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• MariaSerga

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6. Propiedades fisicoquímicas globales de los crudos del petróleo, densidad, viscosidad, contenido de azufre, contenido de nitrógeno, contenido de agua, sedimentos y sales. En el refinamiento del petróleo las propiedades fisicoquímicas del mismo están muy vinculadas al transporte, almacenamiento y al precio, ya que dependiendo de la calidad del crudo así mismo será su comercialización, entre las propiedades fisicoquímicas del crudo de petróleo tenemos: Densidad: la comercialización del crudo depende en gran parte de la densidad del mismo y es una de las más importantes dentro de sus propiedades. Es bien sabido que la densidad del crudo puede variar de un yacimiento a otro aunque estén ubicados en la misma área geográfica, e incluso en un mismo campo la densidad puede variar de un pozo a otro. La densidad del crudo está situada en general entre 0.800 y 1.000, aunque se han observado crudos que están fuera de este rango. (0.787). Por lo general los crudos de petróleo se calcifican en 4 categorías en función de sus densidades. Los petróleos más livianos son los más caros pues los crudos destinados a lubricantes requieren mayores condiciones de planta y de elaboración que los destinados a combustibles, pero sus productos finales son mejor pagos. Tabla Nº3. Densidad de algunos crudos de petróleo Viscosidad: El cálculo de la viscosidad de los crudos a temperaturas diferentes es de vital importancia para determinar las perdidas en el diseño de tuberías de yacimientos, los ductos, así como paras las especificaciones de bombas e intercambiadores y las instalaciones de procesamiento. No todos los crudos tienen la misma viscosidad al variar la temperatura, en los crudos parafínico la viscosidad aumente rápidamente al bajar la temperatura, mientras que los nafténico o mixtos la viscosidad aumenta de forma gradual. Una baja viscosidad indica generalmente alto rendimiento en nafta o diesel, y una alta viscosidad indica alto rendimiento en asfalto, pero en ningún caso da indicación de calidad. Existen varios métodos para determinar la viscosidad de los crudos entre los cuales tenemos: Se determina la viscosidad por el tiempo en que tarda el crudo en pasar por un tubo capilar de longitud dada, a una temperatura bien determinada. (Viscosidad cinemática 〖mm〗^2⁄s). Esta viene definida por las normas NF T 60-100 o ASTM D 445. Se determina la viscosidad por la medida del tiempo de paso a través de un orificio calibrado: normas ASTM D 88. (Segundos Saybolt).

Tabla Nº4. Viscosidad de algunos crudos a 20 °C Contenido de azufre: Los crudos del petróleo contienen hidrocarburos sulfurados, sulfuro de hidrogeno disuelto y a veces azufre en suspensión. Los compuestos de azufre presentes en el crudo, pueden ser corrosivos o no. Atendiendo a la cantidad de azufre presente, los crudos suelen denominarse corrosivos (agrios) o dulces. De forma general el contenido de azufre total de un crudo está comprendido entre 0.05 y 5% en peso, Tabla Nº5. Contenido de azufre de algunos crudos. Los valores de la tabla anterior están en línea con el contenido de azufre de los residuos orgánicos que componen el origen de crudos de petróleo, algunos crudos tienen un alto contenido de azufre en su composición que son demasiado elevados para admitir que el azufre tiene un origen orgánico solamente. No existe mundialmente un criterio numérico, para la clasificación; pero los valores adoptados comercialmente, se encuentran entre los siguientes límites: Petróleo dulce: Menos del 0,5% S Petróleo medio: Entre 0,5 y 2% S Petróleo agrio: Mas del 2% S Este criterio es importante porque la complejidad y costos de la operación en refinerías se incrementan proporcionalmente con el incremento del contenido de azufre en el crudo. Las cantidades presentes en crudo varían desde prácticamente nada hasta algunos porcentajes importantes. En el caso de las naftas dichos compuestos tienen acción corrosiva. Contenido de Nitrógeno: El contenido de nitrógeno en la mayoría de los crudo es relativamente bajo, aumentando en las fracciones de alto punto de ebullición. Los crudos de petróleo contienen hidrocarburos nitrogenados en forma básica o neutra, los cuales pueden tener olor desagradable como la quinoleína, o agradables como el indol. Se convierten en base orgánica o en amoniaco al descomponerse bajo la acción del calor, activando la formación de gomas en los destilados como en el queroseno, y reduciendo la acidez de los catalizadores de las unidades de conversión o transformación como en el caso de los reformados catalíticos. Hay varios tipos de hidrocarburos nitrogenados y son considerablemente más complejos que los compuestos hidrocarbonados de azufre. En los petróleos crudos no existen compuestos básicos de N2, estos se forman por descomposición en la destilación. Contenido de agua: el agua en el crudo está presente de forma disuelta o en forma de emulsión más o menos estable; donde la estabilidad se debe a la presencia de

asfáltenos, o de ciertos agentes tenso activos como los mercaptanos o los ácidos nafténico. El contenido de agua de los crudos a la salida del pozo es, en general bajo, la especificación del contenido de máximo de agua está relacionada al costo de transporte y procesamiento. El porcentaje no debe ser mayor del 1 al 2%. La determinación se efectúa por destilación (A.S.T.M. D-4006). Tabla Nº6. Contenido de agua de algunos crudo. Contenido de sedimento: los sedimentos no son otra cosa que residuos sólidos que puede traer el crudo desde su explotación hasta la llegada a los tanques de almacenamiento, los sedimentos son todas las partículas solidas que trae el crudo consigo al pasar a trabes de las tuberías, válvulas, oleoductos, etc. El hecho de que el crudo traiga consigo sedimentos puede resultar desagradable porque trae inconvenientes en el taponamiento de las tuberías y deteriorar la calidad de los fueloil. En la etapa de almacenamiento del crudo, las partículas solidas reposan en el fondo del tanque junto con el agua y se depositan con las parafinas y los asfaltos en los tanques de almacenamiento bajo forma de depósitos pastosos. Hay que tener mucho cuidado en el nivel de separación del agua-sedimento y el crudo, para evitar bombearlo, debido a que su paso por las unidades de refino puede traer consigo mal funcionamiento e incluso puede perturbar considerablemente su marcha. Es por ello que se deja en los deposito una guardia de 50 cm por debajo del orificio de aspiración, o en su defecto se equipa el tubo de aspiración con un filtro, para así evitar el paso de los sedimentos a trabes de la tubería de, cabe resaltar que los tanques de almacenamiento se vacían y se limpian con regularidad debido a que los sedimentos se acumulan con el tiempo y hace necesario la limpieza del mismo. En las refinerías se utiliza la A.S.T.M. D-4006 para la determinación de agua y la A.S.T.M. D-4807 para la determinación de sedimentos por filtración. En el campo suele utilizarse la ASTM D-96 (Agua y sedimentos) por uno de los tres métodos de centrifugación según el tipo de crudo: Crudos parafinosos : con calentamiento Crudos asfálticos: Solventes aromáticos ( tolueno) Otras muestras: emulsificadores En la siguiente tabla se pueden observar el contenido de agua y sedimentos en algunos crudos. Tabla Nº7. Contenido en agua y sedimentos de algunos crudos.

Contenido de sales: Es importante su determinación por los problemas de corrosión que puedan originar. Generalmente se determinan como cloruros realizando una extracción con agua y determinando en el extracto la cantidad de cloruros presente por cualquier método volumétrico. Actualmente se utiliza el método ASTM D-3230 que es un método potencio métrico. La presencia de sales en los crudos presenta varios inconvenientes: En la producción: el NaCl al depositarse en placas sobre las paredes del tubo tras la vaporización parcial del agua por la pérdida de carga entre el fondo y la cabeza del pozo. Al llegar hacer considerable estos depósitos ocasionan la reducción del tamaño del diámetro del pozo disminuyendo de esta manera la producción del mismo, para evitar este problema se inyecta agua dulce. En el refino: al depositarse las sales en las tuberías, en los tubos de los intercambiadores, disminuyendo la transferencia de calor, en los tubos de horno lo que ocasiona puntos caliente favoreciendo la deposición de coque. Para evitar estos inconvenientes se hace necesario realizar un proceso de desalado, se basan en el ingreso al petróleo de agua dulce, en porcentajes que van del 5 al 10%, para proceder a la deshidratación posterior con algunos de los sistemas conocidos. Conviene realizar este proceso en yacimientos pues se evitan procesos corrosivos en cañerías y fondo de tanques de almacenaje; pero en la mayoría de los casos, los yacimientos no poseen agua dulce y se limitan a deshidratar solamente.Las ventajas que origina el desalado del crudo pueden enumerarse: Incremento de la economía de combustible. Reducción de las tareas de limpieza. Reducción de las tareas de mantenimiento. Menor consumo de NH3. Aumento de la vida útil del catalizador. Aumento de la eficiencia operativa de la destilería. Reducción de la corrosión por sulfuro.

Petróleo crudo pesado Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la del petróleo crudo ligero. Crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice API inferior a 20 °,1 lo que significa que su densidad relativa es superior a 0.933. Este resultado del petróleo crudo

pesado es una degradación por estar expuesto a las bacterias, el agua o el aire, como consecuencia, la pérdida de sus fracciones más ligeras, dejando atrás sus fracciones más pesadas. La producción, transportación y refinación del crudo pesado presenta problemas especiales en comparación a la del crudo ligero. La mayor reserva de petróleo pesado en el mundo se encuentra al norte del río Orinoco en Venezuela,2 la misma cantidad que la reservas convencionales de petróleo de Arabia Saudita,3 pero se sabe que 30 o más países tienen reservas del mismo tipo. El crudo pesado está estrechamente relacionado con las arenas petrolíferas, la principal diferencia es que las arenas petrolíferas en general, no fluyen en absoluto.Canadá cuenta con grandes reservas de arenas petrolíferas, situadas al norte y al noreste de Edmonton, Alberta. Las propiedades físicas que distinguen a los crudos pesados de los ligeros incluyen una mayor viscosidad y densidad, así como la composición de peso molecular. El petróleo extra pesado de la región del Orinoco tiene una viscosidad de más de 10.000 centipoise (10 Pa·s) y 10 ° en el índice API.4 Por lo general, se añade un diluyente a distancias regulares de un gasoducto de petróleo pesado a fin de facilitar su circulación. Recientemente,5 Venezuela está experimentando en la Faja del Orinoco un proyecto de inyección alterna de vapor con el que se mejora la viscosidad del crudo, técnica que ha incrementado la tasa de recuperación hasta el 40 por ciento, que anteriormente era del 20 por ciento. Algunos geólogos petróleros categorizan el betún de las arenas de petróleo como petróleo extra pesado, aunque el betún no fluye en condiciones ambientales.

Petróleo crudo ligero El petróleo ligero es el petróleo crudo con bajo contenido de ceras. La definición de petróleo ligero y de petróleo pesado es difícil de encontrar, simplemente su clasificación se basa más en razones de orden práctico que teórico. Dado que los crudos con alta viscosidad son más difíciles de transportar y bombear, al parecer el crudo con ligero contenido de ceras, son denominados "crudo ligero" y los que tienen sustancialmente más cera se clasifican como "petróleo pesado".

Clasificación según el tenor de azufre presente Los compuestos de azufre presentes en el crudo, pueden ser corrosivos o no. Atendiendo a la cantidad de azufre presente, los crudos suelen denominarse corrosivos (agrios) o dulces. No existe mundialmente un criterio numérico, para la clasificación; pero los valores adoptados comercialmente, se encuentran entre los siguientes límites: Petróleo dulce: Menos del 0,5% S Petróleo medio: Entre 0,5 y 2% S

Petróleo agrio: Mas del 2% S Sales Es importante su determinación por los problemas de corrosión que puedan originar. Generalmente se determinan como cloruros realizando una extracción con agua y determinando en el extracto la cantidad de cloruros presente por cualquier método volumétrico. Los procesos de desalado se basan en el ingreso al petróleo de agua dulce, en porcentajes que van del 5 al 10%, para proceder a la deshidratación posterior con algunos de los sistemas conocidos. Conviene realizar este proceso en yacimientos pues se evitan procesos corrosivos en cañerías y fondo de tanques de almacenaje ; pero en la mayoría de los casos, los yacimientos no poseen agua dulce y se limitan a deshidratar solamente.Las ventajas que origina el desalado del crudo pueden enumerarse: Incremento de la economía de combustible.Reducción de las tareas de limpieza.Reducción de las tareas de mantenimiento.Menor consumo de NH3.Aumento de la vida útil del catalizador.Aumento de la eficiencia operativa de la destilería.Reducción de la corrosión por sulfuro.-