Caracterización de Petróleo CrudoAnálisis Petróleo Crudo - Análisis de Calidad, ensayos y caracterización

RETO DE LA INDUSTRIA

Un ensayo de petróleo crudo es la evaluación de la composición física y química de las materias

componentes del petróleo crudo. Cada tipo de petróleo crudo tiene características moleculares y

químicas únicas, que son importantes para los refinadores, comerciantes de petróleo y productores de

todo el mundo. Los resultados de las caracterizaciones apoyan a ingenieros y refinadores en

determinar si cierto tipo de crudo es compatible con una refinería en particular y tambien permite que

los proveedores, prevean y tomen decisiones comerciales adecuadas.

Una evaluación de crudo puede ser una simple determinación de rendimiento o un análisis complejo

de la calidad del petróleo crudo y de todas sus fracciones. Sin los ensayos de del crudo, existe

potencial para una pérdida económica significativa en las inversiones del crudo y/o perturbaciones en

el proceso de refinación que tienen un impacto en el rendimiento, calidad, producción, y el medio

ambiente.

SOLUCIONES ANÁLISIS PETRÓLEO CRUDO

Inspectorate ofrece servicios de caracterización del crudo que rinden valor a su actividad comercial

utilizando la red de técnicos profesionales, laboratorios de vanguardia, y la tecnología de análisis más

reciente. Inspectorate cumple con los estándares industriales y emplea técnicas de calidad para

garantizar que la integración de datos fiables y precisos. Los ensayos se hacen a la medida de cada

cliente y pueden producirse en una gran variedad de formatos electrónicos permitiendo su integración

en sistemas de software y modelos de programación Lineal de las refinerías.

BENEFICIOS CLAVES DE LOS SERVICIOS DE ANÁLISIS DE PETRÓLEO CRUDO DE INSPECTORATE

-  Servicio independiente que garantiza la integridad de resultados

-  Información de calidad, minimizando riesgos y optimizando la toma de decisiones

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-  Están sujetos a sistemas de auditoría de calidad externos e internos

SERVCICIOS DE PETRÓLEO CRUDO

Análisis de Calidad para Petróleo Crudo

Servicios para Petróleo Crudo por Carro Tanque

Análisis y caracterización de crudos de petróleo utilizando el simulador de procesos Aspen Hysys

Para modelar un proceso que involucre petróleo es necesario conocer o al menos estimar las propiedades del mismo. La determinación exacta de la composición del crudo no es posible debido a la enorme cantidad de componentes que integran la mezcla. En su lugar, es práctica generalizada caracterizar el petróleo por medio de una curva de destilación (temperatura frente a porcentaje acumulado de líquido destilado) realizada de acuerdo a procedimientos estandarizados por normas. En base a las curvas de destilación, se emplean correlaciones existentes para estimar las propiedades físicas del petróleo a partir de las temperaturas que conforman la curva de destilación. En base a lo anterior, el crudo puede ser modelado como un grupo de componentes hipotéticos cuyas propiedades dan forma a la curva de destilación. La incorporación de mediciones experimentales adicionales, como el peso molecular, la densidad, o la viscosidad en función del porcentaje acumulado de líquido destilado, generan nuevas curvas que permiten refinar las estimaciones para el crudo. Por lo general, el peso molecular y la densidad se miden para el volumen total de la muestra.

Caracterización del petróleo. La destilación de petróleo en laboratorio es de gran utilidad en el refinamiento y formulación de combustibles. Tres de los ensayos más importantes son: la curva ASTM (la más difundida), la TBP y la EFV. En base a alguna de ellas se realiza la caracterización del petróleo.La caracterización del crudo consiste en encontrar las distintas temperaturas medias, el peso molecular, el factor de caracterización K, temperatura, presión crítica y el factor acéntrico. 

Análisis del crudo. Del mismo modo que el ensayo de destilación se traduce gráficamente por una curva, el resto de los análisis que se realizan sobre el crudo son susceptibles de ser representados gráficamente.Existen tres tipos clásicos de representación gráfica de un crudo, las curvas de propiedades instantáneas, las curvas de propiedades-rendimientos y las curvas de isopropiedades. Dentro de las curvas de propiedades – rendimientos están las curvas de propiedades de porcentajes medios (MID%).

El obtener las distintas curvas de destilación de un crudo de petróleo, su caracterización y análisis, lleva mucho tiempo de trabajo.Con el simulador Hysys la carga de datos y la obtención de las distintas curvas, la caracterización y análisis sólo tarda lo que tardamos en cargar los datos. 

Las tareas a realizar en Hysys son:1.1- Ingresar los datos de laboratorio para definir el ensayo (Assay)1.2- Crear, a partir de dichos datos, una mezcla de pseudo-componentes representativa del crudo (Blend). Utilizar la opción Auto Cut de Hysys para establecer los rangos de TBP y número de componentes por rango.1.3- Instalar el crudo calculado 1.4- Encontrar los datos necesarios para realizar la caracterización y análisis de crudo.

 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS1. INTRODUCCIÓNEl petróleo en su estado natural es una mezcla de compuestosorgánicos de estructura variada y de pesos moleculares diferentes.Por ello, se presenta una gran variación de las propiedades de cadauno de ellos lo que permite encontrar desde crudos extra-livianoshasta crudos altamente asfálticos. El contenido normal de carbonoestá dentro del rango de 83-87%, y el contenido de hidrogeno varíaentre 10 y 14%; además pueden existir componentes inorgánicoscomo Nitrógeno, Oxigeno, Azufre y metales (Ni y V), en pequeñascantidades.Debido a la compleja composición de los crudos, no es posiblecaracterizarlos por tipo de moléculas individuales, y los análisiselementales no son los mejores porque proporcionan informaciónlimitada de la composición del petróleo. En vez de ello, es comúnemplear análisis por tipo de grupo de Hidrocarburos, ya que sonnecesarios y de mayor importancia para la industria. Con ellos sepueden hacer estudios del yacimiento, migración y maduración delcrudo, procesos de degradación, procesamiento del crudo y efectosmedioambientales.Un ejemplo de tal análisis por tipo de grupo de Hidrocarburos es elAnálisis SARA, el cual separa los aceites crudos en cuatro clasesquímicas principales basándose en diferencias de solubilidad ypolaridad. Las cuatro fracciones SARA que con ella son Saturados (S),Aromáticos (A), Resinas (R), y Asfaltenos (A). Estas fracciones son degran importancia debido a que, mediante diversos estudios ydiferentes análisis, se pueden predecir posibles depositación deasfaltenos, que resulta en un problema que genera un gran incrementode costos en la industria, dado que afecta la producción y los procesosde refinamiento.

ANÁLISIS DE CRUDOS 

"Evaluar un crudo significa encontrar la funcionalidad que rige el comportamiento termodinámico y cinético de los distintos parámetros que determinan el espectro de alternativas de utilización de cada crudo y de las posibles mezclas a refinar"

Introducción

En la misma se pretende unir en una frase los dos caminos que convergen en la evaluación tecnológica de un petróleo crudo, el de la ingeniería de productos con su objetivo de calidad y el de la ingeniería de procesos con las realidades que impone la existencia de tecnologías o el costo de procesamiento.

Considerando el aspecto estratégico, la definición anterior debe ser ampliada porque su objetivo es la optimización de la utilización de la materia prima en estudio, contemplando la integración de todas las áreas de la industria petrolera, y de las distintas rentabilidades que las mismas poseen, pero sin aislar el análisis del contexto económico

 Acondicionamiento de un Crudo para su Evaluación

Las distintas etapas que conforman la metodología de trabajo, se encuentran esquematizadas en la Figura 1. Lo que se ha dado en llamar acondicionamiento del crudo, comprende:

Relevamiento del Yacimiento

Consiste en detectar los aportes al oleoducto en estudio, determinando las corrientes principales y actualizando datos de producción al momento del estudio.-Esta etapa finaliza cuando, previa ubicación geográfica de la cuenca a la que pertenece el crudo se esta en condiciones de llegar a un esquema de aportes o cursograma, donde se encuentra identificada la producción de la zona, en lo que al origen de los aportes y al peso relativo de lo mismos, se refiere (un ejemplo se muestra en la Fig. 2).-

Muestreo

Obtener una muestra representativa de la producción del yacimiento previamente relevado.

Las muestras de petróleo son utilizadas para ser examinadas en diferentes test de laboratorio (características físicas y químicas ). El resultado podrá determinar un negocio de transferencia y hasta valorizar por precio un crudo.

Muestra representativa es una muestra que representa una pequeña porción del material del total del volumen (Por ej. tanques, contenedores,

oleoductos) obtenida con una precisión igual o mayor a la del método de laboratorio con la cual será analizada. Del cursograma surgen también los puntos de toma de muestra. La misma se efectúa según métodos estandarizados, y de la forma que sea considerada más conveniente en cada caso en particular.

Muestra oficial  es una muestra tomada en el punto acordado para transferencia de petróleo crudo y usada para realizar determinaciones que afecten la relación contractual acordada.

El muestreo es una operación que permite obtener una cantidad de material que represente lo más aproximadamente posible a la masa global del mismo, debido a que dicha muestra se utilizara para realizar las pruebas o ensayos cuyos resultados decidirán su futuro empleo. Por lo tanto, se justifica tomar las precauciones necesarias que contribuyan a que la misma represente lo mejor posible al material en su totalidad.

Figura N° 1

Los métodos de muestreo y las cantidades a extraer, se basan en experiencias estadísticas y teoría de los promedios. Existen normas de diferentes orígenes para la obtención de una muestra representativa de petróleo crudo (ASTM D-270, TOTAL 547-E, ASTM D-4057).

La norma ASTM D-270, cubre tanto la toma de muestra en oleoducto como en tanque, buque-tanque y ferrocarril. Los recipientes utilizados para obtener la muestra, están indicados en forma y dimensiones standard

Al realizar un muestreo completo de un tanque, deben reunirse muestras procedentes de los distintos niveles integrándose luego como lo indica la norma.

La norma TOTAL 547 (E), describe un procedimiento de muestreo y envasado de petróleos crudos estabilizados a presión atmosférica sin que exista una perdida apreciable de hidrocarburos livianos.

Esta forma de muestreo se aplica a:

 Líneas de descarga.-

 Líneas de carga a tanque.-

 Líneas de flujos desde pozos a unidades a la intemperie.-

 Salida o entradas a planta de producción.-

El método no es adecuado para pequeñas cantidades de muestra o bajo condiciones de alta presión.

El petróleo crudo es tomado en tambores conectados entre ello a través de un manifold. Es introducido a través de una línea que llega al fondo del primer tambor, el fluido fluye llenando el mismo y dejando un volumen libre sobre la superficie libre del crudo. Luego pasa al segundo tambor de la misma manera y por ultimo a un tercero que sirve como cierre hidráulico. El tambor que se toma como muestra es el segundo. La geometría y medidas del manifold y cañerías están normalizadas.

La norma A.S.T.M. D-4057 (Muestreo representativo y uniforme de muestras de petróleo y productos de petróleo con T.V.R. menor a 26 psi),

es para muestreo continuo e individual. No es apta para productos que son gases a temperatura ambiente.

Para el muestreo en tanque hay que tener en cuenta :

 Si el tanque presenta una heterogeneidad.

 Si el contenido es homogéneo desde el tope hasta el fondo del tanque, cosa muy rara en el tratamiento de sistemas con petróleo.

El muestreo será aceptable si cumple :

 

Que el tanque tenga el componente pesado separado, por ej. agua.

 

 

Que el tanque esté equipado con descarga para componentes pesados.

 

 

Que el componente más pesado no se muestrée.

 

Usualmente los sistemas de petróleo son heterogéneos. En estos casos se recomienda el muestreo automático, considerando las determinaciones de agua y sedimentos y densidad.

En forma general, los datos con los que se deben identificar las muestras, son:

 Muestra de

 Tomada de

 Temperatura de muestreo

 Caudal de aporte de la corriente muestreada o volumen del recipiente muestreado según se tome en conducto o en tanque

 Porcentaje de agua

 Tenor salino

Además la identificación deberá contener toda aquella información que se considere necesario para tener en cuenta en el momento de la evaluación de los resultados.

Figura N° 2

 

Análisis Composicional

El petróleo es una mezcla no homogénea de sustancias de las cuales la mayoría de los constituyentes son hidrocarburos, junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno y nitrógeno. Puede contener también cantidades variables de gas disuelto y componentes metálicos en pequeñas proporciones. Además generalmente hay agua no disuelta.

La composición aproximada de un petróleo se puede esquematizar así:

 

C 83 a 87 %

H2 11 a 14 %

O2 0 a 5 %

S 0 a 6 %

N2 0 a 0.5 %

C. Inorgánicos 0 a 0.1 %

 

 

En cuanto a sus propiedades físicas difieren mucho entre si, desde amarillentos y líquidos hasta negros y viscosos. Estas variaciones están dadas por las distintas relaciones entre los tipos de hidrocarburos presentes. Dichas relaciones son importantes para determinar los métodos de refinación a utilizar.-

Hidrocarburos

El número de compuestos de HC es extremadamente grande. The American Petroleum Institute Research Project 6 ( APIRP-6 ) tiene aislados 277 compuestos para el crudo Mind-continent desde que empezó el proyecto en 1927.

APIRP-6 es generalmente el que provee las bases para cualquier tipo de discusión sobre composición del petróleo.

A modo de ejemplo se puede decir que en el crudo de referencia se han aislado en la fracción de nafta, todos los isómeros del hexano, siete del heptano (sobre 9 posibles), 16 isómeros de octano (sobre 18 posibles), cinco C7-ciclopentanos (sobre 6 posibles), once C8-ciclopentanos (sobre 15 posibles), siete C8-ciclohexanos (sobre 15 posibles) y todos los isómeros C8 y C9 de alquilbencenos.

El número de HC presentes en el gas oil y aceites lubricantes es mucho mayor que en las gasolinas alcanzando a algunos cientos de compuestos. A partir del conocimiento de una cantidad limitada de ellos se pueden hacer generalizaciones concernientes a las fraccione de alto P.M.

Las moléculas de parafinas son consideradas como cadenas lineales de 20 a 57 átomos de carbono. Hay evidencia de que hay presentes ramas en las cadenas.

En general el mayor grado de ramificaciones da menor punto de fusión y mayor grado de solubilidad para un dado punto de ebullición. Los lubricantes son mezclas de parafinas sustituidas y no sustituidas, nafténicos y aromáticos y la relación entre las cantidades de estos componentes depende del origen del crudo.

La mayoría de los HC aislados por el API en su proyecto N° 6 fueron ubicados dentro de los siguientes tipos :

Hidrocarburos parafínicos (33 %)

Fueron separadas todas las parafinas normales desde C1 hasta C33.

El butano normal es isomerizado y es usado en varios procesos de alquilación.

El normal pentano y normal hexano generalmente son isomerizados a isoestructuras por el alto número de octano de los isómeros ramificados. Las isoparafinas son las que tienen un grupo metilo en el C2. Se han separado desde C4 aC33.

Las parafinas ramificadas tienen un(os) grupo(s) alquilo(s) (generalmente metilo ), más lejos, dentro de la cadena carbonada.

Las isoparafinas son las más abundantes seguidas en orden por los compuestos 3-metil y 4-metil monosustituídos. Las parafinas di y tri sustituidas son menos abundantes (principalmente en las fracciones de alta ebullición).

Los isómeros iso hierven a menor temperatura que los normales correspondientes, la diferencia se hace menor a medida que el grupo metilo se corre hacia el centro de la molécula. Predominan en las gasolinas. En el rango del kerosen las normales son más importantes y abundantes que las isoparafinas.

Los únicos hidrocarburos parafínicos presentes en los productos de alto punto de ebullición. son los que se encuentran en la parafina y su cantidad, aún en los productos de base parafínica es relativamente pequeña.

Cicloparafinas-Naftenos (21%)

Derivan del ciclopentano y ciclohexano. Muchos de estos HC cíclicos saturados contienen grupos metilo en contacto con las cadenas parafínicas ramificadas, las cicloparafinas son más abundantes con dos o más sustituyentes.

Las fracciones de punto de ebullición relativamente bajo contienen apreciables cantidades de ciclopentano y ciclohexano,. se analizan en la fracción nafta y se obtienen como impurezas en la fracción kerosene. La presencia de altos porcentajes de ciclopentano y ciclohexano en la fracción gasolina es importante porque ellos son los precursores de los HC aromáticos.

Hidrocarburos aromáticos (47%)

En las fracciones lubricantes se han detectado naftalenos sustituidos, benzeno, fenantreno y policíclicos aromáticos. La proporción relativa de varios tipos de compuestos en los lubricantes marcan sus propiedades físicas, entonces la preponderancia de nafténicos y aromáticos da un aceite cuyo espesor disminuye rápidamente cuando se calienta y espesa rápidamente cuando se enfría. En otras palabras, la curva de la relación viscosidad - temperatura tiene un pendiente empinada. Por otro lado, una mayor proporción de parafinicos aplana la curva viscosidad - temperatura. Es deseables tener un aceite con una curva tan plana como sea posible, la mayoría de los cortes lubricantes es refinado directamente

en vías a tener la mayor cantidad posibles de componentes parafinicos, sin llegar al límite de ser sólidos a temperatura ambiente.

Compuestos no Hidrocarburos

Varios de estos compuestos se encuentran en el crudo y en las corrientes refinadas. Los más importantes son sulfuros orgánicos, compuestos de nitrógeno y de oxígeno (en ese orden). También hay trazas de compuestos metálicos que pueden ser causa de problemas en ciertos procesos catalíticos.

Compuestos de Azufre

Todos los petróleos tienen compuestos de azufre, desde 0,03% en los crudos de Pennsylvania hasta 5,0% en los crudos mejicanos. Los compuestos de azufre determinan la corrosividad potencial del crudo. En las naftas presentan dificultades en cuanto a corrosión, olor y explosiones deficientes de las mismas.

El crudo que contiene SH2 se denomina "Crudo ácido", pero algunas tecnologías se refieren descuidadamente a crudo "High sulphur" como crudo ácido. En el crudo "High sulphur", el SH2 puede ser bajo, pero el porcentaje de compuestos que contienen azufre es alto. El crudo ácido tiene mucho SH2 , el crudo agrio tiene muchos mercaptanes, por ejemplo y es muy corrosivo.

Han sido aislados una gran cantidad de derivados de azufre incluyendo azufre elemental, sulfuro de hidrogeno, mercaptanes, tioéteres disulfuros y tiofenos. Los compuestos de azufre son complejos y generalmente térmicamente inestables. Los cíclicos como el tiofeno son más estables. Se eliminan craqueandolos durante el proceso de refinación en el cual se forma SH2 y compuestos orgánicos simples de azufre.

Ciertos compuestos de azufre que son corrosivos por su acidez como SH2 y mercaptanos, se eliminan con tratamientos químicos. Los compuestos de azufre no ácidos se transforman en SH2 durante el tratamiento.

Los tipos de compuesto de S y los cortes en los cuales se encuentran, figuran en la Tabla 2.

Endulzar  un petróleo significa transformar los mercaptanes en sulfuros o polisulfuros, que no son corrosivos. Se aplica en las fracciones livianas de petróleo a las que se mejora color, olor y estabilidad.

Compuestos de Nitrógeno

El contenido de nitrógeno en la mayoría de los crudos existentes, es relativamente bajo, generalmente menor que 0,1% en peso aumentando en las fracciones de alto punto de ebullición.

Hay varios tipos de hidrocarburos nitrogenados y son considerablemente más complejos que los compuestos hidrocarbonados de azufre. Son completamente estables térmicamente y por esta razón en los cortes livianos solo aparecen trazas de nitrógeno. Se cree que son derivados de las proteínas presentes en los materiales a partir de los cuales se formó el crudo. Una pequeña cantidad presente en el gasoil de la alimentación para cracking catalítico tiene un efecto adverso sobre la selectividad de la catálisis.

La separación de los diferentes tipos de compuestos es dificultosa y los mismos son susceptibles de alteración y perdidas por manipuleo. Según sus características se los clasifica en básicos y no básicos. Para reducir su presencia en la carga a procesos catalíticos se efectúa hidrotratamiento. En los petróleos crudos no existen compuestos básicos de N2, estos se forman por descomposición en la destilación.

Compuestos de Oxígeno

Al igual que los compuestos de nitrógeno, estos son generalmente mas complejos que los de azufre.

En su mayor parte son ácidos carboxílicos, fenoles y cresoles, con menores cantidades de tipos no ácidos como ésteres, amidas, cetonas y benzofuranos.

El total de ácido contenido en el petróleo varía desde 0.03% (petróleo iraquí y egipcio) a 3% (algunos petróleos de California). Normalmente es menor al 0,1% peso.

Los ácidos nafténicos que representan la acidez primaria del crudo, son de considerable importancia petroquímica. Los que se encuentran en nafta pesada, kerosene y gas oil, se destruyen en el cracking. Los que se

encuentran en la fracción gas oil son cadenas de alquil- cicloparafinas, se eliminan como naftenato de sodio por extracción con soda caustica.

La presencia de compuestos de oxigeno en la alimentación a procesos catalíticos, no presenta mayores problemas.

Los asfaltos contienen algunos compuestos altamente oxigenados que son fácilmente separados del crudo y sus fracciones.

Compuestos Metálicos

Los compuestos metálicos deben conocerse dado trazas de metales tales como Fe, Na, Ni, V, Pb, y As tienen efectos adversos sobre los procesos de refinación.

El que se encuentra en forma más abundante es el vanadio junto con menores niveles de niquel y hierro. El Boscan de Venzuela por ejemplo, tiene 1200 ppm de V y 150 ppm de Ni. El Brega de Lybia tiene 2 ppm y 1 ppm respectivamente. El mayor problema es que aun en pequeñas cantidades estos elementos son veneno en varios etapas del procesamiento.

Las porfirinas son las unicas especies organometalicas aisladas del crudo. Las trazas de metales presentes en algunos crudos son frecuentemente mayores que las que pueden esperase por la cantidad de porfirinas. No se han encontrado evidencias de sales de ácidos carboxílicos.

La presencia de vanadio es indeseable por ser veneno del catalizador. La misma se comprueba mediante pruebas de absorción o emisión atómica.

El Na puede causar problemas en el enladrillado de los hornos. Se encuentran generalmente como sales disueltas en el agua suspendida o como compuestos organometalicos y jabones metálicos. Existen numerosas técnicas para su determinación , siendo las más utilizadas las de absorción atómica.

También existen en el petroleo trazas de metales en solución o en suspensión como entidades inorgánicas.

Agua

El agua en hidrocarburos puede encontrarse en suspensión o en emulsión. El agua en suspensión se separa por decantación. Con respecto a la emulsión se deben efectuar consideraciones relativas al tipo de emulsión, presencia de sustancia emulsificadora, existencia de movimiento de agitación, edad de la emulsión, características del petróleo, presencia de sales disuelta en el agua, presencia de gas disuelto en el petróleo, contenido de agua.-

Las sales del crudo están compuestas principalmente por cloruros en la siguiente relación:

 Cl Na = 75%

 Cl2 Mg = 15%

 Cl2 Ca = 10%

El mas dañino es el Cl2 Mg por su facilidad de descomposición con formación de ClH. Aparte de cloruros, hay sulfatos y carbonatos presentes en menor cantidad. Son mas dañinos los sulfatos y de estos el de calcio que por encima de 40°C da incrustaciones muy duras.

La cantidad de sales es muy variable, desde vestigios hasta mas de 1500 gr/m3.-

Los procesos de desalación se basan en el ingreso de agua dulce al petróleo, en porcentajes que van desde el 5% al 10%, para proceder a la deshidratación posterior. De esta manera, el agua dulce disminuye la concentración de sales a valores aceptables.

Conviene que este proceso se haga en yacimiento 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 deshidratan solamente.

El contenido de sales se encuentra en un amplio rango, las mismas resultan principalmente de la operativa de producción en campo y el manipuleo del crudo en refinerías.

 

Determinaciones a efectuar sobre un Petróleo Crudo

Densidad

Es la masa (medida en vacío), expresada en gramos, de la cantidad de volumen medida en cm3 o ml de la temperatura a que se determina. La gravedad específica es la relación de la masa a la unidad de volumen de un líquido, al peso del mismo volumen de agua pura a 15°C ó 60°F.

En la actualidad, en el laboratorio se determina con densímetro automático (A.S.T.M. D-5002). En caso de crudos pesados se determina con hidrómetro (A.S.T.M. D-1298). En el casos de aceites muy viscosos o semi-sólidos se determina con picnómetro.

La densidad tiene importancia en la industria del petróleo debido a varios motivos, algunos de ellos:

 

Los tipos de hidrocarburos se distinguen por su densidad. La densidad crece en el orden parafínicos, nafténicos y aromáticos.

 

 

En las relaciones comerciales para convertir peso a volumen y viceversa.

 

 

Existen varios índices empíricos que se basan en la relación entre la densidad y otra propiedad.

 

Generalmente se usa el grado A.P.I. como una forma más sencilla de expresar la densidad. En las operaciones comerciales de crudos la densidad es uno de los parámetros considerados.

Contenido de agua

La especificación del contenido de máximo de agua esta 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).

El equipo de destilación consiste en un balón que lleva una trampa graduada en el cono inferior en ml. o décimas de ml. Se coloca en el balón una determinada cantidad de crudo y una cantidad igual de un "carrier" que codestila con el agua presente en la muestra. Los productos livianos y el agua condensan y por rebalse los livianos vuelven al balón en tanto que el agua desciende al fondo del cono graduado, donde se mide. (Fig.3).

Agua y Sedimentos

Es común que el petróleo crudo contenga arcilla que interfiere obturando equipos. Los métodos para su determinación pueden diferir entren la campo y la refinería por razones prácticas y económicas. No obstante en caso de transacciones comerciales debe especificarse exactamente cuál será el método acordado para su control.

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

Punto de Escurrimiento

Junto con la viscosidad, son dos determinaciones que se utilizan para resolver problemas asociados al transporte de crudos. El punto de escurrimiento es la temperatura mas baja expresada como múltiplo de 3°C (5°F), a lo cual se observa fluir la muestra cuando es enfriada bajo condiciones especificadas.

El ensayo se realiza colocando la muestra en un recipiente estandarizado y observando las temperaturas descendentes hasta que el aceite no denote movimiento cuando se coloca el recipiente en posición horizontal durante 5 segundos.

En tal punto se registra la temperatura y se suman 3°C (5°F) y se informa el valor obtenido como el Punto de Escurrimiento. Este parámetro da una idea del contenido de parafinas presente en la muestra (Fig. 4).- El punto de fluidez está íntimamente ligado a la estructura molecular de los HC.

Los naftenos tienen menor punto de fluidez y las parafinas mayor. Es importante conocer dicha temperatura debido a que por esto a igual viscosidad pueden tener distinto comportamiento.

En los aceites parafínicos, la reducción de la T. implica el comienzo de la cristalización de los compuestos parafinicos, lo que significa que se solidifiquen ya que el flujo no es permitido por la estructura cristalina. Pero si se rompe por agitación, el aceite comienza a fluir , aun a temperaturas inferiores a su punto de fluidez.

Las bases nafténicas con bajo contenido de parafinas, se espesan más que las parafínicas cuando son enfriadas aún a igual viscosidad, por esta razón el punto de fluidez debe ser determinado por el congelamiento de todo el cuerpo del aceite o por la formación de cristales parafínicos.

Un depresor de punto de escurrimiento que impide el crecimiento de los cristales individuales no tiene ningún efecto sobre una base nafténica.

Azufre

Es importante porque la complejidad y costos de la operación en refinerías se incrementa 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.

La determinación de azufre se efectúa según la norma ASTM D-4294. Actualmente se utiliza la técnica de quimiluminiscencia. La radiación característica derivada a partir de una fuente de Rayos X, es comparada con la de muestras patrón, cuyo contenido de azufre (% en peso) es conocido. La determinación de mercaptanes se efectúa por medición de la cantidad de nitrato de plata que se combina con ellos.

Carbón Conradson

Este método cubre la determinación de la cantidad de residuos luego de la evaporación y pirólisis de un petróleo, y el objetivo es proporcionar una indicación de la sustancias con tendencia a la formación de coque. El residuo carbonoso guarda una relativa proporción con la cantidad de asfalto duro presente en el petróleo.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia a fluir de un líquido. La viscosidad de los crudos varia ampliamente desde fluidos como el agua hasta sólidos que no pueden movilizarse sin calentamiento. 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 .

El parámetro de viscosidad se utiliza en el diseño de tuberías de yacimientos y los ductos y bombas entre el almacenaje en refinerías y la instalaciones de procesamiento.

Existen diferentes métodos de laboratorio para determinar este parámetro, y se trabaja a distintas temperaturas, teniendo en cuenta que el flujo del fluido sea constante y no obture los tubos.

Actualmente se utiliza mas la viscosidad cinemática (A.S.T.M.. D-445), pues existe una relación lineal entre el logaritmo de la inversa de la temperatura y el logaritmo de la viscosidad a dicha temperatura, que permite inferir teóricamente datos, si se cuenta con dos puntos de dicha recta (Ley de Walther).

La viscosidad cinemática se determina con pipetas viscosimétricas que se suspenden directamente en un baño de temperatura constante. La serie de pipetas cubre un amplio rango de viscocidad. Estas pipetas tienen mayor exactitud, usan una pequeña cantidad de muestra, pero deben estar bien calibradas.

Los métodos más tradicionales son:

 La viscosidad SAYBOLT UNIVERSAL es el tiempo medido en segundos para el flujo de 60 c.c. de muestra contenida en tubo, a través de un orificio calibrado, a temperatura constante.

 La viscosidad SAYBOLT FUROL es determinada exactamente igual, salvo que el orificio es mayor pues es para líquidos más viscosos.

Existen factores de conversión a través de tablas y ábacos para el pasaje de una viscosidad a otra.

Tensión de vapor

En un producto de petróleo, la presión de vapor refleja un valor resultante de las distintas presiones de vapor de las fracciones que la forman. La presión de vapor de un líquido es una medida de su tendencia a vaporizarse, debido a la presión ejercida por las moléculas del líquido en su superficie libre. Para un líquido dado esta presión es solamente función de la temperatura. La presión de vapor del agua a su temperatura de ebullición es 14,7 psi que es la presión atmosférica.-

En el laboratorio se determina la Tensión de vapor REID (T.V.R.), según la norma A.S.T.M. D-323 en una bomba de doble cámara a una temperatura de 37,8°C..-

Esta TVR es algo menor que la presión de vapor verdadera (8 a 9%), está en función de las variables que intervienen y es solo un camino aproximado a fin de obtener el valor correcto.

El dato obtenido se utiliza para el diseño de tanques de almacenaje.

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 potenciométrico.

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.-

Actualmente se utiliza el método ASTM D-3230 que es un método potenciométrico.

Clasificación de los petróleos crudos

El conocimiento de los constituyentes del petróleo crudo es muy importante para el refinador.

Las características que permiten clasificar al crudo se determinan por procesos simples y económicos.

Dicha clasificación se puede efectuar según la composición química, la densidad o la cantidad de azufre total presente en el crudo.

Clasificación según la composición química

También denominada base del crudo. En este caso se consideran las cantidades relativas de parafinas y asfaltos que contienen, según el siguiente esquema:

 

Petróleos Crudos Parafínicos: Tienen alto contenido de hidrocarburos parafínicos y bajo contenido de asfalto en el reducido.

 

 

Petróleos Crudos Nafténicos: Tienen trazas de hidrocarburos parafínicos y alto contenido de asfalto en el reducido.

 

 

Petróleos Crudos Mixtos: Contienen ceras parafínicas y asfaltenos. Están presentes sustancias parafícicas, nafténicas y aromáticas, aunque ninguna en forma preponderante. Sus propiedades son intermedias entre los otros dos tipos mencionados.

 

Esta clasificación es la conocida comercialmente. Químicamente se pueden identificar los crudos ligeramente parafínicos y los crudos aromáticos.

Los métodos utilizados para determinar la base de un crudo son:

a) Base de Lane y Garton

A partir de la destilación Bureau of Mines (Anexo 1), se define:

Fracción llave N°1: Es la que destila entre 250 y 275 C. a presión atmosférica, es la representante de las fracciones livianas.

Fracción llave N 2: Es la que destila entre 275 y 300 C. a 40mmHg, es la representante de los destilados pesados.

Si la densidad de la fracción llave N 1 es menor que 0,8251, la fracción es parafínica, se es mayor que 0,8602 es nafténica, entre ambos valores es intermedia.-

Si la densidad de la fracción llave N 2 es menor que 0,876 la fracción es parafínica, si es mayor que 0,934 es nafténica, entre ambos valores es intermedia.-

En la Tabla 5 figuran todas las posibilidades, con la fracción N 1 se entra en la tabla y la fracción N 2, determina la base. A los efectos de la utilización comercial, se trabaja con °API.

La aplicación práctica del método, merece algunos considerandos, por ejemplo:

 

Si el punto de escurrimiento de la fracción llave N 2 esta por debajo de (-15 C), se considera que el petróleo no contiene parafinas y es de base nafténica o intermedia nafténica (punto de niebla menor a 2°F, se considera libre de parafinas).

 

 

Si el punto de escurrimiento de dicha fracción esta por encima de (-15 C), el petróleo se designa como de base parafínica (P. de niebla mayor a 5°F)

 

 

Es imposible en la práctica encontrar petróleos de base parafinica-nafténica o nafténica-parafinica.

 

b) Factor de Caracterización Kuop

En el caso de la mezcla pueden darse dos posibilidades, según se conozca o no, la composición de la mezcla, esto implica una forma de cálculo distinta para la TB, según se detalla:

Mezcla de composición conocida:

T.B. = T.E.M.C. = å ( Xi x Ti 1/3 )3

Donde:

Xi = Fracción volumétrica

Ti = Temperatura de ebullición del componente i

b2) Mezcla de composición desconocida

T.B. = T.E.M.C. = T.E.M.V.+D

Donde:

T.E.M.V. = Temperatura de ebullición media volumétrica

D = Función de la pendiente A.S.T.M.10-70

En este caso según los valores de KUOP, será la base del crudo:

Kuop<11,4 Base Nafténica

11,4<Koup<12,2 Base Intermedia

Koup>12,2 Base Parafínica

 

El conocimiento de este factor, permite la utilización de una gran variedad de ábacos existentes en la industria petrolera

Clasificación según la densidad

A los fines de unificar la terminología utilizada internacionalmente, la "Comisión de Programas Científicos" del Congreso Mundial del Petróleo, acuerda la siguiente clasificación; adoptando como límite de valor definitivo la densidad del agua a 4°C (1.000 Kg. de agua /m3 o, en términos de °API = 10)

TIPO DE CRUDO °API DENSIDAD (kg/m3)

Liviano > 31,1 < 870

Medio 22,3 - 31,1 920 - 870

Pesado 10,0 - 23,3 1.000 - 920

 

Por regla general, 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

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 limites:

 Petróleo dulce: Menos del 0,5% S

 Petróleo medio: Entre 0,5 y 2% S

 Petróleo agrio: Mas del 2% S

TIPOS DE PETRÓLEO

Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la temperatura de ebullición). Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor.

Las curvas de destilación TBP (del inglés “true boiling point”, temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumétrico de gasolina, en el Maya sólo se obtiene 15.7%.

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo con su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo).

Aceite crudoDensidad( g/ cm3)

Densidad grados API

Extrapesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3

Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39

Superligero < 0.83 > 39

Para exportación, en México se preparan  tres variedades de petróleo crudo:

Itsmo:Ligero con densidad  de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.Maya:Pesado con densidad  de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.OlmecaSuperligero con densidad de 39.3 grados API  y 0.8% de azufre en peso.

El petróleo mexicano es materia prima de calidad que se encuentra presente en toda la industria nacional e internacional como lo es en transporte, alimentos, fármacos, fertilizantes, pinturas y textiles.

El petróleo, también conocido como crudo, es una mezcla de compuestos orgánicos,

principalmente hidrocarburo, formado por la descomposición y transformación de restos de

animales y plantas que han estado enterrados a grandes profundidades durante varios

siglos. Es un recurso no renovable. El petróleo que se utiliza hoy en día, se produjo a lo

largo de millones de años. No es posible producir petróleo en un período de tiempo corto.

 

Este preciado hidrocarburo contiene mucha energía del cual pueden obtenerse diferentes

tipos decombustible, como la gasolina, el kerosén y el carburante que se usa para producir

calor. La mayoría de los productos  plásticos  también contienen derivados del petróleo. El

petróleo, es la fuente más importante en la producción de energía a nivel mundial.

Prácticamente casi toda la industria productiva, así como el transporte mundial, dependen del

petróleo.

 

El petróleo se clasifica de diferentes maneras según su densidad, composición química y

lugar de origen.

 

Tipos de petróleo por la densidad:

 

Extrapesado

Pesado

Medio

Ligero

Extraligero

Tipos de petróleo por la composición química:

 

Parafínico: compuesto principalmente de parafina. Es fluido y de color claro.

Proporciona más cantidad de nafta que los otros tipos de petróleo en el proceso de

refinación. Se usa para obtener productos de lavado al seco, solventes de

pintura, gasolinas y  lubricantes  .

Nafténico: su composición principal son naftenos y los hidrocarburos aromáticos. Es

muy viscoso y de coloración oscura. Generan una gran cantidad de residuos tras el

proceso de refinación.

Mixtos: compuesto de ambos ingredientes, el del parafínico y el nafténico.

Tipos de petróleo por la cantidad de azufre:

 

Petróleo Dulce: este tipo de petróleo contiene menos de 0.5% de contenido sulfuroso,

es decir, con presencia de azufre. Es de alta calidad y ampliamente utilizado para ser

procesado como gasolina.

Petróleo Agrio: este contiene al menos 1% de contenido sulfuroso en su composición.

Dada la mayor presencia de azufre, su costo de refinamiento es mayor, por lo que es

usado mayormente en productos destilados como el diesel.

Los tres tipos generales de categorización antes señalados permiten establecer criterios

básicos para determinar la calidad del petróleo, los cuales influyen finalmente en la

determinación de los precios de cada uno de ellos. La industria petrolera clasifica los

precios del petróleo crudo según su lugar de origen.

 

Tipos de petróleo por lugar de origen o de referencia:

 

Los dos petróleos referenciales más conocidos y de uso difundido en el mundo son el

West Texas Intermediate (WTI) y el Brent Blend (o Brent), el primero es producido en

Norteamérica y el otro en el Mar del Norte.

 

El West Texas Intermediate (WTI), es un promedio en cuanto a calidad se refiere del

petróleo producido en los campos occidentales de Texas (EE.UU.). Es ligero (39.6ºde

gravedad API) y dulce (0.24% de contenido sulfuroso). Su alta calidad lo hace ideal

para la producción de gasolinas y es usado como valor de referencia sobre todo en el

mercado norteamericano (por ejemplo en los mercados de New York).

El Brent Blend (o Brent), calificado como petróleo dulce, es una combinación de

crudos de 19 diferentes campos de explotación petrolera ubicados en el Mar del Norte,

cuyas producciones se envían hacia la terminal de Sullom Voe (Escocia) para su

posterior comercialización. Su gravedad API es de 38.3º y contiene alrededor de

0.37% de contenido sulfuroso, lo cual lo hace un petróleo ligero y dulce, pero en menor

escala que el WTI, siendo ideal para la producción de gasolinas y destilados

intermedios. Es usado como precio de referencia en los mercados de Europa (por

ejemplo, en el Internacional Petroleum Exchange – IPE – de Londres), en África y

Oriente Medio.

 

Otros petróleos referenciales son: Dubái se usa como referencia para la producción del crudo

de la regiónAsia-Pacífico; Tapis de Malasia, referencia para el crudo ligero del Lejano Oriente;

Minas de Indonesia, referencia para el crudo pesado del Lejano Oriente; Arabia Ligero de

Arabia Saudita; Bonny Ligero de Nigeria; Fateh de Dubái; Istmo de México (no-OPEP); Minas

de Indonesia; Saharan Blend de Argelia; Merey de Venezuela.

 

 

Es importante recalcar que no todos los petróleos tienen el mismo valor en el mercado

mundial, las características propias del producto, determinan la calidad y el precio.