MX2011003287A - Proceso de medicion de la viscosidad dinamica de crudo vivo pesado desde la presion de yacimiento hasta la presion atmosferica, incluyendo la presion en el punto de burbuja, basado en un viscosimetro electromagnetico. - Google Patents

Abstract

El objeto de la presente invención es proporcionar un proceso para determinar experimentalmente viscosidades dinámicas confiables de crudo vivo pesado a una temperatura constante (temperatura ambiente hasta 463 K) y presiones desde 68.9 MPa hasta la presión atmosférica, incluyendo la viscosidad dinámica en el punto de la presión de burbuja y por debajo de ésta, basado en un aparato simple, confiable y preciso. El aparato usado en la presente invención está basado en un concepto electromagnético que usa solamente un elemento móvil (pistón) a través de un fluido a una fuerza constante. El tiempo requerido para que el pistón recorra una distancia fija es relacionado de manera exacta a la viscosidad dinámica del fluido contenido en una cámara de medición. Cuando el fluido contenido en el interior de la cámara de medición sea más viscoso, el desplazamiento del pistón será más lento.

Description

PROCESO DE MEDICIÓN DE LA VISCOSIDAD DINÁMICA DE CRUDO VIVO PESADO DESDE LA PRESIÓN DE YACIMIENTO HASTA LA PRESIÓN ATMOSFÉRICA, INCLUYENDO LA PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA, BASADO EN UN VISCOSÍMETRO ELECTROMAGNÉTICO DESCRIPCIÓN CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un proceso, basado en un viscosímetro electromagnético, para la determinación experimental de viscosidades dinámicas de aceites crudos vivos pesados en el intervalo de temperatura de 463 K a la temperatura ambiente y presiones desde 68.9 MPa hasta la presión atmosférica, incluyendo el punto de la presión de burbuja, así como viscosidades dinámicas de la fase líquida del crudo (sin gas en solución) en cada etapa de presión por debajo de la presión de burbuja hasta alcanzar la presión atmosférica.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la industria petrolera se requieren datos confiables y precisos de la viscosidad del aceite crudo, a diferentes condiciones de temperatura y presión, para el cálculo del flujo de fluidos en el yacimiento, para el diseño de instalaciones de producción y líneas de tubería de transportación en la superficie. Pero sobre todo, la viscosidad del aceite crudo es esencial para estimar la recuperación del crudo en un yacimiento ya sea a partir del proceso de agotamiento natural (producción primaria) o a partir de las técnicas de recuperación mejorada tales como los procesos de inyección de agua y gas (producción secundaria y mejorada) (Barrufet, M.A. y Dexheimer, D., Use of an automatic data quality control algorithm for crude oil viscosity data, Fluid Phase Equilibria, 2004, 219, 113-121).

El aceite crudo vivo (muestra de fluido en una sola fase tomada del fondo de pozo) depende en gran medida de la temperatura, la presión, la densidad del aceite, la densidad del gas, la solubilidad del gas, los tamaños de las estructuras moleculares (asfáltenos y parafinas) y de la composición de la mezcla de hidrocarburos (Barrufet y Dexheimer, 2004). La medición de la viscosidad de los fluidos en una sola fase a altas temperaturas y altas presiones es una de las actividades más difíciles en la industria petrolera, particularmente debido a la complejidad de las mezclas de aceite crudo y a las limitaciones de los aparatos usados para la medición (Dexheimer, D., Jackson, C, Barrufet, M.A., A modification of Pedersen's model for saturated crude oil viscosities using standard black oil PVT data, Fluid Phase Equilibria, 2001 , 183-184, 247-257).

Existen pocos aparatos diseñados y técnicas desarrolladas para la medición de la viscosidad del aceite crudo a condiciones de temperatura y presión de yacimiento. Las técnicas más comunes son usando: (1) un viscosímetro de cuerpo/bola cayendo y (2) un viscosímetro de tubo capilar (Pedersen, K.S., Fredenslund, Aa., Thomassen, P., Properties of oils and natural gases, 1989, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 63-66). Los primeros tienen la limitante en la exactitud de la viscosidad y en el intervalo de las condiciones de operación de temperatura y presión, además de que están sujetos a una acumulación y depositación de materia orgánica, especialmente cuando se usan aceites crudos que precipitan asfáltenos o parafinas. Además, estos viscosímetros presentan la desventaja de no determinar la viscosidad dinámica (o absoluta), sino que determinan la viscosidad cinemática y requieren el valor de densidad del fluido a las mismas condiciones de medición para calcular la viscosidad dinámica. Los segundos son difíciles de usar con diferentes fluidos debido a los problemas de limpieza y que se requiere un tiempo prolongado para alcanzar el estado de estabilización cuando se cambian los fluidos; además, este aparato es extremadamente sensible, especialmente a presiones altas y requiere una calibración precisa del transductor de presión diferencial, el cual a menudo es una fuente de error (Patente U.S. 4,660,413).

La Patente U.S. 4,890,482 se refiere a un método y aparato para medir la viscosidad de un fluido. El aparato descrito en esta patente está relacionado a un viscosímetro capilar de flujo transitorio que mide la viscosidad de un fluido altamente viscoso. El principio de operación consiste en llenar el tubo capilar con el fluido de prueba e inducir un cambio en la presión a través de la entrada y salida del tubo capilar, el cual causa que el fluido fluya. La disminución resultante en la caída de presión es una función del tiempo, el cual es monitoreado para proporcionar una medición indicativa de la viscosidad del fluido fluyendo a través del tubo capilar.

La Patente U.S. 4,660,413 se refiere a un aparato y método para la determinación de la viscosidad y densidad de un fluido mediante la circulación ascendente del fluido a través de un tubo, el cual tiene en su interior una copa, con un gasto de flujo constante que suspende la copa en una posición de equilibrio estacionario. Posteriormente, se adiciona una masa a la copa y se determina un nuevo gasto de flujo del fluido que suspende la copa en posición de equilibrio. La densidad y viscosidad del fluido se determinan como una función de los dos valores de gastos de flujo del fluido y las características propias del aparato.

La Patente U.S. 2,348,732 se relaciona a un método y aparato para determinar la viscosidad de fluidos así como la densidad del aceite en condiciones dinámicas, tal y como si el fluido se desplazara a través de una línea de tubería.

La Patente U.S. 2,209,755 se refiere a un aparato para medir la viscosidad de fluidos tales como aceite lubricante, aceite combustible, melaza, bitumen y sustancias con características similares. Este aparato también puede ser aplicado para dar una indicación de la consistencia de suspensiones y emulsiones.

En la literatura se presenta un viscosímetro de tubo capilar para medir la viscosidad de aceite pesado y mezclas de hidrocarburos ligeros a temperaturas en el intervalo de temperatura ambiente a 450 K, y presiones desde 0.1 MPa a 34 MPa (Barrufet, M.A., y Setiadarma, A., Experimental viscosities of heavy oil mixtures up to 450 K and high pressures using a mercury capillary viscometer, Journal of Petroleum Science & Engineering, 2003, 40, 17-26); el principio de operación del aparato utilizado en las mediciones consiste en medir la presión diferencial del flujo laminar de un fluido en una sola fase a lo largo del espiral capilar, y convertirlo a viscosidad absoluta mediante la ecuación de Hagen-Poiseuille.

Otro aparato comúnmente usado es el viscosímetro rotacional que mide la viscosidad absoluta mediante la medición del momento de torsión de una muestra, la cual es convertida a un valor de viscosidad absoluta. Sin embargo, la principal limitación de este dispositivo es la presión que se puede alcanzar en el sistema (Barrufet y Setiadarma, 2003). Los viscosímetros rotacionales o vibracionales, que pueden ser una alternativa para la medición de la viscosidad del aceite crudo, son difíciles de usar a altas temperaturas y presiones (Patente U.S. 4,890,482).

A pesar de que se tienen estos aparatos, la mayoría de las mediciones realizadas con estos viscosímetros no son directas, esto es, no miden la viscosidad dinámica sino que miden la viscosidad cinemática y requieren el valor de la densidad, a las mismas condiciones de temperatura y presión, para calcular de viscosidad absoluta (Barrufet y Setiadarma, 2003). Además, la cantidad de volumen de muestra requerida para realizar la prueba de medición es grande. Por lo tanto, se requiere un proceso y aparato apropiado para determinar la viscosidad de fluidos altamente viscosos a diferentes condiciones de temperatura y presión, y que requieran una cantidad pequeña de volumen de muestra.

La presente invención es novedosa debido a que es posible medir la viscosidad dinámica de muestras monofásicas de fondo de pozo a una temperatura constante y diferentes presiones, así como determinar su comportamiento termodinámico (?, µ)t desde la presión de yacimiento (µ0 viscosidad por arriba de la presión de burbuja, pb) hasta la presión atmosférica (µ?a viscosidad del crudo muerto), incluyendo las viscosidades dinámicas en el punto de la presión de burbuja (µ??) y por debajo de ésta (µ¾); asimismo, es posible determinar el comportamiento de fases L-V (curva de saturación) de dichos fluidos de yacimiento. A diferencia de los diferentes métodos descritos anteriormente, este método determina directamente la viscosidad dinámica de fluidos de yacimiento a condiciones de alta temperatura (hasta 463 K) y alta presión (68.9 MPa), en un intervalo amplio de viscosidad (hasta 10000 cP) y se requiere un volumen de muestra de 20 a 50 mL; en esencia, la invención consiste de un proceso para la medición de la viscosidad dinámica del aceite crudo vivo pesado mediante un aparato que contiene un sensor basado en una tecnología novedosa: a fuerza electromagnética constante. Este aparato usa un pistón, calibrado en un determinado intervalo de viscosidades, que está inmerso en el aceite crudo a analizar. El desplazamiento del pistón es obstaculizado por el arrastre viscoso del fluido, una característica que es usada para obtener una medición exacta de la viscosidad absoluta. El tiempo requerido para que el pistón recorra una distancia fija es relacionado a la viscosidad dinámica del' fluido confinado en una cámara de medición. Por lo tanto, a medida que el fluido en la cámara de medición sea más viscoso, el desplazamiento del pistón será más lento.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS DE LA INVENCIÓN La descripción de la invención está referida a las siguientes figuras: La Fig. 1 muestra una vista del corte transversal de la parte mecánica del aparato 1 que usa la presente invención. El aparato consiste de una cámara de medición 2 dentro del cual se encuentra un pistón 4 que hace una travesía de ida y vuelta mediante la conducción alterna de dos bobinas electromagnéticas 3 (A y B). Una de las bobinas es colocada de tal manera que el campo magnético causado, cuando la corriente fluye a través de él, tiende a arrastrar el pistón en una dirección a lo largo del canal. La segunda bobina es posicionada para arrastrar el pistón a lo largo del canal en la dirección opuesta.

La Fig. 2 muestra el diagrama esquemático para medir la viscosidad dinámica de aceite crudo a diferentes condiciones de presión y temperatura. Se requiere una pequeña cantidad de volumen de muestra contenida en el recipiente de acero inoxidable de alta presión para llevar a cabo la medición de viscosidad a temperatura constante. La temperatura en el interior de la cámara de medición es medida con un sensor de temperatura 17 que está conectado a un indicador digital 23. Un transductor de presión junto con su indicador digital 16 está conectado al viscosímetro 18 para monitorear la presión en el sistema. Una interfase serial RS-232 permite la comunicación del viscosímetro 18 con una computadora. Para generar la presión en el sistema se usa una bomba de desplazamiento positivo 1 , mientras que para la generación de la temperatura en el aparato se usa un baño de circulación 22.

La Fig. 3 muestra el comportamiento típico de un aceite crudo vivo cuando la presión se disminuye, a una temperatura constante; en el intervalo de presión delimitado como las regiones R1 y R2 se considera que el aceite crudo se encuentra en una sola fase; en la región delimitada como R2 se considera como la región en donde ocurriría el fenómeno de la formación de sólidos orgánicos (asfáltenos, especialmente), mientras que la región R3 es considerada como una región de fases múltiples (aceite crudo, asfáltenos, gas). Generalmente, los estudios de laboratorio miden el comportamiento de la viscosidad del aceite crudo, a temperatura de yacimiento, desde la presión de yacimiento hasta la presión de burbuja; una vez que el gas es completamente liberado del crudo (aceite crudo muerto) es posible medir la viscosidad a presión atmosférica y mediante el uso de correlaciones es posible estimar el valor de viscosidad entre la viscosidad en el punto de burbuja y la viscosidad a presión atmosférica. Para lo anterior se requieren datos adicionales que en ocasiones no se tienen, además de que la mayoría de las correlaciones no son del todo confiables.

La Fig. 4 muestra una isoterma de viscosidad de un aceite crudo vivo pesado desde la presión de yacimiento hasta la presión de burbuja, incluyendo el comportamiento típico de la viscosidad por debajo de ésta, es decir, cuando coexisten varias fases.

La Fig. 5 muestra el proceso de la presente invención para la medición de la viscosidad del aceite crudo vivo pesado desde la presión de yacimiento hasta la presión de burbuja, así como en las diferentes etapas de extracción del gas liberado y la represurización del sistema para medir solamente la viscosidad de la fase líquida, después que la primera burbuja de gas se ha formado, hasta alcanzar la presión atmosférica.

La Fig. 6 muestra la isoterma de viscosidad completa de un aceite crudo pesado, objeto de la presente invención, desde la presión de yacimiento hasta la presión atmosférica, incluyendo las viscosidades dinámicas por debajo de la presión de burbuja.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un proceso de medición de la viscosidad dinámica de aceite crudo vivo pesado a diferentes temperaturas (hasta 463 K) y en el intervalo de 68.9 MPa hasta la presión atmosférica, incluyendo la presión de burbuja, basado en un viscosímetro electromagnético. El aparato usado en la presente invención es particularmente simple desde un punto de vista mecánico y el principio básico para la determinación de la viscosidad es efectivo (Patentes U.S. 6,584,831 B1 ; 5,025,656, 4,864,849 y 4,627,272). El aparato es preciso, confiable, fácil de usar y de proporcionar mantenimiento sin ninguna dificultad. Está basado en un principio electromagnético simple y confiable que usa solamente un elemento móvil (pistón conteniendo material ferromagnético), a una fuerza constante, a través de un fluido. El tiempo requerido para que el pistón recorra una distancia fija es relacionado de manera exacta a la viscosidad dinámica del fluido confinado en una cámara de medición.

La medición de la viscosidad dinámica de una muestra de aceite crudo extraído de fondo de pozo generalmente se lleva a cabo a la temperatura de yacimiento. Una vez que la muestra de aceite crudo es cargada al sistema de medición de viscosidad (etapa A) y estabilizada a la temperatura y la presión de yacimiento, se procede a registrar las lecturas de viscosidad, así como los valores de temperatura y presión de estudio. Después de un tiempo de medición de los valores de viscosidad a la correspondiente temperatura y presión, se procede a disminuir la presión para medir el valor de viscosidad a esa nueva condición de presión; como consecuencia de la disminución de la presión (decrementos de 3.4 o 6.9 MPa a partir de la presión de yacimiento hasta un valor de presión cercano a la presión de burbuja), la temperatura en el sistema es alterada ligeramente. Después de que se estabiliza nuevamente la temperatura de estudio, se procede a medir el siguiente valor de viscosidad para esa presión. Cercano a la presión de burbuja, el decremento en la presión es mucho menor (0.7 o 1.4 MPa). Este procedimiento se continúa hasta que se presenta un cambio de pendiente en el comportamiento de la viscosidad a medida que se disminuya la presión (etapa B); el punto inmediato anterior al cambio de pendiente de la viscosidad es considerado como el punto de burbuja (formación de la primera burbuja de gas) (etapa C). Cuando se alcanza la presión de burbuja, el proceso de despresurización del sistema continúa y en cada etapa de presión se registra el valor de la viscosidad para analizar el efecto de la precipitación y floculación de asfáltenos en el comportamiento de la viscosidad.

Cuando se alcanza el punto donde se forma la fase vapor y en el sistema coexisten fases múltiples (considerando la formación de los asfáltenos), la presión del sistema es disminuida entre 3.4 y 6.9 MPa del valor medido de la presión de burbuja. Luego, el aparato es colocado en posición vertical para dar lugar a la formación de un casquete de gas. El sistema se mantiene a tal presión durante algunas horas. Posteriormente, la presión del sistema es aumentada (por arriba del valor de la presión de burbuja) y se extrae el casquete de gas formado manteniendo el valor de la presión de burbuja (etapa D). Cuando se ha extraído completamente el casquete de gas y se asegura que el valor de la viscosidad del aceite crudo es mayor que la viscosidad en el punto de burbuja medida, la presión del sistema es aumentada nuevamente (proceso de represurización) (etapa E). Una vez que la temperatura es restablecida y la presión en el sistema no cambia, se mide la viscosidad del aceite crudo. Posteriormente, se disminuye nuevamente la presión en el sistema; se establecen pequeños decrementos de presión y se mide la presión hasta encontrar un nuevo cambio de pendiente en el comportamiento de la viscosidad. El punto inmediato anterior a la transición de fase corresponde a la viscosidad dinámica por debajo de la presión de burbuja (µ ) (etapa F). Para calcular varios valores de viscosidad por debajo de la presión de burbuja es necesario repetir el proceso descrito anteriormente hasta alcanzar la presión atmosférica en el sistema (etapa G).

Es importante mencionar que el valor de la viscosidad dinámica a la presión atmosférica (sin gas en solución), medido mediante este proceso, será menor comparado con el valor de viscosidad del mismo aceite crudo si se mide después de algunos días.

EJEMPLO Antes de incluir un ejemplo, es importante mencionar que con objeto de garantizar que nuestras determinaciones de viscosidad dinámica sean confiables, calibramos previamente el pistón a usar, así como el transductor de presión y medidor de temperatura del sistema. La calibración y verificación del pistón se llevó a cabo con los estándares S20, S3, S6 (suministrados por Cannon Instrument Company, ASTM D2162) e involucra la medición de un fluido estándar identificable a una temperatura estable y que ajuste los parámetros de calibración respectivos al pistón seleccionado para reproducir la viscosidad dinámica (con una desviación absoluta promedio de. ±1.0%) correspondiente al valor conocido de dichos estándares de calibración a la temperatura establecida.

El siguiente ejemplo demuestra el funcionamiento del proceso y aparato descrito aquí para la determinación experimental de la viscosidad dinámica de un aceite crudo vivo pesado a diferentes presiones y a temperatura constante (Fig. 2).

La muestra de aceite crudo vivo 8 es transferida, a condiciones de yacimiento, a un recipiente de acero inoxidable de alta presión 10 y conectada al circuito de medición a través de las válvulas 7 y 11. El recipiente de acero inoxidable de alta presión 10 contiene en su interior un pistón 9 de acero inoxidable de alta presión que flota libremente a través del recipiente de acero inoxidable 10 separando la muestra de aceite crudo 8 del fluido de presurización 4. Para mantener una temperatura homogénea en el sistema de medición, el recipiente de acero inoxidable de alta presión 10 es calentado por una resistencia de calentamiento. Las líneas de tuberías de acero inoxidable que integran el circuito de medición también son calentadas por medio de cintas de calentamiento. Por medio del baño de circulación 22 se establece la temperatura en el sistema. La temperatura en el aparato es medida por un detector de temperatura 17 conectado a indicador digital 23. La presión en el sistema es generado y controlado por la bomba de desplazamiento positivo 1 , el cual utilizada un aceite mineral 4 como fluido de presurización. La presión en el sistema es monitoreada por un transductor de presión conectado a un indicador digital de presión 16. Cuando la temperatura en el aparato 18 es cercana a la temperatura de medición, el aparato 18 es colocado en posición vertical y es conectado una bomba de vacío 15 por la válvula 14. Las válvulas 12, 13, 14 y 21 deben estar abiertas durante el proceso de vacío, mientras que las válvulas 11 y 19 deben permanecer cerradas. Evacúe el circuito de medición hasta alcanzar un vacío apropiado (generalmente, después de 20 minutos aproximadamente), cierre las válvulas 14, 12, 13 y 21. Establezca la presión requerida en la bomba de desplazamiento positivo 1 y abra lentamente las válvulas 3, 7, 11 12, 13 y 21. La válvula 2 debe permanecer cerrada, mientras que la válvula 5 debe estar abierta. Para asegurarse que la muestra de aceite crudo se encuentra en una sola fase, purgue una pequeña cantidad de volumen de aceite crudo por las válvulas 14 y 19. Cierre lentamente la válvula 21 y coloque en posición de medición (45°) el aparato 20. Cuando la muestra de aceite crudo es estabilizada a una presión y una temperatura, registre los valores de viscosidad dinámica, así como los valores de temperatura y presión. Por medio de la bomba de desplazamiento positivo 1 disminuya la presión en el sistema (los decrementos pueden ser de 6.9 o 3.4 Pa a partir de la presión establecida hasta un valor de presión cercano a la presión de burbuja). Cuando la temperatura de análisis se estabiliza nuevamente, registre el valor de la viscosidad para esa presión. Cercano a la presión de burbuja, el decremento en la presión es mucho menor (puede ser de 0.7 a 1.4 MPa). Este procedimiento se continúa hasta que se presenta un cambio de pendiente en el comportamiento de la viscosidad a medida que se disminuya la presión (tal como se observa en la Fig. 4); el punto inmediato anterior al cambio de pendiente de la viscosidad es considerada como el punto de burbuja ( pb , formación de la primera burbuja de gas). Cuando se alcanza el punto donde se forma la fase vapor y en el sistema coexisten fases múltiples (considerando la formación de asfáltenos), la presión del sistema es disminuida entre 3.4 y 6.9 MPa del valor medido de la presión de burbuja. Luego, el aparato 20 es colocado en posición vertical para dar lugar a la formación de un casquete de gas. El sistema se mantiene a tal presión durante algunas horas. Posteriormente, la presión del sistema es aumentada (por arriba del valor de la presión de burbuja) y se extrae el casquete de gas formado por la válvula 19 manteniendo el valor de la presión de burbuja medido. Una línea de tubería de plástico es conectada por la válvula 19 para extraer el gas liberado por el proceso de expansión y se recolecta en un recipiente de acero inoxidable. El propósito de usar una línea de plástico es para observar y garantizar que solamente la fase vapor sea extraída del sistema. Cuando se ha extraído completamente el casquete de gas y se asegura que el valor de la viscosidad del aceite crudo es mayor que la viscosidad en el punto de burbuja medido, la presión del sistema es aumentada nuevamente, por lo menos el doble del valor de la presión de burbuja. Para garantizar que en la cámara de medición 2 (Fig. 1) se encuentre el aceite crudo en la fase líquida, se purga una pequeña cantidad de volumen de muestra por la válvula 19. Una vez que la temperatura es restablecida y la presión en el sistema no cambia, se mide la viscosidad del aceite crudo (símbolos de cuadros en la Fig. 5). Posteriormente, disminuya nuevamente la presión en el sistema; establezca pequeños decrementos de presión y mida la presión hasta encontrar un nuevo cambio de pendiente en el comportamiento de la viscosidad. El punto inmediato anterior al cambio de pendiente (transición de fase) representa la viscosidad del aceite crudo por debajo de la presión de saturación. Para calcular varios valores de viscosidad por debajo de la presión de burbuja es necesario repetir el proceso descrito hasta alcanzar la presión atmosférica en el sistema ( palm ). Para este aceite crudo vivo pesado en particular se llevaron a cabo varias etapas de extracción de la fase vapor, así como varios procesos de represurización y despresurización del aceite crudo (símbolos de rombo, triángulo, cruz y los demás mostrados en la Fig. 5) para medir los valores de viscosidad por debajo de la presión de saturación hasta alcanzar la presión atmosférica (Fig. 6).

Claims (14)

1. REIVINDICACIONES Habiendo descrito suficientemente nuestra invención, consideramos como una novedad y por lo tanto reclamamos como de nuestra exclusiva propiedad, lo contenido en las siguientes reivindicaciones: Un proceso para determinar experimentalmente las viscosidades dinámicas de muestras monofásicas extraídas de fondo de pozo (crudo vivo pesado) caracterizado por utilizar un volumen de muestra de 20 a 50 mL y por realizarse a temperatura constante (hasta 463 K) y presiones desde 68.9 MPa hasta la presión atmosférica, incluyendo la viscosidad dinámica en el punto de la presión de burbuja de la muestra, así como el punto de presión de burbuja. Un proceso de conformidad con la reivindicación 1 , que comprende las siguientes etapas: A:Cargado de Muestra, B:Medición de la µ0 hasta ??, C:Medición de la presión de burbuja (pb); D.Extracción del Casquete de Gas Liberado, E:Represurización del Fluido por Arriba de la pb , F:Medición de la j b hasta la transición de fase y G: Medición de la µ?? . Un proceso de conformidad con la reivindicación 2, que comprende una etapa A, caracterizada por llevar a cabo la transferencia (isotérmica e ¡sobáricamente) de la muestra de crudo contenida en el cilindro de acero de inoxidable de alta presión al sistema de medición de la viscosidad. Un proceso de conformidad con la reivindicación 3, que comprende una etapa B, caracterizada por la medición de la viscosidad dinámica de la muestra de crudo, a una temperatura constante, desde la presión de yacimiento hasta alcanzar el punto de la presión de burbuja. Un proceso de conformidad con la reivindicación 4, que comprende una etapa C caracterizada por la determinación experimental de la presión de burbuja del fluido de yacimiento, esto es, la medición de un punto del comportamiento de fases L-V. Un proceso de conformidad con la reivindicación 5, que comprende una etapa D, caracterizada por la generación y extracción de un casquete de gas liberado de la muestra de crudo como resultado de la disminución de la presión por debajo de su presión de burbuja. 7. Un proceso de conformidad con la reivindicación 6, que comprende una etapa E, caracterizada por el aumento gradual de la presión de la muestra de crudo por arriba de su presión de burbuja cuando el casquete de gas se ha removido de la cámara de medición. 8. Un proceso de conformidad con la reivindicación 7, que comprende una etapa F, caracterizada por la medición de la viscosidad dinámica de la muestra, a una presión por debajo de la presión de burbuja, hasta alcanzar la transición de fase disminuyendo gradualmente la presión de la muestra. 9. Un proceso de conformidad con las reivindicaciones 6, 7 y 8 que comprende una etapa G, caracterizada por la medición de la viscosidad dinámica de la muestra cuando la presión de la muestra de crudo alcanza la presión atmosférica y el gas liberado por esta condición se extraiga del sistema. 10. Un sistema para realizar las determinaciones experimentales de la viscosidad dinámica de conformidad con la reivindicación 1 que consta de: (i) un pistón conteniendo material ferromagnético, (ii) una guía del pistón que lo conduzca a lo largo de una trayectoria establecida, (iii) dos bobinas electromagnéticas colocadas en la cámara de medición para producir campos magnéticos respectivos que tiendan a conducir el pistón a lo largo de su trayectoria en direcciones opuestas respectivas y (iv) un detector de posición sensible a la inductancia de las bobinas para producir una señal de detección indicativa de que el pistón ha alcanzado las posiciones extremas de travesía. 11. Un sistema de conformidad con la reivindicación 10 caracterizado por la conducción alterna de las dos bobinas con su dispositivo de conducción particular y sensible al detector de posición que cambia entre las dos bobinas electromagnéticas; así como con el ajuste de la duración del intervalo de tiempo predeterminado usado durante la distancia (recorrida por el pistón) de la conducción a un valor determinado en función de la duración de al menos un recorrido previo del pistón. 12. Un sistema de conformidad con la reivindicación 10 caracterizado por la respuesta al primer recorrido del pistón al final de un intervalo de tiempo (manteniendo la duración del intervalo de tiempo a un valor fijo) para un periodo que comprenda una pluralidad de recorridos del pistón al menos si la señal de detección no indica que el pistón ha alcanzado una de las posiciones finales de la travesía. 13. Un sistema de conformidad con la reivindicación 10 caracterizado por el ajuste de la duración de tiempo predeterminado para el primer recorrido del pistón después del periodo de vaciado de valores a un valor de al menos seis veces del valor de vaciado; así como por la respuesta a las duraciones de los recorridos de conducción. 14. Un sistema de conformidad con la reivindicación 10 que incluya los siguientes periféricos: (i) un transductor de presión y su indicador digital, (ii) un baño de circulación, (iii) recipientes de acero inoxidable de alta presión, incluyendo pistones flotantes de acero inoxidable, (iv) líneas de tubería de acero inoxidable de alta presión de 1/8" de diámetro interno, (v) válvulas de acero inoxidable de alta presión para controlar el flujo de aceite crudo, (vi) una computadora para el registro y almacenamiento de datos, (vii) una bomba de desplazamiento positivo para generar y controlar la presión en el sistema, (viii) fluido de presurización, (ix) medidor de temperatura soldado en la parte inferior del cuerpo del aparato de medición, (x) una bomba de vacío, (xi) línea de tubería de plástico de 1/8" de diámetro interno, (xii) cintas de calentamiento o aislantes, (xiii) consoladores de temperatura.