tipos de gases y cromatografia

48
GLORIA ESPERANZA MARIÑO RINA PAOLA SIERRA TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFÍA

Upload: leologorod

Post on 26-Jun-2015

2.260 views

Category:

Documents


2 download

TRANSCRIPT

Page 1: Tipos de Gases y Cromatografia

GLORIA ESPERANZA MARIÑO

RINA PAOLA SIERRA

TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFÍA

Page 2: Tipos de Gases y Cromatografia

Hay varios tipos de gases registrados en un pozo:

1.Gases de Hidrocarburos

2.Gases de no Hidrocarburos

Page 3: Tipos de Gases y Cromatografia

GASES DE HIDROCARBUROS

Alcanos: Hidrocarburo con la formula general CnH2n+2. Los cuatro primeros miembros de los alcanos son: metano, etano, propano y butano. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros con un gran número de átomos de carbono. Son compuestos orgánicos saturados. El metano es un gas incoloro, inodoro e inflamable. El etano tiene mayor densidad, pero es menos reactivo que el metano.

Page 4: Tipos de Gases y Cromatografia

Alquenos: Los cuatro primeros miembros de los alquenos son: eteno, propeno, buteno y penteno. Son compuestos orgánicos insaturados. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros con un gran número de átomos de carbono.

Alquinos: Los tres primeros miembros de los alquinos son: etino, propino y butino. Son compuestos orgánicos insaturados.

Page 5: Tipos de Gases y Cromatografia

Benceno: Hidrocarburo de formula C6H6. Es un liquido incoloro de olor agradable (aromático), es inflamable.

 

La relativa proporción de los gases alcanos da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio. Una alta proporción de los componentes pesados (propano - pentano) indica acumulación de aceite, mientras una baja proporción generalmente indica una formación soportada por gas.

Page 6: Tipos de Gases y Cromatografia

GASES DE NO HIDROCARBUROS

SULFURO DE HIDROGENO (H2S):

Es un gas toxico, altamente corrosivo, se encuentra en la superficie como gas libre, o como solución en formaciones que contengan aceite o agua.

Durante la operación de producción el H2S puede ser removido del gas asociado. Este gas junto con el dióxido de sulfuro es expulsado en erupciones volcánicas.

Page 7: Tipos de Gases y Cromatografia

La acción bacteriana de reducción de sulfatos en ambientes anaeróbicos sobre sulfatos metálicos como sulfato de hierro (pirita), junto con carbón, producen dióxido de carbono y H2S. En algunas secuencias evaporiticas también es común el H2S. La anhidrita (CaSO4) reacciona con materia orgánica para formar carbonato de calcio, agua y H2S. Este es también asociado con arrecifes.

• Efectos fisiológicos del H2S.CONCENTRACIÓN EFECTOS

10 PPM Olor a huevo podrido

20 PPM Seguro hasta 8 horas de exposición

100 - 200 PPM Pierde sentido del olfato, picazón en ojos y garganta

500 PPM Respiración dificultosa

700 PPM Pierde la conciencia. Prestarle atención medica inmediata.

1000 PPM Pierde la conciencia. Muerte a los pocos minutos.

Page 8: Tipos de Gases y Cromatografia

Debido a su peligrosidad, este gas se monitorea desde la cabina de mudlogging mediante sensores colocados en la rumba, en la línea de flujo y en la mesa rotaria.

DIOXIDO DE CARBONO (CO2):

Esta presente en la atmósfera a una concentración de 0.03%. El dióxido de carbono es expelido de sedimentos ricos en materia orgánica por la maduración termal del kerógeno, previo a la formación de hidrocarburos.

OTROS GASES:

Otros gases que se registran en superficie durante la perforación son: nitrógeno, hidrogeno y helio.

Page 9: Tipos de Gases y Cromatografia

TIPOS DE GASESEl gas encontrado durante la perforación puede ser de varios tipos:

Figura - Diferentes tipos de gas encontrados durante los procesos de perforación.

Page 10: Tipos de Gases y Cromatografia

Figura - Definición y terminología de los diferentes tipos de gas (carta total de gas)

Page 11: Tipos de Gases y Cromatografia

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

Figura - Modelo que muestra el gas liberado y recirculado.Ilustra la situación bajo condiciones normales de perforación. La presión hidrostática (HP) es mayor que la presión del fluido de formación (FP).

Page 12: Tipos de Gases y Cromatografia

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 presión hidrostática. Esta en función de la permeabilidad de la formación. En formaciones de baja permeabilidad tales como lutita, el gas es filtrado lentamente pero continuamente al hueco, induciendo cavings.

GAS RECICLADO: Gas el cual ha sido retenido en el lodo de perforación 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 como curvas variadas en el detector de gas. Tiende a ser menos volátil, componentes más pesado de la serie de hidrocarburos.

Page 13: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS DE CONTAMINACIÓN: Gas que ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforación desde una fuente diferente al de la formación. Este es usualmente derivado de los aditivos del lodo tales como lignosulfanato.

GAS BACKGROUND: Nivel constante de gas presente en la perforación del lodo proveniente del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado. Este gas puede ser restado al gas de formación para dar un verdadero valor de gas total.

Page 14: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS DE VIAJE : Gas que se infiltra en el hueco mientras se realiza el viaje.

Este puede ser el resultado del swabbing mientras se saca la tubería; debido a una reducción de la presión hidrostática (APD) o debido a un lento flujo desde una formación soportada por gas.

También es influenciado por la velocidad a la que se saca la tubería. La cantidad de gas de viaje indica el estado del hueco y generalmente no es trazado en el masterlog pero si es reportado numéricamente.

Page 15: Tipos de Gases y Cromatografia

Este gas es observado en superficie después de iniciar la circulación al finalizar un viaje.

Generalmente para evitar consecuencias graves durante el viaje, se bombea una píldora pesada antes de comenzar el viaje.

El gas de viaje también puede comenzar a aparecer antes de un lagtime debido a que proviene de una zona soportada por gas que esta mas cerca a la superficie ó puede ser debido al gas de swab producido por la tubería al ser sacada.

El gas de viaje puede reaparecer a la superficie dos o más veces.

Page 16: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS DE CONEXIÓN:

Este gas es debido a la perdida de presión anular y al swabbing de la formación.

Durante una conexión las bombas del equipo son paradas y la tubería se mueve hacia arriba. Durante este corto intervalo de tiempo la presión hidrostática es reducida.

La introducción de los fluidos de formación dentro del anular por el movimiento de la tubería es denominado Swabbing.

GAS SWAB: Gas producido por el levantamiento de la tubería. Puede ser tratado como un gas de conexión.

Page 17: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS DE KELLY:

Gas producido por una bolsa de aire la cual resulta en la sarta de la desconexión y conexión de la Kelly. Esta bolsa de aire es bombeada tubería abajo y devuelta a través del anular. La bolsa de aire puede atrapar gas del lodo de una zona soportada por gas, causando un incremento en la eficiencia de la trampa.

GAS DE CAMPANA:

Durante las conexiones es posible que el gas se almacene en la boquilla de la campana y en la línea de flujo, donde el lodo esta estacionario y liberando gas. Este puede ser circulado cuando pasa por la trampa y causa una respuesta de gas de conexión a nivel del tope.

Page 18: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS DE RIPIOS

El gas retenido en los ripios después de haber sido removidos por la broca es liberado a profundidades menores en el pozo. Esto puede ensanchar el verdadero show de gas liberado de la formación.

Page 19: Tipos de Gases y Cromatografia

FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS

•Presión Diferencial:

Los pozos generalmente son perforados con cierta presión diferencial, la presión de la columna hidrostática excederá a la presión de poros.

Bajo circunstancias normales de perforación los valores de presión diferencial siempre son positivos y la presión hidrostática excede a la presión de formación, generalmente por unos pocos psi.

El gas liberado durante la perforación con una presión diferencial positiva, es debido al gas liberado.

Page 20: Tipos de Gases y Cromatografia

Figura - Presión del fluido de formación excede a la presión hidrostática del lodo.

Ilustra una situación de presión anormal (TBP < FP). TBP= HP+APD. El show de gas en este caso,, es debido al gas liberado más el gas producido. Cuando se entra a perforar arcillolita, la componente del gas liberado desaparece. El gas producido, continua fluyendo, siendo controlado por la porosidad y permeabilidad de la arenisca.

Page 21: Tipos de Gases y Cromatografia

Si la perforación ocurre en una zona donde la presión hidrostática es menor a la presión ejercida por los fluidos de la formación, la presión diferencial es negativa resultando en un sobrebalanceo de la columna.

Si la formación tiene una buena permeabilidad y porosidad habrá un gran influjo desde la formación al pozo resultando probablemente en una patada de pozo donde se entra a controlar el pozo.

Si la formación es menos permeable y menos porosa, los fluidos de la formación incluyendo gas fluye a una rata lenta. Esto permitirá tomar las respectivas acciones correctivas (es posible que se incremente el peso del lodo).

En ambos casos, el gas que llega a superficie es debido al gas liberado y al gas producido. Durante condiciones normales de perforación el gas en superficie es debido solamente al gas liberado.

Page 22: Tipos de Gases y Cromatografia

oPorosidad: Controla el grado de desalojo del gas contenido en la formación.

Figura - Modelo que ilustra un "show" de gas afectado por la porosidad.

El show de gas no se extiende a través de todo el intervalo arenoso. Esto se debe posiblemente a: (A) El intervalo poroso soportado por gas subyace un intervalo arenoso no poroso. ó (B) Todo el intervalo de arenisca es poroso, pero solamente la parte superior contiene gas.

Page 23: Tipos de Gases y Cromatografia

oRata de penetración: Controla la concentración de gas en el lodo. A mayor rata de penetración mayor concentración de gas en un corto intervalo de tiempo. A menor rata de penetración, la concentración de gas es mucho menor en magnitud pero mas grande en duración.

Figura - Efecto de la rata de penetración (ROP) sobre los show de gas.

En este caso, la ROP es mucho más lenta. Cuando la rata de penetración es baja, el show de gas es más amplio en duración.

Page 24: Tipos de Gases y Cromatografia

oLa profundidad: Los shows de gas se incrementan con la profundidad, puesto que la expansión se incrementa con esta.

oLa eficiencia de la trampa de gas: Los gases más livianos, son más fáciles de separar del lodo que los gases más pesados, por lo tanto los gases livianos se pueden perder a través del nipple de la campana y de la línea de flujo.

oLa rata de flujo: A mayor rata de flujo mayor concentración de gas.

oComposición del lodo: En lodo base agua la cantidad de gas liberado es inversamente proporcional al agua utilizada. Cuando el peso del lodo y la salinidad se incrementan, la habilidad del lodo para disolver gas decrece y la cantidad de gas liberado se incrementa.

Page 25: Tipos de Gases y Cromatografia

En lodos base aceite, el solvente del gas es la fase aceitosa, la cual tiene mayor capacidad de disolución que el agua, resultando en un show de gas más pobre.

Entre mas baja la viscosidad, mayor eficiencia presenta la trampa de gas. A mayor peso del lodo decrece la eficiencia de la trampa y decrece la solubilidad del gas.

El show de gas reduce el peso y la viscosidad del lodo. Cuando el peso del lodo es muy alto (mayor que la presión de la formación) la presencia de gas es muy baja a nula.

Otras propiedades del lodo también influye en el show de gas: filtrado, propiedades reológicas.

oTamaño del hueco.

oLínea que va desde la trampa al detector en la unidad de mudlogging.

Page 26: Tipos de Gases y Cromatografia

GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIA

La relación entre el gas total y la cromatografía generalmente no es contante. El registro del gas total no coincide exactamente con la cromatografía de gases (C1 a C6). Esto no necesariamente implica un mal funcionamiento del detector de gas o del cromatografo de gas.

La desigualdad en los valores entre el gas total y la cromatografía de gas se debe principalmente a:

El gas total es una lectura constante de gas, la cual es proveniente del lodo a través de la línea de gas que llega a la unidad de mudlogging mientras el análisis de cromatografía utiliza una muestra de gas que es tomada cada cinco minutos según la respuesta del cromatográfo.

Page 27: Tipos de Gases y Cromatografia

Por lo tanto, para que el cromatográfo tome una lectura en el pico más alto de gas es remota. A veces es recomendable que el análisis de cromatografía se realice manualmente, con el fin de realizar la cromatografía en el pico más alto de gas total.

El análisis de cromatografía de gas puede ser usado solamente para determinar los radios de los gases de hidrocarburos presentes en la muestra mientras el gas total es usado para determinar la concentración de gas total en la muestra.

Page 28: Tipos de Gases y Cromatografia

CROMATOGRAFIA DE GASES (GC)Técnica analítica diseñada para separar compuestos de una muestra de hidrocarburos.

Una fase móvil (gas inerte) pasa a través de una columna capilar (<1mm) que contiene una fase estacionaria (líquido de alto peso molecular). La muestra de crudo en solución es inyectada y vaporizada antes de pasar por la columna.

Page 29: Tipos de Gases y Cromatografia

INYECTOR DE MUESTRA PARA UN CROMATOGRAFO DE GAS

Page 30: Tipos de Gases y Cromatografia

Los diversos compuestos salen de la columna a diferentes tiempos en función de su mayor o menor retención en la fase estacionaria, y son medidos por un detector (FID o TCD).

La respuesta del detector es representada en una gráfica llamada cromatograma, donde cada compuesto corresponde a un pico cuya área es proporcional a su concentración en la muestra.

Los compuestos que se pueden separar por cromatografia de gases deben ser Volatiles y Termicamente Estables.

Page 31: Tipos de Gases y Cromatografia

Parámetros indicativos de biodegradación:

Proporción entre n-parafinas livianos y pesados: en el proceso de biodegradación las bacterias empiezan por remover los n-alcanos de más bajo peso molecular, prosiguiendo con los de peso molecular sucesivamente más alto.

Por lo tanto, con el avance del proceso de biodegradación los crudos presentan relaciones entre n-alcanos livianos y pesados progresivamente menores.

Proporción entre n-parafinas e isoprenoides: las bacterias remueven los n-alcanos antes de los iso-alcanos. Consecuentemente, con el avance del proceso de biodegradación los crudos presentan relaciones entre

iso- e n-alcanos (P/n-C17 y F/n-C18) progresivamente menores.

Page 32: Tipos de Gases y Cromatografia

Forma de la línea base: en el proceso de biodegradación las bacterias empiezan por remover los n-alcanos de bajo peso molecular, prosiguiendo con los n-alcanos de peso molecular sucesivamente más alto y los iso-alcanos.

El petróleo residual por lo tanto quedase progresivamente más pesado, enriquecido en naftenos, aromáticos y compuestos NSO. Las altas proporciones de estos compuestos no es resuelta por la cromatografía (UCM), generando una desviación de la línea base del cromatograma para arriba ("hump").

Page 33: Tipos de Gases y Cromatografia

ESPECTROMETRIA DE MASAS (GC-MS)

Los compuestos que salen de la columna cromatográfica son fragmentados por un feje de electrones de alta energía. Cada familia de compuestos presenta una fragmentación característica relacionada con su estructura molecular.

Page 34: Tipos de Gases y Cromatografia

Esta técnica es particularmente útil en la separación de las mezclas complejas de hidrocarburos de alto peso molecular y bajas concentraciones que no son resueltas en la cromatografía de gases.

ESPECTROMETRIA DE MASAS (GC-MS) – Biomarcadores

Es usada en la geoquímica del petróleo para la identificación y cuantificación de los biomarcadores.

Son compuestos orgánicos (en su mayoría ciclo alcanos y aromáticos) presentes en los petróleos y bitumen de rocas sedimentarias, cuya composición y estructura molecular indican nexos claros con moléculas encontradas en organismos vivos (fósiles moleculares).

Los biomarcadores ocurren en concentraciones muy pequeñas en los bitumen y petróleos, y está prácticamente ausentes en los condensados

Page 35: Tipos de Gases y Cromatografia

Las dos familias de biomarcadores más usadas en los estudios geoquímicos de petróleo y rocas madre son:

• Terpanos, con fragmento característico de m/z 191

• Esteranos, con fragmento característico de m/z 217

Page 36: Tipos de Gases y Cromatografia

MÉTODOS DE CHEQUEO DEL SISTEMA DE GAS Calibrar cada 5 días el cromatógrafo de gas.

Comprobar que el detector este respondiendo adecuadamente a la muestra que es tomada de la trampa de gas.

Drenar cada 8 horas la línea de gas, revisar toda la línea de gas y chequear que la dina pump(bomba de vacio) este funcionando adecuadamente.

Revisar periódicamente (cada vez que se recoja una muestra) que la trampa de gas este funcionando, no solamente el motor sino estar pendiente que el agitador (elite) este en movimiento de manera que este separando el gas del lodo de perforación.

Limpiar la trampa de gas cada tres horas debido a que se puede formar una torta de lodo y taponar la abertura de la línea de gas.

Llevar simultáneamente la carta de gas total y la cromatografía de gases. La carta de gas (Cheessel) debe estar marcada con la atenuación que se esta trabajando y cada pico de gas debe estar marcado con su profundidad.

La carta de calibración de cromatografía de gas debe estar visible con su respectivo tiempo de retención de cada gas con el fin de determinar más fácilmente los picos de gas, especialmente el C1 y C2 que generalmente están muy unidos.

Page 37: Tipos de Gases y Cromatografia

El tiempo de duración de las lecturas de los diferentes tipos de gases debe de ser el adecuado con el fin de que se pueda detectar los últimos picos de gases (C4 - C6).

Tanto el recogemuestras como el logger deben estar pendientes de que la zaranda este funcionando correctamente.

Revisar constantemente que la trampa de gas no este ahogada con el nivel del lodo.

Estar pendiente de la perdida de sensibilidad (debido a taponamiento de la línea de gas, mal funcionamiento en los equipos del sistema de gas)

Chequear el sistema de gas, el detector y el cromatográfo con carburo o inyectándole gas desde la trampa cada 12 horas.

Purgar con aire la línea de gas y ajustar el cero.

Apagar la bomba de vacio y el motor de la trampa después de cada viaje.

Chequear el sistema de gas durante la perforación.

Chequear la trampa gas e inyectar gas para estar seguro que este funcionando adecuadamente

Page 38: Tipos de Gases y Cromatografia

CURVA DE GAS DURANTE LA PERFORACIÓN.

Page 39: Tipos de Gases y Cromatografia

Cuando la cromatografía de una zona de gas cambia, es decir si la cromatografía esta registrando picos desde C1 hasta C5, y desaparece cualquier de estos picos puede indicar que el cromatográfo esta fallando. Esto siempre y cuando las condiciones de perforación tales como el peso del lodo no ha cambiado drásticamente.

Se recomienda que después de cada viaje o en un periodo de no circulación se apague la bomba de vacío y el motor de la trampa.

Si se ha venido registrando gas durante la perforación y de repente la lectura de gas cae bruscamente o después de un viaje no se vuelve a registrar gas se recomienda chequear el sistema de gas como se ha descrito en los puntos anteriores.

En zonas donde la detección de gas ha sido nula, es recomendable chequear la trampa gas e inyectar gas para estar seguro que este funcionando adecuadamente.

La manguera que se usa, para transportar la muestra de gas desde la trampa de gas hasta la unidad de mudlogging debe ser lo más corta posible, sin tener catenaria (curvatura), ni quiebres bruscos que impida llevar la muestra rápidamente al totalizador de gas que se encuentra en la unidad de mudlogging.

Page 40: Tipos de Gases y Cromatografia

ANÁLISIS E INTERPRETACION DE CROMATOGRAFIA DE GAS

El cromatográfo es el instrumento que muestra los componentes que representa la concentración de los gases en los hidrocarburos: metano, etano, propano, i-butano, n-butano, pentano y hexano. La proporción de los gases da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio.

Page 41: Tipos de Gases y Cromatografia

Un show de gas se define como un incremento en el nivel del gas (background).

La concentración de gas se da en partes por millón o en unidades.

Cuando se usa, los cromatografos tipo FID BASELINE, se tiene la siguiente relación:

•Una unidad es igual a 500 ppm.

•C1 (ppm)= Longitud del pico x Atenuación x constante (según la calibración)

•Gas Total (unidades)= 1C1+2C2+3C3+4C4+5C5+6C6 / 500

Page 42: Tipos de Gases y Cromatografia

Para la interpretación de los hidrocarburos consiste en calcular Wh (Wetness ratio), Bh (Balance ratio) y Ch (Character ratio), los cuales están basados en el estudio realizado por J.H Haworth, M. Sellens, & A. Whittaker (AAPG, August 1985):

Wh= [(C2+C3...+C5)/(C1+C2+C3...+C5)] x 100

Bh=(C1+C2 ) / (C3+iC4+nC4+C5)

Ch= (iC4+nC4+C5) / C3

La interpretación básica esta dada por Wh así:

•Si Wh < 0.5 = Gas muy seco

•Si 0.5 < Wh < 17.5 = Gas (Densidad se incrementa al aumentar Wh)

•Si 17.5 < Wh < 40 = Aceite (Densidad se incrementa al incrementarse Wh)

•Si Wh > 40 = Aceite Residual

Page 43: Tipos de Gases y Cromatografia

El cálculo del Bh se hace para identificar gas proveniente del carbón ya que este es rico en C1 y C2.

•Si Bh > 100, la zona es de Gas muy seco

•Si Wh indica gas y Bh > Wh, la interpretación de gas es correcta y la densidad del gas se incrementa a medida que las curvas se aproxima la una a la otra.

•Si Wh indica gas y Bh > Wh, gas/aceite, ó gas/condensado podrían interpretarse

•Si Wh indica aceite y Bh < Wh, la interpretación de aceite es correcta y la densidad del aceite se va incrementando a medida que las curvas se separan.

•Si Wh > 40, Bh deberá ser mucho menor que Wh, indicando aceite residual.

El cálculo de Ch se hace para clarificar la interpretación de Wh y Bh en donde ellos indican gas:

•Si Ch < 0.5, entonces la interpretación de gases dada por Wh y Bh, es correcta.

•Si Ch > 0.5, entonces la interpretación de gases dada por Wh y Bh, indica que el gas esta asociado con aceite.

Page 44: Tipos de Gases y Cromatografia

Gas muy liviano (Very light gas): es principalmente metano con un poco de etano. Wh incrementa ligeramente, pero el Bh no disminuye de 100. El Ch es cero, mostrando ausencia de gases de hidrocarburos pesados.

Gas de densidad media (Medium - density gas): Wh es mas grande que 0.5, pero menor que 17.5, indicando gas. La posición del Bh confirma la anterior interpretación e indica gas de densidad media. El Ch verifica la interpretación del gas.

Zona Gas/ aceite (Gas/oil): Wh y Bh indica gas. Si Ch es mayor de 0.5 indica gas asociado con aceite.

Carbón (Coal): El valor de Wh aparentemente indica aceite, lo cual es falso. Sin embargo, Bh y Ch indica un gas seco. La litología indica la presencia de carbón.

Aceite de gravedad media. (Medium. gravity oil): Wh se sitúa entre 17.5 y 40, y la posición del Bh indica la densidad del aceite.

Aceite residual (Residual oil): Wh mas grande que 40 y Bh menor que Wh. El contenido de metano es bajo (<60%) sugiriendo un fracción volátil y una ausencia de movilidad.

Page 45: Tipos de Gases y Cromatografia

El análisis anterior de hidrocarburos puede ser realizado teniendo en cuenta los siguientes datos:

a) Indicadores de la porosidad tales como la rata de penetración (ROP) o gas total normalizado para indicar cuales zonas tiene un buen potencial de producción.

b) Litología para identificar zonas bajas en hidrocarburos.

c) Fluorescencia, para confirmar la interpretación de los radios (Wh, Bh & Ch) y ayudar a establecer zonas de contacto aceite/agua.

Page 46: Tipos de Gases y Cromatografia

MÉTODO DE PIXLER, 1969.

Consiste en calcular las siguientes relaciones:

C1/C2; C1/C3; C1/C4; C1/C5.

• 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.

• Pendientes positivas indican producción.

• Pendiente negativa indica agua.

• Si la relación C1/C2 esta entre 2 y 15 la zona es de aceite.

• Si la relación C1/C2 esta entre 15 y 65 la zona es de gas.

• Si la relación C1/C2 es menor de 2 ó mayor de 65 la zona no es productiva.

Page 47: Tipos de Gases y Cromatografia

• Zonas productivas de gas seco muestran solamente C1

• Muestras con un contenido muy alto de C1 son probablemente provenientes de agua salada.

• Muestras con una relación C1/C2 muy baja en la zona de aceite y una relación muy alta en la zona de gas corresponden a una zona productiva.

• Muestra (excepto C1/C5 en lodo base aceite) que presentan una relación menor a la que precede, la zona es probablemente no productiva. Por ejemplo, si C1/C4 es menor que C1/C3 la zona posiblemente contiene agua.

Page 48: Tipos de Gases y Cromatografia

GRACIAS