Los Hidrometros

2 ¿COMO FUNCIONAN LOS EQUIPOS DE LABORATORIO PARA DETERMINAR °API?
HIDRÓMETRO: Instrumento utilizado para la medición de la densidad de
líquidos y sólidos. Utiliza el principio de flotación de Arquímedes en la
medición.
Dependiendo de la escala reciben los nombres de Alcolímetros,
Sacarímetros, Brixómetros, Lactómetros etc..

Los Hidrometros se usan para determinar gravedad API depetróleo crudo y sus derivados, de acuerdo al Standard API MPMS capítulo 9.3, ASTM D y E100.
Son elaborados de conformidad con las especificaciones de la API y calibrados con el API escala modulo 141,5 a 60 °F.
Todos los hidrómetros son de grado de precisión.
Los hidrómetros son construidos con un lastre de aleación solida y diseñado para permitir la penetración rápida de hasta el punto de lasolución sin la creación de burbujas de aire.
La escala es sellada en su lugar por una correa de cristal rojo fundido a la madre y a la parte superior de la escala de gravedad, incluso con la línea del último número.

3. Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Las presiones capilares sepueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de desaturación de plato poroso o centrífugas. Debido a que los tiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida. Laultra-centrífuga permite realizar la prueba a temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de la presión capilar en núcleos consolidados y no consolidados. 
La presión capilar de un yacimiento es aquella que se ejerce dentro del espacio poroso, entre dos fluidos inmiscibles entre si, que en este caso, son: el agua y el petróleo. Y entre otras cosas, esta se estudia paraayudar al calculo de la efectividad del sello en un yacimiento, la columna máxima posible de hidrocarburos, el factor de recuperación del yacimiento, la caída de presión, etc.
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medidaque las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite yaceite-salmuera.
Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil.En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de desaturación de plato poroso o centrífugas. Debido a que lostiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida. La ultra-centrífuga permite realizar la prueba a temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de la presión capilar en núcleos consolidados y no consolidados. 
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Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones...