Cromatografia De Gases En Pozos De Petroleo

Cromatografía de gases en pozos.

OBJETIVO GENERAL

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

* Identificar niveles arenosos en la Formación los Monos del pozo SAL- X11.

* Determinar el tipo de hidrocarburo que presente en los niveles arenosos de la formación los Monos del pozo SAL- X11.

* Realizar comparaciones de resultados de Cromatografía de los niveles arenosos identificados de la Formación los Monos con datos de Cromatografía de niveles productores de la Formación Huamampampa con la finalidad de confirmar la productividad de los niveles arenosos de la formación los Monos.

DEFINICION

La cromatografía de gases es un método físico de separación en el cual los componentes a separar, se distribuyen entre dos fases, la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido, fase móvil, que pasa a través de la fase estacionaria.

“Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación en el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las cuales constituye la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido (fase móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria”.

La fase estacionaria puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido (puede ser gas, líquido o fluido supercrítico) que se usa como portador de la mezcla.

En la cromatografía ocurren dos fenómenos muy importantes y que son prácticamente los rectores del proceso de separación: la adsorción y la absorción.

CROMATOGRAFO Y DETECTOR DE GASES

El detector de gas tipo FID (detección por ionización de flama), es un tipo de detector de gas diseñado dentro de la industria petrolera. Por muchos años solamente se usaban detectores de gas del tipo (TC) conductividad termal o cable caliente, estos detectores tenían dificultad con la sensibilidad y la calibración y eran de corta vida.

PRINCIPIOS DE OPERACIÓN

Cuando muchos componente orgánicos son quemados en la flama de hidrogeno, las partículas cambian o liberan iones. Los hidrocarburos salen de la formación durante la perforación están sumados a estos componentes orgánicos. Los hidrocarburos más comunes que se detecta de una muestra de gas son el Metano (CH4), Etano (C2H6), Propano (C3H8), Normal Butano (C4H10) e Iso Butano (C4H10).

El gas a ser muestreado es llevado desde el motor de la trampa hasta dentro del detector de gas FID. Solamente cerca del 1% de muestra de gas es quemado dentro de la flama lo demás es venteado afuera. El gas que es llevado a la flama es mezclado con hidrogeno y es transportado por aire. Las ventajas del FID sobre el TC son que es 1000 veces más sensible en la medición de hidrocarburos, y los datos son muchos más lineales dentro de la calibración. También no son sensibles al dióxido de carbono, H2S, agua, vapor de agua o hidrogeno, solo es sensible a los hidrocarburos.

ESQUEMA DE CAPTURA DE GAS EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN

CROMATOGRAFO DE GASES FID (BGC)

El Cromatógrafo de gas es un equipo cuya principal virtud es el de separar los hidrocarburos en sus distintos componentes, es decir el cromatógrafo hace un análisis cualitativo antes de cuantitativo.

Los gases son separados por que tienen diferentes absorciones y ratas de absorción en diferente espacio de tiempo. En nuestra aplicación particular el metano pasa más rápidamente luego le sigue el etano, propano, iso-butano, normal-butano, y los pentanos en orden cronológico.

OBTENCION DE CUTIN (DETRITO)

DETERMINACION DEL TIPO DE HIDROCARBURO EN BASE A RESULTADOS DE LA CROMATOGRAFIA DE GASES

La cromatografía de gases es un método físico de separación en el cual los componentes a separar, se distribuyen entre dos fases, la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido, fase móvil, que pasa a través de la fase estacionaria.

Procesamiento de los Resultados del Análisis Cromatografico del Pozo SAL-11

Para determinar el tipo de hidrocarburo presente en la muestra aplicaremos el método de Pixer. En el caso específico del pozo SAL-11 hasta C5

- C1/C2 (1)

- C1/C3 (2)

- C1/C4 (3)

- C1/C5 (4)

Los puntos calculados son unidos y volcados en un gráfico el cual tiene pre marcados los límites de cada tipo de reservorio.

1 Cuando la relación C1/C2 es de: 2 a 15 = Petróleo

2 Cuando la relación C1/C3 es de: 15 a 65 = Gas

3 Cuando la relación C1/C4 es de: Bajada = Rico en gas o petróleo de Baja gravedad

5 Cuando la relación es: 2 < C1/C5 > 65 = Probable

Usando la relación para realizar el cálculo del tipo de hidrocarburo en la Formación Los Monos tenemos el siguiente ejemplo:

Profundidad 2080 m C1 = 6000 ppm, C2=264 ppm

Usando la ecuación 2

6000ppm /264 ppm = 22.7 = 23, está dentro el rango de 15 a 65, SE TRATA DE GAS.

Profundidad 4420 m C1 = 8100 ppm, C2=254 ppm

Usando la ecuación 2

8100ppm /254 ppm = 31.8 = 32, está dentro el rango de 15 a 65, SE TRATA DE GAS.

TABLA DE CROMATOGRAFÍAS

DEPTH UGT C1 C2 C3 C4 C5 Gwr Lhr Ocq OiIr INDICADOR DE

(m) ppm ppm Ppm ppm ppm HIDROCARBURO

FORMACIÓN TARIJA

494 0 38 1 1 2 0 10 13 2,0 0,08 CONDENSADO

496 0 44 1 1 1 1 8 15 2,0 0,05 CONDENSADO

501 0 26 1 1 1 0 10 14 1,0 0,08 CONDENSADO

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