Introducción

Las reservas de crudo medios a livianos son cada día más escasas y la demanda energética sigue subiendo a nivel mundial. Esta situación ha hecho que la industria petrolera se interese por la explotación de crudos pesados, los cuales representan un 70 % de las reservas del mundo ¹. En Colombia, se estima que de las reservas de hidrocarburos halladas en el país, un 60 % corresponde a crudos pesados ². Dentro de los métodos convencionales de extracción de hidrocarburos se encuentran los métodos de recobro primario (RP) y recobro secundario (RS); estos son implementados en las fases tempranas de la explotación de los yacimientos ³. Los métodos RP son los primeros en desarrollarse; estos extraen el crudo usando la energía natural de la reserva y logran alcanzar porcentajes estimados de recobro de hasta un 10 %. Posterior a esto, los métodos RS son ejecutados. La inyección de vapor de agua o la inyección de agua caliente suelen ser usadas en esta etapa y se han reportado casos en los cuales con estos métodos se alcanzan valores de recobro cercanos al 50 %. Aun así, los métodos de RP y RS suelen ser ineficientes en yacimientos con crudos pesados, los cuales tienen una gravedad API inferior a 22° y altas viscosidades (>1000 cP), por lo cual se dificulta alcanzar estimados de recobro que justifiquen su inversión ³. Por lo tanto, la explotación de este recurso se hace a partir de métodos de recobro mejorado (Enhance Oil Recovery , EOR), los cuales necesitan de una alta inversión económica y tecnológica ³. Los métodos EOR fueron adoptados con el fin de recuperar el crudo dentro de reservas parcialmente explotadas ⁴. Estas técnicas se enfocan en cambiar las propiedades de los hidrocarburos, como densidad o viscosidad, o incrementar la presión diferencial en los pozos por medio de la inyección de otros fluidos al yacimiento ⁴. Una vez se decide implementar un método de recobro mejorado en un yacimiento, es necesario conocer ciertos aspectos del crudo para así seleccionar el método más apropiado de recobro. La selección del método EOR se hace teniendo en cuenta la viscosidad del crudo y la profundidad de la reserva, principalmente ³. Actualmente, en Colombia, es necesario implementar métodos EOR para mantener la competitividad en el mercado y afrontar desde ahora la futura escasez de crudos medios o livianos. En este sentido, se han implementado diferentes proyectos de desarrollo tecnológico dentro de los cuales se destacan el Piloto de Inyección de Agua Mejorada y el Piloto de Inyección de Aire para Recobro (PIAR), ambos ubicados en la cuenca de los llanos orientales, una de las zonas más productivas del país ². El PIAR se desarrolla en el campo Chichimene (Meta, Colombia); este campo se caracteriza por producir crudo extrapesado, el cual representa el 11.5 % de la producción total de crudo diaria en Colombia ⁵. El factor de recobro para este crudo, con viscosidad superior a 2000 cP y gravedad API entre 7° y 10°, puede estar cerca del 10 % ⁶; por medio de la inyección de aire, se espera que este porcentaje incremente alrededor de 50 % considerando los resultados obtenidos en proyectos exitosos de este tipo ⁷,⁸. En Colombia, un piloto similar a este se desarrolló en el campo Quifa, en los llanos orientales, en el cual se logró un incremento en el factor recobro del crudo ¹⁰. Sin embargo, el PIAR es pionero en el mundo ya que la formación de San Fernando se encuentra a una profundidad superior a 2000 metros, lo que la convierte en la reserva de crudo extrapesado más profunda del mundo ¹¹. La inyección de aire consiste en introducir aire a través de un pozo inyector e inducir una combustión in situ (CIS), lo cual genera un frente de combustión alimentado por las interacciones del crudo y el oxígeno del aire inyectado. Este proceso libera calor, eleva la temperatura del yacimiento y disminuye la viscosidad del crudo, por lo cual se facilita el flujo del crudo en los pozos productores ³. Como consecuencia de la ignición, muchas reacciones suelen llevarse a cabo dentro del yacimiento, por lo que las propiedades físicas y químicas del crudo pueden variar significativamente. Esto hace relevante el continuo monitoreo de variables como la composición química de los fluidos generados en la producción (agua, gas y crudo), para obtener información sobre los procesos fisicoquímicos que suceden en el interior del yacimiento y poder tomar decisiones sobre algunos parámetros operativos del piloto ⁷,⁸. Dentro de los análisis para monitorear la CIS se tiene la cromatografía de gases (GC). Esta es una de las técnicas más usadas ya que permite determinar la composición del gas de producción, fluido que más rápido lleva información a la superficie, por lo cual se facilita la atención de las alertas encontradas. Este análisis permite localizar el frente de combustión, confirmar la ignición en el yacimiento, determinar si la combustión es completa e incompleta, tomar decisiones acerca de la tasa de inyección de aire y generar alertas sobre posibles problemas de seguridad ambiental e industrial ⁸. Por lo tanto, antes de iniciar la inyección de aire, es importante establecer la influencia del pozo inyector en los demás pozos del yacimiento y establecer una línea base de la composición de los gases producidos en estos ⁶. En este sentido, en el año 2015 se realizó una prueba de conectividad con nitrógeno (PCN) a partir de la cual se determinaron los pozos de influencia del pozo inyector ⁶. En este trabajo se determinó por GC la composición de los gases de producción de los pozos influenciados posterior a la prueba PCN del año 2015. Así mismo, se realizaron análisis estadísticos multivariados de los datos usando boxplot, diagramas de componentes principales y conglomerados; con base en estos resultados, se elaboró la línea base de la composición de los gases.

Materiales y métodos

Muestreo

Durante un mes se muestrearon una vez por semana 16 de los 26 pozos del área de influencia del piloto: dos de primera línea (P1 y P2), dos de segunda línea (P3 y P4), tres de tercera línea (P5, P6 y P7) y nueve pozos externos (P8 al P16). El mapa del arreglo de pozos es mostrado en la figura 1. El muestreo se realizó en los anulares de las cabezas de los pozos usando cilindros Swagelok de 500 cc en acero DOT3A1800, pasivados con Sulfinert®.

Figura 1 Arreglo de pozos del P1 al P16 en el área de influencia del PIAR. 

Análisis de la composición de los gases por GC La composición de los gases se determinó usando un cromatógrafo de gases Agilent Technologies 7890A, adaptado para el análisis de gases de refinería, de acuerdo con las normas ASTM D1945, D1946 y UOP 539. El sistema cuenta con un arreglo de siete columnas y cinco válvulas, acoplado a tres detectores: un detector de ionización en llama (GC-FID) y dos detectores de conductividad térmica (GC-TCD), que permiten un análisis completo de los hidrocarburos ligeros (C1 a C6+) y los gases permanentes (CO2, CO, O2, N2, H2 y H₂S), empleando helio y nitrógeno como gas de arrastre. El método cromatográfico de análisis fue desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP). Para su calibración, se utilizó un patrón de gas de combustión con catorce componentes y el análisis de los perfiles cromatográficos obtenidos por GC-FID y GC-TCD se realizó a través del programa OpenLab (Agilent Technologies, Inc.). Una vez obtenida la composición de los gases, se realizaron análisis estadísticos usando el software libre “Project R”. Se graficó un boxplot para observar el comportamiento de los niveles de los compuestos en cada grupo de pozos y se realizó un análisis de conglomerados (AC) para evaluar las similitudes entre la composición de los gases de los pozos. Además, se hizo un análisis de componentes principales (ACP) para evaluar la variación de la composición de los gases dentro del arreglo de pozos.

Resultados y discusión

Se encontró que, para las muestras analizadas a partir del 2017, el gas producido en los pozos está constituido principalmente por metano -C₁- (68,5±7,1 %Mol), CO₂ (11,4±5,6 %Mol), N₂ (6,7±4,2 %Mol) y etano (4,3±0,7 %Mol); en menor proporción se determinaron gases como propano, butano, pentano, hexano e hidrógeno; estos componentes son característicos de gases naturales ¹². La concentración de cada pozo se ajusta a los rangos establecidos para un gas natural según ASTM D1945-14, a excepción de H₂S y O₂. componentes no detectados en los análisis realizados, como se observa en la tabla 1. La concentración de los tres gases más abundantes presentó una alta dispersión, lo cual indica la heterogeneidad de la formación. La variación de composición de estos gases se evidencia en los perfiles cromatográficos del GC-TCD de la figura 2.

Tabla 1 Composición gas producido en pozos P3, P1 y P11. 

Figura 2 Perfil cromatográfíco, obtenido por GC-TCD, para los pozos P3, P1 y P11 con variación representativa en los picos correspondientes a CO₂, N₂ y C1. 

Con el fin de evaluar la similitud de la composición de los gases de los grupos de pozos propuestos por Trujillo et al. (2018) para el PIAR, los cuales fueron organizados a partir de la NTC del 2015, se realizaron análisis boxplot por componente agrupando los pozos de primera, segunda, tercera línea y externos. Como resultado se observó una alta dispersión que indicaba que estos grupos no tenían mucha similitud, por lo que otros análisis estadísticos fueron implementados con el fin de evaluar las similitudes entre los pozos del piloto.

Análisis de Componentes Principales (ACP) El análisis de componentes principales es una técnica estadística multivariada que se utiliza para extraer y ver información importante contenida en una matriz de datos con múltiples variables. La técnica analiza la estructura de interrelación entre un gran número de variables y resume la información en nuevas (y pocas) variables o dimensiones subyacentes comunes, conocidas como variables latentes o componentes principales, que corresponden a una combinación lineal de las variables originales, tratando de perder la mínima información posible. Hay tantos ejes o componentes principales como variables originales. La técnica se recomienda cuando las variables originales presentan alta o media correlación lineal entre ellas, es decir, ante la presencia de multicolinealidad.

El ACP es muy utilizado en estudios quimiométricos para la comparación de variables complejas, como es el caso de la composición de gas. Permite evaluar los cambios de la composición comparando los niveles por pozos y comparando cómo los componentes se afectan entre sí ¹⁴. Como resultado, diez componentes principales (PC) fueron determinados, dentro de los cuales los dos primeros componentes PC1 y PC2 logran explicar un 62,06 % de la variabilidad de la matriz de datos como se observa en la tabla 2.

Tabla 2 Resultados de la importancia de los PC generado por “Project R”. 

Los valores de los niveles de cada compuesto fueron graficados con respecto a PC1 y PC2, como se presenta en la figura 3. Al observarse el comportamiento de estas variables, se encuentra que altos niveles de C₁ están relacionados con una disminución sobre el resto de los componentes del gas natural de la reserva. Por otro lado, los niveles de N₂ y CO₂ mostraron similitudes entre sí y una relación inversa con el metano (C₁) y el etano (C₂).

Figura 3 Gráfica ACP del comportamiento de cada variable (componente) respecto a los componentes principales CP1 y CP2 (variabilidad acumulada 0.6206). 

Por último, las fracciones de HC con mas de 2 C mostraron una estrecha relación entre si, la cual es opuesta a altos niveles de C₁, N₂ y CO₂. Con base en lo anterior, se puede decir que la inyección de N₂ en la PCN posiblemente causó un desplazamiento de C₁ en mayor manera, lo cual puede responder al hecho de que este hidrocarburo es el mas abundante en la muestra y la dinámica de sus niveles es opuesta a la del resto de sus componentes, es decir, en pozos con mayores concentraciones de metano, se encuentran menores niveles del resto de componentes. Esta relación se hace evidente para los pozos de primera línea, pues en estos se encuentran los niveles más altos de N₂ (≈12 %) y al mismo tiempo los niveles más bajos de C₁ (≈60 %).

Del mismo modo se graficó el comportamiento de cada uno de los pozos en este mismo escenario PC1-PC2, como se observa en la figura 4. En esta se logra ver que los pozos de primera y segunda línea se encuentran muy cercanos entre sí (similares), mientras que los pozos de tercera línea y externos no muestran mucha cercanía (disímiles). A partir de esta gráfica se construyó la tabla 3, en donde se distinguen tres posibles grupos de pozos diferenciados entre sí por presentar altas concentraciones de los compuestos más abundantes.

Figura 4 Gráfica ACP del comportamiento de los pozos respecto a cada una de las variables en el escenario PC1 y PC2 (varianza acumulada 0.6206). Pozos del 1 al 16. 1.^a línea (A), 2.^a línea (B), 3.^a línea (C), externos (E). 

Tabla 3 Clasificación de pozos de acuerdo con su distribución en el ACP (fig. 4). 

Análisis de Conglomerados (AC)

Complementando los resultados del ACP, se realizó jerárquicos y no jerárquicos (k-medias y k-medoids un análisis clúster o de conglomerados (AC); los más comunes). Los clústeres jerárquicos se esta técnica permite agrupar individuos u objetos crean por aglomeración (empezando con los n objetos cada uno como un grupo, aglomerando objetos similares hasta conformar un único gran grupo) o por división (contrario al método anterior), de manera que tengan una jerarquía. El clúster jerárquico se muestra en un gráfico denominado dendograma, que permite, según la longitud de los segmentos que los unen, visualizar las diferencias entre los individuos. Para medir la similitud entre individuos u objetos se utilizan diversas medidas de similaridad. En este caso, al tener datos continuos se usó la distancia euclidea.

El AC jerárquico separó los pozos en tres grupos como se muestra en la tabla 4, esto según sus similitudes respecto a dos componentes que explicaban un 68,4 % de la variabilidad de los datos. El dendrograma con los grupos resultantes del AC se muestra en la figura 5. De acuerdo con los promedios de los compuestos de cada grupo, se evidencia que en el grupo 1 se hallan los mayores niveles de C₁, en el grupo 2 los niveles más altos de N₂ y en el grupo 3 los niveles más altos de CO₂, lo cual confirma las similitudes observadas en los resultados del ACP, en la figura 4. Para los tres grupos de pozos, los porcentajes de etano (C₂) no varían significativamente, por lo que los compuestos principales son C₁, N₂ y CO₂. La nueva agrupación de los pozos según el AC se observa en la figura 6. En este mapa se logra observar que el N₂ inyectado en la PCN se encuentra concentrado en los pozos cercanos al inyector, extendiéndose hacia el suroccidente del área. Por otro lado, los niveles más altos de C₁ se evidencian en los pozos que Trujillo et al. (2018) clasificaron como de segunda y tercera línea. Finalmente, hacia los pozos externos ubicados en las zonas más alejadas con respecto al pozo inyector se observan los altos niveles de CO₂.

Tabla 4 Grupos de pozos dados por el AC y promedios de los niveles de los 4 componentes más abundantes para cada grupo 

En la figura 2 , donde se observan los cromatogramas de los pozos P1, P3 y P11, se presenta coherencia con los grupos arrojados por el AC presentados en la tabla 4. El pozo P1, perteneciente al grupo 2, presenta una concentración de N₂ de 17,23 %mol, la cual es muy alta en comparación a P3 (5,95 %mol) y P11 (6,17 %mol); por otro lado, el pozo P3, perteneciente al grupo 2, muestra una concentración de C₁ de 77,24 %mol, alta en comparación a las encontradas en P1 (58,88 %mol) y P11(60,62 %mol). Finalmente, el P11, perteneciente al grupo 3, muestra altos niveles de CO₂ con una concentración de 18,22 %, valor muy superior al encontrado en P1 (7,73 %mol) y P3 (9,37 %mol).

Figura 5 Dendrograma del análisis clúster. Se observan los tres grupos de pozos en cada uno de los cuadros. 

Figura 6 Zonas con mayor concentración de C₁, CO₂ y N₂ en la reserva. 1. Zona con las mayores concentraciones de metano C1. 2. Zona con mayores concentraciones de Nitrógeno. 3. Zona con mayores concentraciones de CO₂ 

Estos nuevos grupos de pozos, según similitudes, son el punto de partida que permitirá hacer un seguimiento más preciso de la dinámica de la composición de los gases durante el desarrollo de la combustión. En vista de que esta es una variable constituida por varios compuestos individuales que se encuentran correlacionados, su seguimiento uno a uno puede no ser muy preciso. Por lo tanto, durante el proceso de combustión se debe continuar un seguimiento multivariado por medio de ACP, de manera tal que se puedan evidenciar cambios en estos grupos, analizar diferentes variables en tiempo real y tener alertas más concretas durante el proceso. Considerando la agrupación de pozos obtenida en el análisis estadístico, en la tabla 5 se presentan los datos que conforman la línea base de la composición de los gases. Durante la inyección de aire es fundamental el monitoreo principalmente de N₂ ^{, CO} ₂ ^{, O} ₂ ^{, H} ₂S y CO. De acuerdo con el comportamiento observado en otros pilotos de este tipo ⁸,¹⁰, se esperan aumentos de la concentración de N₂ como resultado del nitrógeno que ingresa con el aire inyectado. Esta elevación ocasionará posiblemente disminuciones en los niveles de C₁. De igual manera, sus aumentos alertarán sobre la cercanía del frente de combustión dentro del yacimiento. También se espera que los niveles de CO₂ aumenten en los pozos donde se encuentra el frente de combustión, lo cual confirmará que hay ignición en la reserva.

Tabla 5 Línea base de la composición de los gases de producción de los pozos del piloto de inyección de aire. Se muestran los promedios determinados para los grupos 1, 2 y 3 resultado del análisis clúster. 

El aumento significativo de O₂ permitirá evaluar y regular la tasa de inyección de aire. Altas concentraciones de este gas alertarán sobre la posible formación de una atmósfera explosiva. Durante la combustión in situ a alta temperatura (HTO), los hidrocarburos reaccionan con el O₂ para formar principalmente CO₂, agua y energía; si esta reacción se produce a baja temperatura, los productos principales serán coque, hidrocarburos craqueados y óxidos de carbono ¹⁵. Durante el piloto de combustión in situ ejecutado en el Campo Quifa, se observó que la composición global tenía alta concentración de CO₂ (14,7%) mientras que la de O₂ fue baja (1,6%), indicando que las reacciones a alta temperatura (HTO) fueron dominantes durante el proceso de combustión ¹⁰. Por otra parte, la detección de CO permitirá identificar una posible combustión incompleta dentro de la reserva, lo cual alerta sobre la tasa de inyección de aire ⁸. Finalmente, la identificación de gases como H₂S permitirá establecer controles apropiados para evitar la formación de atmósferas tóxicas.

Conclusiones

Los gases analizados de los pozos de PIAR son ricos en hidrocarburos livianos, de los cuales el metano (C₁) es el hidrocarburo en mayor concentración, seguido por CO₂ y N₂. El análisis estadístico mostró que tres años después de la PCN, los gases de producción no son similares en lo grupos determinados durante esta prueba, lo que permitió reorganizar los pozos en tres grupos de acuerdo con las similitudes encontradas en la composición actual de metano, N₂ y CO₂. Estos nuevos grupos de pozos según similitudes son el punto de partida que permitirá hacer un seguimiento más preciso de la dinámica de la composición de los gases durante el desarrollo de la combustión.