INF AGURTO 2018cx

UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA DE PETROLEO
PRACTICAS PRE-PROFESIONALES
LABORATORIO DE PETROLEO Y DERIVADOS
2018
PIURA – PERU
PRESENTADO POR :
AGURTO CARRASCO EDI CESAR
CÓD. UNIVERSITARIO :
0622013045
ENCARGADO:
ING. JUAN DE DIOS PERALTA G.
GRUPO N° 2
LA ESENCIA DE LA GRANDEZA RADICA EN LA CAPACIDAD
DE OPTAR POR LA PROPIA REALIZACIÓN PERSONAL EN
CIRCUNSTANCIAS EN QUE OTRAS PERSONAS OPTAN POR
LA LOCURA.
DR. WAYNE W.
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS i

1 TABLA DE CONTENIDO
TABLA DE FIGURAS ..................................................................................................... iv
2 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 5
3 EL PETROLEO .......................................................................................................... 6
4 OBJETIVOS: ............................................................................................................. 7
5 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRABAJO EN LABORATORIO: .............................. 8
5.1 MEDIDAS DE SEGURIDAD BÁSICAS ............................................................................. 8
5.1.1 Normas personales ....................................................................................................................... 8
5.1.2 Normas para la utilización de productos químicos....................................................................... 8
5.1.3 Normas para la utilización de instrumentación ............................................................................ 9
5.1.4 Normas para residuos................................................................................................................... 9
5.1.5 Normas de emergencia............................................................................................................... 10
6 ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO: ........................................................ 11

6.1 ENSAYO N° 01: RECONOCIMIENTO DE INSTRUMENTOS Y EQUIPOS DEL
LABORATORIO. ................................................................................................................... 11
6.1.1 OBJETIVOS .................................................................................................................................. 11
6.1.2 INSTRUMENTOS DE LABORATORIO ............................................................................................ 11
6.1.3 EQUIPO DE LABORATORIO ......................................................................................................... 18
6.2 ENSAYO N° 02: DETERMINACION DE CLORUROS TOTALES Y SALINIDAD EN AGUAS DE

FORMACION. ...................................................................................................................... 23
6.2.1 OBJETIVO: ................................................................................................................................... 23
6.2.2 FUNDAMENTO TEÓRICO: ........................................................................................................... 23
6.2.3 MATERIALES E INSTRUMENTOS: ................................................................................................ 24
6.2.4 PROCEDIMIENTOS: ..................................................................................................................... 24
6.2.5 RESULTADOS: .............................................................................................................................. 26
6.2.6 SALINIDAD: ................................................................................................................................. 26
6.3 ENSAYO N° 03: CONTENIDO DE SAL EN UN CRUDO POR EL METODO DE TITULACIÓN . 27

6.3.1 OBJETIVO: ................................................................................................................................... 27
6.3.2 FUNDAMENTO TEORICO: ........................................................................................................... 27
6.3.4 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 28
6.3.5 RESULTADOS: .............................................................................................................................. 29
6.3.6 CONCLUSIONES: ......................................................................................................................... 30
6.4 ENSAYO N° 04: DETERMINACIÓN DEL GRADO API POR EL MÉTODO DEL HIDRÓMETRO.
31
6.4.1 OBJETIVO: ................................................................................................................................... 31
6.4.2 INSTRUMENTOS Y MATERIALES: ................................................................................................ 31
6.4.3 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 31
6.4.4 RESULTADO: ............................................................................................................................... 33
6.4.5 CONCLUSIONES: ......................................................................................................................... 34
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS ii

6.5 ENSAYO N° 05: DETERMINACIÓN DEL GRADO API Y DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA POR
EL MÉTODO DEL PICNÓMETRO. ........................................................................................... 35
6.5.2 OBJETIVO: ................................................................................................................................... 35
6.5.4 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 36
6.5.5 RESULTADOS: .............................................................................................................................. 38
6.5.6 CONCLUSIONES: ......................................................................................................................... 40
6.6 ENSAYO N° 06: DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD dinámica y cinemática del

petróleo ............................................................................................................................. 41
6.6.1 FUNDAMENTO TEÓRICO............................................................................................................. 41
6.6.2 OBJETIVOS .................................................................................................................................. 42
6.6.3 INSTRUMENTO Y MATERIALES ................................................................................................... 42
6.6.4 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 42
6.6.5 RESULTADO: ............................................................................................................................... 43
6.6.6 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 44
6.7 ENSAYO N° 07: DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS (B.S.W) EN UNA

MUESTRA DE PETRÓLEO...................................................................................................... 45
6.7.1 FUNDAMENTO TEÓRICO............................................................................................................. 45
6.7.2 OBJETIVO: ................................................................................................................................... 46
6.7.3 INSTRUMENTOS Y MATERIALES: ................................................................................................ 46
6.7.4 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 46
6.7.5 RESULTADO................................................................................................................................. 48
6.7.6 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 48
6.8 ENSAYO N° 08: DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INFLAMACIÓN ............................... 49

6.8.2 OBJETIVOS: ................................................................................................................................. 50
6.8.4 PROCEDIMIENTO: ....................................................................................................................... 50
6.8.5 RESULTADOS: .............................................................................................................................. 52
7 RECOMENDACIONES: ............................................................................................ 53
8 CONCLUSIONES:.................................................................................................... 54
9 Bibliografía........................................................................................................... 54
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS iii

TABLA DE FIGURAS
Figura 1 Segundo Grupo Practicas realizadas en el laboratorio de Petróleo y Derivados de la UNP ............ 5
Figura 2 - Bureta ............................................................................................................................................. 11
Figura 3 - Hidrómetros .................................................................................................................................... 12
Figura 4 - Matraz Erlenmeyer ......................................................................................................................... 12
Figura 5 - Mechero Bunsen ............................................................................................................................. 13
Figura 6 - Pera de Decantación....................................................................................................................... 13
Figura 7 - Pipeta .............................................................................................................................................. 14
Figura 8 - Pisetas ............................................................................................................................................. 14
Figura 9 - Probetas .......................................................................................................................................... 15
Figura 10 - Rejilla de Asbesto ......................................................................................................................... 15
Figura 11 - Soporte Universal ......................................................................................................................... 16
Figura 12 - Soporte Universal ......................................................................................................................... 16
Figura 13 - Tubos de Ensayo ........................................................................................................................... 17
Figura 14 - Vaso de Precipitado ...................................................................................................................... 17
Figura 15 - Centrifuga ..................................................................................................................................... 18
Figura 16 - Balanza de Lodos .......................................................................................................................... 18
Figura 17 - Colorímetro ................................................................................................................................... 19
Figura 18 - Destilador Atmosférico ................................................................................................................. 19
Figura 19 - Destilador de Agua ....................................................................................................................... 20
Figura 20 - Equipo de Punto de Nebulosidad ................................................................................................. 20
Figura 21 - Penetrómetro ............................................................................................................................... 21
Figura 22 - Equipo Pensky-Martens................................................................................................................ 21
Figura 23 - Analizador de sal en crudos. ........................................................................................................ 22
Figura 24 - Viscosímetro rotacional................................................................................................................ 22
Figura 25 - Ensayo N° 2 ................................................................................................................................... 25
Figura 26 - Ensayo N° 3 ................................................................................................................................... 29
Figura 27 - Ensayo N° 4 ................................................................................................................................... 32
Figura 28 -Ensayo N° 5 .................................................................................................................................... 37
Figura 29 - Ensayo N° 6 ................................................................................................................................... 43
Figura 30 -Ensayo N° 7 .................................................................................................................................... 47
Figura 31 - Ensayo N° 8 ................................................................................................................................... 51
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS iv

2 INTRODUCCIÓN
La industria de petróleo y gas está experimentando un cambio hacia nuevas formas de
exploración y producción de hidrocarburos en ambientes complejos y zonas socio-
ambientalmente sensibles. Por su parte, el mundo exige cada vez más energía para
sostener su crecimiento, por lo que la industria enfrenta un doble reto de reinventarse
para cumplir con la demanda y hacerlo responsablemente en las dimensiones
económicas, social y ambiental
Este hecho trae consigo la necesidad de realizar investigaciones, respecto a los

sistemas de trabajo. Operaciones, perforación, producción, refinación, almacenamiento,
y transporte, etc. Con la finalidad de aprovechar al máximo las ventajas que nos ofrece
la tecnología y que esto permita optimizar la eficiencia y la reducción de costos y
operaciones. He aquí la importancia de que todo profesional de la especialidad este muy
bien preparado en la investigación de los diversos productos que se obtienen de la
materia prima en el Laboratorio de petróleo y Derivados.
En el presente trabajo de informe de laboratorio ha sido elaborado para hacer constar,

los resultados de los habilidades y conocimientos adquiridas durante todo el desarrollo
de las practicas pre profesionales realizadas en el Laboratorio de Petróleo y Derivados
de la EPIP de la UNP, estos conocimientos y habilidades son imprescindibles para
realizar análisis a los fluidos producidos con la finalidad de obtener información que
será de gran utilidad para los planes de desarrollo de los yacimientos de petróleo , a la
ves dichas habilidades y conocimientos adquiridos aportaran valor en
desenvolvimiento en el campo laboral profesional del practicante.
Figura 1 Segundo Grupo Practicas realizadas en el laboratorio de Petróleo y

Derivados de la UNP
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 5

3 EL PETROLEO
El petróleo es un líquido viscoso de color verde, amarillo, marrón o negro, y que está
constituido por diferentes hidrocarburos, es decir, por compuestos formados por átomos de
carbono e hidrógeno en cantidades variables. No se han encontrado nunca dos yacimientos
petrolíferos que tengan exactamente la misma composición, ya que, junto con hidrocarburos,
hay a menudo otros compuestos oxigenados, nitrogenados y otros compuestos orgánicos con
elementos como el azufre, el níquel o el vanadio. El oro negro, como metafóricamente se
denomina el petróleo, tiene su origen en la descomposición de los minúsculos organismos
acuáticos que vivían en los antiguos mares de la Tierra hace millones de años, cuando todavía
los humanos no habíamos aparecido. En aquel momento, la superficie del planeta no tenía
las mismas características que la actual. Pangea es el nombre con el que se conoce la única
gran placa terrestre que existía, en la que estaban reunidos todos los continentes. Cuando
estos microorganismos animales y vegetales morían y caían al fondo de las grandes masas
de agua, sucesivas capas de sedimentos inorgánicos –arenas y arcillas– se depositaban
encima, enterrándolos cada vez más profundamente. La elevada presión de las capas de tierra,
las altas temperaturas y la acción de bacterias con ausencia de oxígeno –es decir, en un medio
anaeróbio– fue transformando lentamente los restos orgánicos en lo que hoy conocemos
como petróleo crudo. El proceso de descomposición de la materia orgánica y la formación
del petróleo tarda entre 10 y 100 millones de años. Piedra y aceite son los dos términos latinos
que encontramos en la etimología de la palabra petróleo. El petróleo recibe también otros
nombres como aceite natural, aceite mineral, aceite de piedra, aceite noble y aceite negro.
petra + oleum ‰ petróleo Una propiedad característica del petróleo es la miscibilidad de
todas sus fracciones, por lo cual forma una fase orgánica continua. En cambio, los
hidrocarburos son poco miscibles en agua, y como son más ligeros, forman siempre una capa
sobre su superficie. El petróleo no forma grandes lagos subterráneos, sino que llena los poros
y los agujeros de las rocas de origen sedimentario, como sucede con el agua en los acuíferos
o en una esponja. Su naturaleza líquida hace que tenga tendencia a emigrar vertical u
horizontalmente, aprovechando la permeabilidad de las capas rocosas que encuentra a su
paso. Cuando eso sucede, el petróleo avanza hasta llegar a la superficie –los productos ligeros
que lo componen se evaporan y el resto se oxida, dando lugar a asfaltos–, o forma un
yacimiento cuando queda atrapado en una capa impermeable que no puede atravesar. Esta
gran movilidad hace que, a menudo, sea difícil llegar a saber cuál ha sido el lugar donde se
ha formado el petróleo, ya que lo podemos encontrar en todos los estratos geológicos. Los
más frecuentes corresponden al Cenozoico (65-0,01 millones de años), seguidos de los del
Paleozoico (590-248 millones de años), el Mesozoico (248-65 millones) y el Preconiano
(hace más de 500 millones de años), si bien todos se han originado durante el trascurso de
una larga historia evolutiva, en que han actuado factores petrográficos, sedimentológicos,
estructurales, paleontológicos, etc.

4 OBJETIVOS:
 El LABORATORIO DE PETROLEO Y DERIVADOS de la ESCUELA PROFESIONAL

DE INGENIERIA DE PETROLEO de la UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA, tiene
como objetivo formar al practicante mediante el uso conceptos teóricos y
prácticos básicos para que tengan la capacidad identificar y evaluar las
características de los fluidos líquidos producidos en los campos petrolíferos. El
manejo de la información obtenida de los diferentes análisis es de vital
importancia para los planes desarrollo de un yacimiento que incluyen optimizar
el diseño de las facilidades, selección de materiales y mayor recuperación de
hidrocarburo para así generar un impacto en el desarrollo de nuestra región.
Al finalizar las prácticas pre-profesionales, el alumno será capaz de:
 Tener presente la importancia de la estandarización de las pruebas de

laboratorio.
 Aprender la importancia de la vinculación entre la teoría y la práctica
 Reconocer el rol importante que tiene del laboratorio de petróleo dentro del
desarrollo de la industria petrolera.
 Distinguir a los organismos nacionales e internacionales de estandarización.
 Reconocer que equipo e instrumento del laboratorio debe utilizar para un

determinado ensayo, conocer el funcionamiento técnico de los mismos,
aprender a utilizar los mecanismos de cada instrumento.
 Realizar los diferentes estudios al petróleo, siguiendo las Normas de seguridad

para poder determinar las diferentes propiedades que presentan los productos
de petróleo.
 Emitir cualquier juicio respecto a los resultados obtenidos y las implicancias de

la importancia de estos dentro de la industria petrolera.
 Tener la capacidad para un desenvolvimiento profesional altamente mas

competitivo.
 Ser capaz de solucionar problemas ingenieriles.

5 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRABAJO EN

LABORATORIO:
Para evitar cualquier tipo de riesgos y accidentes todo procedimiento que se realice en
el laboratorio tiene que estar totalmente regido a la norma, para salvaguardar la
integridad física y moral del personal del laboratorio Debido a peligro que representa
realizar trabajos en el laboratorio pueden provocarse accidentes de diversa
consideración, como incendios, explosiones, intoxicaciones y quemaduras. Debe
disponerse, por lo tanto, de normas que establezcan los procedimientos adecuados para
que estos riesgos puedan ser controlados, Para lo cual debe tenerse presente lo
siguiente:
5.1 MEDIDAS DE SEGURIDAD BÁSICAS

 Normas personales
 Normas para la utilización de productos químicos
 Normas para la utilización de instrumentación
 Normas para residuos
 Normas de emergencia
5.1.1 Normas personales
 Durante su permanencia en el laboratorio el alumno deberá llevar

obligatoriamente gafas de seguridad y guarda polvo. Las lentes de contacto
pueden resultar muy peligrosas. Los guantes deberán utilizarse durante la
manipulación de productos cáusticos.
 El pelo largo debe llevarse recogido.
 No se dejarán en el laboratorio mochilas, abrigos, bolsos., utilizar las taquillas.
 Está terminantemente prohibido fumar o consumir alimentos o bebidas en el
laboratorio.
 No se debe llevar a la boca ningún producto químico, para conocer su sabor, ni
tampoco tocarlos con las manos.
 Hay que lavarse las manos y quitarse la bata antes de salir del laboratorio.
5.1.2 Normas para la utilización de productos químicos
 Evitar el contacto de los productos químicos con la piel. No pipetear con la boca,
utilizad embudos para trasvasar líquidos y pro pipetas.
 Si accidentalmente se vierte un ácido u otro producto químico corrosivo se debe
consultar al profesor(a).

 Para detectar el olor de una sustancia, no se debe colocar la cara directamente

sobre el recipiente: utilizando la mano abierta como pantalla, es posible hacer
llega una pequeña cantidad de vapor hasta la nariz. Los frascos deben cerrarse
inmediatamente después de su uso.
 En la preparación de disoluciones debe agitarse de modo suave y controlado
para evitar salpicaduras.
 Los ácidos requieren un cuidado especial. Manipularlos con precaución y en
la vitrina. Cuando queramos diluirlos, nunca echaremos agua sobre ellos;
siempre, al contrario, es decir, ácido sobre agua.
 Antes de utilizar cualquier producto, debemos fijarnos en los pictogramas de
seguridad de la etiqueta, con el fin de tomar las medidas preventivas oportunas.
 Cuando se caliente una sustancia en un tubo de ensayo, el extremo abierto del
tubo no debe dirigirse a ninguna persona cercana a fin de evitar accidentes.
Extremar las precauciones en el encendido de los mecheros, manteniendo la
llama encendida durante el tiempo estrictamente necesario.
 En principio, si no se tiene otra información fiable, se debe suponer que todos
los productos químicos son tóxicos, y que todos los disolventes orgánicos son
inflamables debiendo mantenerlos alejados de las llamas.
5.1.3 Normas para la utilización de instrumentación
 Cuando se determinan masas de productos químicos con balanza se utilizará un

recipiente adecuado.
 Se debe mantener perfectamente limpio y seco el lugar dónde se encuentre
situado cualquier instrumento con contactos eléctricos. Leer las instrucciones
de uso de los instrumentos.
 Debe revisarse el material de vidrio para comprobar posibles fisuras,
especialmente antes de su uso a vacío o presión.
 En las calefacciones con manta calefactora se ha de utilizar debajo un gato o
bloque de madera para poder enfriar rápidamente en caso necesario. No hay que
tener nunca en marcha mantas o placas calefactoras sin un recipiente al que
calentar.
 En los montajes de reflujo y destilación hay que añadir el germen de ebullición
(plato poroso) en frio, las juntas esmeriladas deben estar bien ajustadas. No
abandonar nunca el puesto de trabajo mientras se esté llevando a cabo alguna
reacción, destilación o medida.
5.1.4 Normas para residuos
 En el laboratorio existen contenedores debidamente etiquetados donde se

introducirán en su caso, los residuos generados.

5.1.5 Normas de emergencia
 En caso de tener que evacuar el laboratorio, cerrar la llave del gas y salir de
forma ordenada siguiendo en todo momento las instrucciones que haya
impartido el Profesor. Localizar al iniciar la sesión de prácticas los diferentes
equipos de emergencia en el correspondiente laboratorio: D-Duchas y lavaojos,
E-Extintores, M-Mantas ignífugas, B-Botiquín, AB-Absorbente para derrames,
AL-Alarma de emergencia, S-Salida de emergencia y V- Recipiente para el vidrio
roto

6 ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO:
6.1 ENSAYO N° 01: RECONOCIMIENTO DE INSTRUMENTOS Y

EQUIPOS DEL LABORATORIO.
6.1.1 OBJETIVOS
 Relacionarse con los nombres de los instrumentos de laboratorio, manejo,

aplicación y precisión.
 Desarrollar aptitudes para el uso correcto de los materiales y equipos a utilizar
en el laboratorio.
 Conocer los peligros que representa el uso inadecuado de los equipos y

material de laboratorio.
 Describir de manera eficaz el funcionamiento de los equipos y uso de los
materiales de laboratorio.
6.1.2 INSTRUMENTOS DE LABORATORIO
Es importante que los practicantes identifiquen el nombre correcto y uso específico que
tienen los materiales y equipos de laboratorio, tener una idea clara de cómo manejarlos
correctamente de manera segura, teniendo en cuenta las normas que se aplican para el
uso de los materiales y equipos para un determinado ensayo.
A continuación, se describen los instrumentos y equipos de mayor uso en el laboratorio

de petróleo y derivados de la Escuela de Ingeniería de Petróleo.
6.1.2.1 Bureta:
La bureta se utiliza para emitir cantidades variables de líquido con gran exactitud y
precisión. La bureta es un tubo graduado de gran extensión, generalmente construido
de vidrio. Posee un diámetro uniforme en toda su extensión, esta provista de una llave
o adaptadas con una pinza de Mohr, que permite verter líquidos gota a gota.
Figura 2 - Bureta

6.1.2.2 Hidrómetro:
El hidrómetro es un dispositivo que sirve para medir algunas características de un
fluido, tales como la densidad o gravedad especifica el dispositivo consta esencialmente
en una bombilla de vidrio cuello largo, sellada y pesada, que está sumergida en el
líquido que se está midiendo, la profundidad de flotación da una indicación de la
densidad del líquido y el cuello se puede calibra para leer la densidad, la gravedad
especifica o alguna característica relacionada.
Figura 3 - Hidrómetros
6.1.2.3 Matraz de Erlenmeyer:

También conocido como matraz de síntesis extrema de químicos, es uno de los frascos
de vidrio más ampliamente utilizados en laboratorios de Química y Física. Se utiliza
para el armado de aparatos de destilación o para hacer reaccionar sustancias que
necesitan un largo calentamiento. También sirve para contener líquidos que deben ser
conservados durante mucho tiempo.
Figura 4 - Matraz Erlenmeyer

6.1.2.4 Mechero Bunsen:

Son dispositivos que constan de un tubo metálico con una entrada regulable de aire en la base
y una boquilla de variados diseños en su parte superior. Los mecheros generan energía
calorífica mediante la quema de combustible.
En el laboratorio se usan los llamados mecheros de Bunsen, de los que se logra una mayor
eficiencia termina en la combustión del gas.
Figura 5 - Mechero Bunsen
6.1.2.5 Pera de decantación:

Una pera de decantación es un embudo de vidrio con un grifo en la parte inferior. Se
emplea en la separación de dos líquidos que no se disuelven entre sí, llamados
líquidos inmiscibles.
Figura 6 - Pera de Decantación

6.1.2.6 Pipeta:
La pipeta es un instrumento volumétrico que permite medir cantidades pequeñas de

muestra de líquido con bastante precisión. Por lo general son de vidrio. Está formada
por un tubo transparente que termina en una de sus puntas de forma cónica, y tiene
una graduación (una serie de marcas grabadas) con la que se indican distintos
volúmenes.
Figura 7 - Pipeta
6.1.2.7 Pisetas (Frascos Lavadores):

La piseta es un recipiente sellado con tapa rosca, el cual posee un pequeño tubo con
abertura capaz de entregar agua o cualquier líquido que se encuentre en su interior, en
pequeñas cantidades. Normalmente este hecho de plástico y su función principal es
contener el líquido (generalmente agua destilada) que se utiliza para el lavado de
recipientes y materiales de vidrio
Figura 8 - Pisetas

6.1.2.8 Probeta:
Es un tubo de cristal alargado y graduado, cerrado por un extremo, usado como
recipiente de líquidos, el cual tiene como finalidad medir el volumen de los mismos.
Figura 9 - Probetas
6.1.2.9 Rejilla de Asbesto:

La Rejilla de Asbesto, en los laboratorios, es la encargada de repartir la temperatura de
manera uniforme cuando se calienta con un mechero, evitando que entre en contacto
directo con la llama y que el envase de vidrio se rompa por los cambios bruscos de
temperatura.
Una rejilla estándar esta recubierta por una pequeña capa de Amianto o asbesto, un
mineral flexible que se le puede separar en fibras largas, resistiendo altas temperaturas
y así entrelazarlo en la rejilla.
Figura 10 - Rejilla de Asbesto

6.1.2.10 Soporte universal

Es una herramienta que se usa para realizar montajes con los materiales presentes en
el laboratorio permitiendo obtener sistemas de medición y preparación de diversos
experimentos. Está formado por una base pie rectangular, el cual permite soporta
varilla cilíndrica que le permite sujetar diferentes materiales con ayuda de dobles
nueces y pinzas.varilla cilíndrica que le permite sujetar diferentes materiales con ayuda
de dobles nueces y pinzas.
Figura
Figura1112
- Soporte Universal
- Soporte Universal
6.1.2.11 Termómetro:
Es un instrumento utilizado para medir la temperatura con un alto nivel de exactitud.
Puede ser parcial o totalmente inmerso en la sustancia que se está midiendo. Está
conformado por un tubo largo de vidrio con un bulbo en uno de sus extremos. Algunos
metales se dilatan cuando son expuestos al calor, y el mercurio es sensible a la
temperatura del ambiente. Por ello, los termómetros están generalmente fabricados
con mercurio (Hg), ya que éste se dilata cuando está sujeto al calor y ello nos permite
medir su dilatación en una escala graduada de temperatura (la escala puede ser Celsius
o Fahrenheit).
Figura 12 - Termómetro

6.1.2.12 Tubo de ensayo:
El tubo de ensayo es parte del material de vidrio de un laboratorio de química. Este

instrumento permite la preparación de soluciones. Es en un pequeño tubo cilíndrico de
vidrio especial que resiste altas temperaturas con una abertura en la zona superior y
en la zona inferior es cerrado y cóncavo.
Figura 13 - Tubos de Ensayo
6.1.2.13 Vasos Precipitados

Un vaso de precipitado tiene forma cilíndrica y posee un fondo plano. Se encuentran en
varias capacidades. Se encuentran graduados. Pero no calibrados, esto provoca que la
graduación sea inexacta. Su objetivo principal es contener líquidos o sustancias
químicas diversas de distinto tipo
Figura 14 - Vaso de Precipitado

6.1.3 EQUIPO DE LABORATORIO
6.1.3.1 Centrifuga:
Es un aparato diseñado para producir movimiento giratorio de 2 o más pares de tubos
de prueba colocados convenientemente en alojamientos especiales ubicados en su
interior. La velocidad de giro es controlada mediante un reóstato, para obtener una
fuerza relativa de centrifugación.
Figura 15 - Centrifuga
6.1.3.2 Balanza de lodos:

La balanza de lodos es una herramienta utilizada para determinar el peso del lodo o
fluido de perforación y que permite realizar una medición exacta hasta una precisión
de hasta 1/10 libras/galón (0,11 kg/litro) o 1/2 libra/ pie3(8,01 kg/m3). El peso del
lodo se puede expresar en libras/galón, libras/pie3, PSI (libras por pulgada cuadrada)
/1000 pies (304,80 metros) de profundidad o de gravedad específica (Gs).
Figura 16 - Balanza de Lodos

6.1.3.3 Colorímetro:
Es una herramienta que identifica el color y el matiz para una medida más objetiva del
color. El colorímetro también es un instrumento que permite medir la absorbancia de
una solución en una específica frecuencia de luz camilo gena ser determinada. Es por
eso, que hacen posible descubrir la concentración de un soluto conocido que sea
proporcional a la absorción.
Este método cubre la determinación visual de una amplia variedad de productos de
petróleo como aceites de calentamiento, combustibles diésel y ceras de petróleo.
Figura 17 - Colorímetro
6.1.3.4 Destilador atmosférico:
Se utiliza para extraer los hidrocarburos presentes de forma natural en el crudo, sin
afectar a la estructura molecular de los componentes. En las unidades de destilación
atmosférica, el objetivo es obtener combustibles terminados y cortes de hidrocarburos
que luego se procesaran en otras unidades.
Figura 18 - Destilador Atmosférico

6.1.3.5 Destilador de Agua:

Equipo que separa las impurezas de la misma para poder realizar trabajos posteriores.
La destilación es la operación de separar, mediante vaporización y condensación los
diferentes componentes líquidos, sólidos disueltos en líquidos o gases licuados de una
mezcla, aprovechando los diferentes puntos de ebullición de cada una de las sustancias,
ya que el punto de ebullición es una propiedad intensiva de cada sustancia, es decir, no
varía en función de la masa o el volumen, aunque si en función de la presión.
Figura 19 - Destilador de Agua
6.1.3.6 Equipo para determinar el punto de nebulosidad:

Sirve también para encontrar el punto de cristalización, donde se colocan los aceites o
lubricantes en probetas con un termómetro y estos se cristalizan y se observa cuál es
su punto de nebulosidad la temperatura mínima es de 5°C.
Figura 20 - Equipo de Punto de Nebulosidad

6.1.3.7 Penetrómetro:
Equipo diseñado para asegurar una máxima uniformidad en los estudios de resistencia
a la penetración, de las grasas lubricantes.
Figura 21 - Penetrómetro
6.1.3.8 Pensky Martens

Utilizado para determinar punto de inflamación de productos derivados del petróleo y
aceites combustibles. Existen dos métodos para determinar el punto de inflamación, y
son: Copa abierta y Copa cerrada. El más utilizado, es a copa cerrada, es usado solo para
productos livianos y consta de: Mechero, Obturador, Termómetro, Agitador y Copa en
forma de campana invertida.
Figura 22 - Equipo Pensky-Martens.

6.1.3.9 Analizador de sal en crudos:

El analizador de sal el cual es una caja que tiene una memoria interna que usa un vaso
de 100ml para realizar el ensayo. A demás consta de una tapa compuesta con dos placas
en paralelo: un ánodo y un cátodo y las mediciones se dan en mA, y luego se convierten
a ppm y/o a libras por cada 1000 barriles de crudo.
Figura 23 - Analizador de sal en crudos.
6.1.3.10 Viscosímetro rotacional:

Es un equipo para la determinación de la viscosidad por el principio rotacional; consiste
en la rotación de un husillo sumergido en la muestra y una velocidad constante. La
resistencia generada por el producto sobre el husillo es directamente proporcional a la
viscosidad. Se trata de un equipo muy versátil utilizado en laboratorio de control de
calidad y líneas de producción industriales.
Figura 24 - Viscosímetro rotacional.

6.2 ENSAYO N° 02: DETERMINACION DE CLORUROS TOTALES Y

SALINIDAD EN AGUAS DE FORMACION.
6.2.1 OBJETIVO:
 Determinar la cantidad de cloruros totales y la salinidad de una muestra
representativa de agua de formación, haciendo uso del método – Titulación.
6.2.2 FUNDAMENTO TEÓRICO:

Ante la mención de la presencia agua de formación en sus pozos, muchas compañías
productoras de petróleo y gas reaccionan con alarma. La producción imprevista de agua,
especialmente si contiene impurezas indeseadas, puede reducir significativamente el valor de
un activo hidrocarburifico. Además, puede acelerar el daño de los equipos e incrementar el
costo de manipulación y eliminación del agua. Pero la captura de una cierta cantidad de agua
de formación es de utilidad, ya que las características de las propiedades del agua contienen
información que puede ser utilizada para incidir significativamente en la rentabilidad de los
campos petroleros.
El análisis del agua de formación desempeña un rol importante en el modelado dinámico de
los yacimientos, la cuantificación de reservas y el cálculo de os costos de las terminaciones
de pozos que incluyen los montos que se invertirán en el entubado y el equipamiento de
superficie, las erogaciones del capital (CAPEX). El análisis del agua también ayuda a los
operadores a estimar los costos operativos (OPEX), tales como el costo de proyectos de
inyección química. La cuantificación química del agua asiste en la comprensión de la
conectividad del yacimiento y en la caracterización de las zonas de transición en los
carbonatos, por lo que incide en las estimaciones de la extensión de los yacimientos.
Salinidad: es una propiedad importante de aguas usadas industriales y de cuerpos de agua
naturales como las aguas de formación. Originalmente este parámetro se concibió como una
medida de la cantidad total de sales disueltas en un volumen determinado de agua.
La determinación del contenido total de sales requiere de análisis químicos, también se
utilizan en substitución métodos indirectos para estimar la salinidad, se puede determinar la
salinidad de un cuerpo de agua a base de determinaciones de: conductividad, densidad,
índice de refracción o velocidad del sonido en agua.
Las concentraciones de solidos presentes en el agua de formación son reportadas de varias
formas, entre estas, las más usadas son partes por millón(ppm), miligramos por litro(mg/l) o
libras por barril (lb/bbl); partes por millón se refiere a los gramos de solidos por millón de
gramos de agua de formación, miligramos por litro se refiere a miligramos de solidos por
litro de salmuera. Partes por millón se multiplica por la densidad de la salmuera en
condiciones normales en g/cm3 para poder obtener miligramos por litro. A menudo, parte s
por millón y miligramos por litro se usan indistintamente. Estas unidades son idénticas bajo
la suposición de que la densidad de la salmuera es 1 g/cm3.

6.2.3 MATERIALES E INSTRUMENTOS:
 Muestra (agua de formación)

 Nitrato de plata 0.1N (Reactivo)
 Cromato de potasio K2CrO4 (Indicador)
 Agua destilada
 Soporte universal
 Bureta graduada a100ml
 Matraz
 Vasos de precipitado
 Pipetas de 25ml
 Piseta
6.2.4 PROCEDIMIENTOS:
1. Limpiar los vasos e instrumentos que se utilizaran en la prueba de laboratorio
con agua destilada haciendo contenida en la piseta
2. Filtramos el agua de formación, para ello utilizamos el papel filtro N°04 para
filtrar las impurezas o pequeños sedimentos.
3. Haciendo uso de una pipeta se toma 1ml de la muestra representativa del agua
de formación en un vaso de precipitado.
4. Agregamos 4ml de agua destilada con el fin de aumentar el volumen de la
muestra.
5. Agregamos cuatro gotas del Cromato de Potasio (indicador), la finalidad del
indicador es darle color a la muestra.
6. Se llena la bureta con nitrato de plata.
7. Se procede a realizar la titulación haciendo uso del Nitrato de Plata 0.1N
dejándolo caer gota a gota hasta lograr un viraje (cambio de color de la muestra).
8. Finalmente se procede a la lectura del volumen de reactivo que ha sido necesario
para que dé lugar a la reacción (cambio de color de la muestra).

PASO N° 2
PASO N° 5
PASO N° 7
Figura 25 - Ensayo N° 2

6.2.5 RESULTADOS:
Para este ensayo se utilizó una muestra representativa de agua de formación de un pozo
perforado en la zona de talara. Los cloruros totales contenidos en la muestra de agua, se
determinaron aplicando la siguiente fórmula:
𝑉𝐴𝑔𝑁𝑂3 ∗ 𝑁 ∗ 𝐹 ∗ 35.45 ∗ 1000

𝐶𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑚𝑔/𝐿 =
𝑉𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
Dónde:
N: Concentración del reactivo.

F: en general se toma un valor de 0.9 a 1.
Empleando los datos en el laboratorio:
 Normal (N) = 0.1

 F=1
 Volumen de la muestra = 1ml.
 Volumen consumido del reactivo (AgNO3) = 17.7ml
17.7 ∗ 0.1 ∗ 1 ∗ 35.45 ∗ 1000

𝑪𝒍𝒐𝒓𝒖𝒓𝒐𝒔𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍𝒆𝒔 = = 𝟔𝟐𝟕𝟒𝟔. 𝟓 𝒑𝒑𝒎
1
6.2.6 SALINIDAD:
Para determinar la salinidad (ClNa) del agua de formación empleamos la siguiente fórmula:
𝑺𝒂𝒍𝒊𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅 (𝑪𝒍𝑵𝒂)𝒑𝒑𝒎 = 𝑪𝒍𝒐𝒓𝒖𝒓𝒐𝒔𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍𝒆𝒔 × 𝟏. 𝟔𝟓
𝑺𝒂𝒍𝒊𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅 (𝑪𝒍𝑵𝒂)𝒑𝒑𝒎 = 𝟔𝟐𝟕𝟒𝟔. 𝟓 × 𝟏. 𝟔𝟓
𝑺𝒂𝒍𝒊𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅 (𝑪𝒍𝑵𝒂)𝒑𝒑𝒎 = 𝟏𝟎𝟑𝟓𝟑𝟏. 𝟕𝟐𝟓𝒑𝒑𝒎
𝑺𝒂𝒍𝒊𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅 (𝑪𝒍𝑵𝒂)𝒑𝒑𝒎 = 𝟑𝟔𝟐𝟗𝟏. 𝟔𝟖 𝒍𝒃⁄𝑴𝑩𝒃𝒍
CONCLUSIONES:
 Es importante analizar y de determinar la cantidad de cloruros y sales que
pueden existir en un agua de formación, ya que su análisis provee información
vital para los planes desarrollo de un campo petrolífero que incluyen la
optimización del diseño de terminaciones selección de materiales y
recuperación de hidrocarburos.

6.3 ENSAYO N° 03: CONTENIDO DE SAL EN UN CRUDO POR EL

METODO DE TITULACIÓN
6.3.1 OBJETIVO:
 Determinar la concentración de cloruros totales y salinidad de una

muestra de crudo procedente del Lote III.
6.3.2 FUNDAMENTO TEORICO:

El contenido de cloruros en el petróleo crudo es uno de los componentes más
problemáticos y de mayor cuidado en el transporte y las operaciones realizadas en la
industria petrolera. La naturaleza de estas sales es ser conductivas. Si no se trata
adecuadamente, podría causar graves daños de corrosión y taponamiento. De todas las
fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo la más
importante es la corrosión con el 33% de los casos (Fernández, 2011).
Consiguientemente, el control de calidad juega un rol clave en las diferentes
operaciones de producción y refinamiento. Por un lado, en las facilidades de
producción, se separan grandes cantidades de agua principalmente cuando la
producción tiene altos cortes de agua; sin embargo, después de los diferentes procesos
de deshidratación, el crudo podría aun contener cantidades apreciables de sales lo cual
es perjudicial para los equipos en la refinería y podría no cumplir con las
especificaciones legales e internacionales; además de las exigencias de los clientes
 Muestra de Petróleo
 Agua destilada
 Nitrato de plata (reactivo)
 Cromato de potasio (indicador)
 Papel filtro N° 04
 Mechero
 Base
 Vaso precipitado
 Probeta
 Pera de decantación
 Bureta

6.3.4 PROCEDIMIENTO:
1. Tomar una muestra de petróleo de 50 ml en una probeta graduada.

2. Agregar 200 ml de agua destilada en el vaso precipitado
3. Colocar el vaso precipitado encima de la base
4. Antes de encender el mechero, verificamos que está segura la conexión al balón
de gas.
5. Encender el mechero, calentando el agua destilada hasta que hierva.
6. Luego añadimos la muerta de crudo en el agua hirviendo y agitamos con una
varilla por 2 minutos. Para que se cree la una emulsión, luego dejamos enfriar la
mezcla.
7. Colocar la muestra en la pera de decantación dejamos que se formen dos fases,
luego abrimos el gotero hasta tener en el vaso 5 ml de agua que ha lavado al
crudo.
8. En un vaso con los 5 ml. agregamos 3 gotas de cromato de potasio (indicador) y
obtenemos un color amarillo.
9. Luego en la bureta llenada con nitrato de plata (reactivo) empezamos hacer la
titulación (gota a gota) hasta lograr un viraje (cambio de color de la muestra).
10. Finalmente procedemos a la lectura de la cantidad de reactivo que ha
reaccionado para lograr el cambio de color de la muestra.
PASO N° 5 PASO N°6
PASO N° 7 PASO N°8

PASO N° 9 PASO N° 10
6.3.5 RESULTADOS:
Para esta prueba se trabajó con una muestra de crudo de un pozo perforado en la zona
de talara. Los cloruros totales contenidos en la muestra del crudo, se determinaron
aplicando la siguiente fórmula:
𝑉𝐴𝑔𝑁𝑂3 ∗ 𝑁 ∗ 𝐹 ∗ 35.45 ∗ 1000

𝐶𝑙𝑜𝑟𝑢𝑟𝑜𝑠𝑚𝑔/𝐿 =
𝑉𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
Dónde:
N: Concentración del reactivo.

F: en general se toma un valor de 0.9 a 1.
 Volumen consumido del reactivo (AgNO3) = 0.05ml

 Normal (N) = 0.1
 F=1
 Volumen de la muestra = 5ml.
0.14 ∗ 0.1 ∗ 1 ∗ 35.45 ∗ 1000

𝑪𝒍𝒐𝒓𝒖𝒓𝒐𝒔𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍𝒆𝒔 = = 𝟗𝟗. 𝟐𝟔 𝒑𝒑𝒎
5
𝑪𝒍𝒐𝒓𝒖𝒓𝒐𝒔𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍𝒆𝒔 = 𝟑𝟒. 𝟕𝟗 𝒍𝒃/𝟏𝟎𝟎𝟎𝒃𝒍

6.3.5.1 SALINIDAD:
La salinidad (ClNa) del petróleo se determina con este mismo ensayo empleando la siguiente
fórmula:
𝑆𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝐶𝑙𝑁𝑎)𝑙𝑏/1000𝑏𝑙 = 𝐶𝑙𝑜𝑟𝑢𝑟𝑜𝑠𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 × 1.65
𝑆𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝐶𝑙𝑁𝑎)𝑙𝑏/1000𝑏𝑙 = 34.79 × 1.65
𝑺𝒂𝒍𝒊𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅 (𝑪𝒍𝑵𝒂)𝒍𝒃/𝟏𝟎𝟎𝟎𝒃𝒍 = 𝟓𝟕. 𝟒 𝒍𝒃/𝟏𝟎𝟎𝟎𝒃𝒍
6.3.6 CONCLUSIONES:
 Es importante determinar la cantidad de sal contenida en el crudo, debido a que
este puede que no cumpla las especificaciones legales para su comercialización.
Hay que tener en cuenta que las pérdidas económicas por el contenido en el
petróleo es debido a la corrosión que causa en los equipos.
 En esta práctica realizada se determinó la concentración de sal en la muestra de
crudo por el método de titulación cuyo procedimiento esta descrito en la norma
ASTM D512-, teniendo en cuenta la afinidad que posee el nitrato de plata por los
cloruros en presencia de un indicador como el cromato de potasio.

6.4 ENSAYO N° 04: DETERMINACIÓN DEL GRADO API POR EL

MÉTODO DEL HIDRÓMETRO.
El desarrollo de la práctica con el hidrómetro se basa en el principio de que la profundidad

de inmersión de un cuerpo en un líquido, varía directamente con la densidad de dicho líquido.
El cuerpo flotante, el cual está graduado en unidades de gravedad API, se denomina
hidrómetro API. La gravedad API se lee observando la libre flotación del hidrómetro y
registrando la graduación más cercana a la intersección aparente de la superficie horizontal
del líquido con la escala vertical del hidrómetro, luego que la temperatura deseada ha sido
alcanzada. La temperatura de la muestra debe leerse en un termómetro sumergido en ella, o
en un termómetro que haga parte del hidrómetro (termo hidrómetro).
En la práctica de determinación de grados API, medimos con exactitud los grados API del
petróleo. Conforme la temperatura disminuye la en función del tiempo de los grados API, la
viscosidad aumenta. Todo esto con ayuda del hidrómetro de acuerdo a los grados API de la
muestra utilizada y termómetros para medir la temperatura del crudo.
6.4.1 OBJETIVO:
Aprender a determinar el grado API por medio del método del hidrómetro.
6.4.2 INSTRUMENTOS Y MATERIALES:
 Muestra (petróleo de talara).

 Hidrómetro de vidrio (rango de 19 a 31 °API).
 Termómetros.
 Probeta.
 Soporte universal.
1. Lavar la probeta con agua destilada.

2. Agregar la muestra de petróleo dentro de la probeta.
3. Dejamos reposar la muestra por un tiempo de 2 a 3 minutos.
4. Introducir un hidrómetro dentro de la muestra y esperar que flote; esperar
estabilización del hidrómetro en forma vertical por un tiempo de 3 minutos.
5. Tomar lectura del API registrado por el hidrómetro según el menisco formado por la
muestra.
6. Paso seguido introducimos el termómetro dentro de la muestra y dejamos que se

estabilice por un tiempo de 3 minutos.
7. Tomar la temperatura de la muestra.


6.4.4 RESULTADO:
Cálculos del ensayo:
141.5
𝐴𝑃𝐼60°F = − 131.5
𝐺. 𝐸
Ahora procedemos a usar los datos hallados en la práctica:

Muestra Temperatura APIC.N API60°F GE60°F Peso(lb/gal) Tipo
°F
CRUDO 29°C = 84.2 °F 27 21.83 0.9024 7.53 PESADO
TALARA
Realizamos la corrección a 60°F
𝑨𝑷𝑰 𝒄𝒐𝒏𝒅. 𝒏𝒐𝒓𝒎𝒂𝒍𝒆𝒔 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟗𝟏𝟕𝟓 (°𝑭 − 𝟔𝟎)

𝑨𝑷𝑰60°F =
𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒𝟓 (°𝐅 − 𝟔𝟎)
𝟐𝟕 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟗𝟏𝟕𝟓 (𝟖𝟒. 𝟐 − 𝟔𝟎)

𝑨𝑷𝑰60°F = = 𝟐𝟓. 𝟑
𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒𝟓 (𝟖𝟒. 𝟐 − 𝟔𝟎)
Hallamos la gravedad específica de la muestra:
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
𝑨𝑷𝑰60°F = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
𝑮. 𝑬
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
𝑮. 𝑬 = = 𝟎. 𝟗𝟎𝟐𝟒 ≅ 𝟏𝟎
𝟐𝟓. 𝟑 + 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
𝒍𝒃
𝑷𝒆𝒔𝒐( ) = 𝑮. 𝑬 𝒙 𝟔𝟐. 𝟒 𝒙 𝟎. 𝟏𝟑𝟑𝟔𝟖
𝒈𝒍𝒏
𝒍𝒃 𝒍𝒃
𝑷𝒆𝒔𝒐 ( ) = 𝟎𝟗𝟎𝟐𝟒 𝒙 𝟔𝟐. 𝟒 𝒙 𝟎. 𝟏𝟑𝟑𝟔𝟖 = 𝟕. 𝟓𝟑
𝒈𝒍𝒏 𝒈𝒍𝒏

Ahora con ese dato, lo relacionamos con la siguiente clasificación de acuerdo al API:
CRUDOS API
Extra pesados <10
Pesados 10 – 22
Medianos 22 – 31
Livianos 31 – 39
condensados >39
Por lo tanto, podemos clasificar la muestra como hidrocarburo PESADO.
6.4.5 CONCLUSIONES:
 En esta prueba reconocemos el tipo de crudo: condensado, livianos, medianos,
pesados, extra pesados mediante la medición del grado API por el método del
Hidrómetro y dejamos al practicante decidir que método es más conveniente en
determinados casos.
 A medida que aumenta la temperatura de las muestras, la densidad de estas
disminuye, y de manera proporcional lo hace la gravedad específica, también se
concluye que la gravedad API, se comporta de manera inversamente
proporcional a la densidad y gravedad especifica. El método del hidrómetro es
considerado más rápido y preciso que el método del picnómetro, para
determinar la gravedad API.

6.5 ENSAYO N° 05: DETERMINACIÓN DEL GRADO API Y DE LA

GRAVEDAD ESPECÍFICA POR EL MÉTODO DEL PICNÓMETRO.
La compra y venta del crudo depende de su calidad, la cual representa el peso y la

complejidad del mismo, para su refinado y posteriormente su salida al mercado. La Densidad
es una expresión que permite relacionar la masa con el volumen. Cualquier producto se
expande cuando es calentado, reduciéndose por consiguiente el peso por unidad de volumen.
Debido a esto, la densidad es usualmente reportada a una temperatura estándar, aunque
temperaturas adicionales hayan sido usadas en la determinación. Existen tablas que
relacionan la de una temperatura a otra.
La densidad puede ser expresada en dos escalas. La “gravedad específica” es definida como
la relación del peso de un volumen dado a 60ºF, con el peso de un volumen igual de agua a
la misma temperatura.
En la industria del petróleo, se acostumbra utilizar la gravedad API (American Petroleum
Institute). Esta es una escala arbitraria, calibrada en grados y que relaciona la gravedad
específica, por medio de la siguiente fórmula:
Como resultado de esta relación, entre mayor sea la gravedad específica de un producto,
menor es su gravedad API. Es así como en la industria petrolera, se catalogan los crudos
livianos, medianos, pesados, etc., de acuerdo con su gravedad API. Es claro que el agua, con
una gravedad específica de 1.000 tiene una densidad API de 10.0º.
El picnómetro nos permite realizar la determinación de la gravedad específica, la cual es un
factor para calcular la gravedad API
6.5.2 OBJETIVO:
Determinar la gravedad específica y el grado API de un crudo por el método del Picnómetro.
 Muestra de petróleo
 Agua destilada
 Picnómetro
 Balanza Analítica
 Termómetro

1. Lavar el picnómetro con agua destilada para evitar que el crudo se contamine, luego
encendemos la balanza electrónica y la configuramos.
2. Pesar el picnómetro vacío y se toma apunte.
3. Lavar la probeta y medir 100 ml de agua destilada.
4. Pesar el picnómetro lleno con agua destilada medida y se toma apunte.
5. Nuevamente medimos 100 ml de la muestra (petróleo).
6. Pesar el picnómetro lleno con muestra (petróleo) y se toma apunte
7. Se halla el peso del agua destilada mediante la diferencia: peso del picnómetro con el
agua destilada y el peso del picnómetro vacío.
8. Se halla el peso del crudo mediante la diferencia: peso del picnómetro con la muestra
y el peso del picnómetro vacío.
9. Luego se calcula la densidad relativa (Dr.) o gravedad sin corregir.

Figura 28 -Ensayo N° 5

6.5.5 RESULTADOS:
Cálculos de ensayo:
𝑃3 − 𝑃1
𝐺𝐸 =
𝑃2 − 𝑃1
Donde:
𝑃1 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑖𝑐𝑛𝑜𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑉𝑎𝑐𝑖𝑜
𝑃2 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑖𝑐𝑛𝑜𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑃2 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑖𝑐𝑛𝑜𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑙𝑎 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
Entonces:
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝒅𝒆 𝒍𝒂𝒃𝒐𝒓𝒂𝒕𝒐𝒓𝒊𝒐 = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
𝑮𝑬
Procedemos a la corrección del API con la siguiente fórmula:
𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅.𝑳𝒂𝒃 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟗𝟏𝟕𝟓 (º𝑭 − 𝟔𝟎)

𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝑵𝒐𝒓𝒎𝒂𝒍𝒆𝒔 (𝟔𝟎º𝑭) =
𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒𝟓 (º𝑭 − 𝟔𝟎)
Ahora procedemos a usar los datos hallados en la práctica:
Muestra Temperatura P1 P2 P3 GE APIC.N API Corregido Tipo de

de Trabajo °F (gr) (gr) (gr) API60°F Crudo
Crudo 32°C=89.6°F 57.335 156.339 140.196 0.837 37.556 35.668 LIVIANO
de
talara
Calculamos la Gravedad Específica:

𝑃3 − 𝑃1
𝐺𝐸 =
𝑃2 − 𝑃1

140.196 − 57.335
𝐺𝐸 = = 0.837
156.339 − 57.335
Ahora calculamos el API condiciones de laboratorio:
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝒅𝒆 𝒍𝒂𝒃𝒐𝒓𝒂𝒕𝒐𝒓𝒊𝒐 = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
𝑮𝑬
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝒅𝒆 𝒍𝒂𝒃𝒐𝒓𝒂𝒕𝒐𝒓𝒊𝒐 = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓 = 𝟑𝟕. 𝟓𝟓𝟔
𝟎. 𝟖𝟑𝟕
Procedemos a la corrección del API con la siguiente fórmula:
𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅.𝑳𝒂𝒃 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟗𝟏𝟕𝟓 (º𝑭 − 𝟔𝟎)

𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝑵𝒐𝒓𝒎𝒂𝒍𝒆𝒔 (𝟔𝟎º𝑭) =
𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒𝟓 (º𝑭 − 𝟔𝟎)
𝟑𝟕. 𝟓𝟓𝟔 − 𝟎. 𝟎𝟓𝟗𝟏𝟕𝟓 (𝟖𝟓. 𝟏 − 𝟔𝟎)

𝑨𝑷𝑰𝑪𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝑵𝒐𝒓𝒎𝒂𝒍𝒆𝒔 (𝟔𝟎º𝑭) = = 𝟑𝟓. 𝟔𝟔𝟖
𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒𝟓 (𝟖𝟓. 𝟏 − 𝟔𝟎)
Ahora con ese dato, lo relacionamos con la siguiente clasificación de acuerdo al API:
Clasificación API
Extra pesados <10
pesados 10 – 22
medianos 22 – 31
livianos 31 – 39
condensados >39
Por lo tanto, podemos clasificar la muestra como hidrocarburo LIVIANO.

6.5.6 CONCLUSIONES:
.
 El API de nuestra muestra de crudo de talara fue de 25.3 por lo tanto podemos
clasificar la muestra como hidrocarburo LIVIANO
 El API es la unidad de medida que representa la calidad del crudo por ello es
importante conocer la clasificación de un petróleo, un petróleo más ligero su
refinación es menos costosa y viceversa.
 Cada uno de los productos del petróleo maneja un rango de densidad y gracias a la
gravedad API podemos darle un valor económico según su calidad.

6.6 ENSAYO N° 06: DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD

DINÁMICA Y CINEMÁTICA DEL PETRÓLEO
6.6.1 FUNDAMENTO TEÓRICO
La viscosidad del petróleo se determina en el laboratorio a determinada presión y
temperatura y generalmente se reporta en los análisis pvt, si no se dispone de datos de
laboratorio puede calcularse empleando correlaciones las cuales varían en complejidad
y exactitud según sea el tipo de datos disponibles. La viscosidad del petróleo, µo, es una
característica muy importante que controla el flujo del petróleo a través del medio
poroso y de las tuberías. generalmente se define como la resistencia interna que ofrece
el petróleo para moverse. Esta propiedad depende fuertemente de la temperatura del
yacimiento, la presión, la gravedad del petróleo, y la gravedad y solubilidad del gas.
Los líquidos a diferencia de los sólidos tienen la capacidad de poder fluir, es decir, si se
pone en movimiento a un líquido, éste al moverse trata de permanecer todo junto, y es
precisamente atribuido su virtud de ser viscosos.
La Viscosidad es la resistencia que tienen las moléculas que conforman un líquido para
separarse unas de otras, es decir, es la oposición de un fluido a deformarse y esta
oposición es debida a las fuerzas de adherencia que tienen unas moléculas de un líquido
o fluido con respecto a las otras moléculas del mismo líquido.
Mientras más grandes sean las moléculas de un líquido mayor resistencia pondrán a su
desplazamiento, por lo tanto en este caso se dice que estos fluidos son más viscosos
debido a que el desplazamiento que pueden presentar sus moléculas se da de una
manera más lenta (la razones que las fuerzas intermoleculares que están presente en
este líquido son más fuertes), en caso el contrario, cuando las moléculas que lo
conforman son más pequeñas tendrán menor fuerza de oposición por lo que su
movimiento será más rápido (presentan fuerzas intermoleculares débiles).
 LA VISCOSIDAD DINÁMICA O ABSOLUTA: es conocida también como absoluta.
Viscosidad es la resistencia interna al flujo de un fluido, originado por el roce de las
moléculas que se deslizan unas sobre otras. Analiza esto: en un sólido, existe una
estructura cristalina donde unas moléculas se enlazan de forma rígida y su estructura
no cambia; en cambio, en un fluido las moléculas no permanecen en el mismo lugar
dentro de la masa, sino que se mueven, pero a la vez tratan de mantenerse unidas: ese
esfuerzo por permanecer en un lugar fijo es la resistencia al flujo y determina la
viscosidad. La viscosidad dinámica se toma del tiempo que tarda en fluir un líquido
a través de un tubo capilar a una determinada temperatura y se mide en "poises"
(gr/cm*seg).
 VISCOSIDAD CINEMÁTICA O COMERCIAL: Es la resistencia de un líquido al fluir bajo
la acción de la gravedad .Para flujo a por acción de la gravedad, bajo una carga
hidrostática determinada, la carga de presión de un líquido es proporcional a su
densidad. Para cualquier viscosímetro determinado, el tiempo de flujo de un volumen
fijo de fluido es directamente proporcional a su viscosidad cinemática. La viscosidad

cinemática se define como la resistencia a fluir de un fluido bajo la acción de la

gravedad.
En el interior de un fluido, dentro de un recipiente, la presión hidrostática (la presión
debida al peso del fluido) está en función de la densidad.
6.6.2 OBJETIVOS
 Determinar la viscosidad de la muestra de crudo.
 Identificar los problemas que genera la viscosidad en la industria petrolera.
 Tener clara la diferencia entre viscosidad dinámica y cinemática.
 Aprender el manejo del viscosímetro rotacional.
6.6.3 INSTRUMENTO Y MATERIALES
 Viscosímetro rotatorio o rotacional.
 Muestra (petróleo - Talara)
 Recipiente
 Termómetro
1. Nivelar, colocar el viscosímetro en posición vertical.
2. Una vez nivelado, procedemos a encenderlo.
3. Le damos la opción ENTER, para que automáticamente el equipo reconozca
el husillo L1
4. Configuramos el equipo, elegimos el idioma español y las unidades en CP/P
(CGS) y procedemos presionar ENTER.
5. En un frasco vertimos la muestra en este caso el petróleo, en este caso el
volumen de la muestra es de acuerdo al tamaño del recipiente.
6. Determinar la temperatura de la muestra.
7. Colocamos la muestra en el viscosímetro para su posterior medida.
8. Verificar que se esté utilizando el husillo correspondiente (a una escala
óptima para efectuar la medición).
9. El husillo una vez instalado deberá ser sumergido lentamente en la muestra,
el nivel de la muestra tiene que llegar al punto de inmersión (marca) del
husillo.
10. Finalmente se procede a realizar la lectura correspondiente, en este caso Vd=
6.5 cp.
11. Con el hidrómetro, medimos el grado °API del petróleo para posteriormente
obtener la gravedad específica, en este caso el °API= 42.7

6.6.5 RESULTADO:
Realizamos la corrección a 60°F
𝐴𝑃𝐼 𝑐𝑜𝑛𝑑. 𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙𝑒𝑠 − 0.059175 (°𝐹 − 60)

𝐴𝑃𝐼60°F =
1 + 0.00045 (°F − 60)

42.7 − 0.059175 (84.2 − 60)

𝐴𝑃𝐼60°F = = 𝟒𝟎. 𝟖
1 + 0.00045 (84.2 − 60)
Hallamos la gravedad específica de la muestra:
141.5
𝐴𝑃𝐼60°F = − 131.5
𝐺. 𝐸
141.5
𝐺. 𝐸 = = 𝟎. 𝟖𝟐
40.8 + 131.5
Empleamos la fórmula para viscosidad cinemática:
μ(viscosidad dinámica)
𝜎=
𝐺. 𝐸
6.5
𝝈= = 𝟕. 𝟗𝟑 𝒄𝒔𝒕𝒐𝒌𝒆𝒔
0.82
6.6.6 CONCLUSIONES
 La elección del husillo a utilizar en el viscosímetro rotacional está en función a

la calidad del crudo, es decir si se tiene un crudo con bajo API se elegirá el
usillo L1.
 El resultado obtenido es aproximado debido a que el viscosímetro rotacional
no cuenta con un equipo complementario que mantenga la temperatura a
cierto grado.
 La viscosidad que determinamos en el ensayo fue la viscosidad de un petróleo
muerto es decir sin tener en cuenta los efectos de gas en solución (a
condiciones normales)
 La viscosidad del petróleo representa un problema a nivel mundial en la
industria petrolera.

6.7 ENSAYO N° 07: DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA Y

SEDIMENTOS (B.S.W) EN UNA MUESTRA DE PETRÓLEO.
6.7.1 FUNDAMENTO TEÓRICO
El contenido de sedimentos básicos y agua, BSW de sus siglas en inglés se mide a partir
de una muestra líquida del flujo de producción. Incluye agua libre, sedimento y
emulsión y se mide como porcentaje de volumen del flujo de producción.
La determinación del BSW es extremadamente importante al momento de establecer
con precisión los volúmenes netos de petróleo crudo evaluar su calidad, ya sea para su
compra, venta, transferencia y/o refinación, puesto que de acuerdo a este parámetro el
precio varía. Una excesiva cantidad de agua y sedimentos en el petróleo crudo, también
puede generar problemas operacionales, como corrosión de equipos y problemas en el
procesamiento y transporte del mismo, generando costos de tratamiento y reparación.
De igual forma, su determinación es esencial para determinar qué procedimientos son
necesarios en el Campo para lograr retirar dicha agua, hasta los volúmenes permitidos.
Existen varios métodos para determinar el BSW, variando en complejidad, precisión y
validez. En esta práctica se aplica el método de centrifugación, el más utilizado en
trabajos de rutina o en trabajos de campo que gracias a la centrifuga, se puede
determinar el contenido de agua y sedimentos en una muestra.
Para este método, solamente se requieren tubos de graduados de fondo cónico y un
equipo de centrifugación.
Un equipo de centrifugación o centrifugadora es un aparato que pone en rotación una
muestra a una velocidad controlada. Su función es acelerar la decantación o
sedimentación de sus componentes por medio de fuerzas centrifugas. Estas fuerzas
deben ser iguales en dirección y magnitud, es por eso que es recomendable colocar dos
tubos iguales de centrifuga en lados opuestos.
Los tubos de centrifuga son tubos con forma de cono. La precisión de su lectura depende
del grado de conocimiento sobre este aparato. Otro dato importante que se debe tener
en cuenta es la elección del desemulsificante apropiado para la muestra de crudo que
se tenga. Un desemulsificante es una sustancia que ayuda a romper y desplazar la
película de agente emulsionante que rodea a la gota de agua, aumentando la tensión
superficial y atracción entre las moléculas de agua propiciando la coalescencia. Al
escoger uno inadecuado, se corre el riesgo de que se mezcle con la muestra y haga más
difícil la determinación de la cantidad de BSW en una muestra.

6.7.2 OBJETIVO:
 Determinar el contenido de agua y sedimentos en una muestra de Petróleo mediante

el proceso de Centrifugación.
6.7.3 INSTRUMENTOS Y MATERIALES:

 Equipo de Centrifugación.
 Equipo baño maría.
 2 probetas cónicas.
 Termómetro de 0 a 100ºC.
 Muestra (petróleo de talara).
 Solvente grado industrial (Tolueno libre de agua).
1. Encendemos el equipo de Centrifugación, verificamos si este funciona correctamente.

2. Llenar cada uno de las probetas cónicas de centrífuga hasta la marca de 50ml con
tolueno
3. Agregar 50 ml del petróleo a cada uno de los tubos.
4. Tapar las probetas y agitar, por 2 minutos.
5. Luego sumergir los tubos en un baño a 60ºC durante 10 minutos.
6. Colocar los tubos en la centrífuga en posición simétrica y centrifugar durante 10
minutos a una velocidad de 1800 rpm.
7. Pasados los 10 minutos retiramos las probetas cónicas y la dejamos reposar para una
mejor lectura.
8. Proceder con la lectura del volumen combinado del agua y el sedimento obtenido en
cada tubo. La diferencia de la lectura de los volúmenes de cada probeta cónica no
debe ser mayor a 0.025 mililitros. Calculamos el BSW mediante la siguiente fórmula.

Figura 30 -Ensayo N° 7

6.7.5 RESULTADO
Volumen de BSW = 0.05 ml.

Volumen de la muestra = 50 ml.
VOLUMEN DEL BSW

% BSW = × 100%
𝑉𝑂𝐿𝑈𝑀𝐸𝑁 𝐷𝐸 𝐿𝐴 𝑀𝑈𝐸𝑆𝑇𝑅𝐴
0.05
% BSW = ∗ 100%
50
% 𝐁𝐒𝐖 = 𝟎. 𝟏 %
6.7.6 CONCLUSIONES
 En el ensayo que realizamos el solvente no realizo un trabajo adecuado de manera

que agregamos agua destilada a la muestra destilada para poder apreciar la
separación del agua del petróleo.
 El agua y sedimentos representan un problema en las operaciones que se realizan en
la industria del petróleo y gas, aumentan el costo de manipulación y eliminación de
las mismas, generan daños en los equipos.

6.8 ENSAYO N° 08: DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE

INFLAMACIÓN
Todos los productos de petróleo se queman y bajo ciertas circunstancias sus vapores se
encienden con una violenta explosión. Sin embargo, para que esto ocurra, la cantidad
de vapor en el aire debe estar comprendida entre ciertos límites. Cuando un producto
líquido de petróleo es expuesto al aire, algunos de sus vapores causan ciertas
concentraciones de vapor y aire. Cuando la temperatura del líquido se eleva, más y más
vapores son producidos, aumentando la relación vapor-aire.
Eventualmente se llega a una temperatura a la cual la mezcla vapor-aire puede
mantener momentáneamente una combustión, si una fuente de ignición está presente.
Esta temperatura es el punto de inflamación del producto. Para los combustibles y los
solventes, el punto de chispa es usualmente determinado por el método de “recipiente
cerrado” (NORMA ASTM D-93), para lo cual se calienta la muestra en una cápsula
cubierta denomina-da Pensky-Martens. El mantener la copa cerrada, hace que las
condiciones de prueba sean lo más parecidas posibles a los del producto en servicio.
Para los productos de petróleo con puntos de chispa mayores a 79 ºC (excepto
combustibles) se aplica el método de “recipiente abierto” (NORMA ASTM D-92), para
lo cual se calienta la muestra en una cápsula abierta denominada Cleveland.
Tanto el punto de chispa como el de encendido de un líquido de petróleo son
básicamente medidas de inflamabilidad. El punto de chispa es la temperatura mínima
a la cual el líquido está suficientemente evaporado para crear una mezcla de aire y
combustible, para arder si es encendida. Como su nombre lo indica, la combustión a
esta temperatura sólo se mantiene por un instante. Por el contrario, el punto de
encendido significa algo más; éste es la temperatura a la cual el vapor es generado a una
velocidad lo suficientemente constante, para mantener la combustión. En ambos casos,
la combustión es solamente posible cuando la velocidad de vapor de combustible y de
aire, se encuentra dentro de ciertos límites. Una mezcla que sea muy pobre o muy rica,
no quemará.
El punto de chispa es reportado como la temperatura en grados Fahrenheit a la cual
ocurre una llama instantánea, el punto de encendido es reportado como la temperatura
a la cual la llama permanece por lo menos tres segundos.
Para un combustible o solvente de petróleo, volátil, el punto de chispa es importante
como una indicación de los peligros de fuego y explosión, relacionados con su
utilización.
Entonces el punto de inflamación o de destello (flash point) Es la temperatura mínima,

a presión de una atmósfera (101,3 kPa), a la que una sustancia combustible, en contacto
con el aire, desprende la cantidad suficiente de vapor para que se produzca la
inflamación de la mezcla vapor - aire mediante el aporte a la misma de una energía de
activación externa, ya sea de origen térmico (llama), mecánico (fricción), eléctrico
(chispa) o químico (reacción exotérmica). En otros documentos este parámetro es
conocido como "punto de ignición". Al VALOR se suele añadir "v.a", vaso abierto o "v.c",

vaso cerrado, para indicar el método de determinación del parámetro ("o.c", open cup,
y "c.c", closed cup, en la nomenclatura inglesa).
La temperatura o punto de inflamación es un parámetro definido que tiene especial

interés para líquidos inflamables. Para sólidos se puede determinar su temperatura de
inflamación en estado pulverulento, mientras que en gases inflamables tal parámetro
tiene un mínimo interés, ya que se trata de temperaturas por debajo de 0 ºC.
El punto de inflamación también indica si un producto arde con facilidad o no a

temperatura ambiente, al entrar en contacto con una fuente o foco de ignición. Cuanto
menor sea este valor para un líquido, mayor es el peligro de incendio.
6.8.2 OBJETIVOS:
 Comprender y establecer la importancia de los puntos de Inflamación e en las

operaciones de Perforación, Producción y Explotación.
 Determinar el punto de inflamación de los hidrocarburos y sus derivados

(gasolina, Diesel, aceites, etc.) empleando las Copas Pensky Martens.
 Aprender a utilizar los equipos adecuadamente teniendo en cuenta para el

desarrollo del presente laboratorio.
 Conocer la temperatura mínima de un hidrocarburo a la cual se produce una

inflamación, esta información es válida por seguridad.
 Realizar la corrección de la temperatura a la cual fue realizada la prueba, por el

efecto de la presión a la que se encontraba sometida.
 Pensky Martens
 Termómetros
 Mechero a gas
 Muestra: Petróleo (talara)
1. Limpiar y secar la copa y sus accesorios.

2. Llenar la copa hasta marca, en este caso la marca nos indica 100 ml.
3. Tapar la copa e insertar el termómetro, luego encender la llama (4 mm de
diámetro), y suministrar, agitando continuamente.
4. Debajo de los 50ºC bajo el punto de inflamación, hacer lecturas cada 5ºC.

.

5. Anotar la temperatura al instante en que la aplicación de la llama produzca

una inflamación fugaz en el interior de la copa.
6. Corregir el punto de inflamación si la presión barométrica es diferente
de 760 mm Hg, con la fórmula:
𝑃𝑢𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑓𝑙𝑎𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑜 = º𝐹 + 0.06 ( 760 − 𝑃 )
En nuestro ensayo es igual a 0 para realizarse en condiciones ambientales

6.8.5 RESULTADOS:
 Para dicho método utilizamos kerosene, se produce un sonido a los 54°C,
esta es la temperatura en la cual se produce la inflamación.
Convertimos los grados °F a °C:

°F= 9/5 (°C – 32)
°F = 9/5 (54-32)
°F = 39.6
Procedemos a emplear la fórmula de corrección:

Punto de Inflamación = 39.6 + 0.06 (760 – 0)
Punto de Inflamación = 85.2 °F

7 RECOMENDACIONES:
 Tener presente las normas de seguridad aplicadas en en el LABORATORIO DE
PETROLEO Y DERIVADOS de la EPIP de la UNP, para cualquier ensayo que se
realice.
 Los resultados obtenidos de los análisis realizados en el laboratorio no son
representativos debido a que no realizan calibración a sus equipos e
instrumentos, mantenerlos calibrados, nos asegura obtener información más
acertada.
 Se recomienda tener una mejor distribución de los equipos dentro del
laboratorio con el fin de evitar cualquier accidente, no es posible que el que el
gas que usamos como combustible para encender el mechero se encuentre
dentro del laboratorio.
 El practicante debe observar y analizar para mantener la precisión. Si se emplea
bien el método los resultados deben hablar por sí mismos.
 Los ensayos deben repetirse dos o tres veces con el fin de hacer un análisis
estadístico, la limitación de no realizar esto es debido a la falta de materiales
(reactivos, solventes, muestras etc.).
 Utilizar un guardapolvo y tenlo siempre bien abrochado, así protegerás tu ropa.
No lleves prendas u objetos que dificulten tu movilidad.
 Se necesitan salidas de emergencia y una adecuada señalización, para cuanto se
presente cualquier accidente en el laboratorio.
 Seria fantástico que el laboratorio cuente con una base de datos digitalizados,
que este disponible para todos los estudiantes de la escuela de ingeniería de
petróleo.

8 CONCLUSIONES:
 Los ensayos realizados deben realizarse según los estándares internaciones, la
información que se obtenga de estos ensayos en de vital importancia para los
planes de desarrollo de un campo petrolífero.
 La importancia de realizar las practicas pre-profesionales en el Laboratorio de
Petróleo y Derivados de la EPIP de la UNP, es que los conocimientos obtenidos
serán de gran utilidad en la vida profesional.
 Las pruebas de laboratorio estuvieron enfocadas en la caracterización de las
propiedades físicas más importantes del petróleo.
 Se logro comprender la importancia del laboratorio en la industria petrolera, así
mismo, reconocer e identificar el funcionamiento de los equipos con los diversos
ensayos.
 La información obtenida por un método debe ser validada estadísticamente, la
determinación del corte de agua incorrecta puede disminuir el valor del activo
del campo petrolífero.
 Todo las muestras de crudo que se analizaron eran de alta calidad ( API > 25),
estas muestras eran procedentes de los campos petroleros de Talara.
9 BIBLIOGRAFÍA
ALEX FABIAN NIETO, I. (2010). GUIAS PRÁCTICAS, LABORATORIO DE CRUDOS Y AGUAS.
Bogota D.C.: Universidad de America.
Ferrer, M. P. (2009). Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos. Maracaibo, Venezuela:
Ediciones Astro Data SA..
https://www.tplaboratorioquimico.com (materiales e instrumentos de laboratorio químico)
https://wwwslb.com. (valor del agua de formacion)
https://www.researchgate.net (salinidad del petróleo)
https:// www.unp.edu.pe(laboratorio de petróleo - UNP)

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FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS i

6 ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO: ........................................................ 11

6.2 ENSAYO N° 02: DETERMINACION DE CLORUROS TOTALES Y SALINIDAD EN AGUAS DE

6.3 ENSAYO N° 03: CONTENIDO DE SAL EN UN CRUDO POR EL METODO DE TITULACIÓN . 27

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS ii

6.6 ENSAYO N° 06: DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD dinámica y cinemática del

6.7 ENSAYO N° 07: DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS (B.S.W) EN UNA

6.8 ENSAYO N° 08: DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INFLAMACIÓN ............................... 49

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS iii

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS iv

Este hecho trae consigo la necesidad de realizar investigaciones, respecto a los

En el presente trabajo de informe de laboratorio ha sido elaborado para hacer constar,

Figura 1 Segundo Grupo Practicas realizadas en el laboratorio de Petróleo y

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 5

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 6

 El LABORATORIO DE PETROLEO Y DERIVADOS de la ESCUELA PROFESIONAL

Al finalizar las prácticas pre-profesionales, el alumno será capaz de:

 Tener presente la importancia de la estandarización de las pruebas de

 Distinguir a los organismos nacionales e internacionales de estandarización.

 Reconocer que equipo e instrumento del laboratorio debe utilizar para un

 Realizar los diferentes estudios al petróleo, siguiendo las Normas de seguridad

 Emitir cualquier juicio respecto a los resultados obtenidos y las implicancias de

 Tener la capacidad para un desenvolvimiento profesional altamente mas

 Ser capaz de solucionar problemas ingenieriles.

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 7

5 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRABAJO EN

5.1 MEDIDAS DE SEGURIDAD BÁSICAS

5.1.1 Normas personales

 Durante su permanencia en el laboratorio el alumno deberá llevar

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 8

 Para detectar el olor de una sustancia, no se debe colocar la cara directamente

 Cuando se determinan masas de productos químicos con balanza se utilizará un

 En el laboratorio existen contenedores debidamente etiquetados donde se

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5.1.5 Normas de emergencia

FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS 10

6 ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO:

6.1 ENSAYO N° 01: RECONOCIMIENTO DE INSTRUMENTOS Y

 Relacionarse con los nombres de los instrumentos de laboratorio, manejo,

 Conocer los peligros que representa el uso inadecuado de los equipos y

6.1.2 INSTRUMENTOS DE LABORATORIO

A continuación, se describen los instrumentos y equipos de mayor uso en el laboratorio

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6.1.2.3 Matraz de Erlenmeyer:

Figura 4 - Matraz Erlenmeyer

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6.1.2.4 Mechero Bunsen:

Figura 5 - Mechero Bunsen

6.1.2.5 Pera de decantación:

Figura 6 - Pera de Decantación

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La pipeta es un instrumento volumétrico que permite medir cantidades pequeñas de

6.1.2.7 Pisetas (Frascos Lavadores):

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6.1.2.9 Rejilla de Asbesto:

Figura 10 - Rejilla de Asbesto

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