de las operaciones de perforación yproducción. Los fluidos de perforación, en par -ticular los lodos a base de aceite, contienensurfactantes que pueden invadir los espaciosporosos. Este fluido invasor puede alterar la mo -jabilidad en la región vecina al pozo, afectan doel flujo cuando el pozo es puesto en producción.Los fluidos utilizados en las operaciones de repa-ración pueden tener un impacto similar sobre lamojabilidad en la región vecina al pozo.

Durante la producción, los parámetros ya ana-lizados en el contexto de la producción primaria ola inyección de agua también pueden ser modifica-dos por el fluido inyectado que modifica la mojabi-lidad de la formación, ya sea en forma deliberada obien inadvertidamente. Esta acción puede tradu-cirse en un mejoramiento o un daño de la inyecti-vidad y la productividad. Una salmuera inyectada,cuyo contenido de sólidos di sueltos o su pH difierede los de la salmuera de formación, puede inducircambios en la mojabilidad. Los surfactantes, in-cluyendo los generados por la acción microbiana,pueden reducir la tensión interfacial entre losfluidos y modificar el ángulo de contacto. El cuarzotiende a volverse más mojable por petróleo a tem-peraturas más elevadas, pero la calcita tiende avolverse más mojable por agua.18 Por lo tanto, losmétodos de recuperación termal pueden modifi-car la mojabilidad.19

A medida que se explota un yacimiento, elagotamiento de la presión puede modificar lacomposición del crudo, desplazando el punto deprecipitación de asfaltenos, lo cual puede con du cira la depositación de asfaltenos en el yacimiento.Esto también puede ocurrir debido a la declinaciónde la presión o la temperatura de la formación loque, además de la condensación de asfaltenos,puede traducirse en la formación de parafina, lacondensación de gas, o la formación de un casque -te de gas; estos procesos afectan la distribuciónde la mojabilidad en una formación.

Una vista a escala de porosLa geometría de los poros complica la aplicaciónde los principios de mojabilidad analizados prece-dentemente. Un ángulo de contacto es más fácilde comprender cuando la superficie es un planoliso. No obstante, las paredes de los poros no son

superficies planas y lisas, y habitualmente la ma-triz que rodea los poros está compuesta por másde una especie mineral.

La rugosidad de la superficie confunde la vi -sualización de un ángulo de contacto simple enun poro, porque el ángulo de contacto aparente

>Efecto de la química de la salmuera sobre la estabilidad de la película y el ángulo de contacto. Se acon -dicionó una superficie de vidrio en agua, con una concentración de sal [NaCl] de 0.01, 0.1 o 1.0 mol/m3,y un pH de 4, 6 u 8. Esta superficie mojable por agua se dejó reposar luego en un petróleo crudo, delcual se sabía que contenía componentes con posibilidad de alterar la mojabilidad. Las mediciones delángulo de contacto mostraron un comportamiento mojable por petróleo, con un nivel de concen -tración bajo y un valor de pH bajo, y un comportamiento mojable por agua, con un nivel de concen tra -ción alto y un valor de pH alto (izquierda). La película de agua superficial conservó su estabilidad conniveles de concentración altos y un valor de pH alto. En las pruebas relacionadas, se dejaron reposarsuperficies de mica recién clivadas en diversas soluciones de NaCl y luego en el petróleo crudo, du -ran te un período de 11 a 14 días. Cuando las condiciones de la salmuera (0.01 mol/m3, pH = 4) posibi li -taron un cambio en el estado mojable por petróleo, una imagen superficial obtenida por microscopíade fuerza atómica (AFM), muestra un complejo de irregularidades de superficie con un tamaño demicrones, depositadas sobre la superficie (extremo superior derecho), que se consideraron materialasfáltico porque las irregularidades eran insolubles en decano. Una imagen similar de una superficiede mica dejada reposar en salmuera (1.0 mol/m3, pH = 8), que retiene una película superficial mojablepor agua, indicó la ausencia de depósitos (extremo inferior derecho).

180

150

120

90

60

30

00 10 20

Tiempo de reposo en el petróleo, días

30 40 50

Ángu

lo d

e co

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dien

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l ava

nce

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gua,

gra

dos

pH Resistencia iónica

4

6

8

0.01

0.1

1.0

0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.50

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

µm

0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.50

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

µm

10. Al-Maamari RSH y Buckley JS: “AsphaltenePrecipitation and Alteration of Wetting: The Potential for Wettability Changes During Oil Production,” artículoSPE 84938, SPE Reservoir Evaluation & Engineering 6,no. 4 (Agosto de 2003): 210–214.

11. La capa doble de agua casi siempre está presente en un material mojable por agua. Puede ser removida a alta temperatura, pero la impregnación en agua o lacondensación por la presencia de aire húmedo repondrá la capa doble.

12. Hirasaki GJ: “Wettability: Fundamentals and SurfaceForces,” SPE Formation Evaluation 6, no. 3 (Junio de1991):217–226.

13. Buckley JS, Takamura K y Morrow NR: “Influence ofElectrical Surface Charges on the Wetting Properties of Crude Oils,” SPE Reservoir Engineering 4, no. 4(Agosto de 1989): 332–340.Para obtener más información sobre la mojabilidad en base a estudios de microscopía de fuerza atómica,consulte: Buckley JS y Lord DL: “Wettability andMorphology of Mica Surfaces After Exposure to CrudeOil,” Journal of Petroleum Science and Engineering 39,no. 3–4 (Septiembre de 2003): 261–273.

14. Buckley et al, referencia 9.15. Thomas MM, Clouse JA y Longo JM: “Adsorption of

Organic Compounds on Carbonate Minerals – 1. ModelCompounds and Their Influence on Mineral Wettability,”

Chemical Geology 109, no. 1–4 (25 de octubre de 1993):201–213.

16. Hirasaki, referencia 12.17. Okasha TM, Funk JJ y Al-Rashidi HN: “Fifty Years of

Wettability Measurements in the Arab-D CarbonateReservoir,” artículo SPE 105114, presentado en la 15aMuestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de MedioOriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.Jerauld GR y Rathmell JJ: “Wettability and RelativePermeability of Prudhoe Bay: A Case Study in Mixed-Wet Reservoirs,” artículo SPE 28576, SPEReservoir Engineering 12, no. 1 (Febrero de 1997): 58–65.Marzouk I, Takezaki H y Miwa M: “Geologic Controls onWettability of Carbonate Reservoirs, Abu Dhabi, U.A.E.,”artículo SPE 29883, presentado en la Muestra delPetróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14de marzo de 1995.Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk,Rogaland Research, Stavanger (1995): 53–54.

18. Rao DN: “Wettability Effects in Thermal RecoveryOperations,” SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2, no. 5 (Octubre de 1999): 420–430.

19. Hamouda AA y Gomari KAR: “Influence of Temperatureon Wettability Alteration of Carbonate Reservoirs,”artículo SPE 99848, presentado en el Simposio sobreRecuperación Mejorada del Petróleo de las SPE/DOE,Tulsa, 22 al 26 de abril de 2006.

(basado en el plano promedio de la superficie)puede diferir significativamente del ángulo decontacto verdadero que se basa en la orienta-ción local de la superficie (arriba). Los puntospronunciados de la superficie, o asperezas, tam-bién pueden constituir los lugares geométricospara el adelgazamiento de la película de aguaque reviste la superficie, lo que genera el poten-cial para la alteración de la mojabilidad en estospuntos.

Los modelos conceptuales o tutoriales decapilaridad en medios porosos a menudo hacenreferencia a un modelo de tipo “haz de tuboscapilares.” La distribución de los tamaños de losporos es modelada mediante una distribución delos tubos capilares con diversos radios. Cadatubo capilar es invadido por una fase petróleo nomojante, con una presión capilar de entradadiferente, que es inversamente proporcional alradio de ese tubo capilar. Una vez superada lapresión de entrada, la sección transversal enteradel tubo capilar se llena con petróleo.

En la realidad, la geometría compleja de unporo es definida por las superficies de los granosque lo rodean. La presión capilar de entrada enesta geometría, está relacionada con el radioinscripto de la garganta de poro adyacente más

grande. Si bien la mayor parte del medio porosopuede llenarse con petróleo, los intersticios dondese encuentran los granos no se llenan, porque lapresión capilar es insuficiente para impulsar lafase petróleo no mojante hacia el interior de esosespacios.

En consecuencia, dependiendo de la geo me -tría y las gargantas de los poros, y de la rugosidadde la superficie, ciertas partes del espacio porosose llenan con petróleo y las otras con salmuera(asu miendo un nivel de saturación de gas nulo).Algunas superficies sólidas están en contacto conel petróleo, y para algunas o la totalidad de esassuperficies, la película de agua quizás no sea esta-ble. Cuando la película no es estable, la preferen-cia de la mojabilidad de la superficie puedemodificarse. Esto puede conducir a una situaciónde mojabilidad mixta, en la que algunas partes dela superficie de poros son mojables por agua yotras mojables por petróleo. La teoría general-mente aceptada es que debido a la forma en quesurgió esta condición, es más probable que los es-pacios porosos grandes sean mojables por petró-leo y que los espacios porosos pequeños y losintersticios de los poros sean mojables por agua(abajo).20

Esta vista simple asume la existencia de unaformación homogénea con migración de petróleodesde abajo. La mayoría de las formaciones sonmás complejas que ésta, y la complejidad litoló-gica debe ser tenida en cuenta a la hora de aplicarla historia de migración al estado de mojabilidadimperante.

Además de esta mojabilidad mixta, basadaen la historia de saturación, puede existir una

mojabilidad basada en la mineralogía. El pH ylas condiciones de concentración para que existauna película de agua estable son diferentes paralas superficies de cuarzo, dolomía y calcita, y paralas arcillas y otros compuestos dentro del espacioporoso. De este modo, granos diferentes puedentener preferencias de mojabilidad diferentes.

Hoy en día, muchos especialistas consideranque la mayor parte de los yacimientos de petróleoposeen algunas características de mojabilidadmixta. La condición mojable por agua original esmodificada, en cierta medida, por la migración delpetróleo. En el análisis que presentamos a conti-nuación, examinamos las implicancias de la con-dición de mojabilidad sobre el flujo multifásico,examinando un caso de flujo bifásico a través deun medio uniformemente mojable por agua yluego a través de otro medio con mojabilidadmixta (próxima página).

Caso de mojabilidad por agua—Como fasepreferentemente mojante, el agua se alojará enlos espacios pequeños que no fueron invadidos porel petróleo. El petróleo se ubicará en los porosgrandes. Antes de explotar esta formación, ambasfases son continuas aunque la fase agua connataalojada en la parte más elevada de la formación,puede exhibir una saturación tan baja que lapermeabilidad relativa al agua, krw, sea esencial-mente nula. Dado que los registros de resis tividadeléctrica responderán a una fase de agua con-ductora continua, es válida la utilización de unexponente de saturación de Archie, n, de aproxi-madamente 2.

Bajo un proceso de inundación con agua,natural o inducido, ambas fases fluyen. La per-

54 Oilfield Review

>Rugosidad de la superficie de poros. El ángulode contacto aparente, medido a partir del planosuperficial promedio, puede diferir significa ti va -mente del ángulo de contacto verdadero en unasuperficie con inclinación local (extremo supe rior).Aunque un poro sea mojable por agua, puedesu ceder que el agua superficial no sea una capadoble, pero podría poseer mayor espesor debidoa la rugosidad de los poros (extremo inferior). Enuna aspereza, las fuerzas superficiales son másfavorables para desplazar la capa doble, que enotras partes de la superficie.

Petróleo

θaparente

θverdadero

Agua

Grano Aspereza

>Mojabilidad en los poros. En un caso de mojabilidad por agua (izquierda), el petróleo permanece enel centro de los poros. La condición inversa tiene lugar si todas las superficies son mojables por pe tró -leo (derecha). En el caso correspondiente a la mojabilidad mixta, el petróleo ha desplazado al agua dealgunas de las superficies, pero aún permanece en los centros de los poros mojables por agua (centro).Las tres condiciones mostradas poseen saturaciones similares de agua y petróleo.

Petróleo

Mojabilidad por agua Mojabilidad mixta Mojabilidad por petróleo

Salmuera (agua) Granos de roca

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meabilidad relativa al petróleo, kro, es alta yaque el petróleo fluye a través de los poros másgrandes y se reduce a medida que decrece lasaturación de petróleo. La permeabilidad rela-tiva al agua, krw, comienza baja y luego aumentaconforme se incrementa la saturación de agua.

La saturación de agua aumenta preferente-mente en los espacios porosos más pequeños,primero, debido a las fuerzas de mojabilidad. Amedida que el desplazamiento pasa de los porosmás pequeños a los más grandes, el agua ocupacada vez más gargantas de poros previamentellenas de petróleo. Un poro o un grupo de porosque contiene petróleo puede desvincularse delresto del petróleo. Debido a la falta de suficientepresión de drenaje para superar la presión capi-lar de entrada para la garganta de poro saturadade agua, el petróleo queda atrapado en el lugar.

Finalmente, todos los trayectos de flujo con-tinuo se llenan de agua y el petróleo deja de fluir.El valor de krw final es más bajo que el valor dekro original debido al petróleo entrampado en losporos grandes.

Este petróleo entrampado constituye uno delos objetivos de los métodos de recuperaciónmejorada. Algunos de estos métodos procuranmovilizar el petróleo mediante la reducción dela tensión interfacial o a través de la modifica-ción del ángulo de contacto. Ambas opcionesproducen el efecto de reducción de la presióncapilar de entrada. Otra forma de producir máspetróleo es a través del incremento del gradientede presión, o de la fuerza viscosa, dentro del poro.La relación entre la fuerza viscosa debida a unapresión de drenaje y la fuerza capilar en la inter-fase empujada se denomina número capilar.21 Unnúmero capilar alto se traduce en una mayorrecuperación, y puede ser incrementado me -diante la reducción de la tensión interfacial oproduciendo una mayor caída de presión.

Caso de mojabilidad mixta—En este caso,es probable que el petróleo haya migrado haciauna formación mojable por agua, de manera quela distribución original de la saturación de agua

y petróleo puede ser macroscópicamente similaral caso descripto precedentemente. No obstante,en un caso de mojabilidad mixta, el petróleo queocupa los espacios grandes de los poros ha alte-rado la mojabilidad de las superficies de poroscontactadas.

Como antes, inicialmente el valor de kro es altoy el valor de krw es bajo. No obstante, a medidaque se incrementa la saturación de agua, invadelos poros más grandes primero y permanece en elcentro de esos poros, debido a la condición demojabilidad por petróleo de las superficies quelos rodean. Esto produce una declinación másrápida de kro ya que los trayectos más permeablesse llenan con agua. No obstante, el agua no atrapaal petróleo porque las superficies mojables por

petróleo proveen un trayecto para que el petróleofugue desde los poros prácticamente llenos deagua. Es probable que el agua de inundación noesté en contacto con el agua connata, lo quepuede arrojar un exponente de saturación deArchie, n, mayor que 2.

En esta condición de mojabilidad mixta,cuando el agua irrumpe en un pozo productor, laproducción de petróleo continúa por largo tiempoaunque el corte de agua se incrementa. Las prue -bas de laboratorio, efectuadas en núcleos prepa-rados con un procedimiento que conduce acondiciones de mojabilidad mixta, de grado va -riable, indican que la recuperación máxima delpetróleo se obtiene para las muestras levementemojables por agua.22

>Presión capilar y permeabilidad relativa para las condiciones de mojabilidad por agua y mojabilidadmixta. Esta representación esquemática contrasta las posibles curvas de presión capilar, Pc, (rojo), ypermeabilidad relativa al agua, krw, (azul), y al petróleo, kro, (verde), para yacimientos con mojabilidadpor agua (izquierda) y mojabilidad mixta (derecha). La primera curva a considerar es la curva Pc dedrenaje primario (línea punteada), que indica una cierta presión en la fase petróleo, requerida para quese produzca un desplazamiento sustancial del agua. Dado que la mayor parte de los yaci mientos seconsideran mojables por agua, cuando el petróleo migra por primera vez, esta curva se utiliza tam biénpara la condición de mojabilidad mixta. Las otras curvas (línea de guiones = incremento de la sa -turación de agua, línea sólida = incremento de la saturación de petróleo) difieren, en base al cambiode mojabilidad debido al contacto del petróleo con las superficies en los espacios porosos grandes. Enla situación fuertemente mojable por agua, la curva de presión capilar se mantiene positiva a lo largode la mayor parte del rango de saturación, mientras que en el caso de mojabilidad mixta su signo poseetanto porciones positivas como negativas, lo que significa que ciertas partes de la superficie absorbenagua y otras absorben petróleo. Los valores de kro son menores cuando la saturación de agua es baja,en el caso de mojabilidad mixta, porque el petróleo compite con el agua en los poros grandes. De unmodo similar, el valor de krw, cuando la saturación de agua es alta, se reduce en el caso de mojabilidadpor agua porque el petróleo ocupa preferentemente los poros grandes.

Perm

eabi

lidad

rela

tiva,

%

50 0

–

+

00 100Saturación de agua, %

Mojabilidad por agua100

Pres

ión

capi

lar

Perm

eabi

lidad

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%

50 0

–

+

00 100Saturación de agua, %

Mojabilidad mixta100

Pres

ión

capi

lar

Pc Pc

kro

krwkrw

kro

20. Salathiel RA: “Oil Recovery by Surface Film Drainage in Mixed-Wettability Rocks,” Journal of PetroleumTechnology 25 (Octubre de 1973): 1216–1224.Kovscek AR, Wong H y Radke CJ: “A Pore-Level Scenariofor the Development of Mixed Wettability in Oil Reservoirs,”American Institute of Chemical Engineers Journal 39, no.6 (Junio de 1993): 1072–1085.

21. El número de Bond es la relación entre la fuerzagravitacional y la fuerza capilar, y resulta de utilidad en la determinación de las condiciones de equilibriopresentes en yacimientos de gran espesor.

22. Jadhunandan PP y Morrow NR: “Effect of Wettability on Waterflood Recovery for Crude-Oil/Brine/RockSystems,” SPE Reservoir Engineering 10, no. 1 (Febrero de 1995): 40–46.

Tanto en la condición de mojabilidad poragua como en la condición de mojabilidad mixta,el fenómeno de histéresis en las curvas de permea -bilidad relativa y de presión capilar acompaña loscambios producidos en la saturación (arriba). Estorefleja la diferencia entre el ángulo de contactocorrespondiente al avance del agua y el correspon-diente al retroceso del agua, y las localizacionesdel petróleo y del agua en los espacios porosos.

Caso de mojabilidad por petróleo—El casoextremo de un yacimiento completamente moja-ble por petróleo es improbable excepto en unyacimiento que es su propia roca generadora. Enese caso, el kerógeno—los sólidos orgánicos quepueden producir petróleo cuando se calientan—en sitio y el proceso de maduración del petróleopodrían generar superficies mojables por petróleo.

Medición de la mojabilidadExisten diversos métodos para medir la prefe-rencia de mojabilidad de un yacimiento. Lasme diciones obtenidas de los núcleos incluyenmediciones de imbibición y de presión capilarpor centrifugado (derecha). Una prueba de imbi-bición compara la imbibición espontánea delpetróleo y del agua con el cambio de saturacióntotal obtenido mediante un proceso de inundación.

Normalmente se utiliza la prueba de im bi bi -ción de Amott-Harvey.23 Una muestra, con sa tu -ración de agua irreducible, Swirr, colocada en un

tubo lleno de agua absorbe espontáneamente aguaa lo largo de un cierto período; 10 días como mí-nimo, y a veces mucho más tiempo. Luego, lamuestra se coloca en una celda de flujo por la quese hace pasar agua, observando la recuperaciónadicional de petróleo. La muestra se encuentraahora en un estado de saturación de petróleo re-sidual, Sor, y el proceso se repite con un tubo deimbibición lleno de petróleo y luego con un dispo-sitivo de inundación con petróleo. Las relacionesindependientes entre imbibición espontánea ycambio de saturación total para el agua, Iw, y parael petróleo, Io, se denominan índices de imbibicióndel agua y del petróleo, respectivamente. El índicede Amott-Harvey es la diferencia entre las relacio-nes de agua y petróleo. El resultado es un númerosituado entre +1 (fuertemente mojable por agua)y –1 (fuertemente mojable por petróleo).

En una prueba de la Oficina de Minas de EUA(USBM), un centrifugador hace girar la muestrade núcleo a velocidades que aumentan en formagradual.24 La muestra comienza con un estado desaturación de agua irreducible, Swirr, en un tubolleno de agua. Después de aplicar diversas veloci-dades de rotación, la muestra alcanza el estado desaturación de petróleo residual, Sor, y se co lo ca en

un tubo lleno de petróleo para la obtención deotra serie de mediciones. Se calculan las áreasexistentes entre cada una de las curvas de presióncapilar y la línea de presión capilar cero, y el loga-ritmo de la relación entre el área de incrementode agua y el área de incremento de petróleo arrojael índice de mojabilidad USBM.25 El rango demediciones se extiende desde +∞ (fuertementemojable por agua) hasta –∞ (fuertemente mojablepor petróleo), si bien la mayor parte de los resul-tados de las mediciones se encuentra en el rangoque oscila entre +1 y –1. El método centrífugo esrápido, pero las saturaciones deben corregirseporque el centrifugador induce un gradiente depresión capilar no lineal en la muestra.

Es posible combinar las mediciones obtenidascon los métodos de Amott-Harvey y USBM me-diante la utilización de un centrifugador, en lugarde un proceso de inundación con agua y petróleopara obtener los estados de inundación forzada.El índice de Amott-Harvey se basa en el cambiorelativo producido en la saturación, mientras queel índice USBM arroja una medida de la energíanecesaria para efectuar el desplazamiento for-zado, lo que los convierte en indicadores de la mo-jabilidad relacionados, pero independientes.

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>Histéresis en las curvas de presión capilar. Las curvas de drenaje primario (rojo) e imbibición(negro) delimitan el comportamiento de la presióncapilar. Si la dirección del cambio producido enla saturación se invierte en un nivel de satura ciónintermedia, Pc seguirá un trayecto intermedio(verde). Otra inversión llevará ese valor nueva -mente a la curva de drenaje (amarillo). Estecomportamiento podría producirse en medio deuna zona de transición, o como resultado de laformación de un banco de petróleo durante unproceso de inundación con agua.

Pres

ión

capi

lar

Pc = 0

Saturación de agua 1000

>Medición de la mojabilidad en los núcleos. Una celda de imbibición contiene una muestra con unasaturación Swirr en agua (izquierda). El petróleo expulsado se recoge en la parte superior de un tubograduado. Una celda similar, invertida, puede medir la imbibición de petróleo, partiendo de Sor. En uncentrifugador, el tubo graduado se encuentra en un radio mayor que el núcleo para la recolección delagua (derecha), y en una configuración opuesta para recoger el petróleo. Las mediciones se ilustranen una curva de presión capilar (centro). La imbibición espontánea de agua oscila entre S1, que esSwirr, y S2 con un nivel de presión capilar nulo. El núcleo se inunda con agua o se hace rotar en uncentrifugador, desplazándose a lo largo de la curva de presión capilar negativa hasta S4. La imbibi ciónespontánea de petróleo oscila entre S4 y S3, y luego un proceso de inundación con petróleo lleva lamuestra nuevamente a S1, asumiendo que no se produjo ningún cambio en la mojabilidad debido alproceso de inundación. El índice de imbibición es la relación entre el cambio de saturación espon tá -neo y el cambio de saturación espontáneo, más el inducido, determinados por separado para el agua,Iw, y el petróleo, Io. El índice de Amott-Harvey es Iw – Io. El índice USBM utiliza las áreas presentespor debajo de las curvas de presión capilar positiva y negativa. Este índice es el logaritmo de larelación de las áreas.

Núcleo

Núcleo

Saturación de agua, fracción

S1 S4S2

S3

+

–

Pres

ión

capi

lar

IW = S2–S1

S4–S1

IUSBM = log IO = S4–S3

S4–S1

IAH = IW–IO

Otoño de 2007 57

Lamentablemente, la mojabilidad del núcleopuede ser alterada en cualquiera de las etapas demanipuleo, antes de que el núcleo llegue al la -boratorio, aunque se adopten recaudos para pre-servar su estado de mojabilidad original. Enprimer lugar, se puede contaminar con el lodo deperforación. En su viaje hacia la superficie, loscambios producidos en la temperatura y la pre-sión pueden producir cambios en la compo siciónde los fluidos, posibilitando que los asfaltenos ylas parafinas precipiten y recubran las superficiesde poros. La exposición al oxígeno puede alterarla composición química del petróleo crudo, gene-rando surfactantes que afectan el núcleo. Estoscambios también pueden producirse durante elalmacenamiento y el posterior manipuleo.

La alternativa con respecto a la utilización denúcleos preservados consiste en restituir la con-dición del núcleo. Primero, mediante un procesode limpieza vigoroso, se hace que un núcleo sevuelva mojable por agua, luego el núcleo se saturaen salmuera de formación simulada y se dejareposar. A continuación, se inunda con petróleocrudo—habitualmente petróleo muerto—y sedeja reposar durante unos 40 días, generalmentea temperatura y presión de yacimiento. Existenmétodos más complejos que preservan las arci-

llas sensibles. La hipótesis es que el resul tado deeste procedimiento se aproxima al estado demojabilidad en sitio. No obstante, las variacionesproducidas en la composición de la salmuera odel petróleo, entre la formación—a lo largo detoda su historia—y el laboratorio, pueden afectarel estado de mojabilidad resultante.

Las mediciones también pueden obtenersesin utilizar material de núcleo de la formación.Un ejemplo es la prueba del ángulo de contacto(arriba). En esta prueba, un cristal de cuarzo ocalcita se limpia, o una superficie de mica nuevase separa en capas, y se deja reposar en una sal-muera de formación simulada. Luego, se dejareposar una gota de petróleo crudo puesta encontacto con la superficie. Se utilizan diversosmétodos para crear líneas de contacto móviles,desde las cuales se miden los ángulos de con-tacto correspondientes al avance y el retrocesodel agua. La hipótesis de esta prueba es que elpetróleo crudo cambiará la superficie del mo -delo—bajo las condiciones de temperatura, pH yconcentraciones de sal de la salmuera—por lade la formación.

La mojabilidad se infiere a menudo a partirde otras mediciones. Los materiales fuertementemojables por agua y fuertemente mojables porpetróleo exhiben ciertas curvas de permeabilidadrelativa características, pero el estado de moja-bilidad intermedia y el estado de mojabilidadmixta no constituyen una extrapolación simpleentre los extremos de la mojabilidad.

No existe ningún método para medir la moja-bilidad que arroje un resultado absolutamentepreciso, lo que impulsa la actividad de investiga-ción en curso, como se analiza más adelante en“Noticias del laboratorio,” página 63.

La producción en las zonas de transiciónLa predicción de la producción de petróleo yagua en una zona de transición puede ser dificul-tosa cuando el petróleo crudo ha alterado lamojabilidad de la formación después de la migra-

ción. En su estado imperturbado, una formaciónhomogénea normalmente exhibe una transiciónsuave de la producción de petróleo seco en eltope de la zona de transición, con un incrementodel corte de agua a mayor profundidad hasta quela producción de petróleo se torna nula en unpunto situado por encima del nivel de agua libre.

Lamentablemente, la perforación de un pozoperturba las distribuciones de los fluidos en laregión vecina al pozo a menos que el pozo seaperforado en condiciones de bajo balance. Lainvasión del filtrado del lodo de perforación enuna formación puede alterar las saturaciones enla región vecina al pozo, afectando los registrosde pozo de lectura somera. Además, puede incre -mentar la presión de formación en la regiónvecina al pozo en un proceso que se denominasupercarga.26

La medición de los gradientes de presión ayudaa evaluar las reservas y la productividad. En lazona de petróleo, la densidad del petróleo esta-blece el gradiente de presión; en la zona de aguadicho gradiente es controlado por la densidad delagua. No obstante, la invasión del filtra do puedegenerar mediciones de presión de formaciónanómalas que, si se interpretan erróneamente,podrían condenar un área prospectiva. Particu-larmente problemáticos para la interpretaciónson los gradientes indicativos de la presencia deagua, pero que se encuentran posicionados muypor encima del nivel de agua libre, los despla -zamientos sustanciales de los potenciales depresión, entre la parte inferior y la parte superiorde la zona de transición que pueden traducirseen gradientes de presión negativos, y los gra-dientes que implican una densidad de petróleodiferente de la que se esperaría normalmente.

En los gradientes de las zonas de transición delos yacimientos homogéneos de caliza de MedioOriente suelen observarse anomalías significativas.En algunas de estas formaciones, incluso es posi -ble producir petróleo de zonas en las que tantoel gradiente de presión como la resistividad dela formación indican la presencia de una zonade agua. Schlumberger estudió estos fenómenosutilizando el simulador de flujo numérico pordiferencias finitas ECLIPSE 100. Los ingenierosmodelaron la invasión del fluido de perforación yel efecto de la histéresis de las curvas de perme-abilidad relativa y presión capilar sobre la presiónde la región vecina al pozo y el corte de aguaresultantes.27

El carácter de la mojabilidad, siendo depen-diente de la saturación de petróleo original, varíacon la altura, concentrándose la mayor parte dela superficie de la roca mojable por petróleo en eltope de la zona de transición y la mojable poragua en la base. Una manifestación de esta situa-

>Medición del ángulo de contacto. Los cristales representativos de las su per -ficies de poros se dejan reposar en salmuera de formación simulada.Después de que una gota de petróleo es atrapada entre los cristales, se dejareposar al sistema nuevamente. Luego, se desplaza el cristal inferior. Elpetróleo se mueve sobre una superficie mojable por agua (extremo inferiorizquierdo), prove yendo un ángulo de contacto correspondiente al retrocesodel agua (θr). El agua se desplaza sobre la superficie que se dejó reposar encontacto con el petró leo (extremo inferior derecho), proveyendo un ángulo decontacto correspon diente al avance del agua (θa).

Ángulo de contacto correspondiente al

retroceso del agua, θr

Región en reposo

Ángulo de contacto correspondiente al avance del agua, θa

23. Amott E: “Observations Relating to the Wettability ofPorous Rock,” Transcripciones, AIME 216 (1959): 156–162.Boneau DF y Clampitt RL: “A Surfactant System for the Oil-Wet Sandstone of the North Burbank Unit,”Journal of Petroleum Technology 29, no. 5 (Mayo de 1977):501–506.

24. El índice de mojabilidad USBM también puededeterminarse utilizando un método de placa porosa.

25. Donaldson EC, Thomas RD y Lorenz PB: “WettabilityDetermination and Its Effect on Recovery Efficiency,”SPE Journal 9 (Marzo de 1969): 13–20.

26. Phelps GD, Stewart G y Peden JM: “The Analysis of theInvaded Zone Characteristics and Their Influence onWireline Log and Well-Test Interpretation,” artículo SPE13287, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, 16 al 19 de septiembre de 1984.

27. Carnegie AJG: “Understanding the Pressure GradientsImproves Production from Oil/Water Transition CarbonateZones,” artículo SPE 99240, presentado en el Simposiosobre Recuperación Mejorada del Petróleo de lasSPE/DOE, Tulsa, 22 al 26 de abril de 2006.

Presión de formación,lpc

TVD,m

Movilidad derivada de lacaída de presión, mD/cP

X,600 100X,500 1

Resistividad10ohm.m0.1

Gradiente de petróleo

X,X40

X,X50

X,X60

X,X70

Reducción del gradienteInflexión

Gradiente de agua

ción es una variación con la profundidad de lapresión capilar de entrada, o presión umbral,para el agua. En este caso, por encima de unasaturación de filtrado de lodo a base de agua del30%, la presión umbral se vuelve significativa:para las condiciones de este modelo, fue de apro-ximadamente 6 lpc [40 kPa], similar al valorexistente en la zona de petróleo. La his téresis dela presión capilar de drenaje e imbibición tam-bién depende de la saturación inicial en cadaaltura. En el modelo, esta histéresis es represen-tada por una serie de curvas de presión capilarque se conocen como curvas de barrido (arriba).

Existen tres características de las medicio-nes de presión en estos yacimientos de caliza,que el modelo procuró explicar (derecha). Enprimer lugar, el gradiente de presión posee unainflexión con una gran curvatura, que no es elresultado del proceso de supercarga diferencial.En segundo término, es posible producir canti-dades significativas de petróleo por debajo de lainflexión, en la zona que posee un gradiente deagua. Finalmente, justo por encima de la infle-xión, el gradiente se reduce.

El estudio arrojó diversos resultados. El pri-mero fue que la combinación de todas estas ca-racterísticas se explica mejor si la formaciónposee mojabilidad mixta, con las característicasde saturación y mojabilidad descriptas preceden-temente. El empleo de una hipótesis de mojabilidadpor agua en el modelo no generó las anomalías.Las anomalías se observan en las simulacionescuando el lodo de perforación utilizado es un lodoa base de agua pero no cuando es a base de aceite.

La producción de petróleo por debajo de estainflexión es además el resultado del perfil desaturación original, según los resultados de este

modelo (próxima página, arriba). El empleo delas curvas de barrido conduce a una predicciónde valores de saturación de petróleo residualmás bajos cuando la saturación de agua iniciales más alta. En consecuencia, el petróleo pre-sente en la base de la zona de transición puedeexhibir un valor de saturación inicial bajo, pero

parte del mismo sigue siendo móvil debido a suhistoria de saturación.

Cuando se enfrenta con estas aparentes con-tradicciones, un operador necesita conocer dóndese encuentra el contacto agua-petróleo dentro deuna zona de transición, cuál es el volumen depetróleo y agua móvil presente en esa zona, ycómo fluyen estos fluidos. Estos temas puedenencararse en cierta medida con datos de registrosde pozos y probadores de formación, y puedenmejorarse después de ajustar las medicionesobservadas en las simulaciones que involucran unsolo pozo. Los registros de resistividad ayudarán aidentificar las zonas de transición probables y lasposibles localizaciones de los contactos. Los regis -tros de densidad y neutrón ayudan a obtener laporosidad y muestran localizaciones similares delitología permeable, que luego se utilizan paraseleccionar zonas para las subsiguientes pruebas deformación efectuadas con herramientas operadascon cable. Los probadores de formación opera doscon cable pueden obtener presiones de filtradoen agujero descubierto, permeabilidades de for-maciones, presiones de fluidos, densidades depetróleo y muestras de fluidos.28 Los registros deNMR puede utilizarse para diferenciar los tipos deporos con el fin de refinar los puntos para la obten-ción de mediciones con probadores de formación.29

58 Oilfield Review

Pres

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lpc

Saturación de agua, fracción0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

–10

0

10

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30

40

50

>Anomalías de la zona de transición en los carbonatos de Medio Oriente. Las mediciones de presión(Carril 1), en muchas zonas de transición carbonatadas de Medio Oriente, poseen tres aspectos inu -suales: una inflexión con gran curvatura; una reducción del gradiente justo por encima de la inflexión;y la producción potencial de cantidades significativas de petróleo por debajo de la inflexión. En estecaso, es improbable que las mediciones de presión sean afectadas por el fenómeno de supercarga,dado que el nivel de movilidad es alto, y el registro de resistividad indica un incremento de la satu -ración de petróleo en sentido ascendente a través de esta zona (Carril 2).

>Curvas de barrido correspondientes a un carbonato con mojabilidad inter -media. El fenómeno de histéresis entre las curvas de drenaje primario (rojo) e imbibición (negro) puede ser representado mediante una serie de curvas debarrido (dorado). Cada curva de barrido representa un punto de saturacióninicial diferente en la curva de drenaje o de imbibición, que correspondería a alturas diferentes en la zona de transición.

Otoño de 2007 59

Detección de zonas de agua en un carbonato con mojabilidad mixtaPetroleum Development Oman (PDO) opera uncampo terrestre que produce de la FormaciónShuaiba, correspondiente a una caliza Cretácicacon una porosidad de aproximadamente 30%. Elcampo ha estado en producción durante más de35 años, y las recientes operaciones de perfora-ción de pozos horizontales de relleno exhibieronanomalías de adquisición de registros que losespecialistas petrofísicos procuraron esclarecer.Algunos pozos produjeron un 100% de agua, sibien la saturación de petróleo derivada de losregistros de resistividad era superior al 50%, valorque ha sido utilizado históricamente como valorlímite para las zonas productoras de agua. PDOsospechaba que algunos intervalos habían sidolavados con agua, lo cual no se había visto en losregistros de pozos debido al fenómeno de histére-sis producido en las propiedades eléctricas, comoconsecuencia de la mojabilidad mixta.30

En una formación de mojabilidad mixta, laresistividad obtenida de los registros puede no

proveer estimaciones precisas de la saturación,dependiendo de la historia de saturación. Exis-ten dos condiciones de saturación a considerar:con los fluidos originales y después de la inunda-ción con agua. El petróleo y la salmuera, en laconfiguración de la saturación original, resultaron

de la migración del petróleo hacia una formaciónmojable por agua. El exponente de saturación deArchie, n, utilizado para la conversión de la resis -tividad en saturación es en general equivalente a 2;en este caso, fue de 1.8.

No obstante, los estudios de laboratorio de -mostraron que la formación posee mojabilidadmixta y que su exponente de Archie cuando lasaturación de agua se incrementa es diferenteque cuando tal saturación se reduce (abajo).Con un incremento de la saturación de agua porencima del 50% del valor de corte, el exponente nes igual a 4, lo que se traduce en una diferenciasignificativa en la relación existente entre laresistividad y la saturación.

Con este conocimiento, PDO buscó un mé -todo que permitiera diferenciar las zonas quehabían sido inundadas con agua de las que seencontraban en el estado original, con un valorde saturación de petróleo alto. La compañía logróesto mediante la combinación de dos métodospara la determinación de la saturación: adqui -sición de registros de resistividad y de la seccióntransversal sigma derivada del registro de capturade neutrones emitidos por pulsos (PNC).

La resistividad se midió como parte de unaserie de registros LWD estándar, y el dispositivoPNC se encontraba en una herramienta de Con-trol de Saturación del Yacimiento RSTPro, que sebombeó en el interior de la columna de per fora -

>Ajuste de las anomalías de presión. El simulador de yacimientos ECLIPSEpuede ajustar las anomalías de presión utilizando los parámetros típicos delos yacimientos carbonatados de Medio Oriente y asumiendo la existencia decondiciones de mojabilidad mixta. Antes de la invasión del filtrado de lodo deperforación, el perfil de presión del yacimiento posee gradientes de petróleoy agua característicos (negro). Con las curvas de barrido del modelo que re -presentan el fenómeno de histéresis, la presión se reduce por encima de lainflexión, lo que coincide con las observaciones (verde). Sin el fenómeno dehistéresis, el gradiente por encima de la inflexión no se reduce (rojo).

Prof

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Presión, lpc

Gradientede petróleo

4,560 4,580 4,600 4,620 4,640 4,660 4,680 4,700

9,292

9,212

9,132

9,052

8,972

8,892 Presión de yacimientoPresión del filtrado (2 días, estática),sin curvas de barridoPresión del filtrado (2 días, estática), con curva de barrido

Gradiente de agua

>Cálculo del exponente de Archie derivado del índice de resistividad (RI) para la formación carbona -tada Shuaiba. A medida que se drenan las muestras de núcleos (símbolos dorados), los núcleos secomportan como si fueran mojables por agua. El exponente de saturación de Archie, n, es de apro -ximadamente 1.8 (línea negra de guiones), dado por la pendiente negativa de la línea en esta gráficalogarítmica. Para un proceso de imbibición de agua (símbolos azules), el comportamiento se desvíasignificativamente del caso de drenaje, siendo n igual a 4 o mayor, para una saturación de agua supe rioral 50% aproximadamente (línea azul de guiones). Se incluye una curva que indica el comporta mientode la imbibición para guiar la observación (línea azul sólida). Para un índice RI igual a 10, esto repre -senta una diferencia de la saturación interpretada de aproximadamente 25 unidades de saturación.

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Saturación de agua, fracción

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Drenaje de la muestra 1Drenaje de la muestra 4Drenaje de la muestra 6Imbibición de la muestra 1Imbibición de la muestra 3

Drenaje de la muestra 2Drenaje de la muestra 5Drenaje de la muestra 7Imbibición de la muestra 2Imbibición

28. Carnegie, referencia 27.29. Gomaa N, Al-Alyak A, Ouzzane D, Saif O, Okuyiga M,

Allen D, Rose D, Ramamoorthy R y Bize E: “Case Studyof Permeability, Vug Quantification, and Rock Typing in a Complex Carbonate,” artículo SPE 102888, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

30. Gauthier PJ, Hussain H, Bowling J, Edwards J y HeroldB: “Determination of Water-Producing Zones WhileUnderbalanced Drilling Horizontal Wells—Integration ofSigma Log and Real-Time Production Data,” artículo SPE105166, presentado en la 15a Muestra y Conferencia delPetróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,11 al 14 de marzo de 2007.

ción hasta el fondo del pozo. Las dos herramientasproveen medidas de saturación de agua indepen-dientes. La herramienta RSTPro también pudo serutilizada, mientras se encontraba estacionaria,para medir el agua que fluía en el espacio anular delpozo; en una segunda pasada de la herramienta, lamedición del Registro del Flujo de Agua WFL iden -tificó el influjo de fluidos en el interior del pozoen una serie de estaciones.

Este enfoque es posible porque los pozos deeste campo son perforados en condiciones debajo balance. En las operaciones de perforaciónen condiciones de bajo balance (UBD), la pre-sión del pozo durante la perforación se mantienepor debajo de la presión de la formación. Lasoperaciones UBD evitan el lavado de la regiónvecina al pozo con fluido de perforación: unaventaja clara para la medición de la saturación.El influjo del fluido de formación se mezcla conel fluido de perforación, que en este caso erapetróleo crudo proveniente de un campo vecino.La única fuente de agua en el espacio anular delpozo era la formación.

En este ambiente favorable de agua de for-mación de alta salinidad y alta porosidad, laprecisión de la saturación de petróleo determi-nada tanto con el registro del parámetro sigmacomo con el registro de resistividad es de aproxi-madamente entre 5 y 7% del espacio poroso.

Cuando se compararon los dos registros, se uti-lizó una diferencia del 10% como indicadorconclusivo de la anomalía de saturación.

PDO registró 11 pozos horizontales que fueronperforados en condiciones de bajo balance. Algu-nos pozos sólo produjeron petróleo, y los registrosde resistividad y del parámetro sigma se ajustaronconsiderando el criterio del 10%. La compañíaexaminó dos pozos sin producción de agua: ladiferencia promedio entre los métodos fue de 0.1y 0.2 unidades de saturación, con una desviaciónestándar de 4.5 unidades de saturación. Esta con-cordancia hizo que PDO adquiriera confianza enla metodología utilizada.

Los resultados del proceso de adquisición de re-gistros fueron utilizados directamente en la toma dedecisiones de terminación de ciertos pozos, talescomo el Pozo E (arriba). Este pozo, perforado en unflanco de la estructura, poseía una profundidad totala sólo 350 m [1,150 pies] de distancia de un pozo deinyección de agua. No bien el pozo penetró el yaci-miento, comenzó a producir petróleo seco con un ré-gimen de producción bajo. Conforme prosiguió laperforación, se inició la producción de agua, que seincrementó rápidamente a medida que se seguía per-forando. Se encontraron dos zonas de influjo de aguamás, pero ninguna otra zona con flujo de petróleo.

Sin la información adicional obtenida a tra-vés del nuevo método, en este pozo se habrían

terminado varias zonas, y el mismo se habríaconvertido en un pozo productor de agua prolí-fico. En cambio, PDO abandonó el pozo más alláde 1,850 m [6,070 pies] de profundidad medida ydejó una terminación a agujero descubierto entre1,775 y 1,825 m [5,824 y 5,988 pies] de profundi-dad medida, con la posibilidad de aislamiento delagua más adelante. Una prueba de producción,posterior a la operación de terminación, arrojóuna tasa de flujo total de 225 m3/d [1,415 bbl/d],con un corte de agua de 50%.31

PDO considera que este método, que com-bina las operaciones UBD con la adquisición deregistros de resistividad, parámetro sigma y WFL,provee un alto grado de confiabilidad para laidentificación de los intervalos productores deagua en esta formación con mojabilidad mixta.La base del problema fue la histéresis de resisti-vidad, que depende de la fase de desplazamiento

60 Oilfield Review

>Comparación entre el parámetro sigma y los registros de resistividad para la saturación. El pozo horizontal E, en la Formación Shuaiba, fue perforado encondiciones de bajo balance. Se obtuvieron tanto mediciones de saturación basadas en el registro de resistividad (negro) como mediciones de saturaciónbasadas en el registro de captura de neutrones emitidos por pulsos (verde) (Carril 3). La medición de la resistividad más allá del nivel de corte habitual de50%, donde se prevé la existencia de producción de petróleo, se muestra sombreada (rojo). Sin el nuevo método, estas zonas serían terminadas; sin embar -go, los resultados WFL (Carril 5) muestran influjo de agua en tres zonas, comenzando en 1,750 m [5,740 pies]. El petróleo seco fluye solamente cerca de lapunta del pozo, por encima de 1,750 m. Las zonas de influjo de agua corresponden a regiones con diferencias grandes entre las dos mediciones de satu -ración, lo que indica que las diferencias de los registros constituyen un buen discriminador de las anomalías de saturación.

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100% de petróleo, tasa de flujo baja

Incremento rápido de la producciónde agua, tasa de flujo alta 100% de agua 100% de agua

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ción

31. Gauthier et al, referencia 30.32. Andersen, referencia 17.33. Graue A y Bognø T: “Wettability Effects on Oil Recovery

Mechanisms in Fractured Reservoirs,” artículo SPE56672, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.Graue A, Viksund BG, Baldwin BA y Spinler EA: “LargeScale 2D Imaging of Impacts of Wettability on Oil Recoveryin Fractured Chalk,” artículo SPE 38896, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, 5 al 8 de octubre de 1997.

Otoño de 2007 61

más reciente. La clave de la solución fue la com-binación de los registros de resistividad y elparámetro sigma en un ambiente UBD en el queno existe ninguna zona invadida, de manera quetanto las mediciones de lectura somera como lasde lectura profunda miden la formación imper-turbada.

El flujo a lo largo de las fracturasLas cretas del Mar del Norte difieren en su moja-bilidad, pasando de una condición fuertementemojable por agua a un estado de mojabilidad in -ter media.32 Dado que muchas de estas cretas sefracturan y los campos son sometidos a procesosde inyección de agua, los científicos de la Univer-sidad de Bergen, en Noruega, investigaron elefecto de la mojabilidad sobre el flujo a través dela creta fracturada.33

Un bloque de creta de afloramiento, de apro-ximadamente 20 cm de largo por 10 cm de alto y5 cm de espesor [7.9 por 4 por 2 pulgadas], seprobó en su condición original y se comparó conun bloque similar, que se había dejado reposar enpetróleo crudo. Las pruebas de imbibición deagua, realizadas sobre tapones del mismo mate-rial tratados de la misma forma que los bloques,arrojaron valores Iw de 1 y 0.7, respectivamente,lo que indicó la existencia de condiciones fuerte ymoderadamente mojables por agua. La saturaciónde agua se determinó en estas pruebas mediantela generación de imágenes 2D de trazadoresnucleares, con un trazador de sodio-22 [22Na] enla fase agua. Además, después de las pruebas deflujo, se cortaron tapones del bloque para laspruebas de imbibición destinadas a confirmar lamojabilidad.

Ambos bloques se cortaron en tres partes, enlas que los cortes de la sierra representan fractu-ras (izquierda). Los bloques se empalmaron entre

Largo, cm

Altura, cm

108

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Altura, cm

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0.9 a 1.00.8 a 0.90.7 a 0.80.6 a 0.70.5 a 0.60.4 a 0.50.3 a 0.40.2 a 0.3< 0.2

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Largo del bloque

Entrada

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Cuadrícula medida

Salida

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1

2

3

4

5

6

Fracturas cerradas

Fractura abiertade 2 mm

< Inundación con agua de un bloque de creta fracturado. Unbloque de creta de un afloramiento se cortó en tres partes yse volvió a armar (extremo inferior). La parte A se ensamblócon las partes B y C, que representan las fracturas cerradas,pero una discontinuidad de 2 mm, que representaba unafractura abierta, separó la parte B de la parte C. Los mapasde los barridos (extremo superior) indican la presencia desaturación en los volúmenes inyectados en forma creciente,desde el tope hasta la base, para un bloque fuertementemojable por agua (WW) (secuencia de la izquierda) y un blo-que moderadamente mojable por agua (MWW) (secuenciade la derecha). El frente de inundación pronunciado de laImagen 2 WW muestra que la parte A se llenó hasta su puntode saturación de agua máxima, que es 1-Sor, antes de que elagua atravesara la fractura cerrada, pero la Imagen 2 MWWmuestra la presencia de agua ya en la parte B. Nuevamente,en la Imagen 4 WW se observa un frente pronunciado en lafractura y luego la parte C se llena primero a partir de lafractura abierta y luego, a partir tanto de A como de B, en laImagen 5 WW. En las Imágenes 3 y 4 MWW, la parte C sellenó a lo largo de la fractura cerrada, a partir de A, antes dellenarse a partir de la fractura abierta.

sí, con excepción de un corte, en el que los trozosde creta poseían una separación de 2 mm [0.8 pul-gada]: este corte representaba una frac tu ra abierta, mientras que los otros cortes representa-ban fracturas cerradas. Las pruebas de inunda-

ción con agua comenzaron con el material conuna saturación Swirr.

Los bloques fuertemente mojables por agua sellenaron hasta alcanzar su saturación de agua má-xima (1-Sor) antes de que el frente atravesara las

fracturas, sin importar si los trozos de creta se en-samblaban. Por el contrario, el frente de inunda-ción en el material moderadamente mojable poragua, atravesó las fracturas cerradas casi con lamisma facilidad con que se desplazó a través delmaterial intacto adyacente, y de ese modo trans -firió un gradiente de presión viscoso al blo que dematriz adyacente. No obstante, la fractura abiertaactuó más como barrera que las fracturas cerradasen el sistema moderadamente mojable por agua.

Los investigadores de Bergen examinaron elfenómeno de obturación de las fracturas en unasegunda serie de pruebas.34 Se cortaron taponesde núcleos de creta del mismo afloramiento, cuyodiámetro era de 3.8 cm [1.5 pulgada]. Para alte-rar la mojabilidad, se inyectó petróleo crudo enforma continua a través de los tapones, duranteun período prolongado.35 Para cada condición demojabilidad, se colocaron dos tapones de núcleosen serie, con un espaciador de 2 mm [0.4 pulga da]entre los extremos adyacentes, para representaruna fractura abierta (izquierda). Mediante unmétodo de tomografía por resonancia magnética(MRI) se obtuvieron imágenes de la distribuciónde la saturación de fluidos en la fractura en elextremo del núcleo aguas arriba. Los barridosadicionales generaron un perfil de saturación alo largo del núcleo.

Los núcleos con saturación Swirr se inundaroncon agua. Cuanto menos fuertemente mojablepor agua era el material, más rápido aparecía elagua en la fractura abierta. Para el caso modera-damente mojable por agua, se formaron gotas enla cara de la fractura que obturaron la fracturaabierta de 2 mm. Con el flujo adicional, las gotas

62 Oilfield Review

< Obturación a través de una fractura abierta. Esteejemplo implica dos muestras de núcleos, en unacelda de inundación con agua, con una separa -ción de 2 mm entre sí. Una era moderadamentemojable por agua (MWW, secuencia superior) yla otra, fuertemente mojable por agua (WW, se -cuencia inferior). Las saturaciones, en losdiver sos volúmenes porosos (VP) inyectados, semidieron a lo largo del núcleo (gráficas) y en sec-ción transversal 2D, en la cara del núcleo aguasarriba (fotografías), utilizando el método MRI. Enel núcleo MWW se registró un proceso de irrup-ción de agua previo y el agua formó gotas en lacara del núcleo. Las gotas se fusionaron y final-mente obturaron la separación (diagramaesquemático del inserto). Los perfiles de satura -ción a través del núcleo, muestran que el agua estransportada a lo largo de la fractura abiertaantes de alcanzar el valor de Sor. En el núcleoWW, los barridos de la saturación indican que noingresa agua en la fractura abierta antes de queel núcleo aguas arriba alcance el valor de Sor.Las gotas formadas sobre la cara del núcleo noobturaron la separación, hasta que la misma sellenó desde abajo hacia arriba (diagrama esque-mático del inserto).

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0 10 20 30 40 50 60

0 10 20 30Incremento de la saturación de agua

40 50 60

WW

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MWW

MWW

Incremento de la saturación de agua

Otoño de 2007 63

de obturación se expandieron y finalmente lle-naron la fractura. Por el contrario, el materialfuertemente mojable por agua alcanzó un altogrado de saturación a través de todo el núcleoaguas arriba, antes de que ingresara agua en lafractura, y luego llenó la fractura desde abajohacia arriba. Recién en ese momento el aguacomenzó a fluir hacia el núcleo aguas abajo. Unaseparación más grande de la fractura, de 3.5 mm[0.14 pulgada], impidió gran parte del procesode obturación, incluso en el caso moderada-mente mojable por agua, produciéndose lamayor parte del llenado con agua desde la basede la fractura hacia arriba.

Estos resultados demostraron que los tapo-nes de la fase mojante se forman a través de unacombinación de fuerzas viscosas, que controlanel crecimiento de las gotas pequeñas de aguaque conforman el tapón, y tensión interfacialentre el agua y el petróleo, que controla el án gu -lo de contacto de las gotas pequeñas. Por eso,las fracturas abiertas presentes en un yaci-miento de creta producirán diferentes efectossobre la eficiencia del proceso de inundacióncon agua, dependiendo de la mojabilidad de lamatriz de creta.

Noticias del laboratorioLas técnicas de laboratorio, que trascienden laprueba de imbibición simple de Amott-Harvey,poseen el potencial para incrementar nuestroconocimiento acerca de la mojabilidad. El exa-

men de las superficies mediante la técnica demicroscopía de fuerza atómica, y los bloques decreta fracturados, examinados mediante la gene-ración de imágenes 2D de trazadores nucleares,son sólo dos ejemplos de las técnicas de labora-torio actuales. Se han utilizado muchas otrastécnicas y en los laboratorios se están probandoactualmente actualizaciones de éstos y otrosenfoques nuevos.

Por ejemplo, si bien existen variaciones enlas rocas mojables por agua y las mojables porpetróleo, el exponente de saturación de Archietiende a ser mayor para las rocas mojables porpetróleo. En trabajos recientes que utilizanideas de la teoría de percolación, se provee unnuevo enfoque respecto de la relación entre laresistividad y la saturación. Como ejemplo, unode estos modelos introduce sólo dos parámetros.36

Uno es un exponente, similar al exponente desaturación de Archie n. El otro parámetro nuevoes el índice de corrección de la conectividad delagua, que puede relacionarse con la fracción delas superficies de poros mojable por petróleo.Cuando este índice es igual a cero, el modelo sereduce a la relación de Archie. El nuevo modelose ajusta a la relación observada en las medicio-nes de núcleos obtenidas en las calizas mojablespor petróleo.37

La ecuación de Archie utiliza la resistividad,que es una medición de la corriente continua o dela frecuencia cero. En las frecuencias altas, losmateriales exhiben una respuesta dieléctricacompleja, que incluye tanto la conductividad—lainversa de la resistividad—como la permitividad.Las mediciones de la permitividad de la forma-

ción son sensibles al contenido de agua de laformación porque en condiciones ambiente lapermitividad del agua es al menos un orden demagnitud más alta que la permitividad del petró-leo o de la matriz de roca. Cuando se conoce laporosidad total de la formación, la saturación deagua puede ser determinada en forma directa,eliminando la necesidad de manipular los expo-nentes de cementación y saturación, a menudodesconocidos, de la ecuación de Archie, que seutiliza para interpretar las mediciones de resis-tividad.

La interpretación de las mediciones dieléc-tricas requiere que se establezca una relaciónentre las propiedades dieléctricas de las rocas ysus componentes. Se han propuesto múltiplesmodelos de mezcla para predecir la constantedieléctrica de la roca en base a su composiciónvolumétrica. Los datos experimentales, obteni-dos en las rocas carbonatadas saturadas tantocon petróleo como con salmuera, demostraronque una ley de índice de refracción complejo(CRI) funcionaba mejor que otras leyes de mez-cla, con una frecuencia de 1 GHz.38

No obstante, sobre la permitividad incidenotros factores fuera de la mineralogía y el conte-nido de agua, especialmente en las frecuenciasmás bajas (abajo). Si bien el CRI es el mejormodelo de mezcla simple, con una frecuencia de1 GHz, no puede reconstruir con precisión ladispersión dieléctrica y la dispersión de la per-mitividad de las rocas para un rango defrecuencias amplio. Un nuevo modelo, que in -cluye la textura de las rocas, se ajusta a laspropiedades dieléctricas de las rocas de manera

>Dispersión de la permitividad para dos rocas carbonatadas. Las dos mues -tras saturadas con salmuera, con una mineralogía y una porosidad simila res,poseen una permitividad similar a una frecuencia de 1 GHz. El modelo CRI(negro) se ajusta a la dispersión correspondiente al Carbonato 2, pero lasdiferencias texturales de las rocas producen la separación de la respuestade las frecuencias más bajas para el Carbonato 1.

Perm

itivi

dad

rela

tiva

Frecuencia, Hz108 109

50

10

15

20

25

30

35

40

45

Carbonato 1Carbonato 2CRI

34. Aspenes E, Graue A, Baldwin BA, Moradi A, Stevens J y Tobola DP: “Fluid Flow in Fractures Visualized by MRIDuring Waterfloods at Various Wettability Conditions—Emphasis on Fracture Width and Flow Rate,” artículoSPE 77338, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, 29 de septiembreal 2 de octubre de 2002.Graue A, Aspenes E, Moe RW, Baldwin BA, Moradi A,Stevens J y Tobola DP: “MRI Tomography of SaturationDevelopment in Fractures During Waterfloods at VariousWettability Conditions,” artículo SPE 71506, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre el 3 de octubre de 2001.

35. Graue A, Aspenes E, Bognø T, Moe RW y Ramsdal J:“Alteration of Wettability and Wettability Heterogeneity,”Journal of Petroleum Science and Engineering 33, no.1–3 (Abril de 2002): 3–17.Aspenes E, Graue A y Ramsdal J: “In-Situ WettabilityDistribution and Wetting Stability in Outcrop Chalk Aged in Crude Oil,” Journal of Petroleum Science andEngineering 39, no. 3–4 (Septiembre de 2003): 337–350.

36. Montaron B: “A Quantitative Model for the Effect ofWettability on the Conductivity of Porous Rocks,”artículo SPE 105041, presentado en la 15a Muestra yConferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.

37. Sweeney SA y Jennings HY: “The Electrical Resistivity of Preferentially Water-Wet and Preferentially Oil-WetCarbonate Rock,” Producer’s Monthly 24, no. 7 (1960):29–32.

38. Seleznev N, Boyd A, Habashy T y Luthi S: “DielectricMixing Laws for Fully and Partially Saturated CarbonateRocks,” Transcripciones del 45o Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk,Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004, artículo CCC.

más exitosa.39 Este nuevo modelo posee un com-portamiento promedio o básico, descripto por elmodelo CRI, e incorpora los granos y poros elip-soidales para reflejar la influencia de la texturasobre la dispersión dieléctrica (arriba).

Los poros, los granos y las inclusiones depetróleo pueden ser representados de manerasencilla como esferas aplastadas en los polos; elip -soides con dos ejes más largos de igual longitud.

Una de las ventajas del empleo de elipsoides esque el modelo puede ser calculado analítica-mente. Para cada fase se agrega un parámetrogeométrico adicional: la relación de aspecto, o larelación entre el eje largo y el eje corto de laesfera con los polos aplanados. Las rocas conregiones de aislamiento más delgadas—granosmás planos con una relación de aspecto másalta—exhiben mayor dispersión dieléctrica y

mayor dispersión de la conductividad (próximapágina, arriba).

La mojabilidad incide en la respuesta dieléc-trica de la roca.40 Además, afecta intensamente ladistribución espacial de la fase conductiva y lafase no conductiva—salmuera e hidrocarburos,respectivamente—dentro del espacio poroso y, enconsecuencia, las propiedades dieléctricas de laroca. En una roca fuertemente mojable por agua,la fase de hidrocarburos se encuentra predomi-nantemente en el centro de los poros, rodeada porla salmuera conductiva. La distribución de la fasede fluido es lo opuesto en una muestra fuerte-mente mojable por petróleo, estando la fase de hi-drocarburos próxima a las paredes de los poros.Esta distribución inversa de las fases conductivasy no conductivas posee diversos efectos. En lasrocas mojables por petróleo, la fase de salmueraconductiva no forma una red conectada continuacon un incremento del aislamiento de la salmueraa medida que aumenta la mojabilidad por petró-leo. Esto se traduce en una reducción significativade la conductividad de la roca.

Otra técnica de laboratorio que posee granpotencial para asistir en la caracterización de lamojabilidad y la geometría de los poros es la téc-nica NMR.41 La señal de NMR es una medida delgrado de relajación de los momentos magnéticosdespués de una polarización inicial.42 Los fluidosque se encuentran en contacto directo con unasuperficie de roca experimentan un mejora-miento de la relajación, debido a la presencia deiones paramagnéticos o impurezas magnéticassobre la superficie de la roca.43 La preferencia dela superficie, en términos de mojabilidad, deter-mina cuál de los dos fluidos disponibles estaráen contacto, y en consecuencia, cuál será afec-tado por la superficie.

Cuando existe una sola fase de fluido presenteen la roca, el tiempo de relajación, o distribu-ción de T2, es dominado por los efectos de larelajación de la superficie. No obstante, cuandohay dos fases presentes, la respuesta de NMRpuede variar considerablemente, dependiendo

64 Oilfield Review

>El modelo textural. Los poros mojables por agua, llenos con petróleo y agua(extremo superior izquierdo), son representados en el modelo textural comoesferas aplastadas en los polos, distribuidas en forma aleatoria, colocadas enel trasfondo de un medio CRI (extremo superior derecho). En una roca moja blepor petróleo, el petróleo está en contacto con los granos y rodea la salmueraconductiva (extremo inferior izquierdo). La salmuera se sitúa predominan te -mente en el centro de los poros. En el modelo textural, esto se representacomo esferoides, con el petróleo rodeando el agua (extremo inferior derecho).

Petróleo

Mojable por agua

Mojable por petróleo

Salmuera (agua) Granos de roca Trasfondo CRI

39. Seleznev N, Habashy T, Boyd A y Hizem M: “FormationProperties Derived from a Multi-Frequency DielectricMeasurement,” Transcripciones del 47o Simposio Anualde Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo VVV.

40. Bona N, Rossi E y Capaccioli S: “ElectricalMeasurements in the 100 Hz to 10 GHz Frequency Range for Efficient Rock Wettability Determination,” SPE Journal 6, no. 1 (Marzo de 2001): 80–88.

41. Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R:

“Tendencias en registros de RMN,” Oilfield Review 12,no. 3 (Invierno de 2000/2001): 2–20.Chen J, Hirasaki GJ y Flaum M: “NMR WettabilityIndices: Effect of OBM on Wettability and NMRResponses,” Journal of Petroleum Science andEngineering 52, no. 1–4 (Junio de 2006): 161–171.

42. La secuencia típica para la polarización y la detección es el método de pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG): Meiboom S y Gill D: “Modified Spin-Echo Method for MeasuringNuclear Relaxation Times,” The Review of ScientificInstruments 29, no. 8 (1958): 688–691.

43. Brown RJS y Fatt I: “Measurements of FractionalWettability of Oilfield Rocks by the Nuclear MagneticRelaxation Method,” Transcripciones, AIME 207(1956):262–264.Foley I, Farooqui SA y Kleinberg RL: “Effect ofParamagnetic Ions on NMR Relaxation of Fluids at Solid Surfaces,” Journal of Magnetic Resonance, Series A 123, no. 1 (Noviembre de 1996): 95–104.

Otoño de 2007 65

de la mojabilidad de la roca. Después del drenajecon un petróleo de laboratorio, la roca se man-tiene mojable por agua con una capa remanentede agua que recubre la superficie de la roca.

El valor pico de T2 del petróleo se aproxima albulk value de dicho fluido (este valor correspondea las situaciones en las que prácticamente no exis-ten interacciones con las superficies que puedanmodificar el tiempo de relajación; por ejemplo, unfluido dentro de un vaso de precipitación, endonde la relación entre la superficie de contactoy el volumen es muy pequeña) (derecha). Por elcontrario, el dre naje con lodo a base de aceite(OBM) se traduce en valores de T2 más cortos quelos correspondientes al bulk value del OBM. Éstaes una indicación de que el OBM, que se elaborómediante el agregado de sustancias, incluyendoasfaltenos, al mismo petróleo de laboratorio, estátocando la superficie de la roca y, en consecuen-cia, humedece el núcleo.

El carácter de la mojabilidad puede variar conel tamaño de los poros, y la microporosidad suelepermanecer mojable por agua. Por lo tanto, la de-terminación de la fracción micro porosa puede sercrucial para analizar las formaciones que exhibenun carácter de mojabilidad complejo. En el campo,los valores de T2 de los registros de NMR se utilizancomúnmente para estimar la fracción micropo-rosa. No obstante, este enfoque puede fallar de-bido a las variaciones producidas en la relaxividadde la superficie o en la geometría de los poros.

>La dispersión en un modelo textural. Aquí se muestran dos series, una con relaciones de aspecto (AR) variables y la otra, con índices de mojabilidad (WI)variables. El caso de mojabilidad por petróleo (WI = 1.0), con granos esfé ri cos (AR = 1), es el caso base (rojo). En una de las series, la relación AR de losgranos se incrementa hasta 10 (verde) y 100 (azul), a la vez que conserva la condición de mojabilidad por agua. A medida que los granos se vuelven másplanos, o la relación AR se incrementa, la conductividad de la roca (ex tremo inferior) decrece significativamente y la permitividad relativa (extremo supe -rior) se incrementa. Esto provee una vinculación crucial entre las propie dades de dispersión y la textura de las rocas. Una segunda serie mantiene los granosesféricos (AR = 1), pero la condición pasa de mojabilidad por agua (rojo) a mojabilidad intermedia (naranja) y mojabilidad por petróleo (negro). El caráctermojable por petróleo creciente conduce a una fuerte reducción de la conductividad de la roca. Aquí, el índice de mojabilidad se basa en la fracción deporos mojables por petróleo respecto del volumen de poros total, y oscila entre 1, para la condición fuertemente mojable por agua, y –1, para la condiciónfuertemente mojable por petróleo. Los poros de estos modelos son esféricos (AR = 1), con una porosidad del 30%, una saturación de agua del 80%, y unaconductividad de la salmuera de 5 S/m.

Perm

itivi

dad

rela

tiva

Frecuencia, Hz108 109

30

10

15

20

25 Granosmás planos

Más mojablepor petróleo

110

100

1 0WI

AR d

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s gr

anos

–0.9

Cond

uctiv

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, S/m

Frecuencia, Hz108 109

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

Granosmás planosMás mojable

por petróleo

>Distribuciones de los tiempos de decaimientoT2. La distribución de los tiem -pos T2 para una muestra de carbonato completamente saturada con salmue ra(H2O) (línea negra sólida) se desplaza hacia un tiempo más corto que la señalde la salmuera (línea negra punteada) debido a las interacciones de super -ficie. La salmuera es reemplazada por una salmuera hecha con agua deute -rada (D2O), que no posee ninguna señal de NMR fuera de un pequeñovolumen de H2O residual (verde). Después de lavar la muestra deuterada conOBM, el pico (línea roja sólida) se desplaza con respecto al bulk value delOBM (línea roja de puntos), lo que indica que el OBM humedece la roca. Lamuestra se limpió y se preparó nuevamente en el estado deuterado y luego selavó con petróleo de laboratorio. El pico principal (línea azul sólida) se alineacon la señal del bulk value del petróleo (línea azul punteada) y, de ese modocon el petróleo de laboratorio, y la superficie se mantiene mojable por agua.

Dist

ribuc

ión,

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por

osid

ad

Distribuciones de T2, s 10-4 10-3 10-2 10-1 100 101

0

2

4

6

8

10

12

16

18

20

14

22

Salmuera (H2O)Salmuera (D2O)Petróleo de laboratorioOBMSalmuera (H2O) (bulk)Petróleo de laboratorio (bulk)OBM (bulk)

Un método diferente, denominado NMR condifusión restringida, no se ve afectado por larelaxividad de la superficie y es sensible a lostamaños de los poros, la conectividad y la tortuo-sidad. El coeficiente de difusión en un fluidocasi sin interacciones con la superficie, D0, esuna constante que mide con qué rapidez sedifunde un grupo concentrado de moléculas. Noobstante, dentro de un espacio restringido, talcomo los poros de una roca, la difusión, D, puede

reducirse con respecto al valor del fluido puroporque el movimiento de las moléculas está res-tringido por las paredes de los poros.

El coeficiente de difusión es determinadomediante el análisis de NMR por decaimientodel eco en presencia de un campo magnético nohomogéneo.44 Un ejemplo para una roca carbona-tada muestra la distribución D/D0 normalizadaen los tiempos de difusión iniciales (arriba).45 Ladistribución posee un pico en los coeficientes de

difusión pequeños, que corresponde a las mo -léculas presentes en el espacio microporosorestringido, y un segundo pico, en los coeficien-tes de difusión más altos, más cercanos a D0, quecorresponde a las moléculas que se encuentranen zonas menos restringidas, o en poros másgrandes. La aplicación de un valor de corte em -pírico a la distribución separa la microporosidad:el porcentaje de la población en los valores deD/D0 menores que el valor de corte da la micro-porosidad, lo que concuerda con los datos deporosimetría de mercurio y saturación de aguairreducible después del centrifugado.

Algunos de estos métodos nuevos están pro-porcionando información para el modelado deredes de poros, que ha surgido como una formaefectiva de investigar las propiedades de capila-ridad, flujo y transporte de los medios porosos.46

El modelado del espacio poroso con una red denodos y enlaces, posibilita el cálculo numérica-mente eficiente de las propiedades de flujo yprovee un conocimiento detallado de los proce-sos tales como el desplazamiento miscible einmiscible, que son importantes en la recupera-ción mejorada del petróleo.

Un modelo de red de poros es un espacio po -ro so idealizado, que generalmente incorpora unadescripción del medio y de los eventos físicos,ambos a escala de poros. Los procesos complejosde transporte y flujo multifásico en medios poro-sos, pueden ser simulados utilizando modelos deredes de poros.47 Para esos procesos, los modelosde redes de poros son más rápidos de correr enuna computadora que otros enfoques que utili-zan modelos más exactos.

Si bien los modelos de redes de poros se em -plean tradicionalmente en estudios cualitativos,poseen el potencial para volverse predictivos silos parámetros de la estructura de los poros se

66 Oilfield Review

>Distinción de la microporosidad. El coeficiente de difusión medio normali za do, D/D0, indica la pre -sencia de dos poblaciones de moléculas difusoras (azul). El coeficiente de difusión medido es menoren los microporos (inserto a la iz quierda), porque el trayecto de difusión de las moléculas (rojo) esmás tor tuo so. El pico en los valores grandes, es una medición de las moléculas presen tes en los porosmás grandes (inserto a la derecha) que poseen valores D más próximos al valor D0 (bulk value). Elpico más pronunciado, en el valor de D más pequeño, representa las moléculas presentes en losmicroporos. En este ejemplo, el área por debajo de la curva, a la izquierda de la línea de corte fija da(negro), en relación con el área total por debajo de la curva, corresponde a la microporosidad: el 44%del espacio poroso.

Ampl

itud

norm

aliza

da

D/D0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.00

0.5

1.0

1.5

Microporosidad

44. Stejkal EO y Tanner JE: “Spin Diffusion Measurements:Spin Echoes in the Presence of a Time-Dependent FieldGradient,” Journal of Chemical Physics 42, no. 1 (1965):288–292.

45. Hürlimann MD y Venkataramanan L: “QuantitativeMeasurement of Two-Dimensional Distribution Functionsof Diffusion and Relaxation in Grossly InhomogeneousFields,” Journal of Magnetic Resonance 157, no.1 (Juliode 2002): 31–42.

46. Valvatne PH y Blunt MJ: “Predictive Pore-ScaleModeling of Two-Phase Flow in Mixed Wet Media,”Water Resources Research 40, no. 7, W07406 (2004):doi:10.1029/2003WR002627.

47. Picard G y Frey K: “Method for Modeling Transport ofParticles in Realistic Porous Networks: Application to the Computation of NMR Flow Propagators,” PhysicalReview E 75 (2007): 066311.

48. Knackstedt MA, Arns CH, Limaye A, Sakellariou A,Senden TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski VW y Bunn GF: ”Digital Core Laboratory: Properties ofReservoir Core Derived from 3D Images,” artículo SPE87009, presentado en la Conferencia sobre ModeladoIntegrado para el Manejo de Activos del PacíficoAsiático de la SPE, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004.

Otoño de 2007 67

asignan correctamente. Recientemente, se hanregistrado avances significativos en materia demodelado de redes de poros consistente en laconstrucción de redes geológicamente realistasmediante el análisis de imágenes 3D, que pue-den ser generadas mediante la reconstrucción3D de microtomogramas de rayos X (izquierda).48

No obstante, la resolución de los microtomo-gramas de rayos X se limita actualmente a variosmicrones y, en consecuencia, la descripción ade-cuada de la microporosidad con modelos de redesde poros constituye un desafío. Diversas técnicas,tales como la de NMR con difusión restringida, lamicroscopía confocal—de utilidad para la ge -neración de imágenes ópticas de especímenes degran espesor—y la microscopía electrónica debarrido, poseen el potencial para extender la apli-cabilidad de los modelos de redes de poros a lasrocas microporosas.

La técnica de modelado de redes de poros esde utilidad para el estudio del impacto de la moja-bilidad sobre la recuperación del petróleo. Losparámetros petrófísicos, tales como la presión capilar, la permeabilidad relativa y la resistivi-dad, se calculan bajo diferentes condiciones demojabilidad. Estas condiciones son dadas por losángulos de contacto que se asignan en formaaleatoria en base a las distribuciones selecciona-das, proveyendo la distribución de fluidos y lasconfiguraciones de las interfases en la red paraobtener múltiples realizaciones. Pueden efec-tuarse simulaciones de drenaje e imbibicióncuasi estáticas para examinar el resultado de lascondiciones de mojabilidad (izquierda).

Estas técnicas de laboratorio señalan el ca -mino que conduce al futuro de la aplicación dela mojabilidad. Los campos de todo el mundo seencuentran en proceso de maduración y laindustria extraerá de los recursos de hidrocar -buros todo lo que sea económicamente posibleantes de su abandono. Todos los sistemas debe-rán ser optimizados para lograr este objetivo, yeso requiere un mejoramiento continuo en laaplicación de un parámetro fundamental quesubyace la recuperación: la mojabilidad de lasrocas. —MAA

>Modelado de redes de poros. Los cortes de microtomogramas de un carbonato (extremo superior iz -quierdo) se dividen (extremo superior, centro) en granos (negro) y poros (coloreados en forma individual).Varios cortes forman un microtomograma 3D que se convierte en una red de poros (extremo inferiorizquierdo). Se muestra además un subconjunto pequeño de un modelo; los poros no están en escala.La red comprende esferas y formas más complejas, tales como tubos con secciones transversalestriangulares. El desplazamiento con respecto a estas estructuras es de tipo pistón (extremo superiorderecho). En esta condición mojable por agua, el petróleo se encuentra en la parte media del tubo y el agua en los extremos, como se muestra también en sección transversal (centro, a la derecha). Elmodelo puede permitir que el petróleo toque las superficies y altere el ángulo de contacto, llevándoloa una condición mojable por petróleo (sombreado en la superficie). En un proceso de inundación poragua subsiguiente, las capas de petróleo pueden permanecer en los elementos con un valor de ángulode contacto alto (extremo inferior derecho).

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

>Resultados del modelo de poros después de un cambio en la mojabilidad. Unmicromodelo poseía una distribución inicial de ángulos de contacto oscilantesentre 50° y 60°. En las simulaciones, el ángulo de contacto en el 95% de loselementos de la red se desplaza hacia valores más altos, como resultado dela alteración de la mojabilidad. Los ciclos de drenaje e imbibición simuladospermitieron el cálculo de los índices de mojabilidad de Amott-Harvey (rojo) yUSBM (negro), que se muestran como una función del ángulo de contactoalterado.

Índi

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d

Ángulo de contacto, grados0 20 40 60 80 100 160120 140

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0

–0.5

–1.0

Amott-Harvey

USBM

Wael Abdallah es gerente de proyectos de investiga-ción del Centro de Tecnología DBR de Schlumberger, enEdmonton, Alberta, Canadá. Posee más de seis años deexperiencia como ingeniero químico en desarrollo deproductos y caracterización de petróleos, en serviciosde campos petroleros y revestimientos industriales.Recibió el Premio a la Inventiva de Alberta por llevar a cabo tareas de investigación innovadoras sobre petró-leo pesado (adsorción y depositación de asfaltenos), yha manejado más de 12 proyectos relacionados con elcomportamiento de fases y el aseguramiento del flujopara compañías tales como Shell, Statoil, ApacheCanada Ltd., Petroleum Development of Oman, BritishPetroleum y Occidental Bakersfield. Organizó y presentóun simposio interno en Bahrain sobre el tema de lamojabilidad, y participa en sesiones de entrenamientosobre análisis de fluidos en el fondo del pozo para losempleados de Schlumberger en Edmonton, y para clien-tes de Bogotá, Colombia. Antes de ingresar en el Centrode Tecnología DBR en el año 2005, Wael se desempeñócomo ayudante de primera en el departamento de ingeniería química e ingeniería de materiales de laUniversidad de Alberta, en Edmonton, donde obtuvo undoctorado en ingeniería química. Posee una licenciaturay una maestría en ingeniería química de la Universidadde Ciencia y Tecnología de Jordania, en Irbid.

Kamran Akbarzadeh se desempeña como ingeniero deproyectos de investigación en el Centro de Tec no lo gíaDBR de Schlumberger, en Edmonton, donde dirige elproyecto de comercialización del dispositivo deDepositación y Control de Sólidos Orgánicos (OSDC).Actualmente, está trabajando en el desarrollo de unmodelo depositacional y está manejando proyectosrelacionados con el tema del aseguramiento del flujo.Desde 2000 hasta 2004, se desempeñó como investiga-dor asistente e investigador adjunto en la Universidadde Calgary y, como investigador científico del Consejode Investigación de Alberta, en Edmonton, antes deingresar en Schlumberger en el año 2005. Su área decompetencia se centra en la termodinámica y el com-portamiento de fases de fluidos, y en la medición y elmodelado de los sólidos orgánicos, tales como el asfal-teno y la cera. Kamran obtuvo un doctorado y unalicenciatura de la Universidad de Shiraz, y una maes-tría de la Universidad de Tecnología Amirkabir, enTeherán, Irán, todos en ingeniería química.

David Allan se desempeña como consultor indepen-diente con residencia en Houston. Entre 1965 y 1998,trabajó para ExxonMobil, en Exxon Research andEngineering (Florham Park, Nueva Jersey, EUA),Exxon Research and Development (Baton Rouge,Luisiana, EUA), Esso Engineering Europe (Londres) y Exxon USA (Houston). David ocupaba el cargo degerente de servicios técnicos de mercadeo en ExxonUSA cuando se fue de la compañía en el año 1998. Susfunciones siempre se relacionaron con las actividadesdel sector de industrialización del petróleo e incluye-ron tareas de investigación, operaciones y mercadeo.Autor de 15 artículos y 10 patentes emitidas, posee undoctorado en ingeniería química de la Universidad

Estatal de Luisiana, en Baton Rouge, y una licencia-tura y una maestría en ingeniería química de laUniversidad de Tulsa.

Stephan Allenson se desempeña como investigadorasociado en Nalco Energy Services L.P., en Sugar Land,Texas, EUA, donde además es gerente técnico de ase-guramiento del flujo de pozos con ceras y/o asfaltenos.Trabaja en Nalco desde hace 30 años. Stephan obtuvouna licenciatura en química de la UniversidadTecnológica de Texas, en Lubbock.

Ricky J. Armentor se desempeña como ingeniero dedesarrollo de activos para la unidad de Chevron USANorth America correspondiente al sector de industria-lización del petróleo. Residente actualmente en NuevaOrleáns, posee más de 26 años de experiencia enChevron en diversas funciones relacionadas con yaci-mientos, producción, planeación de negocios y opera-ciones de perforación en Lafayette y Nueva Orleáns,Luisiana. Ricky obtuvo una licenciatura en ingenieríapetrolera de la Universidad del Sudoeste de Luisiana,en Lafayette.

Mike Bowman se desempeña como ingeniero seniordel segmento de Servicios de Diseño y Evaluación paraClientes DESC* para el área de la Costa del Golfo deMéxico de Schlumberger y reside en Nueva Orleáns.Ingresó en Dowell en 1973, y se desempeña como inge-niero DESC desde 1991. Mike ha trabajado fundamen-talmente en operaciones de terminación de pozos,con centrándose en la tecnología Alternate Path® y en los servicios de fracturamiento/empaque de gravapara clientes STIMPAC*. Ha trabajado como ingenierointerno en Texaco, Chevron, Mobil y Forest Oil y EnergyPartners Ltd. Autor de numerosos artículos SPE, poseeuna licenciatura en ingeniería petrolera de la Facultadde Ciencias Minerales y Tecnología de Montana, enButte, EUA.

Jill S. Buckley se desempeña como científico senioren el Centro de Investigaciones sobre Recuperación dePetróleo (PRRC) del Instituto de Minería y Tecnologíade Nuevo México (NMIMT), en Socorro, EUA. Dejó elNMIMT en el año 2006, como científico senior y jefe dela sección de petrofísica y química de superficie (P&SC)y fue recontratada para seguir involucrada en proyectosde investigación con dedicación parcial. Estudia laspropiedades superficiales e interfaciales de los petró-leos crudos; la alteración de la mojabilidad y las inte-racciones petróleo crudo/salmuera/roca; la estabilidadde los asfaltenos; y la limpieza de los núcleos y losefec tos de los surfactantes sobre la evaluación de lamojabilidad. Jill es además profesora adjunta en laUniver sidad de Wyoming, en Laramie, EUA, donde tra-baja con el Instituto de Recuperación Mejorada dePetróleo. Integra la junta editora de la publicaciónSPE Journal y es miembro de la Academia QuímicaAmericana. Posee una licenciatura en química de laUniversidad de California, en Los Ángeles, EUA, unamaestría en química del NMIMT, y un doctorado eningeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt, en Edimburgo, Escocia.

Andrew Carnegie se desempeña como ingeniero deyacimiento asesor de Schlumberger para el centro deTecnología de Medio Oriente y Asia, en Kuala Lumpur.Desde su ingreso en Schlumberger en 1989, trabajó enel campo, y además en investigación e ingeniería endiversas subdisciplinas de la ingeniería petrolera y lacaracterización de yacimientos. Desempeñó funcionesen India, Lejano Oriente, Medio Oriente y Australia.Antes de iniciar su carrera en Schlumberger, trabajópara Cap Scientific como matemático, especializándo seen el diseño de cascos de torpedos y submarinos, y paraIntera, como ingeniero de yacimientos. Andrew obtuvouna licenciatura (con mención honorífica) en matemá-tica aplicada y un doctorado en física matemática delQueen Mary College, en la Universidad de Londres.

Gustavo Cavazzoli reside en Río de Janeiro donde sedesempeña como ingeniero técnico de Schlumbergerpara el GeoMarket*, proveyendo soporte técnico enBrasil, Argentina, Chile y Bolivia. Antes de ocupar suposición actual en el año 2004, fue gerente de operacio -nes del segmento de Servicios al Pozo de Schlumbergeren Argentina. Ingresó en Schlumberger en 1991 comoingeniero de campo en Neuquén, Argentina. Antes deser transferido a El Tigre, en Venezuela, como inge-niero técnico de fracturamiento, ocupó diversos cargosoperacionales y técnicos en Argentina, incluyendo eldiseño y manejo de operaciones de cementación y esti-mulación y la provisión de soporte técnico. Obtuvo sudiploma en ingeniería mecánica de la UniversidadNacional del Comahue, en la Provincia de Neuquén.

Gildas Collin se desempeña como ingeniero de pozosen Perenco, en París, donde está a cargo de los proyec-tos relacionados con las operaciones de perforación,estimulación y mejoramiento de la producción para lassubsidiarias internacionales. Desde 1997 hasta 2004,participó de numerosas operaciones en todo el mundo,como ingeniero de producción, jefe de locación, y luegogerente de operaciones en la República Democráticadel Congo. Gildas obtuvo una maestría en ingenieríamecánica del l’Institut Catholique d’Arts et Métiers, enNantes, Francia, y una maestría de la l’École NationaleSupérieure du Pétrole et des Moteurs de París.

Jefferson Creek se desempeña como consultor deinvestigación senior para el Equipo de Aseguramientodel Flujo de Chevron Energy Technology Company enHouston. Sus temas de investigación son el comporta-miento de fases de fluidos y el análisis de fluidos deyacimientos; la depositación de ceras, asfaltenos,incrustaciones e hidratos y la obstrucción de líneas; y el flujo multifásico. Antes de ingresar enChevronTexaco en 1977, Jeff fue becario posdoctoralen química física, en la Universidad de California enLos Ángeles, dedicándose al estudio de fenómenos tri-críticos en mezclas cuasi binarias. Posee una licencia-tura en química y matemática de la UniversidadEstatal de Middle Tennessee, en Murfreesboro, EUA, yuna maestría y un doctorado en química física de laUniversidad del Sur de Illinois, en Carbondale, EUA.

Colaboradores

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Paul E. Davis se desempeña como Líder del EquipoTécnico de Soporte al Análisis de Decisiones, Grupo dePlaneación de Procesos, de Chevron en Richmond,California. Su equipo utiliza el proceso de análisis dedecisiones para estructurar y llevar a cabo análisis deoportunidades de negocios y proyectos de inversiónpara clientes de Chevron. Ingresó en Chevron en 1979,en el segmento de ingeniería de procesos, y subsi-guientemente ocupó posiciones como ingeniero deproyectos en el departamento de ingeniería corpora-tiva, y en ingeniería ambiental con Chevron ResearchCompany. Se incorporó en el Grupo de Planeación deProcesos en 1988 como colaborador técnico y ocupóesa posición hasta 1998, año en que asumió sus funcio-nes actuales. Paul recibió diplomas en ingeniería quí-mica, una maestría de la Universidad de Michigan enAnn Arbor, EUA, y una licenciatura de la Universidadde California en Berkeley.

John Edwards es gerente de mercadeo de Schlumbergeren Muscat, Omán. Desde su ingreso en la compañía en1978, ha ocupado diversas posiciones operacionales, deingeniería y cargos directivos con un enfoque en laadquisición y el procesamiento de diversas medicionescon herramientas desplegadas con cable, columna deperforación o terminaciones permanentes. John obtuvouna licenciatura en ingeniería civil de la Universidadde Auckland en Nueva Zelanda.

Edmund Fordham se desempeña como asesor cientí-fico en el Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge (SCR), Inglaterra. Su área de investigaciónincluye el filtrado de lodos de perforación, la genera-ción de imágenes de los flujos de fluidos en mediosporosos por resonancia magnética (MRI), el análisis dedatos petrofísicos por resonancia magnética nuclear(RMN) y el análisis de datos Bayesianos. Pasó seis añosen el Centro de Investigaciones Doll de Schlumbergeren Connecticut, EUA, donde se desempeñó como espe-cialista en RMN, en un programa de estudios de casos,relacionado con la petrofísica de los carbonatos. Estoconstituyó una contribución para el Mejor Artículo dela SPWLA 1998, del que fue co-autor. Edmund es inge-niero certificado y becario del Instituto de Física.Estudió en la Universidad de Cambridge, en Inglate rra,donde obtuvo una licenciatura en física y un doctoradoen ingeniería de mecánica de los fluidos.

Arne Graue es profesor de física en la Universidad deBergen, en Noruega, donde ha coordinado el ProgramaInterdisciplinario de Investigación de Yacimientosdurante 10 años. Fue uno de los cuatro profesores querecibieron la calificación de Centro de Excelencia, alestablecer el Centro de Investigación PetroleraIntegrada (CIPR) en la Universidad. Su interés cientí-fico es la física de yacimientos, con particular énfasisen los yacimientos heterogéneos, el flujo multifásicoen medios porosos y la investigación de las técnicas derecuperación mejorada de petróleo en laboratorio. Arneha sido científico visitante y profesor visitante en diver -sas instituciones, incluyendo el Instituto de Tecnología

de Massachusetts, en Cambridge, EUA, el Centro deInvestigaciones de Phillips Petroleum Company, enBartlesville, Oklahoma, EUA, y la Universidad deWyoming, en Laramie. Es autor y co-autor de más de120 artículos científicos. Arne posee una maestría enfísica nuclear experimental y un doctorado en física de yacimientos de la Universidad de Bergen.

Tarek Habashy es becario y director de investigacióndel Departamento de Matemática y Modelado en elCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger(SDR), en Boston, Massachusetts. Realiza tareas deinvestigación relacionadas con las ondas y los camposelectromagnéticos, las herramientas y técnicas deadquisición de registros dieléctricos y de resistividad,la teoría de la difusión inversa, la teoría y el diseño deantenas, problemas de valores de borde mixtos y análi-sis numérico. Se desempeñó como investigador aso-ciado en el Instituto de Tecnología de Massachusetts(MIT) antes de ingresar en el centro SDR en 1983.Tarek es editor de Radio Science, miembro de las jun-tas editoras de Inverse Problems y del Journal ofElectromagnetic Waves and Applications, miembro dela junta del comité asesor para la colección Progress inElectromagnetic Research. Tarek posee 14 patentes deEUA, ha publicado 9 capítulos de libros y ha presentadomás de 250 artículos y conferencias. Obtuvo una licen-ciatura de la Universidad de El Cairo y una maestría yun doctorado del MIT, todos en ingeniería eléctrica.

Ahmed Hammami es director del proyecto NewVenture de Schlumberger, un proyecto de ejecución deactividades de investigación y desarrollo aplicado, enEdmonton, Alberta. Ocupó este cargo en el año 2006,habiendo trabajado previamente en el centro SCR, enInglaterra, donde pasó un año como director de inves-tigaciones químicas y biológicas. Ahmed comenzó sucarrera directiva en DBR Research Ltd., en 1994, comogerente de proyectos; se convirtió en gerente de inves-tigación de DBR Research Ltd. en 1988 y permaneciócon el DBR Group of Companies, pasando del cargo degerente al de gerente de desarrollo de productos delCentro de Productos Oilphase-DBR. En el año 2003,asumió roles duales como gerente de desarrollo deproductos y gerente de disciplinas para propiedadesde fluidos del centro, donde desarrolló estrategias denegocios para investigación y tecnología de fluidos.Ahmed posee una licenciatura en ingeniería químicade la Universidad de Tennessee (UT), en Knoxville,una maestría en ciencia e ingeniería de materiales de la UT, y un doctorado en ingeniería química de laUniversidad de Calgary.

Bernd Herold es campeón de dominio paraSchlumberger Wireline, donde provee soporte técnicoy de interpretación para los servicios de adquisición deregistros con cable, y reside en Muscat, Omán. Ingresóen Schlumberger en 1982 como ingeniero de campoespecialista en operaciones con cable y ocupó diversoscargos en Egipto, Sudán y Dubai como ingeniero espe-cialista en adquisición de registros, en el mercado de

los agujeros descubiertos y los pozos entubados. Se hadesempeñado como analista de registros y ha provistosoporte de interpretación en Abu Dhabi, ÁfricaOccidental y Sudáfrica, después de haber sido adscrip -to a Shell Nigeria. Además fue gerente de operacionespara el grupo de Servicios de Datos en Europa Centraly África Septentrional. Antes de asumir sus funcionesen Omán, pasó varios años como petrofísico de plantaen el Centro de Tecnología de Schlumberger en Clamart,Francia. Bernd obtuvo su maestría en geociencias dela Universidad de Würzburg, en Alemania.

Bob Holicek se desempeña como ingeniero especialis taen estimulación de la producción para el segmento deServicios de Consultoría de Datos y Manejo de laProducción de Arena de Schlumberger en Houston.Trabaja en un equipo de ingenieros especialistas enoperaciones de terminación, producción y yacimientospara evaluar la producción de los pozos e identificaroportunidades de mejoramiento de la producción.Comenzó su carrera en Schlumberger en 2001 comoingeniero de campo pasante en el segmento de Ser vi -cios al Pozo de Schlumberger, en Maurice, Luisiana.Allí, efectuó operaciones de estimulación y control dela producción de arena, tales como tratamientos deacidificación de la matriz, fracturamiento y empaque,y empaque de grava. Antes de ocupar su posiciónactual en el año 2006, se desempeñó como ingenierotécnico de distrito en Maurice durante dos años. Bobposee una licenciatura en ingeniería química de laUniversidad de Wisconsin, en Madison, EUA.

Hassan Hussain se desempeña como petrofísico enPetroleum Development Oman (PDO) y reside enMuscat. Su enfoque actual se centra en las formacio-nes carbonatadas del norte de Omán. Durante sus 25años en PDO, Hassan trabajó en diversas disciplinas,incluyendo tecnología de información, ingeniería pe -trolera de pozo y petrofísica. Obtuvo una licenciatu radoble en informática e ingeniería industrial de laUniversidad de New Haven, en West Haven, Connecticut.

A. (Jamal) Jamaluddin se desempeña como asesorde Schlumberger para el segmento de Fluidos yAseguramiento del Flujo en el Centro de Tecnología deAguas Profundas de Kuala Lumpur. Estableció el seg-mento de Servicios de Asesoramiento sobre Fluidos deYacimientos/Aseguramiento del Flujo, en Rosharon,Texas, y desarrolló laboratorios de análisis de fluidos, enHouston, Macaé, Dubai y Qatar. Trabaja con ingenierosde operaciones de todo el mundo para comprender losfluidos de yacimientos, reducir las incertidumbres aso-ciadas con la registración de reservas, y asegurar elflujo desde la formación hasta las instalaciones de pro-ducción. Antes de ingresar en Schlumberger en 1998,Jamal fue director de servicios técnicos en Hycal EnergyResearch Laboratories, en Calgary. Comenzó su carre racomo investigador científico en el Centro de Tecnologíade Noranda en Montreal, Canadá, y se desempeñócomo líder de proyectos relacionados con la investiga-ción y el desarrollo de tecnología de petróleo y gas.

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An asterisk (*) is used to denote a mark of Schlumberger.

Casing Drilling® is a registered trademark of Tesco Corporation.

Es co-inventor de cinco procesos patentados en pro-ducción y optimización de petróleo y co-autor de másde 70 artículos técnicos. Fue conferencista distingui -do de la SPE durante el período 2004-2005 y es editortécnico de SPE Production and Facilities. Obtuvo unalicenciatura en ingeniería petrolera de la UniversidadKing Fahd de Petróleo y Minerales en Dhahran, ArabiaSaudita, y una maestría y un doctorado en ingenieríaquímica de la Universidad de Calgary.

Shah Kabir se desempeña como ingeniero de yaci-mientos consultor en Chevron Energy TechnologyCompany, en Houston. Posee más de 30 años de expe-riencia en la industria del petróleo, de los cuales losúltimos 17 transcurrieron en Chevron. Trabajó ade-más en Schlumberger, Arco y Dome Petroleum. Suexperiencia incluye pruebas de presiones transitorias,modelado de flujo de fluidos y flujo térmico e ingenie-ría de yacimientos. Shah ha publicado más de 90 artí-culos y dos libros. Es co-autor del libro SPE 2002Fluid Flow and Heat Transfer in Wellbores. Shahintegró los comités de revisión editorial de diversaspublicaciones de la SPE y recibió múltiples felicitacio-nes como editor técnico destacado. Fue conferencistadistinguido de la SPE durante el período 2006-2007 yestá por ser reconocido como miembro distinguido enel año 2007. Obtuvo una maestría en ingeniería quí-mica de la Universidad de Calgary.

Abdel Kharrat se desempeña como líder del Progra made Química en el Centro de Tecnología DBR deSchlumberger, en Edmonton. Es responsable del esta-blecimiento y la supervisión de un laboratorio analí-tico en DBR; de la investigación de la correlación dela respuesta RMN de bajo campo con los parámetrosfísico-químicos de los fluidos vivos; y del estudio de lacaracterización del petróleo pesado, y el fracciona-miento y análisis de muestras de petróleo pesado deáreas tales como Canadá, Venezuela, China, Rusia yMéxico. Abdel se desempeñó como investigador asociadoy conferencista en la Universidad de Alberta, duranteocho años, antes de trasladarse al Consejo de Investi -gación de Alberta como investigador científico senioren 1994. Allí, se desempeñó como líder de proyectospara numerosos estudios. Ingresó en Schlumberger enDBR, en el año 2003, como químico analítico senior yquímico de procesos, trabajando con el servicio demuestreo y análisis de fluidos Oilphase-DBR, y ocupósu posición actual en 2006. Autor de numerosas publi-caciones, posee una licenciatura, una maestría y undoctorado en química de la Université Bordeaux 1, en Francia.

George King es asesor distinguido de BP Houstondesde 2001. Desde su ingreso en Amoco en el año 1971,ha estado involucrado en casi todas las fases de las

operaciones de terminación de pozos, estimulación,procesos de reparación, y aplicaciones de operaciones.Sus actividades actuales incluyen su desempeño comomentor y en el ámbito de la enseñanza, revisiones decampo, asuntos de innovación, análisis de pozos pro-blemáticos, diseños de operaciones de intervención yservicios de consultoría general en ingeniería de pro-ducción. Sus logros técnicos incluyen 2 patentes, 51artículos técnicos, un libro sobre operaciones de ter-minación y reparación de pozos, el premio Produccióny Operaciones de la SPE en el año 2004, el premio delpresidente de Amoco por la tecnología, en 1997, con-ferencista distinguido de la SPE durante el período1985 a 1986, conferencista en la serie de Cursos Brevesde la SPE en 1999, y presidente técnico de la reuniónanual de la SPE en 1992. George posee una licenciaturaen química de la Universidad Estatal de Oklahoma enStillwater, y una licenciatura en ingeniería química yuna maestría en ingeniería petrolera de la Universidadde Tulsa.

Chris Lockyear es director del programa Beyond SandControl para BP en Sunbury-on-Thames, Inglaterra, ytrabaja en BP desde hace 21 años. Antes de ingresar enBP, trabajó en la industria hidráulica en el Reino Unido,y para CSIRO en Australia. Dentro de BP, ha desempe-ñado diversos roles como líder de equipos de investiga-ción en temas de perforación, en Sunbury, y equipos deingeniería en Colombia. Fue gerente global de TI,gerente de aprendizaje y desarrollo técnico, e inmedia-tamente antes de su posición actual, consultor en pla-neación de negocios. Ha publicado 20 artículos, integróla Comisión de Operaciones de Terminación de Pozosde la SPE, y fue editor técnico de SPE Drilling &Completion. Chris obtuvo un doctorado en ingenieríaquímica de la Universidad de Swansea, en Gales, y unalicenciatura en química y matemática del King'sCollege, en Londres.

Alan G. Marshall es director del programa de reso-nancia de ciclotrón iónico (ICR) en el LaboratorioNacional para Altos Campos Magnéticos de laUniversidad Estatal de Florida en Tallahassee, EUA.Recibió el premio del profesor distinguido Robert O.Lawton de la cátedra de química de dicha universi-dad. Ha ocupado posiciones académicas en la Univer -sidad de British Columbia, en Vancouver, Canadá, y enla Universidad Estatal de Ohio, en Columbus, EUA.Fue co-inventor del programa de resonancia de ciclo-trón por transformada de Fourier (FT-ICR), basado endesarrollos anteriores del método de espectroscopíade resonancia magnética nuclear por transformada deFourier (FT-NMR) y el método ICR convencional. Alancontinuó desarrollando la técnica en la UniversidadEstatal de Ohio y en la Universidad Estatal de Florida.

Sus intereses en investigación incluyen la técnica de espectrometría de masa ICR por transformada de Fourier, la estructura de las proteínas y el análisisde mezclas. Recibió el premio Pionero Químico delInstituto Americano de Químicos en el año 2007. Alanposee una licenciatura en química de la Universidaddel Noroeste, en Evanston, Illinois, y un doctorado enquímica física de la Universidad de Stanford, enCalifornia.

Bernard Montaron es director temático de carbo -natos y yacimientos naturalmente fracturados deSchlumberger, y reside en Dubai, Emiratos ÁrabesUnidos. Desde su ingreso en la compañía en 1985, tra-bajó en Europa, Estados Unidos y Medio Oriente. Suscargos más recientes fueron el de director de ingenie-ría y gerente general del Centro de Productos Riboudde Schlumberger (SRPC) en Clamart, Francia, y el degerente de mercadeo Schlumberger Oilfield Services(OFS) para Europa, la ex-Unión Soviética (CIS) yÁfrica. Además se desempeñó como gerente de merca-deo del segmento OFS para Medio Oriente, en Dubai.Bernard posee un diploma en física de la ÉcoleSupérieure de Physique et de Chimie Industrielles enParís, y un doctorado en matemática de la Universi dadde París en Francia.

Oliver C. Mullins se desempeña como asesor científi code Schlumberger y campeón de dominio de yacimientosen la sede de Wireline en Houston. Es el creador delAnálisis de Fluidos en el Fondo del Pozo (DFA), unnuevo servicio significativo en la industria petrolera,por el que recibió tres medallas de oro; dos de partede Schlumberger y una del Estado de Connecticut. Laaceptación del servicio DFA en la industria se reflejaen su designación como disertante distinguido de laSPWLA y disertante distinguido de la SPE en el año2007. Los proyectos de herramientas que lanzó, enbase a la técnica de espectroscopía cercana al infra-rrojo y espectroscopía de fluorescencia, se están utili-zando para revelar las complejidades asociadas con lacompartimentalización y los fluidos de hidrocarburosen las formaciones del subsuelo. Oliver lidera ademásun grupo de investigación en ciencia de los asfaltenosy del petróleo. Es co-editor de tres libros sobre asfal-tenos y co-autor de nueve capítulos de libros, y de unode los artículos más citados en la ciencia del petróleo.Ha publicado 70 artículos en publicaciones científicasarbitradas, 35 en publicaciones sobre campos petrole-ros, y es co-autor de 40 patentes permitidas de EUA,con más de 30 solicitudes de patentes de EUA. Obtuvouna licenciatura en biología del Beloit College enWisconsin, y una maestría y un doctorado en químicade la Universidad Carnegie-Mellon, en Pittsburgh,Pensilvania, EUA.

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Mehmet Parlar se desempeña como asesor técnicodel segmento de Servicios de Manejo de la Producciónde Arena de Schlumberger, y reside en Rosharon, Texas.Posee 18 años de experiencia en la industria, con 7 añosen desarrollo de productos y 11 años en soporte técni copara el manejo de la producción de arena. Es autor demás de 40 artículos y posee 13 patentes de EUA. Fueautor distinguido de la SPE en el año 2000, es diser-tante distinguido de la SPE para el período 2007–2008,y ha integrado diversas comisiones organizadoras parasimposios, foros y conferencias de la SPE. Posee unamaestría y un doctorado de la Universidad del Sur deCalifornia en Los Ángeles, y una licenciatura de laUniversidad Técnica de Estambul, en Turquía, todos en ingeniería petrolera.

Vincent Rodet se desempeña como ingeniero de ope-raciones de terminación de pozos en Perenco, París,donde supervisa los proyectos relacionados con opera-ciones de mejoramiento de la producción, terminaciónfrente a la formación y productividad, para las subsi-diarias internacionales de Perenco. Desde el año 2001hasta el año 2006, se desempeñó como ingeniero dedesarrollo y líder de proyectos en el grupo de ingenieríapara el control de la producción de arena del Centro deTerminaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC)en Rosharon. Vincent obtuvo una maestría en ingenie-ría industrial e ingeniería mecánica de la ÉcoleNationale Supérieure d’Arts et Métiers (ENSAM) en París, y una maestría en ingeniería mecánica delInstituto de Tecnología de Georgia, en Atlanta, EUA.

Ryan P. Rodgers es científico erudito asociado y direc-tor de aplicaciones ambientales, petroquímicas yforenses del Laboratorio Nacional para Altos CamposMagnéticos, en la Universidad Estatal de Florida enTallahassee. Previamente, ocupó un cargo posdoctoralen el Laboratorio Nacional de Oak Ridge enTennessee. La actividad de investigación de Ryan secentra fundamentalmente en el análisis de mezclascomplejas mediante la técnica de espectrometría demasa de resonancia de ciclotrón iónico por transfor-mada de Fourier (FT-ICR). Posee una licenciatura enquímica de la Universidad de Florida, en Gainesville, yun doctorado en química analítica de la UniversidadEstatal de Florida en Tallahassee.

Nikita Seleznev es investigador científico del Centrode Investigaciones Doll de Schlumberger en Boston,donde lleva a cabo tareas de investigación relaciona-das con herramientas y técnicas de adquisición deregistros dieléctricos y de resistividad y con petrofísicade los carbonatos. Ingresó en Schlumberger en 1998como ingeniero de campo especialista en operaciones

con cable. Nikita obtuvo su maestría en física delestado sólido de la Universidad Politécnica Estatal deSan Petersburgo, en Rusia, y un doctorado en cienciasde la tierra aplicadas, de la Universidad de Tecnologíade Delft, en los Países Bajos.

Claude Signer es director de investigación del Centrode Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) enBoston, y gerente de disciplina geológica y de física derocas. Lidera un equipo que se concentra en el desa-rrollo de aplicaciones para nuevos métodos de inter-pretación petrofísica y geológica en yacimientoscarbonatados y no convencionales. Ingresó en el Centrode Investigaciones de Schlumberger en Stavanger, en1996, como geólogo de investigación. Allí, se convirtióen líder del equipo de proyectos y desempeñó un rolmuy importante en la interpretación de yacimientosnaturalmente fracturados y análisis sísmicos 4D, y enla introducción de tecnología de interpretación inno-vadora en el mercado. Claude pasó además tres añoscomo gerente de programas en el Centro de Investi ga -ciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, tra-bajando en el método de análogos modernos de aguasprofundas y en la interpretación de la anisotropía sís-mica. Obtuvo su doctorado en geología de laUniversidad de Ginebra en Suiza.

Trond Solbakken se desempeña como especialista enaseguramiento del flujo e ingeniero de producciónsenior para Hydro Gulf of Mexico, LLC, en Houston.Previamente, trabajó como asesor en el tema deltransporte multifásico en Norsk Hydro ASA, enNoruega. Además, posee experiencia en investigación,por su trabajo en el Centro de InvestigacionesEnergéticas y Petroleras de Hydro donde su enfoqueprincipal se centra en el tema del flujo multifásicopara sistemas reales de hidrocarburos-agua, y expe-riencia operacional en el Mar del Norte. Trond obtuvouna maestría en ingeniería de procesos de laUniversidad Telemark, en Porsgrunn, Noruega.

Michael R. Wise se desempeña como ingeniero petro-lero senior en Chevron USA Inc. y reside en NuevaOrleáns. Comenzó su carrera en Gulf Oil Company en1978, e ingresó en Chevron durante la fusión de Chevroncon Gulf, acaecida en 1984. Durante casi 30 años, tra-bajó como ingeniero de yacimiento, ingeniero de pro-ducción e ingeniero de perforación, tanto en el Golfode México como en la Cuenca Pérmica. Actualmente,se desempeña como ingeniero petrolero para el CampoMain Pass 41 en el área marina de Luisiana. Michaelposee una licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad Tecnológica de Luisiana en Ruston.

Dan Zhang es gerente de software para el segmentode Modelado de Fluidos del Centro de Tecnología DBRde Schlumberger en Edmonton, donde trabaja con lossegmentos tecnológicos de Schlumberger para desa-rrollar paquetes de modelado de fluidos, trasladados aaplicaciones de software para diversos diseños, desa-rrollos e implementaciones de negocios. Es responsa-ble de la preparación del plan de negocios y delpresupuesto operativo, y trata de obtener, crea y cola-bora con alianzas de negocios. En 1992, Dan ingresó enDBR Group of Companies, adquirido por Schlumbergeren 2002, y se desempeñó como gerente general, gerentey gerente de proyectos. Ocupó cargos docentes y deinvestigación en la Universidad de Tecnología Químicade Nanjing, en China, y en la Universidad de Ottawa,en Canadá. Comenzó su carrera como ingeniero quími -co en el campo petrolero Daching de China, en 1978.Dan obtuvo un doctorado en ingeniería química de laUniversidad de Ottawa, y posee una licenciatura y unamaestría en ingeniería química de la Universidad deTianjin, en China.

Murtaza Ziauddin se desempeña como especialista enoperaciones de estimulación de carbonatos y recupera-ción mejorada de petróleo, en el Centro de TecnologíaRegional de Schlumberger en Abu Dhabi, EmiratosÁrabes Unidos. Previamente, trabajó como ingenieroprincipal en el Centro de Tecnología de Sugar Land, enTexas, donde se involucró en operaciones de estimula-ción de la matriz de areniscas y carbonatos, secuestrode CO2, fracturamiento hidráulico, e incrustacionesorgánicas e inorgánicas. Dirigió el desarrollo del software de simulación geoquímica Virtual Lab* paraoperaciones de acidificación de la matriz, predicciónde la despositación de incrustaciones inorgánicas ypruebas de compatibilidad del agua. Murtaza ingresóen Schlumberger en 1997. Es autor de muchos artícu-los y titular de varias patentes. Posee una licenciaturade la Universidad de Houston, y un doctorado de laUniversidad de Minnesota, en Minneapolis, EUA,ambos en ingeniería química.

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Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Alternate Path® es una marca de ExxonMobil; Schlumbergerposee la licencia exclusiva de esta tecnología.

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Próximamente en Oilfield Review

Actualización de la tecnología sísmica de pozo.Los avances registrados en la tecnología sísmica depozo están creando nuevas oportunidades para lainvestigación sísmica de las formaciones penetradaspor el pozo. Este artículo describe una serie de nuevosdesarrollos, incluyendo la adquisición de datos en con-diciones de alta presión y alta temperatura, los levan-tamientos sísmicos de pozo 3D, las operaciones sintubos ascendentes en áreas marinas, y la evaluacióndel desempeño de las pistolas de disparos.

Geomecánica. Las trayectorias y terminaciones depozos cada vez más desafiantes han incitado a lascompañías de E&P a considerar la ciencia de la geome-cánica en forma más minuciosa. Este artículo describelos desarrollos logrados en términos de geomecánica,incluyendo el análisis de núcleos y el modelado deyacimientos, que están ayudando a las compañías deE&P a anticipar y concebir soluciones para los proble-mas de perforación y la pérdida de producción.

Aseguramiento del flujo. La demanda global depetróleo continúa extendiendo las actividades deexploración y producción a ambientes que planteannumerosos desafíos, de los cuales el aseguramientodel flujo no es el menos importante. El manejo óptimode los campos petroleros requiere una comprensión de las químicas de los fluidos de formaciones, y lasinteracciones potenciales que producen la precipita-ción de ceras, asfaltenos e hidratos, o la formación de emulsiones. En este artículo exploramos cómo los ingenieros aplican este conocimiento para tomardecisiones de terminación y producción que manten-drán los pozos en producción.