Precipitación de asfaltenos: Técnicas de predicción y control
27
Precipitación de asfaltenos: Técnicas de predicción y control Asphaltene precipitation: Prediction and Control Techniques Dina Luz Padilla Grey 1 y Katherine Elena Watt Ayola 2 Facultad de Ingeniería, Arquitectura, Arte y Diseño. Programa de Ingeniería Química. Universidad de San Buenaventura Cartagena. 1 [email protected] 2 [email protected] Resumen - Los asfaltenos son considerados como una fracción pesada del petróleo, que se hallan dispersos en el crudo, gracias a la presencia de resinas, conformando así una estructura micelar. La precipitación de estos hidrocarburos, es un fenómeno ocasionado por la inestabilidad del sistema, causada por un cambio en su equilibrio de fases; esta inestabilidad se manifiesta por las alteraciones ocurridas en la presión, temperatura y composición del crudo, ocasionando la precipitación y posterior depositación de las partículas individuales o grupos de ellas. Lo anterior, resulta ser un problema grave que puede retardar el proceso de recuperación, producción y transporte del petróleo. Dentro de las consecuencias de esta problemática se encuentra el taponamiento de pozos, facilidades de producción, líneas flujo, equipos de procesamiento del crudo y desactivación del catalizador en procesos de refinación. Este artículo se enfoca en los métodos de predicción de condiciones de precipitación de asfaltenos, además de recientes avances en el control del problema mediante técnicas químicas, mecánicas, biológicas, térmicas y nanotecnológicas, entre otras. Con base en esta información, se sugieren técnicas promisorias a la hora de la búsqueda de nuevos campos de profundización en la investigación sobre el tema de precipitación de asfaltenos. Palabras Claves: Asfaltenos, precipitación, predicción, control. Abstract - Asphaltenes are considered as a heavy fraction of crude which are dispersed in the oil, thanks to the presence of resins, thus forming a micellar structure. The precipitation of these hydrocarbons, is a phenomenon caused by the instability of the system changes in phases equilibrium, manifested by changes in pressure, temperature and composition of the crude oil, causing the precipitation and subsequent deposition of individual particles or groups of them. This is a serious problem that can slow the recovery process, production and transportation of crude oil. Among the consequences of this problem is the plugging of wells, production facilities, flow lines, oil processing equipment and catalyst deactivation when refining the oil. This article focuses on the methods of predicting asphaltene precipitation conditions, and recent advances in controlling the problem by chemical, mechanical, biological, thermal and nanotechnology, among other techniques. Based on this information, promising techniques are suggested when searching for new fields of deepening of research on the subject of asphaltenes. Keywords: Asphaltenes, precipitation, prediction, control.
Transcript of Precipitación de asfaltenos: Técnicas de predicción y control
Precipitación de asfaltenos: Técnicas de predicción y
control
Asphaltene precipitation: Prediction and Control Techniques
Dina Luz Padilla Grey1 y Katherine Elena Watt Ayola
2
Facultad de Ingeniería, Arquitectura, Arte y Diseño.
Programa de Ingeniería Química.
Universidad de San Buenaventura Cartagena. [email protected]
Resumen - Los asfaltenos son considerados como una fracción pesada del petróleo, que se hallan
dispersos en el crudo, gracias a la presencia de resinas, conformando así una estructura micelar. La
precipitación de estos hidrocarburos, es un fenómeno ocasionado por la inestabilidad del sistema, causada
por un cambio en su equilibrio de fases; esta inestabilidad se manifiesta por las alteraciones ocurridas en la
presión, temperatura y composición del crudo, ocasionando la precipitación y posterior depositación de las
partículas individuales o grupos de ellas. Lo anterior, resulta ser un problema grave que puede retardar el
proceso de recuperación, producción y transporte del petróleo. Dentro de las consecuencias de esta
problemática se encuentra el taponamiento de pozos, facilidades de producción, líneas flujo, equipos de
procesamiento del crudo y desactivación del catalizador en procesos de refinación.
Este artículo se enfoca en los métodos de predicción de condiciones de precipitación de asfaltenos, además
de recientes avances en el control del problema mediante técnicas químicas, mecánicas, biológicas,
térmicas y nanotecnológicas, entre otras. Con base en esta información, se sugieren técnicas promisorias a
la hora de la búsqueda de nuevos campos de profundización en la investigación sobre el tema de
precipitación de asfaltenos.
Palabras Claves: Asfaltenos, precipitación, predicción, control.
Abstract - Asphaltenes are considered as a heavy fraction of crude which are dispersed in the oil, thanks to
the presence of resins, thus forming a micellar structure. The precipitation of these hydrocarbons, is a
phenomenon caused by the instability of the system changes in phases equilibrium, manifested by changes
in pressure, temperature and composition of the crude oil, causing the precipitation and subsequent
deposition of individual particles or groups of them. This is a serious problem that can slow the recovery
process, production and transportation of crude oil. Among the consequences of this problem is the
plugging of wells, production facilities, flow lines, oil processing equipment and catalyst deactivation
when refining the oil.
This article focuses on the methods of predicting asphaltene precipitation conditions, and recent advances
in controlling the problem by chemical, mechanical, biological, thermal and nanotechnology, among other
techniques. Based on this information, promising techniques are suggested when searching for new fields
of deepening of research on the subject of asphaltenes.
Keywords: Asphaltenes, precipitation, prediction, control.
Contenido
1. Introducción
2. Aspectos generales de los asfaltenos
3. Precipitación de asfaltenos
4. Factores que influyen en la precipitación de asfaltenos
4.1.Temperatura
4.2.Presión
4.3.Composición del crudo
4.4.Factores eléctricos
4.5.Factores cinéticos
4.6.Factores de segregación gravitacional
4.7.Factores químicos
4.8.Otros factores
5. Problemas ocasionados por la deposición de asfaltenos
5.1.Taponamiento del yacimiento y en la vecindad del pozo
5.2.Taponamiento en la cara de formación
5.3.Taponamiento de pozo y de la tubería de producción
5.4.Taponamiento de líneas de flujo y demás equipos de superficie
5.5.Formación de emulsiones estables
6. Métodos de predicción de la precipitación de asfaltenos
6.1.Análisis SARA
6.2.Estimación matemática
6.3.Estimación experimental
6.4. Estimación termodinámica
6.5. Estimación computacional
6.5.1. APDS (Asphaltene Precipitation Deposition Software)
6.5.2. ADEPT (Development of Asphaltene Deposition Tool)
6.5.3. PC-SAFT (Perturbed Chain Statistical Association Fluid Theory)
6.5.4. MULTIFLASH GUI
7. Estrategias de control de la precipitación de asfaltenos
7.1.Cambios en el esquema de producción
7.2.Métodos de tratamiento químico
7.2.1. Solventes
7.2.2. Inhibidores
7.2.3. Dispersantes
7.2.4. Combinados
7.3.Métodos de tratamiento eléctrico
7.3.1. Campo de fuerza electroestática
7.3.2. Radiación con ondas ultrasónicas
7.3.3. Microondas
7.4.Técnicas de tratamiento mecánico
7.5.Técnicas de tratamiento térmico
7.6.Métodos de tratamiento biológico
7.7.Técnicas de tratamiento con nanopartículas
8. Conclusión
1. Introducción
Actualmente la industria del petróleo se encuentra en un periodo de auge, siendo el “oro negro” la
primordial fuente energética que mantiene en actividad la civilización actual y la materia prima más
apetecible para el comercio entre países [1]. Aunque el petróleo ha transformado el mundo al estar unido
al descubrimiento de nuevas tecnologías y al desarrollo de grandes empresas y fortunas, las guerras y
enfrentamientos ocasionados también han tenido un impacto severo en la sociedad global. Un ejemplo
claro, fue el conflicto ocurrido en la década de los 70 llamada la primera crisis del petróleo, ocasionada a
raíz de la decisión de la OPEP (Organización de países exportadores de petróleo) de no exportar más
crudo a los diversos países que apoyaron a Israel en el enfrentamiento con Siria y Egipto; esto ocasionó un
aumento drástico del precio del barril y consigo una disminución de la actividad económica de los países
afectados y un fuerte enriquecimiento de los países productores [2]. Ciertamente, el petróleo ha
contribuido al desarrollo de las bases de la economía mundial, en donde cualquier variación de sus precios
impacta los indicadores económicos, especialmente de los países en donde su desarrollo depende de este
commodity, tales como Brasil, México, Colombia y Venezuela [3].
De acuerdo con las estimaciones de la CIA World Factbook, Muciño [4] afirma en la revista Forbes que
entre los países con mayor producción del petróleo están Arabia Saudita, Estados unidos y Rusia, los
cuales ocupan los primeros lugares respectivamente. Sin embargo, las mayores reservas probadas se
encuentran en Venezuela, encabezando la lista con una cantidad de 297, 600, 000,000 barriles. Colombia
está ubicada en el puesto 24 en el ranking de países con mayor producción y en el número 35 entre las
naciones con mayores reservas con un tiempo promedio suficiente de 6,6 años; en Latinoamérica, el país
ocupa el sexto lugar en reservas y el cuarto lugar en producción [5] .
Según la consultora IHS Cera, a nivel mundial América Latina ocupa el 48% de las reservas recuperables
de crudos pesados y extrapesados en donde Colombia se sitúa en el quinto lugar de países con viabilidad
para la explotación de este tipo de petróleo [6]. En el presente, el desarrollo productivo del país se basa en
la extracción de crudo pesado, principalmente el que se encuentra en el departamento del Meta. Diferentes
oleoductos como el Bicentenario, el cual es considerado como uno de los más extensos del país, se han
construido para transportar crudo pesado hacia las refinerías, sin embargo se debe hacer uso de un
diluyente con el fin de aligerar el crudo para su posterior refinación.
2. Aspectos generales: petróleo y asfaltenos
El petróleo es una mezcla de compuestos químicos orgánicos llamados hidrocarburos, que se puede
clasificar de acuerdo con su densidad, tal como lo define el Instituto Americano de Petróleo dentro de una
medida estándar que son los grados API. Se considera petróleo liviano en el rango entre 30-40°, petróleo
mediano en el intervalo de 22-29.9°, pesado entre 10-21.9°, extrapesado menor a 10° e hidrocarburos no
convencionales [7]. Además de Carbono e hidrógeno, en su estructura presenta gran cantidad de
componentes que tienen elementos como el azufre, nitrógeno y metales, considerados como impurezas,
estas pueden aparecer en cualquier intervalo de ebullición del aceite, pero tienden a concentrarse en las
fracciones más pesadas, y están separados en :compuestos de azufre, compuestos de nitrógeno,
compuestos oxigenados, compuestos metálicos, resinas, y por último, que son los de interés en el
desarrollo del presente artículo, los asfaltenos [8].
Los asfaltenos son una de las fracciones no volátiles del petróleo, con un punto de fusión no definido, cuya
compleja naturaleza no permite de manera precisa definirlos químicamente [9]. Dado que los problemas
operativos causados por los asfaltenos están relacionados con la solubilidad de éstos, ha resultado
conveniente definirlos a partir de criterios de solubilidad. Estos compuestos se separan (o precipitan) de la
mezcla original (petróleo crudo, bitumen, o residuo) mediante la presencia de un solvente no polar,
principalmente naftas de petróleo de bajo punto de ebullición, éter de petróleo, pentano, hexano, heptano,
entre otros [10] [11]. Además, son insolubles en gases licuados como metano, etano y propano, en donde
también se experimenta el fenómeno de precipitación. Los asfaltenos son solubles en algunos líquidos
polares como el disulfuro de carbono, piridina, tetrahidrofurano, diclorometano y otros hidrocarburos
clorados y compuestos aromáticos como el benceno y el tolueno [12] [13] [14].
La deposición de asfaltenos puede ocurrir una vez que se haya generado su floculación en el crudo. En
consecuencia para contrarrestar el daño de formación por depósitos de asfaltenos se debe evitar la
floculación de los mismos, manteniendo condiciones favorables en el yacimiento [15]. Después de
depositados los asfaltenos, estos actúan como pegamento adhiriéndose a las paredes de oleoductos y
recipientes, causando de esta forma ensuciamiento, erosión y corrosión en los pozos, tuberías,
instalaciones de producción y procesamiento del petróleo. Además, el depósito de asfaltenos reduce el
diámetro interno de los oleoductos generando como resultado la disminución del área de flujo y la
creación de caídas de presión indeseables. Por consiguiente, este fenómeno impacta negativamente los
sistemas económicos en la industria petrolera, ya que produce gastos asociados a la reactivación de los
pozos taponados y afecta la productividad en la recuperación final del petróleo [16] [17].
En términos de su estructura química, las moléculas de asfaltenos consisten en un núcleo aromático
condensado, integrado típicamente por anillos aromáticos ligados a cadenas alquílicas y cicloalcanos que
pueden contener heteroátomos que sustituyen a un átomo de carbono en un anillo bencénico, tales como
nitrógeno, oxígeno y azufre, y también algunos metales como níquel, vanadio y hierro [18] [19].
Generalmente, el contenido de las estructuras aromáticas en los asfaltenos se encuentra entre 40-60% con
una relación atómica de carbono e hidrógeno de 1-1.2 [20]. El azufre, el nitrógeno y el oxígeno son los
heteroátomos encontrados en mayores proporciones en los asfaltenos. El nitrógeno hace parte de los
conjuntos aromáticos, mientras que el oxígeno y el azufre crean puentes entre sí, generando de esta forma,
estructuras cíclicas o lineales. (Figura 1a) [9] [21].
Figura 1. Estructura de los asfaltenos. (a) Química (b) micelar. Fuente adaptada: Rojano et al. (2013) y
Chavarría et al. (2010) [22].
Bajo condiciones iníciales del petróleo, los asfaltenos se encuentran dispersos en el crudo, gracias a la
presencia de las resinas, conformando así una estructura micelar (Figura 1b). Por lo tanto, el grado de
dispersión de los asfaltenos llega a ser alto en petróleos pesados debido a la gran capacidad de solvencia
de los compuestos nafténicos y aromáticos sobre los parafínicos, en comparación con petróleo liviano
[15].
3. Precipitación de asfaltenos
La precipitación de asfaltenos es el proceso mediante el cual los compuestos de este origen aparecen en
fase insoluble, como resultado de las alteraciones ocurridas en las condiciones termodinámicas y
operacionales del sistema, generando de esta forma la desestabilización del material asfaltenico, que se
manifiesta cuando las partículas de manera similar caen, rompen la emulsión, chocan y se agregan unas a
otras (Figura 2) [23]. En esta etapa los flóculos se conservan suspendidos en el crudo sin generar
inconvenientes. El aumento de los flóculos forma agregados (etapa de agregación) que pueden permanecer
suspendidos y ser arrastrados por la corriente de fluido si su velocidad es alta. Finalmente la deposición
ocurre cuando los asfaltenos se adhieren al medio poroso o a la tubería [17].
Figura 2. Representación de la precipitación, floculación y deposición de asfaltenos. Fuente adaptada:
Rincón et al. (2011).
4. Factores que influyen en la precipitación de asfaltenos
Existen evidencias que manifiestan que la precipitación de los asfaltenos, no depende estrictamente de la
cantidad presente en el crudo, sino más bien de la estabilidad de los mismos [24]. Esa estabilidad se
encuentra asociada a las alteraciones en el balance termodinámico que mantiene a los coloides en solución
[25]. Dichas alteraciones se manifiestan por los cambios ocurridos en la presión, temperatura y la
composición del petróleo generados por los patrones de circulación de crudo [26] [27]. Entre las
alteraciones más importantes se pueden destacar las siguientes:
4.1.Temperatura
La temperatura comparte una relación directa con la capacidad de solubilización de los componentes del
petróleo, como son las resinas y maltenos [28]. Ospino (2009) [15] plantea que cuando la temperatura de
la formación aumenta, la solubilidad de las resinas en los n-alcanos se aumenta proporcionalmente y como
resultado los asfaltenos disminuyen su solubilidad en el crudo. Si el poder de solubilización de los
componentes del petróleo disminuye, sin incluir a los asfaltenos, el balance termodinámico de las micelas
resina-asfaltenos se desestabiliza y se agregan entre ellas en forma de flóculos.
4.2.Presión
Se encuentra directamente relacionada con la densidad del crudo bajo condiciones isotérmicas [29]. Existe
una separación promedio entre moléculas de la fase líquida y las micelas de resinas-asfaltenos que es
mayor en densidades bajas, resultando de esta forma interacciones menos atractivas, lo que posibilita la
precipitación de los asfaltenos [30]. El efecto de la presión es más agudo cuando el petróleo es rico en
fracciones livianas y está cercano a su punto de burbuja [10] [23], ya que la caída de presión del crudo
hasta ese punto promueve la expansión de los componentes más livianos como las cadenas de n-alcanos.
Rodríguez et al. (2012) [31] mencionan que la disminución del volumen molar de los compuestos livianos
en el crudo, se traduce como un descenso de la densidad del fluido y una correspondiente disminución de
la solubilidad de los asfaltenos. Se sabe que el problema de la deposición de asfaltenos por cambios de
presión se manifiesta tanto en el yacimiento como en el pozo y en las facilidades de superficie, siendo la
cara de la formación la zona más afectada por la despresurización [15].
4.3.Composición del crudo
Se conoce que la problemática de deposición por alteraciones en la composición de un fluido de un
yacimiento, se originan como resultado de un agotamiento normal durante la producción primaria del
mismo [26]. Rodríguez et al. (2012) [31] destacan la importancia de conocer la composición del crudo; ya
que un cambio en la composición del fluido, puede promover la pérdida de los componentes livianos del
petróleo, causando de esta forma una disminución en la relación gas-petróleo (GOR) y un aumento en la
densidad de los fluidos. En consecuencia de lo anterior, se reduciría la tendencia de precipitación. Borges
[32] (2013) Ilustra una caracterización realizada a 30 muestras de crudos de diferentes campos
venezolanos (Figura 3). En la figura se destaca la influencia de las diferentes fracciones del petróleo sobre
la estabilidad del mismo. Este tipo de caracterización se conoce con el nombre de Análisis SARA
(Determinación del porcentaje de hidrocarburos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos presentes en el
crudo).
Figura 3. Efecto de la composición sobre la estabilidad de diversos crudos Venezolanos. Análisis SARA.
Fuente adaptada: Borges (2013).
4.4.Factores eléctricos
La carga eléctrica de los asfaltenos puede ser positiva o negativa dependiendo de la composición del crudo
en el que se encuentran dispersos y se desplazan bajo la influencia de un campo eléctrico [14]. Diversas
investigaciones han permitido comprender que la presencia de estos campos, generados durante la
circulación de los fluidos, pueden hacer que los asfaltenos precipiten; ya que al interactuar un campo
eléctrico externo con la carga intrínseca que mantiene al sistema resina-asfaltenos estable, se pueden
desequilibrar los coloides. A partir de lo anterior, se esperaría que un potencial de corriente originado por
el flujo de fluidos a través del medio poroso, sea capaz de neutralizar las cargas eléctricas del sistema
resina-asfaltenos y perturbar el balance de fuerzas entre las micelas causando la floculación. Finalmente se
puede establecer que la problemática de deposición a partir de parámetros electrocinéticos, será mayor en
las cercanías del pozo donde la velocidad es más alta [29] [15] [33].
4.5.Factores cinéticos
Son desarrollados a partir del movimiento en aumento o disminución del flujo durante el procesamiento
que puede ocasionar el rompimiento de las micelas conformadas por los asfaltenos y las resinas. Estos
cambios en la energía cinética del fluido, además promueven alteraciones en la presión a la cual se
encuentra sometido el crudo [31].
4.6.Factores de segregación gravitacional
Se manifiestan teniendo en cuenta que los asfaltenos son los componentes más pesados en el crudo y
tienden a aglomerarse (por efecto de su propio peso) en tanques de almacenamiento y asentamiento en los
que se deposita el crudo a través de un tiempo determinado mientras permanece en reposo [31].
4.7.Factores químicos
Se encuentran asociados a los fluidos empleados en los métodos de recobro mejorado, estimulación del
pozo, inyección química y en otras operaciones como workover y control de arenas. El problema de
asfaltenos generalmente tiende a aumentar a medida que avanza el proceso de inyección a través del
tiempo [32]. Algunas sustancias presentes durante la explotación y transformación del crudo que pueden
inducir la floculación son los hidrocarburos saturados, el el gas natural, surfactantes, diluyentes
(condensados y livianos), ácidos, bases e iones ferrosos o férricos presentes en altas concentraciones.
Mientras que las fracciones aromáticas y las resinas evitan la precipitación [14].
4.8.Otros factores
Además de lo anterior, se deben considerar otros factores de naturaleza dinámica como la viscosidad del
petróleo, esta cuando es alta, impide la deposición por ser menos probable la formación de flóculos, siendo
más probable la deposición de asfaltenos en crudos medianos y livianos que en crudos pesados [25]. Se
espera que la máxima precipitación de asfaltenos tenga lugar a viscosidades cercanas a la de referencia en
la presión de burbuja [34]. La presencia de solidos suspendidos en el crudo (como finos de arcillas o
minerales, limaduras de metales, sedimentos y grava), es otro factor a tener en cuenta, puesto que pueden
actuar como núcleos donde se adhieren los coloides. Este efecto ocurre, sobre todo, a nivel de las
perforaciones y es más pronunciado en las tuberías donde las rugosidades y asperezas internas también
representan “sitios de nucleación” para estos compuestos [9] [35]. Finalmente, Gafanhao et al. (2008) [27],
establecen que la fricción, el cizallamiento, cambios súbitos de dirección y velocidad en los flujos por
efectos de bombeo, también pueden causar la precipitación de los asfaltenos.
5. Problemas ocasionados por la deposición de asfaltenos
Los problemas derivados de la deposición de asfaltenos pueden tener lugar en todas las fases asociadas a
la producción, transporte y procesamiento del petróleo, tanto en subsuelo como en superficie, afectando la
explotación efectiva de los yacimientos petrolíferos [33]. A continuación se señalan los inconvenientes
más frecuentes:
5.1.Taponamiento del yacimiento y en la vecindad del pozo
La problemática ocurrida a nivel del yacimiento y en la vecindad del pozo es menos grave que cuando
tiene lugar en la cara de la formación, ya que lejos del pozo, el área de flujo es mayor y los perfiles de
velocidad más pequeños, así lo plantean Rodríguez et al. (2012) [31] En el yacimiento cuando el daño
ocurre se recomienda mantener la presión de la formación por encima del umbral de floculación, mediante
la inyección de fluidos. La inyección se debe realizar conociendo la afinidad y las curvas de dispersión de
los fluidos inyectados quienes pueden inducir en lugar de prevenir y controlar el daño.
5.2.Taponamiento en la cara de formación
El taponamiento se desarrolla en este caso por la gran cantidad de flóculos que se adhieren a la roca o se
depositan en las gargantas de los poros ocasionando el taponamiento de la formación, debido a que en esta
zona el área de flujo es pequeña y sólo una proporción mínima de flóculos es transportada por los fluidos
hasta la tubería del pozo. Cuando se manifiesta el taponamiento se recomienda realizar un proceso de
fracturamiento hidráulico o una estimulación química con un tratamiento que elimine los depósitos [32].
5.3.Taponamiento de pozo y de la tubería de producción
Se manifiesta por cambios de presión y temperatura que tienen lugar durante la producción a medida que
el crudo fluye desde el yacimiento hasta la superficie. Teniendo en cuenta estas variaciones y la
composición del crudo, puede suceder que cuando la presión y la temperatura se disminuyan, el crudo se
separe en dos o tres fases (gas-liquido o gas-liquido-sólido), mientras se encuentra en movimiento a través
de la tubería de producción. En algunas situaciones el depósito de asfaltenos que obstaculiza el pozo y la
tubería de producción, conduce a un incremento de los costos, pérdidas de producción y puede afectar la
economía del proceso de recuperación del petróleo [36].
5.4.Taponamiento de líneas de flujo y demás equipos de superficie
Los problemas de precipitación de asfaltenos con respecto a las líneas de flujo y las instalaciones de
superficie ocurren principalmente en las estaciones de flujo, en las instalaciones y equipos asociados a los
sistemas de manejo, transporte y compresión del gas. La disponibilidad de los asfaltenos en estas
instalaciones, se debe fundamentalmente al arrastre de líquidos por corrientes de gas en los separadores.
Cuando el taponamiento se desarrolla una forma masiva, se recomienda realizar paradas parciales o totales
de la planta para limpiar los equipos afectados mecánicamente y mediante el uso de solventes [37].
5.5.Formación de emulsiones estables
De estudios experimentales se ha concluido que la formación de emulsiones estables se origina a partir del
material asfaltenico de los crudos que lo contienen. La estabilidad de las emulsiones agua-crudo se
favorece por la presencia de asfaltenos; ya que las sustancias asfaltenicas envuelven a las partículas de
Agua [38]. Lo anterior constituye una dificultad en la industria del petróleo, ya que el contenido de agua
en estas emulsiones representa un volumen indeseable que demanda un consumo de energía adicional para
su transporte y calentamiento, además de los problemas asociados a la corrosión de tuberías y equipos de
producción [39].
6. Métodos de predicción de la precipitación de asfaltenos
Debido a los costos asociados a la remediación de la precipitación de asfaltenos en los proyectos de
extracción, producción y refinación del petróleo, se han desarrollado algunos técnicas que permiten
calcular la ocurrencia de la precipitación en los fluidos petroleros y así modificar las variables
operacionales para prevenir la inestabilidad de los asfaltenos. En la literatura se han reportado varios
modelos de inestabilidad e incompatibilidad de asfaltenos, sin embargo, los que representan más utilidad
en el campo industrial, serán mencionados a continuación. Es importante saber que estos modelos
proporcionan buena estimación, a pesar de que no predicen por si solo el 100% de las situaciones
prácticas, y que en la mayoría de las situaciones se utilizan de manera complementaria con otras técnicas
[40].
6.1.Análisis SARA
Proporciona la caracterización de las fracciones más pesadas del crudo; basándose en la diferencia de
solubilidad, polaridad y peso molecular de los constituyentes presentes en el petróleo y de esta forma
permite conocer el contenido de las fracciones Saturadas, Aromáticas, Resinas y Asfaltenos de una
muestra. La importancia de esta herramienta, es que sirve como punto de partida para evaluar otras
metodologías de predicción de estabilidad de asfaltenos [41].
6.2.Estimación matemática.
6.2.1. Índice De Inestabilidad Coloidal (CII)
Es un índice que incluye las composiciones másicas de las fracciones que favorecen y desfavorecen la
estabilidad del sistema resina-asfaltenos, de acuerdo al modelo coloidal del crudo (ecuación 1). A medida
que el CII disminuye, el sistema se hace más estable debido al predominio de las fracciones peptizantes en
la mezcla. Algunos valores umbrales para este índice, se han establecido como CII mayor a 0.9, crudos
inestables; CII menor a 0.7, crudos estables; entre 0.7 y 0.9, el intervalo de estabilidad no está específico.
[42] [43] [44] [45]
(1)
6.2.2. Relación asfaltenos/resinas
Las resinas constituyen la fracción del petróleo que mantiene a los asfaltenos dispersos en el crudo en
forma de nano-agregados. Cuando la relación másica asfaltenos/resinas es disminuida por debajo de 0.35,
el crudo se considera estable. En la figura 4, el porcentaje en peso de asfaltenos versus el porcentaje en
peso de resinas, permite ilustrar la zona de la estabilidad e inestabilidad de los asfaltenos [40].
Figura 4. Estabilidad de los asfaltenos en función de la relación Asfaltenos/Resinas. Fuente adaptada:
Delgado (2015).
6.2.3. Parámetro de Heithaus (Parámetro P)
Este parámetro es proporcional a la estabilidad coloidal de los asfaltenos. En general, si P es menor a 1,
representa inestabilidad o que hay altas probabilidades de que tenga lugar la precipitación. Inicialmente
este parámetro se estima con técnicas analíticas tomando una muestra de crudo que ha sido solubilizada en
un solvente aromático como tolueno para luego ser titulada con una parafina (n-heptano o iso-octano o
nhexadecano) hasta que tiene lugar la precipitación. En esta instancia, la relación volumétrica aromática
del solvente respecto al volumen total de solvente (VS) más el volumen del titulante (VT) se representa
mediante la velocidad de floculación (FR) (ecuación 2). De la misma forma, la concentración de la
muestra (C) se expresa como la masa de la muestra (Wa) respecto al volumen total de solvente mas
titulante, (ecuación 3). La titulación se realiza varias veces para diferentes concentraciones de la fracción
petrolera, siendo FR y C graficados en un plano cartesiano (FR vs C) (figura 5) para trazar una regresión
lineal a partir de los valores experimentales, con el objeto de que la curva pueda extrapolarse hasta cortar
el eje FR y el eje C; la primera intersección se conoce como FR máximo (FRmax) y la segunda como C
mínimo (Cmin). Con los valores estimados se calculan tres parámetros importantes. El primero es Pa, que
indica la solubilidad de las moléculas más insolubles que se encuentran en la muestra (ecuación 4), el
siguiente parámetro es Po y representa la capacidad de solvencia de la muestra (ecuación 5),
posteriormente se define el parámetro de Heithaus, P (ecuación 6). [42] [43] [46] [44] [47].
Figura 5. Representacion grafica de los parametros FRmax y Cmin. Fuente adaptada: Delgado (2015).
(2)
(3)
Pa = 1- FRmax (4)
Po = FRmax[(
) +1] (5)
P =
(6)
6.2.4. Parámetro P
Se trata de una técnica desarrollada por la empresa Shell que permite conocer la estabilidad de los
asfaltenos. Consiste en titular un gramo de muestra con hexadecano (cetano) hasta provocar la
precipitación, fenómeno que es apreciado con un microscopio. Si el valor P (ecuación 7) es menor o igual
a uno, la muestra se considera inestable; si P se encuentra entre 1 y 1.1, la muestra presenta poca
estabilidad (muy cercana al límite); por el contrario si el valor de P es mayor a 1.1, la muestra se considera
estable [40].
P = 1+
(7)
6.2.5. Método STABILITY CROSS-PLOT
Se emplea a partir de 4 graficas que en conjunto estiman la estabilidad de cualquier muestra de crudo. Para
ello se realiza una observación cualitativa y cuantitativa de las relaciones entre las fracciones de saturados
(S), aromáticos (Ar), resinas (R) y asfaltenos (A) y la estabilidad se define a partir de las siguientes
tendencias: entre más grande sea la proporción de saturados, la muestra presenta inestabilidad, de mismo
modo ocurre con la fracción de asfaltenos y la relación (Ar/(S*A)); por consiguiente los parámetros
restantes se comportan de modo inverso (Figura 6). Este método ha demostrado ser apropiado para
cualquier crudo cuyo análisis SARA se haya determinado, mostrando un grado de confiabilidad del 92%
en la determinación de la estabilidad de los asfaltenos en los crudos, así lo plantean Sepúlveda et al. (2010)
[48].
Figura 6. Método STABILITY CROSS-PLOT. (a) [(R/A)/(S/Ar)] vs [Ar/A] (b) [(R/A)/(S/Ar)] vs [R/A]
(c) [S/Ar] vs [R/A] (d) [(R/A)/(S/Ar)] vs [Ar/(S/A)]. Fuente adaptada: Sepúlveda et al. (2010).
6.3. Estimación experimental
6.3.1. Estabilidad Intrínseca (Parámetro S)
Consiste en una técnica adaptada por la norma ASTM D-7157, basada en la titulación con n-heptano de
una muestra de crudo o derivado, diluido con tolueno, haciendo uso de un equipo automatizado provisto
de detectores ópticos para la titulación de las muestras. En esta técnica el parámetro S (ec. 8) representa la
estabilidad de los asfaltenos o la capacidad de solvencia del crudo o fracción referida a la precipitación de
los asfaltenos [44]; siendo Xmin el mínimo volumen (ml) de n-heptano requerido para empezar la
floculación de los asfaltenos. El valor mínimo de S es uno (1), lo que indica que el crudo es inestable y
que los asfaltenos pueden precipitarse aun sin la adición de una parafina. Un valor de S grande, representa
una estabilidad mayor de los asfaltenos. Por esta razón, los combustibles livianos han registrado valores de
S menores a 1.35, mientras que en los combustibles pesados S es mayor a 1.5 [40].
S= 1+ Xmin (8)
6.3.2. Microscopio de Alta Presión
Este aparato bombea crudo a través de una célula provista de una ventana a presiones y temperaturas
similares a las experimentadas en el reservorio. Una fuente de luz es transferida al crudo y se observa
como la presión y / o temperatura son alteradas. La reducción de la presión, indica que la capacidad de
solvencia de los asfaltenos en el crudo se reduce, y la floculación puede tener lugar. Esto se observa por la
acumulación de depósitos negros que se adhieren a la ventana del dispositivo [49].
6.4. Estimación termodinámica
6.4.1. Diagrama De Boer
Este diagrama ilustra el grado de la problemática de la precipitación de asfaltenos de acuerdo a la
diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de saturación (figura 7). Según Boer, para las
presiones por debajo del punto de burbuja, la disminución de la presión del crudo causa un aumento en la
solubilidad debido a las alteraciones de la composición en el líquido [44]. La evaluación es sencilla y se
desarrolla con tres parámetros que determinan la precipitación: diferencia entre las presiones del depósito
y el punto de burbuja, densidad del fluido del yacimiento y la saturación de asfaltenos a condiciones del
yacimiento. Aunque el diagrama de Boer diferencia los crudos estables de los inestables, se ha confirmado
en los últimos años que las predicciones tienden a ser pesimista; ya que suponen que todo el yacimiento
está saturado de asfaltenos. Lo anterior da como resultado que la precipitación de los asfaltenos tenga
lugar en los casos en los que no existía el riesgo, es decir, un "falso positivo [45].
Figura 7. Diagrama de Boer. Fuente adaptada: Kallevik (2014) [50].
6.4.2. Método ASIST
Permite la determinación de la tendencia de la instabilidad de los asfaltenos al ser establecida como una
serie de n-parafinas liquidas como los n-alcanos. Estos datos se emplean para predecir la estabilidad de
los asfaltenos mediante la extrapolación lineal del parámetro de solubilidad inicial con respecto a la raíz
cuadrada del volumen molar parcial de los agentes precipitantes. Esta tendencia se emplea para
pronosticar las presiones iniciales de los asfaltenos durante la producción de petróleo a partir de
experimentos de aceite stock-tanque (STO) [51]. Los datos requeridos son las condiciones PVT estándar
para el fluido del yacimiento y el STO de la muestra, que se obtiene a partir de dos o tres titulaciones
iniciales con diferentes n-parafinas a diferentes temperaturas en cada caso. Los datos ASIST proporcionan
información de las circunstancias del crudo en las que este debe experimentar inestabilidad de asfaltenos
[49].
6.4.3. Flory-Huggins modelo
Permite conocer como ocurre la precipitación de asfaltenos en diferentes rangos de condiciones
termodinámicas como presión y temperatura a partir de la solubilidad de los mismos. En este modelo las
fracciones de asfaltenos se consideran una solución no ideal y tanto el equilibrio vapor / líquido (VLE) y el
líquido / equilibrio líquido (LLE), de la teoría de las soluciones poliméricas se requieren para obtener la
cantidad de asfaltenos precipitados. En este modelo no se considera la naturaleza micelar de la asfaltenos y
se emplea la ecuación de estado SRK (Soave-Redlich-Kwong) para la estimación de las propiedades de los
componentes de la muestra y los datos del equilibrio. Finalmente, la cantidad de precipitación se calcula
por la diferencia entre la cantidad total de los asfaltenos presentes en el crudo inicialmente y la solubilidad
de los asfaltenos a las condiciones dadas. La medición del parámetro de solubilidad requerido en el
modelo puede ser estimado con la técnica del índice de refracción [52] [53] [54].
6.5. Estimación computacional
6.5.1. APDS (Asphaltene Precipitation Deposition Software)
Construido por Cundar (2012) [55], es un simulador que integra varios modulos para predecir mediante
modelos termodinámicos de equilibrios liquido-vapor y liquido-líquido, la cantidad de asfaltenos
precipitados, la presión Onset y el radio de impacto del daño en el yacimiento. El simulador requiere como
datos iniciales para su funcionamiento las propiedades del crudo, las propiedades de los asfaltenos y las
propiedades del yacimiento. Muestra valores cercanos a la presión Onset y a través de este se calcula el
radio de impacto, en donde a medida que aumenta la longitud del pozo, el daño disminuye hasta la
distancia del valor Onset. Ariza et al. [56] desarrollaron un software similar en el mismo año a diferencia
que este, además calcula el envolvente de precipitación de asfaltenos.
6.5.2. ADEPT (Development of Asphaltene Deposition Tool)
Predice la presión donde se empiezan a depositar los asfaltenos, además da un valor estimado de la
magnitud de la deposición de estos en el pozo, mediante curvas estadísticas. Los cálculos son realizados
por balances de masa, modelos termodinámicos y datos experimentales proporcionados al simulador [57].
6.5.3. PC-SAFT (Perturbed Chain Statistical Association Fluid Theory)
Simula con valores promedios y mediante ecuaciones de estado cubicas la presión de burbuja en la cual
ocurre la precipitación de asfaltenos, así como también las curvas correspondientes y diagramas en 3D.
Este ha demostrado buenos resultados para simular el punto de inicio y modelar además el efecto de la
inyección de gas en estas fracciones pesadas del petróleo [58] teniendo en cuenta el componente de luz en
la fase liquida, si este disminuye la presión de burbuja disminuye y se nota normalmente en un diagrama
P-T [59] [60].
6.5.4. MULTIFLASH GUI
Se basa en la ecuación cubica de estado RKSA con un término adicional que permite describir la
agregación de asfaltenos y su solvatación por la desestabilización de las moléculas de resina. Los
parámetros del modelo fueron desarrollados mediante estudios de mediciones experimentales de la
depositación, floculación y precipitación de asfaltenos en titulación con heptano, incluyendo datos de
empresas privadas y públicas. Este simulador está destinado para el cálculo de las condiciones en las
cuales ocurre el proceso de precipitación de asfaltenos en aceites vivos, teniendo como datos de entrada
principalmente, la composición del crudo, la temperatura del yacimiento y los resultados del análisis
SARA [61].
7. Estrategias de control de la precipitación de asfaltenos
Una vez que los asfaltenos son depositados estos son muy difíciles y costosos de remediar, en la mayoría
de los casos lo mejor es evitar su deposición, teniendo en cuenta que el depósito de asfaltenos producirá
una pérdida en la productividad del pozo [62]. Con respecto a las estrategias de control de la precipitación,
se han propuesto una serie de tecnologías incluidas en las siguientes seis categorías, cuya finalidad es
lograr la prevención y moderación de la severidad de la problemática. Muchos de estos métodos
involucran cambiar las condiciones de producción para mantener al petróleo fuera del umbral de
precipitación [63]: cambios en el esquema de producción, métodos de tratamiento químico, métodos de
tratamiento eléctrico, técnicas de tratamiento mecánico, técnicas de tratamiento térmico y métodos de
tratamiento biológico.
7.1.Cambios en el esquema de producción
En esta categoría se sugiere modificar la presión de operación, la temperatura y/o la tasa de producción
para evitar las condiciones en las que tiene lugar la precipitación de asfaltenos. La temperatura, la presión
del flujo en la cabeza del pozo, y la relación gas-aceite son parámetros que pueden ser modificados por los
cambios ocurridos en el tamaño de la tubería y del estrangulador, la estimulación del pozo y el aislamiento
del espacio anular [36] [32]. Otras alternativas involucradas en el esquema de producción son la reducción
de la cizalladura, la eliminación de las sustancias incompatibles presentes en las corrientes de crudos
asfaltenicos, la reducción de la caída de presión en la planta de producción y la neutralización de las
fuerzas electroestáticas [16] [37].
7.2.Métodos de tratamiento químico
Son los métodos más comunes para la remoción de asfaltenos; ya que pueden utilizarse para tratar las
deposiciones tanto en el pozo como en las formaciones productoras. Con frecuencia muchas sustancias
químicas comerciales están disponibles por diversas compañías para disolver los asfaltenos depositados.
Sin embargo, todos los tipos de tratamientos químicos, implican la vigilancia de la seguridad
medioambiental por los riesgos de explotación y fuego que pueden desarrollar estas sustancias, debido a
los bajos puntos de inflamación que poseen, además de generar problemas de corrosión en líneas de
proceso y equipos importantes [26].
7.2.1. Solventes
Dávila (2012) [64] desarrolló una invención de un aditivo petrolero manejador de fracciones de asfaltenos,
caracterizado por tener una densidad de 0.86 g/ml y un punto de fusión de -5°c. Contiene en su
formulación, mayoritariamente tolueno y en menores proporciones oleato de metilo, linoleato de metilo,
entre otros, logrando un acoplamiento molecular permitiendo que el aditivo pueda ser mezclado en todo
tipo de petróleo, especialmente en los pesados y extrapesados, estabilizando los asfaltenos presentes,
manteniéndolos en suspensión y evitando su posterior precipitación en el fondo de pozos o tanques.
Paragon ™ Solvent. (2008) [65], Tecnología desarrollada por Halliburton también está constituido
principalmente por disolventes aromáticos xilenos, es usado en depósitos solidos o semisólidos en donde
se pueden precipitar tanto asfaltenos como parafinas en las caras de tanques o tubos. Paragon ™ Solvent
es uno de los componentes del Paragon Acid Dispersión (PAD ™) (2008) [66], además contiene ácido y
un agente tensioactivo o dispersante. PAD ™ disuelve residuos orgánicos, en tanto que el ácido reacciona
para excluir los depósitos de cal o para aumentar la permeabilidad.
Debido a la limitación reglamentaria sujeta y la ineficiencia económica que acarrea el uso de disolventes
aromáticos, Stanley et al. (2015) [67] desarrollaron la invención de un método de prevención y
remediación de asfaltenos en pozos y líneas de producción, que incluye un disolvente que comprende 75
% en moles de sulfuro de di metilo, el cual es miscible con la mayoría de las fracciones pesadas del
petróleo, excepto las parafinas.
La tecnología Residuum Oil Supercritical Extraction de KBR (ROSE) [68] se basa en el uso de alcanos
como disolvente, especialmente propano, butano y pentano con el fin de separar y prevenir depósitos de
asfaltenos, obteniendo productos de mejor calidad. La separación se realiza por encima del punto crítico
del solvente teniendo como ventaja que este pueda ser removido con un menor consumo de energía.
7.2.2. Inhibidores
El primer inhibidor industrial para depósitos de asfaltenos fue elaborado por la empresa Halliburton,
llamado Tarchek™ Asphaltene Inhibitor (2007) [69]. Esta tecnología ayuda al control de depósitos de
asfaltenos y puede ser colocado por tratamientos de compresión, por inyección continua o con otro fluido
de estimulación. Además, este producto es incompatible con oxidantes fuertes y compatible con algunos
otros inhibidores como el aditivo Parachek® elaborado por la misma empresa, el cual junto con el
inhibidor de asfaltenos puede reducir el número de tratamientos de control necesarios durante la vida del
pozo.
Las resinas de sábila como agente inhibidor en la floculación y precipitación de asfaltenos fue desarrollado
y evaluado por Lara, et al. (2010) [70] usaron ocho productos químicos comerciales, los cuales se
compararon con la mezcla obtenida de la resina de sábila. La aplicación del producto elaborado ejerce un
efecto sobre el umbral de floculación de asfaltenos causando un aumento del mismo como consecuencia
de la estabilización de cada una de las muestras de crudo, resultando el tiempo de contacto un factor
determinante. En un estudio similar a nivel de laboratorio se evaluó el uso de un agente inhibidor pero en
base de la resina de árbol de aceite, llegando a la conclusión que el producto elaborado no se comportó
como un agente inhibidor de la floculación, sino como un precipitante de asfaltenos, es decir, se logró una
desestabilización en la muestra de dichas fracciones pesadas del petróleo [71].
El resorcinol dodecyle (DR) y el aceite de avellana fueron estudiados por Safaie et, al. (2014) [72] con el
fin de determinar cuál de los dos inhibidores en presencia de tolueno y heptano se comportaba como un
agente eficaz en la inhibición de asfaltenos, resultando el DR más eficaz. Sin embargo el aceite de
avellana posee propiedades para inhibir la sedimentación y posterior precipitación de asfaltenos cuando se
administra en concentraciones elevadas.
7.2.3. Dispersantes
Investigaciones han demostrado que la estabilidad de los asfaltenos en los crudos se debe a que estos se
encuentran rodeados de resinas, las cuales interactúan con los coloides manteniéndose los asfaltenos
dispersos en el crudo [73] [74] [75] [76]. Rodríguez, et al. (2012) [31] evaluaron el uso de la resina de
árbol de aceite (Copaifera officinalis) como agente dispersante de asfaltenos, obteniendo la resina por
medio de un retro evaporador y posteriormente determinaron características importantes para el estudio
como la densidad, la viscosidad y la gravedad específica, las cuales sirvieron para elaborar un producto
químico de la mezcla obtenida. Este producto a base de la resina del árbol de aceite se comparó con el
producto comercial base llamado xileno a fin de obtener cuál de los dos resulta ser más eficiente como
dispersantes de asfaltenos; para esto necesitaron dos muestras de crudo a las cuales se les realizo su
caracterización y determinación del umbral de floculación usando el método óptico y añadiendo cierta
cantidad de heptano (agente floculante) usando diferentes concentraciones, seguidamente determinaron la
capacidad de dispersión del producto elaborado estableciendo su eficiencia y comparándola con la
capacidad de dispersión del solvente orgánico comercial (xileno).
Los resultados mostraron que la aplicación del producto químico a base de la resina de aceite generó una
variación positiva en la capacidad de dispersión del producto químico a medida que se aumenta la
concentración aplicada, siendo entonces el tiempo de contacto y la composición factores determinantes en
la eficiencia de dispersión de asfaltenos. La resina de aceite de árbol tiene propiedades dispersantes porque
su estructura química está formada por sesquipertenos que interactúan con los asfaltenos promoviendo su
redisolución. Sin embargo, es más eficiente que el xileno en ciertas condiciones y para ciertos crudos.
Mastrangelo et, al. (2014) [77], trabajo en un método químico mediante la implementación de sales de
amonio cuaternarias en un fluido de hidrocarburos que contenga al menos 0.01 % de asfaltenos en peso y
hasta 30% de este con base en el peso total de petróleo. Señala, que en estudios realizados el asfálteno
contenido se estabilizó en un porcentaje aproximado de 90% en peso. Mastrangelo desarrollo una
invención en el mismo año, donde se hace uso de dispersantes sin cenizas, empleando una composición
de éster de tiofosfonato, el cual comprende un producto esterificado y pentasulfuro de fosforo [78].
El uso de sustancias como agente anfifilico los cuales estabilicen y solubilicen los asfaltenos en el
petróleo, como medida preventiva o remedial ha sido objeto de estudio recientemente. Sánchez, et al.
(2014) [79] eludieron y sintetizaron la estructura de la diamina alquilada N,N,N’-trimetil-N’-octadecil-1,2-
diaminoetano (TODE), empleando las técnicas de espectropía de infrarrojo con transformada de Fourier
(FTIR), resonancia magnética nuclear de protones (RMN 1H) y cromatografía de gas acoplado a un
espectrómetro de masas (CG-MS). Seguidamente, evaluaron la dispersión de la sustancia sintetizada
usando el método de la gota extendida y espectropia de UV-visible, logrando en cada técnica resultados
similares, la presencia del TODE en la mezcla de asfálteno-heptano estabilizó el asfálteno en disolución,
ratificando así, que el producto obtenido (dispersante) está actuando como un agente de la mayor fracción
pesada del petróleo. Por otra parte, Wang et al. (2014) [80] mostraron como los alquifenoles afectan la
estructura de los floculos de asfaltenos favoreciendo estructuras filamentosas en vez de estructuras
globulares, demostrando ser un dispersante eficaz. Goual (2015) [81] compararon el anfifilio no iónico
(alquifenoles) con uno iónico el ácido dodecilbencenosulfónico (DBSA) obteniendo como resultado que
los dos dispersantes favorecen estructuras filamentosas pero DBSA formaron filamentos gruesos con
ramificaciones laterales cortas lo cual lo hace ser más eficientes como dispersante de asfaltenos.
7.2.4. Combinados
En el 2008, Guarin, et, al. [82] trabajaron en la invención de un aditivo dispersante de asfaltenos, con una
emulsión de ácidos alquil cresil sulfónicos, un compuesto donador de hidrogeno y un tensioactivo. Este
además de actuar como manejador de asfaltenos, también tiene la función de anti-ensuciante y antigomas
debido a la emulsión de ácidos. Castañeda, et al. (2009) [83] formularon un aditivo que posee propiedades
inhibitorias dispersantes de asfaltenos, el cual contiene en su formulación como componente principal una
oxazolidina derivada de polialquil o polialquenil N-hidroxialquil succinimidas y solventes orgánicos
inertes como el xileno, turbosina, diésel, querosina; alcoholes alifáticos con ramificaciones y sin estas,
entre otros compuestos.
Por otra parte, una forma de control para la precipitación de asfaltenos, fue inventada por Wilkes et, al.
(2010) [84] emplearon una composición que comprende un aceite lubricante y un dispersante
principalmente. Siendo útil en la reducción e inhibición de la formación de depósitos de asfaltenos, así
como su floculación y precipitación en líneas de tuberías de aceite o en equipos industriales, de refinería,
petroquímicos y marinos donde cruce un fluido de hidrocarburo. Un estudio similar se desarrolló en 2011,
consistía en una composición lubricante de motor diésel marino que además actúa como dispersante de
asfaltenos, contiene un detergente derivado de un alquil-fenol y el dispersante, un átomo de nitrógeno y
por lo menos un heteroátomo [85].
La síntesis de las resinas fenol formaldehído con y sin etoxilación, con una doble función: que pueda ser
usada como desmulsionante y al mismo tiempo como dispersante, para tratar simultáneamente la emulsión
y el problema de precipitación de asfaltenos fue estudiado por Palacios (2011) [35] en compañía de la
empresa Lipesa, S.A. esta última, fue la proveedora del tratamiento de control químico para la industria
petrolera, por tanto usaron el método estándar de síntesis de la compañía y además, uno propuesto por el
autor para posibles comparaciones, empleando un reactor piloto y variando las condiciones de reacción y
catalizadores. Las resinas obtenidas, Fueron caracterizadas fisicoquímicamente y evaluadas en tres
muestras de petróleo: pesado, mediano y liviano. Los resultados mostraron que la resina sintetizada con el
método propuesto presento un mejor rendimiento a concentraciones bajas como dispersante de asfaltenos
en comparación con la resina sintetizada con el método estándar. Por otro lado, la resina etoxilada fue la
más eficiente como desmulsionante para deshidratar las muestras de petróleo pesado.
The Lubrizol Corporation (2013) [86], una compañía de Berkshire Hathaway trabajó en la elaboración de
diferentes aditivos químicos que cumplen la función de dispersar los aglomerados de asfaltenos e inhibir la
sedimentación de los mismos. Los aditivos trabajan aumentando la estabilidad de estas fracciones pesadas
del petróleo ayudando así a prevenir su posible sedimentación. Tienen las ventajas de proporcionar control
de parafina, ahorran espacio en las plataformas en alta mar y reducen el riesgo ambiental. En la tabla 1 se
muestran los aditivos para el control de la deposición de asfaltenos en yacimientos petrolíferos que ofrece
la empresa mencionada.
Tabla 1. Aditivos para el control de la deposición de asfaltenos de la Empresa Lubrizol. [86]
7.3.Métodos de tratamiento eléctrico
Desarrollo de campos de fuerza electroestática, electrodinámica y magnética; además de las técnicas de
ultrasonido y microondas. Todas estas técnicas son actualmente aplicable a las operaciones de petróleo
sobre todo a escala de laboratorio [16].
7.3.1. Campo de fuerza electroestática
Belhaj et al. (2013) [87] proponen el uso de la electricidad para mantener la carga eléctrica intrínseca de
sistema resina-asfaltenos, mediante la aplicación de una diferencia de potencial eléctrico entre un pozo de
producción y un electrodo. Lo anterior se ha desarrollado teniendo en cuenta que los efectos eléctricos
juegan un papel importante en el deposición de asfaltenos. Sin embargo, las investigaciones dedicadas a la
carga eléctrica de los asfaltenos y como se ve afectada su estabilidad bajo la influencia de una campo
eléctrico, son limitadas. Ihtsham et al. (2014) [27] Estudiaron la posibilidad de controlar la deposición de
asfaltenos a través de un potencial eléctrico (DC) en condiciones de flujo estático y dinámico. Con base en
los resultados cuando fue aplicada la corriente (DC), se pudo observar que la carga eléctrica de los
coloides de asfaltenos era negativa. Los resultados fueron alentadores, mostrando hasta el 180% de
disminución en la deposición en el cátodo y un aumento del 140 % en el ánodo a un potencial de 60 V DC.
Lo anterior permite considerar la posibilidad de controlar la deposición de asfaltenos mediante la
conversión del pozo en un cátodo, sacrificando el ánodo. En la actualidad no se utiliza comercialmente
esta tecnología, por lo cual su grado de madurez es embrionario.
7.3.2. Radiación con ondas ultrasónicas
Díaz et al. (2013) [88] destacan que esta técnica ha despertado gran interés en la industria del petróleo,
especialmente en el mejoramiento de las propiedades fisicoquímicas de las fracciones pesadas del
petróleo, como los asfaltenos, debido a la capacidad de esta técnica en generar alteraciones en la
estructura, morfología y composición de los materiales que son sometidos a este tipo de vibraciones. La
clase de ultrasonido usado está conformado por ondas acústicas de alta energía caracterizadas por alta
amplitud y baja frecuencia. En cuanto a las investigaciones que ilustran el desarrollo y la evolución de
este tipo de tecnologías, Kumar et al. (2012) [89] realizaron la degradación asistida para el craqueo de
asfaltenos con aplicación ultrasonido de baja frecuencia (24 kHz), alta intensidad y condiciones de presión
y temperatura atmosférica y ambiental respectivamente, en un reactor discontinuo. Este estudio reveló que
el contenido de asfaltenos se redujo de 13,5 al 7 % (en peso. %). Najafi et al. (2011) [90] estudiaron la
inhibición de deposición de asfaltenos, a través de la tecnología de ondas ultrasónicas y encontraron que
la radiación de onda puede modificar tanto la rapidez de la floculación como la distribución del tamaño de
los flóculos. En este trabajo, se estudió por microscopía la cinética de floculación de asfaltenos de
diferentes muestras de crudo expuestos a ondas ultrasónicas durante diferentes intervalos de tiempo. Los
resultados muestran que después de 90 minutos, se observa una reducción en el tamaño de los agregados
de las muestras expuestas a la radiación ultrasónica. Amani1 et al. (2011) [91] analizaron las
modificaciones ocurridas en los siguientes parámetros: Reología, comportamiento de la floculación y el
contenido total de asfaltenos de dos tipos de crudo irradiados con ondas ultrasónicas, con el objetivo de
conocer los cambios en la cinética de la floculación de asfaltenos. Los resultados obtenidos permiten
concluir esta tecnología es eficaz si la onda se irradia hasta un tiempo óptimo, a través del cual el crudo
tiene un valor local mínimo de viscosidad cinemática, que corresponde al valor mínimo del contenido de
asfaltenos, y en estas circunstancias es menos probable la formación de flóculos. En este estudio además,
se pudo observar que los crudos más pesados tendrán mayor tiempo óptimo de radiación, por ende se
estableció que la radiación depende de la gravedad API; ya que la condición óptima varía de un pozo a
otro. Según los resultados obtenidos, esta tecnología puede ser un método potencial para la inhibición de la
floculación y puede tener una amplia aplicación industrial. En la actualidad no se utiliza comercialmente
esta tecnología, por lo cual su grado de madurez es embrionario.
7.3.3. Microondas
Bazzano et al. (2012) [92] analizaron las transformaciones inducidas por microondas en las propiedades
físicas y reológicas del crudo, componentes y derivados. Los resultados mostraron una reducción en el
peso molecular medio de los asfaltenos y la cantidad de especies polares, causando de esta forma un
aumento de la fracción aromática. Sateesh et al. (2010) [93] mencionan que en este tipo de tecnologías la
cantidad y el tiempo de exposición son parámetros importantes y a su vez dependen de las características
del crudo; por ende la efectividad del tratamiento se encuentra limitado por estas variables. En la
actualidad no se utiliza comercialmente esta tecnología, por lo cual su grado de madurez es embrionario.
7.4.Técnicas de tratamiento mecánico
Consisten en una serie de técnicas que proporcionan buena limpieza, seguridad y un daño mínimo a la
formación. Sin embargo, suelen ser costosas y restringidas para los equipos de producción pero no para la
formación productora, por lo tanto su aplicación es limitada [36] [37]. Son tecnologías muy apropiadas
cuando el volumen de los asfaltenos es demasiado grande para ser removidos por medio de un solvente o
si la tubería se encuentra totalmente obstruida por los depósitos de asfaltenos y estos no pueden ponerse en
contacto con los solventes. Estos métodos incluyen el pelado manual, el rascado, las vibraciones y
remoción mecánica aplicadas por medio de raspadores de barra y guaya fina, raspadores de línea de flujo,
pistón raspador de libre-flotación y tuberías de guaya fina (Figura 8) [32] [62] [16]. Algunas estrategias
hidráulicas como la creación de un diferencial de presión a través del taponamiento para desalojar los
depósitos, también se tienen en cuenta en esta categoría de tratamientos de limpieza.
Figura 8. Instrumento de remoción mecánica: brush pig. Fuente libre: Harvey Barrison (2009).
7.5.Técnicas de tratamiento térmico
En esta categoría de tratamientos se derivan la lubricación caliente, los calentadores hoyo abajo de agua o
vapor, la combustión in situ, los microondas de calefacción y el uso de reacciones químicas exotérmicas.
La lubricación caliente consiste en inyectar crudo, vapor, agua o gas caliente para remover los depósitos
de asfaltenos de un pozo. Esta estrategia genera como consecuencia daños a la formación y no es adecuado
si los depósitos acumulados son grandes. Esta técnica se lleva a cabo mediante la circulación en el pozo,
conductos, o mediante la inyección en la formación; funciona por fusión de los depósitos orgánicos. Por lo
tanto, es importante asegurar que los depósitos fundidos no se vuelvan a depositar en otra parte de la
formación. Para ello se tiene en cuenta el momento en el cual el fluido caliente introducido a la formación
se satura con parafinas fundidas, y cuando la temperatura de formación es menor que el punto de
enturbiamiento del fluido caliente [16]. Los calentadores hoyo abajo representan una fuente continua de
calor que puede usarse para fundir los depósitos de asfaltenos o de parafina en el pozo o en la tubería a
través de un tiempo determinado, luego el material fundido puede ser bombeado a la superficie con la
producción de petróleo. La técnica anterior presenta algunas limitaciones económicas en cuanto al
mantenimiento del sistema de calentamiento y la disponibilidad de energía eléctrica [26] [36] [37].
7.6.Métodos de tratamiento biológico
Estos consisten en la aplicación in situ de las bacterias anaerobias y aeróbicas; e incluso los hongos. Estos
métodos de tratamientos pueden reducir los asfaltenos en moléculas más ligeras mediante la
biodegradación. Se sabe que los organismos capaces de llevar a cabo estos procesos están muy extendidos
en la naturaleza. Sin embargo, necesitan ser identificados, aislados y cultivados en el laboratorio para que
sean capaces de biodegradar grandes cantidades de depósitos asfaltenicos [16]. El proceso es relativamente
lento y puede requerir meses o años hasta que los microorganismos puedan degradar una cantidad
significativa de los asfaltenos, esto se debe al elevado peso molecular y la compleja estructura química que
presenta estos compuestos, así lo destaca Izquierdo (2013) [94]. Durante tal biodegradación, las especies
adecuadas de bacterias, hongos, etc., metabolizan a los asfaltenos como fuente de carbono y energía, así lo
demostraron Uribe et, al. (2011) [95] que bajo condiciones de laboratorio, estudiaron la capacidad de una
cepa de Neosartorya fischeri aislada de desarrollarse utilizando asfaltenos como única fuente de carbono y
energía.
Fernández et, al. (2008) [96], dan una visión con respecto a los microorganismos más facultados para
degradar moléculas de asfaltenos, en su investigación destacan que los microorganismos destinados para
este fin pueden ser de tipo aerobios y anaerobios; sin embargo, los primeros tienen un metabolismo más
débil y atacan sólo moléculas pequeñas, y tienden a realizar una biodegradación oxidativa; mientras que
los microorganismos anaerobios son adecuados para atacar moléculas más grandes, ya que su metabolismo
es más fuerte y están preparados para soportar este tipo de gasto energético y por lo tanto hacen una
biodegradación reductiva.
Pernía et, al. (2012) [97] a través de una revisión de trabajos científicos publicados en los últimos 50 años,
relacionados con la biodegradación del crudo, sus componentes y derivados, concluyeron que en la
literatura, solo existen evidencias de degradación de resinas y los asfaltenos por los géneros de hongos
Aspergillus, Candida, Emericella, Eupenicillium, Fusarium, Graphium, Neosartorya, Paecilomyces y
Pichia. En términos generales, la biodegradación como técnica de eliminación de los hidrocarburos no
volátiles del petróleo, es una alternativa efectiva y económica con respecto a otras estrategias de
eliminación. Sin embargo, su efectividad depende del establecimiento de las condiciones que más
favorecen el crecimiento y desarrollo de los microorganismos, como son el pH, la temperatura, la
concentración y cantidad del contaminante (en este caso los asfaltenos), según lo planteado por Loya
(2013) [98] .
7.7.Técnicas de tratamiento con nanopartículas
La nanotecnología ha encontrado aplicación en la industria petrolera para mejorar o reemplazar las
técnicas de tratamientos usadas en la actualidad para prevenir la precipitación de asfaltenos. Los
nanomateriales poseen una alta capacidad de capturar los asfaltenos, debido a su tamaño diminuto, al área
superficial y a su composición mineral, evitando la agregación, deposición y precipitación de estas
fracciones pesadas del petróleo. Sin embargo, el nanomaterial óptimo depende de cada yacimiento y de las
condiciones de presión y temperatura [99].
Cortés [100] (2013) junto con investigadores del grupo de Yacimientos de hidrocarburos de la Universidad
Nacional de Colombia evaluaron mediante pruebas experimentales dos diferentes tipos de nanopartículas:
Sílice y alúmina. Obteniendo como resultado que la alúmina posee una mayor capacidad de retención de
asfaltenos debido a su mayor área superficial, menor tamaño de grano y a las propiedades físicas y
químicas que posee. Además, afirmaron que la utilización de nanopartículas es viable porque permite que
en un medio poroso el crudo fluya libremente.
Zabala et al. (2014) [101] probaron las nanopartículas de óxidos metálicos de alta solubilidad en
hidrocarburos, llegando a la conclusión que estas podrían prevenir y reducir el impacto de la precipitación
de asfaltenos al mismo tiempo restaurar el daño ocasionado por estas fracciones del petróleo. En el 2015
Kazemzadeh et al. [102] investigaron el impacto de las nanopartículas de Fe3O4 en la precipitación de dos
tipos de asfaltenos usando tensión interfacial (ITF) y las mediciones numéricas de Bond. Encontraron que
a medida que aumenta la masa de nanopartículas de Fe3O4 la precipitación de asfaltenos va disminuyendo
considerablemente, lo cual es una forma de controlar su deposición. También, hallaron que la estructura de
los asfaltenos es un factor determinante en el rendimiento de las nanopartículas. Un trabajo similar fue
desarrollado por Behruz et al. [103], afirmaron que las nanopartículas de magnetita son útiles en el control
y la inhibición de la precipitación y deposición de asfaltenos en la industria petrolera.
8. Conclusión
En este artículo se presentaron los métodos de predicción de condiciones de precipitación de asfaltenos, se
incluyeron métodos termodinámicos, experimentales, matemáticos y computacionales. Cada uno de estos
está asociado a las alteraciones en el balance termodinámico que mantiene a las partículas de asfaltenos
estables; con base en esto se revisaron los diferentes factores que intervienen en la precipitación de estas
fracciones pesadas y además se mencionaron los diferentes problemas que puede ocasionar este fenómeno
en la extracción, producción y refinación del petróleo. Así mismo, las estrategias de control que se aplican
con el fin de prevenir y moderar la severidad de la precipitación fueron expuestas.
Las alternativas de solución a la problemática de la precipitación de asfaltenos, consisten en la
implementación de técnicas químicas, mecánicas y térmicas, siendo los tratamientos químicos los que han
predominado en este campo de interés; existen sustancias químicas comerciales que implican el uso de
inhibidores, solventes y/o dispersantes, las cuales son ofrecidas por diversas compañías para disolver los
asfaltenos depositados. No obstante, estos tratamientos son costosos, temporales y requieren de la
vigilancia de la seguridad medioambiental.
Actualmente se han investigado un conjunto de tecnologías basadas en nanomateriales, ultrasonido,
microondas y campos electroestáticos; los nanomateriales han despertado mucho interés, pues estos
permiten un flujo adecuado a través de poros y oleoductos, facilitando así el tratamiento y retrasando la
precipitación de estas fracciones ocasionadas por la temperatura, cambios de presión, entre otras. El uso de
materiales inteligentes y el diseño de estructuras para contrarrestar la precipitación de asfaltenos,
valiéndose del estudio de las propiedades interfaciales están contribuyendo en la obtención de información
valiosa para la construcción de una herramienta que podría ser explotada en un futuro. Teniendo en cuenta
lo anterior, se sugiere abrir nuevos campos investigativos orientados hacia los parámetros que condicionan
el uso de las tecnologías basadas en nanomateriales, para garantizar la efectividad y el tratamiento óptimo
de la precipitación de los asfaltenos. En tal caso lo mejor es evitar la deposición manteniendo las variables
operacionales del sistema fuera del umbral de precipitación y mediante el apoyo de las técnicas de
predicción basadas en la interpretación de datos termodinámicos, condiciones de equilibrio de fases y
ecuaciones de estado como SRK, teniendo en cuenta que el depósito de asfaltenos producirá una pérdida
en la productividad del pozo, reflejada en la economía del proceso de refinación del crudo.
Referencias
[1] Servolab, «Calidad en todas las fases de Producción,» [En línea]. Available:
http://servolab.com.ve/soluciones/itemlist/category/15-petroleo-y-petroquimica. [Último acceso: 30
Enero 2014].
[2] A. Rodriguez, «Historia: La crisis del petróleo de 1973,» 15 Noviembre 2012. [En línea]. Available:
http://empleospetroleros.org/2012/11/15/historia-la-crisis-del-petroleo-de-1973/. [Último acceso: 30
Enero 2015].
[3] L. Vielma Lobo, «El rol del petróleo en la economía contemporánea: una visión para México,» 2014.
[En línea]. Available: http://energiaadebate.com/el-rol-del-petroleo-en-la-economia-contemporanea-
una-vision-para-mexico/. [Último acceso: 31 Enero 2015].
[4] F. Muciño, «Los países más ricos en oro negro. Publicación: revista Forbes.,» Revista Forbes, 18
Marzo 2014.
[5] Portafolio.co, «Las reservas de petróleo aumentaron 2,8% en el 2013,» 14 Mayo 2014. [En línea].
Available: http://www.portafolio.co/economia/reservas-petroleo-colombia-2013. [Último acceso: 31
Enero 2015].
[6] «Crudos pesados, la gran apuesta del sector,» 23 Enero 2013. [En línea]. Available:
http://www.colombiaenergia.com/featured-article/crudos-pesados-la-gran-apuesta-del-sector.
[Último acceso: 31 Enero 2015].
[7] C. González Posso, P. Ramírez Arango, L. González Perafán, J. Marie Mow y P. Álvarez Roa,
«Petróleo,» Bogotá, Colombia, 2013.
[8] G. Carvalho, J. Filogônio, T. Possato, Y. Souza y W. Vieira, «Asfaltenos,» 2013.
[9] L. Brito y G. Del Valle, «Modelaje termodinámico de la solubilidad de los asfaltenos de un
yacimiento en el oriente del país, utilizando la ecuación de estado (Ede) cubica de Peng Robinson.,»
2012.
[10] C. Ramirez Pacheco, «Nuevo surfactante en el control e inhibición de asfaltenos en un pozo-
yacimiento.,» 2010.
[11] V. Caballero, J. Castillo y M. Ranaudo, «Estudio de la cinética de agregación de asfaltenos de crudos
furrial y cerro negro mediante dispersión de luz. Universidad central de Venezuela. Facultad de
ciencias.» Revista de la facultad de ingenieria U.C.V , vol. 28, nº 3, 2013.
[12] B. C. Borges Rodríguez, E. Del Carpio, C. Urbina de Navarro y N. Ortega, «Caracterización
morfológica y espectroscópica de asfaltenos provenientes de diferentes crudos,» Revista
latinoamericana de metalurgia y materiales, pp. 218-229, 2014.
[13] H. Campos, «Estudio de extracción de asfaltenos del crudo extrapesado Carabobo.,» 2009.
[14] Nota técnica NO° 30, «Daño a la formación productiva por parafinas y asfaltenos (df).,» 2012.
[15] T. G. Ospino Caro, «Aspectos Generales Del Daño De Formación Por Depositación De Asfaltenos
En Yacimientos De Petróleo,» Medellín, 2009.
[16] A. Mansoori, «Remediation of Asphaltene and other Heavy,» Proceedings, pp. 12-23, 2010.
[17] E. Ariza León, J. F. Gutiérrez Quintero, A. A. Bolaño Cervantes y . E. R. Santafé Rangel, «Análisis
de la simulación de precipitación de asfaltenos en el crudo del Campo Colorado,» Revista Fuentes:
El Reventón Energético., vol. x, nº 1, pp. 55-62, 2012.
[18] T. Marín, «Modelo matemático para la estimación del porcentaje de asfaltenos en crudo en función
de la gravedad API, la temperatura y el índice de refracción,» 2013.
[19] E. Suárez Domínguez, J. Betancourt MarI, J. Llanos Pérez, J. Nieto Villar, A. Palacio Pérez y E.
Izquierdo Kulich, «Dimensión fractal de asfaltenos en capa delgada en presencia de un
estabilizante,» Revista Cubana de química, vol. 25, nº 3, pp. 311-317, 2013.
[20] I. Rodrigo Illanes , Refinación del petróleo, 2014.
[21] A. Ballard , O. Mullins y A. Pomerantz , «La ciencia de los asfaltenos revela secretos de los
yacimientos,» Oilfield, vol. 24, nº 4, pp. 14-25, 2013.
[22] C. Rojano, D. Gonzalez y C. Galeana , «Aseguramiento de flujo en los pozos Trion-1 y supremus-1,
cinturon plegado perdido, Golfo de Mexico Norte,» 2013.
[23] A. C. Rincón Chavez, L. t. Cabrales Campo, A. Restrepo Morales y Z. Calderón Carrillo,
«Asfaltenos, un daño severo en yacimientos altamente subsaturados de aceite volátil,» El Reventón
Energético, vol. 9, nº 2, pp. 73-84, Julio/Diciembre 2011.
[24] R. Osorio, «Asfaltenos en el yacimiento de petróleo. Ingeniería de yacimientos (reservorios),»
Petroblogger, 2010. [En línea]. Available: http://www.ingenieriadepetroleo.com/2010/10/asfaltenos-
en-el-yacimiento-de-petroleo.html. [Último acceso: 17 12 2014].
[25] . B. León Lagos, B. Ramirez Celis , J. Romero y T. Jiames, «Principales reacciones de la
petroquimica,» 14 Noviembre 2014. [En línea]. Available: https://prezi.com/9201dfreyrsm/copy-of-
asfaltenos/. [Último acceso: 28 Diciembre 2014].
[26] V. Hugo, «Eliminación de Parafinas y Asfaltenos,» 11 Noviembre 2014. [En línea]. Available:
https://prezi.com/cfxcqyf8-vyu/copy-of-copy-of-eliminacion-de-parafinas-y-asfaltenos/. [Último
acceso: 28 Diciembre 2014].
[27] H. Muhammad Ihtsham y B. Ghosh, «Dynamic asphaltene deposition control in pipe flow through,»
Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, Marzo 2014.
[28] M. Gafanhao Iglesias y J. Delgado, «Determinación del punto de precipitación de los asfaltenos en
crudos venezolanos,» Revista Ciencia E Ingeniería, pp. 225-232, 2008.
[29] S. d. P. Chavarría Gil y A. Niño Sandoval, «Evaluación del daño a la formación por precipitación de
parafinas y asfaltenos en el campo colorado,» Bucaramanga, 2010.
[30] G. J. Mujica Bolívar, «Estudio de la estabilidad de emulsiones de sistemas. crudo Boscán – Agua.
Decanato de estudios profesionales.,» 2010, Coordinación de licenciatura en química. Recuperado el
26 de enero de 2015. http:/.
[31] A. K. Rodríguez Cabello y S. N. Gaspar González, «Rodríguez, A. y Gaspar, S. (2012). Evaluación
de la resina de aceite de árbol (Copaifera Officinalis) como agente dispersante de asfaltenos,» 2012.
[32] O. Borges , «Los Asfaltenos y sus efectos en la producción del petróleo. Portal del petróleo.,» 4 junio
2013. [En línea]. Available: http://www.portaldelpetroleo.com/2013/04/los-asfaltenos-y-sus-efectos-
en-la.html. [Último acceso: 11 Enero 2015].
[33] E. Rodríguez, «Diseño de un sistema de inyección de anti-asfaltenico para minimizar el
taponamiento de los capilares de fondo en os pozos del Distrito Norte (PDVSA), estado Monagas,»
Puerto La Cruz, 2010.
[34] V. Andy, «Asfaltenos- Prezzi,» 2014. [En línea]. Available:
https://prezi.com/29net6wads28/asfaltanos/. [Último acceso: 27 Enero 2015].
[35] J. Palacios, «Síntesis de resinas fenol formaldehido etoxiladas y fenol formaldehido para uso como
desemulsionante y dispersante de asfaltenos,» Puerto La cruz, 2011.
[36] C. Zullian , «Manejo de petroleo y gas en superficie: asfaltenos,» Blogspot, 04 2014. [En línea].
Available: http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/asfaltenos.html. [Último acceso: 03
01 2015].
[37] L. D. Zarate Polo y S. A. Granada Ortiz , «Asfaltenos,» 8 Abril 2014. [En línea]. Available:
https://prezi.com/zlwlj6enstup/lizeth-dayana-zarate-polo/. [Último acceso: 3 Enero 2015].
[38] I. Velasquez y . J. C. Pereira, «Emulsiones de agua en crudo. Aspectos generales.,» Revista
ingenieria UC, vol. 21, nº 3, pp. 45-54, 2014.
[39] J. C. Rodríguez García, «Ruptura de emulsiones petroleras o/w y w/o mediante la medición de la
tensión interfacial, usando un tensiómetro de gota giratoria,» puerto la cruz, 2011.
[40] Delgado y J, «Precipitacion de Asfaltenos. Cuaderno FIRP S368NT,» Merida-Venezuela, 2015.
[41] Cundar y C, «Modelamiento Escalado del Daño por Precipitación - Depositación de Asfaltenos en
un Yacimiento de Petróleo,» Medellin, Colombia, 2013.
[42] L. Moura , M.F.P. Santos, E.L. Zilio, , M.P. Rolemberg, y A.C.S. Ramose «Evaluation of indices
and of models applied to the prediction of the stability of crude oils,» Journal of Petroleum Science
and Engineering, vol. 74, nº 1-2, pp. 77-87, 2010.
[43] E. Ghloum, M. Al-Qahtani y A. Al-Rashid «Effect of inhibitors on asphaltene precipitation for
Marrat Kuwaiti reservoirs,» Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 70, nº 1-2, pp. 99-
106, 2010.
[44] J. Ancheyta, Modeling of processes and reactors for upgrading of heavy petroleum, Taylor & Francis
Group, 2013.
[45] C. Herrera, «Un modelo de daño de formacion por precipitacion de asfaltenos a escala de campo:
aplicacion de un campo productor Colombiano,» 2014.
[46] Bitumen Engineering, «Automated Heithaus titration (AHT) test of bitumens / asphalt binders,»
2014. [En línea]. Available: http://www.bitumenengineering.com/library/modified-bitumens/40-
library/testing/97-automated-heithaus-titration. [Último acceso: 3 febrero 2015].
[47] Z. Chandio, M. Ramasamy y H. Mukhtar, «Investigation of effect of bulk temperature on
dissolution and precipitation of asphaltenes using flocculation onset titration,» Journal of Applied
Sciences, vol. 14, pp. 1093-1096, 2014.
[48] J. Sepúlveda, J. Bonilla y Y. Medina, «Predicción de la estabilidad de los asfaltenos mediante
lautilización del análisis SARA para petróleos puros,» Revista Ingenieria y Region, nº 7, 2010.
[49] oilfield wiki. The Oilfield Encyclopedia, «Asphaltenes,» 2013. [En línea]. Available:
http://www.oilfieldwiki.com/wiki/Asphaltenes. [Último acceso: 2 febrero 2015].
[50] H. Kallevik, «Asphaltenes,» 2014. [En línea]. Available:
http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/prosessering/gjester/2014Kallevik.pdf. [Último acceso: 6
Febrero 2015].
[51] J. Creek, J. Wang, J. Buckley, «Verification of Asphaltene-Instability-Trend (ASIST) Predictions for
Low-Molecular-Weight Alkanes,» SPE Production & Operations, vol. 24, nº 2, 2009.
[52] PetroWiki, «Thermodynamic models for asphaltene precipitation,» Society of petroleum engineers,
2013. [En línea]. Available:
http://petrowiki.org/Thermodynamic_models_for_asphaltene_precipitation. [Último acceso: 5
Febrero 2015].
[53] S. Zendehboudia, A. Shafieib, A. Bahadoric, L. Jamesa, A. Elkameld y A. Lohie, «Asphaltene
precipitation and deposition in oil reservoirs – Technical aspects, experimental and hybrid neural
network predictive tools,» Chemical Engineering Research and Design, vol. 92, nº 5, p. 857–875,
2014.
[54] G. Zahedi, A.R. Fazlalib, S.M. Hosseinia, G.R. Pazukic y L. Sheikhattara «Prediction of asphaltene
precipitation in crude oil,» Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 68, pp. 218-222,
2009.
[55] C. D. Cundar Paredes, «Modelamiento escalado del daño por precipitación - depositación de
asfaltenos en un yacimiento de petróleo,» Medellín, 2013.
[56] E. Ariza León, J. F. Gutiérrez Quintero, A. A. Bolaño Cervantes y E. R. Santafé Rangel, «Análisis
de la simulación de precipitación de asfaltenos en el crudo del campo Colorado.,» Fuentes: El
reventón energético, vol. 10, nº 1, 2012.
[57] W. C. Anju Kurup, «Development of asphaltene deposition tool (ADEPT),» Houston, 2011.
[58] CALSEP, «PC-SAFT Next Generation equation of state,» [En línea]. Available:
http://www.pvtsim.com/graphics/PCSAFT.pdf. [Último acceso: 1 Febrero 2015].
[59] S. R. Panuganti, F. M. Vargas , D. L. González , A. S. Kurup y W. G. Chapman, «PC-SAFT
characterization of crude oils and modeling of asphaltene phase behavior,» Fuel, vol. 93, p. 658–669,
2012.
[60] P. Sameer y F. M. Vargas, «Revisiting the PC-SAFT characterization procedure for an improved
asphaltene precipitation prediction,» Fuel, vol. 108, p. 417–429, 2013.
[61] KBC, «Multiflash™,» 2014. [En línea]. Available: http://www.kbcat.com/infochem-software/flow-
assurance-software-multiflash/asphaltene-flocculation. [Último acceso: 6 Febrero 2015].
[62] J. G. Guzmán, C. Narváez , M. Herrera, C. d. C. Palacios, C. A. Paz, S. O. Reyes, V. López, D. E.
Hernández, E. Hernández y C. A. Alma, «Dépositos de parafinas y asfaltenos en los campos
petróleros,» Campeche, 2012.
[63] Society of Petroleum Engineers, «Asphaltene problems in production,» 2013. [En línea]. Available:
http://petrowiki.org/Asphaltene_problems_in_production. [Último acceso: 2015 Enero 2015].
[64] V. Dávila González, «Compuesto aditivo para petróleo manejador de asfaltenos». US Patente WO
2012002790 A1, 5 Enero 2012.
[65] Halliburton solving challenges, «Paragon solvent,» 2008. [En línea]. Available:
http://www.halliburton.com/en-US/search/default.page?k=Paragon%E2%84%A2%20Solvent.
[Último acceso: 10 Enero 2015].
[66] Halliburton solving challenges, «Paraffin and asphaltene control,» 2008. [En línea]. Available:
http://www.halliburton.com/public/pe/contents/Brochures/Web/H04347.pdf. [Último acceso: 10
Enero 2015].
[67] M. Nemec, T. Willem , F. Justin y R. Taylor, «Remediation of asphaltene-induced plugging of
wellbores and production lines». US Patente 20150000915 A1, 1 Enero 2015.
[68] KBR, «ROSE® (Residuum oil supercritical extraction),» [En línea]. Available:
http://www.kbr.com/Technologies/Process-Technologies/Residuum-Oil-Supercritical-Extraction/.
[Último acceso: 11 Enero 2015].
[69] Halliburton, «Tarchek™ Asphaltene inhibitor,» 2007. [En línea]. Available:
http://www.halliburton.com/public/pe/contents/Chem_Compliance/web/H02246.pdf. [Último
acceso: 10 Enero 2015].
[70] E. Lara, «Evaluación del uso de la resina de sábila como inhibidor de la floculación de asfaltenos,»
2010.
[71] M. Leonett, «Evaluación del uso de la resina de árbol de aceite como agente inhibidor de
asfaltenos.,» 2011.
[72] S. Kian y A. R. Solaimany Nazar , «Evaluation of asphaltene inhibitors effect on aggregation
coupled sedimentation process,» Journal of Dispersion Science and Technology, vol. 35, nº 3, pp.
329-337, 2014.
[73] L. Goual , «Petroleum asphaltenes,» 2012.
[74] F. Soorghali , A. Zolghadr y S. Ayato, «Effect of resins on asphaltene deposition and the changes of
surface properties at different pressures: a microstructure study,» Energy and Fuels, p. 2415–2421,
2014.
[75] M. Anisimov, Y. M. Ganeeva , E. E. Gorodet, . V. A. Gorodetskii , Deshabo y Kosov , «Effects of
resins on aggregation and stability of asphaltenes,» Energy and fuels, p. 6200–6209, 2014.
[76] L. Geoffrey, G. Rios, S. Asomaning y P. Breen, «Asphaltene inhibitors for squeeze applications».
US Patente WO/2013/112503 A1, 1 Agosto 2013.
[77] A. Mastrangelo, H. Greenfield y J. W. Dunkerley, «Asphaltene inhibition». US Patente
WO/2014/193692 , 4 Diciembre 2014.
[78] A. Mastrangelo, «Asphaltene inhibition». US Patente WO/2014/193691, 4 Diciembre 2014.
[79] H. Labrador Sánchez, Z. Alvarado, R. Dorta y R. Aniello , «Síntesis y evaluación del N,N,N’-
Trimetril– N´-octadecil– 1,2-Diaminoetano (TODE) como dispersante de la fracción de asfalteno,»
Revista Digital de Investigación y Postgrado, vol. 4, nº 1, 2014.
[80] L. Goual, M. Sedghi, . X. Wang y . Z. Zhu, «Asphaltene aggregation and impact of alkylphenols,»
Langmuir, vol. 30, nº 19, p. 5394–5403, 2014.
[81] L. Goual y M. Sedghi, «Role of ion-pair interactions on asphaltene stabilization by
alkylbenzenesulfonic acids,» Journal of Colloid and Interface Science, vol. 440, p. 23–31, 2015.
[82] J. A. Guarin Carrillo, E. F. Agredo Pantoja , W. E. Nuñez Rozo y L. G. Marenco Garzon, «Aditivos
anti-gomas, anti-ensuciantes y dispersantes de asfalto y procedimiento para su obtención». Patente
WO2008068624 A2, 12 Junio 2008.
[83] . M. Castaneda Barcenas, H. I. Conde Belt, E. Gonzalez Buenrostro, Y. Douda, . R. Altamirano
Hernandez, S. Ramirez Lopez, M. Cassou Lozada, V. Y. Cervantes Mena, A. Pacheco Morales y L.
S. Rivera Zamudio, «Formulaciones de aditivo inhibidor dispersante de asfaltenos a base de
oxazolidinas derivadas de polialquil o polialquenil n-hidroxialquil succinimidas». Patente
WO2009078694 A1, 25 Enero 2009.
[84] M. F. Wilkes y M. C. Davies, «Asphaltene inhibition». United States Patente 7795183, 14
Septiembre 2010.
[85] S. Cook , W. Barton , D. Saccomando , A. Mayhew, J. Jones y . S. Carney, «Dispersante de
asfaltenos que contiene composiciones lubricantes». Patente WO 2011017148 A1, 10 Febrero 2011.
[86] Lubrizon Corporation, 2013. [En línea]. Available: https://espanol.lubrizol.com/Energy-and-
Water/Oilfield-Chemicals/Production/Asphaltene.html. [Último acceso: 13 Enero 2015].
[87] H. Belhaj, . H. Abu Khalifeh y N. Al-Huraibi, «Asphaltene stability in crude oil during production
process,» Petroleum & Environmental Biotechnology, vol. 4, nº 3, 2013.
[88] J. C. Díaz Alvarez, R. Ramiro Martínez , E. J. Patiño Reyes y R. Barrero Acosta, «Estudio
experimental sobre la eficiencia de un tratamiento de ultrasonido en un sistema de flujo continuo
para la reducción de viscosidad de crudo pesado,» Revista ION, vol. 26, nº 2, 2013.
[89] P. Kaushik, A. Kumar, T. Bhaskar, . Y. Sharma, D. Tandon y H. Goyal, «Ultrasound cavitation
technique for up-gradation of vacuum residue,» Fuel Processing Technology, vol. 93, nº 1, p. 73–77,
Enero 2012.
[90] I. Najafiab, S. M. Mousaviab, M. H. Ghazanfaribc, C. Ghotbib, A. Ramazanib, R. Kharratc y M.
Amani, «Quantifying the role of ultrasonic wave radiation on kinetics of asphaltene aggregation in a
toluene–pentane mixture,» Petroleum Science and Technology, vol. 29, nº 9, 2011.
[91] «Asphaltene flocculation inhibition with ultrasonic wave radiation: a detailed experimental study of
the governing mechanisms,» Advances in Petroleum Exploration and Development, vol. 2, nº 2, pp.
32-36, 2011.
[92] F. Bazzano, L. Bonoldi, C. Carati, C. Flego, A. Carugati , P. Cosmina , M. Franzan y G. Guadalupi,
«Fluidification of heavy oils: molecular effects of microwaves treatment.,» de World heavy oil
congress, Scotland, 2012.
[93] S. Mutyala, C. Fairbridgea, J. J. Paréb, J. M. Bélangerb, S. Nga y R. Hawkinsa, «Microwave
applications to oil sands and petroleum: A review,» Fuel Processing Technology, vol. 91, nº 2, pp.
127-135, 2011.
[94] A. Izquierdo Romero, «Biodegradación de HAPs durante la bioremediación aeróbica de suelos
contaminados con hidrocarburos del petróleo. Análisis de poblaciones bacterianas y genes
funcionales,» Barcelona, 2013.
[95] C. Uribe Alvarez , M. Ayala , L. Perezgasga y L. Naranjo , «First evidence of mineralization of
petroleum asphaltenes by a strain of Neosartorya fischeri,» Microbial Biotechnology, vol. 4, nº 5, p.
663–672, 2011.
[96] C. Fernández , M. Llobregat, B. Jimènez, V. Altomare y H. Labrador, «Biodegradación de asfalteno
y resinas por microorganismos presentes en suelo contaminado con hidrocarburo,» 2008.
[97] B. Pernía , J. Demey, Y. Inojosa y N. Briceño, «Biodiversidad y potencial hidrocarbonoclástico de
hongos aislados de crudo y sus derivados: Un meta-análisis,» Revista latinoamericana de
biotecnologia, vol. 3, nº 1, pp. 1-39, 2012.
[98] D. Loya del Angel, «Tecnologias para la restauración de suelos contaminados por hidrocarburos,»
Tuxpan de Rodriguez Cano, 2013.
[99] J. D. Restrepo, «Partículas invisibles para extraer petróleo,» El Tiempo, 23 Mayo 2014.
[100] Corte y F. B. Cortés Correa, «Nanofluidos aplicados al petróleo,» Medellín, 2014.
[101] R. Zabala , E. Mora, O. Botero, C. Cespedes, L. Guarin, C. Franco, F. Cortes, . J. Patino y N. Ospina,
«Nano-technology for asphaltenes inhibition in Cupiagua South Wells,» de International Petroleum
Technology Conference , 2014.
[102] R. Parsaei, Y. Kazemzadeh, M. Malayeri y M. Riazi, «Impact of Fe3O4 nanoparticles on asphaltene
precipitation during CO2 injection,» Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 22, p.
227–234, 2015.
[103] B. Mirzayi y N. Naghdi Shayan, «Adsorption kinetics and catalytic oxidation of asphaltene on
synthesized maghemite nanoparticles,» Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 121, p.
134–141, 2014.
