calidad de los fluidos producidos
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Universidad Nacional Autónoma de MéxicoFacultad de Ingeniería
Calidad de los fluidos producidos
Conducción y manejo de la producción de los Hidrocarburos
Calidad de los fluidos producidosObjetivo: Conocer las necesidades de proceso de fluidos de acuerdo con sus características.
1. Muestreo de Fluidos.2. Métodos de análisis de fluidos.3. Análisis pVT.4. Requerimientos de procesamiento de
acuerdo con el fluido.
Muestreo de fluidosLa administración de un yacimiento petrolero tiene como objetivo maximizar la recuperación del gas y del aceite de los hidrocarburos originalmente en el yacimiento
Por lo anterior, se requiere conocer las características de los fluidos presentes en el yacimiento.
El objetivo de la toma de muestras es el de recolectar una muestra representativa de los fluidos del yacimiento, que sea capaz de proporcionar información que permita una administración adecuada del yacimiento.
Si el procedimiento de toma de las muestras es incorrecto o las muestras no son tomadas en un pozo estabilizada, estas no proporcionarán información confiable.
Para el muestreo de fluidos, deberán efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo, con el objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo.
Lo anterior, permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.
Planeación de la toma de muestrasLos fluidos de los yacimientos encontrados en los yacimientos en el mundo, varían en composición desde gas seco hasta yacimientos de aceite negro.
De igual forma, las rocas de los yacimientos que contienen los fluidos varían en características físicas, en propiedades de flujo, lo cual debe de ser considerado en el programa de muestreo.
Deben de considerarse las siguientes propiedades de un yacimiento para la toma de muestras:Área productora.Altura de la columna de hidrocarburos.Si el pozo fue fracturado o acidificado.Si se tiene producción de agua o gas libre.
Si un yacimiento es pequeño, una muestra de un solo pozo puede ser representativa del fluido del yacimiento.
En cambio para yacimientos complejos o de mayor tamaño, será necesario tomar muestras en varios pozos y a diferentes profundidades requeridas.
Se han detectado variaciones de composición con la profundidad en yacimientos de alto relieve estructural, de gran extensión areal o que han estado sujetos a recientes disturbios tectónicos.
Es posible que se tomen muestras de fluidos durante la vida productiva de un yacimiento, debido a que se requieren muestras adicionales para pruebas de inyección de gases.
Acondicionamiento del pozoEl acondicionamiento del pozo se emplea para el muestre de fondo y de superficie y es un medio para obtener información relevante para definir la calidad de las muestras obtenidas.
Para el muestreo de fondo del pozo, la presión de fondo fluyendo del pozo deberá ser mayor que la presión de saturación, esto ocasionará que se tome el pozo en una sola fase.
Debe de definirse la profundidad adecuada del muestreo, para lo cual debe tomarse un registro por estaciones para definir los niveles de los fluidos.
Tarea 1.¿Cómo se llama este registro?¿Qué información proporciona?¿Qué otros registros de producción se emplean para la medición de parámetros en el pozo?
La muestra debe tomarse lo más cercano a la zona de disparos para que se tome una muestra representativa de los fluidos del yacimiento.
Debe de realizarse una prueba de producción para tomar información relevante empleando diferentes diámetros de estranguladores. Arrojando los siguientes datos:Gasto de aceite, gasto de gas, gasto de agua,
presión en la cabeza, presión de fondo fluyendo, densidad del aceite, composición del gas y aceite.
La información recolectada durante el muestreo, debe enviarse al laboratorio e incluirse dentro del reporte pVT.
Una vez que se reciba el reporte del laboratorio, debe verificarse la calidad de la muestra obtenida, comparando la información del laboratorio con la reportada en el campo.
Métodos de muestro de fluidos para análisis pVT.
Básicamente existen 3 métodos para toma de fluidos de yacimientos petroleros:Muestras de fondo a pozo cerrado o fluyendo.
Muestras de fluidos de separador.Muestras de fluidos con partición de corriente (Split stream).
Muestreo de FondoEl pozo seleccionado para muestreo deberá ser cuidadosamente seleccionado para la toma de fluidos.
Esto incluye una alta productividad con objeto de mantener la presión tan alta como sea posible, tanto en el pozo como en un área del yacimiento cercana al pozo.
Antes del muestreo deberán efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo, con el objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo, lo anterior permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.
Si un pozo exhibe un rápido incremento en la relación gas-aceite, probablemente se presente una alta saturación alrededor del pozo, lo cual hará difícil una toma de fluidos representativa.
Es conveniente que el muestreo de fluidos se efectúe en el pozo lo más pronto posible, con el objeto de evitar la formación de una fase gaseosa, en caso de que el único pozo disponible produzca agua, deberá tenerse mucho cuidado para seleccionar la profundidad de muestreo.
El tiempo de estabilización del pozo dependerá del tiempo de producción, de su productividad y de la diferencia entre la presión de saturación y la presión del yacimiento.
En caso de que el yacimiento presente un casquete original asociado, la presión de saturación coincidirá con la presión del gas del casquete y deberán tomarse precauciones adicionales para la toma de información.
El pozo deberá producir a un gasto estabilizado tan bajo como sea posible con objeto de reducir la saturación de gas a un estado inmóvil por solución y compresión.
Una vez que es seleccionada la profundidad de muestro, se introduce el muestrero con el pozo cerrado.
Los muestreros generalmente entran al pozo con las 2 válvulas abiertas.
El mecanismo de cierre es de 3 diferentes maneras: rompiendo un perno, utilizando un reloj, o por señales superficiales en caso de que se cuente con una señal eléctrica.
Actualmente existen muestreros bajo presión preservada, con objeto de evitar en lo posible cambios de fase en el muestrero y fugas durante el transporte.
Recuperación de muestras de fondoLa muestra se obtiene
llevando un muestrero al fondo de un pozo dentro del yacimiento, para tomar la muestra a condiciones originales.
Es necesario que la presión del yacimiento se encuentre arriba de la presión de saturación.
Se requiere que el muestrero no pierda fluidos al viajar del fondo a la superficie y posteriormente al laboratorio.
Registros de presión pozo cerrado, pozo fluyente
Prueba de producción
Muestreo de pozo cuando Pwf > PbSi a las condiciones de flujo estabilizado se piensa que la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de burbuja, se puede tomar la muestra con el pozo fluyendo.
De hecho, este sería el método ideal ya que el aceite entra en el muestrador de forma natural a todos los tiempos y esta muestra será representativa de los fluidos que contiene el yacimiento.
Es conveniente mencionar que bajo este procedimiento, el pozo deberá estar a un gasto estabilizado después del cierre del pozo y de la toma de muestras.
Una vez que la muestra es tomada con los muestreros convencionales, se lleva a cabo una prueba presión-volumen para verificar la calidad de la muestra.
La presión de saturación determinada para 3 diferentes muestras no deberá variar en más de un 3%.
Si la presión del yacimiento se encuentra a su presión de saturación, la muestra obtenida tendrá una presión de burbuja correspondiente a la presión actual del yacimiento y la RGA, probablemente será menor a la original, debido a que el gas o es producido o permanece en el yacimiento como saturación de gas residual.
Pozo cerrado en yacimientos bajosaturados
Muestreo de Fluidos en Yacimientos Saturados
Las muestras tomadas en la zona saturada, es decir; la zona en la cual la saturación del gas ha alcanzado su valor crítico, presentarán una presión de saturación menor a menor profundidad si se toman en condiciones estabilizadas de flujo.
Las muestras tomadas en la zona de gas (zona gasógena) en la región de saturación presentarán una presión de burbuja igual a la presión del yacimiento a la cual se toman las muestras. Esto considerando flujo estabilizado.
Las muestras tomadas en la región de aceite bajosaturado presentarán la presión de saturación inicial de acuerdo a la variación de propiedades pVT observadas inicialmente.
Pozo cerrado en yacimiento saturado, Py < Pb
Pozo fluyendo en Yacimientos Saturados, py < pb
Problemas durante el muestreo de fondo
Los problemas ocasionados con la toma de muestras con las siguientes:Fuga de la toma de muestras durante el transporte o el muestreo.
Contaminación con los aditivos de lodo, si no se ha limpiado suficiente el pozo.
Muestreo de fluidos con presión muy cercana a la presión de rocío o a la presión de saturación.
Depositación de componentes parafínicos por reacción o absorción o depositación de asfaltenos.
Reacción del H2S con las paredes del muestrero o en las botellas porta – muestras, si el equipo utilizado para el muestreo no está diseñado para trabajar bajo estas condiciones.
Problemas al transferir la muestra a la botella y para transporte al laboratorio.
Aunque existen botellas porta – muestras con presión preservada, esta opción es muy costosa por lo cual, es común transferir las muestras a una botella porta-muestras, lo cual puede ser un factor de riesgo para fugas durante el traslado al laboratorio.
Contaminación en las botellas portamuestras; existen ocasiones en las que no existe un buen vacío en las botellas portamuestras, lo que puede ocasionar que se incremente el contenido de nitrógeno en la muestra original.
Toma de muestras de superficiePara llevar a cabo un análisis pVT empleando muestras de superficie, se recolectan muestras de aceite y gas de separador y estas muestras con recombinadas en el laboratorio en las proporciones adecuadas, de acuerdo a las características de producción (RGA, Densidad del gas, etc.), determinadas en la medición de fluidos en el separador de medición.
El pozo debe ser seleccionado para el muestreo siguiendo las mismas recomendaciones para muestras de fondo. De igual forma, se deberá llevar a cabo un acondicionamiento del pozo para sostener un flujo estabilizado que garantice que durante un tiempo suficientemente largo, se produzca fluido.
De esta forma, la relación gas-aceite, deberá ser verificada por lo menos 3 veces antes del muestreo a rangos iguales de tiempo (3, 8, 12 hrs etc.).
Por lo general se necesita una mayor cantidad de gas que de aceite, debido a que el gas es muy compresible.
Por lo anterior, se recomienda tomar la siguiente información con el muestreo en superficie:Volumen de aceite en el separador comparado con el aceite en tanque (para calcular el factor de encogimiento).
Temperatura y presión del separador.
Temperatura y presión en tanque, generalmente @c.s.
La relación gas – aceite.La densidad del gas de separador obtenida
en campo en el laboratorio.Presión de fondo fluyendo y temperatura del
yacimiento.Presión de fondo cerrado y temperatura del
yacimiento.
Con esta información, es posible obtener una muestra representativa de los fluidos del yacimiento, recombinando apropiadamente los fluidos.
Es conveniente mencionar que con este método se pueden obtener muestras representativas del fluido del yacimiento, similares a las obtenidas con el muestro de fondo del pozo. Siempre y cuando la presión de fondo fluyendo exceda la presión de burbuja o de rocío de los fluidos.
Si la presión de fondo fluyendo, es mayor a la presión de burbuja o de rocío, se pueden obtener mayores valores de la presión de saturación, debido a que existe una mayor producción de gas libre en el yacimiento.
Este método es particularmente recomendable para gas y condensado, debido a que con el muestreo de fondo, existe un continuo enriquecimiento del fluido en el fondo del pozo por la segregación del condensado.
Por otro lado, no es posible probar las muestras de gas y condensado con el método presión – volumen, para detectar la presión de saturación, ya que no se presenta el quiebre característico que ocurre en los yacimientos de aceite.
Problemas presentes durante el muestreo en superficie
Caídas de presión. La caída de presión no deberá ser tan alta, debido a que desencadenaría la formación de condensado en las cercanías de los disparos.
Por otro lado, una baja caída de presión induce un gasto bajo, lo que generaría un resbalamiento de condensado en la tubería de producción.
Flujo inestable. Las mediciones de flujo en el separador no son instantáneas, sino que refleja un promedio en la composición en intervalos de tiempo. Por lo tanto, es deseable evitar disturbios en el flujo como el que ocurre en los cierres de los pozos.
Capacidad del separador. Si el separador no es de la capacidad adecuada, se tendrán significativos errores de medición.
Contaminación de las muestras. Existen ocasiones en las que se emplean aditivos para suprimir la formación de hidratos o para evitar espumas en el separador.
Aspectos a considerar en el muestreo en superficie
Si el aceite produce con B.N., el gas del separador estará contaminado con el gas del sistema artificial, por lo que será necesario corregir la composición del gas con la cual se va a realizar el recombinado.
En yacimientos con presiones bajas de separación, se requiere de grandes volúmenes de gas para realizar el recombinado, siendo un poco problemática la recombinación en el laboratorio.
Muestreo de superficie
Muestreo de partición de corriente (Split stream).
Este método es empleado básicamente para muestreo de gas y condensado. Debe seguirse el mismo procedimiento para seleccionar un pozo para muestreo que el empleado con el muestreo de fondo y el muestreo superficial.
Se toma básicamente la misma información que para el caso de muestras superficiales, salvo que es necesario incluir la presión y temperatura a la cual la muestra es tomada en el punto de muestreo.
Para llevar a cabo este muestreo, se emplea un tubo de diámetro pequeño insertado dentro de la corriente del pozo.
Parte del flujo pasa a través de este tubo y es enviado a un separador de medición.
Generalmente, la muestra es obtenida insertando el tubo en la tubería de producción 8 a 10 pies abajo del árbol de válvulas o en la corriente que va al separador.
Deberán tenerse algunos cuidados para centrar apropiadamente el tubo en la corriente del pozo.
La velocidad del flujo de fluido en el tubo, deberá ser igual que la velocidad en la tubería, es decir, la cantidad de fluido removido en el tubo de muestreo no deberá exceder la cantidad de fluido, la cual está fluyendo en un área comparable dentro de la corriente principal de flujo.
Este método es muy rápido y es usado en conjunto con un pequeño separador con temperatura controlada que permite un análisis del fluido del yacimiento en el pozo.
El tubo de muestreo en ocasiones, es conectado a la botella porta muestras. El fluido así recolectado es similar a la muestra de fondo tomada bajo condiciones fluyendo.
En otras ocasiones, el fluido desde el tubo muestrero es enviado a un separador y se toman muestras de gas y aceite para hacer un recombinado.
Es necesario tener una gran exactitud en la medición de los fluidos.
Este método no es recomendado para fluidos con altas relaciones gas – aceite, o con un gran potencial debido a las limitaciones del separador de prueba.
En yacimientos con fluidos con alta relación gas – aceite, mucho del aceite producido se pega a las paredes debido a la fricción.
Los fluidos recuperados pueden ser del orden del 50% del que existe realmente asociado a los fluidos del yacimiento.
Tarea 2Elaborar un diagrama del método de muestreo de partición de corriente.
Incluya únicamente referencias a artículos técnicos o a libros.
Así mismo, en una cuartilla mínimo, explique cómo se lleva a cabo esta prueba de acuerdo a la explicación que se presenta en la bibliografía consultada.
Experimentos de laboratorio
Composición del fluido del yacimiento.
Es deseable la obtención de muestras del yacimiento tan pronto como sea posible debido a que la muestra se asemejará lo más posible a la composición original del fluido.
La recolección temprana de una muestra de fluido del yacimiento, reduce las posibilidades de encontrar gas libre en la zona del yacimiento.
La mayoría de los parámetros medidos en un fluido del yacimiento pueden ser calculados con cierto grado de precisión a partir de la composición.
Esta es la descripción más completa de un fluido del yacimiento que se puede hacer.
En el pasado, las composiciones del fluido del yacimiento incluían la separación del metano al hexano, con el heptano plus agrupado como un solo componente y reportado con el promedio del peso molecular y densidad.
Con el desarrollo de ecuaciones de estado más sofisticadas para el cálculo de las propiedades de los fluidos, se requirió de una descripción más compleja de los componentes más pesados.
En la actualidad se recomienda un análisis que incluya al menos hasta C10.
Los laboratorios más sofisticados pueden emplear ecuaciones de estado que llegan hasta el C30.
Tipo de FluidoComposición
original
Expansión a composición
constante
Separación diferencial
Agotamiento a volumen constante*
Separacion en etapas en superficie
Viscosidad
Aceite negroAceite VolátilGas y CondensadoGas húmedoGas Seco* Separación diferencial a volumen constante
Tipos de pruebas a realizar
Análisis composicional (Composición original)
Básicamente existen 2 técnicas para analizar la composición de muestras de hidrocarburos:
Cromatografía.Destilación de gases.
CromatografíaLa cromatografía es básicamente utilizada
para analizar muestras de gases.En este método el gas es transportado a
través de una columna absorbente por un gas inerte.
La columna absorbente retarda selectivamente los componentes de la muestra de acuerdo con su coeficiente de solubilidad, hasta formar en la columna bandas de los diferentes componentes en el gas portador.
El detector responde a la masa del componente presente y se calibra utilizando cantidades conocidas de hidrocarburos de composición bien definida.
Se requieren varias corridas utilizando diferentes columnas para obtener las fracciones de los hidrocarburos más pesados, generalmente se analiza hasta una fracción C7+ en el análisis de gases.
Análisis por destilación fraccionadaEn el análisis por destilación fraccionada, se separan los componentes hidrocarburos, vaporizando la mezcla y condensado los vapores de acuerdo a sus diferentes temperaturas de ebullición.
Este análisis se lleva a cabo en un equipo de destilación Polbielniak y el procedimiento básicamente consiste en pasar la muestra en un matraz de destilación sumergido en nitrógeno liquido.
Aparato de Destilación Podbielniak
BOMBA DE VACIO
MANOMETRO
N2 LIQUIDO
N2 LIQUIDO
BALONES DE MUESTREO
TERMOCOPLE
COLUMNA EMPACADA
CONDENSADOR CON BAÑO DE ENFRIAMIENTO
AISLAMIENTO TERMICO
El matraz es retirado del nitrógeno liquido y los hidrocarburos se calientan progresivamente, de tal manera que los hidrocarburos con mayor presión de vapor empiezan a salir de la mezcla y ascienden por la columna (aislada al vacío).
Al llegar a la superficie se condensan ya que existe un condensador en la parte superior de la columna, de esta manera los vapores que ascienden hacia la parte superior de la columna se condensan formando un liquido (reflujo) que desciende hacia la parte baja de la columna.
Los hidrocarburos que descienden a la parte baja de la columna absorbe calor de los hidrocarburos que se liberan de la mezcla original ocasionando que se reevaporen las fracciones más volátiles o el liquido que escurre hacia abajo contiene hidrocarburos más pesados.
La temperatura en la cabeza empieza a aumentar y cuando se alcanza la temperatura de ebullición del C1 este se empieza a recuperar y se almacena en un balón de vidrio de volumen conocido y conectado a un manómetro que indica la presión de la muestra de gas.
Una vez que se ha recuperado el primer componente, la temperatura en la cabeza empieza a aumentar, disminuyendo la velocidad de destilación a medida que se aproxima la temperatura de corte.
Para esto es necesario variar convenientemente la relación de reflujo.
Esto se logra variando la cantidad de nitrógeno que circula por el condensador, las temperaturas a la que se efectúan los cortes son las temperaturas medias de ebullición de 2 componentes que se separan, es decir si la temperatura de ebullición del C1 es de –161ºC y la del C2 es de 88ºC, todo lo que se destile hasta –125ºC se considera C1.
De esta manera sé continua con la destilación de todos los componentes hasta que queda un residuo en el matraz de destilación que corresponde a la fracción c7+.
A la fracción c7+ se le determina su densidad y su peso molecular.
Experimentos de laboratorioExperimentos Convencionales
Composición original. Expansión a composición constante Separación diferencial Agotamiento a volumen constante
(separación diferencial a volumen constante Viscosidad
Separación Flash (Expansión a composición constante)
Este experimento se realiza para todos los tipos de fluidos.
Consiste básicamente en llevar la celda PVT a una presión mayor que la presión inicial del yacimiento, y reducir la presión en una serie de etapas sin extraer gas de la celda PVT.
Esta prueba tiene como objetivo determinar la presión de saturación a temperatura del yacimiento, y determinar las propiedades PVT del gas y del aceite a presiones mayores que la presión de saturación.
Separación Flash (Expansión a composición constante)
P1>>Pb P2>Pb P3= Pb P4<Pb P5 < < Pb
ACEITE ACEITE ACEITE
ACEITE
ACEITE
GAS
GAS
MERCURIO MERCURIO MERCURIO MERCURIO
MERCURIO
V1 V2 V3 V4 V5
Datos medidos:Presión de saturación.Volumen relativo.Factor z del gas (gas y condensado).Saturación de liquido.Viscosidad.Densidad.Compresibilidad de fluidos arriba de psat.
Observaciones:La densidad de liquido p>psat deberá medirse.La viscosidad del liquido deberá ser medida
sobre la muestra. Las viscosidades del gas reportado son
generalmente valores calculados.
Separación diferencial convencional (Aceite Negro).
Este experimento se realiza para todos los aceites negros.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae todo el gas, el cual se mide y se determina su composición y sus propiedades.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación.
P2 < P1
DESPUESEQUILIBRIO
P2 < Pb
SE SACA TODO EL GAS
P1=Pb P2 < P1
GAS EXTRAIDOP2 CONSTANTE
P3 < P < P2
SE DEPRESIONA LA CELDA
MERCURIO
GAS
ACEITEACEITE
ACEITE
ACEITE
ACEITE
MERCURIO MERCURIO MERCURIO
MERCURIO
GAS
GAS
V 1= V
b
V 2
V1 V 2
> V
1
V 2 <
V1
V 3
V 2
Vb
ACEITE
MERCURIO
P3 < P2 GAS EXTRAIDO
A < P3 CONSTANTE
GAS
V 3 <
V1
Datos medidos:Factor de volumen de aceite.Relación gas disuelto - aceite.Densidad del aceite.Factor z del gas.Densidad del gas.Viscosidad del aceite.Viscosidad del gas calculada.
Observaciones:La densidad y viscosidad del aceite deberán
medirse.
Agotamiento a Volumen Constante (Separación diferencial a volumen constante)
Este experimento se realiza para todos los yacimientos de tipo volátil y de gas y condensado.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae solamente una parte del gas, tomando como referencia el volumen de hidrocarburos que se tiene a la presión de saturación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación.
P2 < P1
DESPUES EQUILIBRIOP3 < P2 <P1
DESPUES EQUILIBRIOP1=Pb P2 < P1
EXTRAE GAS A P2 CONSTANTEP3 < P2 < P1
EXTRAE GAS A P3 CONSTANTE
GASACEITE
V 1= V
b
V 2 >
V b V 2
=V b
V 3 <
Vb
V 3= V
b
ACEITE ACEITE
ACEITEACEITE
GAS
GASGAS
MERCURIO MERCURIO
MERCURIOMERCURIO
MERCURIO
Datos medidos: Presión de burbuja o de rocio. % de mol extraído. Factor z de gas extraído. Saturación de liquido. Composición de gas extraído en cada
etapa. Viscosidades de gas y liquido. Densidad de liquido
Observaciones:La composición del efluente deberá medirse
cuidadosamente, así como las propiedades de la fracción pesada (cn+), peso molecular y densidad relativa.
Experimento de separación en etapas
Este experimento se realiza para todos los tipos de yacimientos.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se envía una muestra de hidrocarburos de una celda PVT a un equipo que reproduce las condiciones de presión y de temperatura que se tiene en las baterías de separación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite que se tienen a las condiciones de separación en el campo.
Datos Medidos Datos para AjusteComentarios
RGA RGA en cada etapa Dar más peso a
Factor encogimiento Densidad del aceite residual la RGA y a laDensidad del aceite Densidad relativa del gasdensidad delDensidad relativa del gas
aceite residualGas producido acumuladoDensidad del aceite residual
CONTROL DE NIVEL
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL DE PRESION
SEPARADOR
TANQUE
GAS DE SEPARADOR
GAS DE TANQUE
CONTROL DE NIVEL CONTROL
DE NIVEL
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL DE PRESION
SEPARADORETAPA 1
TANQUE
GAS DEETAPA 2
GAS DE TANQUE
CONTROL DE PRESION
SEPARADORETAPA 2
GAS DEETAPA 2
Prueba de viscosidad del aceite La prueba de viscosidad del aceite se realiza
a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación en un viscosímetro de tipo canica, el cual ha sido calibrado previamente.
Los valores de viscosidad a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación deben de ser las mismas que se tiene en el experimento de separación diferencial o de agotamiento a volumen constante.
En este equipo solo se mide la viscosidad del aceite, la viscosidad del gas es calculada mediante correlaciones.