Los Asfaltenos y el Medio Poroso

por M. Crotti, I. Labayen y S. Illiano (Última modificación - 06 de noviembre de 2000).

Cuando se habla de Benceno o n-C20 u otro compuesto en particular se hace referencia a especies químicas bien definidas con propiedades perfectamente medibles y reproducibles. Por el contrario, los asfaltenos no son una especie química sino una familia de compuestos que presentan sólo un comportamiento global característico. Bajo el término "asfaltenos" se agrupa a los componentes que quedan como fracción insoluble luego de tratar una mezcla en determinadas condiciones (solventes, temperaturas, etc). La composición de esta fracción insoluble varía de petróleo en petróleo y la característica común, que los hace importantes en el estudio de los reservorios y en la producción de petróleo, es que suelen originar precipitados (sólidos) que dañan el medio poroso o bloquean cañerías de conducción. 

En general, desde el punto de vista de la producción de petróleo, comparten muchas características con las parafinas (ambas fracciones generan depósitos sólidos) pero las propiedades de solubilidad y respuesta a los tratamientos térmicos o bacterianos son netamente diferentes.

Aunque en otras páginas se detallarán la cuantificación, la remoción y/o el tratamiento de los asfaltenos, el objetivo de esta página es el de analizar un comportamiento muy especial de los asfaltenos en cuanto a la evaluación de los reservorios. Básicamente se analiza en detalle la respuesta a la siguiente pregunta:

¿Cómo deben medirse las propiedades básicas y especiales de los medios porosos, cuando en el reservorio existen asfaltenos precipitados?

La respuesta a esta pregunta no es trivial puesto que deben tenerse en cuenta los siguientes puntos contrapuestos:

• Si la fracción asfáltica se encuentra precipitada en el medio poroso, dejando de lado los problemas de flujo en las zonas de altos caudales (cercanías de los pozos) estos sólidos deben considerarse como parte de la matriz porosa y no del petróleo producible.
• Los perfiles convencionales y las mediciones rutinarias de laboratorio cuantifican a los asfaltenos como parte del espacio poral ocupado por hidrocarburos.  

De modo que si no se toman precauciones especiales se pueden sobrevaluar la porosidad real del sistema y la cantidad de petróleo original "in situ" (POIS).

En los casos en que se sospecha o existe evidencia cierta de la presencia de asfaltenos en el medio poroso, la correcta evaluación del reservorio sólo se obtiene con una integración adecuada de la información de coronas, de perfiles y de los fluidos de producción.

Para entender el problema, su análisis y posible solución debe tenerse en cuenta que:

1. Si los asfaltenos son inmóviles no se presentan en los fluidos de producción. Puede existir un transitorio, en los ensayos iniciales, donde los asfaltenos de las cercanías del productor se eliminan por efecto de los altos caudales. Pero luego de superado ese transitorio, la producción regular no incluye los asfaltenos que retiene el medio poroso (y que, por lo tanto, forman parte del medio poroso).
2. En las coronas los asfaltenos permanecen junto con el petróleo residual. Dado que en la corona de los horizontes petrolíferos siempre queda una cierta cantidad de petróleo residual puede asegurarse que la cantidad de asfaltenos precipitados en el reservorio que llegan al laboratorio son, por lo menos, los que acompañaban al volumen de petróleo vivo asociado al petróleo remanente en la corona. Cualquier barrido inmiscible del medio poroso elimina con mayor facilidad los hidrocarburos líquidos que los precipitados.

De esta forma, comparando las diferencias en el contenido de asfaltenos entre los extractos del medio poroso y los fluidos de producción es posible cuantificar (dentro de un rango estrecho) el volumen de asfaltenos precipitados. Este resultado permite corregir tanto el VP como el POIS a emplear en los cálculos de reservorio.

En base a lo anterior es posible establecer la siguiente secuencia de medición para estos casos:

1. Extracción y preservación de una corona.
2. Extracción de fluidos de producción en todos los niveles en que se realicen ensayos de pozo.
3. Seleccionar algunos puntos representativos de la corona y realizar extractos intensivos del petróleo del medio poroso durante las etapas de lavado, conservando los extractos orgánicos. En esta etapa debe elegirse (mediante ensayos previos) el solvente que elimine la mayor cantidad de hidrocarburos de la red poral. En general el diclorometano reúne muchas características (alta volatilidad, gran capacidad como solvente, fácil accesibilidad, etc) que lo hacen apto para esta etapa.
4. Evaporar los extractos hasta eliminar por completo el solvente de extracción. Al residuo obtenido lo llamaremos "Residuo A".
5. Someter a los petróleos de producción al mismo tratamiento. En este proceso se origina un residuo al que denominaremos "Residuo B".
6. Comparar cromatográficamente y en propiedades medias (densidad y Peso Molecular) los Residuos A y B. Si se obtienen variaciones sistemáticas entre los Residuos A y B en las zonas comparadas, se debe realizar una resolución de la mezcla para cuantificar volumétricamente la contribución de la fracción precipitada en el reservorio. 
7. Integrar los datos anteriores con la información PVT (medida o calculada) y los estudios de perfiles, para cuantificar volumétricamente la fracción hidrocarbonada no móvil. 
8. Establecer las condiciones adecuadas para evaluar la permeabilidad, presión capilar y permeabilidades relativas en condiciones representativas de la situación del reservorio.

Recomendaciones

Debe evitarse el empleo de muestras muy pequeñas que puedan originar desviaciones estadísticas, de modo que en cada nivel elegido es conveniente tomar una importante cantidad de roca y desagregarla. La muestra desagregada (sin llegar a la molienda de los granos individuales) debe cuartearse hasta llegar a una muestra representativa para los siguientes estudios. · Una fracción de 10 a 50 g (dependiendo del contenido estimado de petróleo) se coloca en cartucho de celulosa y se extrae con el solvente elegido en equipo de extracción continúa (Sohxlet). 

Como ya se mencionó, en general el Diclorometano es un muy buen solvente de la fracción asfáltica. ·

Las muestras de petróleo de producción deben homogeneizarse vigorosamente para asegurar que durante el muestreo de las diferentes alícuotas se tomen muestras representativas (no afectadas por posibles segregaciones de sólidos ocurridas con posterioridad a la toma de muestra).

Todos los extractos con diclorometano se deben evaporan en igualdad de condiciones (Ej.: Roto-evaporación a presión y temperatura prefijados).

Antes de emplear cromatografía de alta resolución, es conveniente someter a todos los residuos obtenidos en el punto anterior a una cuantificación de compuestos Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos (Metodología SARA, empleda de manera rutinaria en análisis geoquímicos). 

La cromatografía gaseosa no permite cuantificar en forma directa los asfaltenos, pues quedan retenidos en la columna, pero es muy adecuada a la hora de caracterizar las fracciones más livianas.

Las muestras de roca ya extraídas con diclorometano se deben someter a determinación de COT (Carbono Orgánico Total) para detectar posibles fracciones no extraídas (asfaltenos insolubles, materias carbonosas).

Como en todo análisis de laboratorio, siempre es recomendable la repetición de algunas muestras para verificar la reproducibiliadad del muestreo y de toda la secuencia experimental.

Cuando las diferencias entre los Residuos A y B son indudables (e indican una mayor proporción de asfaltenos en el Residuo A), deben correlacionarse estas diferencias con otras propiedades del medio poroso.

En base al comportamiento de las diferentes muestras analizadas se puede establecer no sólo la magnitud del fenómeno, sino su variación a lo largo de la columna estratigráfica. 

Si no se observan diferencias entre los Residuos A y B se obtiene un dato cualitativo fundamental. En este caso puede asegurarse que no existen hidrocarburos precipitados en las condiciones de reservorio y por lo tanto puede realizarse una medición convencional de la corona y una caracterización convencional del reservorio.

NOTAS

• Debido a la importancia que suele tener la presencia de asfaltenos precipitados en el medio poroso, cuando las coronas se extraen con este fin, el estudio de los asfaltenos debe definirse como prioritario. De este modo todos los demas estudios sobre la corona deben relegarse a las necesidades en tiempo y en disponibilidad de material hasta resolver satisfactoriamente el tema de los asfaltenos.
• Se han reportado numerosos casos de variación vertical en el contenido de asfaltenos de los petróleos¹. Este fenómeno se atribuye regularmente a la acción de la gravedad (en tiempos geológicos) sobre los productos precipitados de mayor densidad que los hidrocarburos líquidos. 
• En caso de no disponerse de coronas, puede emplearse "cutting", o testigos laterales² haciendo un "screening" de mediciones para establecer la reproducibilidad y confiabilidad del método. Adicionalmente, la medición sobre "cuttings"  suele ser de utilidad para establecer una caracterización areal del reservorio, empleando como patrón de mediciones aquellos pozos en los que se dispone de coronas.
• La mojabilidad del sistema, para el caso de rocas con precipitados orgánicos se torna una propiedad relevante, pues estos depósitos suelen originar marcadas mojabilidades al petróleo, con todas las consecuancias de este resultado sobre las estrategias de explotación.
• La posible presencia de materia carbonosa no soluble durante la etapa de lavado se debe cuantificar mediante estudios de corte delgado.

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1.- Hirschberg Avraham:  "Role of Asphaltenes in Compositional Grading of a Reservoir's Fluid Column", JPT, January 1988, P 89-94.

2.- Baskin D. K., Hwang R. J., and Purdy R. K.: "Predicting Gas, Oil, and Water Intervals in Niger Delta Reservoirs Using Gas Chromatography". AAPG Bulletin, V. 79, No. 3 (March 1995), P 337-350.