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8/20/2019 1 Microbes

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Microbios: ¿Enemigos oaliados de los campos petroleros?

Los microbios tienen una larga historia en la industria del petróleo y el gas.

Los nuevos métodos de análisis molecular, junto con un mayor conocimiento de la

identidad y la química de los microbios, han permitido avances en la lucha contra

la corrosión influenciada microbiológicamente y contra el daño del yacimiento.

Los científicos también aplican estos avances al desarrollo de nuevos métodos

de recuperación de petróleo asistida microbiológicamente y de biorremediación.

Zdenko AugustinovicDONG E&P Hoersholm, Dinamarca

Øystein BirketveitM-I SWACO Bergen, Noruega

Kayli ClementsMike FreemanM-I SWACO Houston, Texas, EUA

Santosh GopiM-I SWACO Accra, Ghana

Thomas Ishoey

Glori Energy, Inc.Houston, Texas, EUA

Graham JacksonHusky Energy Inc.Calgary, Alberta, Canadá

Gregory KubalaSugar Land, Texas

Jan LarsenMaersk Oil Copenhague, Dinamarca

Brian W.G. MarcotteTitan Oil Recovery, Inc.Los Ángeles, California, EUA

Jan ScheieM-I SWACO Stavanger, Noruega

Torben Lund SkovhusInstituto Tecnológico Danés Aarhus, Dinamarca Egil SundeStatoil Stavanger, Noruega

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.

Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Sonny Espey, M-I SWACO, Houston y DietmarSchumacher, Geo-Microbial Technologies Inc., Ochelata,Oklahoma, EUA.

AERO es una marca registrada de Glori Energy, Inc.

Vivimos en un mundo natural de extremos encuanto a tamaño y escala. Los extremos topográfi-cos abarcan desde las montañas hasta los desier-tos y las fosas oceánicas. Estos extremos incluyenun lugar tan pequeño que no podemos verlo direc-tamente: el mundo invisible de los microbios.

Los microbios son la forma de vida más abun-dante en el planeta; ninguna otra forma se les acercaen términos de números, diversidad o hábitat.Fueron el primer eslabón en la cadena evolutiva yson parte esencial de la biota terrestre.1 Los micro-bios catalizan transformaciones importantes enla biosfera, producen componentes clave de laatmósfera y representan una gran parte de ladiversidad genética del planeta. El número de célu-las microbianas en la Tierra se ha estimado entre4 y 6 x 1030 células y esta masa acumulada contienede 350 a 550 x 1015 g de carbono. Los microbios sedistribuyen por todas partes, incluso en lugaresmás calientes, más fríos, más secos y más profun-dos que lo que los seres humanos pueden tolerar.Esta amplia distribución supone que las opera-ciones de exploración y producción petrolerassiempre deben lidiar con microbios.

Los microbios tienen una larga historia en elcampo petrolero. En análisis de aguas producidasde yacimientos someros en la década de 1930 y 1940se encontraron poblaciones abundantes.2 A pesar

de estos hallazgos, los científicos de la épocacreían que la temperatura, la presión y la salini-dad en la mayoría de los yacimientos eran dema-siado hostiles como para que los microbiosprosperaran. Sin embargo, con el inicio de la pro-ducción de petróleo y gas en el Mar del Norte enla década de 1960 quedó demostrado que lossupuestos iniciales no eran correctos. Los micro-bios en estos yacimientos no sólo vivían en condi-ciones extremas, sino que además producíanácido sulfhídrico [H2S]. Como resultado de lainyección de agua de mar rica en sulfatos en los

yacimientos del Mar del Norte se produjo el fenó-meno de agriamiento, o aumento del H2S, lo queen última instancia generó corrosión en los equi-pos de superficie y de fondo de pozo. Otro efectoinicial negativo de los microbios fue el tapona-miento de las formaciones con biomasa durantela inyección de agua.3

Sin embargo, no todas las experiencias inicia-les con microbios relacionadas con la producciónfueron negativas. Algunos operadores observaronque la inyección de materiales a base de azúcar,que los microbios residentes podían utilizar

como alimento, hacía aumentar la producción depetróleo, aunque los resultados a menudo erantemporarios e incongruentes.4 En las últimasdécadas, gran parte de la investigación sobre los

1. Whitman WB, Coleman DC y Wiebe WJ: “Prokaryotes:The Unseen Majority,” Proceedings of the NationalAcademy of Sciences 95, nro. 12 (9 de junio de 1998):6578-6583.

2. Bass C y Lapin-Scott H: “The Bad Guys and the GoodGuys in Petroleum Microbiology,” Oilfield Review 9,nro. 1 (Primavera de 1997): 17-25.

3. Chang CK: “Water Quality Considerations in Malaysia’sFirst Waterflood,” Journal of Petroleum Technology 37,nro. 9 (Septiembre de 1985): 1689-1698.

4. Rassenfoss S: “From Bacteria to Barrels: MicrobiologyHaving an Impact on Oil Fields,” Journal of PetroleumTechnology 63, nro. 11 (Noviembre de 2011): 32-38.


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del yacimiento y la corrosión asociada, y nuevasdirecciones para la recuperación de petróleo asistida microbiológicamente (MEOR). Otros avanceincluyen la investigación en biorremediación quepermite la eliminación segura de los residuos sólidos de los campos petroleros en el suelo común.

C biomasa

C nutrientes

O2

CO2 + H2O

H2S

N2

SO42–

NO3–

O2

Reductores de sulfatos

Reductores de nitratos

Oxidación aeróbica

Combustión

Acumulación

microbios en campos petroleros se centró enestrategias a corto plazo para mitigar los efectosnegativos o bien para mejorar los positivos, peroeste trabajo estuvo basado en una comprensiónparcial de los mecanismos microbiológicos.

La capacidad para controlar y aprovechar losmicrobios es clave en algunos de los grandes avan-ces de la ciencia que se ocupa de los microbios enel campo petrolero. Este progreso se ha visto favo-

recido por los nuevos métodos de análisis que danuna visión más completa de la identidad, canti-dad, comportamiento y función de los microbios.Los avances incluyen la adición de químicos sim-ples al agua de inyección, lo que proporciona uncontrol ambientalmente seguro del agriamiento


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Este artículo se refiere a los microbios en elcampo petrolero y describe técnicas para su análisis

y para controlar los efectos negativos y aprovecharlas características positivas. Algunos casos de estu-dio de Canadá y EUA demuestran cómo se empleanestas técnicas en entornos de producción.

El mundo microbiano

Los sistemas de clasificación biológica han evolu-

cionado a la par con los métodos de detección delos microbios. A principios del siglo XIX, lo que no eraun mineral o un vegetal se consideraba un animal.El descubrimiento de que las bacterias podíanser consideradas vegetales o animales condujo areformulaciones del sistema de clasificación bioló-gica para los organismos vivos, que permanecen enla era actual. Propuesta hace más de 30 años, laclasificación actualmente aceptada en tres dominiosprimarios tiene sus raíces en métodos de análisismolecular, incluida la secuenciación del genoma.5 Los tres dominios son: bacterias, arqueas (Archaea)

y eucariotas (Eucarya) (izquierda, extremo superior).

Las bacterias y las arqueas —llamadas colectiva-mente procariotas— son los organismos que afectanel campo petrolero (izquierda, extremo inferior).

Fósiles de organismos procariotas que vivie-ron hace 3 500 millones de años fueron encontra-dos en el oeste de Australia y Sudáfrica; durante2 000 millones de años fueron la única forma de

vida en la Tierra. Las células eucariotas más gran-des y complejas no aparecieron hasta mucho des-pués, hace unos 1 500 ó 2 000 millones de años.Las arqueas y bacterias que constituyen las pro-cariotas se diferencian de las células de organis-mos eucarióticos complejos, como las plantas ylos animales. Las células procariotas no poseenun núcleo compartimentado y cada célula puedetener existencia independiente.6 A diferencia delas plantas y los animales, los procariotas nosolían ser considerados organismos capaces deinteractuar con su ambiente, pero este punto de

vista quizás esté cambiando. Los investigadoreshan demostrado que muchas bacterias tienencomunicación de célula a célula a través de molé-culas de señalización llamadas autoinductoras.Esta señalización se denomina detección de quó-rum y permite a los microbios controlar y respon-

der a sus entornos.7

Los organismos procariotas se encuentran entodos los lugares de la Tierra y prosperan en hábi-tats extremos. Desde las aguas termales, los desier-tos áridos y las profundidades del océano a loscasquetes polares y las formaciones subterráneas,estos organismos unicelulares soportan condicio-nes que los seres humanos no pueden tolerar.8

> Árbol de la vida. La vida en la Tierra se divide en tres dominios primarios: bacterias (izquierda, azul),arqueas (centro , rosa) y eucariotas (derecha, verde). Esta clasificación abarca todo el reino de losorganismos vivos, desde las proteobacterias que contienen la salmonella que ocasiona la enfermedaddigestiva hasta las plantas y animales más familiares. El orden y la longitud de las ramas se basan enla secuenciación genética.

Espiroquetas

Bacterias Arqueas Eucariotas

Methanosarcina

Methanobacteria

Methanococcus

Thermococcus

Thermoproteus

Pyrodictium

Halófilos

Entamoeba

Mohosmucilagi-nosos

Animales

Fungi

Plantas

Ciliados

Flagelados

Tricomonadas

Microsporidias

Diplomonadas

Proteobacterias

Cianobacterias

Planctomicetos

Termotogas

Aquifex

Verdesfilamentosas

Bacteroides

Grampositivas

> Bacteria. La célula bacteriana está rodeada de una cápsula, la pared celular y la membrana plasmática.En el interior de la célula se encuentra el citoplasma, una sustancia homogénea y gelatinosa. El principalcomponente interior primario es el nucleoide, que contiene el material cromosómico. Los plásmidos,que contienen ácido desoxirribonucleico (ADN), y los ribosomas, que contienen ácido ribonucleico(ARN), son otros componentes interiores esenciales. Aunque no todas las bacterias son móviles,muchas utilizan un flagelo con forma de látigo para desplazarse en medios acuosos. El tamaño delas bacterias y otras células procariotas varía entre 10 -5 m y 10-6 m.

Flagelo

CápsulaPared celularMembranaplasmática

Citoplasma

Ribosoma

Plásmido

NucleoideEucariotas

Virus

Moléculas pequeñas

Átomos

Proteínas

Procariotas

10–3

10–4

10–5

10–6

10–7

10–8

10–9

10–10

T a m a ñ o ,

m


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Estos microbios pueden permanecer en estadolatente durante miles de años, pero pueden reacti-

varse rápidamente, a menudo en días o semanas.Su amplia distribución en una variedad de hábi-tats y condiciones significa que los microbios estánsiempre presentes durante las actividades deexploración y producción. Algunos microbios sonautóctonos de los yacimientos, mientras que otrospueden introducirse durante las operaciones de

perforación, reparación o inyección de agua.Estas formas de vida unicelulares tienen una ten-dencia innata a adherirse a las superficies derocas y metales y pueden reunirse en masas lla-madas biopelículas. Las biopelículas generadaspor los microbios proporcionan un refugio seguropara su crecimiento y en última instancia puedenocasionar problemas serios tanto en los equiposcomo en los yacimientos (derecha).

Los nuevos métodos de enumeración e identi-ficación de las bacterias y arqueas han permitidoa los científicos comprender mejor el comporta-miento y la química microbianos. A su vez, sus

esfuerzos han dado lugar a una identificación másprecisa de los problemas causados por los micro-bios, así como mejores medios para resolverlos.Tomados en conjunto, estos métodos ofrecen aloperador herramientas para controlar los micro-bios en lugares donde sus efectos son perjudicia-les y para explotar sus características positivas.

Enemigos y aliados

Aunque los microbios y los seres humanos han exis-tido como enemigos y como aliados durante muchotiempo, los roles de los microbios en estas relacio-nes han sido reconocidos sólo en el pasado reciente.En la lucha contra las enfermedades infecciosas, lasbacterias fueron identificadas hace unos 150 añosentre los culpables.9 Como aliados industriales,

los microbios desempeñaron un papel clave en lalixiviación del cobre del agua de drenaje de las

minas, una práctica en la región del Mediterráneoalrededor del 1000 AEC, pero su papel en el pro-ceso era desconocido hasta mediados de ladécada de 1950.10

Gran parte de la experiencia con los microbiosen la exploración y producción de petróleo y gas seha adquirido en los últimos 75 años. Uno de los pri-meros encuentros con microbios en un ambientede producción tuvo lugar a fines de la década de1950, durante una operación de inyección deagua.11 Los microbios producen polisacáridos dealto peso molecular que se depositan en la inter-fase entre la formación y el pozo y en otras super-ficies de la formación como una biopelícula.12 Esta biopelícula es el pegamento que mantiene

juntos a los microbios. Dadas las condiciones

adecuadas, los microbios seguirán creciendodividiéndose y taponando poros, lo que dismi

nuirá la eficacia de la inyección de agua para edesplazamiento del petróleo. Como resultado, loprimeros métodos de control de la calidad deagua incluyeron la filtración por membrana y euso de agentes oxidantes fuertes como biocidas.1

Las aplicaciones posteriores para control de la inyección de agua emplearon biocidas no oxidantes.

Poco después de que los operadores aprendieron a manejar el taponamiento con microbios producido durante las operaciones de inyección deagua se encontraron con otro problema significativo, la corrosión inducida microbiológicamente(MIC), que es la corrosión causada por la acciónde los microbios.14 Este tipo de corrosión puedeocurrir en cualquier parte del ambiente de producción; en los tubulares de fondo de pozo, en lo

5. Woese CR y Fox GE: “Phylogenetic Structure of theProkaryotic Domain: The Primary Kingdoms,”Proceedings of the National Academy of Sciences 74,nro. 11 (1º de noviembre de 1977): 5088–5090.

Woese CR, Kandler O y Wheelis ML: “Towards a NaturalSystem of Organisms: Proposal for the Domains Archaea,Bacteria and Eucarya,” Proceedings of the NationalAcademy of Sciences 87, nro. 12 (1º de junio de 1990):4576–4579.

Todar K: “Todar’s Online Textbook of Bacteriology,”http://www.textbookofbacteriology.net (Se accedióel 24 de mayo de 2012).

6. Aunque las bacterias y arqueas que componen lasprocariotas son similares en tamaño y estructura,las estructuras de sus genomas y sus metabolismosdifieren.

7. Taga ME y Bassler BL: “Chemical Communication AmongBacteria,” Proceedings of the National Academy ofSciences 100, suplemento 2 (25 de noviembre de 2003):14549–14554.

> Formación de la biopelícula. El crecimiento de las biopelículas es un proceso gradual que comienzacon el transporte de los microbios hasta una superficie de metal o roca (A). Los microbios absorbenlas moléculas orgánicas de su entorno para formar una película (B) compuesta de exopolímeros —azúcares— que permiten a los microbios permanecer adheridos tanto a la superficie como entre sí (C).A medida que la biopelícula se expande (D), su tamaño protege a los microbios del interior contra losbiocidas. Finalmente, cuando la biopelícula crece hasta que alcanza un tamaño determinado, algunosmicrobios son liberados (E) para formar nuevas áreas de crecimiento.

Biopelícula

Superficie de metal o roca

Microbios

A B C D E

8. Bass y Lapin-Scott, referencia 2.

Científicos daneses descubrieron microbios que vivíanen sedimentos no perturbados de más de 86 millonesde años. Los microbios consumen oxígeno encantidades demasiado pequeñas como para sermedidas directamente. Para obtener más información,consulte: Bhanoo SN: “Deep-Sea Microbes That BarelyBreathe,” The New York Times (21 de mayo de 2012),http://www.nytimes. com/2012/05/22/science/deep-sea-microbes-that-barelybreathe.html(Se accedió el 22 de mayo de 2012).

9. Santer M: “Joseph Lister: First Use of a Bacterium as a‘Model Organism’ to Illustrate the Cause of InfectiousDisease of Humans,” Notes & Records of the RoyalSociety 64, nro. 1 (Marzo de 2010): 59–65.

10. Brierley CL: “Microbial Mining,” Scientific American 247,nro. 2 (1982): 42–50.

11. Lee D, Lowe D y Grant P: “Microbiology in the Oil Patch:A Review,” documento 96-109, presentado en la ReuniónTécnica Anual de la Sociedad del Petróleo, Calgary,10 al 12 de junio de 1996.

12. Los polisacáridos son moléculas de carbohidratoslargas compuestas de unidades que se repiten yconstituyen fuentes comunes de energía para lasbacterias. Para obtener más información, consulte:Todar, referencia 5.

13. Mitchell RW y Bowyer PM: “Water Injection Methods,”documento SPE 10028, presentado en la Exhibición ySimposio Técnico Internacionales del Petróleo, Beijing,17 al 24 de marzo de 1982.

14. La bibliografía sobre los microbios asociados con losambientes de campos petroleros utiliza numerososacrónimos para procesos inducidos por microbios, talescomo MIC o MEOR. No es raro encontrar “microbiano”y “microbiológicamente” como los términos iniciales enestos acrónimos, dependiendo de la referencia; los

términos son esencialmente equivalentes.


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equipos de superficie y en las tuberías. Puede cau-sar rupturas que obstaculizan gravemente las ope-raciones (arriba). Algunos informes de la décadade 1980 demostraron que la causa de la MIC eranbacterias sulfatorreductoras (SRB).15 Las SRBsuelen vivir en ambientes acuosos anaeróbicos yutilizan los ácidos orgánicos y el hidrógeno de la

biomasa en descomposición como nutrientes, oxi-dando los nutrientes al tiempo que reducen el sul-fato en el agua a H2S. El papel de las SRB en lainiciación de la MIC es complejo e involucra no

sólo las biopelículas que atrapan productos dedesecho microbianos corrosivos sino, además, reac-ciones electroquímicas en la superficie metálica.Las explicaciones iniciales apuntaban hacia unaenzima productora de SRB que remueve el hidró-geno catódico del acero, lo que provoca unarápida picadura de la superficie.16

La MIC es una ocurrencia común en el campopetrolero y para controlarla los operadores suelentratar el agua inyectada y producida para mitigarla acción microbiana. La esterilización total del

agua es imposible y las estrategias de control delos microbios se han centrado generalmente en ladesinfección; es decir, en la reducción del númerode microbios a niveles aceptables, matando unagran parte de la población con un biocida.

Si el biocida es un agente oxidante fuerte, talcomo el cloro, se añade al agua de inyección en

forma continua. Los biocidas no oxidantes, queson los más utilizados en las operaciones actuales,se añaden de manera intermitente (próximapágina, arriba). Cada lote de biocida mata una

Cecilie

Nini

Siri

Inyección de agua

Stine

Inyección de agua

Levantamiento artificial por gas

Polifásico

Petróleo

Umbilical

1 3 k m

9 km

32 km

Almacenamiento de petróleo

15. Cord-Ruwisch R, Kleinitz W y Widdel F: “Sulfate-Reducing Bacteria and Their Activities in OilProduction,” Journal of Petroleum Technology 39,nro. 1 (Enero de 1987): 97-106.

16. Lee y otros, referencia 11.17. Campbell S, Duggleby A y Johnson A: “Conventional

Application of Biocides May Lead to Bacterial Cell Injury

Rather Than Bacterial Kill Within a Biofilm,” documentoNACE 11234, presentado en la Conferencia Anual yExposición sobre Corrosión de la NACE, Houston, 13 al17 de marzo de 2011.

18. Maxwell S y Campbell S: “Monitoring the Mitigation ofMIC Risk in Pipelines,” documento NACE 06662,

presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobreCorrosión de la NACE, San Diego, California, EUA, 12 al16 de marzo de 2006.

19. Eckert R y Skovhus TL: “Using MolecularMicrobiological Methods to Investigate MIC in the Oiland Gas Industry,” Materials Performance 50, nro. 8(agosto de 2011): 50-54.

> Corrosión inducida microbiológicamente (MIC). Operada por DONG E&P, la plataforma Siri (centro ) está situada en el Mar del Norte, a 220 km [137 millas]al oeste de la costa danesa y está flanqueada por las plataformas satélites más pequeñas Cecilie ( izquierda) y Nini (derecha). Cinco campos —Siri, Nini,Nini Este, Cecilie y Stine— producen de yacimientos que se encuentran a una profundidad de 1 800 a 2 200 m [5 900 a 7 220 pies] por debajo del nivel del mar.

Las líneas tendidas en el fondo del mar entre las tres estructuras y los pozos transportan petróleo y gas, gas para operaciones de levantamiento artificialy agua de inyección para el soporte de presión. En el año 2007, se produjo una ruptura en una línea de inyección de agua de 25,4 cm [10 pulgadas] ( inserto ),a 3 km [2 millas] de la plataforma Siri. La investigación posterior reveló que el depósito de MIC en el sitio de ruptura era una mezcla de sulfuro de hierro yotros subproductos de corrosión junto con microbios y polisacáridos mucilaginosos. Estos depósitos permiten a las procariotas sulfatorreductoras (SRP)y otros microbios problemáticos crecer protegidos de los biocidas. (Adaptado con autorización de DONG E&P.)


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parte de la población de microbios, pero los sobre- vivientes pueden recuperarse entre las dosis. Algunas investigaciones recientes indican que losbiocidas pueden no ser tan eficaces como se pen-saba previamente, que quizás sólo dañen o inhi-ban a los microbios, pero no los maten.17

Aunque los biocidas puedan ser eficaces en lalucha contra la MIC, existen informes de fallas deequipos a pesar que el tratamiento y el examen

de estos incidentes reveló que la aplicación delbiocida era errática e irregular.18 Hasta hace poco,a diferencia de los agentes corrosivos comunes, nose disponía de herramientas eficaces para prede-cir y cuantificar el riesgo de corrosión inducidapor los microbios. La combinación de los métodosde ensayo basados en el genoma y las deficienciasde los biocidas y sus riesgos ha dado lugar a unnuevo enfoque en el manejo de la MIC en ambien-tes de producción. Este enfoque utiliza métodosmicrobiológicos moleculares (MMM) y representaun cambio fundamental en la evaluación de losefectos de los microbios.19 Estos métodos —hibri-

dación fluorescente en sitio (FISH), reacción encadena de la polimerasa cuantitativa (qPCR) yuna técnica de tinción de microbios que utilizauna tinción fluorescente conocida como 4,6-dia-midino-2-fenilindol (DAPI)— permiten a loscientíficos comprender más exhaustivamente lasidentidades, cantidades y comportamientos de losmicrobios involucrados en la MIC.

Para apreciar la importancia de estos méto-dos es importante comprender cómo los micro-bios han sido manipulados en el laboratorio antesde la introducción de los MMM. Los métodosmicrobiológicos tradicionales para la identifica-ción y enumeración se basaban en la dilución y elcultivo en serie en medios nutrientes por períodosrelativamente largos, a menudo de hasta 30 días.Incluso después de estos períodos prolongados,menos del 10% de los microbios viables podían sercultivados. No es de extrañar que los resultados delaboratorio basados en los métodos tradicionalesde dilución y cultivo en serie no se correlacionaranbien con los resultados de campo.

Por el contrario, los resultados de la aplica-ción de las técnicas FISH, DAPI y qPCR revelanidentidades y una distribución casi completas de

los microbios de interés en los sistemas de pro-ducción de petróleo. Estos nuevos métodos utili-zan una combinación de microscopía, análisis delmaterial genético celular y reacciones enzimáti-cas para obtener una enumeración completa delos microbios presentes en la muestra (derecha).

Además, los resultados están disponibles en díasen lugar de semanas. Estos métodos permiten a los

> Tratamiento con biocidas. Los equipos marinos de superficie se tratancomúnmente con biocidas para prevenir la MIC y la precipitación delsulfuro de hierro del H2S producido. En el Mar del Norte, los ingenieros

trataron un tanque colector de petróleo recuperado con glutaraldehído ylos datos obtenidos mostraron cómo cambiaban con el tiempo lasconcentraciones de biocida y H2S. El efluente del tanque colector fueanalizado para determinar el glutaraldehído residual y el sulfuro comomarcador de H2S. Los datos del estudio muestran los resultados esperadosdespués del tratamiento con biocida. A medida que la alta concentraciónde biocida mata los microbios problemáticos, la concentración de sulfuro

cae bruscamente. Con la mayor concentración de biocida, la concentraciónde sulfuro alcanza el nivel mínimo. Ambas tendencias se revierten cuandoel biocida es eliminado del sistema. El biocida se vuelve a aplicar cuando elsulfuro regresa a un nivel de umbral.

1 2 3

Tiempo, d

Sulfuro

Biocida

S u l f u r o ,

p p m

B i o c i d a ,

p p m

0 0

200

400

600

800

1 000

1

5

4

3

2

In ic io Parada

Biocida

> Métodos microbiológicos moleculares. Estos métodos de laboratorio permiten la caracterización ydeterminación de las proporciones relativas de microbios presentes en los sistemas de producciónde petróleo. El cultivo tradicional de microbios mediante la utilización de la dilución en serie produce elnúmero más probable (NMP) de microbios, que puede representar sólo una pequeña fracción del número

total realmente presente. Por el contrario, los MMMs representan un trío de nuevos métodos —FISH,DAPI y qPCR— que dividen la población de microbios en organismos que se encuentran activos, inactivosy muertos. El análisis FISH consiste en los procesos de tinción y microscopía para examinar los microbiosvivos o activos. La tinción fluorescente, DAPI, se une al ADN y cuantifica los microbios activos y losmicrobios inactivos. El método qPCR emplea una reacción enzimática que proporciona informaciónadicional sobre todos los grupos microbianos. Cuando estos métodos se emplean juntos, los científicosobtienen una enumeración y caracterización completas de los microbios en una muestra. (Adaptado conautorización de DTI Oil & Gas, Instituto Tecnológico Danés.)

Muertos

Activos

Inactivos

Caracterización y proporciones relativas de microbios

NMP: número más probable

FISH: hibridación fluorescente en sitio

DAPI: 4,6-diamidino-2-fenilindo

qPCR: reacción en cadena de la

polimerasa cuantitativa


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científicos entender de manera más exhaustiva laquímica de la MIC sobre una superficie metálica.Mediante la utilización de los MMMs, los científi-cos descubrieron que la corrosión involucra nosólo las SRB sino también otros microbios quecontribuyen a la producción de H2S y metano[CH4] (arriba).20

Esta complejidad de la MIC es ilustrada porlos trabajos de laboratorio recientes llevados acabo con equipos de superficie en el sector danésdel Mar del Norte. En el año 2008, un separadorde agua producida del campo Halfdan mostró altosíndices de corrosión en la tubería de acero al car-bono para salida de agua. El caño mostraba picadu-ras e incrustaciones severas en el metal y loscientíficos determinaron que la la causa era la MIC

(página siguiente).21

Los microbios responsables delos problemas de corrosión en el campo Halfdan noson las únicas variedades que pueden causar MICen los sistemas de producción. Las bacterias pro-ductoras de ácido (APB) son microbios que produ-cen ácidos orgánicos en determinadas condiciones.Estos ácidos pueden hacer que el pH caiga losuficiente como para crear condiciones favora-bles a la corrosión en superficies metálicas, comolas de los componentes de los sistemas de bom-beo sumergibles.22 Por lo general, las APB se con-trolan mediante la desinfección con biocida, loque también puede ayudar a controlar las SRB.23

Nuevas teorías y soluciones

El H2S producido durante la MIC en el pozo y el yacimiento por la acción de las células procario-tas sulfatorreductoras (SRP) contribuye al agria-miento del yacimiento.24 Existen formas nuevas yeficaces para controlar el agriamiento, pero ésteno es un problema nuevo para los productores.

Algunos yacimientos son ácidos como resultadode los altos niveles de H2S que han estado presen-tes durante los períodos geológicos. No obstante,muchos yacimientos son ácidos como consecuen-cia de la inyección de agua de mar para la recupe-ración secundaria.25 Las SRP que viven cerca delpozo y en el yacimiento tienen necesidades simplespara crecer; requieren sulfato, carbono y nutrientes.

El agua de mar es rica en sulfato y el agua de for-mación del yacimiento normalmente contieneabundantes ácidos grasos de cadena corta quesuministran el carbono y otros nutrientes.26 Si sesuma un régimen de temperaturas adecuadas yse inyecta agua de mar, el resultado final es inevi-table: el agriamiento.

Exactamente cómo y en qué medida se pro-duce el agriamiento ha sido objeto de recientes

cuestionamientos y la situación puede no impli-car el simple desarrollo microbiano desde elinyector de agua por todo el recorrido hasta lasalida del agua producida.27 Las nuevas investiga-ciones se basan en datos que muestran que lacantidad de H2S producido es congruente con laproducción sólo en la proximidad inmediata delpozo, pero no en toda la formación. Los científi-cos han llegado a la conclusión de que los niveleselevados de metales pesados, hidrocarburos solu-bles en agua y subproductos de la actividadmicrobiana inhiben el crecimiento de microbiosen el yacimiento. Otro resultado de estas investi-

gaciones es un modelo que muestra cómo el H2Sproducido en la proximidad del pozo se mueve através del yacimiento. Las primeras teorías sebasaban en un modelo simple de zona de mezclaque predecía la irrupción rápida de H2S. Los datosmuestran lo opuesto: varios volúmenes de porosdel yacimiento deben ser desplazados antes deque se produzca la irrupción de H2S. Este modelomás reciente asume que la mayor parte de lageneración de H2S tiene lugar en una biopelículacerca del pozo inyector y que el yacimiento no esmás que una zona de transporte y adsorción.

Independientemente de cómo se produce, elagriamiento plantea muchos problemas para laindustria, que incluyen la corrosión de las líneasde conducción y los equipos de superficie, el tapo-

20. Larsen J, Rasmussen K, Pedersen H, Sørensen K,Lundgaard T y Skovhus TL: “Consortia of MIC Bacteriaand Archaea Causing Pitting Corrosion in Top Side OilProduction Facilities,” documento NACE 10252,presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobreCorrosión de la NACE, San Antonio, Texas, EUA,14 al 18 de marzo de 2010.

21. Skovhus TL, Holmkvist L, Andersen K, Pedersen H yLarsen J: “MIC Risk Assessment of the Halfdan OilExport Spool,” documento SPE 155080, presentado enla Conferencia y Exhibición Internacional sobreCorrosión en el Campo Petrolero de la SPE,Aberdeen, 28 al 29 de mayo 2012.

22. Adams DL: “Microbiologically Influenced Corrosion ofElectrical-Submersible-Pumping-System ComponentsAssociated With Acid-Producing Bacteria andSulfate-Reducing Bacteria: Case Histories,” documentoSPE 136756, presentado en la Conferencia de Ingenieríadel Petróleo de América Latina y el Caribe de la SPE,Lima, Perú, 1º al 3 de diciembre de 2010.

23. Bagchi D, Periera AP, Chu J, Smith JP y Scheie J:“Successful Mitigation of Microbiologically InfluencedCorrosion in Waterflood Pipelines and ProcessEquipment,” en Blackwood DJ (ed): Actas sobre

> Reacciones de la corrosión. Un complejoconjunto de reacciones subyace la producciónde la MIC sobre una superficie metálica.Estas reacciones son influenciadas fuertementepor la respiración de las procariotassulfatorreductoras y las metanógenas(trayectorias azul y roja, extremo superior ).Este conjunto de reacciones se ilustra mejormediante una enumeración de las reaccionesnetas para la reducción del sulfato y laproducción de CH4 (extremo inferior ). En lareacción neta de la reducción del sulfato, elhierro [Fe], el H2S y el ion sulfato [SO42–] secombinan para dar FeS y agua. En la reacciónneta de la producción de CH4, el Fe, el H2S yel dióxido de carbono [CO2] se combinan paradar FeS, agua y CH4. (Adaptado de Larsen yotros, referencia 20.)

FeS

Reacciones netas

H2S

CO2

Metanógenas

Metal

Agua

Procariotassulfatorreductoras

SO42–

CH4

H2

Fe2+

H+

Fe0

S2–

e–

4Fe0 + 3H2S + SO42– + 2H

+4FeS + 4H2O

• Reducción del sulfato

• Producción de metano

4Fe0 + 4H2S + CO2

4FeS + 2H2O + CH4

Corrosion Asia 2000. Singapur: Corrosion AssociationSingapore (2000): 55-65.

24. Larsen J, Sørenson K, Højris K y Skovhus TL:“Significance of Troublesome Sulfate-ReducingProkaryotes (SRP) in Oil Field Systems,” documentoNACE 09389, presentado en la Conferencia Anual yExposición sobre Corrosión de la NACE, Atlanta,Georgia, EUA, 22 al 26 de marzo de 2009.

25. Kuijvenhoven C, Bostock A, Chappell D, Noirot JC yKhan A: “Use of Nitrate to Mitigate Reservoir Souringin Bonga Deepwater Development Offshore Nigeria,”documento SPE 92795, presentado en el SimposioInternacional sobre Química de Campos Petrolerosde la SPE, Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.

26. Bass y Lapin-Scott, referencia 2.27. Sunde E y Torsvik T: “Microbial Control of Hydrogen

Sulfide Production in Oil Reservoirs,” en Ollivier B yMagot M (eds): Petroleum Microbiology . Washington,DC: ASM Press (2005): 201-214.

28. Youssef N, Elshahed MS y McInerney MJ: “MicrobialProcesses in Oil Fields: Culprits, Problems, andOpportunities,” en Laskin AI, Sariaslani S y Gadd

GM (eds): Advances in Applied Microbiology , vol. 66.Burlington, Vermont, EUA: Elsevier (2009): 141-251.

29. Las SRBs utilizan la respiración anaeróbica mientrasque las NRBs utilizan respiración anóxica.

30. Thorstenson T, Bødtker G, Lillebø B-LP, Torsvik T, SundeE y Beeder J: “Biocide Replacement by Nitrate in SeaWater Injection Systems,” documento NACE 02033,presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobreCorrosión de la NACE, Denver, 7 al 11 de abril de 2002.

31. Rassenfoss, referencia 4.32. Zahner RL, Tapper SJ, Marcotte BWG y Govreau BR:

“What Has Been Learned from a Hundred MEOR

Applications,” documento SPE 145054, presentado en laConferencia sobre Recuperación Asistida de Petróleode la SPE, Kuala Lumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

33. Brisbane PG y Ladd JN: “The Role of Microorganisms inPetroleum Exploration,” Annual Review of Microbiology 19 (Octubre de 1965): 351-364.

34. Tucker J y Hitzman D: “Detailed Microbial Surveys HelpImprove Reservoir Characterization,” Oil & Gas Journal 92, nro. 23 (6 de junio de 1994): 65-68.


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Volumen 24, no.2 11

namiento de los yacimientos con sulfuros, riesgospara la salud por la toxicidad del H2S e incrementode los costos de refinación.28 Los efectos del agria-miento son tan serios que los productores petrole-ros han investigado diversas maneras de controlarlo.Éstas son, entre otras, los biocidas, la nanofiltra-ción para eliminar el sulfato, y la manipulación delos niveles de salinidad del agua de inyección parainhibir el crecimiento de microbios. Debido a que

los procesos tales como la nanofiltración tienenaltos costos de capital, los biocidas han sido porlo general la primera opción para el control delcrecimiento microbiano con el fin de evitar elagriamiento.

Los nuevos métodos empleados para el con-trol del agriamiento en los yacimientos han ayu-dado a los científicos a comprender aún más lasidentidades microbianas y su química durante larecuperación secundaria. Aunque las investiga-ciones anteriores sobre el fenómeno de agria-miento se centraron casi exclusivamente en lasSRB, el agua de mar y las formaciones prospecti-

vas contienen varias otras especies de microbios,incluidas las bacterias nitratorreductoras (NRB).Las SRB y las NRB pueden vivir y prosperar en elpozo y en la formación, siempre que tengan unafuente de carbono suficiente, tal como los ácidosgrasos de cadena corta.

En el nivel molecular, las SRB reducen el sulfatoa sulfuro y las NRB reducen el nitrato a nitrógeno.29 Las SRB y las NRB compiten por alimento y cuandoéste es limitado, esta competencia es intensa.En el pozo y en el yacimiento, si hay falta de oxí-geno, la introducción de nitrato a través del agua deinyección favorece el crecimiento de las NRB sobreel de las SRB. Para evitar el agriamiento, se añadenitrato en forma de nitrato de calcio [Ca(NO3)2] alagua de inyección.30 Esta forma de nitrato puedeser utilizada en lugar del biocida y tiene impactosmínimos para la salud y el medio ambiente.

Aunque el nitrato puede no eliminar por completola necesidad de biocidas, sí puede reducir la can-tidad de otros químicos necesarios.31 Con su cono-cimiento cada vez mayor de las especies demicrobios SRB y NRB y su química, los científicoshan mejorado las técnicas de tratamiento para elagriamiento; y lo mismo sucede con la recupera-

ción de petróleo asistida microbiológicamente.Los operadores han empleado el métodoMEOR durante décadas. Gran parte de la laborprevia se basó en enfoques de tipo prueba y error yprodujo resultados mixtos. La comprensión máscompleta del comportamiento y la química de losmicrobios está dando lugar al resurgimiento de laspruebas de campo del método MEOR. Estas prue-bas tienen dos objetivos comunes: identificar los

microbios nativos en la formación y diseñar fórmu-las para la inyección de nutrientes a fin de estimu-lar su crecimiento; es decir, encontrar los microbiosútiles y alimentarlos con lo que les gusta.

Así como existen muchos tipos de microbiosnativos, hay varios mecanismos empleados por losmicrobios que pueden estimular la producción depetróleo en pozos maduros. En primer lugar, losprocesos metabólicos naturales de los microbios

producen gases de fondo de pozo que puedenincrementar la presión y disminuir la viscosidaddel petróleo. En segundo lugar, los microbios pro-ducen surfactantes que reducen la tensión superfi-cial entre el petróleo y el agua. Además, la biomasa

y los polímeros de los microbios taponan selectiva-mente las áreas agotadas de petróleo en el yaci-miento y desvían los fluidos a las zonas ricas encontenido de petróleo. El éxito de los proyectosMEOR por lo general depende de una combinaciónde estos mecanismos en lugar de uno solo.

Después de revisar los resultados de las prue-bas de campo del método MEOR, los científicos

formularon observaciones importantes con res-pecto a su aplicación.32 Si bien la tecnología MEORha sido utilizada tanto en pozos productores depetróleo como en pozos de inyección de agua, esprobable que tenga las mejores posibilidades deéxito en yacimientos con programas activos deinyección de agua para recuperación secundaria.El agua no sólo provee la energía para empujar elpetróleo hacia fuera, sino que además distribuyelos nutrientes a través de todo el sistema. Los datosindican que la tecnología MEOR puede mejorar larecuperación en yacimientos con una amplia gamade densidades del petróleo —de 16 a 41 °API— ytemperaturas de yacimiento tan altas como 93°C[200°F] y salinidades de hasta 142 000 partes pormillón (ppm) de sólidos totales disueltos.También es posible aplicar la tecnología MEORen yacimientos de doble porosidad si los nutrien-tes agregados pueden penetrar la matriz y nopasar por alto la formación a través de filones dealta permeabilidad. En algunos casos, el trata-miento MEOR puede reducir el agriamiento en el

yacimiento, además de estimular la producción.Los científicos teorizan que los nutrientes agre-gados estimulan los microbios que vencen a las

SRPs en la competencia por el alimento y, por lotanto, debilitan el crecimiento de las SRP. Estaspruebas demuestran que los procesos MEOR pue-den liberar económicamente el petróleo entram-pado en los campos maduros. Aunque la mayorparte del trabajo hasta la fecha se ha enfocado enpozos maduros y no económicos existe la posibili-dad de aplicar la tecnología MEOR en una etapaprevia de la vida de un yacimiento productor.

Además de utilizar microbios para estimular laproducción y mitigar el agriamiento del yacimiento

y la corrosión, los científicos los utilizan en la exploración a través del biomonitoreo.33 En una aplicación de biomonitoreo se analizó una cuadrículade muestras de suelo somero para determinar lapresencia de microbios específicos.34 Las elevadas cantidades de los microbios de interés indicaron la existencia de microfiltración de petróleo

> Corrosión en el campo Halfdan. El examenocular de una sección transversal del caño delseparador de agua producida (extremo superior )reveló la existencia una capa de 2 a 3 cm [0,8 a1,2 pulgadas] de incrustaciones producidas porla corrosión (centro ). Las incrustaciones teníanuna capa exterior naranja y una capa interiornegra adyacente al metal (extremo inferior ).Los científicos observaron áreas de corrosiónsevera por picadura en varios puntos de lacapa interior. Los estudios de laboratorio,

incluido el examen mediante los nuevos MMM,demostraron que la capa exterior de incrustaciónestaba compuesta por sales, óxidos de hierro ybiomasa descompuesta, principalmente SRB yarqueas sulfatorreductoras (SRA). La capainterior con acumulación de incrustacionesestaba compuesta por sales, sulfuros de hierroy biomasa descompuesta con altos niveles demetanógenas. (Adaptado de Skovhus y otros,referencia 21.)

Sólidos externos

Sólidos internos

Superficie interior

Caño delseparadode agua

2 a 3 cm de incrustaciones por corrosión

Corrosión por picadura

M e t al

del c a ñ o


9/14

12Oilfield Review

y gas de formaciones subterráneas (arriba).Los operadores utilizan este tipo de datos paraclasificar las áreas prospectivas de perforación,caracterizar las heterogeneidades e identificar elpetróleo pasado por alto.

Control y aprovechamiento de los microbios

Armados con estos nuevos conocimientos sobreel comportamiento y la química de los microbios,

los productores ponen este conocimiento a traba- jar en el campo petrolero. Statoil está utilizandonitrato para controlar la corrosión y H2S en las pla-taformas del campo Gullfaks en el Mar del Norte.35

El campo Gullfaks de Statoil se encuentrasituado a 175 km [109 millas] al noroeste deBergen, Noruega. Descubierto en 1979, este campoproduce alrededor de 30 000 m3 /d [189 000 bbl/d]de petróleo de tres grandes plataformas; Gullfaks

A, B y C.36 Las plataformas comenzaron a produ-

cir a fines de la década de 1980 y en la actualidadutilizan la inyección de agua de mar para elsoporte de presión. La profundidad de aspiracióndel agua de mar para las plataformas Gullfaks A yB es de 70 m [230 pies] por debajo de la superficie;la profundidad de aspiración para la plataformaGullfaks C es de 120 m [394 pies]. Los volúmenesde agua de inyección varían de 30 000 m 3 /d[189 000 bbl/d] a 70 000 m3 /d [440 000 bbl/d]; la

presión aguas abajo de las bombas es de unos20 MPa [2 900 lpc]. El agua de inyección es some-tida a un proceso de desaereación al vacío paraeliminar el oxígeno, y la temperatura final del aguaaguas abajo del desaereador es de 25 °C [77 °F].

Si bien Statoil empleó un proceso riguroso defiltración y biocidas para controlar la calidad delagua inyectada en las plataformas Gullfaks, esosenfoques no fueron del todo eficaces. A comien-zos de la década de 1990, la plataforma Gullfaks

A experimentó altos niveles de H2S en el gas y elagua producidos. Los altos niveles de H2S, juntocon datos de laboratorio que mostraron rápidosincrementos de la población de SRB en Gullfaksentre 1994 y 1996, dieron motivos a Statoil pararepensar la estrategia de control microbiano.37

Una aplicación exitosa de nitrato agregado en elagua de mar inyectada en la plataforma Veslefrikkde Statoil a principios de 1999 generó la confianza

para que los ingenieros lo utilizaran en Gullfaks.38

A fines de 1999, Statoil cambió de biocida anitrato para tratar el agua de mar inyectada parael control de los microbios de yacimientos en lasplataformas Gullfaks B y C.39 El nitrato fue agre-gado al agua de inyección de 30 a 40 ppm como unasolución al 45% en peso de Ca(NO3)2. En ambasplataformas, los científicos observaron disminu-ciones en los recuentos de SRB alrededor de unmes después del inicio de la inyección de nitrato.Las reducciones de la población de SRB fueron acom-pañadas por aumentos en los recuentos de NRB.Estos cambios en la distribución de los microbios

coinciden con la manera en que estos dos grupos demicrobios compiten por los nutrientes. A medidaque continuaba la inyección de nitrato, los cam-bios en la distribución de los microbios dieronlugar a grandes cambios en la tasa de corrosión(próxima página, arriba). Los ingenieros tambiénnotaron disminuciones en los niveles de H2S en elagua producida en Gullfaks (próxima página,abajo a la izquierda). Los beneficios tangiblespara Statoil incluyen la reducción del H2S en elagua producida en la mayor parte del campo yuna disminución del 50% de las tasas de corro-sión en las probetas de metal del sistema deinyección de agua de mar.

> Relevamientos de microbios. Se analizaron muestras de suelo en el Condado de Osage, Oklahoma,EUA, para detectar la abundancia de microbios que utilizan butano. Se analizaron más de 1 200muestras de una cuadrícula de 5,6 km [3,5 millas] por 12,1 km [7,5 millas] ( izquierda). Los círculosnaranja indican las muestras con el 30% de concentraciones más altas de microbios; el tamaño delcírculo es proporcional a la concentración. Los datos suavizados están representados con curvasde contorno para ofrecer una imagen más informativa de la distribución de los microbios ( derecha).La anomalía microbiana más fuerte (púrpura) corresponde a los datos estructurales de unlevantamiento sísmico 3D que cubre la misma área de la cuadrícula. Varios años después delrelevamiento de microbios, un operador perforó y terminó un pozo productor de petróleo en laanomalía de microfiltración. (Adaptado con autorización de Geo-Microbial Technologies Inc.)

0 km

Baja

Alta

0 mi 1

1

Concentraciones de microbios con curvas de contorno

Concentraciónrelativa demicrobios

0 km

0 mi 1

1

Presencia de

microbios queutilizan butano

Concentraciones suavizadas de microbios

35. Sunde E, Lillebø B-LP, Bødtker G, Torsvik T y ThorstensonT: “H2S Inhibition by Nitrate Injection on the GullfaksField,” documento NACE 04760, presentado en laConferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de laNACE, Nueva Orleáns, 28 de marzo al 1º de abril de 2004.

36. Hesjedal A: “Introduction to the Gullfaks Field,”http://www.ipt.ntnu.no/~tpg5200/intro/gullfaks_introduksjon.html (Se accedió el 24 de mayo de 2012).

37. Statoil recolectó muestras del agua de inyección aguasabajo del desaereador al vacío mediante una biosonda.Las biosondas permiten recolectar muestras de unabiopelícula que se deposita sobre una superficie metálicaen la sonda. Estos instrumentos se utilizan comúnmenteen los sistemas de petróleo y gas para detectar lapresencia de organismos que producen corrosión.

38. Thorstenson y otros, referencia 30.39. Statoil comenzó la inyección de nitrato en la plataformaGullfaks B en octubre de 1999 y alrededor de un mesdespués en la plataforma Gullfaks C.

40. Marcotte B, Govreau B y Davis CP: “MEOR Finds OilWhere It Has Already Been Discovered,” E&P , (4 denoviembre de 2009), http://www.epmag.com/Exploration-Wildcats-Stepouts/MEOR-finds-oil-it already-discovered_47917 (Se accedió el 15 de julio de 2012).

41. Town K, Sheehy AJ y Govreau BR: “MEOR Successin Southern Saskatchewan,” documento SPE 124319,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orléans, 4 al 7 de octubrede 2009.


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Volumen 24, no.2 13

El nitrato controla ciertos aspectos indesea-bles del comportamiento de los microbios, pero latecnología MEOR hace lo contrario: se aprovechade las características positivas de los microbios.La justificación para incorporar los microbios en elproceso de recuperación del petróleo es simple:aproximadamente el 80% del petróleo que se pro-duce hoy en día proviene de campos descubiertos

> Actividad microbiana en Gullfaks. Antes de utilizar nitrato en el agua de inyección de la plataformaGullfaks B, los cultivos de enriquecimiento del agua y la biopelícula mostraron una población de SRBestable y diversa. Aunque en concentraciones más bajas, también había NRBs presentes (no mostrado)que utilizaban las mismas fuentes de carbono como nutrientes. Después de agregar nitrato, la actividadde las SRBs disminuyó significativamente y el número de NRBs en la biopelícula aumentó en tresórdenes de magnitud (no mostrado). Las mediciones de la corrosión en las probetas de acero alcarbono del sistema de inyección de agua mostraron tendencias similares. A partir de principios de 1994,las tasas de corrosión en la plataforma Gullfaks B se elevaron y alcanzaron un valor pico poco antes deiniciarse la adición de nitrato. Después de agregar nitrato, las tasas de corrosión mostraron una

tendencia descendente y se redujeron al menos a la mitad. (Adaptado de Sunde y otros, referencia 35.)

T a s a d e c o r r o s i ó n ,

m m / a ñ o

Fecha

Tasa de corrosiónActividad de SRB

Nitrato agregado, Gullfaks B

Abril

1994

Mayo

1997

Febrero

2000

Febrero

2003

A c t i v i d a d d e S R B ,

µ g H 2

S / c m 2 / d

0 0

5

10

15

20

25

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2REINOUNIDO

NORUEGA

2000 mi0 200km

Campo Gullfaks

M a

r d e l

N o r t e

> Producción de H2S en Gullfaks. Los ingenieros de Statoil midieron el H2Spresente en el agua producida antes y después de la adición de nitrato.

En la plataforma Gullfaks C, los niveles de H2S en el agua producidaaumentaban lentamente antes de la introducción del nitrato. Después deagregar nitrato, los niveles de H2S cayeron significativamente, pero sólodespués de un retardo. Este retardo es resultado del tiempo que necesita elH2S para equilibrarse en el yacimiento. Los científicos de Statoil estiman quedeben desplazarse varios volúmenes de poros en el yacimiento antes de quese observe un valor nuevo o requilibrado de H2S en los pozos productores.Los investigadores de Statoil también desarrollaron un modelo de agriamientodel yacimiento; se muestran los valores de H2S pronosticados para laplataforma Gullfaks C. Los valores pronosticados indican los niveles quese habrían experimentado sin la adición de nitrato. (Adaptado de Sunde yotros, referencia 35.)

Fecha

0

2

4

6

8

10Nitrato agregado, Gullfaks C

Noviembre1997

Julio1999

Febrero2001

Octubre2002

H2S pronosticado

H2S medido

H 2

S ,

m g

A g u a ,

L

> Localización del proyecto piloto de Husky-TitanEl área piloto abarcó cuatro pozos productoresy un pozo inyector de agua en el campo deSaskatchewan, en Canadá. La inyección denutrientes se llevó a cabo en dos pasos.Husky primero utilizó el pozo A para confirmar lafórmula de nutrientes obtenida en el laboratoriomediante el tratamiento del pozo por lotes. Luego,el operador utilizó el inyector B para suministrarlos nutrientes mientras se monitoreaba laproducción en los pozos cercanos C, D y E.(Adaptado de Town y otros, referencia 41.)

Pozo C

Pozo A

Pozo D

Pozo E

Área piloto

Inyector B

Inyector de aguaPozo productor

0 km

0 mi 1

1

C A N A D Á

E S T A D O S U N I D O S

Prueba piloto MEOR

Saskatchewan

a comienzos de la década de 1970. Más del 50% depetróleo de estos campos permanece entrapado

y no puede ser recuperado económicamente.4

En los últimos años, los científicos han desarrollado procesos MEOR que utilizan nueva tecnologíaanalítica para identificar y aprovechar selectivamente los microbios beneficiosos que viven en lo

yacimientos de petróleo. Estos procesos MEORconstituyen una nueva herramienta para los opera

dores destinada a liberar a bajo costo el petróleoentrapado en yacimientos maduros. Husky EnergyInc. utilizó este enfoque en un proyecto piloto derecuperación de petróleo en Canadá.

El proyecto piloto MEOR de Husky está localizado en un campo del extremo suroeste deSaskatchewan, Canadá (abajo).41 Este campo


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14Oilfield Review

descubierto en 1952, tiene una profundidad pros-pectiva de unos 1 200 m [3 940 pies] y una tempe-ratura promedio de 47 °C [117 °F]. La producciónactual del campo es de 60 m3 /d [380 bbl/d] depetróleo de 22 a 24 °API y 4 250 m3 /d [150 Mpc/d]de gas. Husky comenzó el proceso de inyección deagua en 1967 y la inyección actual es de 1 300 m3 /d[8 200 bbl/d]. En el año 2010, la producción acumu-lada de petróleo de este campo alcanzó 3,3 millones

de m3 [21 millones de bbl] desde el descubrimiento,que se estima corresponde a alrededor del 29%del petróleo original en sitio (OOIP).

Husky se asoció con Titan Oil Recovery parainvestigar la viabilidad de utilizar la tecnologíaMEOR para recuperar el petróleo entrampado eneste campo. La tecnología de Titan es simple:identificar y cuantificar los microbios que sonnativos en el yacimiento.42 Con estos datos, ade-más de los resultados de otras pruebas de campo,los ingenieros de Titan formularon una mezcla denutrientes para descargar en el yacimiento a tra-

vés del sistema de inyección de agua. Los inge-

nieros teorizaron que los nutrientes inyectadosestimularían cambios en ciertas especies demicrobios residentes, permitiéndoles afectar lasinterfases entre el petróleo, el agua y la roca paraliberar pequeñas gotitas de petróleo en los cana-les de flujo activo.

Husky aplicó el proceso de Titan en dos pasos:el tratamiento con nutrientes por lotes de un solopozo seguido de la inyección de agua para llevarlos nutrientes a los pozos cercanos. Para el trata-miento del pozo individual, Husky inyectó 1,3 m3 [8,2 bbl] de nutrientes y 13 m3 [82 bbl] de aguade inyección a través del pozo y luego lo cerródurante una semana. Cuando el pozo fue puesto

> Resultados del proyecto piloto de Husky-Titan. Desde principios de 2007 hasta comienzos de 2008, laproducción de petróleo en el pozo C del proyecto piloto MEOR en Saskatchewan fue razonablementeconstante y se mantuvo entre 2 y 4 m3 /d [13 y 25 bbl/d]. El corte de agua para el mismo período fue deaproximadamente 95%. Después de la primera inyección de nutrientes y las inyecciones siguientes enel inyector B, la producción de petróleo en el pozo C aumentó a 7-9 m 3 /d [44-57 bbl/d]. Para el mismoperíodo, el corte de agua se redujo a alrededor del 88%. Como el pozo C no fue tratado directamente,el proyecto piloto confirmó la respuesta a través del yacimiento, desde el pozo inyector hasta el pozoproductor. (Adaptado de Town y otros, referencia 41.)

Fecha

0

2

4

6

875

85

95

65

55

70

80

90

100

60

50

10

12

14

Enero2007

Agosto2007

Febrero2008

Septiembre2008

Marzo2009

C o

r t e d e a g u a ,

%

Inyecciones de nutrientes en el inyector B

Tratamiento 1 Tratamiento 2 Tratamiento 3

P r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o ,

m 3 / d

Producción de petróleo

Corte de agua

, La tecnología AERO. Glori Energy elaboró la teoría de que la tecnología AERO estimula laproducción de petróleo en cuatro pasos.Los microbios del yacimiento utilizan el petróleoexistente como fuente de carbono para producirsurfactantes que reducen la tensión superficialde la interfase petróleo-agua, lo que contribuyea liberar el petróleo entrampado (extremosuperior izquierdo ). Luego, los microbios semultiplican y bloquean algunos de los trayectosexistentes para el flujo de agua, lo que fuerza laapertura de nuevos trayectos de flujo que sacanel petróleo entrampado del yacimiento (extremo

superior derecho ). Cuando una parte del petróleoentrampado ha sido liberada, y después deagotarse la fuente de carbono local, losmicrobios se dispersan y los trayectos previospara el flujo del agua se reabren (extremoinferior izquierdo ). Si los microbios estimuladosestán activos y tienen nutrientes suficientes, elproceso se reitera continuamente hasta que elpetróleo entrampado es llevado a la superficiey la producción se incrementa (extremoinferior derecho ). (Adaptado con autorizaciónde Glori Energy.)

Los microbios reducenla tensión petróleo-agua

Microbios

Agua

Flow path

Grano dela roca Petróleo liberado

en los poros

Petróleoentrampadoen los poros

Los microbios afectanel flujo preferencial

Los microbios se dispersan Se abren nuevos trayectosde flujo de agua


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nuevamente en producción, los resultados fueronalentadores: la producción de petróleo aumentóde 1,2 a 4,1 m3 /d [7,5 a 25,8 bbl/d] y el corte deagua se redujo del 94% al 80%. Debido a que estosresultados indicaron que los nutrientes eranapropiados para el yacimiento y sus microbiosresidentes, Husky dirigió su atención al pozoinyector de agua para tratar los pozos cercanosdel área piloto.

Desde principios de 2008, y con procedimien-tos similares al tratamiento del pozo individual,Husky inyectó el nutriente diseñado a medida através del inyector de agua en la zona piloto.Después de tres semanas, el pozo productor máscercano mostró un aumento significativo de la pro-ducción de petróleo y una disminución correspon-diente del corte de agua (página anterior, arriba).Luego de un intervalo adecuado para permitir eltránsito subterráneo de los nutrientes, los inge-nieros observaron estos resultados positivos enotros pozos del área piloto. Además, los ingenierosutilizaron el mismo tratamiento en pozos produc-

tores e inyectores fuera del área piloto, lograndoresultados positivos, lo que confirmó la respuestadesde el pozo inyector hasta el pozo productor.

El éxito con la estimulación microbiana paramejorar la producción de petróleo a partir de pro-cesos de inyección de agua maduros también seobservó en un campo en Kansas, EUA.43 El campoStirrup, descubierto en 1985, está ubicado en elextremo suroeste de Kansas. La profundidad del

yacimiento es de unos 1 600 m [5 200 pies] y laproducción actual es de 490 bbl/d [78 m3 /d] depetróleo de 38 a 41 °API. La presión inicial del

yacimiento era de 1 650 lpc [11,4 MPa] y se habíareducido a menos de 100 lpc [0,69 MPa] alcomienzo de la inyección de agua en el año 2003.La recuperación primaria del campo Stirrup se cal-culó en 19,1 millones de bbl [3,04 millones de m3]de petróleo y se estimó que la inyección de aguaagregaría otros 2,8 millones de bbl [0,44 millonesde m3], para una recuperación final de aproxima-damente el 15% del OOIP. A mediados de 2010,Glori Energy, en colaboración con Statoil, puso aprueba la tecnología AERO de entorno activadopara la recuperación de petróleo en el campoStirrup para determinar si existían posibilidades

de impulsar la recuperación a partir de la estimu-lación microbiana (página anterior, abajo).

Una caracterización detallada de la poblaciónde microbios existentes mediante técnicas tradi-cionales y basadas en el genoma fue el primerpaso en la implementación de la tecnología AEROen el campo Stirrup. Después de que Glori Energycaracterizara la población microbiana nativa, losingenieros desarrollaron una formulación persona-lizada de nutrientes y un inoculante microbiano.

Glori Energy inició la prueba piloto de la tecno-logía AERO en Stirrup en mayo de 2010 mediantela inyección continua del nutriente personalizadoa través de dos de los inyectores de agua. El patróninicial de la prueba piloto incluyó dos inyectores

y cinco pozos productores. Después de variosmeses de operación, quedó claro que el agua deuno de los inyectores no estaba ingresando en laconfiguración de prueba, de modo que el inyectorfue retirado de la prueba piloto. Algunos de loscinco pozos de prueba experimentaron proble-

mas similares cuando el trabajo de seguimientomostró que los inyectores no incluidos en el pro-grama de la configuración de prueba estabaninfluyendo en el rendimiento. Dado que estecampo no tiene un sistema dedicado de separa-ción y prueba, la evaluación sólo puede efec-tuarse en forma individual con cada pozo. El pozo

12-2 del campo Stirrup demostró la respuestapredominante. El análisis de los datos del pozo12-2 sugiere que el tratamiento AERO, cuando eaplicado correctamente, puede impulsar significativamente la recuperación final (arriba).

Los microbios en la superficie

Mientras muchas aplicaciones con microbiosestán diseñadas para el subsuelo, otras contribu

yen en los procesos someros y superficiales, talecomo el manejo de los desechos petroleros o laremediación de la producción de areniscas petrolíferas y los derrames.

La producción de petróleo y gas genera una variedad de desechos en estado de vapor, líquido y sólido que no sólo deben cumplir con las regulaciones gubernamentales sino, además, ser eliminados de una manera segura y ambientalmenteresponsable. En la actualidad, los microbios des

empeñan un papel importante en la eliminaciónde estas corrientes de desechos, en particular enel ámbito de los desechos sólidos. Dos corrientede desechos sólidos que surgen de la producciónde petróleo y gas pueden ser susceptibles de biorremediación: el suelo impactado por los hidrocarburos y los desechos de perforación.

42. El análisis de los microbios residentes por lo general esrealizado con muestras de agua producida.

43. Bauer BG, O’Dell RJ, Marinello SA, Babcock J, IshoeyT y Sunde E: “Field Experience from a BiotechnologyApproach to Water Flood Improvement,” documentoSPE 144205, presentado en la Conferencia sobreRecuperación Asistida de Petróleo de la SPE, KualaLumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

> Resultados de la tecnología AERO. Los datos del pozo 12-1 del campoStirrup se representan gráficamente como el corte de agua versus laproducción acumulada del pozo, con líneas de tendencia aproximadas

trazadas para los períodos previo y posterior a la inyección de nutrientes.Cuando estas líneas de tendencia se extrapolan a un corte de aguaconstante del 95% pueden implicar un incremento de la producción depetróleo de 50 000 a 55 000 bbl [7 950 a 8 740 m 3] como resultado del

tratamiento. (Adaptado con autorización de Glori Energy.)

C o r t e d e a g u a ,

%

Producción acumulada, 1 000 bbl

95

85

75

75 100 125 225150 250175 275200

90

80

70

100

Comienzo del nutriente AERO

Antes de la adición del nutriente AERO

Después de la adición del nutriente AERO

Incremento estimado:50 000 a 55 000 bbl


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16Oilfield Review

Durante los últimos 100 años, algunas instala-ciones de producción experimentaron fenómenosde contaminación del suelo debido a fugas o verti-dos incontrolados de petróleo crudo y otros líquidos.La meteorización natural puede reducir signifi-cativamente la concentración de hidrocarburosen el suelo, pero no los elimina. Aunque los inves-tigadores han demostrado que los hidrocarburosde alto peso molecular e intensamente alterados

son esencialmente no biodegradables, estos mis-mos hidrocarburos pueden hacerse menos perjudi-ciales mediante la aplicación de tratamientos conuna mezcla de nutrientes y microbios cultivados.44 En la actualidad, la biorremediación es el métodopreferido generalmente para tratar suelos afecta-dos por petróleo crudo.45 Como no todos los petró-leos crudos responden a la biorremediación de lamisma manera, los ingenieros han desarrolladomodelos predictivos para efectuar una rápida eva-luación de la biorremediación fuera del sitio sinrecurrir a prolongados ensayos de laboratorio.

Los desechos de perforación, un subproducto

de las operaciones petroleras, en su mayor parteno son peligrosos, aunque sus volúmenes son con-siderables, tanto en las operaciones marinascomo terrestres. Por ejemplo, un operador medianoen el Golfo de México puede generar rutinaria-mente 250 toneladas estadounidenses [227 000 kg]de desechos por mes.46 Algunos operadores elimi-nan directamente en el océano los desechos deperforación a base de agua producidos en operacio-nes marinas. Si bien no se ha demostrado el dañoque produce al ecosistema, este tipo de elimina-ción sigue siendo una práctica controvertida.47

Como en los ambientes marinos, la perfora-ción en tierra firme genera un volumen impor-tante de desechos. Un pozo de 61 / 2 pulgadas y 509 m[1 670 pies] produce 21 m3 [130 bbl] de recortes

y la eliminación de los recortes terrestres planteaun desafío diferente al de los ambientes marinos.Los científicos están diseñando lodos de perfora-ción sintéticos que cuando se añaden al suelomejoran su calidad y estimulan la biorremediación

más rápida.48

Además, los ingenieros desarrollaronun protocolo normalizado para la selección derecortes de perforación. Este protocolo comparaíndices de biorremediación mediante modelos deescala invernadero para simular las condicionesdel campo (próxima página). Los científicos deM-I SWACO, una compañía de Schlumberger, uti-lizan los resultados de las simulaciones de inver-nadero para predecir la duración del tratamiento,la condición final del material tras el trata-miento, la capacidad del material para cumplircon los objetivos ambientales y la probabilidad deefectividad de la técnica.

Las fronteras de los microbios

La ubicuidad de la distribución de los microbios enel planeta garantiza que los científicos vinculadosa la industria del petróleo y el gas tengan abundan-tes oportunidades por delante. Estas oportunidadesincluyen la remediación de areniscas petrolíferas

y la limpieza de los derrames de petróleo en el mar.La producción de hidrocarburos de las arenis-

cas petrolíferas de Canadá ha logrado sumarse alas fuentes mundiales de petróleo, pero esta pro-ducción de hidrocarburos no está exenta de cos-

tos ambientales. Las piletas de colas, que debenser cercadas para proteger la vida silvestre, sonuna consecuencia de la producción de las arenis-cas petrolíferas. Los biólogos e ingenieros descu-brieron que ciertos microbios crecen con loscompuestos potencialmente peligrosos de estemedio ambiente.49 Estos científicos teorizan quesi los microbios pudieran cultivarse, identificarse

y reproducirse en biopelículas podrían reintrodu-

cirse para acortar el tiempo actual de disgrega-ción de los compuestos, que es de 20 a 30 años.Los investigadores están logrando avances impor-tantes; mediante la simulación de las condicionesde las piletas de colas han reproducido del 30% al60% de los microbios presentes en los barros yesperan tener biorreactores piloto en funciona-miento en unos pocos años.

Los perforadores y productores involucrados enlas operaciones marinas deben tomar precaucionesimportantes para evitar los derrames y debenestar preparados para manejarlos si se producen.El uso de dispersantes es controvertido porque

éstos pueden producir impactos ambientales.Un grupo de investigadores de Australia, al estu-diar la química física de las interacciones agua-pe-tróleo, informaron un hallazgo aparentementecontradictorio que puede mejorar las probabilida-des de la eliminación de los derrames de petróleo.Estos investigadores observaron que, dados ciertos

valores de tensión interfacial, densidad del petróleo y volumen de las gotas de agua, estas últimas pue-den flotar en una superficie de petróleo.50 La acele-ración de la biodegradación aeróbica de los derrameses una aplicación de este hallazgo: las gotitas de

44. Adams RH, Díaz-Ramírez IJ, Guzmán-Osorio FJ yGutiérrez-Rojas M: “Biodegradation and Detoxificationof Soil Contaminated with Heavily WeatheredHydrocarbons,” presentado en la 13ª ConferenciaAnual Internacional Ambiental del Petróleo,San Antonio, Texas, 16 al 20 de octubre de 2006.

45. Hoffman R, Bernier R, Smith S y McMillen S:“A Four-Step Biotreatability Protocol for Crude OilImpacted Soil,” documento SPE 126982, presentadoen la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud,Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración yProducción de Petróleo y Gas, Río de Janeiro,12 al 14 de abril de 2010.

46. Louviere RJ y Reddoch JA: “Onsite Disposal ofRig-Generated Waste via Slurrification and AnnularInjection,” documento SPE/IADC 25755, presentadoen la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993.

47. Neff JM: “Composition, Environmental Fates andBiological Effects of Water Based Drilling Muds andCuttings Discharged to the Marine Environment:A Synthesis and Annotated Bibliography”. Informepreparado para el Foro de Investigación Ambiental delPetróleo y el API, enero de 2005, ht tp://perf.org/pdf/APIPERFreport.pdf (Se accedió el 2 de agosto de 2012).

48. Curtis GW, Growcock FB, Candler JE, Rabke SP y GetliffJ: “Can Synthetic-Based Muds Be Designed to EnhanceSoil Quality?,” documento AADE 01-NC-HO-11,presentado en la Conferencia Nacional de Perforaciónde la AADE, Houston, 27 al 29 de marzo de 2001.

Clements K, Rabke S y Young S: “Development of aStandardized Screening Procedure for Bioremediationof Drill Cuttings,” presentado en la 14ª ConferenciaInternacional Ambiental del Petróleo, Houston,6 al 9 de noviembre de 2007.

49. Orwig J: “Scientists Grow Bacteria to Improve Oil SandsRemediation,” EARTH 57, nro. 4 (Abril de 2012):18.

50. Phan CM, Allen B, Peters LB, Le TN y Tade MO:“Can Water Float on Oil?,” Langmuir 28, nro. 10(13 de marzo de 2012): 4609-4613.


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agua que flotan en la superficie del petróleo tienenmás contacto con el oxígeno en el aire, lo que ace-lera la limpieza promovida por los microbios.

Los nuevos métodos analíticos y la mayor com-prensión que tienen los científicos de los micro-bios han dado lugar a desarrollos en el control del

agriamiento y la corrosión y en la mejor recupera-ción de petróleo de pozos maduros. Estos avancesestán estimulando la ejecución de trabajos adicio-nales en relación con la utilización de los micro-bios con fines de biorremediación tanto en elámbito marino como en el terrestre. Hoy en día,

los ingenieros están sometiendo a un control másestricto las características negativas de los microbios en el campo petrolero y son cada vez máscapaces de aprovechar los aspectos positivos paramejorar la producción de hidrocarburos y las soluciones a los problemas ambientales. —DA

> Biorremediación. Los científicos de M-I SWACO en Houston utilizan un invernadero para estudiar los índices de biorremediaciónmediante el compostaje de muestras de recortes de perforación del tamaño de una tina (derecha). Estos especialistas desarrollaronprotocolos de biorremediación que utilizan muestras de 0,08 a 0,1 m 3 [2,7 a 4,0 pies cúbicos] de una mezcla de recortes de perforaciónque contiene arena, arcilla bentonita, una arcilla silícea adicional que no se dilata y agua, la que luego se cubre con hidrocarburos alnivel de 10% en peso. Antes de dejarla reposar durante largos períodos en condiciones de invernadero, se agregan las modificaciones

típicas del suelo y nutrientes a la mezcla resultante de hidrocarburo-compost. Durante este período prolongado se mantienen lascondiciones constantes para el compost mediante la introducción de oxígeno por mezclado periódico y la adición de agua y nutrientessegún se requiera. La biorremediación, medida por el total de hidrocarburos de petróleo, es representada gráficamente para tres

hidrocarburos representativos (izquierda). Estos datos muestran que, después de 30 días, las parafinas lineales y las olefinas mixtas sedisiparon casi por completo, mientras que el diésel se redujo significativamente, pero no cayó por debajo del 1% en peso. M-I SWACOutiliza esta prueba para seleccionar el proceso de remediación en sitio, así como para capacitar al personal de campo en elmantenimiento de las condiciones óptimas del compost.

T o t a l d e

h i d r

o c a r b u r o s

d e p

e t r ó l e o ,

p o r c e n t a j e

e n p

e s o

Tiempo, d

Parafinas lineales

Diésel

Olefinas mixtas

00 10 20 30 40 50 60 70

2

4

6

8

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