TY  - DATA
AU  - Maturano,S.
AU  - Degiorgis,G.
AU  - Fornés,A.
AU  - Degiorgis,G.
AU  - Fornés,A.
ED  - INNOTEC. Innovación Tecnológica en Energía y Petroquímica (2004 sept. 14-17 : Buenos Aires)
TI  - Desarrollo de metodologías de determinación de viscosidades en flujo en oleoductos
U1  - CD I116 35 0014365 
N2  - La estimación de la viscosidad con que fluye un petróleo no newtoniano en un oleoducto es un tema no cerrado, ya que ésta va a depender de la geometría del medio en que fluya, del caudal y de la temperatura. La geometría no es siempre conocida ya que muchas veces, el caño no va lleno o no se sabe si lo está o no, y el gradiente de corteva a depender de ello. En este trabajo se presentan dos casos: Un petróleo no newtoniano correspondiente a un oleoducto del sur de la Patagonia en el que la empresa no sabía si iba lleno o no y que no cambiaba de diámetro durante su recorrido. En este caso se calculó, de acuerdo a los datos de la empresa, si el caño iba lleno o no y se estudiaron las viscosidades en cada tramo de acuerdo a la geometría y la temperatura. El miso petróleo presentaba problemas al medir en función de la temperatura. Un caño con un crudo liviano, a baja temperatura. Hay que definir si se construye un nuevo oleoducto que aporte a éste un crudo pesado, muy viscoso que debe fluir a alta temperatura. Éste corresponde a la provincia de Mendoza y el estudio fue realizado para definir la construcción de un nuevo oleoducto. Se encontró que la viscosidad medida dependía fuertemente de : 1) el tiempo 2) la forma de mezclarlos. En este caso se desarrolló una metodología de medición que respetaba lo más posible las condiciones reales y se pudo observar la variación de la viscosidad en los primeros cientos de metros a partir del punto en que se juntaban los oleoductos
ER  -