Informe 1 Laboratorio de Aguas y Lodos

MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

ESTUDIO # 1: GRAVEDAD API, SALINIDAD DEL CRUDO, CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIÓN AGUA Y SEDIMENTOS (BS&W).

1. Gravedad API (metado del picnometro).

muestra temp de trabajo.

Peso Picnómetro Vacio (gr)

Peso Picnómetro

Agua Destilada (gr)

Peso Picnómetro con Muestra

(gr)Gravedad Especifica Calculada

Gravedad API

calculada

Gravedad API Corregida @

60°F

M-6 TRINIDAD

62,6°F 17,561 gr 43,213 gr 39,881 gr 0,8701 31,1249 30,93

2. ANÁLISIS DE GRAVEDAD API (MÉTODO DE HIDRÓMETRO).MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

TEMPERATURA (ideal/real)

Gravedad API leída Gravedad API corregida @ 60°F

ambiente / (62,6 °F) 32,9 30,99

86°F/30 °F 33,2 29,23

104°F/40 °F 34 27,96

122°F/50 °F 35 26,7

GRAVEDAD API LEIDA

31,532

32,533

33,534

34,535

35,5

ambiente /(62,6 °F)

86°F/30 °F 104°F/40 °F 122°F/50 °F

TEMPERATURA

GRAV

EDAD

API

Gravedad API leída

GRAVEDAD API CORREGIDA 60°F

242526272829303132

ambiente /(62,6 °F)

86°F/30 °F 104°F/40°F

122°F/50°F

TEMPERATURA

GR

AVE

DA

D A

PI

Gravedad API corregida 60°F

3. SALINIDAD DEL CRUDO. MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

Volumen de Crudo (ml)

Volumen de Agua Destilada

(ml)

Volumen de Varsol (ml)

Volumen de Solución Acuosa

(ml)

Volumen de Nitrato de Plata

(ml)

Normalidad del Nitrato de

Plata

25 ml 38 ml 38 ml 101 ml 0,3 ml 0,0282 N

4. CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIÓN. MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

Volumen de muestra de crudo (ml)

Volumen de agua en la

"Trampa" (ml)

Contenido de Agua (porcentaje %)

25 ml 0,1 0,4

5. CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTO (BS%W). MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

N° Tubo

Volumen de muestra de crudo (ml)

BS&W luego de centrifuga

(ml)

BS&W con calentamiento

(ml)

BS&W con calentamiento y centrifuga (ml)

BS&W lectura final

(%)

1 25 ml TRANZAS TRANZAS TRANZAS0,2 %

2 26 ml TRANZAS TRANZAS TRANZAS

ECUACIONES EMPLEADAS.

1, 2 Gravedad API.(Método del Picnómetro).

Gravedad Específica.

Picnómetro Vacio (D)Picnómetro + Agua Destilada (H)Picnómetro + Muestra (Crudo) (S)Densidad del Agua (P)Densidad del Crudo (C)Volumen del Picnómetro (V)

1.a). Gravedad API = - 131.5

Gravedad Especifica ( ) =

=

=

1.b). Nuevo método para corregir el ° API a 60 ° F desarrollado por S.V. Keaves.

API corregida 60 =

CALCULOS.

Gravedad especifica = = 0.8701

= =1.02608 gr / ml

= = 0.8928 gr / ml

Gravedad API = - 131.5 = 31.1249

API corregida 60 = = 30.93

Donde él % error = = 0.63

TABLA DE RESULTADOS.

Temperatura

Ambiente

°API S.V Keaves

Nomograma

18 °C (62,6°F)

31.1249 30.93 32.8% Error 0.63% 0, 46%

2. ANALISIS DE GRAVEDAD API

(Método del hidrómetro).

de ambiente = 62.6

Gravedad API = - 131.5 = 31.1249


Donde él % error = = 0.63 %

Corrección por nomograma.

°API a 62.6 = 32.8

Donde % error = * 100% = 5.10 %

de 86




°API a 86 = 32

Donde % error = * 100% = 2.7 %

de 104




°API a 104 = 30.8

Donde % error = * 100% = 1.05 %

de 122




°API a 122 = 30.6

Donde % error = * 100% = 1.68 %

TABLA DE RESULTADOS.


Temperatura real.

°API (observada)

°API CORREGIDA

POR NOMOGRAM

A a 60°F

% Error

S.V. Keave

s°API a 60°F

% Error

Ambiente 62.6 32.9 32.8 5.10 % 30.93 0.63%

86 33.7 32 2.7 % 29.23 6.4 %

104 34 30.8 1.05 % 27.96 9.1 %

122 35 30.6 1.68 % 26.70 16.5 %

MUESTRA: M-6 TRINIDAD. 3. SALINIDAD DEL CRUDO

=

Nitrato de plata: 0.3 mlVolumen de solución acuosa: 10.1 mlVl crudo: 25 mlVl agua destilada: 38 ml Vl varsol: 38 mlVl nitrato de plata: 0.3 ml

Peso peso NaCl: 58 grNormalidad del nitrato de plata: 0.0282 N

Cálculos

Salinidad del crudo = = 736.02

MUESTRA: M-6 TRINIDAD. 4. Contenido de agua por destilación

% agua = * 100

A = vl total de agua trampa A = 0.1 ml trampa

Vo = vl inicial del crudo Vo = 25 ml

Cálculos

% agua = * 100 = 0.4 % de agua

MUESTRA: M-6 TRINIDAD. 5. Contenido de agua y sedimentos ( bs&w)

% bs&w = * 100

S = vl total de agua y sedimentos S = 0.05 ml

V= vl inicial del crudo V = 25 ml

Cálculos

% bs&w = * 100 = 0.2 % de bs&w

ANALISIS DE RESULTADOS

Antes de interpretar la gravedad API y Gravedad Especifica del crudo, es importante tener claro ¿Por qué la importancia de la densidad en un crudo? La densidad es una expresión que permite relacionar si un producto se expande o no cuando es calentado; reduciendo el peso por unidad de volumen a medida que la temperatura aumenta. En la industria del petróleo la densidad puede ser expresada en dos escalas: Gravedad API y Gravedad Especifica, ¿cuál es la relación que existe entre ellas? Entre mayor sea gravedad especifica del crudo menos es la gravedad API.

Como nos podemos dar cuenta en las dos primeras practicas (gravedad API (picnómetro e hidrómetro), podemos afirmar que la confiabilidad más alta esta en la medida del API del hidrómetro ya que este nos indica una medición directa, también podemos analizar que el API que nos dio da la seguridad de que el crudo es de buena calidad es decir que o es un crudo pesado.

La salinidad del crudo nos indica la cantidad de sal que esta tenia es decir la cantidad de nitrato de plata que se uso en nuestro caso fueron 0.6 ml al realizar él calculo podemos observar que la salinidad de nuestro crudo de orito es baja esto quiere decir que es un crudo de buena calidad.

En el contenido de agua por destilación el valor que nos dio fue de 0.1 ml de agua es decir el 0.4% de éste, baja cantidad de agua en el crudo es mucho mejor ya que se utilizaran lo pasos exactos para la extracción indicada del agua.

De nuevo ahora él la practica de (BS&W) el crudo nos muestra que él (BS&W) que tiene en este caso es cero se intento con centrifugación, calentamiento y viceversa pero no se obtuvo el mismo resultado eso quiere decir que el crudo tiene un (BS&W) total de 0 es decir que no hubo material para recolectar.

CONCLUSIONES

La gravedad API se puede determinar fácilmente por dos métodos que son: Hidrómetro y Picnómetro, al compararlos podemos darnos cuenta que el hidrómetro nos da una mayor confiabilidad ya que este da una medida directa.

Cuando se utiliza el picnómetro para calcular la gravedad API se debe pesar el picnómetro vació primero y luego con la sustancia así podemos hallar la masa de la sustancia y as luego determinar su densidad.

Se deben usar los hidrómetros indicados para cada crudo ya que a mayor temperatura (crudo) éste se hacia mas liquido así nosotros utilizamos los de (19-31) y (29-91)

La gravedad API aumenta a medida que aumenta la temperatura

La corrección de la gravedad API se realiza por medio de tres métodos.

TABLA NOMOGRAMA RAJAN

Las unidades que se manejan en las industrias petroleras para determinación de salinidad del crudo son de: libras de NaCl / 1000 barriles hidrocarburo

Si el crudo tiene gran cantidad de sal esto se vera reflejada en la calidad del crudo.

El saber cual es la cantidad de agua en el crudo es muy importante pues nos dará la decisión para los procesos y procedimientos que vallamos a realizar.

El equipo Deán & Stak determina la cantidad de agua en el crudo

En el crudo orito la cantidad de H2O y sedimentos es nula pues el desenmulsificante tiene la propiedad de eliminar la tensión superficial entre (crudo y agua).

APLICACIONES A LA INGENIERIA

La gravedad API ayuda a que el ingeniero catalogue los crudos en livianos, medianos, pesados u otros de acuerdo a esta gravedad.

La determinación de la salinidad del crudo es importante, ya que, al vender y transportar se requiere un valor bajo de sal en el crudo, esto permite al ingeniero saber si el crudo puede tener acción corrosiva

CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIÓN

Permite que se determine el parecido de crudos y que se escojan los procedimientos necesarios en campo para lograr retirar el agua hasta el volumen permitido.

CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS EN EL CRUDO (BS&W)

Este procedimiento es aplicado en la ingeniería para establecer los volúmenes netos de petróleo crudo que se negocia, intercambia, y otros. Si existe gran cantidad de Agua y sedimentos el ingeniero podrá reconocer los problemas que generara. Pueden se operacionales, de transporte, entre otros, pues estos problemas generaran mas costos de tratamiento y reparación.

BIBLIOGRAFÍA

NORMA ASTM D-95-99

NORMA ASTM D-287-92

NORMA ASTMD-1250-80

NORMA ASTM D-1298-99

NORMA ASTM D-4006-81

NORMA ASRM D-4007-81

NORMA RP45

PAPER 28944 SPE.

ESTUDIO # 2 DETERMINACION DE PARAFINAS, ASFALTENOS Y SEDIMENTOS .

TEMPERATURA: AMBIENTE 64.4

Gravedad API (método de Picnómetro)

muestra temp de trabajo

Peso Picnometro Vacio (gr)

Peso Picnometro

Agua Destilada (gr)

Peso Pignometro con Muestra

(gr)

Gravedad Especifica Calculada

Gravedad API

calculada

Gravedad API

Corregida @ 60°F

crudo 64,4 31.99 57.35 55.04 0.908 24.18 23.9

1. DETERMINACIÓN DE PARAFINAS, ASFALTENOS Y SEDIMENTOS MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

Tubo N° 1 Tubo N° 2

´Peso de tubo vacio (gr) 27,857 26,944

Peso de la muestra (gr) 0,953 0,955

peso del tubo + muestra (gr) 28,81 27,899

Luego de la extraccion con el solvente N° 1

Peso de tubo + residuo (gr) 28,215 27,293

Peso residuo (gr)(paraf.altopeso, asfaltenos y sedimentos) 0,358 0,349

Porcentaje Residuo (%) 22,67 27,54

Peso sustancias extraidas (gr)(parafinas bajo peso molec) 0 0

Porcentaje Extraccion (%) 0 0

Luego de la extraccion con el solvente N° 2

Peso de tubo + remamente (gr) 27,999 27,030

Peso remanente (gr)( asfaltenos y sedimentos) 0,142 0,086

Porcentaje muestra Remanente (%) 62,43 63,46

Peso sustancias extraídas (gr)(parafinas bajo peso molec) 0 0

Porcentaje Extracción (%) 0 0

Luego de la extraccion con Tolueno

Peso de tubo + sobrante (gr) 27,861 26,954

Peso del sobrante (gr)(Sedimento Insoluble en el Tolueno) 0,138 0,076

Porcentaje Sedimeintos Insolubles en tolueno (%) 14,48 7,96

2. DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE ANILINA MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

3. DETERMINACIÓN DEL NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN

MUESTRA Temperatura

M-G Trinidad 105


peso de la muestra (gr)

Volumen de KOH (ml) Normalidad KOHFactor del solvente

de titulación

5,093 1,5 0,1 0,5

MÉTODO DEL PICNÓMETRO

Peso del picnómetro solo: 31.99 grPeso del picnómetro con agua destilada: 57.35 grPeso del picnómetro con crudo: 55.04 gr

Gravedad API = - 131.5

Gravedad especifica =

=

=

Api corregida 60 por s.v keaves

API corregida 60 =

1. CÁLCULOS

Gravedad especifica = =0.908

= =1.0144 gr / ml

= =0.922 gr / ml

Gravedad API = - 131.5 = 24.18


CÁLCULOS


1.2 NUMERO DE NEUTRALIZACIÓN

# de neutralización =

H = 1 gr peso KOH = 56 grO = 16 grK = 39 gr

# de neutralización = = 1.176


1.3 ÍNDICE DE ACIDEZ

N KOH = 0.1 N

ml KOH = 1.5

peso de KOH = 56 gr

IA =

IA = = 0.084


1.4 GRADO DE ACIDEZ

N KOH = 0.1 N

ml KOH = 1.5

GA =

GA = = 0.846

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En la determinación de la parafina asfáltenos y sedimentos se obtuvo un alto contenido de para finas de lato peso molecular, que son conocidas como micro cristales y son similares en estructura química a las parafinas normales pero tiene un punto de fusión más alto (150° a 212°F), con un 62.43% en el primer tubo y un 63.46% en el segundo tubo, y las parafinas de bajo peso molecular que son las que van desde C₂ hasta C₅ de sus puntos de fusión son menores que 150°Fno develaron un 22.67% en el primer tubo y un 27.54% en el segundo. De este modo vemos que el crudo está compuesto en 80% por parafinas y tan solo un 20% restante, aproximadamente, de asfáltenos y sedimentos. Con una °API DE 24.18 se clasifican dentro de los crudos de los crudos medianos lo que es acertado debido a que una mayor presencia de asfáltenos disminuirán su gravedad API dando un crudo de mala calidad.

Acerca del número de neutralización del lubricante usado, por cálculos, obtuvimos que era 0.896. En un aceite nuevo el número de neutralización es pequeño, y aumenta como resultado del envejecimiento, deterioro y oxidación. Si obtuvimos valores <0.08 mgkOH/gr obtendríamos un valor un valor optimo de un aceite nuevo, dudoso de 0.08 a 0.15 mgkOH/gr, e insatisfactorio> 0.15mgkOH/gr; de esta manera, tenemos un valor dudoso, pero no se podría esperar menos debido a que el lubricante usado en el laboratorio no es completamente nuevo aparte de que ha sido usado para determinaciones previos

CONCLUSIONES

Todos petróleos contienen parafina dentro de su composición, sin embargo para causas geoquímicas no todos tiene asfáltenos.

Los petróleos con alto grado de madurez geoquímica generalmente profundos, no contiene sustancias asfálticas (por lo menos asfáltenos). Existen sin embargo, sobradas evidencias en una mayoría, los dispositivos de parafinas contienen asfáltenos y viceversa.

En un asfalto (residuo de fondo de la destilación de crudo) la naturaleza cristalina y no adherente de las ceras causan efectos negativos sobre su calidad y performance. Es por estas causas que el contenido de parafinas se especifica en los betunes. Es obvio que las parafinas que difieren efectos sobre las propiedades y performance de los asfaltos.

El punto de anilina se utiliza fundamentalmente para determinar la compatibilidad del aceite con sellos y juntos de gama y elastómeros. Los aceites con punto de anilina alto hacen que los sellos se contraigan y endurezcan, mientras que los que tiene un punto de anilina demasiado bajo hacen que el sello se ablande y expanda.

RECOMENDACIONES

Hacer en que es necesario el hielo para realizar la practica 2 y así poder evitar que algunos estudiantes se les olvide llevarlo a el laboratorio.

Recomendaría que los frascos de solvente 1 usado, solvente 2 usado y tolueno usado estén lejos del mesón de la practica 2 para evitar que el estudiante descuidado usen estos en vez de los solvente y el tolueno nuevo ya destilado lista para usar.

BIBLIOGRAFIA

Norma ASTM D-288. Norma ASTM D-611. Norma ASTM D-974. Norma ASTM D-1012. Petroleum Engineering Handbook. Guías de Laboratorio de Crudos y Aguas, Laboratorio de Petróleos.

ESTUDIO # 3: DETERMINACION DE VISCOSIDAD SAYBOLT .

MUESTRA: M-6 TRINIDAD.LUBRICANTE: SAE 90.

TEMPERATURA: AMBIENTE 68

1. MÉTODO DEL PICNÓMETRO

Peso del picnómetro solo: 16.701 grPeso del picnómetro con agua destilada: 42.067 grPeso del picnómetro con crudo: 38.849 grPeso del picnómetro con lubricante: 39.367 gr

Gravedad API = - 131.5

Gravedad especifica =

=

=

=

Corrección a 60 = GE + {(

Api corregida 60 por s.v keaves

API corregida 60 =

Viscosímetro saybolt universal

SSF =

Viscosímetro saybolt furol

SSU =

2. GRAVEDAD API

MÉTODO DEL PICNÓMETRO

Muestra de trabajo

Pic vacio

Pic agua

Pic muetra

Ge calculada

G API calculada

G API corregida @ 60

Crudo 68 16.701 42.067 38.849 0.87 31.14 31.06lubricante 68 16.701 42.067 39.367 0.89 27.5 27.42

Muestra de prueba real Tiempo furol Tiempo universalcrudo Ambiente 68 0 : 14 56“ 38Crudo 40 ( 140 ) 0 : 00 15“ 00crudo 60 ( 140 ) 0 : 00 44“ 44crudo 80 ( 176 ) 0 : 00 38“ 07lubricante Ambiente 68 0 : 04 12“ 11Lubricante 40 ( 140 ) 0 : 00 54“ 88Lubricante 60 ( 140 ) 0 : 03 50“ 59lubricante 80 ( 176 ) 0 : 02 00“ 08

lubricante 100 ( 212 ) 0 : 01 12“ 91

3. CALCULOS

= = 1.014 gr / ml

= = 0.885 gr / ml

= = 0.906 gr / ml

3.1. GRAVEDAD ESPECIFICA

Lubricante LUBRICANTE: SAE 90.

Gravedad especifica = = 0.89

Crudo MUESTRA: M-6 TRINIDAD.

Gravedad especifica = = 087

3.2 GRAVEDAD API


Gravedad API = - 131.5 = 27.5



Gravedad API = - 131.5 = 31.14


3.4 ANÁLISIS DE GRAVEDAD API


de ambiente = 68

Corrección a 60 = 0.89 + {68 = 0.8916

Gravedad API = - 131.5 = 27.15

de = 104

Corrección a 60 = 0.89 + {104 = 0.8988

Gravedad API = - 131.5 = 25.93

de = 176

Corrección a 60 = 0.89 + {176 = 0.9148

Gravedad API = - 131.5 = 23.178

de = 212

Corrección a 60 = 0.89 + {212 = 0.922

Gravedad API = - 131.5 = 21.97


de ambiente = 68

Corrección a 60 = 0.87 + {68 = 0.871

Gravedad API = - 131.5 = 30.95

de = 104

Corrección a 60 = 0.87 + {104 = 0.886

Gravedad API = - 131.5 = 28.20

de = 140

Corrección a 60 = 0.87 + {140 = 0.886

Gravedad API = - 131.5 = 28.20

de = 176

Corrección a 60 = 0.87 + {176 = 0.893

Gravedad API = - 131.5 = 26.91

Viscosidad

CrudoMUESTRA: M-6 TRINIDAD.

cinematicaVc: 0.220 * (seg ss u) – 180 / (seg ssu)

AbsolutaVabs: (vc en st) * ( densidad del crudo)lubricante

cinematicaVc: 2.12 * (seg ssf) – 139 / (seg ssf)

AbsolutaVabs: (vc en cst) * ( densidad del lubricante)

4. Cálculos

CrudoMUESTRA: M-6 TRINIDAD.

de ambiente = 68

840 seg ssu

Cinematica

Vc: 0.220 * (840 seg ss u) – 180 / (840 seg ssu)Vc = 184.58 cst

AbsolutaVabs: (184.58 en st) * ( 0.87)Vabs = 160.58 cp

de = 104

53 seg ssu

Cinematica

Vc: 0.220 * (53 seg ss u) – 180 / (53 seg ssu)Vc= 8.263 cst

Absoluta

Vabs: (8.263 en st) * ( 0.87)Vabs = 7.189 cp

de = 140

44 seg ssu

Cinematica


Absoluta

Vabs: (5.58 en st) * ( 0.87)Vabs = 4.86 cp


de ambiente = 68

252 seg ssf

Cinematica

Vc: 2.12 * (840 seg ss u) – 139 / (252 seg ssu)Vc = 533.68 cst

AbsolutaVabs: (533.68 en st) * ( 0.89)Vabs = 474.98 cp

de = 104

54 seg ssf

Cinematica


Absoluta

Vabs: (111.90 en st) * ( 0.89)Vabs = 99.59 cp

de = 140

230 seg ssf

Cinematica


Absoluta

Vabs: (486.9 en st) * ( 0.89)Vabs = 433.42 cp

de = 176

120 seg ssf

Cinematica


Absoluta

Vabs: (253.2 en st) * ( 0.89)Vabs = 225.38 cp

de = 212

72 seg ssf

Cinematica


Absoluta

Vabs: (150.70 en st) * ( 0.89)Vabs = 134.13 cp

VISCOSÍMETRO SAYBOLT UNIVERSAL

de ambiente = 68

SSF = = 87,77

de = 104

SSF = = 10,26

VISCOSÍMETRO SAYBOLT FUROL

de ambiente = 68

SSU = = 2.426,23

= 104

SSU = = 510,47

= 140

SSU = = 2.214,03

= 176

SSU = = 1.151,90

= 212

SSU = = 686,39

5. TABLA DE RESULTADOS

lubricante 68 104 140 176 212API 27.15 25.93 24.55 23.178 21.97

crudo 68 104 140 176API 30.95 30.84 28.20 26.91

lubricante 68 104 140 176 212ViscosidadCinetica cst

533.68 111.90 486.9 253.2 150.70

ViscosidadAbsoluta cp

474.95 99.59 433.42 225.38 134.13

crudo 68 104 140ViscosidadCinetica cst

184.58 8.263 5.58

ViscosidadAbsoluta cp

160.58 7.189 4.86

VISCOSIDAD SAYBOLT ( UNIVERSAL , FUROL )

Muestra prueba Ideal / real

Ssu ssf

crudo Ambiente 68 840 87,77crudo 40 ( 140 ) 53 10,26crudo 60 ( 140 ) 44 9,51lubricante Ambiente 68 252 2.426,23Lubricante 40 ( 140 230 510,47Lubricante 60 (140 ) 54 2.214,03Lubricante 80 ( 176 ) 120 1.151,90lubricante 100 ( 212 ) 72 686,39


La viscosidad Saybolt nos ayuda a medir la fluidez a determinadas temperaturas, y como nos pudimos dar cuenta en la práctica que a mayor temperatura la fluidez de la muestra es mas rápida

Si la viscosidad es demasiado alta el lubricante no es capaz de llegar a todas las intersticios en donde es requerido, y si es demasiado baja el film lubricante no soporta las cargas entre las piezas y desaparecen del medio sin cumplir su objetivo de evitar el contacto metal-metal.Esto nos sirve para la maquinaria encargada de transportar estos lubricantes en diferentes lugares sometidos a distintas temperaturas y que no llegue a tener complicaciones con la fluidez de este.

Al ver los resultados se puede observar el comportamiento de la densidad con la temperatura en los fluidos analizados es directamente proporcionales y se ve en la viscosidad con la temperatura que son inversamente proporcionales. A medida que se aumenta la temperatura el tiempo en el que se llenaba las copas saybolt era mínimo.

Se observaba que la densidad no tiene la relación con la viscosidad. La viscosidad de un aceite lubricante va ser siempre alta debido a la fricción a la que es sometida en un motor en el cual es siempre se trabaja a temperaturas altas , mientras en un motor con bajas temperaturas y precisiones; el aceite que se utiliza es de menor viscosidad.

CONCLUSIONES

De acuerdo a las graficas agregadas una línea de tendencia logarítmica se puede deducir que la temperatura y la viscosidad son inversamente proporcionales. La viscosidad es una propiedad muy importante de las fluidas ya que de acuerdo a ella y a la temperatura en que este el fluido se utilizan en muchas ramas, una de ellas es la mecánica automotriz.

Los tiempos de caída están sujetos a errores como es la presión del cronometro de mano ya que una persona media el tiempo.

La viscosidad de un lubricante es determinada de acuerdo al trabajo en el que se utilice. Los de alta viscosidad son utilizadas para las presiones y altas temperaturas.

La viscosidad absoluta se usa para corregir la viscosidad cinemática

La viscosidad saybolt Furol se utiliza para altas viscosidades cuando la viscosidad saybolt universal es mayor a los mil segundos.

RECOMENDACIONES

Tratar de mantener las temperaturas constantes y procurar no exceder la cantidad de muestra para evitar daños.Se debe tomar los tiempos de manera exacta cuando el líquido que se estudia llega al aforo.Los materiales que se usan para las mediciones deben ser lavados y secados para evitar errores.No tener contacto con los materiales después de la práctica ya que pueden estar aun a altas temperaturas y así ocasionar cualquier tipo de accidente.Tener en cuenta que tan densa es la muestra para saber si debe ser utilizado por medeio de SSU o por medio de SSF

BIBLIOGRAFIA

Norma ASTM D-88. Norma ASTM D-288. Norma ASTM D-2270. Norma ASTM D-2272. Norma ASTM D-2501. Petroleum Engineering Handbook Guías de Laboratorio de Crudos y Aguas

ESTUDIO # 4: DETERMINACION DE VISCOSIDAD CINEMATICA .

MUESTRA: M-6 TRINIDAD.LUBRICANTE: SAE 40.

TEMPERATURA: AMBIENTE A 64,4°F

1. TABLA DE DATOS

CONSTANTE DE VISCOSIMETRO PARA LÍQUIDOS TRANSPARENTES.

CONSTANTE DE VISCOSIMETRO PARA LÍQUIDOS OPACOS.

TAMAÑO CONSTANTE C A 40°C

CONSTANTE D A 40°C

CONSTANTE C A 100°C

CONSTANTE D A 100°C

50 0,003911 0,002877 0,003940 0,002903

100 0,01506 0,01124 0,01517 0,01135

150 0,03334 0,02609 0,03358 0,02633

200 0.0948 0,0719 0,0956 0,0726

300 0,2486 0,1896 0,2504 0,1913

400 1,1760 0,8877 1,1853 0,8922

500 7,837 5,910 7,9044 5,9815

700 101,0 66,9 101,9 67,6

TAMAÑO CONSTANTE A 40°C

CONSTANTE A 100°C

50 0,003963 0,003945

100 0,01400 0,01395

150 0,03283 0,03266

200 0,1015 0,1010

300 0,2468 0,2457

350 0,4782 0,4760

400 1,1690 1,1630

500 7,5860 7,5450

600 19,600 19,5020

DATOS – LIQUIDOS TRANSPARENTES

MUESTRA TAMAÑO DEL VISCOSIMETRO

TEMPERATURA °F

TIEMPO EN SEGUNDOS

SAE 40 400 64,4 724,96

SAE 40 350 104 333,19

SAE 40 200 140 642,45

SAE 40 150 176 681,81

DATOS-LIQUIDOS TRANSPARENTES

0

200

400

600

800

TAMAÑO DEL VISCOSIMETRO

TEMPERATURA °F

TIEMPO EN SEGUNDOS

TAMAÑO DELVISCOSIMETRO

400 350 200 150

TEMPERATURA °F 64,4 104 140 176

TIEMPO ENSEGUNDOS

724,96 333,19 642,45 681,81

SAE 40 SAE 40 SAE 40 SAE 40

DATOS – LIQUIDOS OPACOS

MUESTRA TAMAÑO DEL VISCOSIMETR

O

TEMPERATURA °F

TIEMPO C EN SEGUNDOS

TIEMPO D EN SEGUNDOS

CRUDO M-6 TRINIDAD

300 64,4 241,76 602,95

150 104 210,29 410,29

100 140 306,88 583,22

50 176 1347,21 2694,42

DATOS LIQUIDOS-OPACOS

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Crudo M-6 Trinidad

Crudo M-6 Trinidad

Crudo M-6 Trinidad

Crudo M-6 Trinidad

Crudo M-6 Trinidad 300 64,4 241,76 602,95

Crudo M-6 Trinidad 150 104 210,29 410,29

Crudo M-6 Trinidad 100 140 306,88 583,22

Crudo M-6 Trinidad 50 176 1347,21 2694,42

TAMAÑO DEL VISCOSIMETRO

TEMPERATURA °F

TIEMPO C EN SEGUNDOS

TIEMPO D EN SEGUNDOS

CALCULOS

LÍQUIDOS TRANSPARENTES

LUBRICANTE SAE 40

GRAVEDAD ESPECIFICA (MÉTODO DEL PICNÓMETRO)

TEMPERATURA AMBIENTE A 64,4°F (18°C)

Picnómetro Vacio = 18, 606 g Picnómetro + Agua Destilada @ 64,4 = 44,091 g Picnómetro + Muestra (Lubricante) @ 64,4 = 41,120 g Densidad del Agua @ 64,4 = 0,998595 g/ml

Volumen = (44.091 – 18,606) (0,998595)

= 25,5208 Gravedad Especifica = (41,120 – 18,606) (25,5208)

=0,8821

GRAVEDAD ESPECÍFICA CORREGIDA A 60 °F G E a 64,4 °F = 0,8821 (64,4 – 60) °F x 0,0002 = 8,8 x 10 -4 G.E Corregida a 60 °F = 0,88298

GRAVEDAD API

°API = 141.5 - 131.5 0,88298

= 28,7527

GRAVEDAD API @ TODAS LAS TEMPERATURAS

LUBRICANTE SAE 40

VISCOSIDAD CINEMÁTICA Y VISCOSIDAD ABSOLUTA

Temperatura Ambiente @ 64,4°F (18°C)

*Constante del viscosímetro (capilar 400)

C = 1,1712 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 64,4°F

T = 724,96 s

*Viscosidad Cinemática

V = C * T

V = 1,1712 mm2/s2 x 724,96 s

V = 849,073 mm2/s

*Viscosidad Absoluta

G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 28,7527 + 131.5 = 0,8829

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 64,4 = 0, 8829 x 0,998595 g/ml = 0, 8817 g/ml = 881, 73 kg/m3

η = 849,073 x 881,73 x 10-3

= 748,653 mPa/s Temperatura @ 104°F (40°C)


C = 0,4782 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 104°F

T = 333,19 s


V = C * T

V = 0, 4782 mm2/s2 x 333, 19 s

V = 159,331 mm2/s


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 31,7 + 131.5 = 0,8670

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 104 = 0, 8670 x 0,992212 g/ml = 0, 86024 g/ml = 860, 24 kg/m3

η = 159,331 x 860,24 x 10-3

= 137,0632 mPa/s

Temperatura A 140°F (60°C)


C = 0,1013 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 140°F

T = 642,45 s


V = C * T

V = 0, 1013 mm2/s2 x 642, 45 s

V = 65, 0801 mm2/s


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 34,5 + 131.5 = 0,8524

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 140 = 0, 8524 x 0,983191 g/ml = 0, 8380 g/ml = 838,072 kg/m3

η = 65,0801 x 838,072 x 10-3

= 54,5418 mPa/s



C = 0,03271 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 176°F

T = 681,81 s


V = C * T

V = 0, 03271 mm2/s2 x 681, 81 s

V = 22, 3020 mm2/s


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 37,5 + 131.5 = 0,8372

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 104 = 0, 8372 x 0,971785 g/ml = 0, 8136 g/ml = 813,654 kg/m3

η = 22,3020 x 813,654 x 10-3

= 18, 1461 mPa/s

SSU (Second Saybolt Universal) y SSF (Second Saybolt Furol)

Temperatura Ambiente A 64,4°F (18°C)

SSU (second saybolt universal)

SSF (second saybolt furol)










LÍQUIDOS OPACOS

CRUDO DE M- 6 TRINIDAD

GRAVEDAD ESPECIFICA (MÉTODO DEL PICNÓMETRO)

TEMPERATURA AMBIENTE @ 64,4°F (18°C)

Picnómetro Vacio = 18, 606 g Picnómetro + Agua Destilada @ 64,4 = 44,091 g Picnómetro + Muestra (Crudo) @ 64,4 = 40,529 g Densidad del Agua @ 64,4 = 0,998595 g/ml

Volumen = (44.091 – 18,606) (0,998595)

= 25,5208 Gravedad Especifica = (40,529 – 18,606) (25,5208)

=0,8590

GRAVEDAD ESPECÍFICA CORREGIDA A 60 °F G E a 64,4 °F = 0,8590 (64,4 – 60) °F x 0,0002 = 8,8 x 10 -4 G.E Corregida a 60 °F = 0,85988

GRAVEDAD API

°API = 141.5 - 131.5 0,85988

= 33,0578

GRAVEDAD API @ TODAS LAS TEMPERATURAS

CRUDO M- 6 TRINIDAD

VISCOSIDAD CINEMÁTICA Y VISCOSIDAD ABSOLUTA

Temperatura Ambiente A 64,4°F (18°C)

*Constante C del viscosímetro (capilar 300)

C = 0, 24794 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 64, 4°F

T = 241,76 s


V = C * T

V = 0,24794 mm2/s2 x 241,76 s

V = 59,9419 mm2/s

*Constante D del viscosímetro (capilar 300)

C = 0, 18897 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo a 64, 4°F

T = 602,95 s


V = C * T

V = 0,18897 mm2/s2 x 602,95 s

V = 113,9394 mm2/s

*Promedio de Viscosímetros

V = [(59,9419 + 113,9394)] 2 = 86,94065


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 33,0578 + 131.5 = 0,85988

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 64,4 = 0, 85988 x 0,998595 g/ml = 0, 8586 g/ml = 858,67kg/m3

η = 86,94065 x 858,67 x 10-3

= 74,6533 mPa/s



C = 0, 03334 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 104°F

T = 210,29 s


V = C * T

V = 0,03334 mm2/s2 x 210,29 s

V = 7,01106 mm2/s

*Constante D del viscosímetro (capilar 150)

C = 0, 02609 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 104°F

T = 410,29 s


V = C * T

V = 0,02609 mm2/s2 x 410,29 s

V = 10,7044 mm2/s


V = [(7,01106 + 10,7044)] 2 = 8,85776


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 36 + 131.5 = 0,84477

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 104 = 0, 84477 x 0,992212 g/ml

= 0, 83819 g/ml = 838,19kg/m3

η = 8,85776 x 838,19 x 10-3

= 7,4244 mPa/s



C = 0, 01509 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 140°F

T = 306,88 s


V = C * T

V = 0,01509 mm2/s2 x 306,88 s

V = 4,63081 mm2/s

*Constante D del viscosímetro (capilar100)

C = 0,011276 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 140°F

T = 583,22 s


V = C * T

V = 0,011276 mm2/s2 x 583,22 s

V = 6,57638 mm2/s


V = [(4,63081 + 6,57638)] 2 = 5,603595


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5

39,2 + 131.5 = 0,82893

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 140 = 0, 82893 x 0,983191 g/ml = 0, 81499 g/ml = 814, 9965 kg/m3

η = 5,603595 x 814,9965 x 10-3

= 4,56691 mPa/s



C = 0,003930 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 176°F

T = 1347,21 s


V = C * T

V = 0,003930 mm2/s2 x 1347,21 s

V = 5,29453 mm2/s

*Constante D del viscosímetro (capilar100)

C = 0, 0028943 mm2/s2 (cts. /s)

*Tiempo @ 176°F

T = 2694,42 s


V = C * T

V = 0,0028943 mm2/s2 x 2694,42 s

V = 7,79845 mm2/s


V = [(5,29453 + 7,79845)] 2 = 6,54649


G.E = 141.5 °API + 131.5

= 141.5 42,3 + 131.5 = -1,58632

Densidad del fluido = G.E x ρ H2O @ 176 = -1, 58632 x 0,971785 g/ml = -1, 54156 g/ml = -1541, 564 kg/m3

η = 6,54649 x -1541,564 x 10-3

= -10, 0918 mPa/s

SSU (Second Saybolt Universal) y SSF (Second Saybolt Furol)

Temperatura Ambiente A 64, 4°F (18°C) SSU (second saybolt universal)





Como se pudo comprobar experimentalmente la viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, sin importar casi el tamaño del viscosímetro ya que como se ve en la tabla de resultado con menor temperatura los lubricantes y crudos son más viscosos.

La viscosidad cinemática del lubricante desde el principio es mucho mayor a la viscosidad del crudo indicando que el lubricante tiene mayor resistencia a fluir.

Las constantes sin importar si son de líquidos opacos o claros disminuyen cuando también disminuyen el tamaño del viscosímetro.

Con respecto a la viscosidad cinemática vs temperatura del lubricante SAE 40, es claro que a medida que la temperatura aumenta la viscosidad disminuye.

Las viscosidades a temperaturas de 60°C y 80°C, tienen variaciones con respecto a las tablas en las guías de laboratorio debido a que utilizamos viscosímetros con capilares mayores, que al fluir el lubricante por acción de la gravedad a través de los capilares el tiempo obtenido va a ser menor. También debemos tener en cuenta que el lubricante SAE 40 es mono grado, por más que los cambios de temperatura ambiente en la ciudad de Bogotá no son significativos puede variar la lectura de la viscosidad cinética.

Con respecto a la muestra de crudo, en el momento de fluir por acción de la gravedad a través de los capilares en los viscosímetros [ Cannon- Fenske], el tiempo C es de menor que el tiempo D, debido a que en el momento D hay mayor volumen de crudo a medida que flujo por la acción de la gravedad. Al momento de calcular la viscosidad cinemática a cada temperatura se realiza un promedio de estos dos tiempos.

CONCLUSIONES

Pudimos determinar la viscosidad cinemática para líquidos opacos (crudo) y claros (lubricante), permitiéndonos esto poder calcular viscosidades absolutas para estos.

Utilizamos correctamente los viscosímetros y el material del laboratorio lo que nos permite avanzar en el proceso de la ingeniería, dándonos este mayor conocimiento y experiencia.

La viscosidad cinemática es inversamente proporcional a la temperatura y las constantes directamente proporcionales al tamaño del viscosímetro.

RECOMENDACIONES

Tener siempre presente que no se puede manipular mal el material debido a que si llenamos mal el viscosímetro podemos hacer que cargo parte de la muestra en el aceite mineral, contaminándolo e impidiendo tomar una buen dato del laboratorio realizado.

BIBLIOGRAFIA

NORMA ASTM D – 288 NORMA ASTM D – 445 NORMA ASTM D – 446 NORMA ASTM D – 2170 NORMA ASTM D – 2501 NORMA ASTM D – 2270 NORMA ASTM D – 2272 PETRILEUM ENGINEERING HANDBOOK

GUIAS DE LABORATORIO DE CRUDOS Y AGUAS, LABORATORIO DE PETROLEO

ESTUDIO # 5: PUNTO DE CHISPA (FLASH POINT) Y PUNTO DE ENCENDIDO (FIRE POINT) .

(ACEITE MINERAL + DIESEL) M-2(LUBRICANTE PARA TRANSFORMADORES) M-2

1. TABLAS DE DATOS

PUNTO DE CHISPA Y ENCENDIDO


Muestra Método

Usado Punto de

Chispa (ºC)

Punto de Encendido

(ºC)

M – 2

(Lubricante para transformadores)

Copa Abierta 215 218

M – 2

(aceite mineral+diesel)

Copa Cerrada 73 80

DETERMINACION DE GRAVEDAD ESPECÍFICA Y GRAVEDAD °API


MuestraM – 2

(aceite mineral+diesel)

M - 2

(Lubricante para transformadores)

Peso Picnómetro Vació (gr) 20.178 20.178

Peso Picnómetro Agua Destilada (gr)

45.418 45.418

Peso Picnómetro con Muestra (gr)

41.668 42.192

2. CALCULOS

2.1 GRAVEDAD ESPECIFICA Y GRAVEDAD °API:

TEMPERATURA 18°C

ºF = 9/5 * °C + 32

ºF = 9/5 * 18 + 32

ºF = 64.4

DENSIDAD AGUA= MASA AGUA

VOLUMEN

MASA AGUA= picnometro con agua – picnometro vacio

MASA AGUA= 45.418 gr-20.178 gr}

MASA AGUA= 25.24 gr

DENSIDAD AGUA= 25.24 gr

25 cm3

DENSIDAD AGUA= 1.0096 gr/ cm3

MUESTRA M – 2 (aceite mineral +diesel)

MASA MUESTRA= picnometro con muestra – picnometro vacio

MASA MUESTRA= 41.668 gr-20.178 gr

MASA MUESTRA= 21.49 gr

DENSIDAD MUESTRA= 21.49 gr

25 cm3

DENSIDAD MUESTRA= 0.8596 gr/ cm3

MUESTRA M – 2 (lubricante para transformadores)

MASA MUESTRA= picnometro con muestra – picnometro vacio

MASA MUESTRA= 42.192 gr-20.178 gr

MASA MUESTRA= 22.014 gr

DENSIDAD MUESTRA= 22.014 gr

25 cm3

DENSIDAD MUESTRA= 0.88056 gr/ cm3


(ACEITE MINERAL + DIESEL) M-2

GE= DENSIDAD MUESTRA

DENSIDAD AGUA

GE= 0.8596 gr/ cm3

1.0096 gr/ cm3

GE= 0.8514

Corrección de GE = GE + [(ºF – 60ºF) * 0.0002]

Corrección de GE = 0.8514 + [(64.4 – 60) * 0.0002]

Corrección de GE = 0.85228


(LUBRICANTE PARA TRANSFORMADORES) M-2

GE= DENSIDAD MUESTRA

DENSIDAD AGUA

GE= 0.88056 gr/ cm3

1.0096 gr/ cm3

GE= 0.8721

Corrección de GE = GE + [(ºF – 60ºF) * 0.0002]

Corrección de GE = 0.8721+ [(64.4 – 60) * 0.0002]

Corrección de GE = 0.87298

----------


(ACEITE MINERAL + DIESEL) M-2

GRAVEDAD ºAPI = 141.5 – 131.5

GE


0.8514

GRAVEDAD ºAPI = 34.6968

CORRECCION GRAVEDAD ºAPI = 141.5 – 131.5

GE(corregida)


0.85228

CORRECCION GRAVEDAD ºAPI =34.52 (por gravedad especifica)

CORECCION GRAVEDAD ºAPI A 60°F =34.4

CORECCION GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)= GRAVEDAD ºAPI-0.059175 * (T - 60)

1+ 0.00045 (T – 60)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)= 34.6968 -0.059175 * (64.4 - 60)

1+ 0.00045 (64.4 – 60)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)=34.36

----------



GE


0.8721

GRAVEDAD ºAPI = 30.7520


GE(corregida)


0.872928

CORRECCION GRAVEDAD ºAPI =30.59 (por gravedad especifica)

CORECCION GRAVEDAD ºAPI A 60°F =30.4

CORECCION GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)= GRAVEDAD ºAPI-0.059175 * (T - 60)

1+ 0.00045 (T – 60)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)= 30.7520 -0.059175 * (64.4 - 60)

1+ 0.00045 (64.4 – 60)

GRAVEDAD ºAPI (RAJAN)=30.4

TEMPERATURAS POR EFECTO DE PRESION


Punto de chispa= 73°C

ºF = 9/5 * °C + 32

ºF = 9/5 * 73 + 32

ºF = 163.4

CORRECCION DE TEMPERATURA POR PRESION:

PRESION DE BOGOTA= 565 mmHg

T= °C + 0.033 (760mmHg – presion)

T= 73 + 0.033 (760mmHg – 565 mmHg)

T=79.435°C

T= °F + 0.06 (760mmHg – presion)

T= 163.4 + 0.06 (760mmHg – 565 mmHg)

T=175.1°F

----------

Punto de encendido= 80°C

ºF = 9/5 * °C + 32

ºF = 9/5 * 80 + 32

ºF = 176



T= °C + 0.033 (760mmHg – presion)

T= 80 + 0.033 (760mmHg – 565 mmHg)

T=86.435°C


T= 176 + 0.06 (760mmHg – 565 mmHg)

T=187.7°F

MUESTRA M – 2 (lubricantes para transformadores)

(LUBRICANTE PARA TRANSFORMADORES) M-2

Punto de chispa= 215°C

ºF = 9/5 * °C + 32

ºF = 9/5 * 215 + 32

ºF = 419



T= °C + 0.033 (760mmHg – presion)

T= 215 + 0.033 (760mmHg – 565 mmHg)

T=221.435°C


T= 419 + 0.06 (760mmHg – 565 mmHg)

T=430.7°F

----------

Punto de encendido= 218°C

ºF = 9/5 * °C + 32

ºF = 9/5 * 218 + 32

ºF = 424.4



T= °C + 0.033 (760mmHg – presion)

T= 218 + 0.033 (760mmHg – 565 mmHg)

T=224.435°C


T= 424.4 + 0.06 (760mmHg – 565 mmHg)

T=436.1°F

3. TABLAS DE RESULTADOS


GRAVEDAD API (Método de Picnómetro)

muestra Tem trabajada

°F

Peso picnometro vacio(gr)

Peso picnometro

agus destilada

(gr)

Peso picnometro

con muestra

(gr)

Gravedad especifica calculada

Gravedad api

calculada

Gravedad api

corregida 60°F

M-2 (aceite mineral + diesel)

64.4 20.178 45.418 41.668 0.8514 34.6968 34.4

M-2 ( lubricante para

transformadores)

64.4 20.178 45.418 42.192 0.8721 30.7520 30.4

PUNTO DE CHISPA Y ENCENDIDO


Muestra Metodo usado Punto de chispa °C Punto de

encendido °C

M-2 (aceite mineral + diesel)

Copa cerrada 73 80

M-2 ( lubricante para transformadores)

Copa abierta 215 218


Tomando en cuenta que las muestras trabajdas no tiene sus cualidades características al cien por ciento, nos reflejan correcciones de datos amplios, como lo son las temperaturas por efecto de presion, además de la gravedad °API, puesto que las muestras ya han sido tratadas.

Se pudieron haber presentado errores por algunos equipos o por mal lectura de datos, por lo cual se hacen correcciones, dándonos axial la posibilidad de obtener datos mas acertados alo que buscábamos con la practica experimental.

CONCLUSIONES

Aplicamos los conceptos vistos de titulación y gracias a estos pudimos obtener el PH a medir de los diferentes tipos de aguas.Analizando todos los tipos de agua que podemos encontrar en cualquier pozo en el que nos encontramos podemos determinar su PH, dureza, corrosión y entre otras que a veces llegan a afectar los procesos de extracción del crudo desde la roca madre.

RECOMENDACIONES

Primero que todo hay que estar demasiado atento en las diferentes titulaciones debido a que se puede neutralizar una muestra, pero si no estamos pendientes podemos agregar más sin tituladora de la necesaria haciendo esto un error de cálculos.Se debe buscar la forma de implementar el laboratorio con ms instrumentos de medición y muestras, ya que algunas veces no es posible realizar todos los cálculos y procedimientos necesarios en su totalidad.

BIBLIOGRAFIA

Norma ASTM D-56. Norma ASTM D-92. Norma ASTM D-93. Norma ASTM D-288. Petroleum Engineering Handbook. Guías de Laboratorio de Crudos y Aguas

ESTUDIO # 6: CARACTERIZACION DE AGUAS DE FORMACION, DETERMINACION DE PROPIEDADES Y ANALISIS FISICOQUIMICOS .

1. TABLAS DE DATOS

…Análisis de H2O Connota…

Muestra Resistividad (s^- Conductividad pH ºT

1)

A. General 968.05 1.033 * 10^-3 7.8 17ºC

CO2 --- --- 7.7 17ºC

…Soluciones Tituladotas…

Prueba T. Solución Concentración (N) Volumen (ml) V. Muestra (ml)

Alcalinidad F. --- --- --- ---

Alcalinidad M. H2SO4 0.2 6 25

Cloruros AgNO3 0.0282 5.5 1

D. Calcio EDTA 0.02 2 1

D. Total EDTA 0.02 3 1

Sulfatos BaCl2 0.025 4 25

Hierro T. 0.3 ppm

…Gases Disueltos…

Bioxido de C. Na2CO3 0.0454 1.4 100

O. Disuelto Na2S2O3 0.01 15.5 200

Sulfuro de H. Na2S2O3 0.01 1 100

…Gravedad Especifica…

Muestra Peso Pic. Vacio (g) Peso Pic. H2o Dest. (g) Peso Pic. Muestra (g)

/ 23.585 48.283 48.309

2. TABLA DE RESULTADOS

…Análisis de H2O Connota…

Muestra Resistividad (s^-1)

Conductividad pH ºT S. Disueltos (mg/l)

A. General 968.05 1.033 * 10^-3 7.8 17ºC

CO2 --- --- 7.7 17ºC ---

…Soluciones Tituladotas…

Prueba T. Solución Concentración (N)

V. (ml) V. Muestra (ml)

R.

Alcalinidad F. --- --- --- --- ---

Alcalinidad M. H2SO4 0.2 6 25 HCO3 2928 mg/l

CO2 1440 mg/l

Cloruros AgNO3 0.0282 5.5 1 52005.72 mg/l

D. Calcio EDTA 0.02 2 1 534.66 mg/l

D. Mg --- --- --- --- 162 mg/l

D. Total EDTA 0.02 3 1 696.66 mg/l

Sulfatos BaCl2 0.025 4 25 0.192 mg/l

Hierro T. 0.3 ppm --- --- --- 0.3012

…Gases Disueltos…

Bioxido de C. Na2CO3 0.0454 1.4 100 13.9832

O. Disuelto Na2S2O3 0.01 15.5 200 17.05

Sulfuro de H. Na2S2O3 0.01 1 100 2.2

Factor W 9.99

…Gravedad Especifica…

Muestra Peso Pic. Vacio (g)

Peso Pic. H2o Dest. (g)

Peso Pic. Muestra (g)

Gravedad Especifica

/ 23.585 48.283 48.309 1.0040

3. CALCULOS

Resistividad:

Conductividad = 1033 Ms

1033 Ms * (1*10 ^ -3 s / 1 Ms) = 1.033 * 10-3 s

Resistividad: 1 / (1.033 * 10^ -3) = 968.05 s ^ -1

Bióxido de carbono:

Na2CO3 0.0454 N

1.4 ml

muestra:100 ml

mg/L CO2 = ((1.4 ml *0.0454 N)Na2 CO3 * 22000) / 100 ml

mg/L CO2 = 13.9832 mg/L CO2

Alcalinidad:En la alcalinidad con fenolftaleína la muestra no cambio de color y se reporto cero.

Alcalinidad 2:

H2SO4 0.2 N

6 ml

muestra = 25 ml

Bicarbonato = (6 ml * 0.2N * 61 * 1000) / 25 ml = 2.928 mg/L HCO2

Carbonato = (6 ml * 0.2 N * 30 * 1000) / 25 ml = 1440 mg/L CO2

Cloruros

AgNO3 0.0282 N

5.2 ml

muestra = 1 ml

Cloruros = (0.0282 N * 5.2 ml * 35500) / 1 ml = 5205.72 mg/L Cl

Dureza de calcio y magnesio

A = ml EDTA en dureza de calcio

B = ml EDTA en dureza total

Dureza de calcio Dureza de magnesio

EDTA EDTA

0.02 N 0.02 N

2 ml 0.3 ml

muestra = 3 ml muestra = 3 ml

Calcio = (2 ml * 0.02 N * 40.1 * 1000) / 3 ml = 534.66 mg/L Ca

Magnesio = ((3 ml – 2 ml)* 0.02 N * 24.3 * 1000) / 262 mg/L Mg

Hierro total:

0.3 ppm

mg/L Fe = 1.0040 * 0.3 ppm = 0.3012mg/L Fe

Sulfatos:

BaCl2

0.025 N

4 ml

muestra = 25 ml

mg/L SO2 = (4 ml * 0.025 N * 48)/25 ml = 0.192

Sodio:

Aniones

Cloro = (3750.6 mg/L) / (34.475 mg/mol) = 108.79 mol/L

Sulfato = (0.192) / (48.033) = 3.99 * 10 ^ -3 mol/L

Bicarbonato = 2.928 / 61.018 = 47.98 mol/L

Cationes

Calcio = 534.66 / 20.04 = 26.67 mol/L

Magnesio = 162 / 12.16 = 13.32 mol/L

Sodio = (47.98 – 39.99)* 23 = 7.99 mg/L

LSI

LSI = PH H2O – PH saturado

A = Log solidos totales - 1 / 10

B = -13.12 * Log (6 + 273) + 34.55 = 21980

C = 534.66 * 2.5 = 1336.65

C = 3.23

D = (6 * 0.2 * 50 * 1000) / 25 = 2400 mg/L

D = Log 2400 = 3.38

PHs = (9.3 + 0.2778 + 21980) – (3.23 + 2.857)

PHs = 5.68

LSI = PH H2O – PHs

LSI = 7.2 – 5.68

LSI = 1.51

RSI

RSI = (2* Pheq) – PH H2O

Pheq = Pcalcio + Pbicarbonato + PKla + Pfla

Pcalcio = - Log (calcio) = -2.72

Pbicarbonato = - Log (2928) = -3.46

Pkla = (-9.966 + 6.498 – 0.02379 + ((-12.126+1136) / 291.2 °k))

Log Kla = - 8.17

PKla = -Log (Kla) = 8.17

Pfla = - Log fla

Pfla = (0.5 * (U) ^ 1/2) / (31.6 + 1.4*(U) ^ ½)

U = 1* 10 ^ -5 * 878.4 + 2* ^ -5

ANALISIS DE RESULTADOS

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos en los cálculos nos dimos cuenta que el agua que analizamos tiene una gran cantidad de iones, lo que la hace tener una gran cantidad de sólidos disueltos. Esto nos hizo pensar que por su gran cantidad de sólidos seria un agua altamente incrustanica.

Este hecho fue confirmado al determinar los LCI, RCI Y PSI, en los cuales se obtuvieron los siguientes resultados:

LCI (1,51), siendo considerada incrustante de acuerdo a esa escala. RCI (4,98), siendo considerada escala como frecuentemente incrustante. PSI (3,053), siendo un numero menor que 4 en la escala se encuentra

incrustante.En la prueba de la alcalinidad nos dio como resultado que no pintaba, eso se debe a ciertas características en especial al hecho de que la alcalinidad del agua utilizando esta relación de cuando los hidrógenos, cuando estos se encuentran en una relación con el carbonato, en nuestro caso esto no se dio, esto quiere decir que los iones de alcalinidad en el agua sean parejos.

CONCLUSIONES

Según Langelier, el tipo de aguas con las que trabajamos con incrustantes en alto nivel.

Las concentraciones de gases disueltos en las muestras de aguas no son lo suficientemente altas para generar un tipo de aguas connotas corrosivas.

Las concentraciones de iones aportados por los compuestos minerales los cuales han adoptado las aguas congénitas mediante procesos y contactos con el medio, son responsables de un agua que según Langelier, Rayzmar y puckurios es fuertemente incrustante.

Si fueran muestras reales podríamos decir que teníamos problemas en la producción y se necesitarían diversos métodos de prevención para las incrustaciones.

Las aguas connotas que se trabajaron en el laboratorio poseen bajos niveles de sustancias fijadoras de gases.

RECOMENDACIONES

Como primera recomendación y la más importante se debe tener especial cuidado en el proceso de producción, puesto que se puede llegar a tener graves problemas de incrustación en las tuberías; por consiguiente se deben efectuar métodos preventivos para no afectar el rendimiento del paso, ya que esto llevaría a grades perdidas económicas.

No perder tiempo ni capital económico empleando métodos contra la corrosión, puesto que este tipo de aguas de formación, tienen un nivel muy bajo de gases disueltos, claro ejemplo esta en que la prueba de sulfuros de hidrógenos dio como resultado o se encontró que no había presencia de este en el agua.

Si el yacimiento o mas bien la exploración de éste llega a pararse por algún motivo, se debe planear un método para que la incrustación en las tuberías no avance, puesto que posteriormente se tendrá que emprender un tediosos proceso de recuperación en la sarta.

BIBLIOGRAFIA

Norma API RP 45. Petroleum Engineering Handbook. Guías de Laboratorio de Crudos y Aguas, Laboratorio de Petróleos. MANUALES NALCO. Especialmente Tomo N° 3

Informe 1 Laboratorio de Aguas y Lodos

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