Metodología para el trabajo en campo

Lo primero que se hizo fue seleccionar las minas distribuidas en las diferentes zonas de la cuenca del Sinifaná, luego se escogieron los sitios de muestreo de canal por ply, las perforaciones laterales y la vertical en frentes de explotación. A las muestras que se obtuvieron se les hicieron las pruebas de desorción, composición del gas, porosidad, permeabilidad y adsorción a alta presión.

Muestreo de canal por ply del manto de carbón: este se hizo en frente activo de explotación dentro de la mina para tomar el carbón lo más fresco y menos contaminado posible (^{Caro et al., 2015}).

Se identificaron los diferentes ply que conforman el manto mediante la metodología de muestreo en canal (Figura 1). Se procedió a realizar un corte perpendicular al manto (de aproximadamente 30 cm x 10 cm de profundidad), intentando tomar la muestra de cada ply, para lo cual se utilizó una lona para recibir el material resultante de la fragmentación por percusión contra el manto, tal como se muestra en la Figura 1. Luego este carbón se homogenizó y posteriormente, se procedió a efectuar el cuarteo que permitió tomar dos muestras representativas del material. Una de ellas se llevó al canister para los análisis de desorción de gases y la otra se empacó para llevar al laboratorio y efectuar sus respectivos análisis de porosidad, permeabilidad y absorción a alta presión.

Figura 1 Esquema de muestreo de canal por ply. Modificado de ^{Ramírez (1991)}. 

Metodología para la descripción detallada de mantos de carbón

Para realizar una adecuada descripción de un manto de carbón se escogió una zona limpia y fresca del manto (frente de explotación), al momento de tenerlo expuesto se comenzó la descripción de parámetros tales como los bandeamientos, el brillo, la fractura, la dureza, los colores, el espesor, etc. La descripción de los mantos de carbón se realizó por ply (variación vertical, Tabla 4).

Procedimiento para realizar las perforaciones

En la Figura 2A se tiene un bosquejo ilustrativo en planta, sin escala, de la ubicación de los puntos en donde se hicieron las perforaciones en la mina SF.

Para evaluar el contenido de gas metano en los mantos de carbón, se hizo la medición de gases desorbidos de núcleos de perforación. A continuación, se describe el procedimiento utilizado:

Lugar de la perforación. Se ubicó el manto que se muestreó dentro de la mina subterránea y luego se construyó un nicho (para colocar el equipo de perforación) de las siguientes dimensiones:

Inicio de la perforación. En la Figura 2B se puede observar cómo se diseñaron las perforaciones en los frentes de explotación del manto dentro de la mina.

Figura 2 A. Bosquejo ilustrativo en planta, sin escala, de la Mina SF con la ubicación de los puntos de perforación. Modificado de ^{Blandón et al. (2015)}. B. Representación de la perforación lateral a lo largo del manto de carbón. Modificado de ^{Jaramillo- Zapata (2017)}. 

Seguimiento y muestreo al manto de carbón

Este se hizo con base en la norma ASTM D7569-10. Así, en los dos primeros metros de perforación se tomaron testigos de carbón, los cuales se introdujeron en un canister e inmediatamente se llevaron y se sumergieron en el baño maría a (40°C) donde se inició el proceso de desorción de gas y se tomaron los datos del contenido del mismo. Posteriormente, cada que se completaron diez metros de perforación se tomó un testigo (10 m, 20 m, 30 m etc.) y se sigue el procedimiento descrito anteriormente hasta finalizar la perforación. El diámetro utilizado en la perforación fue HQ - diámetro interior 63,5 mm.

Los testigos de carbón se empacaron en cajas porta núcleos, luego se llevaron a superficie y de allí se trasladaron a la Facultad de Minas de la Universidad Nacional para su preservación.

Metodología para las pruebas de cromatografía de gases

La determinación de la composición química de los gases se llevó a cabo en el Laboratorio de Ciencias de la Energía de la Escuela de Procesos y Energía, de la Facultad de Minas, Sede Medellín. Se utilizó un micro cromatógrafo de gases Agilent modelo 3000.

Metodología para las pruebas de adsorción en carbones y rocas

Las pruebas se hicieron en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos Especiales de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia y con base en la metodología desarrollada por ^{Lopera et al. (2013)}.

El equipo utilizado para construir las curvas de adsorción cuenta con una unidad de inyección de gas metano (presión máxima de inyección de 1800 psi), un horno, un sistema de medida de caída de presión y un medidor de flujo volumétrico. La Figura 3A describe en detalle los equipos y el montaje utilizado:

La celda de adsorción está basada en la ley de Boyle, donde una cantidad de moles de gas es insertada en una celda de volumen constante que contiene la muestra de análisis. La cantidad de gas adsorbido por la muestra podrá ser determinada usando la ley de gases reales basada en los cambios de presión de la celda que contiene la muestra.

El porta muestras empleado fue una celda fabricada especialmente para la medida de adsorción de gas en diferentes formaciones, ya sean muestras consolidadas o no consolidadas, amorfas, o en forma de tapones. En la Figura 3B se presenta el montaje empleado. La muestra es insertada en la cámara y sometida al contacto con el gas metano a diferentes presiones de inyección.

Figura 3 A. Montaje experimental para las pruebas de adsorción a alta presión. B. Montaje para pruebas de adsorción de gas en formaciones. Tomado del Laboratorio de Análisis Petrofísicos Especiales, Universidad Nacional de Colombia sede Medellín.  

Metodología para determinar las propiedades petrofísicas de los carbones y rocas

Dentro de las propiedades que se determinaron fueron la porosidad y permeabilidad, las cuales se efectuaron en núcleos de perforación de 5 cm de largo. Dichas propiedades se determinaron en el Laboratorio Análisis Petrofísicos Especiales de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín y aplicando procedimientos desarrollados por ^{Lopera et al. (2013)}.

Litología de los mantos estudiados

Muestras de canal por ply del Manto 1 en la Mina SF: en la Figura 4A y 4B se tiene la descripción de cada ply muestreado en el Manto 1, localizado en el frente cabecera tajo colchón #3 del tambor ventilación y en el frente cabeceras del panel 2N, tambor exploración respectivamente.

Como se puede ver, de los sitios muestreados en la mina SF el Manto 1 presenta variaciones laterales hacia la parte superior del manto, pues mientras en un lado se encuentra deformado, en otro se observa fractura concoidea, lo anterior puede indicar efectos tectónicos localizados (ver Figura 4A y 4B comparación del Manto 1 en la Mina SF).

Figura 4 Comparación de las características del Manto 1 en la Mina SF. A. SF-M1 #3 y B. SF-M1 2N. Modificado de ^{Blandón y Caro (2013)}. 

Contenido de gas

Muestras de canal por ply del Manto 1 en la Mina SF: en la Tabla 5A aparecen los resultados del contenido de gas del Manto 1 en la Mina SF, y en la Figura 8A, la comparación de los resultados en los dos puntos en donde se tomaron las muestras. Como se puede observar en la Figura 8A, aunque las muestras se tomaron en el mismo manto, los contenidos de gas varían, entre 12,1 ft³/ton y 22,7 ft³/ton, lo cual está de acuerdo con los valores obtenidos por ^{ANH (2011)}, en perforaciones verticales a profundidades entre 247 y 529 metros. Lo anterior significa que a pesar de que las muestras, se tomaron a diferente profundidad y utilizando distintos tipos de muestreo, el contenido de gas de los carbones es similar.

Manto 2 en la Mina SF. En la Tabla 5B aparecen los resultados de los contenidos de gas de las muestras de carbón del Manto 2 en la Mina SF.

Los contenidos de gas metano, en la perforación principal en el Manto 2 variaron entre 8,1 y 23,5 ft³/ton.

Manto 3 en la Mina SF. En la Tabla 5C, aparecen los resultados de las pruebas de desorción de las muestras de núcleo de perforación del Manto 3 en la Mina SF.

Los contenidos de gas varían entre 10,8 ft³/ton y 33,7 ft³/ ton. Para este caso es de notar que los valores más altos fueron para las muestras de los canisters número KP10 y K94, a pesar de que este último es un carbón en contacto con una arenisca con lentes de carbón (Tabla 3C).

En la Figura 8B se presenta la comparación de los resultados del contenido de gas en las perforaciones laterales en los Mantos 2 y 3; aquí se puede observar como a menos de 10 metros de profundidad lateral dentro de los mantos de carbón se tienen los mayores valores de gas desorbido, confirmando de esta manera que a mayor profundidad no se tienen valores mayores y para conocer la cantidad de gas que puede tener un manto de carbón es suficiente con obtener la muestra en un frente de explotación, pues aunque los mantos son distintos los contenidos de gas siguen siendo similares a los que se obtuvieron en los frentes de explotación.

Figura 8 A. Variación vertical en el contenido de gas en muestras de canal por ply en frentes en frentes de explotación en el Manto 1 en la Mina SF. Tomado de ^{Blandón y Caro (2013)}. B. Variación lateral en el contenido de gas en muestras de perforación en los mantos 2 y 3 de la Mina SF. Tomado de ^{Blandón et al. (2015)}. 

Muestras de núcleo de perforación vertical por debajo del Manto 3 de la Mina SF: en la Tabla 6, aparecen los resultados del contenido de gas para algunas de las muestras de núcleo del pozo vertical en la Mina SF y en la Figura 9, la comparación de los resultados del contenido de gas tanto en los carbones como en las rocas.

En la perforación vertical el contenido de gas para los carbones fue de 0,2 a 13,8 ft³/ton. Estos resultados están de acuerdo con los obtenidos por ^{ANH (2011)}, en donde se tomaron muestras de perforaciones verticales a más de 247 metros de profundidad. Para las rocas los contenidos de gas variaron entre 0,2 y 11,2 ft³/ton.

Al comparar los contenidos de gas en carbones y en rocas se observa que en general en los carbones son mayores que para las rocas, sin embargo, existen algunas rocas que presentan mayores contenidos de gas que algunos de los carbones. Igualmente se observa una relación inversamente proporcional, es decir que las rocas cercanas a los mantos de carbón que tienen mayor contenido de gas, presentan los valores más bajos lodolita K92 (0,3 ft³/ton), limolita K76 (1,7 ft³/ton) y arcillolita 23P (1,0 ft³/ton) de la misma manera, los carbones que se encuentran cerca de las rocas que tienen los mayores contenidos de gas, son los que presentan los valores más bajos (carbones K79 y K96), ver Tabla 6.

Es de anotar que no se observa un aumento del influyentes en el contenido de gas, como son los aspectos contenido de gas con la profundidad, ni en los carbones geológicos locales, en especial los geomecánicos y ni en las rocas, indicando que existen otros factores más estructurales.

Figura 9 Variación vertical en el contenido de gas en muestras de núcleo de perforación de carbones y rocas en la Mina SF. Tomado de ^{Blandón et al. (2015)}. 

Cromatografía de gases

Muestras de canal por ply del Manto 1: el resultado del análisis de la composición del gas muestra que este está compuesto principalmente por metano (C₁) con una concentración de 92,2% (Canister 10). Bajas cantidades de otros hidrocarburos gaseosos tales como etano y propano C₂ y C₃ (0 a 0,3) y bajas cantidades CO₂ (1,1), ver Tabla 7A.

De acuerdo a los resultados y según el índice de hidrocarburos (^{Bernard et al., 1978}; ^{Strąpoć et al., 2008}) definido por la relación entre 20 < C/(C₂+C₃) > 1000, muestran que son una mezcla de metano termogénico (de baja evolución térmica) y de metano biogénico.

Muestras de núcleo de perforación lateral:

Manto 2. En la Tabla 7B los resultados de cromatografía de gases de muestras de núcleos de perforación del Manto 2 de la Mina SF.

Los resultados de la cromatografía de gases en las muestras del Manto 2, muestran un porcentaje mínimo de metano de 95,16% y máximo de 98,98%, dióxido de carbono entre 0,30% y 4,27%, etano entre 0,57% y 0,91%, y sin reportes para monóxido de carbono ni para propano.

Manto 3. Para las muestras de la perforación lateral no se hicieron análisis de cromatografía de gases.

Muestras de núcleo de perforación vertical por debajo del Manto 3: en la Tabla 7C se tienen los resultados de cromatografía de gases de las muestras de la perforación vertical por debajo del Manto 3 de la Mina SF.

Los resultados de la cromatografía de gases en las muestras de núcleo de la perforación vertical por debajo del Manto 3, muestran un porcentaje mínimo de metano de 94,32% y máximo de 98,52%, dióxido de carbono entre 1,30% y 5,47%, etano entre 0,11% y 0,23%, monóxido de carbono entre 0,06 y 0,23 y sin reportes para propano. Se nota que a mayor profundidad el contenido de metano disminuye y el de CO₂ aumenta. De acuerdo con los resultados y según el índice de hidrocarburos (^{Bernard et al., 1978}; ^{Strapoc et al., 2008}), muestran que son una mezcla de metano termogénico (de baja evolución térmica) y de metano biogénico.

Porosidad y permeabilidad

Muestras de canal por ply del Manto 1: con base en los datos de ^{Blandón y Caro (2013)}, en la Figura 10 se muestra la relación existente entre el contenido de gas, el tamaño de poro y el área superficial de microporos de acuerdo con Dubinin-Astaknov, en el M1 de la Mina SF. Como se puede ver en la Figura 10, hay una relación casi directa entre el contenido de gas y el tamaño de poro e igualmente con el área superficial de microporos, lo que sugiere que estos parámetros juegan un papel dominante en la retención de gas.

Figura 10 Relación entre el contenido de gas, el tamaño de poro y el área superficial de microporos de acuerdo con Dubinin-Astaknov en el M1 Minas SF. Modificado de ^{Blandón y Caro (2013)}. 

Muestras de núcleo de perforación lateral:

Manto 2. La Tabla 8A presenta los resultados de las pruebas de porosidad, permeabilidad y los tiempos que se demora la desorción del 63,2% del gas contenido en las muestras de núcleo del Manto 2 de la Mina SF.

Como se puede ver de los resultados de la tabla, aunque las porosidades y permeabilidades son similares, los tiempos de desorción, son diferentes, esto quiere decir que para entender el comportamiento del gas en los mantos de carbón no es suficiente tener la porosidad y permeabilidad, sino también, los datos de microporosidad como se demostró en ^{Caro-González (2013)}.

Manto3. Los datos de porosidad están del orden de 1,4% a 4,3% para los canisters K66 y K90 respectivamente. Los resultados de capacidad de flujo o permeabilidad (mD) se encuentran entre 1,4 y 27,8. Pero para estos dos tipos de pruebas los mayores valores son para el canister a mayor profundidad lateral de igual manera para los contenidos de gas metano. En este caso en especial donde la porosidad y la permeabilidad son bajos, el contenido de gas es cero, pero no se descarta problemas en la perforación (Tabla 8B).

Muestras de núcleo de perforación vertical: los valores de porosidad encontrados varían desde 0,6% a 10,6%, siendo los más bajos correspondientes a dos carbones, sin embargo, también existen lodolitas, limolitas y arcillolitas con valores igualmente bajos, pero los más altos mayores a 3,8% hasta 10,6% corresponden a lodolitas y arcillolitas, Tabla 9. Estos valores están dentro de los rangos esperados para porosidad secundaria en carbones.

La posibilidad de liberación de gas absorbido es función de la capacidad del flujo del manto. Así en sistemas con alta capacidad de flujo generada por efectos postdiagenéticos se liberará más gas que en aquellos con baja capacidad de flujo.

El contenido de gas en la mina es función de la capacidad de flujo del manto, el cual está directamente relacionado con la porosidad secundaria. Esta capacidad de flujo está determinada por el grado de diaclasamiento y fracturamiento del manto.

Los valores de capacidad de flujo obtenidos están en un rango entre 0,03 mD y 132 mD, que son valores comunes para yacimientos no convencionales. Es de anotar que igual que para la porosidad, las permeabilidades mayores se presentan en algunas de las lodolitas y arcillolitas, pero también hay lodolitas y arcillolitas con muy bajas permeabilidades 0,03 a 8,8 mD. Lo anterior indica como ya se había mencionado antes, que no es suficiente con conocer la permeabilidad, para entender el comportamiento del gas en los mantos de carbón y en las rocas asociadas a este, ya que existen muchas variables de carácter geológico, petrográfico que tienen gran influencia en la presencia o no de gas en los mantos de carbón y en las rocas asociados a estos.

Pruebas de adsorción a alta presión

Muestras de canal por ply del Manto 1: las isotermas de adsorción de CH₄ a alta presión de las muestras de carbón se presenta en la Figura 11. Se observa que los valores medidos por medio de la técnica de canisters de desorción son muy bajos en comparación con la capacidad real de adsorción. Los resultados indican en todos los casos que las muestras no están saturadas (^{Caro-González, 2013}).

Figura 11 Isotermas de adsorción a alta presión de metano. A. Mina SF M1 #3 (Canister 1). B. Mina SF M1 2N (Canister 10). 

Muestras de núcleo de perforación lateral:

Manto 2. En la Figura 12A se puede observar que a una presión menor de 1000 psi la capacidad de adsorción de las muestras de carbón tomadas del núcleo de perforación del Manto 2 de la Mina SF son menores a 60 ft³/ton. y la máxima capacidad de adsorción se alcanzaría a más de 1700 psi y esta varía entre aproximadamente 120 ft³/ ton y 165 ft³/ton.

Manto 3. La isoterma de adsorción a alta presión muestra capacidades máximas de adsorción de 250 ft³/ ton para presiones alrededor a 1700 psi (Figura 12B).

Muestras de núcleo de perforación vertical: los resultados de las pruebas de adsorción a alta presión, Figura 12C, indican que las muestras analizadas presentan baja capacidad de adsorción, pues a una presión de 1000 psi, no sobrepasa los 40 ft³/ton. También se observa que la muestra de carbón que presenta mayor capacidad de adsorción (115 ft³/ton a 1700 psi) se encuentra a poca profundidad (2,45 m) del piso de la mina, mientras que otra muestra de carbón que se encuentra a mayor profundidad (59 m), tiene una capacidad de adsorción menor (95 ft³/ton a 1700 psi).

En la Figura 12C, se separan perfectamente las muestras que corresponden a carbones (canister K91 y KP8) de las muestras que son arcillolitas y limolitas (canister K92, K99 y K97). Las muestras de carbón presentan mayor capacidad de adsorción que las arcillolitas y lodolitas, especialmente a presiones por encima de los 1400 psi. Así, las diferencias son significativas, ya que pasan de una máxima adsorción de 45 ft³/ton en las arcillolitas y lodolitas a 110 ft³/ton en los carbones.

Figura 12 Curvas de adsorción a alta presión de muestras de núcleo de perforación de: A. Manto 2 de la Mina SF. B. Manto 3, Mina SF. C. Perforación vertical debajo del manto 3 en la Mina SF. Nads = Cantidad de gas que es adsorbido por la muestra al punto Pest (presión de estabilización). Modificado de ^{Blandón et al. (2015)}. 

Características litológicas de los mantos

Se observaron diferencias importantes en la variación vertical y lateral de los mantos de carbón, en cuanto al contenido de gas y la capacidad de adsorción.

La perforación vertical llevada a cabo hacia el piso del Manto 3 de la Mina SF indica que los mantos hacia profundidad son pocos y delgados (menos de 1 metro de espesor).

En general la mayoría de los mantos estudiados se clasifican como sub-bituminosos A, pues no presentan aglomeración ni hinchamiento, son ricos en vitrinitas, y pobres en inertinitas.

Contenido de gas en los mantos de carbón

La perforación lateral a lo largo del Manto 3 indica que este manto es el de mayor contenido de gas ya que supera los 30 ft³/ton, posiblemente porque esta menos fallado. Igualmente, tiene el mayor contenido de gas en una muestra de arenisca con lentes de carbón. Por lo tanto, dadas estas condiciones es necesario implementar medidas para el manejo seguro del gas.

La distribución del contenido de gas dentro de los mantos estudiados de la cuenca del Sinifaná, en los frentes de explotación indica que en el ply al centro del manto se concentra la mayor cantidad de gas y en los extremos la menor. El contenido en gas en los plies externos depende directamente del espesor, y el volumen de micro y mesoporos, el tipo de roca y de contacto.

Los resultados indican que las muestras que se tomaron en los frentes de explotación en las minas de la cuenca del Sinifaná, presentaron contenidos de gas muy parecidos a los que se tomaron a menos de dos metros de profundidad y a medida que se fue profundizando en el manto los contenidos de gas fueron disminuyendo, debido posiblemente a la migración hacia el frente de explotación.

Es de anotar que en varios mantos en donde se hizo el mismo procedimiento, los resultados permitieron concluir que, para el caso de los carbones estudiados en la cuenca del Sinifaná, los contenidos de gas que se obtuvieron de los frentes de explotación fueron más acordes con la realidad que los que se obtienen de núcleos de perforación a profundidades mayores de 30 metros, debido posiblemente a la migración que se presenta hacia el frente de explotación. Por lo tanto, y de acuerdo al presente estudio, se considera que para el caso de la seguridad en las minas estudiadas de la cuenca del Sinifaná, no es necesario perforar a profundidades mayores a 2 metros en el frente de explotación para conocer el verdadero contenido de gas asociado a los mantos de carbón. Así, sería suficiente con hacer muestreos de canal en varios sitios de la mina e introducir la muestra en un recipiente cerrado (canister) para determinar la cantidad de gas que desorbe el carbón. Cabe anotar que el carbón es heterogéneo tanto vertical como lateral e igualmente las condiciones geológicas son determinantes en la presencia o no de gas, por tanto, con un solo muestreo en el manto no es suficiente para determinar el contenido de gas. Igualmente, este tipo de estudio es necesario hacerlo en cada una de las cuencas carboníferas con el fin de poder determinar las variables que pueden afectar la presencia de gas en los mantos de carbón.

Cromatografía de gases

Los gases de los carbones estudiados están compuestos principalmente de metano (mayor al 92%), seguido por el contenido de CO₂ el cual varía entre 0,30 y 5,47%; se nota que los valores de CO₂ aumentan hacia profundidad lateral. Se corrobora para el caso de las muestras estudiadas que el origen del gas encontrado es mixto, es decir, tanto de origen termogénico como biogénico. Como las muestras se tomaron directamente sobre los mantos y respaldos perforados. Los análisis de cromatografía de gases, se obtuvieron, directamente de estas muestras, o sea, existe una reducida probabilidad que provengan de rocas o carbones más profundos a excepción de los respaldos.

Adsorción a alta presión

Los datos de adsorción a alta presión muestran valores máximos de 250 ft³/ton a una presión aproximada de 1500 psi.

El comportamiento de las curvas de adsorción presenta un patrón común, el cual permite observar que a bajas presiones (600 psi) la diferencia entre valores de adsorción es mínima; en tanto que a altas presiones (>1500 psi) las diferencias entre valores de adsorción son máximas.

Las capacidades máximas de adsorción de gas metano para las muestras analizadas se encuentran en un rango entre 35 ft³/ton y 250 ft³/ton a 1500 psi, las cuales se pueden comparar con las capacidades máximas de adsorción de metano de carbones americanos. Sin embargo, como los mantos estudiados están a profundidades someras (menores a 400 m), las presiones de determinación de la adsorción a 400 psi, darían capacidades de adsorción del orden de 5 ft³/ton a aproximadamente 70 ft³/ton.

Se encontró variación tanto lateral como vertical en la mayoría de los parámetros analizados, lo cual indica que no se puede generalizar a la hora de evaluar el contenido de gas en los mantos de carbón.

De acuerdo con todas las posibles relaciones entre los diferentes parámetros que se utilizan para evaluar los carbones, se encontró que no existe una norma que permita tener una idea clara del comportamiento del gas en los distintos mantos de carbón.

Porosidad, permeabilidad y pruebas de adsorción a alta presión realizada en las minas de la Cuenca del Sinifaná

Los valores de porosidad y capacidad de flujo obtenidos para un mismo manto son heterogéneos. Así, es importante tener presente que es necesario buscar criterios para determinar porosidades y capacidades de flujo a escalas mayores (a las de un núcleo de perforación de poco espesor como normalmente se hacen a nivel de laboratorio) que den cuenta del volumen total de gas que puede llegar a la mina por unidad de tiempo.

Los carbones estudiados de las muestras tomadas por ply en los frentes de explotación en el Manto 1, tienen alto porcentaje de microporos y muy bajo contenido de mesoporos, lo que se refleja en su alta capacidad de almacenamiento y baja transmisibilidad de gas. Por lo cual la migración del gas depende en gran medida del fracturamiento y sistemas de diaclasas. Por esta razón fue posible encontrar gas utilizando este sistema de muestreo.

La relación existente entre el volumen de microporos y el contenido de gas es directa, lo cual puede indicar que este parámetro juega un papel dominante en la retención del gas.