GUÍA LABORATORIO DE FLUIDOS

PRACTICA # 1

GRAVEDAD API, BSW & SALINIDAD

PROFESOR CÉSAR AUGUSTO PINEDA GÓMEZ

AUXILIARES DE LABORATORIO

FELIX ARENAS RUEDA MARIO TORRES LOPEZ

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA, 2009

DEFINICIONES

Durante el proceso de producción de un campo petrolero y antes de comercializar su crudo, es necesario realizar una serie de pruebas que permitan determinar su valor comercial y los tratamientos necesarios que se le deben dar en superficie de acuerdo a sus propiedades caracterísitcas. Estas pruebas son realizadas en el laboratorio con muestras representativas de los crudos que se desean comercializar. Entre las mas comunes, se destacan la determinación de la gravedad API, el contenido de agua y sedimentos (BSW) y la salinidad del crudo, siendo estas el objeto principal de esta practica de laboratorio. Los siguientes son algunos de los términos y conceptos más empleados en el laboratorio, requisitos básicos para mejorar y facilitar el entendimiento a cerca de la labor que se está desempeñando. Agua libre: se refiere al agua que existe como una fase separada y regularmente se encuentra depositada en el fondo del recipiente. Cuando el aceite tiene una densidad superior o muy cercana a la del agua se dificulta se descenso. Condiciones estándar: Se refiere a ciertas medidas de presión y temperatura requeridas para cálculos en ingeniería o propósitos de venta. Las más usadas son 14.7 psi y 60 ºF. Densidad: Es la masa por unidad de volumen del fluido. En el sistema CGS tiene unidades de g / ml. Y en el S.I. son Kg / m3. Determinación: proceso que consiste de una serie de operaciones especificadas en el método de prueba para obtener un valor único. Emulsión: Mezcla agua – petróleo que se encuentran aparentemente en una sola fase. Emulsión directa: Es aquella donde el contenido de agua es inferior al 50 %, en este caso se dice que hay agua en petróleo. Emulsión inversa: En esta emulsión el contenido de agua es superior al 50 % y se dice que hay petróleo en agua. Gravedad API: es una función especial de la densidad relativa (gravedad específica) 60/60 ºF. Método de prueba: se refiere a la información, descripción e instrucciones requeridas para obtener un resultado o resultados de las secciones relevantes incluidas bajo un título y designación dadas. Muestra de prueba: porción de un producto para la cual se aplica un método de prueba dado. Muestra representativa: es una pequeña porción del volumen total del material, obtenida con una precisión igual o mejor que la precisión del método de laboratorio por el cual esta muestra va a ser analizada.

Operador: (técnico) es la persona que normal y regularmente maneja los equipos y lleva a cabo una prueba concreta. Precisión: Grado de concordancia entre dos o mas resultados cuando se trata de una misma propiedad de un mismo material de prueba. Se expresa en términos de repetibilidad y reproducibilidad. Presión: Es la medida de una fuerza por unidad de área ejercido en nuestro caso por un fluido. Las unidades de presión mas utilizadas en la industria del petróleo son PSI (libras por pulgada cuadrada) Repetibilidad: Expresión cualitativa del error arbitrario ocasionado por un único operador en un laboratorio dado que obtiene resultados repetitivos con el mismo aparato operando bajo las mismas condiciones ambientales y con el mismo material de prueba. Reproducibilidad: expresión cualitativa del error arbitrario ocasionado por operadores diferentes, usando diferentes aparatos de prueba, en laboratorios diferentes, con condiciones ambientales diferentes; obteniendo cada cual un único valor con una muestra de prueba idéntica cuando se aplica el mismo método de prueba. Temperatura: Es la medida de la energía cinética promedio de vibración de las partículas. Las unidades comúnmente utilizadas en la industria del petróleos son los grados Fahrenheit (ºF), pero también encontramos con regularidad la medida en grados Celsius (ºC).

LISTA DE SIMBOLOS

ºAPI Grados API

G.EHC Gravedad específica de los hidrocarburos

Nh Normalidad del agua destilada

Nn Normalidad de AgNO3 usado en la titulación

q Cantidad de sal / litro de aceite

Q Cantidad de sal en lb / Mbbl

Vb Volumen de AgNO3 usado en el ensayo en blanco

Vd Volumen de agua destilada

Vh Volumen de agua a valorar

Vn Volumen de AgNO3 para completar la valoración

Vntotal Volumen de AgNO3 sin tener en cuenta el ensayo en blanco

xHC Fracción molar de hidrocarburos

xagua Fracción molar de agua

1. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD API (Método del hidrómetro)

(NORMA ASTM D 287 / API 2544)

Agua (10º) API baja (8º) API media (28º) API Alta (45º)

1.1. Importancia y uso:

La valoración en los mercados internacionales del petróleo y sus derivados hace necesario el desarrollo de sistemas de referencia que permitan una idea fácil y general de las propiedades de los mismos.

En la industria petrolera es muy común expresar la densidad relativa de un crudo o su gravedad específica en grados API o °API, unidad cr eada por el “American Petroleum Institute”. En esta escala, cuanto más ligero es un petróleo, mayor es su gravedad API y cuanto más pesado, menor será su valor (ver tabla). Como referencia, el agua tiene una gravedad específica de 10 ° API.

TIPO DE CRUDO GRAVEDAD Condensado a partir de 42

Liviano Más de 30 Mediano de 22,0 hasta 29,9 Pesado de 10,0 hasta 21,9

Extrapesado Hasta 9,9 Bitumen Promedio 8,2

La determinación de la gravedad del petróleo y sus productos es una medida necesaria para la conversión de volúmenes medidos a cualquier temperatura. La gravedad específica es un factor que gobierna la calidad del crudo y se usa para tener una idea de su composición, su calor de combustión y su valor comercial. La gravedad API es una medida basada en la gravedad específica de un líquido y se calcula por la expresión:

°API = [141,5/ (GE 60/60°F)] – 131,5

La gravedad específica es la relación entre la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura. La gravedad específica 60/60 se refiere a que las densidades, tanto del líquido como del agua, fueron tomadas a 60 ºF y a la misma presión. La gravedad específica 100/60 significa que la densidad del líquido fue medida a 100 ºF y la del agua a 60 ºF bajo las mismas condiciones de presión. La prueba de laboratorio más utilizada para la medición de esta propiedad es la D 287 – 92, conocida como la prueba del hidrómetro. Es considerada por su simplicidad y rapidez como la prueba estándar para la determinación de gravedad API de crudos y derivados del petróleo normalmente líquidos con presión de vapor de 26 psi ó menos. Las gravedades son determinadas a 60 °F (15,86 °C) o co nvertidas a valores equivalentes a 60 °F. Estas no son aplicables a no hidrocarburos o hidrocarburos puros como los aromáticos.

CRUDOS DE REFERENCIA

• Brent, compuesto de 15 crudos procedentes de campos de extracción en los sistemas Brent y Ninian de los campos del Mar del Norte, este crudo se almacena y carga en la terminal de las Islas Shetland . Es la mezcla de petróleo crudo ligero que se cotiza en el International Petroleum Exchange. La producción de crudo de Europa, África y Oriente Medio sigue la tendencia marcada por los precios de este crudo. • West Texas Intermediate (WTI) para el crudo estadounidense. Tomado como referencia para Colombia. es la mezcla de petróleo crudo ligero que se cotiza en el New York Mercantile Exchange y sirve de referencia en los mercados de derivados de los EE.UU. • Dubai se usa como referencia para la producción del crudo de la región Asia-Pacífico. • Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero del Lejano Oriente. • Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado del Lejano Oriente.

Cesta OPEP:

• Arabia Ligero de Arabia Saudita. • Bonny Ligero de Nigeria. • Fateh de Dubai. • Istmo de México (no-OPEP). • Minas de Indonesia. • Saharan Blend de Argelia. • Tía Juana Ligero de Venezuela.

La OPEP intenta mantener los precios de su Cesta entre unos límites superior e inferior, subiendo o bajando su producción. Esto crea una importante base de trabajo para los analistas de mercados. La Cesta OPEP, es más pesada que los crudo Brent y WTI.

1.2 Objetivo de la práctica. Determinar la gravedad API de un crudo por medio del método del hidrómetro (Aerómetro).

1.3 Resumen del Método. Este método está basado en el principio de que la gravedad de un líquido varía directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo flotante en el mismo. El cuerpo flotante está graduado en unidades API y se denomina Hidrómetro API. La gravedad API se lee observando la graduación más cercana a la intersección aparente del plano horizontal de la superficie del líquido con la escala vertical del hidrómetro. Las gravedades se determinan a 60°F ó, se convierten a valores a 60°F por aplicación de tablas estándar. 1.4 Equipos, elementos y reactivos. • Hidrómetros: de vidrio, graduados en grados °API. • Termómetros: con rangos disponibles de -5 a 215°F. • Probetas de tamaño apropiado. • Baño de temperatura.

HIDROMETROS

PROBETAS

BAÑO DE TEMPERATURA

OBSERVACIA DE LA GRAVEDAD API

1.5 Preparación. • Identifique la muestra. • Seleccione un hidrómetro de acuerdo a la gravedad API esperada. • Seleccione un termómetro ASTM apropiado. • Ajuste la temperatura de la muestra para la prueba consultando las condiciones límites

y temperatura de prueba especificadas. Si es necesario use el baño de temperatura. 1.6 Procedimiento. • Transfiera la muestra a una probeta limpia, de tal manera, que evite la formación de

burbujas y reduzca al mínimo la evaporación de los constituyentes livianos de las muestras más volátiles. Para las muestras volátiles haga la transferencia a la probeta por medio de un tubo embudado. Remueva la espuma que se haya formado en la

superficie, con una pieza de papel filtro limpio. La probeta debe colocarse en posición vertical y en un lugar libre de corrientes de aire. Prever el cambio apreciable de temperatura que puede sufrir la muestra durante el tiempo necesario para completar la prueba. Durante este periodo la temperatura del medio ambiente no debe cambiar más de 5°F.

• Inspeccione que la temperatura del líquido sea la apropiada para la prueba. • Deje caer suavemente el hidrómetro dentro del líquido y espere el tiempo suficiente para

que se estabilice y para que todas las burbujas de aire vayan a la superficie (sobre todo en el caso de muestras viscosas). Cuide que el hidrómetro no roce las paredes del recipiente, ya que puede frenar su libre desplazamiento si se forma una película de líquido entre el hidrómetro y la probeta.

• Con el hidrómetro flotando libremente y la temperatura de la muestra constante

(variación máxima de 0.2°F), tomar la lectura en la escala a la división mas cercana. Para líquidos transparentes coloque el ojo a la altura de la superficie del líquido y tome la lectura.

• Cuide que la temperatura de la muestra no se haya desviado mas de 1°F

inmediatamente antes y después de la observación, de lo contrario debe repetirse la observación cuando la temperatura esté más estable.

1.7 Cálculos y reporte.

• Corrija las lecturas del hidrómetro a 60°F, usando las tablas “Petroleum Measurement

Tables”, disponibles en el laboratorio. • Reporte los datos.

MUESTRA TEMP API OBSERVADO °API CORREGIDO a 60°F

1 2 3

1.8 Precisión.

TIPO DIFERENCIA Repetibilidad

Reproducibilidad 0.2 °API 0.5 °API

1.9 Actividades complementarias: 1. Cómo afecta la medición las burbujas de aire que se mezclan con el líquido al llenar el recipiente?

2. Cuál es el efecto sobre la densidad, si la espuma está solamente sobre la superficie? ¿Cómo corregirlo? 3. Cómo se determina si hay aire atrapado en un líquido opaco y viscoso? ¿Cómo corregirlo? 4. Cómo se determina la gravedad API de una mezcla de hidrocarburos? 5. Cómo calcularía la gravedad API de un crudo cuyo volumen disponible sea muy pequeño (gotas)?

2. CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS (Método de la centrifuga)

(NORMA ASTM D 96-88 - API 2542)

2.1. Importancia y uso. El agua es un fluido que se considera está asociado a la totalidad de los crudos producidos de un yacimiento y los sedimentos provienen de la misma roca en donde éste se encuentra almacenado originalmente. La determinación del contenido de agua y sedimento se requiere para conocer con precisión los volúmenes netos de crudo involucrados en ventas, aportes, intercambios, inventarios y transferencias.

Un volumen excesivo de agua y sedimentos puede originar problemas en los equipos como corrosión, daño de bombas, taponamiento de tuberías y problemas en el procesamiento del crudo, entre otros. Dentro de las exigencias definidas por la reglamentación establecida, se dice que el petróleo no debe contener un porcentaje de agua e impurezas mayor al 0.5%.

Sedimento: Contaminante sólido que acompaña al combustible que puede estar en suspensión o separado. Son procedentes de la roca almacén. Agua: Es encontrada en su mayoría relacionada con el crudo de un yacimiento. Un alto contenido de agua puede originar precipitación de carbonatos de Ca y ocasionar taponamiento en las tuberías.

2.2 Objetivo de la práctica Determinar el contenido de agua y sedimentos de un crudo por el método de centrifugación.

2.3 Resumen del Método. El método de la centrífuga es un procedimiento de campo que no siempre arroja los resultados más precisos, pero es considerado el método más práctico. Volúmenes conocidos de crudo y solvente se mezclan 1:1, se colocan en un tubo de centrífuga y se calientan a 60°C ± 3°C (140°F ± 5°F), luego de la centrifugación se lee el volumen de la capa de agua y sedimentos en el fondo del tubo. 2.4 Consideraciones. Este método implica la selección de parámetros tales como el tipo de solvente, el tipo y la cantidad de desemulsificante, la temperatura durante la prueba y la duración de la centrifugación. Deben usarse los factores que resulten más convenientes para la prueba. Aceites crudos que contienen asfaltenos requieren de solventes aromáticos como el tolueno. Los crudos parafínicos (ceras) requieren que las muestras sean calentadas hasta temperaturas mayores. Los crudos que tienen viscosidades mayores o con emulsiones muy finas requieren de tiempos de centrifugación mayores que los normales. 2.5 Equipos, elementos y reactivos. • Centrifuga: con capacidad para varios tubos. • Tubos de centrífuga: capacidad de 10 a 100 mililitros, debidamente graduados. Las

dimensiones están detalladas en la norma. • Baño de temperatura. • Termómetros: con graduación de 1°C (2°F) con precisión de ± 1°C. • Solventes: los más comunes son: tolueno, xileno, kerosene y gasolina blanca. • Desemulsificantes: usados cuando es necesario (emulsiones fuertes).

CENTRIFUGA

2.6 Preparación. • El crudo para la prueba debe estar detalladamente reseñado. Si la muestra trae agua

libre sepárela por decantación y a su vez la porción a usar (muestra representativa) debe agitarse vigorosamente para homogenizar antes de colocarse en el tubo.

• Verificar que los tubos de centrífuga se encuentren debidamente limpios y secos. • Coloque el baño de temperatura al valor especificado para la prueba (140°F). • Use como solvente tolueno conforme a ASTM D 362. Tenga presentes las precauciones

de manejo.

2.7 Procedimiento. • Agitar vigorosamente el recipiente que contiene el crudo. • Llenar dos tubos de centrífuga con el 50% de solvente. • Agregar la muestra directamente del recipiente al tubo, hasta el 100% del volumen. • Agregue 2 a 4 gotas de desemulsificante. • Tape los tubos y agite para que se mezclen los contenidos. • Coloque los tubos en el baño de temperatura por 10 min. a 60°C ±3°C (140 ±±±± 5°°°°F). La

temperatura final en la muestra no debe estar por debajo de 135°F. • Saque e invierta los tubos para asegurar que la mezcla es uniforme. • Coloque los tubos en posiciones opuestas en el plato de la centrífuga. La centrífuga

debe ser precalentada para conservar la temperatura. • Cierre y centrifugue por 10 min. a 1800 rpm. • Lea y registre el volumen combinado de agua y sedimentos del fondo de cada tubo de

centrífuga. • Caliente los tubos nuevamente a 60 °C ± 3 °C, sin agitar, y vuelva a centrifugar por 5

min. Lea nuevamente y repita el centrifugado hasta que las dos últimas lecturas sean iguales.

TUBO DE CENTRÍFUGA TIPO PERA TUBO DE CENTRÍFUGA TIPO ZANAHORIA 2.8 Cálculos. • Compare las lecturas de los dos tubos, si son diferentes en un 25%, repita el

procedimiento en su totalidad. • Reporte la suma de las lecturas respectivas como porcentaje de agua y sedimentos. 2.9 Precisión. La precisión de este método aún no ha sido determinada. 2.10. Actividades complementarias: 1. Cual es el efecto del disolvente y del desemulsificante sobre la emulsión agua – crudo? 2. Por qué el proceso de calentamiento de la muestra y el volumen 100 ml utilizado?. 3. En un tratamiento térmico del crudo, cómo influye el porcentaje de agua?.

3. DETERMINACIÓN SAL EN CRUDOS

(Método Aruba - Método de Mohr) 3.1 Importancia y uso. Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir, se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora. . El lavado por extracción se utiliza en muchas industrias y en la mayoría de las refinerías de petróleo para eliminar la sal del petróleo crudo, evitando de esta manera la corrosión en las columnas de destilación. Se bombea agua al petróleo crudo en una proporción de cerca del 4 % del flujo del petróleo, y la eficiencia de la extracción de la sal depende de que tan perfectamente sea el mezclado. A continuación, se agregan compuestos químicos para romper la emulsión, antes de que el petróleo pase a un recipiente, en donde por medio de electrodos se desaloja el agua del petróleo, permitiendo su separación por gravedad. En la industria petrolera en general se acepta un tope máximo de salinidad de 15 lb/Mil Bls (Colombia), sin embargo esta referencia puede variar de acuerdo a las exigencias del cliente hasta un tope de 7 lb. de sal / Mil Bls. Si no se cumple con estas especificaciones el crudo es rechazado comercialmente. El método más usado en laboratorio se basa en la afinidad que posee el nitrato de plata por los cloruros en presencia de un indicador como el cromato de potasio. Esta prueba es útil para determinar los niveles de sal en el crudo y determinar el tratamiento a seguir para cumplir con todo requerimiento. 3.2 Objetivo. Determinar el contenido de sal en crudos por el método ARUBA. Este análisis no está estandarizado. 3.3 Resumen del Método. El método consiste en mezclar el crudo con un solvente y agua destilada. Después se separa el agua por centrifuga y mediante la aplicación de un indicador y un titulador se determina la cantidad de cloruros. La sal y el agua son sustancias polares, razón por la cual la sal se diluye en el agua y no en el crudo. El NaCl contenida en el agua se titula con una solución estándar de nitrato de plata. 3.4 Equipos, elementos y reactivos. • Cilindro de bronce con pistón, de dimensiones estándar. • 2 Probetas de 100 ml.

• Dos tubos de centrífuga de 100 ml. • Dos vasos precipitados de 100ml. • Baño de temperatura. • Pipeta de 1, 10 y 50 ml. • Filtro de papel # 42 y cápsulas de porcelana. • Benceno, agua destilada, cromato de potasio 10 % en concentración, nitrato de plata

0.01 N. 3.5 Preparación. • Identifique la muestra. • Se requieren al menos 100 ml. de aceite crudo. • Haga un ensayo en blanco con el agua destilada usando el indicador y el titulador para

determinar la cantidad de nitrato de plata que consume esta agua (es necesario dado que algunas veces contiene cloruros).

3.6 Procedimiento. • Tome 50 ml. de muestra de crudo en una probeta y viértalos en el cilindro de bronce. • Lave la probeta que contenía el crudo con 75 ml. de benceno, agregue además 75 ml.

de agua destilada, todo en el cilindro de bronce. • Coloque el cilindro con todos los líquidos mezclados en un baño de temperatura a 140

°F durante 5 minutos, retire el cilindro del baño y agite la mezcla con movimientos rápidos de arriba abajo. Introduzca de nuevo el cilindro con la mezcla en el baño durante 10 min.

• Después del calentamiento vierta todo el contenido del cilindro en dos tubos de centrífuga y centrifugue durante 10 min. a 1500 rpm.

• Retire el agua del fondo del tubo y fíltrela. Tome 10 ml. de esta agua para hacer la valoración de cloruros. (Si de antemano se conoce que el crudo tiene un alto contenido de sal, disminuya la cantidad de agua a valorar). El pH de la solución debe estar entre 7 y 10. Si es necesario ajustar el potencial de hidrógeno use una solución de NaOH 0.01 N o ácido nítrico 0.01 N.

• Haga la valoración del agua a valorar, usando 2 ó 3 gotas de cromato de potasio como indicador y agregando nitrato de plata como titulador. El punto final se alcanza cuando se observe un color rojizo suave (color ladrillo) durante 30 seg. Si se usa un gotero se asume que cada gota equivale a un volumen de 0.05 ml.; en lo posible utilice una bureta para que la titulación sea más exacta. Tenga en cuenta que cualquier pequeño cambio en el volumen de nitrato de plata utilizado, puede alterar considerablemente los resultados finales.

3.7 Cálculos y reporte. • Registre el volumen de nitrato de plata usado en la valoración, como Vn. Si el ensayo

realizado en blanco arroja algún dato de volumen de nitrato de plata Vb debe hacerse la diferencia de volúmenes.

Recuerde que de todas maneras debe usar mínimo 0.05 ml (una gota) para que el agua destilada se torne de color ladrillo; lo que s ignifica que por lo menos debe descontarse ese volumen Vb de la lectura final de V n.

totalVn Vn Vb= −

• Calcule las libras de sal / 1000 Bl usando la siguiente expresión :

.

(30726.84).Vn Nn

QVh

=

Donde: Q = lb. sal / 1000 Bl de crudo. Nn = normalidad del AgNO3. Vn = volumen de AgNO3 usado en titulación, ml. Vh = volumen de agua a valorar, ml.

• Reporte los datos:

MUESTRA Vn (ml) Nn (N) Vh (ml) Q (lb sal / 1000 Bl) 1 2

3.8 Precisión. Aún no está establecida. 3.9 Actividades complementarias. 1. Cómo se obtiene la expresión para calcular la sal en lb sal/1000 Bl de crudo?. Deduzca la ecuación. 2. Qué ventajas presenta este método para hacer la determinación?.

DETERMINACION DE LA GRAVEDAD API (MÉTODO DEL HIDRO METRO)

ASTM D 287-82

CAMPO POZO MUESTRA TEMP. ºF ºAPI

OBSERV.

º API a 60 ºF

NOTA: Las lecturas del hidrómetro se corrigen a 60 ºF usando las tablas “API

GRAVITY AT OBSERVED TEMPERATURE “

OBSERVACIONES:

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TECNICO:

SUPERVISOR: FECHA:

CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS (MÉTODO DE LA CENTRI FUIGA)

ASTM D 96-88

CAMPO: ____________ SOLVENTE: _________________ CANT.:

________

POZO: ______________ DESEMULSIFICANTE: ___________ _ CANT.:

________

MUESTRA TEMP. Vol. AGUA Y SEDIMENTOS TOTAL AGUA Y SEDIMENTOS

OBSERVACIONES:

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TECNICO:

SUPERVISOR: FECHA:

DETERMINACIÓN SAL EN CRUDOS (MÉTODO DE MOHR)

CAMPO: ____________________

POZO: ______________________

MUESTRA: __________________

VOLUMEN DE AgNO 3 USADO EN

ENSAYO EN BLANCO ( ml )

Vb

NORMALIDAD DEL AgNO 3

Nn

VOLUMEN DE AGUA A VALORAR (ml)

Vh

VOLUMEN DE AgNO 3 REQUERIDO PARA

COMPLETAR LA VALORACION (ml)

Vn = Vn total – Vb

CONTENIDO DE SAL (lb. Sal / MBI crudo) Q = 30727 * [ Nn * Vn / Vh ]

NOTA: Cada gota equivale aproximadamente a 0.05 ml

OBSERVACIONES:

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TECNICO:

SUPERVISOR: FECHA: