INFORME PRÁCTICA No. 1

JUAN CAMILO RUIZ TRIANACód. 1010224965

Prof. ARNUL DAVID PAZ

Prof. Participante GILBERTO DE JESUS GILEDE

ELITE – Escuela Latinoamericana de Ingenieros, Tecnólogos y EmpresariosINGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOSBOGOTÁ DC

29/09/2015

INTRODUCCIÓN

El petróleo es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. Se produce en el interior de la Tierra, por transformación de la materia orgánica acumulada en sedimentos del pasado geológico y puede acumularse en trampas geológicas naturales, de donde se extrae mediante la perforación de pozos.

Las pruebas de laboratorio se caracterizan por ser muy importantes en la industria petrolera ya que gracias a estas se podrá determinar el BS&W, cuánta agua y sedimento tendrá el crudo, Viscosidad, Gravedad APIº, y así clasificarlos en la escala APIº para los crudos, (extra pesados, pesados, medianos livianos y condensados, ésto con el fin de dar un valor comercial a cada crudo, y definir los diferentes tratamientos que se harán en superficie, teniendo en cuenta los análisis de laboratorio realizados. Estas pruebas de laboratorio se realizan durante la producción y su fiscalización.

OBJETIVOS

Objetivo General

1. Instruirse en conocimientos técnicos de laboratorio, adquiridos de manera experimental usando como herramienta la aplicación de distintas Normas ASTM según se requiera.

Objetivos Específicos

1. Obtener un conocimiento en cuanto al manejo y aplicación experimental de la Norma ASTM D 1298-99: Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro.

2. Adquirir conocimiento y manejo experimental de la Norma ASTM D 4007 – 08: Método de Prueba Estándar para Agua y Sedimento en Aceite Crudo por el Método de la Centrifuga (Procedimiento de Laboratorio).

3. Tener conocimiento de la aplicación y manejo experimental de la Norma ASTM D 5002 – 99: Método de Prueba Estándar para Densidad y Densidad Relativa de crudos por Digital Analizador de Densidad.

MARCO TEÓRICO

Norma ASTM D 1298-99Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro

¿En qué consiste el método?

Este método de prueba cubre la determinación por laboratorio utilizando un hidrómetro de vidrio, de la densidad, la densidad relativa (gravedad específica), o la gravedad API del petróleo, productos de petróleo, o mezclas de petróleo y productos non-petroleum normalmente manejados como líquidos, y teniendo una presión de vapor Reid de 101.325 kPa (14.696 psi) o menor.

Los valores son medidos con un hidrómetro ya sea a una temperatura de referencia o a otra temperatura conveniente, y las lecturas son corregidas a la temperatura de referencia por medio de las Tablas de Medición de Petróleo; los valores obtenidos con la temperatura de referencia son lecturas de hidrómetro y no mediciones de densidad.

Los valores determinados de densidad, densidad relativa, o gravedad API pueden ser convertidas a valores equivalentes a otras unidades a las temperaturas de referencia alterna por medio de las Tablas de Medición de Petróleo.

No es propósito de esta norma discutir todo lo concerniente a seguridad, en algún momento, asociado con su uso. Es responsabilidad del usuario de esta norma establecer las prácticas de seguridad y salud apropiada y determinar la aplicabilidad de limitaciones reguladoras antes de su uso.

La muestra es llevada a una temperatura específica y una porción de prueba es transferida a un cilindro para hidrómetro que ha sido llevado a una temperatura aproximadamente igual. El hidrómetro apropiado, también a una temperatura similar, se baja dentro de la porción de prueba permitiendo que se estabilice. Después que se ha alcanzado la temperatura de equilibrio, se lee la escala del hidrómetro y se toma la temperatura de la porción de prueba. La lectura observada del hidrómetro se reduce a la temperatura de referencia por medio de las Tablas de Medición de Petróleo. Si es necesario, el cilindro para hidrómetro y su contenido se colocan en un baño de temperatura constante para evitar la variación excesiva de temperatura durante la prueba.

¿En qué se emplea el método?

La determinación exacta de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API del petróleo y sus derivados es necesaria para la conversión de los volúmenes medidos a volúmenes o masas, o ambos, a la temperatura estándar de referencia durante la transferencia en custodia.

Este método de prueba es apropiado para la determinación de la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de líquidos transparentes de baja viscosidad. Este método de prueba puede usarse también para líquidos viscosos permitiéndoles suficiente tiempo para que el hidrómetro alcance la temperatura de equilibrio, y para líquidos opacos empleando una apropiada corrección del menisco.

Cuando se utiliza con relación a la medición de volúmenes de aceites, los errores de corrección de volumen son minimizados observando las lecturas del hidrómetro a una temperatura cercana a la temperatura del volumen de aceite.

La densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API es un factor que rige la calidad y valoración del petróleo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo es una indicación incierta de su calidad a menos que esté correlacionada con otras propiedades.

La densidad es un indicador de calidad importante para combustibles marinos, de aviación y automotores, donde afecta el almacenaje, el manejo y la combustión.

Equipos empleados en la aplicación del método

1. Hidrómetros, de vidrio, graduados en unidades de densidad, densidad relativa o gravedad API como se requiera, conforme a Especificaciones E100 o ISO 649-1, y los requerimientos dados en la Tabla 1.

El usuario deberá cerciorarse que los instrumentos utilizados para esta prueba son conformes a los requisitos establecidos arriba respecto a los materiales, dimensiones y errores de escala. En casos en que el instrumento es suministrado con un certificado de calibración expedido por un cuerpo de estandarización reconocido, el instrumento es clasificado como certificado y la lista de correcciones apropiadas deberá ser aplicada a las lecturas observadas. Los instrumentos que satisfagan los requerimientos de este método de prueba, pero

que no son suministrados con un certificado de calibración reconocido serán clasificados como no certificados. 2. Termómetros, que tengan rangos, intervalos de graduación y errores máximos de escala permitidos mostrados en la Tabla 2 y conformes a Especificaciones E1 o IP Apéndice A.

Equipos o sistemas de medición alternos pueden ser usados, siempre y cuando la incertidumbre total del sistema calibrado no es mayor que cuando se usa el termómetro de vidrio en líquido. 3. Cilindro para Hidrómetro, de vidrio claro, plástico o metal. El diámetro interno del cilindro deberá ser al menos 25 mm mayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura deberá ser tal que el hidrómetro flote apropiadamente en la porción de prueba con al menos 25 mm de separación entre el fondo del hidrómetro y el fondo del cilindro.

Los cilindros para hidrómetro construidos en material de plástico deberán ser resistentes a la decoloración o al ataque por muestras de aceite y no deberán afectar al material que está siendo probado. Estos no deberán volverse opacos bajo exposición prolongada a la luz solar.

Baño de Temperatura Constante, si se requiere, con dimensiones de manera que el cilindro para hidrómetro con la porción de prueba pueda acomodarse totalmente inmerso por debajo de la superficie del líquido de porción de prueba y con un sistema de control de temperatura capaz de mantener el baño de temperatura dentro de 0.25°C de la temperatura de prueba a lo largo de la duración de la prueba.

4. Barra de Agitación, es opcional, de vidrio o plástico, aproximadamente de 400 mm de longitud.

Temperatura de la prueba

Lleve la muestra a la temperatura a la cual se hará la prueba de manera que la muestra sea lo suficientemente fluida pero no tan alto ya que causaría la pérdida de componentes livianos, ni tan bajo como para resultar en aparición de cera en la porción de prueba.

La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada es más precisa a la temperatura de referencia o cercana a esta.

Las correcciones de volumen y densidad, densidad relativa o gravedad API en las Tablas de Medición de Petróleo están basadas en la expansión promedio de un número de materiales típicos. Desde que los mismos coeficientes fueron utilizados en la recopilación de cada juego de tablas, las correcciones se realizaron sobre el mismo intervalo de temperaturas minimizando errores que surgen de posibles diferencias entre el coeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándar. Este efecto se vuelve más importante mientras las temperaturas divergen de la temperatura de referencia.

La lectura del hidrómetro es obtenida a una temperatura apropiada a las características fisicoquímicas del material bajo prueba. Esta temperatura está preferiblemente cerca de la temperatura de referencia, o cuando el valor es usado en conjunto con mediciones de volumen de aceite, dentro de 3°C de la temperatura del volumen.

Para el petróleo, lleve la muestra cerca a la temperatura de referencia, o si hay presencia de cera, a 9°C por encima de su punto de fluidez, o 3°C por encima de su punto de nube o WAT, cuando es muy alto.

Para el petróleo una indicación del WAT puede encontrarse usando IP 389 con la modificación de usar 50 µL + 5 µL de muestra. La precisión del WAT para el petróleo usando esta técnica no ha sido determinada.

Norma ASTM D 4007 – 08Método de Prueba Estándar para Agua y Sedimento en Aceite Crudo por el Método de la Centrifuga (Procedimiento de Laboratorio)

¿En qué consiste el método?

Este método de prueba describe la determinación en laboratorio de agua y sedimentos en petróleos crudos mediante el procedimiento de centrifugación. Este método de centrifugación para la determinación de agua y sedimento en aceites crudos no es del todo satisfactorio. La cantidad de agua detectada es casi siempre menor que el contenido real de agua. Cuando se requiere un valor de alta precisión, los procedimientos revisados para el agua por destilación, la norma ASTM D 4006 (API MPMS Capítulo 10.2) (Nota 1), y los sedimentos de la extracción, la norma ASTM D 473 (API MPMS Capítulo 10.1), se utilizará.

El método de prueba D 4006 (API MPMS Capítulo 10.2) se ha determinado que es el método preferido y más preciso para la determinación de agua.

Los valores indicados en unidades del Sistema Internacional deben ser considerados como el estándar. Esta norma no pretende considerar todos los problemas de seguridad, si los hay, asociados con su uso. Es responsabilidad del usuario de esta norma establecer prácticas de seguridad y salud apropiadas y determinar la aplicabilidad de las limitaciones reglamentarias antes de su uso.

En esta prueba de cálculo de BS&W, volúmenes iguales de petróleo crudo y tolueno o xileno saturado con agua se colocan en un tubo de centrífuga en forma de cono. Después de centrifugación, el volumen del agua de mayor densidad y el sedimento capa en la parte inferior del tubo se lee .

¿En qué se emplea el método?

El contenido de agua y sedimentos de petróleo crudo es significativo, ya que puede causar la corrosión de los equipos y los problemas en el procesamiento. La determinación del contenido de agua y sedimentos es requerido para medir con precisión los volúmenes netos de petróleo real en las ventas, impuestos, intercambios y transferencias de custodia. No se prevé que este método de ensayo, que se escribe con una instalación de laboratorio dedicado en mente, es probable que se utilicen en las salas de ensayo de campo o habitaciones de la muestra debido a preocupaciones de seguridad para ventilación y manejo adecuado.

Equipos empleados en la aplicación del método

1. Una centrífuga capaz de girar con dos o más zanahorias llenas en forma de cono, 203 mm (8 pulg.). Estos tubos de centrífuga giran a una velocidad que puede ser controlada para dar una fuerza centrífuga relativa (FCR) de un mínimo de 600 como consejo para los tubos utilizados.

La cabeza giratoria, anillos de muñón, y tazas de muñón, incluyendo los cojines, se construirán profundamente para resistir destacan la máxima fuerza centrífuga capaz de ser emitirá según la fuente de alimentación. Las tazas de muñón y cojines se apoyan firmemente los tubos cuando la centrífuga está en movimiento. La centrífuga será cerrada por un escudo de metal o un caso lo suficientemente fuerte como para eliminar el peligro si se produce cualquier rotura.

La centrífuga se calentará y controlado termo estática para evitar condiciones inseguras. Será capaz de mantener la temperatura de la muestra durante toda la carrera en 60 más o menos 3 ° C (140 más o menos5 ° F). El control termostático deberá ser capaz de mantener la temperatura dentro de estos límites y operar con seguridad si hay una atmósfera inflamable.

Para calcular la velocidad mínima en revoluciones por minuto (r / min) necesaria de giro de rotat-ing cabeza:

donde:

fcr = fuerza centrífuga relativa yd = diámetro de oscilación medida entre puntas de frente tubos cuando está en posición de rotación, en mm.

donde:

fcr = fuerza centrífuga relativa yd = diámetro de oscilación medida entre puntas de frente tubos cuando está en posición de rotación, en pulgadas.

Para calcular la fuerza centrífuga relativa de una velocidad midieron (r / min) como sigue:

donde:

d = diámetro de oscilación medida entre puntas de frente tubos cuando está en posición de rotación, en mm.

donde:

d = diámetro de oscilación medida entre puntas de frente tubos cuando está en posición de rotación, en pulgadas.

2. Tubos de centrífuga. Cada tubo de centrífuga deberá ser una 203 - mm (8 pulg.) De tubo en forma de cono, conforme a dimensiones indicadas en la figura . 1 y está hecho de vidrio recocido a fondo. Las graduaciones, numerados como se muestra en la Fig. 1, será clara y distinta, y la boca se constreñida en forma para el cierre con un corcho. Las tolerancias de error de escala y las graduaciones más pequeñas entre las diversas marcas de calibración se dan en la Tabla 1 y se aplican a las calibraciones hechas con agua libre de aire a 20 ° C (68 ° F), al leer la parte inferior del menisco sombreada. La exactitud de las graduaciones en el tubo de centrífuga se volumétricamente verificado, antes del uso del tubo.

Fig. 1 Ocho - Pulgada (203 mm) tubo de centrífugaLa verificación incluirá la calibración en cada marca hasta la marca de 0,25 ml (como se muestra en la Fig. 2), y en los 0.5, 1.0, 1.5, 2.0, 50.0, y 100 marcas ml. El tubo no debe utilizarse si el error de escala en cualquier marca supera la tolerancia aplicable a partir de la Tabla 1.

3. Baño - El baño debe ser un sólido bloque de baño de metal o de un baño líquido de la profundidad suficiente para sumergir el tubo de centrífuga en la posición vertical a la marca de 100 ml. Se proveerán medios para mantener la temperatura a 60 más o menos 3 ° C (140 más o menos 5 ° F). Para algunos petróleos crudos, temperaturas de 71 6 3 ° C (160 más o menos 5 ° F) puede ser necesaria para fundir los cristales de cera en petróleos crudos. Para estos aceites crudos, la temperatura de ensayo debe mantenerse lo suficientemente alto para garantizar la ausencia de cristales de cera.

4. 50 ml Pipeta, Clase A, o dispositivo de dispensación de volumen equivalente, capaz de suministrar un volumen de 50 más o menos 0,05mL para su uso en la prueba.

Solvente (Conformación)

1. Tolueno: Grado reactivo a las especificaciones del Comité de Reactivos Analíticos de la American Chemical Society (ACS) 6 o al grado 2 de la norma ISO 5272 o conforme a la especificación de la IE para metilbencenos (Toluenes). (Advertencia- Inflamable. Mantener alejado del calor, chispas y llamas. Vapor dañino. El tolueno es tóxico. Especial cuidado se debe tomar para evitar respirar el vapor y para proteger los ojos. Mantener el recipiente cerrado. Usar con ventilación adecuada. Evite prolongado o repetido con la piel. )

Características típicas para este reactivo son:

El disolvente deberá haber al 60 más o menos 3 ° C saturado de agua (140 más o menos 5 ° F), pero deberá estar exento de agua suspendida.

2. Demulsificante: Se debe utilizar para promover la separación de agua de la muestra y para evitar su apego a las paredes del tubo de centrífuga. La solución madre recomendada es de 25 % a 75 % demulsificador tolueno. Para algunos aceites crudos puede ser necesaria una proporción diferente de desemulsionante para tolueno. Demulsionantes utilizados en la concentración y la cantidad recomendada no se sumará a la cantidad de agua y sedimentos determinados. La solución debe ser almacenada en una botella oscura que está bien cerrado.

Norma ASTM D 5002 – 99Método de Prueba Estándar para Densidad y Densidad Relativa de crudos por Analizador Digital de Densidad

¿En qué consiste el método?

Este método de prueba cubre la determinación de la densidad o densidad relativa de aceites crudos que puede ser manejado en una moda normal como líquidos en temperaturas de prueba entre 15 y 35°C. Este método de prueba aplica a los aceites crudos con presiones de vapor alto proporcionaron las precauciones apropiadas están tomadas para impedir pérdida de vapor durante transferencia de la muestra a la densidad analizar.

Aproximadamente 0.7 mL de muestra de aceite crudo está introducida a un tubo de muestra oscilante y el cambio en la frecuencia oscilante causada por el cambio en la masa del tubo está utilizada conjuntamente con dato de calibración para determinar la densidad de la muestra.

La densidad es una propiedad física fundamental que puede ser utilizado conjuntamente con otras propiedades para caracterizar la calidad de aceites crudos.

La densidad o la densidad relativa de aceites crudos está utilizada para la conversión de midió volúmenes a volúmenes en las temperaturas estándares de 15°C o 60°F y para la conversión de medidas de masa cruda a unidades de volumen.

Equipos empleados en la aplicación del método

1. Densidad Digital Analyzer: El analizador digital consta de un tubo de muestra oscilante en forma de U y un sistema para el funcionamiento electrónico, el conteo de frecuencia, y la pantalla. El analizador debe acomodar la medición precisa de la temperatura de la muestra durante la medición o debe controlar la temperatura de la muestra. El instrumento será capaz de cumplir con los requisitos de precisión se describe en la norma ASTM D 4052.

2. Circulante baño a temperatura constante, capaz de mantener la temperatura de la constante de líquido que circula a 60,05 ° C en el intervalo deseado. El control de temperatura se puede mantener como parte del paquete de instrumentos analizador de densidad.

3. Jeringas, al menos 2 ml de volumen con un consejo o una punta de adaptador que se ajuste a la entrada del analizador de densidad.

4. Flow-Through o adaptador de presión, para su uso como un medio alternativo para la introducción de la muestra en el medidor de densidad.

5. Termómetro, calibrado y graduado a 0,1 ° C, y un soporte de termómetro que se puede conectar al instrumento para establecer y observar la temperatura de ensayo. En la calibración del termómetro, el punto de hielo y correcciones calibre deben ser estimados a la 0.05 ° C más cercana. Ajuste preciso y control de la temperatura de ensayo en el tubo de muestra es extremadamente importante. Un error de 0,1 ° C puede dar lugar a un cambio en la densidad de la una de la cuarta cifra significativa.

Reactivos y Materiales

1. La pureza de los productos químicos reactivos-grado reactivo se utilizará en todas las pruebas. A menos que se indique lo contrario se pretende que todos los reactivos deben cumplir con las especificaciones de la Comisión de Reactivos Analíticos de la American Chemical Society, donde tales especificaciones son available.5 Otros grados pueden ser utilizados, siempre que primero se comprobó que el reactivo es de pureza suficientemente alta para permitir su uso sin disminuir la exactitud de la determinación.

2. Pureza del Agua-A menos que se indique lo contrario, las referencias al agua se entiende agua reactiva según la definición de tipo II de la Especificación D 1193.

3. Agua redestilada, recién hervida y enfriada agua reactivo para su uso como patrón de calibración primaria.

4. Acetona, para el lavado y el secado del tubo de muestra. (Advertencia: Extremadamente inflamable.)

5. nafta petróleo, 6 para el lavado de muestras de petróleo viscosos desde el tubo de muestra. (Advertencia: mable extremadamente inflamable.)

6. n-nonano, n-tridecano o ciclohexano, 99% de pureza o mejor, o material puro similar para el que la densidad se conoce con precisión a partir de referencias de la literatura o por determinación directa de acuerdo con el Método de Ensayo D 941 o D 1217. (Advertencia: Extremadamente inflamable.)

PROCEDIMIENTOS

Norma ASTM D 1298-99Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro

Lleve el cilindro de hidrómetro y el termómetro hasta aproximadamente 5°C de la temperatura de prueba.

Transfiera la muestra al cilindro de hidrómetro limpio, con temperatura estabilizada y sin salpicar, para evitar la formación de burbujas de aire, y minimizar la evaporación de los componentes de muy baja ebullición de las muestras más volátiles.

- Advertencia: Extremadamente inflamable (los vapores pueden causar fuego en destello).

Transfiera muestras muy volátiles vaciando mediante sifón o desplazamiento de agua.

El vaciado con sifón por la boca podría resultar en ingestión de la muestra.

Las muestras que contienen alcohol u otro material soluble en agua deberán llevarse al cilindro por vaciado con sifón.

Remueva cualquier burbuja de aire después que éstas se hayan recopilado en la superficie de la porción de prueba, tocándolas con un pedazo de papel filtro limpio antes de introducir el hidrómetro.

Coloque el cilindro que contiene la porción de muestra en una posición vertical en un sitio libre de corrientes de aire y donde la temperatura del medio circundante no cambie más de 2°C durante el tiempo tomado para completar la prueba. Cuando la temperatura de la porción de prueba difiere por más de 2°C del ambiente, utilice un baño de temperatura constante para mantener una temperatura uniforme durante la realización de la prueba.

Introduzca el termómetro o equipo de medición de temperatura apropiado y agite la porción de prueba con una varilla de agitación, usando una combinación de movimientos verticales y giratorios para asegurar temperatura y densidad uniforme a lo largo del cilindro de hidrómetro. Registre la temperatura de la muestra lo más cercano a 0.1°C y retire el termómetro o el dispositivo de medición de temperatura y la varilla de agitación del cilindro de hidrómetro.

Si un termómetro de líquido en vidrio es usado, este normalmente es utilizado como varilla de agitación.

Baje el hidrómetro apropiado en el líquido y suéltelo en una posición de equilibrio, teniendo cuidado de evitar mojar el tronco por encima del nivel en el cual flota libremente. Para líquidos traslúcidos o transparentes de baja viscosidad observe el menisco que se forma cuando el hidrómetro es presionado por debajo del punto de equilibrio 1 a 2 mm y permitiendo el retorno al punto de equilibrio. Si el menisco cambia, limpie el tronco del hidrómetro y repita hasta que la forma del menisco permanezca constante.

Para líquidos viscosos opacos, permita que el hidrómetro se estabilice despacio en el líquido.

Para líquidos traslúcidos o transparentes de baja viscosidad, baje el hidrómetro aproximadamente dos divisiones de escala en el líquido, y luego suéltelo, mientras le aplica un giro suave al hidrómetro para ayudar a llevarlo hasta un reposo flotando libremente sin tocar las paredes del cilindro de hidrómetro. Asegure que el resto del tallo del hidrómetro, el cual está por encima del nivel del líquido, no está mojado con el líquido y afecte la lectura obtenida.

Permita tiempo suficiente para que el hidrómetro llegue al reposo, y para que todas las burbujas de aire lleguen a la superficie. Retire cualquier burbuja de aire antes de hacer una lectura.

Si el cilindro de hidrómetro está hecho de plástico, disipe cualquier carga estática limpiando el exterior con una tela húmeda.

Las cargas estáticas se crean a menudo en los cilindros de plástico y pueden impedir que el hidrómetro flote libremente.

Cuando el hidrómetro ha llegado al reposo flotando libremente lejos de las paredes del cilindro, lea la lectura en la escala del hidrómetro lo más cercano a un quinto de una escala entera de división de acuerdo con:

Para líquidos transparentes, registre la lectura del hidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la cual la superficie principal del líquido corta la escala colocando el ojo ligeramente debajo del nivel del líquido y levantándolo despacio hasta la superficie, primero observará una elipse deformada, se asomará para volverse una línea recta que corta la escala del hidrómetro (vea la Figura 1).

Fig. 1 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Líquidos Transparentes

Para líquidos opacos registre la lectura del hidrómetro al punto en la escala del hidrómetro en que la muestra sube, observando con el ojo ligeramente sobre el plano de la superficie del líquido (vea la Figura 2).

Fig. 1 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Fluidos Opacos

Al ensayar líquidos opacos usando un cilindro de metal, sólo pueden asegurarse lecturas exactas de la escala del hidrómetro si la superficie líquida está dentro de 5 mm del tope del cilindro.

Inmediatamente después de registrar la lectura de la escala del hidrómetro, cuidadosamente levante el hidrómetro fuera del líquido, inserte el termómetro o equipo de medición de temperatura y agite la porción de muestra verticalmente con la barra de agitación. Registre la temperatura de la porción de la muestra lo más cercano a 0.1°C. Si esta temperatura difiere de las lecturas anteriores (10.6) por más de 0.5°C, repita las observaciones del hidrómetro y termómetro hasta que la temperatura se estabilice dentro de 0.5°C. Si no se puede obtener una temperatura estable, coloque el cilindro de hidrómetro en un baño de temperatura constante y repita el procedimiento desde 10.5.

Si la temperatura de prueba es superior a 38°C, permita que todos los hidrómetros de plomo del tipo inserción-en-cera escurran y enfríen en una posición vertical.

Norma ASTM D 4007 – 08Método de Prueba Estándar para Agua y Sedimento en Aceite Crudo por el Método de la Centrifuga (Procedimiento de laboratorio)

Ajuste el baño de calentamiento a la temperatura a la cual la prueba de centrífuga se va a ejecutar. Mantener la temperatura del baño a 63 ° C (65 ° F).

Llenar la botella de vidrio con 700 a 800 ml de tolueno. Añadir agua suficiente (al menos 2 ml pero no más de 25 ml) para mantener una indicación visual del exceso de agua. Tornillo de la tapa en el frasco y agitar vigorosamente durante 30 s.

Afloje la tapa y coloque el frasco en el baño durante 30 min. Retire la botella, apriete el tapón y agitar con cuidado durante 30 s.

Repita el procedimiento anterior (A1.5.3) 3 veces. (Advertencia-La presión de vapor de tolueno a 60 ° C (140 ° F) es aproximadamente el doble que a 38 ° C (100 ° F)).

Deje la botella con la mezcla de tolueno agua para sentarse en el baño de 48 h antes de usar. Esto asegurará completo equilibrio entre el tolueno y el agua libre, así como la saturación completa a la temperatura deseada. Si es necesario utilizar el tolueno saturado de agua antes de 48-h equilibración, vez que se ha completado, el disolvente debe ser vertido en tubos de centrífuga y se centrifuga en el mismo equipo en la misma fuerza centrífuga relativa y temperatura que es utilizado para el ensayo de centrífuga. El tolueno debe ser cuidadosamente con pipeta desde el tubo de centrífuga de modo que cualquier agua libre que puede estar en la parte inferior del tubo no es perturbada.

La saturación es tiempo y dependiente de la temperatura. Se recomienda que las botellas de la mezcla de agua y tolueno se mantendrán a la temperatura de ensayo en el baño en todo momento para que solvente saturado estará disponible cada vez que las pruebas se van a ejecutar.

Llenar cada uno de dos tubos de centrífuga hasta la marca de 50 mL con muestra directamente del recipiente de la muestra. Utilizando una pipeta u otro dispositivo de transferencia de volumen adecuado, añadir 50 más o menos 0,05 ml de tolueno , que se ha saturado de agua a 60 ° C (140 ° F) o 71 ° C (160 ° F). Leer la parte superior del menisco en ambos los 50 y las marcas de 100 ml.

Añadir 0,2 ml de solución des emulsionante a cada tubo, usando una pipeta de 0,2 ml o de otro dispositivo de transferencia de volumen adecuado, tal como una pipeta automática. Tapar el tubo herméticamente e invertir los tubos de diez veces para asegurar que el aceite y el disolvente se mezclan uniformemente.

En el caso de que el petróleo crudo es muy viscoso y la mezcla del disolvente con el aceite sería difícil, el disolvente puede añadirse al tubo de centrífuga primero para facilitar la mezcla. Tenga cuidado de no llenar el tubo de centrífuga allá de la marca de 100 ml con la muestra.

Afloje los tapones ligeramente y sumergir los tubos para la marca de 100 ml durante al menos 15 minutos en el baño se mantiene a 60 más o menos 3 ° C (140 ° F más o menos 5° F). Asegure los topes y otra vez  invertir los tubos de diez veces para asegurar una mezcla uniforme de aceite y disolvente. (Advertencia - La presión de vapor a 60 ° C (140 ° F) es aproximadamente el doble que a 40 ° C (104 ° F)).

Colocar los tubos en las copas de muñón en lados opuestos de la centrífuga para establecer una condición equilibrada. (Si los tubos no pueden ser compensados por tanteo, colocarlos en sus tazas de muñón, a ambos lados de un equilibrio e

igualar sus masas mediante la adición de agua a las copas de muñón.) Re- apriete los corchos y giro de 10 min a una fuerza centrífuga relativa mínima de 600 calculado a partir de la ecuación propuesta en la norma.

Fig. 2 Procedimiento para la lectura de Agua y Sedimentos cuando se utiliza un ASTM 100 - mm en forma de cono centrífuga Tubo

Inmediatamente después de la centrífuga viene a descansar después de la vuelta, leer y registrar el volumen combinado de agua y sedimento en el fondo de cada tubo, a la 0,05 ml más cercana de 0,1 a 1 mL graduaciones, y para el 0,1 - ml más cercano por encima de 1 mL graduaciones. A continuación 0,1 ml, estimar

con una precisión 0.025 ml (consulte la Fig. 2). Devolver los tubos sin agitación a la centrífuga y el giro durante otros 10 minutos a la misma velocidad. Repita esta operación hasta que el volumen combinado del agua y los sedimentos se mantiene constante durante dos años consecutivos lecturas. En general, no se requieren más de dos hilados.La temperatura de la muestra durante todo el procedimiento de centrifugación se mantendrá a 60 6 3 ° C (140 ° F 6 5).

Para evitar el peligro de tubos que rompen en las copas, se debe tener cuidado de que los tubos están acostados en la banda inferior de manera que ninguna parte del tubo está en contacto con el borde de la copa.

Norma ASTM D 5002 – 99Método de Prueba Estándar para Densidad y Densidad Relativa de crudos por Digital Analizador de Densidad

Introducir aproximadamente 0,7 ml de petróleo crudo en el limpio y seco, tubo de muestra del instrumento utilizando una jeringa adecuada. Retirar la jeringa de su lugar y conecte el puerto de salida para el retorno del crudo.

Encienda la luz de iluminación y examinar la muestra tubo con cuidado. Asegúrese de que no hay presencia evidente de burbujas atrapadas en el tubo en U, y que está completamente llena. La muestra debe ser homogénea parece. Encienda la luz iluminación inmediatamente después de la inspección del tubo de la muestra, ya que el calor generado afecta a la medición de la temperatura.

Permitir la muestra se equilibre a la temperatura de prueba antes de proceder a evaluar la muestra de prueba para determinar la presencia de burbujas de aire o de gas que no se ven.

Para las muestras de crudo oscuro es muy difícil la observación de las burbujas de aire o gas en el tubo de muestra. La presencia de burbujas a menudo se puede detectar, sin embargo, mediante la observación de las fluctuaciones de la pantalla digital de la T-valor o valor de densidad. Las burbujas de aire o de gas causan grandes variaciones aleatorias en la tercera y cuarta cifras significativas para la lectura de densidad y quinta y sexta cifras significativas para lecturas T. Cuando las burbujas están ausentes y la muestra está en equilibrio con la prueba de la temperatura, los valores que se muestran son estables, no se deriva, y sólo

muestran pequeñas variaciones del orden de 61 a 2 unidades en la última cifra significativa. Si no se observan valores estables después de unos minutos, y luego repetir la inyección de una nueva muestra en el tubo.

Cuando se están midiendo líquidos viscosos, una lectura estable se puede lograr incluso cuando las burbujas de aire o de gas están presentes. La inyección cuidadosa de muestra fresca a menudo eliminar las burbujas. Desde burbujas contribuyen a lecturas de densidad más baja, un aumento observado en la densidad del líquido después de la inyección de la muestra fresca tiende a sugerir que las burbujas eran previamente presentes.

Después de que el instrumento muestra una lectura constante de cuatro cifras significativas para la densidad y cinco para T-valores, lo que indica que se ha alcanzado el equilibrio térmico, registre la densidad o T-valor.

Enjuague y seque el tubo de la muestra y compruebe la calibración antes de introducir otra muestra.

ANÁLISIS DE DATOS

Norma ASTM D 1298-99Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro

Datos obtenidos para la muestra de crudo ELITE 2:

Temperatura DatoGravedad APIº 60 ºF 24,3º

La prueba fue aplicada para identificar un crudo mediano (24,3ºC), de acuerdo a los rangos postulados de clasificación del crudo en cuanto a su Gravedad APIº.

El reporte del valor final como densidad, en kilogramos por metro cúbico, a la temperatura de referencia, lo más cercano a 0.1 kg/m3.

Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por litro o gramos por mililitro a la temperatura de referencia, lo más cercano a 0.0001.

Reporte el valor final como densidad relativa, sin dimensiones, a las dos temperaturas de referencia, lo más cercano a 0.0001.

Reporte el valor final como gravedad API, lo más cercano a 0.1° API.

Correcciones de la muestra

Aplique cualquier corrección del termómetro pertinente a la lectura de temperatura observada en 10.6 y 10.13 y registre el promedio de estas dos temperaturas lo más cercano a 0.1°C.

Para muestras opacas, aplique las correcciones de menisco pertinentes dadas en la Tabla 1 de las lecturas observadas del hidrómetro (10.12.2) cuando se calibran los hidrómetros para ser leído a la superficie principal del líquido.

La corrección del menisco para un hidrómetro en particular en uso es determinado por la observación de la altura máxima encima de la superficie principal del líquido que el mismo líquido levanta en la escala del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión es inmerso en un líquido transparente que tiene una tensión superficial similar a la de la muestra que está siendo ensayada. Para los hidrómetros especificados en este método de prueba, las correcciones de la Tabla 1 son aproximadas.

Aplique cualquier corrección de hidrómetro a la lectura observada y registre la lectura de escala de hidrómetro corregida lo más cercano a 0.1 Kg/m3 en densidad, 0.0001 g/mL, Kg/L en densidad relativa o 0.1°API.

Convierta la lectura de escala de hidrómetro corregida a densidad, densidad relativa o gravedad API utilizando las secciones apropiadas de las Tablas de Medición de Petróleo en la Guía D 1250 de acuerdo a la naturaleza de los materiales que están bajo prueba. La Tabla 3 da algunos ejemplos de números de tablas relevantes de las Tablas de Medición de Petróleo.

El procedimiento estrictamente correcto para conversión por el uso de procedimientos implementados por computador está contenido en las Tablas de Medición de Petróleo y no está impreso en tablas. Si tablas impresas son usadas, asegure que todo error descubierto de la publicación original ha sido incluida en la versión usada. Las tablas incluyen correcciones para la expansión y contracción del vidrio por cal de soda de los hidrómetros a través del rango de temperatura, y así la lectura observada del hidrómetro se agrega directamente después de la corrección (11.2 – 11.4) como sea necesario.

Para convertir densidades expresadas en el kg/m3 a densidades expresadas en g/mL o kg/L, divida por 103.

Para convertir lecturas del hidrómetro de una unidad a otro, las Tablas 51 (densidad a 15°C), 21 (densidad relativa a 60/60°F) o 3 (gravedad API), contenidas en la Guía D 1250, son apropiadas.

Norma ASTM D 4007 – 08Método de Prueba Estándar para Agua y Sedimento en Aceite Crudo por el Método de la Centrifuga (Procedimiento de laboratorio)

Datos obtenidos para la muestra de crudo ELITE 1:

La centrifuga posee la funcionalidad de calentar el crudo de manera interna n (cuando estén ubicadas en el plato las zanahorias en posición de giro), las zanahorias experimentan alrededor de una 1500 rpm durante 10 minutos.

Antes de centrifugar, en éste caso por ser un crudo pesado se le agregó al crudo dentro de la zanahoria 0,2 ml de rompedor universal (color oscuro) y 0,2 ml de rompedor directo.

La norma habla de tomar dos datos respecto de la muestra, uno con química (adición de emulsificante) y otro sin química. El agua dio 8ml por lo que se multiplica por dos.

En la primera lectura, después de centrifugar durante 10 minutos, tenemos:

W (% agua libre en la zanahoria)

E (emulsión) S (sólidos) T (BS&W total)

16 2 0 18

En la segunda lectura apreciamos un color café, por lo tanto habría una ausencia de agua libre:

W (% agua libre en la zanahoria)

E (emulsión) S (sólidos) T (BS&W total)

0 18 0 18

La norma me habla de reportar agua emulsionada (con rompedor) y agua sin rompedor, para así lograr discriminar la lectura.

Para la muestra ELITE 1, cuando se tenga agua libre, en una muestra de cabeza de pozo se tomará una muestra en una probeta de 1000 ml, en caso hipotético, que se tenga hasta 75% es agua y 25% emulsión. Este 75% de agua se extrae de la probeta, posteriormente se le calcula en una zanahoria el BS&W al 25% como fracción restante de emulsión y después se le suma el agua libre. Por lo tanto se tendría un BS&W total:

BS∧W Total=BS∧W Emsulsión+ AguaLibre

Registrar el volumen final de agua y sedimentos en cada tubo. Si la diferencia entre las dos lecturas es mayor que uno subdivisión en el tubo de centrífuga o 0.025 ml para las lecturas de 0,10 ml y por debajo, las lecturas son inadmisibles y la determinación se repetirán.

Expresar la suma de las dos lecturas admisible como el porcentaje en volumen de agua y sedimento; informar de los resultados como se muestra en la Tabla 2.

La precisión de este método de ensayo, como se determina mediante el examen estadístico de los resultados de las pruebas entre laboratorios en el intervalo de 0,01 a 1,0%.

La diferencia (repetibilidad) entre dos resultados de prueba obtenidos por el mismo operador con el mismo aparato en condiciones de funcionamiento constantes en material de ensayo, lo haría, en el largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de ensayo, superar el siguiente valor en un solo caso de veinte:

A partir de 0,0% a 0,3% de agua.De 0,3% a 1,0% de agua, repetibilidad es constante a 0,12.

La diferencia entre dos resultados de ensayo individuales e independientes obtenidos por diferentes operadores que trabajan en laboratorios diferentes con un material problema idéntico, sería, en el largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de ensayo, superar el valor siguiente en Sólo un caso de veinte:

A partir de 0,0% a 0,3% de agua.De 0,3% a 1,0% de agua, la reproducibilidad es constante a 0.28.

El procedimiento en este método de ensayo no tiene tendencia debido a que el valor del agua y los sedimentos puede definirse sólo en términos de un método de prueba

Norma ASTM D 5002 – 99Método de Prueba Estándar para Densidad y Densidad Relativa de crudos por Digital Analizador de Densidad

Datos obtenidos para la muestra de crudo ELITE 2 por Densitómetro Digital:

Temperatura DatoDensidad APIº 60 ºF 0,91244 g/cm3Gravedad APIº 60 ºF 23,43º

Gravedad Específica APIº 60 ºF 0,91334 g/cm3

El cálculo de la Gravedad Específica se determina así:

Si es un crudo pesado toca recurrir activar el autocalentador, para calentar desde el porta muestra hasta la celda, el Analizador Digital mide a cualquier temperatura, un crudo pesado se puede medir alrededor de los 50 ºC porque no va a perder volátiles.

Cálculo en analizador digital de densidad: El valor registrado es el resultado final, expresado ya sea como la densidad en g/ml, kg/m3 o como densidad relativa. Tenga en cuenta que kg/m3=1.000 g/mL.

Densidad no calculada en el analizador - Utilizando la T (observada valor para la muestra) y el T (valor para las constantes de agua y de instrumentos adecuados), calcular la densidad usando la ecuaciones de a continuación. Llevar todos los cálculos a seis cifras significativas y alrededor de los resultados finales a cuatro. Tener en cuenta que kg/m3= 1.000 g / mL.

Para la densidad:

Para la densidad relativa:

Donde:

Tw = periodo observado de oscilación para la celda que contiene agua.Ts = periodo observado de oscilación para la celda que contiene muestra.dw= densidad del agua en temperatura de prueba.K1 = constante del instrumento para la densidad.K2 = constante del instrumento para la densidad relativa.t = temperatura de prueba en °C.

La precisión de este método de ensayo tal como se obtiene mediante el examen estadístico de los resultados de las pruebas entre laboratorios de prueba a temperaturas de 15 y 20 ° C es la siguiente:

La Repetibilidad la diferencia entre los resultados de pruebas sucesivas obtenidos por el mismo operador con el mismo aparato en condiciones de funcionamiento constantes en material de ensayo, sería en el largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto de este método de ensayo, superar el valor siguiente sólo en un caso de veinte, (ver Tabla 2):

rango repetibilidad 0.75 a 0,95 0.00105X

Donde:

X=media de la muestra.

La reproducibilidad es la diferencia entre dos resultados individuales e independientes obtenidos por diferentes operadores trabajando en laboratorios diferentes con un material problema idéntico, lo haría en A largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de ensayo, exceda los siguientes valores sólo en un caso de veinte, (ver Tabla 2):

Rango reproducibilidad 0.75 a 0 ,95 0.00412X

Donde:

X=media de la muestra.

ANEXOS GRÁFICOS

Norma ASTM D 1298-99Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro

Norma ASTM D 4007 – 08Método de Prueba Estándar para Agua y Sedimento en Aceite Crudo por el Método de la Centrifuga (Procedimiento de laboratorio)

Norma ASTM D 5002 – 99Método de Prueba Estándar para Densidad y Densidad Relativa de crudos por Digital Analizador de Densidad

ANEXOS TEÓRICOS

El   principio de Arquímedes   :

es un principio físico que afirma que: «Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en reposo, recibe un empuje de abajo hacia arriba igual

al peso del volumen del fluido que desaloja». Esta fuerza recibe el nombre de empuje hidrostático o de Arquímedes, y se mide en Newtons (en el SI).

Ejemplo del Principio de Arquímedes: El volumen adicional en la segunda probeta corresponde al volumen desplazado por el sólido sumergido (que naturalmente coincide con el volumen del sólido).

Densímetro:

Un densímetro es un instrumento de medición que sirve para determinar la densidad relativa de los líquidos sin necesidad de calcular antes su masa y volumen. Normalmente, está hecho de vidrio y consiste en un cilindro hueco con un bulbo pesado en su extremo para que pueda flotar en posición vertical. Un hidrómetro no se hundirá más profundamente en un líquido espeso, ya que será en un líquido que es menos denso.

Clasificación de pozos de F.H. Lahee

1. De acuerdo a la Clasificación Lahee, los pozos pueden ser identificados como:

Pozo Exploratorio: es aquel pozo que se perfora como investigación de una nueva acumulación de hidrocarburos, es decir, que se perforan en zonas donde no se había encontrado antes petróleo ni gas. Este tipo de pozos puede perforarse en un campo nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo existente. Es importante destacar que cualquier pozo que se perfora con el objetivo de producir hidrocarburos es, en principio un pozo exploratorio, después de la construcción del mismo, dependiendo del área donde se perforó y del resultado de la perforación la clasificación del pozo cambia y pueden ser productores y no productores.

Pozos Productores: son aquellos que permiten extraer los fluidos de las formaciones productoras.

Pozos no Productores (Secos): son aquellos pozos que se perforan con el objetivo de producir hidrocarburos, pero, que una vez terminados no producen ni petróleo ni gas en cantidades suficientes como para que su producción sea económicamente rentable.

2. De acuerdo al área donde se perfora los pozos pueden ser: de Desarrollo, si

se encuentran en un área probada y de Avanzada, si se encuentran fuera de la misma.

Pozos de Desarrollo: son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar, extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El objetivo principal al perforar un pozo de desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual, se perforan dentro del área probada; sin embargo y debido a la incertidumbre acerca de la forma o el confinamiento de los yacimientos, algunos pozos de desarrollo pueden resultar secos.

Pozo de Avanzada: después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada que resulta productor, se perforan los pozos de avanzada con el objetivo principal de establecer los límites del yacimiento. Sin embargo, también se perforan pozos de avanzada con el objeto extender el área probada de un yacimiento, si durante el desarrollo de la explotación del mismo se dispone de información que indique que este podría extenderse más allá de los límites originalmente supuestos; entonces se perforan pozos fuera del área probada. Estos tienen mayor riesgo que los pozos de desarrollo, dada su ubicación.

3. Clasificación de los Pozos según su Objetivo. a) Productor. b) Inyector. c) Estratigráfico:

Aunque el principal objetivo de la perforación de un pozo es la producción de hidrocarburos, existen múltiples razones por las cuales se lleva a cabo este proceso; algunos de los objetivos más comunes son: la inyección de fluidos en el yacimiento, la obtención de información del subsuelo o del comportamiento de los pozos, la realización de actividades complementarias en el desarrollo del campo, y finalmente cuando exista una pérdida de control del pozo (reventón).

Pozo Productor: tiene por objeto la extracción de hidrocarburos de un yacimiento.

Pozos de Inyección: son aquellos pozos que permiten inyectar fluidos en las formaciones atravesadas durante la perforación, el fluido inyectado puede ser gas, agua, vapor de agua o productos químicos. El proceso de inyección realiza principalmente con dos objetivos: mantener la presión del yacimiento o para desplazar los fluidos que se encuentran en la formación hacia los pozos productores.

Pozo Estratigráfico: su objetivo no es encontrar hidrocarburos, sino estudiar la

columna estratigráfica, con el fin de obtener información geológica del subsuelo o petrofísica, razón por la cual no se realiza la terminación de este tipo de pozo.

4. Clasificación de los Pozos según su Objetivo:

Pozo Observador: son pozos que después de cumplir las funciones de productores o inyectores al final de su vida útil, son destinadas al estudio del comportamiento del yacimiento.

Pozo de Disposición: son pozos que se perforan con la finalidad de disponer agua de formación, fluidos de perforación, desechos, cuando no hay forma de manejarlos en superficie. En la Figura 3b se observa que los fluidos dispuestos en este pozo a diferencia de los inyectores no tienen como objetivo una formación o intervalo específico.

Pozo de Alivio: son aquellos pozos perforados con el fin de disminuir la presión en un pozo cuando existe un reventón.

Pozos de Servicio: son aquellos pozos cuya función principal se vincula con actividades complementarias dentro de un campo petrolero, por ejemplo: para el suministro de agua del campo.

5. Según la Trayectoria:

En los inicios de la perforación los pozos se construían con trayectorias verticales o al menos eso se pensaba, puesto que no se tomaba en cuenta la tendencia natural del hoyo a desviarse, sin embargo, los avances tecnológicos han permitido el desarrollo de la perforación direccional controlada, la cual permite la construcción de pozos de alivio, atravesar varias arenas, llegar a zonas inaccesibles, evitar complicaciones geológicas, etc. La experiencia ha demostrado que la mayoría de los pozos direccionales se encuentran dentro de uno de los siguientes seis patrones básicos: inclinados, tangenciales, tipo J, tipo S, tipo S especial, horizontales y multilaterales.

Verticales: el término pozo vertical es utilizado para identificar aquellos pozos cuya desviación vertical se mantiene a ángulos de valores muy pequeños, debido a que en la realidad, no es posible que un pozo sea totalmente vertical en el correcto sentido de la expresión; por tal razón, al perforar este tipo de pozos se lleva el control de la desviación de la verticalidad del hoyo, sin tomar en cuenta

en qué dirección se efectúa, es decir, sólo se realiza la medida del ángulo existente entre el hoyo y la vertical

Direccionales: son aquellos cuya trayectoria ha sido desviada para alcanzar un objetivo determinado, generalmente la ubicación en el fondo del pozo, suele encontrarse en un área inaccesible desde superficie. En este tipo de pozos, la desviación vertical y horizontal se controlan con mucho cuidado dentro de los límites pre-establecidos. Los pozos direccionales se clasifican dependiendo de la forma que toma el ángulo de inclinación y pueden ser:

Tipo Tangencial: la desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta se mantiene constante hasta el objetivo. Este tipo de pozo presenta muchas ventajas, tales como:-Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.-Ángulo de inclinación moderado.-Generalmente puntos de arranque someros.-Menor riesgo de atascamiento.

En Forma de S: este tipo de trayectoria está configurada por una zona de incremento de ángulo, una tangencial y una de disminución de ángulo y pueden ser de dos formas: Tipo S y Tipo S especial.

Tipo S: es el pozo de configuración en S, cuya desviación se inicia cerca de la superficie manteniendo su inclinación al igual que el pozo tangencial hasta que se logra casi todo el desplazamiento lateral; seguidamente se reduce el ángulo de desviación hasta volver el pozo a la vertical para llegar al objetivo. Esta configuración se usa principalmente para perforar pozos con intervalos productores múltiples o en los que hay limitaciones impuestas por el tamaño y la localización del objetivo

Tipo S Especial: posee la misma configuración del pozo direccional tipo S, pero con un ángulo de desviación adicional, después de volver el ángulo de inclinación a la trayectoria vertical, es necesario realizar otra desviación en la cual se vuelve a mantener un ángulo constante para llegar al objetivo

Inclinados o de Alto Ángulo: es aquel pozo direccional en el cual se controla intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral que finalmente debe tener el hoyo desviado con respecto a la vertical para llegar al objetivo seleccionado. El cambio de inclinación requiere una posible desviación de 3 a 5 grados por cada 30 metros perforados, o mayor número de grados con tramos de mayor longitud según sea el caso. En la Figura 5a, se

muestra la penetración de un estrato a un ángulo de 45°, utilizando un taladro inclinado.

Horizontal: son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de 86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo, en la Figura 5b se muestra un esquema de un pozo horizontal, un pozo horizontal es un hoyo que ofrece un cambio radical en la condiciones de flujo de los fluidos, ya que crea un área de forma elipsoidal mientras que la de un pozo vertical es de forma cilíndrica. La productividad de un pozo horizontal depende de la longitud y ésta a su vez, depende de las técnicas de perforación; otra consideración importante para la productividad es el esquema de terminación, que dependerá de las necesidades locales y de la experiencia que se tenga en el área.

Reentradas: son pozos perforados desde pozos ya existentes, pudiéndose re perforar un nuevo hoyo utilizando parte de un pozo perforado previamente. Este tipo de pozos se pueden re perforar con una sección vertical o direccional.

Multilaterales: consisten básicamente en un hoyo primario y uno o más hoyos secundarios que parten del hoyo primario, tal y como se muestra en la Figura 6b. El objetivo principal de los pozos multilaterales es reducir el número de pozos que se perforan, además de optimizar la producción de las reservas. Cuando se descubren múltiples formaciones productivas en un solo pozo, se pueden introducir columnas de tubos en un mismo pozo para cada una de las formaciones, y el petróleo y el gas de cada una de estas se dirigen a su respectiva tubería, sellando para esto los espacios anulares entre la columna de tubos y el revestimiento.

¿Quién es ASTM?

ASTM International (American Society for Testing and Materials) es una de las organizaciones internacionales de desarrollo de normas más grandes del mundo. En ASTM se reúnen productores, usuarios y consumidores, entre otros, de todo el mundo, para crear normas de consenso voluntarias.

¿Cuál es el principio de un densitómetro?

Medidor de densidad y viscosidad para proceso, que tiene como principio la resonancia (elemento de vibración), el cual se basa en el cambio de oscilaciones (variación)de una celda con la cantidad de aire, siendo uno de los método más preciso de mediciones continuas de densidad.

¡Para qué sirven las curvas PVT?

El diagrama PVT es la representación en el espacio tridimensional Presión - Volumen específico - Temperatura de los estados posibles de un compuesto químico.

Estos estados configuran en el espacio PVT una superficie discontinua, debiéndose las discontinuidades a los cambios de estado que sufre el compuesto al variarse las condiciones de presión y temperatura, que son las variables que suelen adoptarse como independientes en los estudios y cálculos termodinámicos, principalmente por la relativa sencillez de su medida.Las superficies delimitan las zonas de existencia de la fase sólida, la fase líquida y la fase gaseosa.

Nótese que para una fase dada P, V y T están relacionados por la ecuación de estado (tal como la ecuación de los gases perfectos o la ley de deformación elástica para los sólidos). Existe un cuarto parámetro, n, la cantidad de sustancia, responsable de que no existan zonas prohibidas en el diagrama variando simultáneamente P, V y T.

¡Qué es una Emulsión?

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea. Un líquido (la fase dispersa) es dispersado en otro (la fase continua o fase dispersante). 

Emulsión Directa:

Cuando el líquido hidrófilo (que puede disolverse en agua) actúa de “continente” y el lipofílico (miscible en el aceite o grasa) actúa como “contenido”.

Emulsión Inversa:

Si es el agua la que está suspendida en gotitas dentro de una fase continua de aceite, se dice que la emulsión es inversa.

Desemulsificantes:

Son componentes surfactantes que cuando se adicionan a la emulsión migran a la interface aceite-agua y rompen o debilitan la película rígida y mejoran la coalescencia de las gotas de agua, un óptimo rompimiento de emulsión

Clasificación de crudo

Petróleos parafínico: En su composición predomina el hidrocarburo saturado en un 75%. Sus características principales radican en que son muy fluidos, de poca coloración y bajo peso. Se utiliza, principalmente, para la obtención de gasolina, solventes para pinturas, etc. por su bajo contenido de azufre y altos puntos de congelación.

Petróleos aromáticos: contiene un 45% de hidrocarburos saturados en su composición. Contiene bajo contenido de azufre y bajos puntos de congelación. Es utilizado para lubricantes diversos.

Petróleo Asfalténico: En su composición se observan altas cantidades de residuos, como azufre y metales y, sobre todo, una alta viscosidad por lo que es ideal para la creación de asfalto.

Petróleo Nafténico: Petróleo con alto peso específico, de color oscuro y alto contenido de azufre. En general rinde en asfalto de buena calidad y poca gasolina de alto octanaje.

Petróleos Mixtos: Petróleo en el que no predominan los hidrocarburos de la serie parafínica ni de la ciclo parafínica. Tiene proporciones aproximadamente iguales de ambas bases.

Gravedad Específica:

Es la relación existente entre la densidad absoluta de una sustancia y la densidad de una sustancia de referencia, donde esta última para el caso de los líquidos es el agua y para los gases es el aire.

Gravedad API:

Denota la relación correspondiente de peso específico y de la fluidez de los crudos con respecto al agua.

Densidad:

Es la relación existente entre la masa de un cuerpo o una sustancia y su volumen, es decir, la masa contenida en la unidad de volumen del mismo.

Basic Sediment and Water (BSW)

El BS&W corresponde al contenido de agua libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que trae el crudo. Es importante que su valor sea bajo, para evitar suciedades y dificultades durante el procesamiento del crudo.

F luido Newtoniano  

Es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo. Los fluidos newtonianos son uno de los fluidos más sencillos de describir. La curva que muestra la relación entre el esfuerzo o cizalla contra su velocidad de deformación es lineal. El mejor ejemplo de este tipo de fluidos es el agua en contraposición al pegamento, la miel o los geles y sangre que son ejemplos de fluido no newtoniano.

F luido No Newtoniano  

Es aquel fluido cuya viscosidad varía con la temperatura y la tensión cortante que se le aplica. Como resultado, un fluido no newtoniano no tiene un valor de viscosidad definido y constante, a diferencia de un fluido newtoniano.

Tasa y Esfuerzo de corte

Un fluido se define como una sustancia que se deforma continuamente bajo la acción de un esfuerzo de corte, por tanto, en ausencia de este, no habrá deformación.  Los fluidos pueden clasificarse de manera general de acuerdo con la relación entre el esfuerzo de corte aplicado y la relación de deformación. Por lo tanto, la tasa de corte cuantifica la deformación que puede tener un fluido de acuerdo a una acción física.

CONCLUSIONES

En condiciones normales de presión y temperatura es un líquido bituminoso que puede presentar gran variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillentos y poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen),densidad (entre 0,66 g/ml y 0,9785 g/ml), capacidad calorífica, etc. Estas variaciones se deben a la diversidad de concentraciones de los hidrocarburos que componen la mezcla. Es un recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de energía en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre.

Algunos de los constituyentes del petróleo son sólidos a temperaturas ordinarias y aleatorias de la Tierra, pero la aplicación del calor para producir una pequeña elevación de la temperatura hará que tomen la forma líquida; aumentando el calentamiento hasta el punto de ebullición se convertirán en gases y vapores. Otros componentes son vapores de la temperatura ordinaria, pero la presión de la tierra que naturalmente se desarrolla dentro de las rocas que los contienen hará que los condense formando líquidos. Si se elimina esta presión se permitirá que el líquido vaporice nuevamente, siempre que no haya cambios en la temperatura. El petróleo líquido puede también convertirse al estado sólido o

gaseoso por evaporación, formando gases o vapores en las fracciones más ligeras y volátiles y, solidificándose en las fracciones más pesadas. Las formas sólidas y gaseosas son solubles en las formas liquidas, los cambios líquidos tales como la oxidación del petróleo liquido pueden también ser motivo de solidificación. En la naturaleza todas las variantes desde formas sólidas duras y quebradizas, pasando por sustancias suaves y sedosas, semisólidos viscosos, líquidos pesados y viscosos, líquidos ligeros y volátiles de consistencia similar al agua, vapor y densos a ligeros, y gases casi inconfesables, pueden encontrarse asociados en una sola región al ocurrir cambios de presión, temperatura y otros cambios físicos o químicos, ocurriendo un reajuste continuo entre las diferentes fases o las mezclas de hidrocarburo.