Este artículo de acceso abierto está bajo Licencia Creative Commons Attribution 4.0 Internacional
Vol. 2, núm. 2
Abril-junio, 2026
Venezuela
ISSN-e: 3080-6666
Página 65
Predicción de la precipitación de asfaltenos por inyección de gas en
crudos del occidente venezolano
Prediction of asphaltene precipitation by gas injection in crude oils from
western Venezuela
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.19798073
Recibido: 2026-01-31 Aceptado: 2026-03-10
Añez Boscán, Mariana José
1
Correo: marianajose.anez@repsol.com
Orcid: https://orcid.org/0000-0002-9631-7488
Repsol, Venezuela
Resumen
En el campo Motatán se ha evidenciado deposición de asfaltenos en pozos gas-lift, causando
distintos problemas que impactan, significativamente, su producción. En un esfuerzo por la
comprensión fundamental del fenómeno de precipitación de asfaltenos, este estudio se
concentrará en predecir dónde y cómo ocurrirá la precipitación de asfaltenos en el pozo
mediante la integración de los datos de laboratorio, registros de campo y modelos
termodinámicos disponibles, cambiando el enfoque correctivo actual por una estrategia
predictiva/preventiva. Se encontró que parte del gas inyectado se disuelve en el petróleo y la
mezcla entra en el equilibrio trifásico gas-petróleo-asfalteno. Al estudiar el efecto de diferentes
tasas de inyección de gas, se encontró que el APE tiende a expandirse gradualmente a medida
que aumenta la proporción de gas de inyección y que, en cada una, de las posibles mezclas
volumétricas el riesgo de asfalteno se mantiene. Se propone minimizar las presiones fluyentes
de cabeza de pozo para reducir la cantidad de gas disuelto y así controlar en gran medida el
problema de precipitación de asfaltenos en el pozo.
Palabras clave: asfaltenos, precipitación, gas-lift, modelo matemático.
Abstract
In Motatán field, asphaltene deposition has been observed in gas-lift wells, causing various
problems that significantly impact production. In an effort to gain a fundamental understanding of
the asphaltene precipitation phenomenon, this study will focus on predicting where and how
asphaltene precipitation will occur in the well by integrating all available laboratory data, field
logs, and thermodynamic models, thus shifting from the current corrective approach to a
predictive/preventive strategy. It was found that some of the injected gas dissolves into the oil,
and the mixture enters a three-phase gas-oil-asphaltene equilibrium. By studying the effect of
different gas injection rates, it was found that APE tends to expand gradually as the injection gas
ratio increases, and asphaltene risk remains constant in each of the possible volumetric
1
Ingeniero de Petróleo con experiencia en operaciones de producción de petróleo y gas. Repsol, Venezuela.
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mixtures. The proposal is to minimize wellhead flowing pressures to reduce the amount of
dissolved gas and thus greatly control the problem of asphaltene precipitation in the well.
Keywords: asphaltenes, precipitation, gas-lift, mathematical model.
Introducción
En Motatán, un campo maduro ubicado en el Occidente de Venezuela, se ha observado
deposición de asfaltenos en la tubería de producción de algunos pozos con levantamiento
artificial por gas. Esta deposición es un problema bien conocido; este fenómeno afecta,
seriamente, la producción de petróleo pues, puede llegar a obstruir parcial o totalmente el área
de flujo generando un aumento en la caída de presión y reducción de la tasa de producción.
Por otro lado, es frecuente encontrar válvulas de gas lift con acumulación de depósitos de
sólidos (valve fouling) que afecta el funcionamiento e impide su recuperación mediante
herramientas de guaya fina. Además, puede imposibilitar la corrida de herramientas de guaya
hasta la profundidad deseada y causar daños a las herramientas y modificación de los equipos,
herramientas y programas, provocando retrasos y costos adicionales. Además del costo
adicional, la deposición de asfaltenos tiene el potencial de provocar accidentes graves, por
ejemplo, fallas en la operación de la válvula de seguridad de fondo de pozo (SSSV).
Este fenómeno ha causado problemas en los campos Greeley y Ventura (California), Little
Creek (Mississippi), Hassi Messaoud (Algeria), Mata-Acema /Costañero Bolívar / El Furrial /
Ceuta (Venezuela), Ula (Noruega), Kuwait, etc. (Kokal & Sayegh, 1995). En Motatán, estos
problemas han sido tratados, hasta ahora, mecánica y químicamente. En pozos de gas-lift, la
medida correctiva más efectiva para eliminar cualquier depósito en la tubería, ha sido la corrida
de cortadores que golpea la obstrucción hacia abajo hasta eliminarla. En pozos con bombeo
electrosumergible, se coloca tratamiento químico con dispersante de asfaltenos para separar
las partículas floculadas y mantenerlas en suspensión en el petróleo.
El aumento del riesgo de asfaltenos debido a la inyección de gas ha sido reconocido
como una regla general. Con el fin de minimizarlo, se decidió mejorar la comprensión
fundamental del comportamiento de precipitación de asfaltenos en los pozos gas-lift del campo
Motatán, mediante la integración de los datos de laboratorio, registros de campo y modelos
matemáticos disponibles.
El control de su precipitación se basa, esencialmente, en tres métodos: predictivo,
correctivo y preventivo. El predictivo se basa en el pronóstico de las condiciones (presión,
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temperatura y composición) que conducen al inicio de la precipitación de asfaltenos a través de
modelos termodinámicos y cinéticos basados en las teorías que describen las soluciones de
polímero, estabilidad coloidal y fenómenos de agregación.
Los correctivos recurren a la disolución química usando solventes aromáticos y/o la
eliminación mecánica después que estos precipitan y se depositan. Los preventivos mantienen
la presión de yacimiento por encima de la de inicio de precipitación de asfaltenos. Los
inhibidores químicos pueden ser usados para prevenir precipitación de asfaltenos, si el
mantenimiento de presión no es posible.
1. Fundamentos teóricos
1.1. Disposición de los asfaltenos en el crudo
Existen varias teorías sobre el estado natural de los asfaltenos en el crudo y la forma en
que éstos se separan formando una nueva fase, entre ellas: solubilidad, fase sólida,
micelización y coloidal.
Esta última, propuesta por Leontaritis y Mansoori (1987), considera que éstos se
encuentran suspendidos coloidalmente en el petróleo, y que están estabilizados por las resinas
que adsorben sobre su superficie que actúan como agentes peptizantes, con lo cual impiden
que los asfaltenos se unan entre sí y precipiten. Estas resinas y asfaltenos juntos son llamadas
micelas o agregados, las cuales constituyen entidades moleculares separadas del petróleo y
sujetas a todo cambio termodinámico.
A su vez, las resinas están rodeadas de hidrocarburos aromáticos que aseguran una
transición progresiva al medio, donde los hidrocarburos saturados suelen ser predominantes.
Los aromáticos, que actúan como puente entre la micela y los saturados, hacen que las micelas
se dispersen efectivamente.
La precipitación ocurre cuando las resinas son despojadas del coloide permitiendo que
ocurra la agregación y separación de fases (Figura 1). La estabilidad del sistema está
relacionada con: poder peptizante de las resinas, efecto disolvente de los aromáticos y
propiedades precipitantes de los saturados
.
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Figura 1. Estructura micelar de asfaltenos y resinas en el petróleo
Nota: (a) Asfaltenos dispersos, (b) Asociación asfalteno-asfalteno.
Fuente: Tissot & Welte (1984)
1.2. Caracterización del petróleo
Se define como la separación cuantitativa de los diversos tipos estructurales de moléculas
presentes en el crudo y la determinación de las fracciones moleculares dentro de cada tipo. El
procedimiento para realizar una evaluación cuantitativa de la estructura química del petróleo se
muestra en la Figura 2.
1.3. Análisis SARA
El análisis SARA, es un estándar universal en la industria petrolera basado,
generalmente, en las normas ASTM D2007, D4124 o IP 469, es una técnica de caracterización
composicional del petróleo basada en diferencias de solubilidad y polaridad, que permite
cuantificar las fracciones de hidrocarburos saturados, hidrocarburos aromáticos, resinas y
asfáltenos, las cuales representan los principales grupos estructurales del crudo.
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Figura 2. Diagrama de flujo de caracterización del petróleo: separación de tipos
estructurales de moléculas, y posterior análisis cuantitativo de las fracciones por
cromatografía de gases y espectrometría de masas
Fuente: Traducción del original, Tissot & Welte (1984)
Existen diversos procedimientos de laboratorio desarrollados, el estandarizado es el
ASTM D-2007-03.
Los compuestos más pesados y polares son adsorbidos en las superficies minerales en la
roca madre, por lo tanto, la distribución común de los compuestos del petróleo en el yacimiento
responde al comportamiento adsorbente de estos compuestos, es decir, los hidrocarburos
saturados menos polares son más frecuentes, luego siguen los aromáticos y benzotiofenos, y
los menos abundantes son las resinas más polares y los asfaltenos menos solubles.
Como se ha mencionado, los hidrocarburos saturados son, por lo general, los más
importantes de los cuatro compuestos principales. Las excepciones son los crudos degradados,
que pueden haber perdido parcial o totalmente sus alcanos, y algunos crudos inmaduros ricos
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en componentes pesados y nafteno-aromáticos. Las resinas y asfaltenos, generalmente, oscilan
entre 0 y 40% en petróleos no degradados dependiendo del tipo genético y la madurez térmica.
Su contenido es alto en petróleos inmaduros poco profundos. En petróleos pesados y bitumen
resultantes de la alteración por actividad microbiana, lavado por aguas y fraccionamiento
evaporativo, su contenido varía de 25 a 60% debido a la eliminación o degradación de los
hidrocarburos.
La estabilidad de los asfaltenos depende de factores físico-químicos. Ésta puede
evaluarse de varias formas, tales como: composición (análisis SARA), perfil de solubilidad -
relación H/C y el factor de aromaticidad. Considerando composición y estabilidad de los
asfaltenos en el petróleo, está relacionada con el comportamiento de todas las fracciones
SARA; cada una de ellas influye y no puede asociarse a una de ellas exclusivamente. Es por
ello que, gran cantidad de ellos en el petróleo no significa, necesariamente, que existan
problemas de esta clase de compuestos.
Como regla general, crudos con alto contenido de hidrocarburos saturados, pocas resinas
e hidrocarburos aromáticos tendrán mayores probabilidades de precipitación de estos
compuestos que crudos con pequeñas cantidades de hidrocarburos saturados.
A continuación, se presenta la distribución de las fracciones SARA de crudos livianos
estables e inestables; se observa crudos inestables con muy bajo contenido de asfaltenos
(Figura 3).
Figura 3: Distribución de las fracciones SARA de crudos livianos estables e inestables.
Fuente: Carbognani et al., En. & Fuels (1999)
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Los hidrocarburos saturados constan de n-alcanos desde C1 hasta C40, iso-alcanos
(isoprenoides) y cicloalcanos (naftenos). También reciben el nombre de parafinas. Los
aromáticos, comprenden los compuestos monoaromáticos, compuestos poliaromáticos
(nafteno-aromáticos) y sulfuro-aromáticos (tiofenos).
Las resinas y asfaltenos poseen un arreglo estructural complejo de aromáticos o nafteno-
aromáticos, unidos a cadenas alifáticas, y contienen átomos de oxígeno, nitrógeno y azufre. Las
resinas son definidas como la fracción del crudo insoluble en propano líquido, pero soluble en n-
heptano. Poseen menor peso molecular que los asfaltenos, en el rango de 250 a 1000 g/mol.
Esta fracción pesada, compleja y "difícil" del petróleo crudo con peso molecular en un rango de
1.000 a 2.000 g/mol; también se consideran la fracción más polar del petróleo (Gharbi et al.,
2017). Y son la fracción insoluble en alcanos de bajo peso molecular. n-pentano y n-heptano
suelen usarse como precipitantes. Por el contrario, los sólidos precipitados se disuelven en
solventes aromáticos como el xileno, tolueno y benceno.
La cantidad de asfaltenos insoluble que pueden ser precipitados del crudo está
estrechamente relacionado con el solvente utilizado. La cantidad disminuye al aumentar la
longitud de cadena del alcano usado debido a que el poder disolvente se incrementa, de
acuerdo con (Stankiewicz, 2011).
Su estructura química se basa, principalmente, en carbono e hidrógeno, además de
átomos de azufre, nitrógeno y oxígeno. La Tabla 1 muestra la composición elemental de los
asfaltenos en el petróleo.
Tabla 1. Composición promedio de los asfaltenos (wt. %).
C
H
O
S
N
O + S + N
H/C
Asfaltenos
83.4
8.1
2.0
5.0
1.5
8.5
1.16
2. Metodología
Para lograr el objetivo propuesto se llevó a cabo la siguiente metodología:
Fase 1: Recopilación de información existente. Se recopiló la información necesaria para
modelar la precipitación de asfaltenos: estudio integrado Motatán Domo Sur, caracterización
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físico-química del crudo, estudio geoquímico del crudo, análisis composicional del fluido por
cromatografía de gases, análisis PVT de laboratorio, análisis SARA, datos de completación de
los pozos, entre otros.
Fase 2: Fundamentos teóricos
Fase 3: Geoquímica
Fase 4: Medidas experimentales: Caracterización de depósitos, Prueba de la mancha (Spot
test)
Fase 5: Realización de registro fluyente continuo de presión y temperatura en pozo MAR-67
(pozo con problemas de deposición de asfaltenos). Se realizó registro con sensor SPARTEK
para validar la condición de operación actual y condición del sistema gas lift instalado, a fin de
disponer de un modelo de pozo representativo (análisis nodal), la cual se muestra en la Figura
4.
Figura 4. Perfil continuo de presión y temperatura (bajando)
Fuente: Elaboración propia (2025)
Fase 6: Evaluación preliminar (screening) sobre posible precipitación de asfaltenos
Fase 7: Modelo de precipitación de asfaltenos
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El modelo matemático de precipitación de asfaltenos utilizado fue el desarrollado por
KBC, disponible en el software comercial Multiflash. El flujo de trabajo fue el siguiente:
a) Caracterización de fluidos (petróleo y gas)
PVT Matching
Modelo de fluido composicional
Multiflash PVT lab tests para afinar modelo
b) Calibración del modelo de asfaltenos
Ajuste de las propiedades de los pseudocomponentes
Optimizar los parámetros del modelo de asfaltenos
c) Predicción del comportamiento de fase
Equilibrio LV y Asphaltene phase envelope (APE)
d) Crear la mezcla (volumétrica) utilizando el método de mezcla de Multiflash
e) Sensibilidades con diferentes proporciones de mezcla gas-líquido (volumen de inyección,
según análisis del comportamiento del sistema de levantamiento).
A continuación, se muestra un esquema de la metodología presentada:
Figura 5. Metodología
Fuente: Elaboración propia (2025)
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3. Resultados
El contenido y estabilidad de los asfaltenos en el crudo están influenciados por origen del
crudo, grado de madurez y procesos de alteración y mezcla de crudos. El crudo en estudio
proviene de yacimientos de edad Eoceno (formaciones Paují-Misoa) de la Cuenca del Lago de
Maracaibo. La Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo se encuentra ubicada en el noroeste
de Venezuela, y es una de las cuencas petrolíferas más grandes del mundo con un área
aproximada de 60.000 km
2
.
El petróleo fue generado a partir de una roca madre carbonática de origen marino y
térmicamente madura, cuya materia orgánica consiste principalmente de fitoplancton con
cantidades menores de zooplancton y algas bénticas con aporte de material continental, la
formación La Luna, de edad Cretáceo tardío. Posteriormente, el petróleo fue migrado y
acumulado en diversos pulsos, siendo el más importante el ocurrido durante el levantamiento
andino (Torres, 2016).
En el campo Motatán, se ha reportado la dilución de petróleos, severamente,
transformados por crudos no alterados, es decir, es el resultado de un proceso de mezcla de
petróleo proveniente de dos pulsos de generación. El crudo es una mezcla de diferentes
proporciones del primer pulso (Eoceno temprano) que se acumuló en la parte más alta de la
trampa y se biodegradó. Posteriormente, ocurre el segundo pulso (Mioceno) y, el nuevo crudo,
se ubicó en la parte disponible de las trampas, infrayacente al primer crudo alterado. Esta
mezcla de crudos reportada estaría asociada principalmente a producción conjunta.
A continuación, los resultados del análisis geoquímico realizado a seis muestras de crudo.
Tabla 2. Resultados del análisis geoquímico
Pozo
MAR-17
MAR-29
MAR-37
MAR-39
API
19.0
19.0
20.6
20.6
gravedad específica
0.9401
0.9404
0.9306
0.9304
% azufre
2.3
2.4
2.2
2.1
ppm Vanadio (como metal)
430
440
400
380
ppm Níquel (como metal)
52
51
47
44
pristano/fitano
1.0
1.0
1.0
1.2
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Pozo
MAR-17
MAR-29
MAR-37
MAR-39
pristano/nC17
0.6
0.6
0.6
0.5
fitano/nC18
0.7
0.7
0.7
0.5
C7-distribución
C7-alcano
nC7
44
44
46
45
mono-ramificado
42
42
42
42
poli-ramificado
13
14
13
14
C7-alcano/nafteno
nC7
23
22
24
24
naftenos
49
49
48
46
alcanos ramificados
28
29
28
30
C7-alcano/nafteno/aromático
nC7
45
45
45
49
naftenos
43
44
42
42
aromáticos
12
11
13
8
C15-distribución
1-anillo
34
48
49
28
2-anillo
50
42
40
52
3-anillo
16
11
11
20
C30-distribución
3-anillo
30
40
41
32
4-anillo
45
44
43
48
5-anillo
25
17
16
20
% saturados
34
30
36
38
% aromáticos
49
53
48
45
% resinas
12
13
12
12
% asfaltenos
4.9
4.7
4.9
4.3
δ
13
C, ‰ (total petróleo)
-26.4
-26.4
-26.4
-26.5
δ
13
C, ‰ (saturados)
-26.7
-26.7
-26.8
-26.6
δ
13
C, ‰ (aromáticos)
-26.4
-26.4
-26.3
-26.3
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Pozo
MAR-17
MAR-29
MAR-37
MAR-39
Esteranos/Triterpanos
% iso-esteranos
37
39
40
46
% rearranged-esteranos
21
20
15
11
% triterpanos
42
41
45
43
Esteranos
% iso-esteranos
57
56
59
66
% rearranged-esteranos
22
20
15
11
% normal-esteranos
21
24
25
23
Esterano número de carbono
% C-27
37
37
36
40
% C-28
33
36
37
30
% C-29
30
27
28
30
Relación C-29 esteranos
20S/(20S + 20R)
0.5
0.5
0.51
0.54
iso/(iso+normal)
0.67
0.66
0.69
0.68
En la siguiente Figura 6 se presenta el análisis de la distribución de n-alcanos mediante
cromatografía de gases (CG) de una de las muestras de crudo. Se observa una distribución
entre n-C
7
y n-C
35
con una predominancia de n-alcanos <n-C
13
. No se observa un patrón de
distribución que permita inferir la alteración por biodegradación.
Figura 6. Cromatograma de la fracción de hidrocarburos saturados de la muestra de crudo MAR-17
Fuente: Torres (2016)
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3.1. Clasificación del petróleo según su composición
Esta clasificación propuesta por Tissot y Welte (1984) puede ser establecida sobre la base
de las cuatro familias o grupos de compuestos químicos que conforman el petróleo. Esta
clasificación, basada en parámetros geoquímicos, se sustenta, principalmente, en los análisis
realizados por el Instituto Francés del Petróleo en más de 600 crudos de diferentes orígenes y
edades.
Alrededor de 550 crudos fueron representados en diagramas ternarios mostrando su
composición relativa con respecto al petróleo total y con respecto a los hidrocarburos (figuras 7
y 8).
Figura 7. Diagrama temario con la composición de 636 petróleos
Figura 8. Diagrama ternario con la composición de los hidrocarburos de 541 petróleos
Fuente Fig. 7 y Fig. 8: Tissot & Welte (1984)
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La Tabla 3 y la Figura 9 establecen las distintas clases de petróleos, considerando el
contenido de compuestos aromáticos (hidrocarburos aromáticos, resinas, asfaltenos), el
contenido de alcanos o parafinas, cicloalcanos (naftenos) y el contenido de azufre
.
Tabla 3. Distintas clases de petróleos, considerando el contenido de compuestos aromáticos,
contenido de alcanos o parafinas, cicloalcanos y contenido de azufre.
Concentración
Tipo de
Petróleo
Contenido
de Azufre
S > 50 %
A < 50 %
P > N
P > 40 %
Parafínico
< 1 %
P ≤ 40 %
N ≤ 40 %
Parafínico-nafténico
N > P
N > 40 %
Nafténico
S ≤ 50 %
A ≥ 50 %
P > 10 %
Aromático-intermedio
> 1 %
P ≤ 10 %
N ≤ 25 %
Aromático-asfáltico
N ≥ 25 %
Aromático-nafténico
< 1 %
generalmente
S = Saturados, A = Aromáticos, P = Parafinas, N = Naftenos
Figura 9. Clasificación del Petróleo
Fuente T3 y Fig. 9:
Tissot y Welte (1984)
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Es de notar que esta clasificación, basada en un tratamiento estadístico de un gran
número de muestras, atribuye los tipos parafínico, parafínico-nafténico y aromático-intermedio a
petróleos normales, es decir, maduros no alterados; y los tipos aromático-nafténico y aromático-
asfáltico a petróleos pesados degradados o inmaduros térmicamente.
De acuerdo a este criterio, tipifican crudos Aromáticos-intermedios, según los valores de
concentración SARA y contenido de azufre. El tipo Aromático-intermedio está compuesto por
petróleos que son normalmente pesados. Las resinas y asfaltenos equivalen al 10-30% y a
veces más, y el contenido de azufre es superior al 1%. Los aromáticos representan el 40-70%
de los hidrocarburos.
El contenido de monoaromáticos, y especialmente los de tipo esteroide, es relativamente
bajo. Los derivados de tiofeno (benzo- y dibenzotiofeno) son abundantes (25-30% de los
aromáticos y más). La gravedad específica suele ser alta (más de 0.85).
3.2. Análisis y discusión de los resultados
Durante la fase productiva del campo Motatán se ha evidenciado deposición de
asfaltenos, causando distintos problemas en los pozos gas-lift que impactan, significativamente,
su producción. Uno de los más frecuentes es la obstrucción de la tubería de producción.
Algunas muestras sólidas recolectadas han sido caracterizadas mediante tratamiento con
solventes orgánicos e inorgánicos.
A continuación, algunos resultados obtenidos de la caracterización de depósitos de
sólidos:
Figura 10. Caracterización de depósitos extraídos de la tubería de producción de pozos gas-lift.
Fuente: Elaboración propia (2025)
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Las muestras de los pozos MGM-49, MGM-07A y MAR-39 mostraron sólidos impregnados
con hidrocarburos; los sólidos residuales eran de color negro que al secarse formaron escamas.
Se infiere la presencia de material orgánico, probablemente, de asfaltenos.
Prueba de la mancha (Spot test)
Este método se utiliza para identificar, de manera rápida y cualitativa, los posibles riesgos
de precipitación de asfaltenos.
La prueba de la mancha es otra medida de la estabilidad de esta clase de compuestos en
el crudo y es la precursora de los métodos de microscopía óptica de determinación de
estabilidad de los asfaltenos. El principio del método consiste en la observación de la mancha
hecha por una gota de crudo+solvente depositada sobre un papel filtro. Si estos están dispersos
después de secarse, la mancha es de color uniforme. Si han floculado, los agregados se
difunden menos rápidamente en el papel y la mancha exhibe una aureola más o menos nítida.
Cuando la aureola aparece en menos de 5ml de solvente agregado (n-heptano o cualquier
solvente parafínico de bajo peso molecular) el crudo es inestable, entre 6 y 10ml de solvente
agregado se considera moderadamente estable y más de 10ml de solvente agregado el crudo
es estable.
Según los resultados del ensayo realizado (Figura 11), el crudo del pozo MAR-67 es
moderadamente estable.
Figura 11. Prueba de la mancha realizada a muestra de crudo del pozo MAR-67
Fuente: INTEVEP (1992)
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Evaluación preliminar (screening) sobre posible precipitación de asfaltenos
La estabilidad del crudo y la tendencia a la precipitación de asfaltenos pueden ser
evaluadas mediante varios métodos (Guzmán, Ancheyta, Trejo y Rodríguez, 2016). Es resaltar
que ninguno de ellos evalúa directamente si un fluido precipitará o no bajo condiciones
específicas.
El gráfico propuesto (De Boer et al., 1995) de la Figura 12, es un método para clasificar
crudos por su tendencia a precipitar asfaltenos: En esencia, evalúa la pérdida de solubilidad a
medida que se despresuriza una muestra de fluido del yacimiento. La evaluación se basa en la
densidad inicial del fluido y el grado de subsaturación con respecto al gas (diferencia entre la
presión de yacimiento y la presión de saturación). Debido a que este método supone que el
fluido está saturado por este compuesto en el yacimiento, es muy conservador. Tres zonas se
identifican en base a cálculos de sobresaturación con respecto a los asfaltenos, utilizando el
modelo de Hirschber.
El fluido a la presión de burbuja está en su nivel más alto de sobresaturación, por lo que la
severidad de la precipitación de asfaltenos es proporcional al grado de subsaturación.
Un fluido de menor densidad tendrá mayor precipitación de estos compuestos como
resultado de la despresurización. Según este método, el fluido del yacimiento del área Motatán
Domo Sur no tiene tendencia a precipitar asfaltenos.
Figura 12. Gráfico de Boer
Fuente: Elaboración propia a partir del gráfico de Boer (2025)
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Existen distintos métodos de evaluación basados en los resultados del análisis SARA,
entre ellos, el Índice de Estabilidad de Asfalteno, la relación Resina-Asfalteno, el Índice de
Inestabilidad Coloidal y el Stability Cross Plot. Cada criterio combina las fracciones SARA de
manera distinta.
El método del Índice de Estabilidad de Asfalteno, propuesto por Stankiewicz et al. 2002,
combina las fracciones SARA como se muestra en los ejes de la figura 13.
En base a observaciones de campo, la zona identificada como “Inestable” representa
fluidos que pueden causar problemas de asfaltenos y la zona “Estable” representa fluidos que
probablemente no causen problemas de asfaltenos.
Arriba a la derecha es la zona problemática y hacia abajo a la izquierda está la zona no
problemática. Según el gráfico, el fluido en estudio se encuentra cerca del límite de estabilidad y
podría marginalmente causar problemas de asfaltenos.
Figura 13. Índice de Estabilidad de Asfalteno
Fuente: Elaboración propia (2025)
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El Índice de Inestabilidad Coloidal (IIC), sugerido por Yen et al. 2001, es un método,
ampliamente, utilizado para reconocer el potencial de deposición de asfaltenos; permite
determinar la estabilidad coloidal del asfalteno en el crudo basado en su composición química.
El IIC se expresa como la relación de la suma de asfaltenos y saturados por la suma de
aromáticos y resinas (Ashoori et al., 2016). Los crudos con un valor de IIC inferior a 0,7 se
consideran estables; mientras que crudos con un IIC mayor a 1,0 se consideran como sistemas
coloidales inestables propensos a la precipitación y deposición de asfaltenos.
Según el IIC, los asfaltenos presentes en el crudo del pozo MAR-39 se encuentra en un
estado meta-estable, siendo el valor reportado ligeramente superior al valor mínimo que define
un estado meta-estable (0,7). Los asfaltenos meta-estables son susceptibles de
desestabilización por cualquier alteración de naturaleza química o mecánica (Figura 14).
Figura 14. Índice de Inestabilidad Coloidal.
Fuente: Elaboración propia (2025)
La relación Resina/Asfalteno (Jamaluddin et al. 2003) indica estabilidad de los asfaltenos
debido a la presencia de resinas. La relación R-A requerida para mantener estables los
asfaltenos es 2.5. De acuerdo a esta relación, se espera que los asfaltenos sean estables
durante la expansión del crudo en estudio.
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El método Stability Cross Plot (Sepúlveda et al., 2010) se basa en la generación de cuatro
gráficos que consideran distintas relaciones de las fracciones SARA. Es necesario examinar el
comportamiento del crudo en los cuatro gráficos de la Figura 15, para así obtener un único
resultado que caracterice la estabilidad de los asfaltenos
.
Figura 15. Gráficos del método Stability Cross Plot.
Fuente: Elaboración propia (2025)
Del análisis del gráfico SCP1, se observa que la cantidad de hidrocarburos aromáticos es
baja en relación con los asfaltenos ya que la relación (Ar/A) es baja. Esto indica que el crudo
puede tener tendencia inestable. Del análisis de los gráficos SCP2 y SCP3, se observa que la
cantidad de resinas es baja en relación con los asfaltenos ya que la relación (R/A) es baja. Esto
indica que el crudo es inestable coloidalmente con tendencia a la precipitación de asfaltenos.
Por último, del gráfico SCP4 al tener una relación Ar/(S/A) baja, se observa que la cantidad de
hidrocarburos aromáticos que estabilizan el crudo es baja en comparación con la relación (S/A)
que desestabiliza los asfaltenos, lo que resulta en una predominancia del poder precipitante de
los hidrocarburos saturados que implica un crudo inestable. En general, según este criterio, los
crudos evaluados son meta-estables susceptibles de desestabilización.
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Cabe destacar que los métodos basados en el análisis SARA incorporan detalles sobre la
química de los fluidos, pero no para el petróleo vivo, tampoco consideran la temperatura del
yacimiento. El método de Boer considera el fluido a condiciones de yacimiento, pero no
incorpora detalles sobre la química del fluido. Sin embargo, se puede tener una comprensión
básica sobre los probables problemas de asfaltenos de las ideas detrás de estos métodos.
Los resultados del proceso de screening muestran, en general, que el crudo en estudio es
estable con baja tendencia a la precipitación de asfaltenos; lo cual es consistente con la historia
del campo, es decir, no se han presentado notables problemas de estos en pozos que producen
por bombeo mecánico y electrosumergible.
Modelo de precipitación de asfaltenos
El análisis PVT de la muestra de fondo del pozo MAR-21 fue utilizado. ya que, cumple con
los criterios de validación, consistencia y representatividad. Además, este análisis PVT es el
representativo de la formación Paují del campo Motatán-Domo Sur según la validación de
estudios PVT de la fase I del estudio integrado del campo.
Tabla 4. Propiedades de la muestra de fluido de yacimiento (MAR-21).
Pozo: MAR-21
Profundidad de muestreo: 8000’
Formación: Paují A-10
Reservoir pressure (psia): 1950 lpcm
Reservoir temperature (˚F): 226 °F
Expansión a composición constante a 226 °F
Presión de burbuja, lpcm 1346
Vaporización diferencial a 226 °F
A presión de burbuja
Volumen relativo del petróleo (Bod), 1.173
Densidad del petróleo, g/cc 0.8443
Solution GOR (Rsd), scf/bbl 215
Densidad del petróleo residual a 60 °F, g/cc 0.9375
Análisis de Viscosidad a 226 °F
A presión de yacimiento, cp 3.75
A presión de burbuja, cp 3.48
Separación Flash
Factor volumétrico de formación del petróleo (Bofb), 1.132
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Total Solution GOR (Rsfb), scf/stb 177
°API a 60 °F, 20.7
Densidad del petróleo, g/cc 0.8986
Peso Molecular del petróleo, 227.7
%mol C
20+
, 27.70
Densidad C
20+
, g/cc 0.9932
Peso Molecular C
20+
, 563
Fuente: Elaboración propia (2025)
El fluido fue caracterizado mediante análisis composicional de fluido monofásico realizado
por cromatografía de gases, identificando hidrocarburos livianos, las fracciones más pesadas
C20+ y algunos compuestos inorgánicos como N
2
, CO
2
, H
2
S.
Se definió el fluido con los datos PVT para crear el modelo composicional del fluido en
Multiflash. Durante esta etapa se introducen los valores obtenidos del análisis SARA, cuyos
componentes (resinas y asfaltenos) son utilizados en el modelo de asfaltenos.
Figura 16. Composición del fluido.
Fuente: Elaboración propia (2025)
Se ajustaron las propiedades de los pseudocomponentes y los parámetros del modelo de
asfaltenos con los datos del punto de burbuja y la temperatura del yacimiento y se comparó el
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ajuste logrado con observaciones de campo. Es decir, la validez o representación del modelo se
evaluó mediante comparación con datos de observaciones en el pozo problemático MAR-67. Se
recomienda ajustar el modelo realizando mediciones del AOP (Asphaltene Onset Precipitation).
Se realizó la calibración del modelo de fluido con data experimental obtenida de las
pruebas de separador de etapa simple, del análisis de viscosidad con viscosímetro de bola
rodante y de las pruebas de saturación realizadas en el análisis PVT de laboratorio de la
muestra de fondo tomada en el pozo MAR-21, que representa al yacimiento Paují MOT0021
(área Motatán Domo Sur).
El modelo seleccionado y la caracterización (modelo composicional) del fluido realizada
lograron predecir muy bien la data experimental luego de la calibración (post-fit), mediante el
ajuste de los parámetros del modelo.
El modelo de floculación de asfaltenos de Multiflash se basa en el modelo termodinámico
Cubic plus association (CPA), que utiliza la EdE RKSA con el término de asociación que
describe la asociación de moléculas de asfalteno y su interacción con moléculas de resina. En
este modelo, los coeficientes de interacción asfalteno-asfalteno y asfalteno-resina (K
AA
y K
AR
) y
las constantes de asociación dependientes de la temperatura, se utilizan para caracterizar las
interacciones entre las partículas de asfaltenos (A-A) y asfaltenos-resinas (R-A). El modelo
permite calcular la precipitación de asfaltenos y predecir su comportamiento de fase.
En la figura 17 se representará el modelo termodinámico del sistema. Se generó el
diagrama presión-temperatura con el envolvente de equilibrio de fases líquido-vapor (equilibrio
LV) del fluido y el equilibrio de la fase sólida asfalteno, o Asphaltene phase envelope (APE).
Junto al diagrama PT generado, se representaron las condiciones de operación del sistema, lo
que permitirá evaluar el riesgo de precipitación de asfaltenos desde el fondo de pozo hasta
superficie.
Se puede observar que en el recorrido que realiza el fluido desde las perforaciones hasta
el punto de inyección de gas en la tubería, a las condiciones de presión y temperatura actuales,
no existe riesgo de precipitación de asfaltenos. Sin embargo, a medida que el fluido asciende,
se acerca más a la zona de riesgo, cuyo límite es de 267 °F a la presión de 1.705 psig (ΔT =
+37 °F).
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Figura 17. Riesgo de precipitación de asfaltenos (petróleo – fondo de pozo).
La composición molar y propiedades del gas natural utilizado como gas-lift se presentan a
continuación (Tabla 5):
Tabla 5. Composición y propiedades del gas-lift.
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Fuente: Elaboración propia (2025)
El GPM expresa la riqueza de un gas, se refiere al contenido de líquido en galones que
puede extraerse por cada mil pies cúbicos de gas a condiciones estándar. Un GPM mayor a 3
indica que el gas es rico porque se pueden extraer cantidades importantes de hidrocarburos
líquidos (C3+).
El gas natural utilizado como gas-lift posee un GPM de 2,8 por lo que se considera
medianamente rico. Es un gas ácido por la cantidad de impurezas (CO
2
, H
2
S) que posee. Es un
gas “húmedo”, con un contenido de vapor de agua según medición realizada de 62,4 lbs/MMcf.
Es un gas asociado proveniente del mismo yacimiento que se separa, comprime y distribuye
para ser utilizado como gas de levantamiento (gas-lift).
Una vez que los fluidos (petróleo y gas) han sido caracterizados, se combinaron, creando
un nuevo fluido que representa la mezcla de los fluidos originales a la proporción en volumen
actual (1022 STB/d de petróleo y 1.6 MMscf/d de gas) utilizando el método de mezcla de
Multiflash. A partir de allí, podrá predecirse la probable formación de asfaltenos en la mezcla de
fluido del pozo. Como la mezcla volumétrica depende de la densidad, la densidad del fluido fue
calculada con la EdE RKS más la corrección de densidad (de líquido) de Peneloux para
representar esta propiedad correctamente, debido a su importancia en el cálculo de mezcla.
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Figura 18. Riesgo de precipitación de asfaltenos (mezcla de fluido – tubería de producción)
Fuente: Elaboración propia (2025)
La mezcla de fluido está en el equilibrio trifásico gas-petróleo-asfalteno, es decir, en la
zona comprendida entre la curva del punto de burbuja y el umbral inferior de precipitación.
Se ha observado que los componentes ligeros afectan significativamente la presión de
burbuja y el AOP.
Al agregar gas al sistema, la presión de saturación de la mezcla aumenta y el APE se
expande (Bahrami et al., 2014). Esto significa que antes de que la mezcla alcance la presión de
saturación, todo o parte del gas inyectado se disuelve en el petróleo y la densidad de la mezcla
disminuye. Según la teoría de la solubilidad, la precipitación de asfaltenos aumenta cuando la
densidad disminuye.
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El agente precipitante en el fluido de yacimiento es el gas en solución, cuyo parámetro de
solubilidad es mucho menor que la fracción de asfaltenos, este puede reducir el parámetro de
solubilidad del fluido de yacimiento por debajo de su valor para iniciar la precipitación debido a
la separación de la fase de asfaltenos.
Desde el punto de vista del cambio de composición, cuando el petróleo se disuelve con
hidrocarburos livianos de la serie parafínica, las resinas se disuelven parcial o completamente
disminuyendo su concentración, lo que puede hacer que los asfaltenos sean menos estables,
dando como resultado su precipitación.
Según la Figura 18, se observa que en el punto de inyección de gas puede ocurrir
precipitación de asfaltenos. A la presión de inyección (1700 psig) la temperatura de la mezcla es
de 232 °F, como la temperatura a la cual los asfaltenos comienzan a precipitar es aprox. 322,5
°F, se tienen 90 °F de sub-enfriamiento. El riesgo se mantiene a medida que el fluido asciende
hacia la superficie a través de la tubería, hasta condiciones de PyT por encima de 555 psig y
199 °F aprox. Por debajo de este límite, el riesgo de precipitación de asfaltenos desaparece.
Considerando el gradiente medido en la tubería, este límite se encuentra a aprox. 1.530 pies de
profundidad.
Mediante una separación flash (PT flash) a las condiciones termodinámicas existentes en
el punto de inyección, se determinó la cantidad y composición (fracción molar) de cada una de
las fases presentes en equilibrio en la mezcla (blended fluid):
Tabla 6. Separación flash a las condiciones termodinámicas
en el punto de inyección.
Blended fluid
TOTAL
LIQUIDO
GAS
ASFALTENO
Total (fracc. molar)
1
0,43727
0,56238
0,00035
Total (lbmol)
4738,85
2072,16
2665,04
1,66
Peso molecular (lb/lbmol)
99,41
196,82
23,01
1180,51
Fuente: Elaboración propia (2025)
Al comparar la separación flash de la mezcla y la del fluido de yacimiento a las mismas
condiciones (condiciones termodinámicas existentes en el punto de inyección), se observa un
aumento de la cantidad de líquido de 439,12 lbmol debido a que parte del gas de inyección se
disuelve en el fluido del yacimiento en estado sub-saturado:
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Tabla 7. Separación flash de la mezcla y fluido de yacimiento a las
condiciones termodinámicas en el punto de inyección.
Original fluid
Blended fluid
LIQUIDO
LIQUIDO
GAS
ASFALTENO
Total (fracc. molar)
1
0,43727
0,56238
0,00035
Total (lbmol)
1633,04
2072,16
2665,04
1,66
Peso molecular (lb/lbmol)
227,70
196,82
23,01
1180,51
Fuente: Elaboración propia (2025)
Una vez identificado el riesgo de asfaltenos en la tubería de producción, se procedió a
realizar sensibilidades con diferentes proporciones de mezcla para conocer su posible impacto.
Las proporciones utilizadas (61, 58 y 54 mol% gas inj.) fueron establecidas en base a la curva
de rendimiento del pozo que establece la tasa de gas a inyectar (en MMscf/d) para producir una
determinada tasa de líquido del yacimiento (en STB/d). Se encontró que el APE tiende a
expandirse gradualmente hacia la zona de mayor presión/mayor temperatura a medida que
aumenta la proporción de gas de inyección y que en cada una de las posibles mezclas
volumétricas el riesgo de asfalteno se mantiene ya que las condiciones termodinámicas
permanecen dentro del APE, el cual varía muy ligeramente en el umbral inferior de
precipitación.
Se observa que, para la mezcla de 54 mol% de gas de inyección, el APE es más pequeño
en comparación con el de la mezcla de 61 mol% por lo que el riesgo es menor, es decir, a
mayor proporción de gas en la mezcla mayor riesgo de precipitación de asfaltenos.
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Figura 19. Riesgo de precipitación de asfaltenos
(sensibilidadescon posibles mezclas volumétricas).
Fuente: Elaboración propia (2025)
Lo observado en la figura anterior puede corroborarse realizando un cálculo de tolerancia,
para determinar la máxima cantidad de gas de inyección que puede adicionarse al fluido original
a las condiciones de presión y temperatura antes que inicie la precipitación de asfaltenos. Se
necesitan adicionar más de 4,84 lb de gas de inyección (equivalente a 9,65 %p/p) para que se
forme una nueva fase (asfaltenos) a las condiciones de PyT de inyección.
Conclusión
El fluido del yacimiento no presenta riesgo de precipitación de asfaltenos, es decir, es un
sistema estable desde las perforaciones hasta antes del punto de inyección de gas en la
tubería, a las condiciones de presión y temperatura actuales.
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En pozos de gas-lift, el gas inyectado desestabiliza los asfaltenos en el crudo. Al agregar
gas al sistema, parte del gas inyectado se disuelve en el petróleo y la mezcla está en el
equilibrio trifásico gas-petróleo-asfalteno a las condiciones de presión y temperatura. El riesgo
se mantiene a medida que el fluido asciende hacia la superficie a través de la tubería, hasta
aproximadamente 1.530 pies de profundidad considerando el gradiente medido en la tubería,
límite en que el riesgo de precipitación de asfaltenos desaparece.
Se realizaron sensibilidades para estudiar el efecto de diferentes tasas de inyección de
gas. Se encontró que el APE tiende a expandirse gradualmente a medida que aumenta la
proporción de gas de inyección y que, en cada una de las posibles mezclas volumétricas, el
riesgo de asfalteno se mantiene.
El problema de precipitación de asfaltenos podría controlarse en gran medida
minimizando las presiones fluyentes de cabeza de pozo. Esto se traduce en menores presiones
a lo largo del tubing y, como consecuencia, una reducción de la relación gas-petróleo en
solución (menor cantidad de gas disuelto); además de un aumento de la solubilidad de los
asfaltenos en el petróleo, según la teoría de la solubilidad. Por otro lado, el flujo bifásico a
menor presión incrementa la proporción volumétrica y la velocidad del gas, lo que se traduce en
mayor deslizamiento, esto hace que el régimen de flujo tienda a ser anular, donde se ha
demostrado que el espesor del depósito en la pared de la tubería es menor. La presión de
cabeza de pozo se reduce al aumentar el tamaño del orificio del estrangulador de superficie.
Recomendaciones
Habiendo identificado el riesgo de precipitación de asfaltenos, se recomienda implementar
las medidas de control presentadas en este estudio y llevar a cabo estrategias de monitoreo y
control de la estabilidad de los asfaltenos en el crudo (determinación del contenido de
asfaltenos en crudos, análisis SARA a muestras de crudo/depósitos), para prevenir posibles
problemas de deposición.
Realizar mediciones experimentales del AOP para ajustar los parámetros y mejorar el
desempeño del modelo de asfaltenos.
Realizar caracterización de depósitos de sólidos mediante esquema de separación
propuesto por INTEVEP.
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Utilizar un modelo de agregación y deposición de asfaltenos para conocer el mecanismo
de deposición en la tubería y predecir el perfil de deposición y posible obstrucción o
taponamiento. Conocer el mecanismo de deposición de estos sólidos permitiría evaluar otras
medidas de prevención si las medidas de control de precipitación no son efectivas.
Determinar la presencia y caracterizar el material sólido suspendido en el crudo (arena,
finos de arcilla, minerales, grava, etc.) ya que a menudo favorece los procesos de precipitación
de los asfaltenos. Esas pequeñas partículas suspendidas en el crudo pueden servir de sitios de
nucleación que promueven la adhesión de las moléculas de asfalteno.
Referencias
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Declaración de conflicto de interés y originalidad
Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
Indexed, Revista Científica de la Energía, la autora Añez Boscán, Mariana José, declara al
Comité Editorial que no tiene situaciones que representen conflicto de interés real, potencial o
evidente, de carácter académico, financiero, intelectual o con derechos de propiedad intelectual
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igual manera, declara que el trabajo es original, no ha sido publicado parcial ni totalmente en
otro medio de difusión, no se utilizaron ideas, formulaciones, citas o ilustraciones diversas,
extraídas de distintas fuentes, sin mencionar de forma clara y estricta su origen y sin ser
referenciadas debidamente en la bibliografía correspondiente. Consiente que el Comité Editorial
aplique cualquier sistema de detección de plagio para verificar su originalidad. La autora declara
que, en la preparación de este manuscrito, no utilizó herramientas de inteligencia artificial
generativa para la redacción de textos o interpretación de datos.
Para citar este artículo:
Añez, M. (2026). Predicción de la precipitación de asfaltenos por inyección de gas en crudos del
occidente venezolano. PetroRenova Indexed, Revista Científica de la Energía. Vol. 2, núm. 2, abril-
junio, 2026. https://doi.org/10.5281/zenodo.19798073