4 Oilfield Review

Microbios: ¿Enemigos o aliados 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&PHoersholm, Dinamarca

Øystein BirketveitM-I SWACOBergen, Noruega

Kayli ClementsMike FreemanM-I SWACOHouston, Texas, EUA

Santosh GopiM-I SWACOAccra, Ghana

Thomas IshoeyGlori Energy, Inc.Houston, Texas, EUA

Graham JacksonHusky Energy Inc.Calgary, Alberta, Canadá

Gregory KubalaSugar Land, Texas

Jan LarsenMaersk OilCopenhague, Dinamarca

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

Jan ScheieM-I SWACOStavanger, Noruega

Torben Lund SkovhusInstituto Tecnológico DanésAarhus, Dinamarca Egil SundeStatoilStavanger, 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, se agradece a Sonny Espey, M-I SWACO, Houston y Dietmar Schumacher, Geo-Microbial Technologies Inc., Ochelata, Oklahoma, EUA.AERO es una marca registrada de Glori Energy, Inc.

Vivimos en un mundo natural de extremos en cuanto a tamaño y escala. Los extremos topográfi-cos abarcan desde las montañas hasta los desier-tos y las fosas oceánicas. Estos extremos incluyen un 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 acerca en términos de números, diversidad o hábitat. Fueron el primer eslabón en la cadena evolutiva y son parte esencial de la biota terrestre.1 Los micro-bios catalizan transformaciones importantes en la biosfera, producen componentes clave de la atmósfera y representan una gran parte de la diversidad genética del planeta. El número de célu-las microbianas en la Tierra se ha estimado entre 4 y 6 x 1030 células y esta masa acumulada contiene de 350 a 550 x 1015 g de carbono. Los microbios se distribuyen por todas partes, incluso en lugares más 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 petroleras siempre deben lidiar con microbios.

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

de estos hallazgos, los científicos de la época creían que la temperatura, la presión y la salini-dad en la mayoría de los yacimientos eran dema-siado hostiles como para que los microbios prosperaran. Sin embargo, con el inicio de la pro-ducción de petróleo y gas en el Mar del Norte en la década de 1960 quedó demostrado que los supuestos iniciales no eran correctos. Los micro-bios en estos yacimientos no sólo vivían en condi-ciones extremas, sino que además producían ácido sulfhídrico [H2S]. Como resultado de la inyección 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 que en última instancia generó corrosión en los equi-pos de superficie y de fondo de pozo. Otro efecto inicial negativo de los microbios fue el tapona-miento de las formaciones con biomasa durante la inyección de agua.3

Sin embargo, no todas las experiencias inicia-les con microbios relacionadas con la producción fueron negativas. Algunos operadores observaron que la inyección de materiales a base de azúcar, que los microbios residentes podían utilizar como alimento, hacía aumentar la producción de petróleo, aunque los resultados a menudo eran temporarios e incongruentes.4 En las últimas décadas, gran parte de la investigación sobre los

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

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

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

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

Volumen 24, no.2 5

del yacimiento y la corrosión asociada, y nuevas direcciones para la recuperación de petróleo asis-tida microbiológicamente (MEOR). Otros avances incluyen la investigación en biorremediación que permite la eliminación segura de los residuos sóli-dos de los campos petroleros en el suelo común.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. OpenerORSUM 12-MCRBS Opener

Cbiomasa

Cnutrientes

O2

CO2 + H2O

H2S

N2

SO42–

NO3–

O2

Reductores de sulfatos

Reductores de nitratos

Oxidación aeróbica

Combustión

Acumulación

microbios en campos petroleros se centró en estrategias a corto plazo para mitigar los efectos negativos o bien para mejorar los positivos, pero este trabajo estuvo basado en una comprensión parcial de los mecanismos microbiológicos.

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

recido por los nuevos métodos de análisis que dan una 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 un control ambientalmente seguro del agriamiento

6 Oilfield Review

Este artículo se refiere a los microbios en el campo petrolero y describe técnicas para su análisis y para controlar los efectos negativos y aprovechar las características positivas. Algunos casos de estu-dio de Canadá y EUA demuestran cómo se emplean estas técnicas en entornos de producción.

El mundo microbianoLos sistemas de clasificación biológica han evolu-cionado a la par con los métodos de detección de los microbios. A principios del siglo XIX, lo que no era un mineral o un vegetal se consideraba un animal. El descubrimiento de que las bacterias podían ser consideradas vegetales o animales condujo a reformulaciones del sistema de clasificación bioló-gica para los organismos vivos, que permanecen en la era actual. Propuesta hace más de 30 años, la clasificación actualmente aceptada en tres dominios primarios tiene sus raíces en métodos de análisis molecular, 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 afectan el 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; durante 2 000 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 y los animales. Las células procariotas no poseen un núcleo compartimentado y cada célula puede tener existencia independiente.6 A diferencia de las plantas y los animales, los procariotas no solían ser considerados organismos capaces de interactuar con su ambiente, pero este punto de vista quizás esté cambiando. Los investigadores han demostrado que muchas bacterias tienen comunicación 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 en todos 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 los casquetes 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 los organismos vivos, desde las proteobacterias que contienen la salmonella que ocasiona la enfermedad digestiva hasta las plantas y animales más familiares. El orden y la longitud de las ramas se basan en la secuenciación genética.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 1ORSUM 12-MCRBS 1

Espiroquetas

Bacterias Arqueas Eucariotas

Methanosarcina

Methanobacteria

Methanococcus

Thermococcus

Thermoproteus

Pyrodictium

Halófilos

EntamoebaMohos

mucilagi-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 principal componente 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 de las bacterias y otras células procariotas varía entre 10-5 m y 10-6 m.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 2ORSUM 12-MCRBS 2

Flagelo

CápsulaPared celularMembranaplasmática

Citoplasma

Ribosoma

Plásmido

NucleoideEucariotas

Virus

Moléculas pequeñasÁtomos

Proteínas

Procariotas

10–3

10–4

10–5

10–6

10–7

10–8

10–9

10–10

Tam

año,

m

Volumen 24, no.2 7

Estos microbios pueden permanecer en estado latente 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 están siempre presentes durante las actividades de exploración y producción. Algunos microbios son autóctonos de los yacimientos, mientras que otros pueden 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 de rocas y metales y pueden reunirse en masas lla-madas biopelículas. Las biopelículas generadas por los microbios proporcionan un refugio seguro para su crecimiento y en última instancia pueden ocasionar problemas serios tanto en los equipos como en los yacimientos (derecha).

Los nuevos métodos de enumeración e identi-ficación de las bacterias y arqueas han permitido a los científicos comprender mejor el comporta-miento y la química microbianos. A su vez, sus esfuerzos han dado lugar a una identificación más precisa de los problemas causados por los micro-bios, así como mejores medios para resolverlos. Tomados en conjunto, estos métodos ofrecen al operador herramientas para controlar los micro-bios en lugares donde sus efectos son perjudicia-les y para explotar sus características positivas.

Enemigos y aliadosAunque los microbios y los seres humanos han exis-tido como enemigos y como aliados durante mucho tiempo, los roles de los microbios en estas relacio-nes han sido reconocidos sólo en el pasado reciente. En la lucha contra las enfermedades infecciosas, las bacterias fueron identificadas hace unos 150 años entre los culpables.9 Como aliados industriales,

los microbios desempeñaron un papel clave en la lixiviación del cobre del agua de drenaje de las minas, una práctica en la región del Mediterráneo alrededor del 1000 AEC, pero su papel en el pro-ceso era desconocido hasta mediados de la década de 1950.10

Gran parte de la experiencia con los microbios en la exploración y producción de petróleo y gas se ha adquirido en los últimos 75 años. Uno de los pri-meros encuentros con microbios en un ambiente de producción tuvo lugar a fines de la década de 1950, durante una operación de inyección de agua.11 Los microbios producen polisacáridos de alto 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 creciendo, dividiéndose y taponando poros, lo que dismi-nuirá la eficacia de la inyección de agua para el desplazamiento del petróleo. Como resultado, los primeros métodos de control de la calidad del agua incluyeron la filtración por membrana y el uso de agentes oxidantes fuertes como biocidas.13 Las aplicaciones posteriores para control de la inyec-ción de agua emplearon biocidas no oxidantes.

Poco después de que los operadores aprendie-ron a manejar el taponamiento con microbios pro-ducido durante las operaciones de inyección de agua se encontraron con otro problema significa-tivo, la corrosión inducida microbiológicamente (MIC), que es la corrosión causada por la acción de los microbios.14 Este tipo de corrosión puede ocurrir en cualquier parte del ambiente de pro-ducción; en los tubulares de fondo de pozo, en los

5. Woese CR y Fox GE: “Phylogenetic Structure of the Prokaryotic 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 Natural System of Organisms: Proposal for the Domains Archaea, Bacteria and Eucarya,” Proceedings of the National Academy 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 accedió el 24 de mayo de 2012).

6. Aunque las bacterias y arqueas que componen las procariotas son similares en tamaño y estructura, las estructuras de sus genomas y sus metabolismos difieren.

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

> Formación de la biopelícula. El crecimiento de las biopelículas es un proceso gradual que comienza con el transporte de los microbios hasta una superficie de metal o roca (A). Los microbios absorben las 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 los biocidas. Finalmente, cuando la biopelícula crece hasta que alcanza un tamaño determinado, algunos microbios son liberados (E) para formar nuevas áreas de crecimiento.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 3ORSUM 12-MCRBS 3

Biopelícula

Superficie de metal o roca

Microbios

A B C D E

8. Bass y Lapin-Scott, referencia 2. Científicos daneses descubrieron microbios que vivían

en sedimentos no perturbados de más de 86 millones de años. Los microbios consumen oxígeno en cantidades demasiado pequeñas como para ser medidas directamente. Para obtener más información, consulte: Bhanoo SN: “Deep-Sea Microbes That Barely Breathe,” 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 Infectious Disease of Humans,” Notes & Records of the Royal Society 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 Reunión Técnica Anual de la Sociedad del Petróleo, Calgary, 10 al 12 de junio de 1996.

12. Los polisacáridos son moléculas de carbohidratos largas compuestas de unidades que se repiten y constituyen fuentes comunes de energía para las bacterias. Para obtener más información, consulte: Todar, referencia 5.

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

14. La bibliografía sobre los microbios asociados con los ambientes de campos petroleros utiliza numerosos acrónimos para procesos inducidos por microbios, tales como MIC o MEOR. No es raro encontrar “microbiano” y “microbiológicamente” como los términos iniciales en estos acrónimos, dependiendo de la referencia; los términos son esencialmente equivalentes.

8 Oilfield Review

equipos de superficie y en las tuberías. Puede cau-sar rupturas que obstaculizan gravemente las ope-raciones (arriba). Algunos informes de la década de 1980 demostraron que la causa de la MIC eran bacterias sulfatorreductoras (SRB).15 Las SRB suelen vivir en ambientes acuosos anaeróbicos y utilizan 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 la iniciación de la MIC es complejo e involucra no

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

La MIC es una ocurrencia común en el campo petrolero y para controlarla los operadores suelen tratar el agua inyectada y producida para mitigar la acción microbiana. La esterilización total del

agua es imposible y las estrategias de control de los microbios se han centrado generalmente en la desinfección; es decir, en la reducción del número de microbios a niveles aceptables, matando una gran parte de la población con un biocida.

Si el biocida es un agente oxidante fuerte, tal como el cloro, se añade al agua de inyección en forma continua. Los biocidas no oxidantes, que son los más utilizados en las operaciones actuales, se añaden de manera intermitente (próxima página, arriba). Cada lote de biocida mata una

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 4ORSUM 12-MCRBS 4

Cecilie

NiniSiri

Inyección de agua

Stine

Inyección de aguaLevantamiento artificial por gasPolifásicoPetróleoUmbilical

13 km9 km

32 km

Almacenamiento de petróleo

15. Cord-Ruwisch R, Kleinitz W y Widdel F: “Sulfate-Reducing Bacteria and Their Activities in Oil Production,” 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,” documento NACE 11234, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, Houston, 13 al 17 de marzo de 2011.

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

presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, San Diego, California, EUA, 12 al 16 de marzo de 2006.

19. Eckert R y Skovhus TL: “Using Molecular Microbiological Methods to Investigate MIC in the Oil and 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 artificial y 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 y otros 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.)

Volumen 24, no.2 9

parte de la población de microbios, pero los sobre-vivientes pueden recuperarse entre las dosis. Algunas investigaciones recientes indican que los biocidas 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 la lucha contra la MIC, existen informes de fallas de equipos a pesar que el tratamiento y el examen de estos incidentes reveló que la aplicación del biocida era errática e irregular.18 Hasta hace poco, a diferencia de los agentes corrosivos comunes, no se disponía de herramientas eficaces para prede-cir y cuantificar el riesgo de corrosión inducida por los microbios. La combinación de los métodos de ensayo basados en el genoma y las deficiencias de los biocidas y sus riesgos ha dado lugar a un nuevo enfoque en el manejo de la MIC en ambien-tes de producción. Este enfoque utiliza métodos microbiológicos moleculares (MMM) y representa un cambio fundamental en la evaluación de los efectos de los microbios.19 Estos métodos —hibri-dación fluorescente en sitio (FISH), reacción en cadena de la polimerasa cuantitativa (qPCR) y una técnica de tinción de microbios que utiliza una tinción fluorescente conocida como 4,6-dia-midino-2-fenilindol (DAPI)— permiten a los científicos comprender más exhaustivamente las identidades, cantidades y comportamientos de los microbios 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 antes de la introducción de los MMM. Los métodos microbiológicos tradicionales para la identifica-ción y enumeración se basaban en la dilución y el cultivo en serie en medios nutrientes por períodos relativamente largos, a menudo de hasta 30 días. Incluso después de estos períodos prolongados, menos del 10% de los microbios viables podían ser cultivados. No es de extrañar que los resultados de laboratorio basados en los métodos tradicionales de dilución y cultivo en serie no se correlacionaran bien con los resultados de campo.

Por el contrario, los resultados de la aplica-ción de las técnicas FISH, DAPI y qPCR revelan identidades 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 del material genético celular y reacciones enzimáti-cas para obtener una enumeración completa de los microbios presentes en la muestra (derecha). Además, los resultados están disponibles en días en lugar de semanas. Estos métodos permiten a los

> Tratamiento con biocidas. Los equipos marinos de superficie se tratan comúnmente con biocidas para prevenir la MIC y la precipitación del sulfuro de hierro del H2S producido. En el Mar del Norte, los ingenieros trataron un tanque colector de petróleo recuperado con glutaraldehído y los datos obtenidos mostraron cómo cambiaban con el tiempo las concentraciones de biocida y H2S. El efluente del tanque colector fue analizado para determinar el glutaraldehído residual y el sulfuro como marcador de H2S. Los datos del estudio muestran los resultados esperados después del tratamiento con biocida. A medida que la alta concentración de biocida mata los microbios problemáticos, la concentración de sulfuro cae bruscamente. Con la mayor concentración de biocida, la concentración de sulfuro alcanza el nivel mínimo. Ambas tendencias se revierten cuando el biocida es eliminado del sistema. El biocida se vuelve a aplicar cuando el sulfuro regresa a un nivel de umbral.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 5ORSUM 12-MCRBS 5

1 2 3Tiempo, d

Sulfuro

Biocida

Sulfu

ro, p

pm

Bioc

ida,

ppm

0 0

200

400

600

800

1 000

1

5

4

3

2

Inicio ParadaBiocida

>Métodos microbiológicos moleculares. Estos métodos de laboratorio permiten la caracterización y determinación de las proporciones relativas de microbios presentes en los sistemas de producción de petróleo. El cultivo tradicional de microbios mediante la utilización de la dilución en serie produce el número 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, inactivos y muertos. El análisis FISH consiste en los procesos de tinción y microscopía para examinar los microbios vivos o activos. La tinción fluorescente, DAPI, se une al ADN y cuantifica los microbios activos y los microbios inactivos. El método qPCR emplea una reacción enzimática que proporciona información adicional sobre todos los grupos microbianos. Cuando estos métodos se emplean juntos, los científicos obtienen una enumeración y caracterización completas de los microbios en una muestra. (Adaptado con autorización de DTI Oil & Gas, Instituto Tecnológico Danés.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 6ORSUM 12-MCRBS 6

Muertos

Activos

Inactivos

Caracterización y proporciones relativas de microbios

NMP: número más probable

FISH: hibridación fluorescente en sitio

DAPI: 4,6-diamidino-2-fenilindol

qPCR: reacción en cadena de la polimerasa cuantitativa

10 Oilfield Review

científicos entender de manera más exhaustiva la química de la MIC sobre una superficie metálica. Mediante la utilización de los MMMs, los científi-cos descubrieron que la corrosión involucra no sólo las SRB sino también otros microbios que contribuyen a la producción de H2S y metano [CH4] (arriba).20

Esta complejidad de la MIC es ilustrada por los trabajos de laboratorio recientes llevados a cabo con equipos de superficie en el sector danés del Mar del Norte. En el año 2008, un separador de agua producida del campo Halfdan mostró altos índices 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 los científicos determinaron que la la causa era la MIC (página siguiente).21 Los microbios responsables de los problemas de corrosión en el campo Halfdan no son las únicas variedades que pueden causar MIC en 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 lo suficiente como para crear condiciones favora-bles a la corrosión en superficies metálicas, como las de los componentes de los sistemas de bom-beo sumergibles.22 Por lo general, las APB se con-trolan mediante la desinfección con biocida, lo que también puede ayudar a controlar las SRB.23

Nuevas teorías y solucionesEl 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 y eficaces para controlar el agriamiento, pero éste no es un problema nuevo para los productores. Algunos yacimientos son ácidos como resultado de 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 del pozo y en el yacimiento tienen necesidades simples para crecer; requieren sulfato, carbono y nutrientes.

El agua de mar es rica en sulfato y el agua de for-mación del yacimiento normalmente contiene abundantes ácidos grasos de cadena corta que suministran el carbono y otros nutrientes.26 Si se suma un régimen de temperaturas adecuadas y se 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 el inyector de agua por todo el recorrido hasta la salida del agua producida.27 Las nuevas investiga-ciones se basan en datos que muestran que la cantidad de H2S producido es congruente con la producción sólo en la proximidad inmediata del pozo, pero no en toda la formación. Los científi-cos han llegado a la conclusión de que los niveles elevados de metales pesados, hidrocarburos solu-bles en agua y subproductos de la actividad microbiana inhiben el crecimiento de microbios en el yacimiento. Otro resultado de estas investi-gaciones es un modelo que muestra cómo el H2S producido en la proximidad del pozo se mueve a través del yacimiento. Las primeras teorías se basaban en un modelo simple de zona de mezcla que predecía la irrupción rápida de H2S. Los datos muestran lo opuesto: varios volúmenes de poros del yacimiento deben ser desplazados antes de que se produzca la irrupción de H2S. Este modelo más reciente asume que la mayor parte de la generación de H2S tiene lugar en una biopelícula cerca del pozo inyector y que el yacimiento no es más que una zona de transporte y adsorción.

Independientemente de cómo se produce, el agriamiento plantea muchos problemas para la industria, que incluyen la corrosión de las líneas de 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 Bacteria and Archaea Causing Pitting Corrosion in Top Side Oil Production Facilities,” documento NACE 10252, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, San Antonio, Texas, EUA, 14 al 18 de marzo de 2010.

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

22. Adams DL: “Microbiologically Influenced Corrosion of Electrical-Submersible-Pumping-System Components Associated With Acid-Producing Bacteria and Sulfate-Reducing Bacteria: Case Histories,” documento SPE 136756, presentado en la Conferencia de Ingeniería del 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 Influenced Corrosion in Waterflood Pipelines and Process Equipment,” en Blackwood DJ (ed): Actas sobre

> Reacciones de la corrosión. Un complejo conjunto de reacciones subyace la producción de la MIC sobre una superficie metálica. Estas reacciones son influenciadas fuertemente por la respiración de las procariotas sulfatorreductoras y las metanógenas (trayectorias azul y roja, extremo superior). Este conjunto de reacciones se ilustra mejor mediante una enumeración de las reacciones netas para la reducción del sulfato y la producción de CH4 (extremo inferior). En la reacción neta de la reducción del sulfato, el hierro [Fe], el H2S y el ion sulfato [SO4

2–] se combinan para dar FeS y agua. En la reacción neta de la producción de CH4, el Fe, el H2S y el dióxido de carbono [CO2] se combinan para dar FeS, agua y CH4. (Adaptado de Larsen y otros, referencia 20.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 7ORSUM 12-MCRBS 7

FeS

Reacciones netas

H2S

CO2

Metanógenas

Metal

AguaProcariotassulfatorreductoras

SO42–

CH4

H2Fe2+

H+

Fe0

S2–

e–

4Fe0 + 3H2S + SO42– + 2H+ 4FeS + 4H2O

• Reducción del sulfato

• Producción de metano4Fe0 + 4H2S + CO2

4FeS + 2H2O + CH4

Corrosion Asia 2000. Singapur: Corrosion Association Singapore (2000): 55-65.

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

25. Kuijvenhoven C, Bostock A, Chappell D, Noirot JC y Khan A: “Use of Nitrate to Mitigate Reservoir Souring in Bonga Deepwater Development Offshore Nigeria,” documento SPE 92795, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de 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 y Magot M (eds): Petroleum Microbiology. Washington, DC: ASM Press (2005): 201-214.

28. Youssef N, Elshahed MS y McInerney MJ: “Microbial Processes in Oil Fields: Culprits, Problems, and Opportunities,” 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 mientras que las NRBs utilizan respiración anóxica.

30. Thorstenson T, Bødtker G, Lillebø B-LP, Torsvik T, Sunde E y Beeder J: “Biocide Replacement by Nitrate in Sea Water Injection Systems,” documento NACE 02033, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión 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 la Conferencia sobre Recuperación Asistida de Petróleo de la SPE, Kuala Lumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

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

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

Volumen 24, no.2 11

namiento de los yacimientos con sulfuros, riesgos para la salud por la toxicidad del H2S e incremento de 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 de los niveles de salinidad del agua de inyección para inhibir el crecimiento de microbios. Debido a que los procesos tales como la nanofiltración tienen altos costos de capital, los biocidas han sido por lo general la primera opción para el control del crecimiento microbiano con el fin de evitar el agriamiento.

Los nuevos métodos empleados para el con-trol del agriamiento en los yacimientos han ayu-dado a los científicos a comprender aún más las identidades microbianas y su química durante la recuperación secundaria. Aunque las investiga-ciones anteriores sobre el fenómeno de agria-miento se centraron casi exclusivamente en las SRB, 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 el pozo y en la formación, siempre que tengan una fuente de carbono suficiente, tal como los ácidos grasos de cadena corta.

En el nivel molecular, las SRB reducen el sulfato a sulfuro y las NRB reducen el nitrato a nitrógeno.29 Las SRB y las NRB compiten por alimento y cuando éste 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 de inyección favorece el crecimiento de las NRB sobre el de las SRB. Para evitar el agriamiento, se añade nitrato en forma de nitrato de calcio [Ca(NO3)2] al agua de inyección.30 Esta forma de nitrato puede ser utilizada en lugar del biocida y tiene impactos mínimos para la salud y el medio ambiente. Aunque el nitrato puede no eliminar por completo la necesidad de biocidas, sí puede reducir la can-tidad de otros químicos necesarios.31 Con su cono-cimiento cada vez mayor de las especies de microbios SRB y NRB y su química, los científicos han mejorado las técnicas de tratamiento para el agriamiento; y lo mismo sucede con la recupera-ción de petróleo asistida microbiológicamente.

Los operadores han empleado el método MEOR durante décadas. Gran parte de la labor previa se basó en enfoques de tipo prueba y error y produjo resultados mixtos. La comprensión más completa del comportamiento y la química de los microbios está dando lugar al resurgimiento de las pruebas 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 microbios útiles y alimentarlos con lo que les gusta.

Así como existen muchos tipos de microbios nativos, hay varios mecanismos empleados por los microbios que pueden estimular la producción de petróleo en pozos maduros. En primer lugar, los procesos metabólicos naturales de los microbios producen gases de fondo de pozo que pueden incrementar la presión y disminuir la viscosidad del 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 en contenido de petróleo. El éxito de los proyectos MEOR por lo general depende de una combinación de 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 MEOR ha sido utilizada tanto en pozos productores de petróleo como en pozos de inyección de agua, es probable que tenga las mejores posibilidades de éxito en yacimientos con programas activos de inyección de agua para recuperación secundaria. El agua no sólo provee la energía para empujar el petróleo hacia fuera, sino que además distribuye los nutrientes a través de todo el sistema. Los datos indican que la tecnología MEOR puede mejorar la recuperación en yacimientos con una amplia gama de densidades del petróleo —de 16 a 41 °API— y temperaturas de yacimiento tan altas como 93°C [200°F] y salinidades de hasta 142 000 partes por millón (ppm) de sólidos totales disueltos. También es posible aplicar la tecnología MEOR en yacimientos de doble porosidad si los nutrien-tes agregados pueden penetrar la matriz y no pasar por alto la formación a través de filones de alta 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 lo tanto, debilitan el crecimiento de las SRP. Estas pruebas demuestran que los procesos MEOR pue-den liberar económicamente el petróleo entram-pado en los campos maduros. Aunque la mayor parte del trabajo hasta la fecha se ha enfocado en pozos maduros y no económicos existe la posibili-dad de aplicar la tecnología MEOR en una etapa previa de la vida de un yacimiento productor.

Además de utilizar microbios para estimular la producción y mitigar el agriamiento del yacimiento y la corrosión, los científicos los utilizan en la explo-ración a través del biomonitoreo.33 En una aplica-ción de biomonitoreo se analizó una cuadrícula de muestras de suelo somero para determinar la presencia de microbios específicos.34 Las eleva-das cantidades de los microbios de interés indi-caron la existencia de microfiltración de petróleo

> Corrosión en el campo Halfdan. El examen ocular de una sección transversal del caño del separador de agua producida (extremo superior) reveló la existencia una capa de 2 a 3 cm [0,8 a 1,2 pulgadas] de incrustaciones producidas por la corrosión (centro). Las incrustaciones tenían una capa exterior naranja y una capa interior negra adyacente al metal (extremo inferior). Los científicos observaron áreas de corrosión severa por picadura en varios puntos de la capa interior. Los estudios de laboratorio, incluido el examen mediante los nuevos MMM, demostraron que la capa exterior de incrustación estaba compuesta por sales, óxidos de hierro y biomasa descompuesta, principalmente SRB y arqueas sulfatorreductoras (SRA). La capa interior con acumulación de incrustaciones estaba compuesta por sales, sulfuros de hierro y biomasa descompuesta con altos niveles de metanógenas. (Adaptado de Skovhus y otros, referencia 21.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 8ORSUM 12-MCRBS 8

Sólidos externosSólidos internos

Superficie interior

Caño delseparadorde agua

2 a 3 cm de incrustaciones por corrosión

Corrosión por picadura

Metal del caño

12 Oilfield Review

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

Control y aprovechamiento de los microbiosArmados con estos nuevos conocimientos sobre el comportamiento y la química de los microbios, los productores ponen este conocimiento a traba-jar en el campo petrolero. Statoil está utilizando nitrato 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 encuentra situado a 175 km [109 millas] al noroeste de Bergen, Noruega. Descubierto en 1979, este campo produce 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 actualidad utilizan la inyección de agua de mar para el soporte de presión. La profundidad de aspiración del agua de mar para las plataformas Gullfaks A y B es de 70 m [230 pies] por debajo de la superficie; la profundidad de aspiración para la plataforma Gullfaks C es de 120 m [394 pies]. Los volúmenes de agua de inyección varían de 30 000 m3/d [189 000 bbl/d] a 70 000 m3/d [440 000 bbl/d]; la presión aguas abajo de las bombas es de unos 20 MPa [2 900 lpc]. El agua de inyección es some-tida a un proceso de desaereación al vacío para eliminar el oxígeno, y la temperatura final del agua aguas abajo del desaereador es de 25 °C [77 °F].

Si bien Statoil empleó un proceso riguroso de filtración y biocidas para controlar la calidad del agua inyectada en las plataformas Gullfaks, esos enfoques 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 el agua producidos. Los altos niveles de H2S, junto con datos de laboratorio que mostraron rápidos incrementos de la población de SRB en Gullfaks entre 1994 y 1996, dieron motivos a Statoil para repensar la estrategia de control microbiano.37

Una aplicación exitosa de nitrato agregado en el agua de mar inyectada en la plataforma Veslefrikk de 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 a nitrato para tratar el agua de mar inyectada para el control de los microbios de yacimientos en las plataformas Gullfaks B y C.39 El nitrato fue agre-gado al agua de inyección de 30 a 40 ppm como una solución al 45% en peso de Ca(NO3)2. En ambas plataformas, los científicos observaron disminu-ciones en los recuentos de SRB alrededor de un mes 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 de microbios compiten por los nutrientes. A medida que continuaba la inyección de nitrato, los cam-bios en la distribución de los microbios dieron lugar a grandes cambios en la tasa de corrosión (próxima página, arriba). Los ingenieros también notaron disminuciones en los niveles de H2S en el agua producida en Gullfaks (próxima página, abajo a la izquierda). Los beneficios tangibles para Statoil incluyen la reducción del H2S en el agua producida en la mayor parte del campo y una disminución del 50% de las tasas de corro-sión en las probetas de metal del sistema de inyección 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 1 200 muestras de una cuadrícula de 5,6 km [3,5 millas] por 12,1 km [7,5 millas] (izquierda). Los círculos naranja indican las muestras con el 30% de concentraciones más altas de microbios; el tamaño del círculo es proporcional a la concentración. Los datos suavizados están representados con curvas de 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 un levantamiento sísmico 3D que cubre la misma área de la cuadrícula. Varios años después del relevamiento de microbios, un operador perforó y terminó un pozo productor de petróleo en la anomalía de microfiltración. (Adaptado con autorización de Geo-Microbial Technologies Inc.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 9ORSUM 12-MCRBS 9

0 km

Baja

Alta

0 mi 1

1

Concentraciones de microbios con curvas de contorno

Concentraciónrelativa demicrobios

0 km

0 mi 1

1

Presencia demicrobios queutilizan butano

Concentraciones suavizadas de microbios

35. Sunde E, Lillebø B-LP, Bødtker G, Torsvik T y Thorstenson T: “H2S Inhibition by Nitrate Injection on the Gullfaks Field,” documento NACE 04760, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, 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 aguas abajo del desaereador al vacío mediante una biosonda. Las biosondas permiten recolectar muestras de una biopelícula que se deposita sobre una superficie metálica en la sonda. Estos instrumentos se utilizan comúnmente en los sistemas de petróleo y gas para detectar la presencia de organismos que producen corrosión.

38. Thorstenson y otros, referencia 30.39. Statoil comenzó la inyección de nitrato en la plataforma

Gullfaks B en octubre de 1999 y alrededor de un mes después en la plataforma Gullfaks C.

40. Marcotte B, Govreau B y Davis CP: “MEOR Finds Oil Where It Has Already Been Discovered,” E&P, (4 de noviembre 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 Success in Southern Saskatchewan,” documento SPE 124319, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orléans, 4 al 7 de octubre de 2009.

Volumen 24, no.2 13

El nitrato controla ciertos aspectos indesea-bles del comportamiento de los microbios, pero la tecnología MEOR hace lo contrario: se aprovecha de las características positivas de los microbios. La justificación para incorporar los microbios en el proceso 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 plataforma Gullfaks B, los cultivos de enriquecimiento del agua y la biopelícula mostraron una población de SRB estable 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 actividad de las SRBs disminuyó significativamente y el número de NRBs en la biopelícula aumentó en tres órdenes de magnitud (no mostrado). Las mediciones de la corrosión en las probetas de acero al carbono 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 de iniciarse 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.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 10ORSUM 12-MCRBS 10

Tasa

de

corro

sión

, mm

/año

Fecha

Tasa de corrosiónActividad de SRB

Nitrato agregado, Gullfaks B

Abril1994

Mayo1997

Febrero2000

Febrero2003

Activ

idad

de

SRB,

µg H

2S/c

m2 /

d

0 0

5

10

15

20

25

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2REINOUNIDO

NORUEGA

2000 mi

0 200km

Campo Gullfaks

Mar del Norte

> Producción de H2S en Gullfaks. Los ingenieros de Statoil midieron el H2S presente en el agua producida antes y después de la adición de nitrato. En la plataforma Gullfaks C, los niveles de H2S en el agua producida aumentaban lentamente antes de la introducción del nitrato. Después de agregar nitrato, los niveles de H2S cayeron significativamente, pero sólo después de un retardo. Este retardo es resultado del tiempo que necesita el H2S para equilibrarse en el yacimiento. Los científicos de Statoil estiman que deben desplazarse varios volúmenes de poros en el yacimiento antes de que se observe un valor nuevo o requilibrado de H2S en los pozos productores. Los investigadores de Statoil también desarrollaron un modelo de agriamiento del yacimiento; se muestran los valores de H2S pronosticados para la plataforma Gullfaks C. Los valores pronosticados indican los niveles que se habrían experimentado sin la adición de nitrato. (Adaptado de Sunde y otros, referencia 35.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 11ORSUM 12-MCRBS 11

Fecha

0

2

4

6

8

10Nitrato agregado, Gullfaks C

Noviembre1997

Julio1999

Febrero2001

Octubre2002

H2S pronosticadoH2S medido

H 2S, m

gAg

ua, L

> Localización del proyecto piloto de Husky-Titan. El área piloto abarcó cuatro pozos productores y un pozo inyector de agua en el campo de Saskatchewan, en Canadá. La inyección de nutrientes se llevó a cabo en dos pasos. Husky primero utilizó el pozo A para confirmar la fórmula de nutrientes obtenida en el laboratorio mediante el tratamiento del pozo por lotes. Luego, el operador utilizó el inyector B para suministrar los nutrientes mientras se monitoreaba la producción 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

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 12ORSUM 12-MCRBS 12

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% del petróleo de estos campos permanece entrapado y no puede ser recuperado económicamente.40 En los últimos años, los científicos han desarro-llado procesos MEOR que utilizan nueva tecnología analítica para identificar y aprovechar selectiva-mente los microbios beneficiosos que viven en los yacimientos de petróleo. Estos procesos MEOR constituyen una nueva herramienta para los opera-dores destinada a liberar a bajo costo el petróleo entrapado en yacimientos maduros. Husky Energy Inc. utilizó este enfoque en un proyecto piloto de recuperación de petróleo en Canadá.

El proyecto piloto MEOR de Husky está locali-zado en un campo del extremo suroeste de Saskatchewan, Canadá (abajo).41 Este campo,

14 Oilfield 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 producción actual del campo es de 60 m3/d [380 bbl/d] de petróleo de 22 a 24 °API y 4 250 m3/d [150 Mpc/d] de gas. Husky comenzó el proceso de inyección de agua 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 para investigar la viabilidad de utilizar la tecnología MEOR para recuperar el petróleo entrampado en este campo. La tecnología de Titan es simple: identificar y cuantificar los microbios que son nativos en el yacimiento.42 Con estos datos, ade-más de los resultados de otras pruebas de campo, los ingenieros de Titan formularon una mezcla de nutrientes para descargar en el yacimiento a tra-vés del sistema de inyección de agua. Los inge-nieros teorizaron que los nutrientes inyectados estimularían cambios en ciertas especies de microbios residentes, permitiéndoles afectar las interfases entre el petróleo, el agua y la roca para liberar 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 solo pozo seguido de la inyección de agua para llevar los 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 agua de inyección a través del pozo y luego lo cerró durante una semana. Cuando el pozo fue puesto

> Resultados del proyecto piloto de Husky-Titan. Desde principios de 2007 hasta comienzos de 2008, la producción de petróleo en el pozo C del proyecto piloto MEOR en Saskatchewan fue razonablemente constante y se mantuvo entre 2 y 4 m3/d [13 y 25 bbl/d]. El corte de agua para el mismo período fue de aproximadamente 95%. Después de la primera inyección de nutrientes y las inyecciones siguientes en el inyector B, la producción de petróleo en el pozo C aumentó a 7-9 m3/d [44-57 bbl/d]. Para el mismo período, 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 pozo productor. (Adaptado de Town y otros, referencia 41.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 13ORSUM 12-MCRBS 13

Fecha

0

2

4

6

875

85

95

65

55

70

80

90

100

60

50

10

12

14

Enero2007

Agosto2007

Febrero2008

Septiembre2008

Marzo2009

Corte

de

agua

, %

Inyecciones de nutrientes en el inyector BTratamiento 1 Tratamiento 2 Tratamiento 3

Prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, m

3 /d

Producción de petróleoCorte de agua

, La tecnología AERO. Glori Energy elaboró la teoría de que la tecnología AERO estimula la producción de petróleo en cuatro pasos. Los microbios del yacimiento utilizan el petróleo existente como fuente de carbono para producir surfactantes que reducen la tensión superficial de la interfase petróleo-agua, lo que contribuye a liberar el petróleo entrampado (extremo superior izquierdo). Luego, los microbios se multiplican y bloquean algunos de los trayectos existentes para el flujo de agua, lo que fuerza la apertura de nuevos trayectos de flujo que sacan el petróleo entrampado del yacimiento (extremo superior derecho). Cuando una parte del petróleo entrampado ha sido liberada, y después de agotarse la fuente de carbono local, los microbios se dispersan y los trayectos previos para el flujo del agua se reabren (extremo inferior izquierdo). Si los microbios estimulados están activos y tienen nutrientes suficientes, el proceso se reitera continuamente hasta que el petróleo entrampado es llevado a la superficie y la producción se incrementa (extremo inferior derecho). (Adaptado con autorización de Glori Energy.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 14ORSUM 12-MCRBS 14

Los microbios reducenla tensión petróleo-agua

Microbios

Agua

Flow path

Grano de la 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

Volumen 24, no.2 15

nuevamente en producción, los resultados fueron alentadores: la producción de petróleo aumentó de 1,2 a 4,1 m3/d [7,5 a 25,8 bbl/d] y el corte de agua se redujo del 94% al 80%. Debido a que estos resultados indicaron que los nutrientes eran apropiados para el yacimiento y sus microbios residentes, Husky dirigió su atención al pozo inyector de agua para tratar los pozos cercanos del área piloto.

Desde principios de 2008, y con procedimien-tos similares al tratamiento del pozo individual, Husky inyectó el nutriente diseñado a medida a través del inyector de agua en la zona piloto. Después de tres semanas, el pozo productor más cercano 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 el tránsito subterráneo de los nutrientes, los inge-nieros observaron estos resultados positivos en otros pozos del área piloto. Además, los ingenieros utilizaron el mismo tratamiento en pozos produc-tores e inyectores fuera del área piloto, logrando resultados positivos, lo que confirmó la respuesta desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

El éxito con la estimulación microbiana para mejorar la producción de petróleo a partir de pro-cesos de inyección de agua maduros también se observó en un campo en Kansas, EUA.43 El campo Stirrup, descubierto en 1985, está ubicado en el extremo suroeste de Kansas. La profundidad del yacimiento es de unos 1 600 m [5 200 pies] y la producción actual es de 490 bbl/d [78 m3/d] de petróleo de 38 a 41 °API. La presión inicial del yacimiento era de 1 650 lpc [11,4 MPa] y se había reducido a menos de 100 lpc [0,69 MPa] al comienzo 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 agua agregaría otros 2,8 millones de bbl [0,44 millones de m3], para una recuperación final de aproxima-damente el 15% del OOIP. A mediados de 2010, Glori Energy, en colaboración con Statoil, puso a prueba la tecnología AERO de entorno activado para la recuperación de petróleo en el campo Stirrup para determinar si existían posibilidades de impulsar la recuperación a partir de la estimu-lación microbiana (página anterior, abajo).

Una caracterización detallada de la población de microbios existentes mediante técnicas tradi-cionales y basadas en el genoma fue el primer paso en la implementación de la tecnología AERO en el campo Stirrup. Después de que Glori Energy caracterizara la población microbiana nativa, los ingenieros 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 mediante la inyección continua del nutriente personalizado a través de dos de los inyectores de agua. El patrón inicial de la prueba piloto incluyó dos inyectores y cinco pozos productores. Después de varios meses de operación, quedó claro que el agua de uno de los inyectores no estaba ingresando en la configuración de prueba, de modo que el inyector fue retirado de la prueba piloto. Algunos de los cinco pozos de prueba experimentaron proble-mas similares cuando el trabajo de seguimiento mostró que los inyectores no incluidos en el pro-grama de la configuración de prueba estaban influyendo en el rendimiento. Dado que este campo 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 respuesta predominante. El análisis de los datos del pozo 12-2 sugiere que el tratamiento AERO, cuando es aplicado correctamente, puede impulsar signifi-cativamente la recuperación final (arriba).

Los microbios en la superficieMientras muchas aplicaciones con microbios están diseñadas para el subsuelo, otras contribu-yen en los procesos someros y superficiales, tales como el manejo de los desechos petroleros o la remediación de la producción de areniscas petro-líferas 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 regula-ciones gubernamentales sino, además, ser elimi-nados de una manera segura y ambientalmente responsable. En la actualidad, los microbios des-empeñan un papel importante en la eliminación de estas corrientes de desechos, en particular en el ámbito de los desechos sólidos. Dos corrientes de desechos sólidos que surgen de la producción de petróleo y gas pueden ser susceptibles de bio-rremediación: el suelo impactado por los hidro-carburos y los desechos de perforación.

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

43. Bauer BG, O’Dell RJ, Marinello SA, Babcock J, Ishoey T y Sunde E: “Field Experience from a Biotechnology Approach to Water Flood Improvement,” documento SPE 144205, presentado en la Conferencia sobre Recuperación Asistida de Petróleo de la SPE, Kuala Lumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

> Resultados de la tecnología AERO. Los datos del pozo 12-1 del campo Stirrup se representan gráficamente como el corte de agua versus la producción 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 agua constante del 95% pueden implicar un incremento de la producción de petróleo de 50 000 a 55 000 bbl [7 950 a 8 740 m3] como resultado del tratamiento. (Adaptado con autorización de Glori Energy.)

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 15ORSUM 12-MCRBS 15

Corte

de

agua

, %Producción acumulada, 1 000 bbl

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75

75 100 125 225150 250175 275200

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70

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Comienzo del nutriente AERO

Antes de la adición del nutriente AERODespués de la adición del nutriente AERO

Incremento estimado:50 000 a 55 000 bbl

16 Oilfield Review

Durante los últimos 100 años, algunas instala-ciones de producción experimentaron fenómenos de 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 hidrocarburos en el suelo, pero no los elimina. Aunque los inves-tigadores han demostrado que los hidrocarburos de alto peso molecular e intensamente alterados son esencialmente no biodegradables, estos mis-mos hidrocarburos pueden hacerse menos perjudi-ciales mediante la aplicación de tratamientos con una mezcla de nutrientes y microbios cultivados.44 En la actualidad, la biorremediación es el método preferido generalmente para tratar suelos afecta-dos por petróleo crudo.45 Como no todos los petró-leos crudos responden a la biorremediación de la misma manera, los ingenieros han desarrollado modelos predictivos para efectuar una rápida eva-luación de la biorremediación fuera del sitio sin recurrir a prolongados ensayos de laboratorio.

Los desechos de perforación, un subproducto de las operaciones petroleras, en su mayor parte no son peligrosos, aunque sus volúmenes son con-siderables, tanto en las operaciones marinas como terrestres. Por ejemplo, un operador mediano en 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 de perforación a base de agua producidos en operacio-nes marinas. Si bien no se ha demostrado el daño que 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 plantea un desafío diferente al de los ambientes marinos. Los científicos están diseñando lodos de perfora-ción sintéticos que cuando se añaden al suelo mejoran su calidad y estimulan la biorremediación más rápida.48 Además, los ingenieros desarrollaron un protocolo normalizado para la selección de recortes de perforación. Este protocolo compara índices de biorremediación mediante modelos de escala invernadero para simular las condiciones del campo (próxima página). Los científicos de M-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 cumplir con los objetivos ambientales y la probabilidad de efectividad de la técnica.

Las fronteras de los microbiosLa ubicuidad de la distribución de los microbios en el planeta garantiza que los científicos vinculados a la industria del petróleo y el gas tengan abundan-tes oportunidades por delante. Estas oportunidades incluyen 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 a las fuentes mundiales de petróleo, pero esta pro-ducción de hidrocarburos no está exenta de cos-

tos ambientales. Las piletas de colas, que deben ser cercadas para proteger la vida silvestre, son una consecuencia de la producción de las arenis-cas petrolíferas. Los biólogos e ingenieros descu-brieron que ciertos microbios crecen con los compuestos potencialmente peligrosos de este medio ambiente.49 Estos científicos teorizan que si 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 condiciones de las piletas de colas han reproducido del 30% al 60% de los microbios presentes en los barros y esperan tener biorreactores piloto en funciona-miento en unos pocos años.

Los perforadores y productores involucrados en las operaciones marinas deben tomar precauciones importantes para evitar los derrames y deben estar 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 aparentemente contradictorio 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 derrames es una aplicación de este hallazgo: las gotitas de

44. Adams RH, Díaz-Ramírez IJ, Guzmán-Osorio FJ y Gutiérrez-Rojas M: “Biodegradation and Detoxification of Soil Contaminated with Heavily Weathered Hydrocarbons,” presentado en la 13ª Conferencia Anual 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 Oil Impacted Soil,” documento SPE 126982, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Río de Janeiro, 12 al 14 de abril de 2010.

46. Louviere RJ y Reddoch JA: “Onsite Disposal of Rig-Generated Waste via Slurrification and Annular Injection,” documento SPE/IADC 25755, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993.

47. Neff JM: “Composition, Environmental Fates and Biological Effects of Water Based Drilling Muds and Cuttings Discharged to the Marine Environment: A Synthesis and Annotated Bibliography”. Informe preparado para el Foro de Investigación Ambiental del Petróleo y el API, enero de 2005, http://perf.org/pdf/APIPERFreport.pdf (Se accedió el 2 de agosto de 2012).

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

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

49. Orwig J: “Scientists Grow Bacteria to Improve Oil Sands Remediation,” 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.

Volumen 24, no.2 17

agua que flotan en la superficie del petróleo tienen más 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 avances están estimulando la ejecución de trabajos adicio-nales en relación con la utilización de los micro-bios con fines de biorremediación tanto en el ámbito marino como en el terrestre. Hoy en día,

los ingenieros están sometiendo a un control más estricto las características negativas de los micro-bios en el campo petrolero y son cada vez más capaces de aprovechar los aspectos positivos para mejorar la producción de hidrocarburos y las solu-ciones a los problemas ambientales. —DA

> Biorremediación. Los científicos de M-I SWACO en Houston utilizan un invernadero para estudiar los índices de biorremediación mediante el compostaje de muestras de recortes de perforación del tamaño de una tina (derecha). Estos especialistas desarrollaron protocolos de biorremediación que utilizan muestras de 0,08 a 0,1 m3 [2,7 a 4,0 pies cúbicos] de una mezcla de recortes de perforación que contiene arena, arcilla bentonita, una arcilla silícea adicional que no se dilata y agua, la que luego se cubre con hidrocarburos al nivel 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 las condiciones constantes para el compost mediante la introducción de oxígeno por mezclado periódico y la adición de agua y nutrientes según 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 se disiparon casi por completo, mientras que el diésel se redujo significativamente, pero no cayó por debajo del 1% en peso. M-I SWACO utiliza esta prueba para seleccionar el proceso de remediación en sitio, así como para capacitar al personal de campo en el mantenimiento de las condiciones óptimas del compost.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 16ORSUM 12-MCRBS 16

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