14 Oilfield Review

La ciencia de los asfaltenos revela secretos de los yacimientos

El análisis de los fluidos de fondo de pozo aplicado a los componentes más pesados

del petróleo puede ayudar a revelar información sobre la estructura de los yacimientos.

Al comprender la forma en que se asocian los asfaltenos en las columnas de petróleo,

los científicos e ingenieros pueden utilizar los gradientes de concentración de asfalte-

nos para determinar la presencia de barreras que actúan como sellos.

Los resultados de la producción han confirmado la validez de este enfoque, que se

está extendiendo para abordar la estructura y la dinámica de los fluidos presentes

en los yacimientos complejos.

A. Ballard AndrewsOliver C. MullinsAndrew E. PomerantzCambridge, Massachusetts, EUA

Chengli DongHani ElshahawiShell Exploration and ProductionHouston, Texas, EUA

David PetroMarathon Oil CorporationHouston, Texas

Douglas J. SeifertSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Murat ZeybekDhahran, Arabia Saudita

Julian Y. ZuoSugar Land, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a John Mainstone de la Universidad de Queensland, en Brisbane, Australia.InSitu Fluid Analyzer, LFA y MDT son marcas de Schlumberger.INTERSECT es una marca conjunta de Schlumberger, Chevron y Total.

Mucho antes de que los científicos abordaran el tema del componente más pesado del petróleo —el asfalto— los seres humanos ya lo estaban empleando. En el mundo antiguo, los babilonios utilizaban el asfalto como argamasa y los egipcios lo emplea-ban para las momificaciones.1 La capacidad de preservación y aglutinación del asfalto se ha mantenido a lo largo de los siglos y hoy resulta útil para una diversidad de aplicaciones, entre las que se encuentran los procesos de pavimenta-ción, techado, impermeabilización y aislación.

En el ámbito petrolero, la utilidad del asfalto es menos clara. Los asfaltenos, el componente principal del asfalto, el alquitrán o el bitumen, pueden generar problemas al momento de asegu-rar el flujo en la formación, en la tubería de pro-ducción y en las líneas de conducción.2 Además, los crudos con altos niveles de asfaltenos tienen menos valor en los mercados mundiales; su defi-ciencia de hidrógeno limita el porcentaje de hidrocarburos líquidos, y su contenido de azufre y metal genera problemas para la refinación.3

El alto costo de las operaciones marinas y la tendencia hacia la perforación de pozos más pro-fundos en todo el mundo han renovado el impera-tivo de comprender los fluidos de yacimiento a nivel molecular. Los operadores ya no pueden permitirse visualizar los yacimientos como tan-ques homogéneos de petróleo y gas. Además de conocer la composición de los fluidos, deben

poder evaluar la conectividad de los yacimientos, especialmente cuando los costos imponen un número limitado de pozos. Los levantamientos de presión y generación de imágenes a menudo son insuficientes para evaluar en forma exhaustiva los patrones de drenaje de petróleo, de modo que los operadores están recurriendo al análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) y a la ciencia de los asfaltenos para comprender mejor las estruc-turas de los yacimientos.4

En el pasado reciente, los operadores caracte-rizaban el petróleo presente en los yacimientos con unos pocos parámetros, tales como el peso específico, la relación gas-petróleo (RGP) y una clasificación química simple del petróleo a granel.5 No obstante, las mediciones DFA obtenidas en columnas de petróleo de todo el mundo revelan que los fluidos de yacimiento presentan un pano-rama mucho más complejo, tanto verticalmente en la columna de petróleo como lateralmente en el campo. Dichos resultados, sumados a varias décadas de investigación analítica, están proporcionando una imagen más completa de las formas físicas de los asfaltenos en el yacimiento. Estos avances en mate-ria de investigación explican cómo y bajo qué condiciones los asfaltenos se asocian entre sí y permiten que todos los componentes de la mez-cla de fluidos —gas, líquidos y sólidos— sean descriptos mediante ecuaciones basadas en prin-cipios termodinámicos. El resultado final de este

Volumen 24, no.4 1515

trabajo posibilita la utilización de gradientes pro-nosticados y observados de concentración de asfaltenos para confirmar o refutar la conectivi-dad del drenaje de fluidos existente en una columna de petróleo.

Este artículo se centra en la nueva ciencia de los asfaltenos y cubre sus orígenes, desarrollo y aplicaciones. Algunos ejemplos del sector de aguas profundas del Golfo de México y Medio Oriente ilustran cómo estos desarrollos están

ayudando a los científicos e ingenieros de campos petroleros a adquirir más conocimientos sobre la conectividad de los yacimientos y la distribución de gases, líquidos y sólidos en los fluidos conteni-dos en éstos.

Fluidos de yacimientos: Un panorama complejoUna probeta de petróleo en un banco de laborato-rio o una escotilla abierta en un tanque de alma-cenamiento presenta una vista engañosamente simple de los fluidos del subsuelo, según la cual un yacimiento entero consiste solamente en petróleo negro y gas.6 Podría parecer que los gra-dientes de las propiedades de los fluidos, cuando

1. Yen TF y Chilingarian GV (eds): Asphaltenes and Asphalts, 2. Ámsterdam: Elsevier Science BV, Developments in Petroleum Science, 40B, 2000.

2. Kabir CS y Jamaluddin AKM: “Asphaltene Characterization and Mitigation in South Kuwait’s Marrat Reservoir,” artículo SPE 80285, presentado en el Seminario y Conferencia del Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 20 al 23 de febrero de 1999.

3. Allan D y Davis PE: “Revisión de las operaciones de refinación,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 16–23.

4. Elshahawi H, Mullins OC, Hows M, Colacelli S, Flannery M, Zuo J y Dong C: “Reservoir Fluid Analysis as a Proxy for Connectivity in Deepwater Reservoirs,” Petrophysics 51, no. 2 (Abril de 2010): 75–88.

N

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. OpenerORSPG 13-AFTN Opener

5. Esta clasificación se conoce normalmente como análisis SARA; saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Para obtener más información, consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.

6. El petróleo negro es utilizado en el modelado de yacimientos para describir el petróleo en sitio. El modelo convencional de petróleo negro utiliza tres componentes: agua, petróleo y gas. Para obtener más información sobre el modelado del petróleo negro, consulte: Huan G: “The Black Oil Model for a Heavy Oil Reservoir,” artículo SPE 14853, preparado para la Reunión Internacional sobre Ingeniería Petrolera de la SPE, Beijing, 17 al 20 de marzo de 1986.

16 Oilfield Review

están presentes debido a las condiciones de yaci-miento, afectan solamente la RGP. Sin embargo, esta visión es imprecisa porque en las condicio-nes de yacimiento reales, los gradientes composi-cionales pueden existir no sólo para la RGP, sino también para los asfaltenos y los componentes individuales del petróleo (arriba).7

Los asfaltenos presentes en el petróleo cons-tituyen un área central de estudio para los inge-nieros y científicos desde hace varias décadas. Gran parte de la información relacionada con los asfaltenos parece compleja y no concluyente, y el interés asociado con estos compuestos ha adop-tado diversas dimensiones a través del tiempo. En los primeros años de la industria, la investiga-ción del sector petrolero de refinación y trans-porte se centró en la optimización de los usos de

leza de los grupos químicos unidos en forma cova-lente versus los grupos asociados en agregados no covalentes.9 La amplia gama de pesos molecula-res obtenidos en ese momento —oscilantes entre 1 700 y 500 000 g/mol— se debió a los tamaños variables de los agregados. En la última década, la investigación de los asfaltenos abarcó múltiples ramas de la ciencia química analítica para generar una idea mucho más clara de las propiedades de los asfaltenos y de cómo las moléculas individuales de asfaltenos se asocian para formar partículas más grandes (próxima página, arriba).10

Análisis de fluidos de fondo de pozoEl análisis de los fluidos de fondo de pozo ayuda a los científicos e ingenieros a examinar los fluidos de yacimiento en su ambiente original. El concepto

7. Mullins OC: The Physics of Reservoir Fluids. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger, 2008.

Zuo JY, Freed D, Mullins OC, Zhang D y Gisolf A: “Interpretation of DFA Color Gradients in Oil Columns Using the Flory-Huggins Solubility Model,” artículo SPE 130305, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SP, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

8. Mullins, referencia 7. Edgeworth R, Dalton BJ y Parnell T: “The Pitch Drop

Experiment,” European Journal of Physics 5, no. 4 (Octubre de 1984): 198–200.

9. Dickie JP y Yen TF: “Macrostructures of the Asphaltic Fractions by Various Instrumental Methods,” Analytical Chemistry 39, no. 14 (Diciembre de 1967): 1847–1852.

10. Mullins OC: “The Modified Yen Model,” Energy & Fuels 24 (Enero de 2010): 2179–2207.

11. Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 40–57.

> Viscosidad de los asfaltenos. En 1927, los investigadores de la Universidad de Queensland, en Australia, calentaron una muestra de brea, o asfalto, y la colocaron en un embudo al que luego sellaron (inserto). El asfalto se dejó asentar durante tres años a temperatura ambiente y posteriormente los investigadores procedieron a cortar el pico del embudo. Desde esa fecha, el asfalto comenzó a gotear, a un promedio de una gota cada nueve o diez años. En el año 2002, empezó a formarse la novena gota. Si bien la viscosidad de los petróleos pesados es casi tan alta como la del asfalto, ésta se incrementa abruptamente con el incremento del contenido de asfaltenos. Los datos sobre los asfaltenos y el petróleo desasfaltado provenientes de diversos crudos muestran un rápido incremento de la viscosidad con el incremento del contenido de asfaltenos en el hexano que abarca seis órdenes de magnitud en la viscosidad. Estos datos son representados mediante un modelo de viscosidad de Pal-Rhodes. (Fotografía, cortesía de JS Mainstone, Universidad de Queensland).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 2ORSPG 13-AFTN 2

Asfaltenos en el hexano, % en peso

Visc

osid

ad, P

a.s

a 60

°C

0 10101

102

103

104

105

106

107

108

109

20 30 40 50

Asfaltenos, petróleosdesasfaltadosModelo de viscosidad de Pal-Rhodes

> Gradientes de yacimiento. Las mediciones obtenidas en un petróleo condensado de un yacimiento de Noruega muestran que la presión y la temperatura de formación en la zona del contacto gas-petróleo se pueden describir con una ecuación de estado (EOS); la línea correspondiente al punto de burbujeo que divide el líquido de la región bifásica. Los datos de composición relacionados con los fluidos de yacimiento de este campo muestran gradientes grandes. Los gradientes de composición del yacimiento dependen de las condiciones de los fluidos, y a medida que la temperatura y la presión del yacimiento se aproximan a la línea correspondiente al punto de burbujeo y al punto crítico, se desarrollan gradientes de composición grandes.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 1ORSPG 13-AFTN 1

Pres

ión,

bar

es

Temperatura, °K

Incremento de los gradientes de composición

Líquido VaporRegión bifásica

700600500400300200100

100

200

300

400

500

0800 900

Condiciones de formaciónPunto crítico

Punto de burbujeoPunto de rocío

los derivados del asfalto provenientes de las ope-raciones de refinación. En la segunda mitad del siglo veinte, cuando los refinadores comenzaron a procurar la maximización de la producción de combustibles para el transporte, ese foco se des-plazó hacia la conversión eficiente de las fraccio-nes pesadas y de su componente asfalténico. En el sector de exploración y producción, el foco en los asfaltenos casi siempre estuvo centrado en la miti-gación y la prevención de sus impactos negativos, impactos que incluyen, entre otros, el tapona-miento de las formaciones debido a la precipita-ción y los efectos de la alta viscosidad durante la producción y el transporte (derecha).8 No obstante, la nueva ciencia desarrollada en la última década ha demostrado que los gradientes de asfaltenos del yacimiento pueden proporcionar conocimien-tos valiosos sobre la estructura de este último.

Los asfaltenos presentes en los fluidos de yaci-miento son una mezcla molecular compleja de par-tículas suspendidas coloidalmente en el petróleo, que no poseen una identidad química única. Generalmente, son definidos como una clase de solubilidad; es decir, como aquellas moléculas insolubles en n-heptano pero solubles en tolueno. Las moléculas de asfaltenos son típicamente ani-llos aromáticos condensados que pueden conte-ner heteroátomos, tales como nitrógeno y azufre, y también metales, tales como níquel y vanadio. Casi todas las propiedades químicas de los asfal-tenos han sido tema de intenso debate, con excepción de su composición elemental. Una de las primeras controversias se centró en la natura-

Volumen 24, no.4 17

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 4ORSPG 13-AFTN 4

Sample modules

InSitu Fluid Analyzer system

LFA live fluidanalyzer system

Pump

Pump

Formation probe

del análisis DFA ha evolucionado y ha pasado de ser una técnica para la identificación de fluidos mediante la adquisición de muestras en agujero

descubierto a una forma de análisis de los fluidos de yacimiento y sus variaciones espaciales en condiciones de formación en tiempo real. El con-

cepto es simple: luego de la perforación, se baja al pozo un módulo cilíndrico de muestreo y análi-sis operado con cable y se recolectan los fluidos de la formación. Esta herramienta, el probador modular de la dinámica de la formación MDT, contiene una probeta para el muestreo de los flui-dos de yacimiento y un arreglo de sensores para el análisis de los fluidos muestreados en tiempo real (abajo). Una herramienta MDT configurada para el análisis DFA puede proveer una larga lista de datos de yacimiento, que abarcan desde pro-piedades generales, tales como RGP y presión y temperatura en profundidad, hasta atributos específicos, tales como densidad, composición y contaminación de muestras miscibles con fluidos de perforación no acuosos.11 Además de determi-nar la RGP y otras propiedades, la herramienta MDT utiliza la técnica de espectroscopía para medir la densidad óptica —esencialmente el color del petróleo— que es directamente proporcional a

> Propiedades de los asfaltenos. Durante la última década, los avances de la ciencia analítica permitieron el surgimiento de una imagen más consistente de la estructura de los asfaltenos. Las estimaciones relacionadas con el peso molecular medio de los asfaltenos se redujeron en varios órdenes de magnitud y ahora corresponden a un valor de alrededor de 750 g/mol; el rango es significativamente más estrecho. De un modo similar, ahora los científicos saben que el número medio de ciclos condensados por hidrocarburo poliaromático asfalténico (PAH) es aproximadamente siete, con un predominio de un PAH por molécula. Además, el número de apilamientos de PAH en un nanoagregado de asfaltenos, desconocido hace una década, es uno. Todos estos desarrollos han permitido a los investigadores establecer modelos físicos consistentes sobre las moléculas de asfaltenos y demostrar cómo éstos se asocian entre sí en los fluidos de yacimientos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 3ORSPG 13-AFTN 3

Propiedad

Peso molecular medio de los asfaltenos

Número de PAHs por asfalteno

Número de ciclos condensados por PAH de asfalteno

Número de apilamientos de PAH en un nanoagregado

1 a 20

2 a 20

Desconocido 1

7 (promedio)

Predominio de 1

750 g/mol103 a 106 g/mol

Valores reportados, 1998 Valores reportados, 2009

> Probador modular de la dinámica de la formación. La herramienta MDT (arriba) contiene un arreglo complejo de instrumentos para el muestreo y el análisis de fluidos de fondo de pozo. En una configuración típica (derecha), los componentes de la herramienta MDT incluyen una sección para el almacenamiento de muestras, además de un sistema InSitu Fluid Analyzer y un sistema analizador de fluidos vivos LFA para el análisis de fluidos de fondo de pozo en tiempo real. Los fluidos de yacimiento ingresan en la probeta de la herramienta y son bombeados en dos direcciones: hacia arriba, en dirección hacia el sistema InSitu Fluid Analyzer y hacia abajo, en dirección hacia el módulo LFA. La herramienta InSitu Fluid Analyzer contiene dos espectrómetros y un detector de fluorescencia para el análisis de hidrocarburos, CO2, pH y el color de los fluidos; además, contiene instrumentos para medir la densidad, la resistividad, la presión y la temperatura. El fluido de yacimiento de la probeta de muestreo que se bombea hacia abajo pasa a través del módulo LFA. Este dispositivo emplea un espectrómetro de absorción para cuantificar y monitorear la cantidad de fluidos de yacimiento y de la perforación presentes. Un refractómetro de medición de gases (no mostrado aquí) de la herramienta diferencia el gas de los líquidos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 4ORSPG 13-AFTN 4

Módulos de muestras

Sistema InSitu Fluid Analyzer

Sistema analizador de fluidos vivos LFA

Probeta guiada

Bomba 2

Bomba 1

Sample modules

InSitu Fluid Analyzer system

LFA live fluidanalyzer system

Pump

Pump

Formation probe

18 Oilfield Review

la concentración de asfaltenos.12 Las variaciones de las propiedades de los fluidos interpretadas a partir de las mediciones DFA, obtenidas en diver-sas estaciones de profundidad de un pozo, a veces pueden indicar la presencia de barreras cercanas que actúan como sello (arriba).13

La identificación de los compartimentos de un yacimiento no plantea tantos desafíos como la evaluación de la conectividad del drenaje de petróleo existente en esos compartimentos, espe-cialmente antes de la producción. Es probable que los estudios de presión estática no descubran las barreras de sello difíciles de detectar antes de que comience la producción porque el equilibrio

de presión y el equilibrio composicional se alcan-zan en diferentes escalas de tiempo. El equilibrio composicional se alcanza lentamente, y la dife-rencia entre el tiempo requerido para alcanzar el equilibrio de presión y el necesario para alcanzar el equilibrio composicional para la fracción más pesada de crudo puede ser de varios órdenes de magnitud (abajo, a la derecha).14 Para lograr el equilibrio composicional, se requiere la migración masiva de fluidos en el yacimiento, y para que esto ocurra, debe existir una buena conectividad en el yacimiento. Por el contrario, el equilibrio de presión puede alcanzarse con una transferencia de masa muy pequeña, lo que puede producirse a través de sellos con pérdidas. En consecuencia, el equilibrio de presión es una condición necesa-ria pero insuficiente para establecer la conectivi-dad en el yacimiento.

La presencia de gradientes de concentración de asfaltenos casi equilibrados entre dos zonas es indicativa de la existencia de conectividad. No obstante, para poder implementar ese con-cepto en forma práctica, es necesario tener un modelo para los asfaltenos que dé cuenta de sus características termodinámicas y de la manera en que se asocian entre sí en las profundidades del yacimiento.

Modelado de los asfaltenosDesde el año 2000, los avances producidos en los instrumentos y la ciencia analítica han permitido el surgimiento de una imagen mucho más clara de la estructura de los asfaltenos. Dichos avances estre-charon la brecha del conocimiento de sus propie-dades y condujeron a una descripción más refinada de la ciencia de los asfaltenos, plasmada en el modelo modificado de Yen.15 Posteriormente, este modelo pasó a denominarse modelo de Yen-Mullins.16 El modelo representa los asfaltenos presentes en el petróleo crudo de tres formas diferentes e indepen-

12. La densidad óptica, medida mediante espectroscopía MDT, se calcula sobre la base del grado de absorción de la porción visible y de la porción cercana al infrarrojo de la banda de frecuencia; a partir de longitudes de onda de aproximadamente 400 a 2 000 nm. Los componentes de los fluidos de yacimientos, tales como los asfaltenos, poseen absorciones características en este rango que reflejan sus estructuras moleculares. La densidad óptica proporciona un valor numérico adimensional a las características cromáticas de estos fluidos. Para obtener mayor información sobre las aplicaciones de la densidad óptica de fondo del pozo, consulte: Creek et al, referencia 11.

13. Mullins OC, Andrews AB, Pomerantz AE, Dong C, Zuo JY, Pfeiffer T, Latifzai AS, Elshahawi H, Barré L y Larter S: “Impact of Asphaltene Nanoscience on Understanding Oilfield Reservoirs,” artículo SPE 146649, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

14. Pfeiffer T, Reza Z, Schechter DS, McCain WD y Mullins OC: “Determination of Fluid Composition Equilibrium Under Consideration of Asphaltenes—A Substantially

dientes: como moléculas de asfaltenos, como nanoagregados de moléculas de asfaltenos indivi-duales y como grupos de nanoagregados (próxima página, arriba). El número de métodos analíticos empleados en la última década para resolver los parámetros de peso molecular, tamaño y agregado de este modelo es significativo e incluye la despola-rización de fluorescencia resuelta en el tiempo y la espectrometría de masas por rayos láser para la determinación del peso molecular y el tamaño de los agregados. Para la mayoría de los parámetros del modelo, tales como el peso molecular de los asfalte-nos, los científicos deben aplicar diversas técnicas a fin de reducir la incertidumbre.

La molécula de asfalteno se encuentra en el primer nivel del modelo de Yen-Mullins. La molé-cula de asfalteno típica consta de varios anillos aromáticos condensados con sustituyentes alcano periféricos, y a menudo con heteroátomos disper-sos de azufre y nitrógeno. Esta molécula posee un peso molecular medio de 750 g/mol y la mayor parte de la población oscila entre 500 y 1 000 g/mol con una longitud de aproximadamente 1,5 nm. En esta jerarquía del modelo, el nanoagregado de asfalteno es la estructura siguiente en términos de tamaño. Estas partículas representan un agregado de apro-ximadamente seis moléculas asfalténicas en un apilamiento unitario desordenado de unos 2 nm de tamaño. Los asfaltenos de los nanoagregados se encuentran fuertemente ligados, y los alcanos exte-

Superior Way to Assess Reservoir Connectivity than Formation Pressure Surveys,” artículo SPE 145609, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

15. Mullins, referencia 10. Mullins et al, referencia 13.16. Sabbah H, Morrow AL, Pomerantz AE y Zare RN:

“Evidence for Island Structures as the Dominant Architecture of Asphaltenes,” Energy & Fuels 25, no. 4 (2011): 1597–1604.

17. Mullins OC, Zuo JY, Dong C, Andrews AB, Elshahawi H, Pfeiffer T, Cribbs ME y Pomerantz AE: “Downhole Fluid Analysis and Asphaltene Nanoscience for Reservoir Evaluation Measurement,” Transcripciones del 53er Simposio de Adquisición de Registros de la SPWLA, Cartagena, Colombia, 16 al 20 de junio de 2012, artículo CCC.

18. Zuo JY, Elshahawi H, Mullins OC, Dong C, Zhang D, Jia N y Zhao H: “Asphaltene Gradients and Tar Mat Formation in Reservoirs Under Active Gas Charging,” Fluid Phase Equilibria 315 (15 de febrero de 2012): 91–98.

> Equilibro de los yacimientos. El modelado de yacimientos proporciona conocimientos acerca del tiempo requerido para alcanzar la condición de equilibrio. El modelado de un yacimiento inclinado en mantos con una zona de baja permeabilidad en el centro muestra que el equilibrio composicional de los fluidos —medido por la densidad, el metano o la fracción pesada— es entre siete y ocho órdenes de magnitud más lento que el equilibrio de presión correspondiente.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 6ORSPG 13-AFTN 6

Tiem

po p

ara

alca

nzar

el e

quili

brio

, año

s

Petróleonegro

Petróleovolátil

Condensado Gas0

1

101

102

103

104

105

106

107

108

109

PresiónDensidad del fluido

Metano

Fracción pesada

> Barreras que actúan como sello. La utilización del análisis DFA para revelar la presencia de inversiones de la densidad del fluido a veces puede ayudar a identificar la presencia de barreras que actúan como sello en un yacimiento. Los datos RGP correspondientes a dos zonas de profundidad en una columna de petróleo ilustran este concepto. Mediante la utilización de la RGP como sustituto para la densidad en esta columna, los científicos encontraron un fluido de alta densidad y baja RGP, en el punto A (izquierda), por encima de un fluido de baja densidad y alta RGP, en el punto B (derecha). Este resultado indica la posible presencia de una barrera que actúa como sello entre las dos zonas.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 5ORSPG 13-AFTN 5

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

RGP, pie3/bbl

Posible barrera queactúa como sello

A

B

X 800

X 700

1 000 2 000 3 000 4 000 5 000

X 600

X 500

X 400

X 300

X 200

Volumen 24, no.4 19

riores de la partícula de nanoagregado se proyec-tan hacia fuera. La partícula más grande del modelo de Yen-Mullins es el cluster, que representa un grupo de aproximadamente ocho nanoagregados. Los clusters, que se encuentran débilmente liga-dos, poseen unos 5 nm de diámetro.

Si bien todas las formas contempladas en el modelo de Yen-Mullins pueden tener lugar en cualquier columna de petróleo, la forma especí-fica depende en gran medida de la concentración

de asfaltenos. En los pozos que producen petróleos volátiles y condensados con una alta RGP, la con-centración de asfaltenos será inferior a 0,5% en peso y las partículas asfalténicas tendrán un tamaño que oscila entre 1 y 1,5 nm. Con concentra-ciones de asfaltenos más altas, tales como las columnas de petróleo negro con valores de RGP moderados, la concentración de asfaltenos general-mente será inferior a 5% en peso, y las partículas de asfaltenos tendrán principalmente nanoagregados de 2 nm. En concentraciones de asfaltenos aún más altas, como las observadas en los petróleos pesados móviles que poseen una baja RGP, los niveles de asfaltenos oscilarán entre 5 y 35% en peso, con gru-pos de 5 nm como partícula asfalténica primaria.

Los mantos de alquitrán pueden estar presen-tes en formaciones con niveles significativos de petróleo pesado móvil y son áreas de asfaltenos casi inmóviles que se encuentran generalmente en la base de una columna de petróleo, cerca del contacto agua-petróleo. Existen dos formas predo-minantes de mantos de alquitrán.17 Uno de los tipos tiene lugar en la base de una columna de petróleo pesado móvil como resultado de la extensión aparentemente continua de un gradiente grande

de concentración de asfaltenos y viscosidad. El otro tipo de manto tiene lugar en la base de una columna de petróleo más liviano y es discon-tinuo en la concentración de asfaltenos.

El primer tipo de manto de alquitrán es el resul-tado de una desestabilización sutil de los asfaltenos en el tope de la columna de petróleo seguida por el transporte de los asfaltenos hasta la base de la columna de petróleo para formar un manto. El segundo tipo de manto de alquitrán puede for-marse cuando existe una carga de gas significativa en el tope de un yacimiento que contiene petróleo negro. A medida que el gas se difunde en forma descendente por la columna, la RGP se incre-menta y hace que las moléculas de asfaltenos y los nanoagregados formen grupos. Estos grupos des-cienden por delante del frente de gas difusivo, que con el tiempo baja por la columna. Cuando el frente de gas alcanza la base de la columna, los asfaltenos son expulsados del petróleo para formar el manto de alquitrán (abajo).18

El modelado correcto de los asfaltenos requiere un enfoque dual. El modelo de Yen-Mullins provee la solución para el primer desafío; un marco válido para las partículas asfalténicas que se for-

> El modelo de Yen-Mullins de la nanociencia de los asfaltenos. En concentraciones bajas —típicas de los condensados y los petróleos volátiles— se considera que los asfaltenos existen como una solución de moléculas que miden aproximadamente 1,5 nm (izquierda). En concentraciones más altas —como las de los petróleos negros— los asfaltenos se dispersan como nanoagregados de 2 nm (centro). Y en concentraciones aún más elevadas, como las observadas en los petróleos pesados móviles, los asfaltenos se dispersan como grupos (clusters) de 5 nm (derecha).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 7ORSPG 13-AFTN 7

Molécula Nanoagregado Grupo (cluster)

~1.5 nm ~2 nm ~5 nm

N

> Formación de horizontes espesos o mantos de alquitrán. Uno de los mecanismos de formación de mantos de alquitrán (extremo inferior) prevé una columna de petróleo negro estable (A) en la que el metano biogénico se desplaza por debajo de un sello superior (B). A medida que el metano se difunde lentamente por la columna de petróleo, se forman gradientes grandes de RGP y asfaltenos (C). Estos gradientes pueden volverse suficientemente grandes como para que en la base de la columna se forme un manto de alquitrán denso, rico en contenido de asfaltenos (D). Una sección delgada de un manto de alquitrán formado en la base de una columna con una alta RGP muestra la presencia de alquitrán sobre los granos de una arenisca cementada (extremo superior).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 8ORSPG 13-AFTN 8

Acuífero Acuífero

Columna de petróleonegro

Carga de metano echado (buzamiento) arriba

A B Sello

Alquitrán

Acuífero Acuífero

C DDifusión de metano echado abajo Horizonte

espeso de alquitrán

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 8ORSPG 13-AFTN 8

Acuífero Acuífero

Columna de petróleonegro

Carga de metano echado (buzamiento) arriba

A B Sello

Alquitrán

Acuífero Acuífero

C DDifusión de metano echado abajo Horizonte

espeso de alquitrán

20 Oilfield Review

man en una columna de petróleo, junto con las estimaciones del tamaño de las partículas y el volumen molar. La segunda parte del problema consiste en describir matemáticamente los gra-dientes de concentración de asfaltenos para los diversos estados físicos del asfalteno como lo prevé el modelo de Yen-Mullins.

En los sistemas termodinámicos, una variable de estado es un parámetro, tal como tempera-tura, presión o volumen, que depende del estado del sistema pero no del camino utilizado para llegar a ese estado. La relación matemática que vincula las variables de estado se denomina ecua-ción de estado (EOS). En 1834, el ingeniero y físico francés Benoit Paul Émile Clapeyron desarrolló la ley de los gases ideales, una EOS que relaciona la presión, el volumen y la temperatura. La ley de los gases ideales es una ecuación de primer orden que ignora los volúmenes y las fuerzas moleculares y sólo es precisa para los gases que exhiben interac-ciones débiles en condiciones moderadas. En 1873, van der Waals desarrolló una EOS cúbica que aborda el comportamiento de los gases y líquidos mediante la consideración de las fuerzas molecula-res y el tamaño de las moléculas. Desde ese enton-ces, se han desarrollado numerosas variantes de la EOS cúbica clásica y estas ecuaciones han sido utilizadas a lo largo de varias décadas para modelar el comportamiento de los fluidos en las columnas de petróleo. No obstante, la utilización de estas ecuaciones para el modelado del petróleo negro en yacimientos que contienen niveles significativos de asfaltenos no es satisfactoria. Dado que los asfalte-nos carecen de una fase gaseosa o de un punto

crítico, deben ser tratados empíricamente y como un seudocomponente. Si bien este enfoque es adecuado para modelar el equilibrio líqui-do-gas de una mezcla de hidrocarburos y deter-minar parámetros tales como la RGP, resulta inadecuado para el modelado de partículas mole-culares y partículas suspendidas coloidalmente, tales como los asfaltenos, los nanoagregados de asfaltenos y los grupos de nanoagregados.

La necesidad de modelar el comportamiento en solución de las mezclas que contienen solven-tes y moléculas grandes, tales como los asfaltenos, existe desde hace muchas décadas. Gran parte de la actividad de investigación llevada a cabo en la década de 1940 se centró en la termodinámica y el comportamiento en solución de los compuestos poliméricos y dio origen a la teoría de Flory-Huggins.19 Más recientemente, el enfoque de Flory-Huggins ha sido utilizado para examinar la inestabilidad de los asfaltenos.20 Luego de reco-nocer la necesidad de contar con un enfoque basado en los primeros principios para describir los gradientes de concentración de asfaltenos en las columnas de petróleo, los científicos desarro-llaron la EOS de Flory-Huggins-Zuo para ese fin.21 Esta ecuación incorpora un término relacionado con el efecto gravitacional para los asfaltenos, uti-lizando su tamaño conocido. El término corres-pondiente al efecto gravitacional es esencial para el modelado de los gradientes de asfaltenos. La ecuación fue desarrollada comenzando con la energía libre de una mezcla de asfaltenos y sol-ventes como una función de las energías libres asociadas con el efecto gravitacional, la solubili-

dad y la entropía de la mezcla. En condiciones de equilibrio, la derivada de la suma de la energía libre es igual a cero y la solución de las ecuaciones dife-renciales en derivadas parciales resultantes arroja la EOS de Flory-Huggins-Zuo. En su forma original, esta ecuación expresa el gradiente de concentra-ción de asfaltenos como una fracción volumétrica de los asfaltenos en diversas profundidades de la columna de petróleo. Dado que el color del petróleo es directamente proporcional a la concentración de asfaltenos, la relación de volumen generalmente se sustituye por la relación de densidad óptica para una medición más práctica. La ecuación resultante provee la concentración de asfaltenos en términos de densidad óptica y es una función exponencial de diversos parámetros (arriba).22

El primer término de la EOS de Flory-Huggins-Zuo da cuenta del efecto gravitacional y es el término más significativo para los asfaltenos de una columna de petróleo para petróleos con una baja RGP (próxima página, arriba a la derecha). Los efectos gavitacionales hacen que los asfaltenos se acumulen en la base de una columna, aunque la energía térmica contrarresta en cierta medida al efecto gravitacional. Este primer término expresa los efectos gravitacionales como la flotabilidad de un objeto en un líquido, dividida por una función de la temperatura; el efecto térmico. Para las formas físicas grandes de asfaltenos, tales como los grupos presentes en los petróleos pesados, el término correspondiente al efecto gravitacional es significativo y genera altas concentraciones de asfaltenos cerca de la base de la columna de petróleo.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 9ORSPG 13-AFTN 9

OD hi( ( Densidad óptica en la profundidad hi φa hi( ( Concentración de asfaltenos en la profundidad hi

va Volumen molar de los asfaltenos

v Volumen molar de la fase petróleo

g Constante gravitacional

∆ρ Diferencia de densidad entre los asfaltenos y la fase petróleo

T Temperatura

R Constante de gases ideales

δa Parámetro de solubilidad de los asfaltenos

δ Parámetro de solubilidad de la fase petróleo

Colordel fluido ƒ Término

gravitacional Término

de entropía Término desolubilidad= +

RTRTexp==

h2 h1

h1h2

vva va va

v – –+φaOD ∆ρ – gva

δ δ2 2

a – δ δa ––( ( ( (φaOD

( ( ( ( ( (( ( ( (h2 h2 h2

h1 h1

h1

> Ecuación de estado (EOS) para los asfaltenos. La EOS de Flory-Huggins-Zuo (extremo superior) predice los gradientes de asfaltenos en una columna de petróleo. La densidad óptica en dos profundidades es prevista como una función exponencial de tres términos: efecto gravitacional, entropía y solubilidad. El término para el efecto gravitacional depende principalmente del tamaño de las partículas de asfaltenos y de la profundidad. El término para la entropía es una medida de la aleatoriedad molecular y depende de los volúmenes molares. El último término de esta ecuación —la solubilidad— depende de la RGP, la densidad y la composición.

Volumen 24, no.4 21

Los dos términos restantes de la nueva EOS para los asfaltenos son similares a los términos de Flory-Huggins originales para la entropía y la solubilidad. La entropía se expresa en términos de las relaciones de los volúmenes molares de los asfaltenos y el solvente en dos profundidades. El efecto de la entropía tiende a aleatorizar la distribución de los asfaltenos y contrarrestar los gradientes, pero por lo general no es grande para los asfaltenos presentes en los petróleos crudos. El otro factor de la EOS de Flory-Huggins-Zuo, que en esencia corresponde al trabajo original de Flory-Huggins, es el término correspondiente a la solubilidad. Para los gradientes de asfaltenos, este término se expresa en los parámetros de solubilidad que son calculados a partir de la RGP o de las densidades másicas. Este término da cuenta de los cambios producidos en la solubili-dad de los asfaltenos en la fase líquida y es impor-tante para el petróleo con una alta RGP que produce un líquido de baja densidad, rico en alca-nos parafínicos que reducen la solubilidad de los asfaltenos. No obstante, para los petróleos con una baja RGP, el término correspondiente a la solubilidad no suele ser significativo.

El resultado final de esta nueva ecuación de estado para los asfaltenos es la predicción de las concentraciones de asfaltenos, directamente proporcionales al color del fluido, a cualquier profundidad de la columna de fluido. Casi todos los parámetros pueden ser medidos o estimados a partir de los resultados del análisis de fluidos de fondo de pozo del petróleo a granel en diversas estaciones de profundidad. Aquellos parámetros que no se miden directamente —tales como los parámetros de solubilidad— pueden obtenerse a partir de correlaciones de propiedades conocidas.

El único parámetro ajustable de la EOS de Flory-Huggins-Zuo es el volumen molar de los asfaltenos, que se relaciona con el tamaño de las partículas.

El tamaño de las partículas no puede ser determi-nado directamente sobre la base de los datos de fondo de pozo, pero existen otras maneras de hallarlo. El primer método consiste en ajustar el tamaño desconocido de las partículas de asfaltenos para que se correlacione con los datos referidos al color del fluido de fondo de pozo, derivados de mediciones obtenidas a diferentes profundidades. Luego, este tamaño se verifica en función de los tipos de partículas del modelo de Yen-Mullins para asegurarse de que se encuentra dentro de los lími-tes descriptos por el modelo. El segundo método consiste en asumir que las fracciones pesadas de la columna de petróleo corresponden a moléculas de asfaltenos, nanoagregados o grupos. En este caso, el tamaño asumido se utiliza para predecir los gradientes de asfaltenos de fondo de pozo de la columna de petróleo, lo cual puede verificarse en función de los datos reales. Si existe consis-tencia, los datos pueden ser utilizados para eva-luar la conectividad y otras propiedades de los yacimientos. El análisis de los datos no siempre sugiere un único tipo de partícula de asfalteno porque puede haber múltiples tipos de partículas involucrados (abajo).

19. Flory PJ: “Thermodynamics of High Polymer Solutions,” Journal of Chemical Physics 10, no. 1 (Enero de 1942): 51–61.

Huggins ML: “Thermodynamic Properties of Solutions of Long-Chain Compounds,” Annals of the New York Academy of Sciences 43, no. 1 (Marzo de 1942): 1–32.

20. Buckley JS, Wang J y Creek JL: “Solubility of the Least Soluble Asphaltenes,” en Mullins OC, Sheu EY, Hammami A y Marshall AG (eds): Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics, Nueva York: Springer Science+Business Media (2007): 401–438.

21. Zuo JY, Mullins OC, Freed D, Elshahawi H, Dong C y Seifert DJ: “Advances in the Flory-Huggins-Zuo Equation of State for Asphaltene Gradients and Formation Evaluation,” Energy & Fuels (en prensa).

22. Freed DE, Mullins OC y Zuo JY: “Theoretical Treatment of Asphaltene Gradients in the Presence of RGP Gradients,” Energy & Fuels 24, no. 7 (15 de julio de 2010): 3942–3949.

Zuo et al, referencia 21.

> Efectos gravitacionales. El efecto gravitacional depende de la forma física del asfalteno que predomina en el pozo. Para una columna de petróleo de 100 m [328 pies] que contiene mayormente grupos de asfaltenos (negro), los efectos gravitacionales son considerables, como lo demuestra el incremento significativo del contenido de asfaltenos con la profundidad. Los nanoagregados de tamaño intermedio (azul) muestran un cambio mucho más gradual, en tanto que las moléculas de asfaltenos (rojo) muestran sólo un cambio pequeño desde el tope hasta la base de la columna.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 10ORSPG 13-AFTN 10

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0100

80

60

40

20

0 Grupos de 5,0 nmNanoagregados de 2,0 nm Moléculas de 1,5 nm

Concentración de asfaltenos a profundidadConcentración de asfaltenos a 100 m

>Múltiples tipos de partículas. Una columna de petróleo negro que estuvo sujeta a una carga tardía de gas y condensado muestra evidencias de que existe más de un tipo de partícula de asfalteno presente en ella. El análisis de los datos DFA que utiliza la EOS de Flory-Huggins-Zuo indica que los nanoagregados solos no explican el incremento de la concentración de asfaltenos —medida con el método de densidad óptica— con la profundidad (izquierda). En este ejemplo, la carga tardía de gas desestabilizó los asfaltenos, produciendo la formación de grupos; estos grupos precipitaron en dirección hacia el fondo de la columna debido al efecto gravitacional (derecha). La presencia de gradientes de viscosidad y asfaltenos grandes caracterizó esta columna de petróleo, y la producción de este pozo se desarrolló sin problemas significativos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 11ORSPG 13-AFTN 11

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

Colu

mna

de

petró

leo

Densidad óptica

Nanoagregadosy grupos

Nanoagregados

X Y00

X Z00

X X50

X Y50

X Z500 0,5 1,5 2,51,0 2,0 3,0

Modelos EOSDatos DFA

Nanoagregado Grupo

22 Oilfield Review

El análisis de fluidos de fondo de pozo, el nuevo modelo de Yen-Mullins y la EOS de Flory-Huggins-Zuo pueden utilizarse en conjunto para modelar los gradientes de asfaltenos en las columnas de petróleo reales. El primer paso es el empleo del análisis DFA para proporcionar datos experimentales sobre la concentración de asfal-tenos por medio del color del fluido, la RGP y otros parámetros físicos en diversas estaciones de profundidad de un pozo. Por consiguiente, el modelo de Yen-Mullins proporciona una imagen física de las entidades asfalténicas que pueden estar presentes y permite que el operador for-mule supuestos razonables sobre el tamaño de las partículas. Ese tamaño se utiliza luego en la EOS de Flory-Huggins-Zuo para pronosticar el gra-diente de concentración de asfaltenos del pozo. Si este gradiente se ajusta a los datos experimen-tales, puede ser utilizado para evaluar más exhaustivamente la conectividad del yacimiento. Este análisis no es un mero ejercicio de tipo ajuste de curvas. La correlación de los tamaños computados con la nueva EOS y el modelo de Yen-Mullins le asegura al operador que el sistema se encuentra en equilibrio.

La ciencia de los asfaltenos y los yacimientos complejosUn ejemplo de un campo complejo del Golfo de México ilustra cómo se utiliza la ciencia de los asfaltenos para responder preguntas prácticas. Este campo, operado por Marathon, contenía un área que producía un petróleo negro con una RGP intermedia, consistente en seis capas de arena que abarcaban 300 m [1 000 pies] de espesor y eran intersectadas por múltiples pozos.23 El desafío para el operador era desarrollar una descripción precisa de las propiedades de los fluidos de yacimiento y conocer la conectividad existente entre las diversas capas de arena. Los fluidos de yacimiento fueron analizados mediante múltiples métodos. El análi-sis DFA se empleó utilizando la herramienta MDT tanto para recolectar información en tiempo real como para obtener muestras para el análisis PVT posterior en el laboratorio. Mediante la utiliza-ción del análisis cromatográfico gaseoso de avan-zada, el operador implementó además el proceso de identificación geoquímica de crudos en las muestras recolectadas. Si bien los datos cubrie-ron múltiples pozos del área de interés, no todos los análisis fueron efectuados en todas las esta-

ciones de profundidad; el conjunto de datos más completo provino de dos pozos posicionados en una de las arenas. Estos datos y sus análisis muestran cómo las preguntas relacionadas con la conectividad pueden ser visualizadas a través de la lente de la nueva ciencia de los asfaltenos.

Previo a la utilización de los gradientes de asfaltenos para proporcionar claves acerca de la

> Propiedades de los fluidos y presión de formación en un campo del Golfo de México. Los datos DFA sobre la RGP (izquierda) y la densidad (centro), provenientes de dos pozos ubicados en la arena A, muestran una variabilidad que se encuentra dentro de las bandas de errores de medición o muy cerca de éstas; los científicos no puede extraer conclusiones definitivas acerca de la conectividad. Los datos de presión de formación (derecha) muestran una diferencia entre los dos pozos, lo que sugiere el potencial para una barrera de sello. No obstante, dado que las mediciones de presión de los dos pozos fueron obtenidas en diferentes carreras con cable, y puesto que en las carreras se utilizaron diferentes medidores de presión, la evaluación de la conectividad utilizando la presión tampoco resultó concluyente.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 12ORSPG 13-AFTN 12

1 000 1 100 1 200 X 200

Prof

undi

dad

verti

cal,

pies

RGP del fluido, pie3/bbl Densidad del petróleo en

condiciones de tanque, g/cm3 Presión de formación, lpc

X 275 X 3501 300 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,90 X 000

X 050

X 100

X 150

X 200

X 250

X 300

X 350

X 400

X 450

X 500

Pozo 5 AguaPozo 1

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 13ORSPG 13-AFTN 13

23. Dong C, Petro D, Latifzai AS, Zuo J, Pomerantz AE y Mullins OC: “Evaluation of Reservoir Connectivity from Downhole Fluid Analysis, Asphaltene Equation of State Model and Advanced Laboratory Fluid Analyses,” artículo SPE 158838, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

24. Las resinas son una clase de solubilidad similar a los asfaltenos y se tipifican por las moléculas de hidrocarburos poliaromáticos.

25. Elshahawi H, Ramaswami S, Zuo JY, Dong C, Mullins OC, Zhang D y Ruiz-Morales Y: “Advanced Reservoir Evaluation Using Downhole Fluid Analysis and Asphaltene Flory-Huggins-Zuo Equation of State,” preparado para su presentación en el 54o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 22 al 26 de junio de 2013.

26. La capacidad para absorber la luz y luego emitir rayos de luz fluorescente es característica de ciertos petróleos livianos. Al igual que la densidad óptica, la intensidad de la fluorescencia es adimensional. Para obtener mayor información, consulte: Creek et al, referencia 11.

Volumen 24, no.4 23

conectividad de una capa de arena prospectiva, los operadores a menudo utilizaban datos de muestras de petróleo a granel y presión de forma-ción en diversas profundidades para emitir jui-cios sobre la conectividad. Los datos sobre la RGP, la densidad del petróleo en condiciones de tanque y la presión de formación de los dos pozos de Marathon que abarcan unos 152 m [500 pies] de espesor en la arena A muestran diferencias que sugieren la presencia de barreras para la conectividad. En especial, los gradientes de pre-sión de ambos pozos no parecen coincidir, lo que es indicativo de la presencia de una barrera que actúa como sello. No obstante, estas diferencias pueden reflejar imprecisiones en las mediciones o diferencias en la forma en que se recolectaron los datos (página anterior). Con estos datos, a los ingenieros de Marathon les resultaba difícil determinar si la arena A se encontraba conec-tada hidráulicamente entre los pozos 1 y 5.

Además de estas propiedades de fluidos y pre-siones de formación, el operador obtuvo medicio-nes de la densidad óptica de fondo de pozo en diversas estaciones de profundidad para los dos pozos de la arena A (arriba). La concordancia con el modelo EOS de Flory-Huggins-Zuo indica

> Densidad óptica del fluido en la arena A. El operador obtuvo mediciones de la densidad óptica del fluido de yacimiento en varias estaciones de profundidad DFA para los pozos que penetraron la arena A. Estos datos, que mostraron un incremento suave con la profundidad, se ajustan a la predicción de la EOS de Flory-Huggins-Zuo, que utiliza nanoagregados de 2 nm de diámetro como estado de las partículas de asfaltenos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 13ORSPG 13-AFTN 13

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5Pr

ofun

dida

d ve

rtica

l, pi

esDensidad óptica

X 000

X 050

X 100

X 150

X 200

X 250

X 300

X 350

X 400

X 450

X 500

Pozo 5 AguaPozo 1 Modelo EOS

que los asfaltenos de los dos pozos se encuentran en equilibrio como nanoagregados de asfaltenos de 2 nm; este análisis predice la conectividad de la arena A entre los dos pozos. Dado que análisis similares efectuados en otras capas de arena de este campo no mostraron la existencia de condi-ciones de equilibrio en ciertos casos, el operador llegó a la conclusión de que no había conectivi-dad alguna entre esas arenas. Los datos reales de producción del campo confirmaron todas las pre-dicciones acerca de la conectividad entre las are-nas basadas en el análisis de asfaltenos.

La nueva ciencia de los asfaltenos también puede ser de utilidad para el análisis de petróleos más livianos e incluso condensados que básica-mente no contienen asfaltenos aunque sí resinas pesadas.24 Un pozo del Golfo de México, operado por Shell, ilustra este concepto.25 La columna de petróleo liviano de este pozo carece virtualmente de asfaltenos y exhibe una variación grande de la RGP: de 720 m3/m3 [4 000 pies3/bbl] en el tope de la columna a 463 m3/m3 [2 600 pies3/bbl] a una pro-fundidad de 134 m [440 pies] por debajo de éste.

El operador debió lidiar con tres problemas: describir la variación composicional del petróleo a granel en términos de la RGP y de otros pará-metros, identificar el gradiente de los componen-tes pesados del petróleo volátil y determinar si la zona de producción estaba conectada. Para res-ponder a estas preguntas, Shell obtuvo datos DFA en cinco estaciones de profundidad desde el tope

hasta la base de la columna de petróleo. La RGP y otras propiedades fueron analizadas utilizando una EOS cúbica tradicional en conjunto con las correlaciones establecidas. Los resultados de este trabajo se ajustaron a los datos experimenta-les para proporcionar un ajuste satisfactorio. No obstante, a los ingenieros de Shell les resultó difícil cuantificar las características ópticas del petróleo de esta columna para responder a las preguntas sobre la conectividad y el gradiente de fracciones pesadas.

En la mayoría de los petróleos crudos, las den-sidades ópticas ofrecen una buena sensibilidad para medir la concentración relativa de las frac-ciones pesadas. No obstante, para los petróleos casi incoloros, tales como este petróleo liviano de Shell, la densidad óptica no es suficientemente sensible, en especial con niveles de RGP muy altos y concentraciones de fracciones pesadas bajas. La diferencia entre los petróleos incoloros que poseen un nivel de transmisión de la luz del 100% y los petróleos casi incoloros, con un nivel de trans-misión de la luz del 99%, es difícil de discernir utili-zando la densidad óptica únicamente. No obstante, la intensidad de la fluorescencia es aplicable a este tipo de muestra y puede correlacionarse directamente con la fracción de resina pesada o de asfaltenos.26 En este caso, se utilizaron ambos métodos ópticos para proporcionar una descrip-ción cromática completa del gradiente de concen-tración de resinas con la profundidad (abajo).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 14ORSPG 13-AFTN 14

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

Intensidad de la fluorescencia

Densidad óptica

540

500

460

420

380

340

0

0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28

0,30,20,1

Densidad ópticaIntensidad de la fluorescencia

Modelo EOS

> Gradientes ópticos en una columna de petróleo liviano. Los ingenieros de Shell utilizaron la intensidad de la fluorescencia y la densidad óptica para medir la concentración de moléculas pesadas en una columna de petróleo de un pozo del Golfo de México. La aplicación de la EOS de Flory-Huggins-Zuo a estos datos DFA con un tamaño de partícula de 1 nm constituye un buen ajuste e indica que las moléculas de resinas pesadas de la columna se encuentran en equilibrio. Las características cromáticas de este petróleo liviano son similares a las observadas en trabajos previos en los que la fuente del color azul fue identificada como el perileno PAH de cinco anillos (inserto). Si las propiedades para el perileno se utilizan en la EOS para estos datos, el tamaño calculado de la resina pesada es de 0,96 nm, lo que sugiere que la fuente del color de esta columna de petróleo son las moléculas de tipo perileno.

24 Oilfield Review

Debido al tamaño pequeño de 1 nm de las partícu-las de resina, el término para el efecto gravitacio-nal en la EOS de Flory-Huggins-Zuo también es pequeño, y la expresión es dominada por el efecto de la RGP sobre el término de solubilidad. La dis-tribución del equilibrio de las moléculas de resina indica que esta columna de petróleo está conec-tada, como lo confirman los datos de producción subsiguientes. Estos resultados indican que este enfoque es válido no sólo para los petróleos negros sino también para los petróleos livianos y los con-densados ricos en gas. La extensión de esta meto-dología al petróleo pesado móvil de un campo grande de Medio Oriente completa el panorama.

La descripción de un yacimiento anticlinal de petróleo de grandes dimensiones, operado por Saudi ARAMCO, resultó desafiante para los méto-dos de modelado convencionales.27 En este campo, la columna de petróleo con una baja RGP se encuentra estratificada y se caracteriza por la presencia de petróleo negro en la cresta y petróleo pesado móvil por debajo de ésta, con un manto de

alquitrán por encima del contacto agua-petróleo en la base. Si bien la porción de petróleo negro es manejable desde el punto de vista de la produc-ción, las concentraciones de asfaltenos en el petróleo pesado móvil se incrementan abrupta-mente con la profundidad y el petróleo alcanza una viscosidad de aproximadamente 1 000 cP [1 000 mPa.s] justo por encima del manto de alquitrán. El modelado PVT convencional no da cuenta de estas observaciones del gradiente de viscosidad, y la existencia de estas zonas discretas representa desafíos importantes para el desarrollo de planes de producción. Los ingenieros de Saudi Aramco recurrieron a la ciencia de los asfaltenos para que los ayudara a comprender y modelar los gradientes composicionales de este yacimiento.

Los datos DFA y de laboratorio sobre las dife-rentes zonas de composición fueron obtenidos en ocho pozos posicionados en la circunferencia del campo (izquierda). Los datos indican que el tope y la mayor parte de la columna corresponden a petróleo negro con menos de 5% en peso de asfal-tenos y un bajo gradiente de concentración en función de la profundidad. Esto condice con un intervalo que contiene mayormente nanoagrega-dos de 2 nm de diámetro. La siguiente porción de la columna corresponde al petróleo pesado móvil con un contenido de asfaltenos que oscila entre 5 y 35% en peso. Mediante la utilización del modelo de Yen-Mullins como guía, los científicos determina-ron que el petróleo pesado móvil con esta gama de asfaltenos debería existir principalmente como grupos de 5 nm (próxima página). El manto de alquitrán con una concentración de asfaltenos de más de 35% en peso se encuentra en la base de la columna de petróleo. Las concentraciones de asfaltenos en el manto de alquitrán son irregula-res con la profundidad, lo que indica que esta zona no se encuentra equilibrada. Las secciones correspondientes al manto de alquitrán y al petró-leo pesado de este yacimiento fueron el resultado de la acumulación gravitacional de los asfaltenos en la base de la columna de petróleo, provenien-tes posiblemente de una carga tardía de gas.

La combinación de los datos DFA detallados sobre las concentraciones de asfaltenos y la vis-cosidad, sumada a la concordancia con la ciencia de los asfaltenos, es importante para describir este yacimiento complejo. Estos datos sobre la viscosidad, la conectividad y la localización del

manto de alquitrán producen un impacto signifi-cativo sobre la planeación de la producción de este campo.

La determinación de los patrones de drenaje del petróleo y la conectividad en un área especí-fica constituye un resultado importante pero es sólo el comienzo para la ciencia de los asfaltenos. Pasar del petróleo negro, caracterizado por algu-nas propiedades simples, a las columnas de petróleo y los yacimientos con composiciones detalladas es una de las partes de esa frontera; pero también existen otras direcciones posibles.

Las nuevas fronterasPocos compuestos, entre los miles que se encuen-tran en el petróleo crudo, han despertado tanto interés y tanta necesidad de prevención como los asfaltenos. En el pasado, los asfaltenos a menudo planteaban problemas operativos para los productores y dificultades para los refinado-res debido a su gran peso molecular, su alta visco-sidad, sus características de taponamiento y sus altos niveles de contaminantes moleculares. Los científicos e ingenieros, fascinados desde hace mucho tiempo por estas moléculas pesadas, han perseverado en sus esfuerzos para compren-derlos y caracterizarlos. El resultado es una nueva rama de la química de los asfaltenos, que está modificando la forma en que los científicos ven la conectividad de las columnas de petróleo dentro del mismo yacimiento. A través de la utili-zación de técnicas avanzadas de muestreo y análi-sis, tales como el análisis DFA, los científicos pueden extender estas nuevas formas de conside-rar los asfaltenos desde un pozo a los pozos adya-centes y los yacimientos. El paso siguiente consiste en extender esa visión a través de cuencas produc-tivas enteras.

La incorporación adecuada de diversos fenó-menos, tales como variaciones grandes de la RGP, gradientes de presión, gradientes de asfaltenos y la presencia de mantos de alquitrán, ayudará a

> Pruebas de análisis de fluidos de fondo de pozo. La caracterización de este yacimiento de Medio Oriente se efectúo mediante el análisis de muestras de ocho pozos de su periferia. El análisis DFA y las muestras de petróleo proporcionaron datos de utilidad acerca de las zonas de petróleo negro y de petróleo pesado móvil, en tanto que los datos relacionados con la zona de mantos de alquitrán fueron obtenidos a través del análisis de núcleos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 15ORSPG 13-AFTN 15

PozoPetróleo negroPetróleo pesadoManto de alquitránAgua

27. Seifert DJ, Zeybek M, Dong C, Zuo JY y Mullins OC: “Black Oil, Heavy Oil and Tar in One Oil Column Understood by Simple Asphaltene Nanoscience,” artículo SPE 161144, presentado en la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 11 al 14 de noviembre de 2012.

28. Zuo et al, referencia 18.29. Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw

K, Walsh D, Fjerstad PA, Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–17.

Volumen 24, no.4 25

los operadores con el desarrollo y la planeación de los campos petroleros. En la etapa actual, estos análisis son aplicables a columnas de petró-leo y yacimientos en equilibrio. La extensión de este tipo de análisis a los factores que hacen que un yacimiento esté fuera de equilibrio permite aplicar la teoría a una gama más amplia de situa-ciones, como se ha demostrado en los pozos de aguas profundas del Golfo de México.28

Además de los avances logrados en la com-prensión del equilibrio, la determinación de la conectividad y la predicción de los gradientes de columnas de petróleo, la nueva ciencia de los asfaltenos ha generado aplicaciones inesperadas y potencialmente útiles para otras áreas, tales como la recuperación mejorada de petróleo. Desde hace tiempo, los científicos e ingenieros saben que los asfaltenos poseen ciertas caracte-rísticas interfaciales que son similares a las de los surfactantes naturales. Por ejemplo, los asfal-tenos pueden alterar el balance entre las zonas de un yacimiento humedecidas con petróleo y las humedecidas con agua. Dado que las zonas de mojabilidad mixta pueden contener casi la mitad de las reservas de campo de los yacimientos gran-

des de Medio Oriente, la capacidad de los asfalte-nos para modificar la mojabilidad podría producir grandes incrementos de la recuperación.

Otra rama del trabajo realizado sobre los asfaltenos es la aplicable a la viscosidad y su pre-dicción. Los gradientes de viscosidad grandes son una consecuencia natural del gradiente de con-centración de asfaltenos. La capacidad para pre-decir los gradientes en los asfaltenos y la viscosidad para las columnas de petróleo genera una posibilidad interesante. Los simuladores avan-zados de yacimientos —tales como el simulador de yacimientos INTERSECT— ahora utilizan con-juntos de computadoras paralelas para resolver las miles de ecuaciones necesarias para modelar y pronosticar las propiedades de todo un campo.29 Estas ecuaciones simulan los balances de materia-les, energía y propiedades para secciones cúbicas pequeñas del yacimiento —denominadas celdas— como una función del tiempo y de la posición en el yacimiento. El tamaño de las celdas de estos simu-ladores se redujo con el incremento de la capaci-dad computacional, y los simuladores modernos ahora manejan celdas de tan sólo 50 m [164 pies] en los yacimientos grandes de Medio Oriente.

Los geocientíficos esperan fusionar la nueva ciencia de los asfaltenos y las predicciones de los gradientes con la simulación de yacimientos de manera de efectuar predicciones de los asfalte-nos y la viscosidad para todo el campo; tanto ver-tical como horizontalmente. Los simuladores de yacimientos nuevos no sólo modelan la composi-ción y las propiedades del campo, sino que ade-más incluyen módulos para la planeación del manejo del campo y las instalaciones. La capaci-dad para formular buenas predicciones para los gradientes de asfaltenos constituiría un paso adi-cional del proceso de optimización del desarrollo de campos petroleros.

Las posibilidades futuras para la aplicación del conocimiento fundamental de los asfaltenos son abundantes. El conocimiento más exhaustivo de los gradientes de propiedades y asfaltenos de los campos petroleros no sólo ayudará a los ope-radores a tomar mejores decisiones sobre el desa-rrollo de los campos, sino que además aportará beneficios en áreas tan diversas como conectivi-dad de los yacimientos, gradientes de viscosidad y recuperación mejorada de petróleo. —DA

> Caracterización del petróleo pesado móvil. La aplicación de la EOS de Flory-Huggins-Zuo para los asfaltenos a los datos de petróleo pesado móvil (izquierda) arroja un tamaño de 5,2 nm para el grupo, lo que confirma el tamaño previsto de 5 nm. En esta zona de petróleo pesado móvil, el término correspondiente al efecto gravitacional de la EOS es el único necesario para describir la variación en seis veces del contenido de asfaltenos en la periferia de este campo. La fotografía muestra un petróleo pesado móvil en el laboratorio.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 16ORSPG 13-AFTN 16

Prof

undi

dad

verti

cal,

pies

Asfalteno, % en peso

Petróleo pesado móvil

Manto de alquitrán

Petróleo negro

Y 100

Y 150

X 900

X 950

Y 050

X 800

X 850

X 700

X 750

Y 2000 5 10 20 30 4015 25 35 45

Y 000

Modelo EOSDatos de laboratorio

Manto dealquitrán

40 45