1. Calidad de Los Fluidos Producidos, Subtemas 1.1 y 1.2

8/18/2019 1. Calidad de Los Fluidos Producidos, Subtemas 1.1 y 1.2

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La correcta administración de un

yacimiento petrolero tiene comoobjetivo maximizar la recuperación delgas y del aceite provenientes de loshidrocarburos que originalmente seencuentran en el yacimiento. Paralograr lo anterior, resulta crucial elconocer las propiedades de los fluidos.

Tema 1.Tema 1.

Calidad de los fluidos producidosCalidad de los fluidos producidos


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Para poder determinar dichas propiedades,es necesario recolectar muestras bajo

normas establecidas, asegurándose de quedichas muestras sean representativas.

El uso de muestras no representativas delfluido del yacimiento o de superficie puederesultar en una inadecuada administracióndel yacimiento aunque el procedimiento de

laboratorio sea correcto.

Tema 1.Tema 1.Calidad de los fluidos producidosCalidad de los fluidos producidos


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El alumno conocerá el equipo empleado en latoma de muestras, así como los análisis quese le hacen a los fluidos con la finalidad demedir sus propiedades y poder identificar eltipo de procesamiento que requiere.

ObjetivoObjetivo


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1.1. Muestreo de fluidos

1.2. Métodos de análisis de fluidos1.3. Análisis PVT

1.4 Requerimientos de procesamiento de

acuerdo con el fluido

SubtemasSubtemas


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Tema 1. Calidad de los fluidos producidosTema 1. Calidad de los fluidos producidos

1.1. Muestreo de fluidos1.1. Muestreo de fluidos


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Tema 1. Calidad de los fluidos producidosTema 1. Calidad de los fluidos producidos


¿Qué es una muestra?

El muestreo es la operación de remover una porción deun material a granel para analizar , de tal forma, que la

porción sea representativa de las propiedades físicas yquímicas del material.

Una pobre planeación de muestreo de fluidos

resultará en que se tenga informaciónincompleta durante el muestreo, ocasionandoque el personal de laboratorio no interpreteadecuadamente los resultados obtenidos.


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Ahora bien, en este subtema se discutirán dos tiposde muestreo:

A. Muestreo de los fluidos del yacimiento para

predecir el comportamiento de los fluidos tanto

en la superficie como en la formación.

B. Muestreo de los fluidos manejados en

superficie para determinar las propiedades

físicas de los fluidos.

TemaTema 1. Calidad de los fluidos producidos1. Calidad de los f luidos producidos



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TemaTema 1. Calidad de los fluidos producidos1. Calidad de los f luidos producidos1.1. Muestreo de fluidos1.1. Muestreo de fluidos

A. Muestreo de los fluidosdel yacimiento


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*Para la toma de éste tipo de muestras, se debentomar las siguientes consideraciones:

- Área productora. Si el yacimiento es pequeño lamuestra puede ser representativa, pero si el yacimientoes de gran espesor o muy heterogéneo, se necesitarárealizar varias tomas en diferentes pozos y a diferentes

profundidades.- Altura de la columna de hidrocarburos.- Si el pozo fue fracturado o acidificado.- Si se tiene producción de agua o gas libre.

*Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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*En 1986, Moses señala el hecho de que una vez que lapresión en el yacimiento cae por debajo de la presión de

burbuja o el punto de rocío, las muestras de fluido no son

muy representativas del fluido original del yacimiento, por lotanto, las muestras de fluido deben ser tomadas antes de

que se haya presentado una significativa declinación de la

presión del yacimiento.

Lo anterior no siempre es posible, por lo que resultanecesario un acondicionamiento adecuado de lospozos para conseguir información valiosa de lasmuestras de los fluidos.



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*El acondicionamiento del pozo se utiliza para muestreode fondo y muestreo de superficie y es un medio deobtener información relevante para definir la calidad de lasmuestras obtenidas. El objetivo del mismo es reemplazar el

fluido no representativo que se encuentra alrededor delfondo del pozo, desplazándolo con el fluido original.

Para conseguir este resultados, normalmente en necesariofluir el pozo a un gasto bajo para permitir que el aceite

“contaminado” sea desplazado por aceite “nocontaminado”.

Cada tipo de pozo tiene su propia estrategia deacondicionamiento, éste tema no será tratado aquí.



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*Métodos de muestreo para toma de fluidosdel yacimiento.

Básicamente existen 3 métodos para toma defluidos de yacimientos petroleros:

I. Muestras de fondoII. Muestras de fluidos de separador III. Muestras de fluidos con partición de

corriente



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I. Muestras de fondo.

La toma de muestras en el fondo consiste enintroducir al pozo una herramienta llamadamuestrero, capaz de almacenar cierta cantidaddel fluido dentro, realizando la toma a la presióny temperatura del punto donde se haya tomado

la muestra, lo más cercano a la profundidad delpozo.



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*El pozo seleccionado para muestreo deberá tener una alta productividad con objeto de mantener lapresión tan alta como sea posible tanto en el pozocomo en un área del yacimiento cercana al pozo.

Antes del muestreo deberá efectuarse una serie depruebas de productividad en el pozo con objeto decuantificar la presión de fondo fluyendo a variosgastos de flujo; lo anterior permitirá seleccionar elpozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto

estabilizado.El tiempo de estabilización del pozo dependerá deltiempo de producción, de su productividad y de ladiferencia entre la presión de saturación y la presión

del yacimiento *Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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*Si un pozo exhibe un rápido incremento en la relación gas-aceite probablemente se presente una alta saturaciónalrededor del pozo por lo cual será difícil tomar una muestrarepresentativa.

Es conveniente que el muestreo de fluidos se efectúe en el

pozo lo más pronto posible con objeto de evitar la formaciónde una fase gaseosa; en caso de que el único pozo disponibleproduzca agua deberá tenerse mucho cuidado paraseleccionar la profundidad de muestreo.

Una vez que es seleccionada la profundidad de muestreo, sedeberá introducir el muestrero con el pozo cerrado. Existenvarios tipos de muestreros pero éste tema no será tratadoaquí.

Las muestras generalmente son transferidas a botellas

especiales y transportadas al laboratorio. *Consultar referencias bibliográficas al final


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Recuperación de Muestras deFondo

• La muestra se obtiene llevandoun muestrero al fondo de un

pozo dentro del yacimiento paratomar la muestra a condicionesoriginales.

• Es necesario que la presión delyacimiento se encuentre arribade la presión de saturación.

• Se requiere que el muestrero nopierda fluidos al viajar del fondoa la superficie y posteriormenteal laboratorio.

r e

pwf > pb

pwf r w

pi

Celdarecolectora

pwf = presión defondo fluyente

pi = presión inicialdel yacimiento

r w = radio del pozo

r e = radio de drene

Tomado de Referencia [1]


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*Si a las condiciones de flujo estabilizado se piensa que lapresión de fondo fluyente es mayor que la presión desaturación, se puede tomar la muestra con el pozo fluyendo;de hecho éste sería el método ideal ya que el aceite entra en

el muestrero naturalmente, teniendo así una muestrarepresentativa de los fluidos del yacimiento.

Cuando la presión de un yacimiento cae ligeramente por debajo de la presión de saturación, la segunda fase dehidrocarburos se forma rápidamente y puede ocupar una parteapreciable del volumen total de hidrocarburos, a una presiónligeramente inferior a la presión de saturación. La formaciónde la segunda fase produce cambios sustanciales en lacomposición del fluido y resulta prácticamente imposible

obtener una muestra del fluido original *Consultar referencias bibliográficas al final


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*Problemas durante el muestreo de fondo El volumen de la muestra es pequeño. No se pueden realizar muestras representativas si la presión defondo fluyente es menor a la presión de burbujeo.

No se recomienda este tipo de muestreo si la producción deagua es muy grande. Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de lamuestra a superficie. El muestrero corre el riesgo de quedarse atascado en el pozo.

Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños como lodosde perforación, grasa de muestreros, entre otros. Reacción del H2S con las paredes del muestreo o en las botellasporta-muestras, si el equipo utilizado para el muestreo no estadiseñado para trabajar a estas condiciones.



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II. Muestras de fluidos de separador.

El muestreo de superficie (muestreo de fluidos deseparador o recombinado) consiste en recolectar muestras

de aceite y gas de los separadores. Con las medicionesprecisas de los gastos, las presiones y temperaturas delaceite y el gas, se recombinan las muestras en ellaboratorio para aproximarse a las propiedades delyacimiento.

Las muestras deben tomarse cuando el flujo sea estable enlos separadores, preferiblemente en el separador de mayor presión y no en el tanque; se recomienda tomar la muestrade fluidos de separador como precaución a problemasimprevistos generados con las muestras de fondo.



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*El pozo debe ser seleccionado para el muestreosiguiendo las mismas recomendaciones para muestrasde fondo y también deberá efectuarse unacondicionamiento del pozo anterior al muestreo. Las

muestras deberán tomarse bajo condiciones de flujoestabilizado y el pozo deberá de haber fluido por untiempo suficientemente largo. La relación gas – aceitedeberá ser verificada por lo menos 3 veces antes delmuestreo a rangos iguales de tiempo (3, 8, 12 hrs etc.).

Por lo general se necesita una mayor cantidad de gasque de aceite debido a que el gas es muy compresible;se recomienda tomar la siguiente información con elmuestreo de superficie:



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El volumen de aceite en el separador comparado con elvolumen de aceite en el tanque (para calcular el factor deencogimiento). T y p del separador

T y p en tanque, generalmente @c. s. RGA ρgas del separador, obtenida en campo o en ellaboratorio. Presión de fondo fluyendo y temperatura del yacimiento. Presión de fondo cerrado y temperatura del yacimiento.

Con esta información es posible obtener una muestrarepresentativa del fluido del yacimiento,recombinando apropiadamente los fluidos.



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*Este método es particularmente recomendablepara gas y condensado debido a que con elmuestreo de fondo existe un continuo

enriquecimiento del fluido de fondo del pozo por la segregación del condensado y caída depresión que ocurre en las cercanías de losdisparos



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*Algunos problemas durante el muestreo desuperficie

La proporción en que quedan recombinados el gas y el

petróleo dependen de la exactitud de las mediciones delos gastos de gas y aceite. Los errores en la medición de los gastos pararecombinar las muestras tienen influencia directa en ladeterminación de la presión de burbujeo. Si el aceite se produce con BN, el gas del separadorestará contaminado con el gas de BN y será necesariocorregir la composición del gas con la cual se va arealizar el recombinado.



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III. Muestras de fluidos con partición decorriente (Split Stream).

Este método es utilizado básicamente para el muestreo

de gas y condensado y se debe seguir el mismoprocedimiento para seleccionar un pozo para muestreoque se utilizan con el muestreo de fondo y el muestreosuperficial.

Se toma básicamente la misma información que para elcaso de muestras superficiales, salvo que es necesarioincluir la presión y temperatura a la cual la muestra estomada en el punto de muestreo.



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*Algunos desventajas del muestreo de fluidoscon partición de corriente.

Es necesario tener una gran exactitud en la

medición de los fluidos. Este método no es recomendado para fluidos conaltas relaciones gas-aceite o con un gran potencialdebido a las limitaciones del separador de prueba. En yacimientos con fluidos con alta relación gas-aceite, mucho del aceite producido se pega a lasparedes debido a la fricción, los fluidos recuperadospueden ser del orden del 50% del que existerealmente asociado a los fluidos del yacimiento.



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B. Muestreo de los fluidosmanejados en superficie


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*La determinación de la calidad del aceitees una de las operaciones más importantes

dentro del manejo de los hidrocarburos enla superficie y para efectuarlo es necesariorecolectar muestras bajo normasestablecidas, teniendo en cuenta que el

muestreo debe efectuarse cuidadosamentepara obtener muestras representativas delfluido.



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En el muestreo del aceiteque fluye en la tubería de

descarga de un pozo seencuentran grandes

variaciones en elporcentaje de agua o

aceite.

Aunque se hicieran muestreos a intervalos regulares y se promediaran los resultados,es mejor conducir el aceite a un tanque de aforo (prueba) y muestrearlo después de que

el agua se haya separado por gravedad. La muestra en este punto será masrepresentativa que aquella tomada de la tubería de proceso o la línea de llegada.

(parte del agua se encuentra emulsionada, por lo que no se separa, se encuentran en

suspensión pequeñas partículas de arcilla o arena).

El aceite almacenadopor largo tiempomuestra unaestratificación biendefinida, por lo quese debe muestrear a

diferentesprofundidades y losresultados de losanálisis promediarlospara obtener valoressignificativos.

CONTROL DE NIVEL

DEL POZO

CONTROLDE PRESION

SEPARADORTANQUE

GAS DE SEPARADOR

VAPOR


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*Técnicas de muestreo de fluidos manejados ensuperficie.

Los equipos empleados para la toma de muestras de

fluidos manejados en superficie son el extractor y labotella.

El extractor sirve para tomar muestras en un tanque acualquier profundidad, evitando que se contamine al sacarla.

Está hecho de metal de baja tendencia a la chispa (el acerono debe producir chispas que provoquen un incendio deltanque al tener fricción con el fluido al irlo desplazando).

Consta de las siguientes partes:*Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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• Un recipiente para almacenar la muestra.• Válvulas para extraer la muestra del interior.• Varillas de extensión para sacar muestras a cualquier

profundidad.

• Escala para determinar la altura de la columna de agua ysólidos.

• Una abertura para medir la densidad relativa o latemperatura.

• Un contrapeso para mantener el extractor en posición

vertical.• Un cable de acero para sumergir el extractor a cualquier

profundidad dentro del tanque.



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*La botella es un envase de metal o de vidrio donde serecolectan muestras al sumergirla en un tanque o conectarlaa una válvula muestreadora. En el fondo tiene un contrapesocon el fin de poder sumergirlo en el tanque. La abertura de la

boca de la botella varía entre 18.75 mm. y 38.1 mm. y tieneuna longitud de 349.25 mm. El diámetro de la boca dependedel tipo de fluido a muestrear. Tiene un tapón para proteger la muestra de la contaminación.

Adicionalmente a este equipo, se tiene un portamuestrasque es una probeta que sirve para detectar el porcentaje deagua del tanque; y una copa que sirve para mezclar variasmuestras de un tanque y a partir de ahí hacerles pruebaspara determinar los valores por medio de sus profundidades.



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*Métodos de muestreo de fluidos manejados ensuperficie.

Existen varias técnicas para el MUESTREO A TANQUES:

La primera de ellas consiste en obtener una muestra compuesta,es decir, obtener varias muestras a diferentes profundidades yanalizarlas independientemente para después promediar losresultados; o también mezclarlos en una copa y analizar lamezcla.

Las profundidades de las muestras recolectadas dependerán del nivel delaceite en el tanque. Si se encuentra a su máxima capacidad se pueden

recolectar tres muestras: parte superior, intermedia y parte inferior, cerca de

la salida de la descarga. Si se encuentra a dos tercios de su capacidad total

se toma una muestra en la parte superior y otra en la inferior. Si se

encuentra a la mitad o menos, se toma una muestra a la mitad de la

columna de aceite. *Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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*Otra técnica consiste en obtener una muestra continua. Éstaconsiste en introducir el extractor o la botella tapada hasta elfondo del tanque, al llegar ahí se retira el tapón y se empieza asubir el envase a una velocidad uniforme, permitiendo que se

recolecte una muestra del fluido que represente un 85% delvolumen total del tanque.

Un método más consiste en obtener una muestra corrida. Seintroduce la botella o el extractor destapado en el aceite hasta

la profundidad de la descarga del tanque, llenándose elrecipiente; al llegar al fondo se sube a una velocidad uniforme,renovándose el líquido contenido y permitiendo que se llenehasta alrededor del 85% de su capacidad.



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*Los muestreros (válvulas muestreadoras) constituyen otroprocedimiento de muestreo. Son válvulas que se instalan en lapared del tanque. Están formadas por un tubo que traspasa lapared del tanque y por una válvula de cierre. Dependiendo del

tipo de fluido, el diámetro del tubo varía entre 12.5 mm. y18.75 mm. Dependiendo también de la capacidad del tanque,la disposición y número de las válvulas cambiará.

Cuando se inicia la toma de una muestra, primero se debedrenar un volumen igual a dos veces el de la válvulamuestreadora, para evitar recolectar aceite estancado. Debeprocurarse que el volumen de las muestras que se obtiene delas diferentes válvulas sea el mismo.



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*MUESTREO EN TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN

El muestreo de los fluidos en las líneas de conducciónnos permiten recolectar volúmenes de las fasesseparadas de gas y líquido de forma sencilla.

Aceite. Las muestras de aceite que se obtienen entuberías se toman en conexiones que se encuentranpreferentemente en líneas verticales, y si están en

líneas horizontales, deben estar situadas arriba de laparte media del tubo y penetrar hasta el centro delmismo. La muestra se recolecta en una botella de vidrioo metal y después se guarda en un contenedor, para

efectuar su análisis. *Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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Tomado de PVT Analysys for Oil Reservoirs - SLB


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*Gas Natural. Para evitar la acumulación de líquido ysólidos en gasoductos, es sumamente importantetener la información sobre las condiciones de flujo yoperación del sistema, tales como diámetros y

longitudes de tuberías, presiones, gastos,temperaturas, mantenimiento a las tuberías y,obviamente, análisis composicional del gas y de laspartículas contenidas en el flujo de mismo.

El muestreo de las partículas suspendidas en lacorriente de gas es muy importante, ya que laselección de los dispositivos que serán usados paraeliminarlas depende en gran parte de sus

características. *Consultar referencias bibliográficas al final de la presentación


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*De acuerdo al principio de funcionamientode los instrumentos de muestreo de las

partículas suspendidas en el gas, éstos sedividen en dos grupos:

1. Instrumentos de detección2. Instrumentos de colección de partículas



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1. Instrumentos de detección.El instrumento de detección que se ha empleado másampliamente es el dispersor de luz, un dispositivo quemide la intensidad de la luz dispersa por las partículassuspendidas. Calibrando el aparato se puede obtener laconcentración de las partículas en el gas.

En este aparato se hace fluir el gas a través de un rayo de

luz y las partículas se detectan en la fotocelda, comopequeñas manchas luminosas en un fondo negro.Posteriormente estas manchas se amplifican, se miden yse registran, con lo que se obtiene la concentración de laspartículas en el gas.



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2. Instrumentos de colección de partículas.

En estos dispositivos se hace pasar una muestra de

gas a través del colector, el cual separa las partículassuspendidas para que posteriormente éstas sepuedan examinar ya sea con el microscopio o bienpor análisis físicos y químicos.

Para recolectar dichas partículas, los aparatos demuestreo más usados son los filtros.



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*MUESTREO AUTOMATIZADO

Muestreadoresautomatizados

ProporcionalesRecogen muestras cuyo volumen esproporcional al gasto del aceite, ya

sea variando el volumen de lamuestra o cambiando el muestreo de

continuo a intermitente o viceversa

No ProporcionalesSe recomiendan en casosdonde el gasto de crudo no

varía significativamente

ContinuosSe toman muestras en

forma permanente

IntermitentesSe toman muestras en

etapas



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*MUESTREO A POZOS DE GAS Y CONDENSADO

El muestreo a pozos de gas y condensado no seefectúa con los métodos mencionados anteriormente,

debido a condiciones existentes tales como:- alta RGL,- alta presión de flujo,- volatilidad de los componente líquido, etc.

Una manera de recolectar muestras, es colocando untubo muestreador en el árbol de válvulas que desvíaparte del fluido del yacimiento hacia una unidadespecial donde se hacen los análisis.



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TemaTema 1. Calidad de los fluidos producidos1. Calidad de los fluidos producidos

1.2. Métodos de análisis1.2. Métodos de análisis

de fluidosde fluidos


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*Contrario a los requerimientos de las propiedades delos fluidos para a la simulación de yacimientos, para elprocesamiento del aceite en campo, unarepresentación medianamente exacta del fluido es

suficiente para la mayoría de los propósitos.Por ejemplo, las densidades y viscosidades senecesitan para medir el tamaño de los separadores,tuberías y otros equipos. Las entalpías y entropías se

necesitan para predecir los requerimientos de energíapara los intercambiadores de calor y compresores. Parala especificación de los instrumentos de medición, laspropiedades físicas del fluido en conjunto con las

producciones serían suficientes.

TemaTema 1. Calidad de los fluidos producidos1. Calidad de los f luidos producidos

1.2. Métodos de análisis de fluidos1.2. Métodos de análisis de fluidos

*Consultar referencias bibliográficas al final


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A continuación veremos algunos análisis los fluidos,requeridos para diferentes necesidades, así comosu Interpretación.

TemaTema 1. Calidad de los fluidos producidos1. Calidad de los f luidos producidos1.2. Métodos de análisis de fluidos1.2. Métodos de análisis de fluidos

1. Determinación de la densidad relativa del aceite.La densidad relativa se define como la relación queexiste entre el peso específico de una sustancia y ladel agua ( w = 1.0). Generalmente se mide a

condiciones estándar (T = 15.5 °C y p = 1 atm). Cuandolas condiciones a las que se mide son diferentes a lasmencionadas, es necesario corregir el valor paraajustarlo a las condiciones estándar.



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Otra manera de manejar la densidad relativa escon la escala de grados °API, que se obtiene conla siguiente fórmula:


51315141

..

API

o

Para obtener la densidad relativa del aceite ( o) seusa un densímetro o hidrómetro. La escala delmismo varía de acuerdo al tipo de aceite que seva a analizar y puede estar en °API o en la escalade gravedad específica.



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Para efectuar el análisis de o, la muestra de líquido(a una Presión de Vapor Reíd de 26 psia o menos)es colocada en un cilindro de vidrio y un hidrómetrocon una escala de rango apropiado, la escala es leí-

da y tomada hasta elmenisco del líquido, semide la temperatura dela muestra. La gravedad

observada es reducida a60° F por medio detablas estándar.

(ANSI / ASTM D 1298)


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2. Determinación de la presión de vapor.

Cuando los líquidos se evaporan, las moléculas que escapande la superficie ejercen una presión parcial en el espacio,conocida como presión de vapor. Si el espacio por encima de

la superficie libre del líquido se encuentra limitado, despuésde cierto tiempo, el número de moléculas de vapor quechocan contra la superficie de líquido y se condensan, resultaigual al número de moléculas que escapan de la superficie enun intervalo de tiempo dado, estableciéndose el equilibrio.Como el fenómeno depende de la actividad molecular y éstaa su vez es función de la temperatura, la presión de vapor deun fluido depende de la temperatura y aumenta con ella.Cuando la presión que actúa sobre un líquido es igual a su

presión de vapor se presenta la ebullición.


*Consultar referencias bibliográficas al final


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La prueba se realiza de la siguiente forma:

La muestra del líquido es colocada en un cilindro,este se coloca en agua a 100° F, se agita

frecuentemente manteniendo la presiónconstante. El dato de la presión leída es el de laPresión de Vapor Reíd (PVR) en psi, la presióninicial leída es 0 psia o 1 atm. La PVR es unindicador del manejo seguro del aceite crudo. Sila PVR es suficientemente baja, entonces elaceite puede ser manejado y almacenado enforma segura a la presión atmosférica

(ANSI/ASTM D323)


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3. Análisis del contenido de agua y sedimentos.

La muestra de líquido es colocada en un tubocentrifugador estándar con un filtro de diámetro pequeño

en la base inscrito con subdivisiones apropiadas. Lautilización del solvente tolueno caliente o desmulsificador puede ser requerido, dependiendo de la naturaleza de lamuestra. El tubo es colocado en una centrífuga y sehace girar a la velocidad requerida por 3 minutos. Sehace girar repetidamente por intervalos de 1 minuto,hasta que el volumen sea constante. Los sedimentos yel agua son reportados en por ciento de volumen.


(ANSI/ASTM D 96)


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4. Análisis del punto de escurr imiento del aceite.

El punto de escurrimiento del aceite es la temperaturamas baja, lo más cercano a 5° F, a la que se observa el

movimiento del aceite crudo. El aceite es colocado en uncilindro para el análisis, con un termómetro. El recipientees colocado en una envoltura y el aparato se enfría a latemperatura prescrita. A una temperatura de 15° F por arriba del punto de escurrimiento, el cilindro es removidorápidamente, es inclinado para verificar el movimiento elmenisco. El punto de escurrimiento es la temperatura ala cual el menisco no se mueve en un tiempo de 5segundos.


(ANSI/ASTM D 97)


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*Las pruebas son cuidadosamente especificadasy documentados por la (ASTM), el InstitutoAmericano del petróleo (API) y el InstitutoNacional Americano de Estándares (ANSI).

Las pruebas ASTM son identificadas por números y por la letra D, seguida por un númeroque indica la prueba, un guión y un número queindica el último año de revisión de la prueba.



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Test para propiedades comunes del petróleo[4]



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1. Calidad de Los Fluidos Producidos, Subtemas 1.1 y 1.2