APLICACIÓN DE LA CROMATOGRAFIA DE GASES

En la industria del petróleo, la cromatografía de gases juega una función primordial, pues por medio de la misma se pueden analizar los constituyentes de las gasolinas, las mezclas de gases de refinería, gases de combustión, etc.

La composición del gas natural se puede obtener mediante un análisis cromatográfico, que es ampliamente utilizado en la industria petrolera para la caracterización de mezclas de gases. La cromatografía de gases es una técnica que se basa en el principio de la velocidad diferencial de la migración de los componentes gaseosos a través de un medio poroso. La identificación de la composición de las fracciones se produce dentro de los equipos denominados cromatógrafos. Generalmente, el análisis cromatográfico se lleva a cabo sobre una base seca, es decir, sin tener en cuenta la humedad de la mezcla de gases. Por lo tanto, la composición final, en seco, sin tener en cuenta la presencia de agua. En general, el análisis cromatográfico no es utilizado para determinar el nivel de H2S y otros compuestos de azufre que pueden existir en el gas natural. En estos casos, son utilizados métodos específicos para determinar las respectivas composiciones

Otra aplicación muy importante es la detección de gases durante la perforación, la cual también se realiza por medio de cromatografía. En esta se registran gases de hidrocarburos (alcanos, alquenos y alquinos, hasta C5) y gases no hidrocarburos (H2S y CO2). El gas encontrado durante la perforación puede ser de varios tipos como se muestra en la siguiente figura:

Gas liberado: Gas que está en los poros de la roca y que es liberado mecánicamente por la broca.

Gas producido: Gas que es introducido en el pozo desde formaciones adyacentes, debido a que la presión del fluido de formación es mayor a la presion hidrostática. En formaciones de

baja permeabilidad el gas es filtrado lenta y continuamente induciendo la formación de cavings.

Gas de contaminacion: Gas que ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforación desde una fuente diferente a la formación. Generalmente es derivado de los aditivos del lodo.

Gas background: Nivel constante de gas presente en la perforación, proviene del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado. Este gas es restado al valor del gas de formación para obtener un total de gas verdadero.

Gas reciclado: Gas que ha sido retenido en el lodo en superficie y que puede ser distribuido en el volumen total de lodo, el cual llega a ser visto como un background constante en la lectura o curvas variadas en el detector de gas. Suele ser menos volátil, de los componentes mas pesados de la seria de hidrocarburos.

Gas de viaje: Gas que se infiltra en el hueco mientras se realiza un viaje. La cantidad de este gas indica el estado del hueco.

ANALISIS E INTERPRETACION DE UNA CROMATOGRAFIA DE GAS

El cromatógrafo es el instrumento que muestra los componentes y su respectiva concentración en los hidrocarburos: metano, etano, propano, i-butano, n-butano, i-pentano, n-pentano. La proporción de los gases da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio.El esquema del proceso y partes del equipo es el siguiente:

Las concentraciones de gas de leen en ppm, una vez se tienen los datos se procede a la interpretación de los mismos para lo cual se calculan una serie de relaciones basadas en el estudio realizado por J.H Haworth, M. Sellens, y A. Whittaker. Las relaciones de Wh (Wetness ratio), Bh

(Balance ratio) y Ch (Character ratio) permiten caracterizar el gas y se calculan de la siguiente manera:

Proporción de Humedad (Wh): (C2+C3+C4+C5) / (C1+C2+C3+C4+C5) X 100Proporción de Balance (Bh): (C1+C2) / (C3+C4+C5)

Proporción de Carácter (Ch): (C4+C5) / C3

Las reglas para interpretar la proporción de Humedad (Wh) con:

< 0.5: Gas muy seco con baja producción potencial 0.5 – 17.5: Gas, incrementando en densidad con la proporción de humedad 17.5 – 40.0: aceite, incrementando en densidad con la proporción de humedad Mayor a 40: aceite residual con baja producción potencial

La relación Bh calcula una relación inversa aproximada a Wh distinguiendo las capas de carbón de las manifestaciones de gas ya que el carbón es rico en C1 y C2. Cuando son ploteadas conjuntamente, Wh y Bh, dan una interpretación del carácter del fluido así:

Si Bh>100 y Wh < 0.5, gas ligeramente seco y es no productivo. Si Wh indica gas y Wh < Bh < 100, gas productivo que incrementa su densidad cuando las

dos curvas convergen. Si Wh indica gas & Bh < Wh, indica gas en forma condensada o aceite de alto grado de

GOR.o Si el Carácter (Ch) es < 0.5 la zona contiene gas productivo húmedo o

condensado. o Si el Carácter (Ch) es > 0.5 la zona contiene aceite productivo de alta gravedad.

Si Wh> 17.5 y Wh < 40 y Wh > Bh, aceite producible que incrementa su densidad cuando las dos curvas convergen

Si Wh > 40 y Bh es < Wh, aceite residual no productivo.

Además de las relaciones mencionadas anteriormente, se utiliza el método de Pixler, que consiste en calcular las relaciones C1/C2, C1/C3, C1/C4 y C1/C5 y de acuerdo a los resultados se interpreta de acuerdo a los siguientes parámetros:

La relación C1/C2 determina si el reservorio contiene gas, aceite o es no productivo. La pendiente de la recta C1/C2, C1/C3, C1/C4, C1/C5 indica si el reservorio produce

hidrocarburos o hidrocarburos y agua. Pendiente positiva indica producción y pendiente negativa indica agua.

Si C1/C2 esta entre 2 y 15 la zona es de aceite. Si C1/C2 esta entre 15 y 65 la zona es de gas. Si C1/C2 es menor de 2 o mayor de 65 la zona no es productiva.

A continuación se muestra un ejemplo de método Pixler de un pozo real:

Finalmente se obtiene un registro con todas las curvas de los gases identificados, las relaciones calculadas, las manifestaciones de aceite encontradas y la interpretación de pixler; esto es realizado por la compañía prestadora del servicio de mud logging durante toda la perforación del pozo. Un fragmento del registro de Gas Ratio se muestra a continuación: