CLASIFICACION DE LOS CRUDOS

Los grupos son generalmente clasificados en grupos dependiendo de la cantidad relativa de compuestos aromáticos, nafténicos y parafínicos que presentan estos.

Clasificación de los crudos según su composición.

Crudos según factor K.

Otro método para clasificar los crudos es según su factor de caracterización K. En este método, los crudos se agrupan por familias y su clasificación depende del factor K de la gasolina y del destilado lubricante del crudo. Un crudo parafínico – intermedio, PIm significa que tanto la gasolina como las fracciones livianas son de carácter parafínico, mientras que la fracción de destilado lubricante, es de carácter intermedio. Los crudos parafínicos tiene un factor K mayor a 12,2; los crudos intermedios entre 11,45 y 12,2 y en los crudos pesados donde predominan las estructuras nafténicas y aromáticas K es menor a 11,5.

Entre los crudos parafínicos, se encuentra una subclasificacion de parafínicos intermedios donde los hidrocarburos presentes en cada una de las fracciones tiene menor carácter parafínico y aparecen estructuras nafténicas, que modifican las propiedades fisicoquímicas del crudo hacia la clasificación de nafténica.

En la clasificación intermedia, existe un balance entre estructuras de carácter parafínico y nafténico. Es importante resaltar, que en cada una de estas fracciones también se encuentran hidrocarburos que tienen en su estructura anillos aromáticos, pero su concentración es relativamente baja, de tal forma que las propiedades del crudo y sus fracciones son definidas por la mayor concentración de hidrocarburos parafínicos y nafténicos.

En esta clasificación no se incluyen los crudos con tendencia aromática, pues sus valores de Factor K caen dentro de los intervalos mostrados para crudos nafténicos.

DERIVADOS Y USOS DEL PETRÓLEO

Los siguientes son los diferentes productos derivados del petróleo y su utilización:

Gasolina motor corriente y extra - Para consumo en los vehículos automotores de

combustión interna, entre otros usos.

Turbocombustible o turbosina - Gasolina para aviones jet, también conocida como

Jet-A.

Gasolina de aviación - Para uso en aviones con motores de combustión interna.

ACPM o Diesel - De uso común en camiones y buses.

Queroseno - Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que

comúnmente se llama "petróleo".

Cocinol - Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es

mínima.

Gas propano o GLP - Se utiliza como combustible doméstico e industrial.

Bencina industrial - Se usa como materia prima para la fabricación de disolventes

alifáticos o como combustible doméstico

Combustóleo o Fuel Oil - Es un combustible pesado para hornos y calderas

industriales.

Disolventes alifáticos - Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y

adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales,

elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho,

ceras y betunes, y para limpieza en general.

Asfaltos - Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la

industria de la construcción.

Bases lubricantes - Es la materia prima para la producción de los aceites

lubricantes.

Ceras parafínicas - Es la materia prima para la producción de velas y similares,

ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general

Alquitrán aromático (Arotar) - Materia prima para la elaboración de negro de humo

que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente

Acido nafténico - Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de

calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas,

resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas

Benceno - Sirve para fabricar ciclohexano.

Ciclohexano - Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con

destino al nylon.

Tolueno - Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas,

adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

Xilenos mezclados - Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de

thinner.

Ortoxileno - Es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico.

Alquilbenceno - Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar

plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes. El azufre que sale de

las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos

de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos. En Colombia, de otro

lado, se extrae un petróleo pesado que se llama Crudo Castilla, el cual se utiliza

para la producción de asfaltos y/o para mejoramiento directo de carreteras, así

como para consumos en hornos y calderas.

TEORIAS INORGANICAS DEL ORIGEN DEL PETROLEO

TEORIA VOLCANICA DE THOMAS GOLD:

Sugiere que el gas metano que suele encontrarse en los yacimientos de petróleo, pudo haberse generado a partir de los meteoritos que cayeron durante la formación de la Tierra hace millones de años. Esta teoría está generando cada día más adeptos debido a que la NASA ha probado que las atmósferas de otros planetas tienen gran contenido de metano.

TEORIA DE MOISSAN:

La formación de los aceites minerales se debe a la descomposición de carburos metálicos por la acción del agua. Las aguas de infiltración, en contacto con los carburos metálicos contenidos en las profundidades del suelo, darían hidrocarburos acetilénicos de cadena corta, que se transformarían en hidrocarburos saturados, cada vez más complejos, polimerización y condensación.

TEORIAS ORGANICAS DEL ORIGEN DEL PETROLEO

TEORIA ORGANICA DE ENGLER:

Dice que se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos

en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que se van acumulando depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.

TEORIA ORGANICA SEDIMENTARIA Y MIGRATORIA

La teoría orgáncia dice que el petróleo y el gas se forman a partir de las sustancias orgánicas de las rocas sedimentarias. Consideramos que el primer material orgánico que se acumula en las rocas sedimentarias está formado por residuos muertos de la microflora y de la microfauna (plancton,...) que se desarrollan en el agua del mar y a las cuales se añaden restos animales y vegetales por transporte.

En las capas superiores de las rocas sedimentarias esta materia orgánica sufre descomposición por acción de O2 y bacterias. Se desprenden en este proceso CO2, N2, NH3, CH4, C2H6,... A la vez se forman los primeros productos líquidos solubles en agua. El material más estable respecto a la acción química y bacteriana queda en las zonas sedimentarias.

A medida que pasa el tiempo, las rocas sedimentarias van quedando enterradas por otras capas que se superponen a lo largo de mucho tiempo, hasta 1’5-3km de profundidad. Aquí hay un medio reductor, hay temperaturas más altas (de hasta 200ºC), presiones considerables (10-30Mpa), y además todo esta masa estará encajonada entre otras rocas, las cuales pueden tener sustancias que funcionen como catalizadores de la reacción (arcillas). Esto todo hace que se produzcan una serie de transformaciones.

La teoría actual considera que es en esta etapa cuando las sustancias orgánicas, especialmente los lípidos (grasas, ceras,...), sufren la descomposición debido a los efectos térmicos y catalíticos dando lugar a los hidrocarburos constituyentes del petróleo. Este proceso es largo y complicado, por lo que los detalles de los mecanismos de este proceso están todavía sin aclarar. Existen teorías sobre algunas etapas.

Como el material orgánico inicial del cual procede el petróleo se encuentra disperso, los productos resultantes de su transformación (gas o petróleo) también estarán dispersos en la roca madre petrolífera, normalmente arcilla.

El petróleo es líquido y el gas es gas, por lo que tendrán mayor movilidad que el carbón, igual que el agua que queda como residuo. Así podrán moverse, de forma que normalmente las bolsas de petróleo y gas emigran, por lo que no nos las vamos a encontrar allí donde se formaron. Los geólogos denominan a este fenómeno migración, que puede ser primaria o secundaria.

Como resultado de la migración primaria, el petróleo y el gas se van a colocar en las rocas vecinas, siempre que sean porosas. Las causas de esto pueden ser un desalojamiento forzado, difusión (el petróleo busca otro sitio; los que más se difunden serán los gases), desplazamiento debido al agua, presión por causa de los estratos, filtración por los poros de las rocas encajonantes, puede viajar como mezcla de gas y vapor cuando hay grandes temperaturas y presiones.

Esta masa de petróleo y gas va a moverse posteriormente hacia arriba, en lo que se denomina migración secundaria, a través de los estratos porosos y como consecuencia de la gravedad o de la presión de las placas tectónicas. Emigra hasta llegar a la roca impermeable que no permite la difusión a través de ella. Esto se denomina trampa estratigráfica para la bolsa de petróleo. Hay tres tipos de trampa estratigráfica:

Anticlinal

Domo salino: la sal va solidificando y hace de cuña, penetrando hasta la parte impermeable.

Falla: Se produce cuando los estratos rompen, quedando una capa porosa frente a otra impermeable. Así frena el paso del petróleo o del gas, produciéndose una acumulación que crea el yacimiento.

En un yacimiento siempre tendremos el casquete formado por gas que está siempre en equilibrio con el petróleo líquido.

Esta acumulación de gas y petróleo en las trampas es lo que llamamos depósitos petrolíferos. Si su cantidad es grande o hay varios depósitos en las rocas hablaremos de yacimientos de petróleo o gas o de ambos, según cual sea el mayoritario en cada caso. El petróleo y el gas se encuentran difundidos en un gran espacio, y de ahí vienen el nombre que a los yacimientos se les da comocampos

petrolíferos. Esto es así porque ñas condiciones en las rocas hacen que el petróleo y el gas llenen los poros de las rocas encajonantes. Así, cuanto mayor sea el coeficiente de porosidad de las rocas, más se van a encontrar saturadas de petróleo. Como consecuencia, las arcillas, y en particular las húmedas, que prácticamente no tienen poros, serán buenas rocas cobertoras.

Además de petróleo o gas en un depósito o yacimiento, también vamos a encontrar agua, que procede de la materia inicial de la que procede el petróleo. Esta agua va a ser salada, y el eliminarla es uno de los primeros problemas que se nos presentan al tratar un crudo.

Los yacimientos de petróleo se encuentran a 900-2000 m de profundidad, y es raro que el petróleo aflore a la superficie. En la antigüedad se usaba, por ejemplo, en Mesopotamia, aprovechando estos afloramientos superficiales. Un afloramiento superficial puede ser una bolsa que ha quedado del resto de una migración. Son pequeños.

El petróleo, y en general los hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos, proceden de la materia orgánica depositada y acumulada durante el proceso de sedimentación a través de una serie de transformaciones que se producen en el subsuelo. Dichas transformaciones, que en conjunto reciben el nombre de maduración, están controladas principalmente por el gradiente geotérmico y/o por fuentes locales de calor. Sin embargo, se trata de un proceso de baja temperatura que no supera los 200-250ºC. Esta transformación consiste en la pérdida de O y N en forma de H20, CO2 y NH3 y en el enriquecimiento relativo en H y C. El proceso lo inician bacterias anaerobias, a medida que aumenta la profundidad de enterramiento, éstas desaparecen, quedando controlado por el aumento de temperatura donde se distinguen tres etapas:

*DiagénesisEtapa que abarca desde la sedimentación de la materia orgánica, a temperatura ambiental, hasta 65ºC. En ella se producen las primeras transformaciones, que consisten esencialmente en la eliminación de los productos solubles (glúcidos y prótidos) y de N y O (en forma de NH3, H2O y CO2), y en la concentración de los productos insolubles. También se forman cantidades importantes de metano (CH4), por la actividad bacteriana en regiones pantanosas (gas biogénico). El residuo orgánico que se va concentrando con los productos insolubles se denomina Kerógeno y está constituido por una mezcla compleja de moléculas orgánicas de gran número de C. Son también necesarias condiciones reductoras o anaerobias en el ambiente de sedimentación que impidan la vida de organismos que destruyan la materia orgánica acumulada.

El querógeno es una mezcla de compuestos químicos orgánicos presente en las rocas sedimentarias. Son insolubles en los solventes orgánicos comunes, debido a su enorme peso molecular (por encima de 1.000 Daltons). La porción soluble es conocida como bitumen. Al ser calentados dentro de la corteza terrestre, (ventana del petróleo a aprox. 60°-120 °C, ventana del gas natural a aprox. 120°-150 °C)

algunos tipos de querógeno desprenden petróleo crudo o gas natural, conocidos colectivamente como hidrocarburos (combustibles fósiles). Cuando tales querógenos se hallan presentes en concentraciones elevadas en rocas tales como la pizarra, es posible que se trate de roca madre. Las pizarras ricas en querógenos que no han estado sometidas a temperatura suficiente para desprender hidrocarburos, pueden formar depósitos de pizarra bituminosa.

A lo largo de esta etapa no se generan hidrocarburos, a excepción del gas biogénico. 

Kerógeno: sedimento orgánico constituido por restos vegetales transformados durante la diagénesis.– Kerógeno húmico: el constituyente orgánico procede de restos vegetales terrestres.– Kerógeno sapropélico: el constituyente orgánico procede de restos vegetales subacuáticos.

Generalmente el Kerógeno está acompañado por una fracción más pequeña de materia orgánica llamada Bitumen o betún.Es una mezcla de líquidos orgánicos altamente viscosa, negra, completamente soluble en disulfuro de carbono y compuesta principalmente por hidrocarburos aromáticos policíclicos. Es también, la fracción residual resultante de la destilación fraccionada del petróleo. Es la fracción más pesada y la que tiene el punto de ebullición más elevado.

La mayoría contienen azufre y varios metales pesados como níquel, vanadio, plomo, cromo, mercurio y también arsénico, selenio y otros elementos tóxicos. Los betunes pueden lograr una buena conservación de plantas y animales, que forman fósiles en las rocas.

*CatagénesisA partir de 65ºC, y hasta los 150ºC, se produce la destilación del Kerógeno y en consecuencia la generación de hidrocarburos. Este proceso, consiste en la rotura de las moléculas orgánicas para formar cadenas de hidrocarburos. Dichas cadenas seguirán rompiéndose a su vez en otras más sencillas al aumentar la temperatura, hasta que hacia el final de esta etapa sólo quedan hidrocarburos gaseosos (metano a pentano). La máxima generación de gas se localiza precisamente hacia el final de esta etapa, procediendo tanto de la generación directa del Kerógeno como de la continua rotura de las cadenas de hidrocarburos líquidos.

Los distintos tipos de hidrocarburos que se generan dependen también de la composición del Kerógeno.Los Kerógenos se clasifican en función de sus contenidos de H y C y de sus componentes macerales, que son restos vegetales macerados pero aún

reconocibles al microscopio, de la fracción orgánica del Kerógeno. Se distinguen cuatro tipos de Kerógenos:

-Kerógeno I (grupo maceral: liptinitas ). Es el más rico en H.Procede de la acumulación de algas y bacterias, depositados en ambientes estuáricos. Es el de mayor potencial petrolífero.-Kerógeno II (grupo maceral: exinitas). Deriva de restos planctónicos y bacteriales depositados en ambiente marino (con o sin contribución de plantas evolucionadas). Rico en S. -Kerógeno III (grupo maceral: vitrinitas). Deriva de restos de organismos vegetales y animales marinos. Rico en estructuras aromáticas, y pobre en alifáticas. Tiene pobre potencial petrolífero, pero puede ser fuente de gas (metano).-Kerógeno IV (grupo maceral: inertitas). Es el más pobre en H, y el relativamente más rico en C. Procede casi exclusivamente de la acumulación de vegetales superiores. Genera carbón (s/potencial petrolífero), a lo sumo gas.

*MetagénesisA partir de 150ºC y hasta 200ºC comienza la destrucción de los hidrocarburos al continuar su destilación. El Kerógeno produce cantidades cada vez menores de gas, exclusivamente metano, y los hidrocarburos existentes se van rompiendo en cadenas cada vez más cortas, para dar metano, y en última instancia convertirse toda la fracción orgánica (Kerógeno e hidrocarburos) en grafito. 

Localización-TrampasEl petroleo como es un fluido, no se localiza habitualmente en el lugar que se generó, sino que ha sufrido previamente un ascenso (vertical o lateral), filtrándose a través de rocas porosas, hasta encontrar una salida al exterior–en cuyo caso parte se evapora y parte se oxida al contactar con el aire o hasta encontrar una roca no porosa que le impide la salida.

1. CONTAMINANTES DEL PETROLEO

Todos los petróleos, además de hidrocarburos, contienen un número considerable de compuestos que incluyen tales Heteroàtomos: Azufre, Oxìgeno y Nitrògeno. El contenido de estos elementos depende de la edad y del origen del petróleo.

Compuestos que contienen OxigenoEstos componentes del petróleo vienen representados por ácidos, fenoles, cetonas y èteres, con menor frecuencia aparecen en forma de lactonas,

anhídridos y compuestos de furano. Pertenecen a diferentes clases de compuestos y su estructura corresponde a la de los hidrocarburos de la fracción dada del petróleo. La parte fundamental de los compuestos oxigenados vienen concentrada en las fracciones con alto punto de ebullición, comenzando por la del Kerosene, y hasta del 90 a 95% del oxìgeno corresponde a resinas y asfaltenos.-Acidos del Petròleo: Se entiende como tales ácidos, todos aquellos que conforman parte del petróleo y sus fracciones. Los ácidos de las fracciones del Petròleo con punto de Ebulliciòn medio y alto, vienen representados, principalmente por los ácidos naftènicos. En cuanto a su composición química, los ácidos naftènicos son bastantes diversos. Sus radicales contienen anillos polimetilènico pentagonal o hexagonal, que con frecuencia viene separado del grupo Carboxìlo por uno o varios grupos metileno. Ademàs el propio anillo puede tener sustituyentes metilènicos; a medida que aumenta la masa molecular de los ácidos naftènicos, pueden contener nucleos bicìclicos y policìclicos. Son de interés industrial las sales de los ácidos Naftènicos. La mayoría de sus sales no cristaliza y tiene carácter coloidal, y a veces una consistencia pastosa. Las sales de los metales Alcalinos son bien solubles en agua y se utilizan como jabones técnicos. Los Naftenatos de Calcio y de Aluminio sirven para ser màs densos los Aceites al obtener lubricantes plásticas y los Naftenatos de plomo entran como componente en los lubricantes que trabajan bajo elevada presión.Otro representante de los Acidos del Petròleo se contienen en las fracciones claras, en cantidades mucho menores. Los Acidos con bajo punto de ebullición hasta C6 son Acidos Alifaticos y se encuentran en las fracciones de gasolina en cantidades despreciables. En las fracciones màs pesadas (C13 y superiores) se hallan principalmente Acidos Naftenicos.-Fenoles: Entre los compuestos oxigenados los Fenoles ocupan el 2º lugar después de los Acidos por su abundancia en el petróleo. El contenido total de los fenoles en el petróleo no es grande, pero incremente algo en los petróleos con menor cantidad de acido naftènico. De los productos màs pesados se han separado en forma de fracciones: fenoles policìclicos. -Esterès: Hace ya mucho que se ha observado la presencia de Esteres en los petróleos, sin embargo hasta el dìa de hoy no se ha logrado aislarlos en forma de sustancias individuales. La masa principal de los èsteres està concentrada en las fracciones que se destilan por encima de 370 ºC y en los residuos pesados, pudiendo constituir hasta el 1.3% de estos productos.

Compuestos que contienen AzufreEn el dìa de hoy el petróleo de la mayor parte de las reservas mundiales es sulfuroso. La refinación de dichos petróleos, asì como la utilización de sus derivados como combustible están relacionadas con gastos complementarios. El incremento del contenido de Azufre en la gasolina desde 0.033 hasta 0.15% (en masa) disminuye la potencia del motor en 10.5, aumenta el consumo de

combustible en 12% implica la necesidad de aumentar 2 veces las reparaciones generales y 2.1 veces las medias; en èste caso, para compensar los paros durante las reparaciones es preciso aumentar 1.7 veces el parque de màquinas en funcionamiento. Perdidas análogas se observan al utilizar combustibles sulfurosos para motores diesel. Ademàs de las pèrdidas de explotación, el empleo de combustibles sulfurosos es muy perjudicial para el medio ambiente; los oxidos de azufres que se desprenden durante su combustión ejercen una acción perniciosa sobre las plantas y son nocivos para el organismo humano. Por èsta causa a partir de los años 50 en la unión Soviètica y en algunos otros países comenzaron a desarrollarse a ritmo rápido los métodos de purificación de los derivados del petróleo eliminando los compuestos sulfurosos.Los compuestos sulfurosos del petróleo, análogamente a los oxigenados, también se distribuyen irregularmente por sus fracciones. Al aumentar la temperatura de destilación incrementa el contenido de compuestos sulfurosos. De 70 a 90% en masa de compuestos sulfurosos se concentra en los residuos pesados del petróleo, particularmente Asfaltos resinas. Ademàs existen compuestos mixtos que contienen azufre y oxìgeno: sulfonas, oxisulfuros y acidos sulfònicos. En la parte resinoso-asfaltènica del petróleo se observan compuestos todavía màs complejos que contienen simultáneamente atomos de nitrógeno, azufre y oxìgeno. Actualmente se han identificado màs de 250 compuestos del petróleo que contienen azufre.Como criterio de clasificación industrial de los petróleos según la estabilidad de los compuestos sulfurosos se ha propuesto el índice de sulfuro de hidrògeno, osea la cantidad de Azufre contenido en el sulfuro de hidrògeno y en los mercaptanos y liberada durante el calentamiento a condiciones estandarizadas. Los mercaptanos (tioalcoholes) se encuentran principalmente en las fracciones de gasolina y en parte en las keroseno. Los mercaptanos alifáticos con cadenas ramificadas son algo màs frecuentes que con la cadena recta. Todos los mercaptanos, sobre todo los homólogos inferiores, acusan un fuerte olor desagradable. Esta es la razón de que el etilmercaptano se emplea como agente odorante para gas de servicio domèstico.Los mercaptanos al calentar hasta 300ºC se descomponen con fornaciòn de sulfuros. A temperaturas màs altas se forma un alqueno y el sulfuro de Hidrògeno.

2C4H 9SH→C4H 9SC4+H 2S a 300 ºC

C4H 9SH→C4H 10+H 2S a 500 ºC

En condiciones suaves de oxidación los mercaptanos forman disulfuros:2C3H 7SH→C3H 7SSC3H 7+H 2O en presencia de oxìgeno.Los oxidantes fuertes oxidan los mercaptanos a ácidos sulfònicos

C3H 7CH→C3H 7SO2OH en presencia de HNO3 El grupo Tiol de los mercaptanos tiene débiles propiedades acidas debido a lo cual, se forman mercaptidos con los oxidos de metales pesados y con los Alcalis:

2C3H 7SH+HgO→C3H 7SHgSC3H 7+H 2O

C3H 7SH+NaOH↔C3H 7SNa+H 2O

Cuanto mayor es la masa molecular de los mercaptanos con mayor facilidad se hidrolizan los mercaptidos y es màs difícil eliminarlos con alcalip. La reactividad y la acción corrosiva sobre los metales dependen en gran medida de la estructura del radical de los Mercaptanos.Los sulfuros son sustancias neutras, por eso no pueden extraerse del petróleo usando álcali. Se disuelve bien en acido sulfúrico y forman complejos insolubles en hidrocarburos con alquilos, halogenuros de metales (AlBr3, SnCl4, TiCl4, HgCl2), fluoruro de hidrògeno, fluoruro de boro, etc.Los sulfuros al calentarlos, se descomponen dando lugar a la formación de sulfuros de Hidrògenos y de los correspondientes alquenos.C3H 7S C4H 8→C3H 6+C4H 8+H 2S La conversiòn total de todas las clases de sulfuros es aditiva, lo que permite elegir adecuadamente el régimen de sulfuraciòn.Los compuestos sulfurosos del petróleo se someten con relativa facilidad a hidrogenación, rompiéndose el enlace entre los àtomos de Azufre y Carbono, puesto que la energía de èste enlace es 1.5 veces menor que la de el enlace Carbono-Carbono (C-C).

Compuestos que contienen Nitrògeno

En comparación con los compuestos oxigenados y sulfurosos el contenido en el petróleo de compuestos nitrogenados es mucho menor al igual que otros compuestos heteroatòmicos estos están distribuidos anormalmente por las fracciones y màs de su mitad se concentran en la parte resinoso asfaltenica. En lo que respecta alas propiedades químicas estos compuestos se subdividen en base de nitrógeno que se separan con gran facilidad por medio de acidos del petróleo y en compuestos nitrogenados neutro donde identificar la separación es un problema.Los derivados de los mencionados compuestos nitrogenados (anilina, piridina, quinileina, acridina, fernantridina y fenantridina) se presentan tanto por los alquisustituidos ( metil y etil sustituidos) como por sus homólogos alicíclicos y aromáticos.En algunos crudos incluso en los claros se identifican compuestos en donde la molécula contiene dos atomos de nitrógeno tipo indol y carbazolquinoleina

también se encuentra compuestos cuya molécula contiene justamente àtomos de nitrógeno y azufre ( quinoleínas ) o de nitrógeno y oxigeno ( hidroxipiridina e hidroxiquinoleinas).Los compuestos nitrogenados neutros del petróleo son representados por derivados del pirrol, indol y carbazol asì como por amidas de ácidos. La distribución de los compuestos nitrogenados del petróleo por las fracciones es irregular. Hoy en dìa casi no existen datos sistematizados que se refieren a este problema. Las fracciones no contienen nitrógeno o lo detectan como trazas. La mayor parte de la bases de nitrógeno están concentradas en las fracciones para motores diesel y gasoil.Metales pesados:

Los constituyentes metàlicos son encontrados en todos los crudos, y las concentraciones deben reducirse para convertir el crudo a fluidos de transportación. El efecto de los metales puede incrementar los procesos y causar problemas particulares porque contaminan los catalizadores usados para remover sulfuro y nitrógeno como también en otros procesos, tal como el Rompimiento catalítico (Wojciechowski and Corma, 1986; Peterson and Bell, 1987; Gray, 1994; Speight, 2000). Por lo tanto la aparición de los constituyentes metàlicos en el crudo es considerablemente de gran interés para la industria esperar a que se encuentren cantidades relativamente pequeñas. Incluso cantidades muy pequeñas de Hierro, Cobre y particularmente Niquel y Vanadium en la celda para que el Rompimiento catalítico (Catalytic Cracking) afecte la actividad del catalizador y el resultado sea el aumento del gas y formación de carbón y los campos de gasolina disminuya (Wojciechowski and Corma, 1986; Peterson and Bell, 1987; Gray, 1994; Speight, 1999, 2000). En generadores de poder de altas temperaturas, como las turbinas de gas oil-fired, la presencia de constituyentes metàlicos, particularmente Vanadium, en el combustible puede llegar a quemar los depósitos en los rotores de la turbina, por consiguiente reduciendo las compensaciones e interrumpiendo el balance. Mas particularmente daños por corrosión puede ser muy severos. La ceniza resultante de la combustión de carburantes que contienen sodio y especialmente vanadium reaccionan con revestimientos refractarios del horno para reducir sus puntos de fusión y por ende causar su deterioro.

Por lo tanto, la ceniza residual dejada después de combustionar el crudo es causada por la presencia de estos constituyentes metàlicos, como ocurre en sales inorgánicas solubles en agua (Muchos cloruros y sulfatos de sodio, potasio, magnesio y calcio) En la fase de agua de las emulsiones del crudo. Estas son removidas en operaciones de desalación, como también por evaporización del agua y subsecuentemente lavado de agua o por romper la emulsión, y de tal modo causando que el contenido original de mineral del crudo sea subsecuentemente reducido. Otros metales son solubles en el crudo,

como Organometàlicos, componentes complejos, sopas metàlicas, o en forma de suspensión coloidal, y la ceniza total de la desalación del crudo està en un orden de 0.1 – 100 mg/lt. Los metales son generalmente encontrados solamente en la porción no volátil del crudo (Altgelt and Boduszynski, 1992; Reynolds, 1998). Dos grupos de elementos aparecen en concentraciones significativas en el crudo original asociado con tipos de componentes definidos del pozo. Zinc, titanio, calcio, y magnesio aparecen en forma de sopas organometàlicas con propiedades de superficie activas absorbedoras en interfaces de agua-crudo e interactúan como estabilizadores de la emulsión.Sin embargo, el vanadio, cobre, niquel y parte del hierro encontrado en el crudo parece ser de una clase diferente y son presentados como componentes solubles en el crudo. Estos metales son capaces de totalizar con los componentes de pigmento de pirrol derivado del clorofil y el hemoglobin y son casi seguros de estar presentes en materiales hechos de plantas y animales. Es fácil de asumir que los metales en cuestión son presentados de tal manera terminando en el contenido de ceniza. Evidencia de la presencia de varios otros metales como formas de componentes solubles en crudos han sido producidos, como componentes de zinc, titanio, calcio y magnesio que han sido identificados además del vanadio, niquel, hierro y cobre. La examinaciòn de los análisis de crudos para el hierro, niquel, vanadio y el cobre indican un contenido relativamente alto de vanadio que usualmente excede el del niquel, sin embargo un comportamiento contrario también puede ocurrir. La destilación concentra los constituyentes metàlicos en el residuo (Reynolds, 1998) aunque algunos pueden aparecer en los destilados con mayor punto de burbuja aunque èste último sea causado por arrastre. Sin embargo, hay una evidencia que una porción de constituyentes metàlicos puedan estar en destilador por volatilización de los componentes organometàlicos presentes en el petróleo. De hecho como el porcentaje por encima obtenido por destilación al vacìo de un crudo reducido es incrementando, la cantidad de constituyentes metàlicos en las fracciones mayores es también incrementado. La mayoría del vanadio, niquel, hierro y cobre en las celdas remanentes puede ser precipitado junto con los asfaltenos y los solventes hidrocarburos. Ademàs de remover los asfaltenos con rc-pentano reduce el contenido de vanadio del petróleo en un 95%, con reducciones substanciales en la cantidad de hierro y niquel.

2. Gasolina Ecológica que no contamina!

La gasolina Ecológica, que es mal llamada así, por lo que es una resultante del Etanol, una sustancia proveniente de la caña de Azúcar. Esta gasolina disminuye el impacto de los gases sobre el medio ambiente sustituyendo el tetraetilo de plomo; éste combustible sin componentes oxigenados tiene que ser regulado según las leyes ambientales que rigen al mercado de los

hidrocarburos. Las regulaciones son hechas en los EEUU, éste RBOB, Reformulated blendstock for oxygenate blending, es una mezcla de componentes de gasolina con bajo octanaje a partir de la cual se produce la gasolina Regular o la Premium (ecológica). En éstas reformulaciones se deja de usar el MTBE y TAME, componentes oxigenados empleados hasta el día de hoy. Un ejemplo claro de los pasos que ha tenido éste combustible es el de España hace 5 años atrás. No se podía ver un avance en cuanto a las políticas de los Biocombustibles, que era un retraso con respecto a las ideas del gobierno para fomentar el uso de la energía limpia. Se veía en 2005 que el uso de ésta energía era de tan sólo 0.44% y que quedaban 5 años para que se cumplieran los pactos fijados en Kioto (5.83% de combustible “amigable”) y para que en 2010 se ahorraran 2.2Millones de toneladas de Petróleo. Pero 3 Años más tarde en 2008 España copió el modelo de otros países hermanos en los que se obligaba a las Empresas Petroleras a mezclar biocombustibles con gasolina y diesel. Estas mezclas no afectan los motores, porque el biodiesel y el etanol se obtienen de cultivos de remolacha, trigo, maíz o aceites usados hasta en un 5%. El problema con éstas mezclas es que aún se está emitiendo CO2, sin embargo éste carbono liberado fue el que usaron las plantas para crecer un año antes, por lo que la contribución de éste combustible está en menor medida afectando el cambio climático, como por otra parte el tipo de combustible convencional (no amigable) que libera hacia la atmósfera carbono contenido hace mucho tiempo atrás.

Lo que pasó en España es que se encontraron con leyes que eximían a los carburantes ecológicos de impuestos, suponiendo hasta 1000 millones al año en ganancias, pero las grandes empresas no querían darle rienda suelta a éste nuevo proyecto porque significaba comprarle los insumos y cultivos a otra empresa y las ganancias ya se veían menguadas. Entonces el gobierno se apretó el cinturón y obligó a las empresas a hacerlo: Convirtiendo en ley la mezcla de gasolina y diesel con biocombustible desde un 5% sin etiquetar en las bombas de servicio. Su infracción puede llegar a costar hasta los 30 millones de Euros. Luego de que la ley fuera impuesta, muchos empresarios se quejaron, puesto que están a favor del Biodiese (en España el consumo del diesel triplica la gasolina) pero están en contra del etanol (que reemplazaría la gasolina que ya les sobra).

Y entonces qué es lo malo en todo esto? Pues para dar un ejemplo de la vida real: Al construir una planta de etanol, no se pueden tener sino grandes expectativas. Se tiene que comprar Trigo y Remolacha a agricultores y hasta ahí va todo bien porque el precio de los biocombustibles están arreglando las cuentas. Entonces al año de empezarse a usar el biocarburante puf! El precio de estos cereales ha alcanzado un alza del 20% Lo que hace de la fábrica una idea insostenible y se da la orden de cerrar… Por qué ocurre esto? Los agricultores necesitan saber si van o no a usar sus insumos, para sembrarlos y

alistar el terreno. Estos son perecederos así que si no los quieren pagar para comida, está bien! Dicen ellos, Páguenlos para el biocombustible. Esto hace que el precio de los alimentos se dispare además que se está envenenando el planeta. Los ecologistas apoyaron ésta iniciativa, sin embargo traerá de un modo u otras devastadoras consecuencias al cambio climático puesto que se está liberando una cantidad significativa de carbono a la atmósfera. Además arrasar selva tropical para conseguir aceite de palma en Indonesia, transportarlo en barco quemando carbón hasta España y para luego usarlo (quemándolo) sólo es rentable gracias a las ayudas, pero el balance para el planeta puede ser muy negativo. Aunque esto es en casos extremos. El Ministerio de Medio Ambiente insiste en que son un buen negocio para el planeta. Lo ideal es plantar en una zona específica, fabricar cerca el biocarburante y distribuirlo en la región, para gastar en el proceso poca energía y ahorrar de verdad CO2.

3. Calidad de gasolinas

Gasolina Colombianala calidad de la gasolina, diesel, biodiesel, y el gas natural, tomando en cuenta aspectos tales como el contenido de azufre, la presencia de aromáticos y la emisión de material particulado. Para el caso de diesel, Colombia muestra uno de los contenidos más bajos en azufre con respecto a Latinoamérica, llegando a niveles de 500 ppm para la ciudad de Bogotá. Para el caso de aromáticos en gasolina, Colombia presenta una de las mejores en el mundo en términos de aromáticos, con contenidos de gasolina regular en 20% y en gasolina Premium en 22 %. Por otro lado, la emisión de compuestos azufrados y material particulado no se está reduciendo en la misma proporción que la calidad de los combustibles colombianos, que están siendo mejorados especialmente en parque automotor de trasporte pesado antiguo (mayor de 25 años). A lo largo de las últimas dos décadas, Ecopetrol ha hecho ingentes esfuerzos por mejorar la calidad de los combustibles. En el caso del Diesel desde el año 90, cuando se tenía 5.000 partes por millón (ppm) de contenido de azufre, se fue haciendo una reducción significativa hasta llegar al año 2001, año en el que la historia del Diesel en dividió dos partes debido al inicio de operación del sistema de transporte masivo en Bogotá, que consumía Diesel de bajo azufre o Diesel

extra con un contenido de azufre de 1.200 ppm, cuando el Diesel corriente que se manejaba para todo el territorio nacional tenía un contenido del 3000 ppm de azufre. En este momento, se hizo una reducción del punto final de destilación y se pasó de 380°C a 360°C, lo que hizo que las fracciones pesadas no se incluyeran en la cadena de producción del Diesel.

Desde julio de 2008, se empezó a distribuir en Bogotá diesel con menos de 500 ppm y en el resto del país.

En el caso de las gasolinas (Figura 2), desde el año 90 cuando se produjo la eliminación del plomo, ha habido una mejora sustancial con la reducción de aromáticos. El “Reid Vapor Pressure” o RVP, por su sigla en inglés, es la medición de la tendencia a evaporarse de las fracciones más livianas; de las cuales pasamos de 11.5 a 9 en 1991 (recordemos que en Estados Unidos manejan 8.5 y 11 de RVP, dependiendo de la estacionalidad). En 1993 se pasó de 9 a 8.5%, hasta llegar 8 de RVP en 1997. En el 2005, se reguló una adición de Etanol del 10% y, para el 2010, se tiene proyectada una reducción del contenido de azufre de 900ppm a menos de 300ppm.

Se puede ver cómo Colombia está dentro de los niveles más bajos y ha venidoavanzando en las cifras desde el año 90, pasando de 3.000 ppm a 2.500 ppm en enero de este año y, para Bogotá, a 500ppm. Es importante ver que en los países se ve una diferencia entre las capitales y el resto del país, debido a la concentración de población y también porque allí está concentrado un consumo mayor de combustible. Colombia para el año 2012 va a estar toda en 50ppm de contenido de azufre en el diesel.

Gasolina Venezolana

El proceso de combustión en los motores a gasolina requiere que ésta tenga una composición tal, que garantice su inflamación justo en el momento de máxima compresión de la mezcla gaseosa en el pistón. Dicho proceso se inicia mediante una chispa producida por la bujía. Si la inflamación del combustible se manifiesta a destiempo, ocurre lo que se conoce como "golpeteo" o "pistoneo". Esto trae como consecuencia la pérdida de potencia del motor así como una merma en la calidad de la combustión de la gasolina, lo cual a su vez incrementa la emisión de sustancias contaminantes al medio ambiente. La propiedad de las gasolinas relacionada con este fenómeno se conoce como

"octanaje". Este término deriva de una escala en la cual la capacidad de combustión (relación presión/inflamabilidad) de los hidrocarburos, asigna el valor de 100 al iso-octano, un componente de la gasolina.Caracterización de las gasolinas

En vista de las numerosas denuncias públicas relacionadas con la calidad de las gasolinas presuntamente importadas por PDVSA recientemente, el Laboratorio de Desechos Tóxicos de la USB decidió contribuir con el Estado (lo cual ha venido haciendo desde hace varios años), caracterizando muestras de gasolina sin plomo.Fueron caracterizadas 2 muestras de gasolina sin plomo. Una de ellas corresponde a gasolina sin plomo nacional, la cual fue obtenida del tanque de un Corolla 2000 que se encuentra estacionado desde noviembre del 2002. La segunda muestra corresponde a gasolina presuntamente importada y fue obtenida directamente en la Estación de Servicio de Tazón (primera estación antes de la subida) el domingo 2 de febrero.

Debido al equipamiento del LDT, solo se realizó una caracterización parcial de la gasolina. El análisis consistió en un barrido cromatográfico con detección de masas, mediante el cual se pueden identificar sin lugar a dudas los componentes de las sustancias analizadas. La cuantificación exhaustiva de los componentes requiere del uso de estándares de los cuales no se dispone. Sin embargo es posible comparar cuantitativamente el contenido de componentes comunes en ambas gasolinas.

Los resultados obtenidos se resumen a continuación:

El contenido de benceno, regulado internacionalmente en 1%, se encuentra por debajo de este valor en ambas gasolinas.

La gasolina nacional contiene TAME como mejorador de octanaje. La gasolina importada no contiene ningún oxigenado. El octanaje es regulado incrementando el contenido de componentes aromáticos (xilenos, etil-benceno).

La gasolina importada contiene ciclopentadieno y derivados en concentraciones porcentuales de alrededor de 2 dígitos. Este compuesto es reconocido como responsable de la formación de gomas en carburadores e inyectores. Además, se conoce que su combustión es difícil, por lo cual produce emisiones que contienen productos de combustión incompleta.

Puede concluirse que la gasolina importada es de inferior calidad a la producida nacionalmente. Además es evidente el daño que a mediano plazo se

producirá sobre inyectores y carburadores debido a la formación de polímeros o gomas.

Por último, la utilización de estas gasolinas en vehículos sin convertidor catalítico produce mayores emisiones y genera condiciones para que se incrementen las concentraciones de gases contaminantes en la atmósfera urbana. Lo mismo ocurre en vehículos aún con convertidor catalitico, si éste ha sido inactivado por el uso indiscriminado de gasolina con plomo.

Esta información es suficiente para que las autoridades competentes (Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales) inicien una investigación en el marco de las regulaciones de calidad del aire y de las emisiones de fuentes móviles.

Gasolina Ecuatoriana

En Ecuador y la empresa Petroecuador se producen dos tipos de gasolinas: Extra y Súper de 80 y 89 octanos respectivamente;y tres tipos de diesel: Diesel Premium con un máximo de 500 partículas por millón (ppm) de contenido de azufre, Diesel 2 con un máximo de 7000 ppm de azufre. El primero está destinado solo para el Distrito Metropolitano de Quito y Cuenca, por requerimiento de los Municipios que lo han conseguido a través de Ordenanzas Municipales y publicadas en Registro oficial y el segundo para el resto del País y el tercero, el Diesel 1 de uso restringido para las industrias que lo requieren con un máximo de 3000 ppm de azufre. Los tres tipos de diesel cumplen estrictamente las normas de calidad establecidas por el INEN.

Para distribuir este tipo de combustibles, Petroecuador debe importar grandes cantidades de naftas de alto octano y diesel con bajo contenido de azufre. Petroindustrial con la Refinería de Esmeraldas y la unidad de CCR (Reformación Catalítica) produce un combustible de elevado octanaje, pero con un alto contenido de aromáticos.   

La norma INEN 935 para gasolinas establece un máximo de contenido de aromáticos, que requiere ser modificada de acuerdo a los parámetros de sus similares internacionales, así se conseguiría un mejor provecho de la capacidad de la Unidad CCR de la Refinería de Esmeraldas.  

Está demostrado que en la ciudad de Quito, los parámetros en base a los cuales se controlan las emisiones de gases han bajado a niveles permitidos, pero una buena parte de esas emisiones corresponden a las industrias mas no al parque automotor.

El mejoramiento de la calidad de combustibles está sujeto a la decisión política de las autoridades hidrocarburíferas y la responsabilidad en el cumplimiento de proyectos como la construcción de la nueva Refinería del Pacífico o el cambio de procesos de producción en las otras refinerías, los mismos que requieren necesariamente de recursos adicionales para su ejecución.

 No obstante, esta inversión causaría un positivo impacto ambiental, beneficios para la salud y además la posibilidad de introducir tecnologías modernas con mejor desempeño ambiental y alta eficiencia energética.

 Como otra medida para precautelar la calidad de los combustibles comercializados en nuestro país y pese a que el control no está a cargo de Petroecuador, se busca la forma de vigilar que los combustibles importados no contengan organometálicos como el MMT y que se sometan a pruebas de laboratorio para determinar si están o no aditivados con manganeso, elemento que estabiliza y regula el octanaje de las gasolinas y que se lo asocia con el aumento de las enfermedades bronquiales y asmáticas especialmente en los niños.

Es necesario indicar que Petrocomercial no aditiva sus combustibles desde 1998 cuando dejó de usar Plomo. Además, se autoriza que salgan a la venta únicamente los combustibles que cumplen con todos los parámetros y especificaciones que la norma INEN correspondiente exige, luego de salido el producto del Terminal la responsabilidad sobre la calidad de los combustibles se transfiere a las instituciones que realizan los controles del caso.

4. Teoría inorgánica del petróleo

Según los trabajos de Mendeleiev y Moissan se explica que en el momento de la formación de la corteza terrestre, el carbono se combinó con los metales y formó carburos metálicos que quedaron aprisionados en el corazón de la tierra a elevadísimas temperaturas, el agua de lluvia entró en contacto con éstos carburos formando el metano y con él los demás hidrocarburos.

La hipótesis del origen inorgánico del petróleo sostiene que el petróleo natural se forma a partir del metano en las condiciones termodinámicas del manto superior. La ubicuidad de los hidrocarburos en el sistema solar se toma como evidencia de que puede que haya mucho más petróleo en la Tierra de lo que se piensa y ese petróleo puede tener origen en la emigración de los fluidos carboníferos hacia regiones superiores del manto.

Varias teorías abiogenéticas fueron propuestas en el siglo XIX, muy notablemente por el químico ruso Dimitri Mendeleiev y el químico francés

Marcellin Berthelot. Esas hipótesis perdieron terreno ante la visión dominante del petróleo como combustible fósil. La hipótesis sobre el origen orgánico del petróleo fue propuesta inicialmente por el erudito ruso Mijaíl Lomonósov.

Las hipótesis abiogenéticas resurgieron a mitad del siglo veinte por el trabajo de científicos rusos y ucranianos. En Occidente cobró relevancia por la publicación en 1999 de La profunda biosfera caliente de Thomas Gold, a quien se acusa de haber copiado parte de la teoría ruso-ucraniana, muy desconocida fuera de las zonas rusohablantes, sin citarla. La versión de Gold de la hipótesis incorpora la existencia de una biosfera compuesta de bacterias termófilas en la corteza terrestre, lo que podría explicar la existencia de ciertos biomarcadores en el petróleo extraído.

Aunque la teoría abiogenética del petróleo es aceptada por ciertos geólogos, principalmente rusos, la gran mayoría de los geólogos petroleros consideran la teoría biogénica de la formación del petróleo como científicamente probada. Aunque exista evidencia de la creación no orgánica del metano y gases hidrocarburos simples en la Tierra (aunque no se ha dado ninguna posible explicación para la formación de hidrocarburos complejos, constituyentes del petróleo, de forma inorgánica), no son producidos en cantidades comercialmente significativas, así que esencialmente todos los hidrocarburos que son extraídos para su uso como combustible o materia prima son de origen orgánico. No hay evidencia directa que permita fechar el petróleo inorgánico crudo líquido y los compuestos hidrocarburos de cadenas largas formados inorgánicamente al interior de la corteza, predicción esencial para corroborar la teoría abiogenética.

El origen inorgánico del petróleo (hidrocarburos combustibles líquidos) ha sido revisado en detalle por Glasby, quien levanta varias objeciones a la teoría[1] en base a la evidencia actual; si bien aclara que en el momento de su formulación (mediados del siglo XX) las críticas a la teoría del origen orgánico eran competentes por la falta de evidencia concluyente.

Fundamentos de la hipótesis

En el interior del manto, el carbono puede existir como moléculas de hidrocarburo, principalmente metano y carbono en estado elemental, dióxido de carbono y carbonatos. La hipótesis abiótica sugiere que una gran cantidad de hidrocarburos hallados en el petróleo pueden ser generados por procesos abiogénicos. Estos hidrocarburos pueden emigrar fuera del manto hacia la corteza terrestre hasta escapar a la superficie o permanecer atrapados por estratos impermeables, formando yacimientos de petróleo.

Las teorías abiogénicas rechazan la suposición de que ciertas moléculas encontradas dentro del petróleo, conocidas como biomarcadores, son indicativas del origen biológico del petróleo. En cambio, argumentan que algunas de estas moléculas pueden provenir de microbios que el petróleo encuentra en su emigración hacia la superficie a través de la corteza, que otras se encuentran en meteoritos (que presumiblemente nunca han tenido contacto con materia viviente) y que otras pueden ser engendradas por reacciones posibles en el petróleo inorgánico.

OCTANAJE

Es la medida de la tendencia de la gasolina a la detonación (sonido metálico que percibimos acompañado de recalentamiento, pérdida de potencia). Nos sirve el octanaje para clasificar las gasolinas. Para medirlo se usa un motor de dimensiones especificadas, monocilíndrico, en el que se puede variar su relación de compresión. La escala empleada para la medida del octanaje es totalmente arbitraria pero con dos puntos de referencia:

Comportamiento del hepteno: índice 0Comportamiento del iso-octano: índice 100

El nº de octano es el porcentaje de iso-octano en una mezcla de heptano e iso-octano que presenta las mismas características detonantes que el combustible que estemos ensayando. Existen dos procedimiento para medir el índice octano:

Método Motor D-2700: Se mide el comportamiento de un motor a ‘gran’ velocidadMétodo Research D-2699: Se mide el comportamiento de un motor a baja velocidad

Para las gasolinas de automoción hay tres números de octano:

NOM: Número de octano MOTORNOR: Número de octano RESEARCHRON (RDON): Número de octano en carreteraComo son todas escalas arbitrarias no coinciden los valores entre ellas. Sin embargo, existen relaciones entre las distintas escalas. Se han definido las siguientes magnitudes:

Sensibilidad: S=NOM-NORDeprecación en carreterea: D=RDON-NOR

Variación del número de octano:Los hidrocarburos de cadena ramificada y corta van a tener NOR y NOM muy altos, tanto si son saturados como su presentan dobles enlaces en las moléculas.

Los hidrocaburos aromáticos (cíclicos) también presentan NOR y NOM altosLos hidrocarburos lineales tienen NOR y NOM bajosLas cicloparafina y naftnénicos (CH2)N, tienen el número de octano NOR y NOM en una escala intermedia. Hay que decir que el número de octano no está en proporción con el funcionamiento del motor. El número de octano que va a presentar una gasolina dependerá de la naturaleza y del tipo de cadena que tengan los hidrocarburos. Conviene hidrocarburos con cadenas ramificadas, porque dan mejor número de octano.

Hay una serie de aditivos que nos permiten mejorar el índice de octano de una gasolina, ya que el octano inicial de la curva de destilaciñon no es normalmente suficiente. Los primeros productos ensayados para adicionar a la gasolina fueron el tetraetilo de plomo, el problema está en los residuos que provoca. Se buscaron sustitutos como el plomo tetrametilo. Pero la tendencia actual está en sustituir estos compuestos de plomo por compuesto oxigenados:Alcoholes: etanol, metanol Metil: metanol MTBE ETBE TAME DIPESe suele usar varios detonantes a la vez para consiguir las mismas propiedades que se conseguían con el plomo; sin embargo, por ahora el rendimiento no ha llegado a se tan bueno como de los compuestos derivados del plomo.

Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API

Crudo medio o mediano: tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.

Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.

Crudo extrapesado: gravedades API menores a 10 °API.

PETROLEO WTI

El petróleo WTI (West Texas Intermidiate o Texas Light Sweet) es un petróleo que

contiene el promedio de características del petróleo extraído en campos

occidentales de Texas (USA). Debido a su poco contenido de azufre, es catalogado

como petróleo dulce y en relación al su densidad, el petróleo WTI es catalogado

como liviano. (39.6º de gravedad API y 0.24% de contenido sulfuroso). Esto lo hace

del WTI un petróleo de alta calidad e ideal para la producción de naftas. El precio

del petróleo WTI es utilizado como referencia principalmente en el mercado

norteamericano (Nueva York).

El precio del petróleo WTI es mayor al precio del Brent porque su procesamiento es

mas barato debido a su menor contenido de azufre y su menor densidad, aunque

puede ocurrir que su precio disminuya en relación a aquel debido a otros factores,

por ejemplo, durante algunos días del año 2007 su precio disminuyó por debajo del

precio del Brent por cuestiones estacionales y de refinamiento.

Mas liviano, menos viscoso, menos denso que el de Dubai, Brent

WTI Hoy: 93,96 US

Abril negro en el Golfo de México

Hoy se cumple un año del mayor derrame de crudo de la historia, ocurrido en las cálidas y

profundas aguas del Golfo de México, a unos 65 kilómetros al Sureste de las costas de

Luisiana (Estados Unidos). El 20 de abril de 2010 una gran explosión en la plataforma

“Deepwater Horizon” propiedad de la empresa suiza Transocean y operada por la petrolera

BP, ocasionó la muerte de once trabajadores y el vertido al mar de millones de litros de

crudo. A consecuencia de la explosión la plataforma se hundió dos días más tarde, el 22 de

abril, hasta los 1.500 m de profundidad, nivel al que posteriormente se localizarían los restos.

Se estima que la fuga de crudo fue de entre 700 y 780 millones de litros, según las diferentes fuentes, es decir, unos 8,9 millones de litros al día hasta septiembre de 2010. El vertido afectó seriamente el litoral de cuatro estados, Luisiana, Mississipi, Florida y Alabama, con un total de 944 km de litoral dañados ambiental, social y económicamente.

Como consecuencia del accidente, la flora y la fauna litoral y marina sufrieron daños muy

serios: la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EEUU (NOAA) registró en las

costas del Golfo de México 515 tortugas entre el 30 de abril y el 12 de julio, el 90% de las

cuales estaban muertas. La mayor parte de los 63 delfines varados en la zona también se

encontraron muertos. Otras especies se vieron igualmente afectadas: aves acuáticas, reptiles,

mamíferos, así como especies vegetales de muy diversa naturaleza.

Teniendo en cuenta que la tercera parte de la pesca, el 30% de la producción de petróleo y el

13% de la producción de gas de los EEUU proviene del Golfo de México, se puede decir que

el accidente del “Deepwater Horizon” representó una catástrofe nacional y el peor desastre

natural que ha sufrido nunca el país. Una comisión de investigación del Gobierno de los

EEUU culpó del accidente a BP, Transocean y Halliburton, contratista de la petrolera que

se encontraba trabajando en el pozo siniestrado en el momento del accidente. A pesar de la

magnitud del suceso, la condena en firme del gobierno federal y a pesar de la pérdida de once

vidas humanas, la empresa propietaria de la plataforma siniestrada declaró 2010 como el

mejor año en seguridad de su historia[1]. Como consecuencia de este anuncio, la empresa

decidió subir el sueldo de sus ejecutivos por “objetivos cumplidos” y aumentar el valor de sus

acciones. En total, la cúpula de la empresa se repartió unos 4 millones de euros para premiar

su rendimiento individual.

Medidas tomadas para detener el derrame y para contener la extensión del crudo

De acuerdo con las informaciones publicadas en diferentes medios en relación a las medidas

tomadas para detener el derrame y evitar la dispersión del crudo en el mar, éstas se

enfocaron en dos líneas de actuación simultáneas. La primera, la contención de la fuga de

crudo del pozo siniestrado. La segunda, la dilución de los millones de litros vertidos al

mar con sustancias químicas.

En el momento más álgido de la tragedia, había 47.000 personas, 7.000 barcos y 120 aviones

movilizados en tareas de recuperación y contención, además de la implicación de agencias

federales, estatales y locales. Esta masiva respuesta por parte de la ciudadanía y las

diferentes administraciones evitó que el siniestro tuviera consecuencias aún más letales y que

sus efectos a largo plazo fueran menores.

En cuanto a la contención de la fuga, los técnicos de BP trabajaron día y noche para cerrar el

pozo accidentado mediante un submarino con brazos robotizados a unos 1500 m de

profundidad. Paralelamente, se instaló una inmensa cúpula metálica para evitar que el crudo

pasara a aguas abiertas.

En relación a las medidas para evitar la extensión de la mancha de petróleo, se utilizaron

barcos arrastreros para contener el crudo, barreras flotantes absorbentes y, al mismo tiempo,

disolventes químicos (Corexit 9500) en la cabecera del pozo. Estos disolventes consiguieron,

según un informe realizado por la National Oceanic and Atmospheric Atministration (NOAA),

dispersar el crudo en pequeñas gotas que quedarían unidas a la pluma de dispersión.

Medidas de ayuda a los damnificados y de recuperación de la Costa del Golfo

Como medida de seguimiento y prevención para futuras catástrofes, pocos meses después

del desastre el presidente Obama impulsó la creación del Grupo de Trabajo para la

Restauración del Ecosistema de la Costa del Golfo (The Gulf Coast Ecosystem Restoration

Task Force) el 5 de Octubre de 2010 como resultado de las recomendaciones incluidas en el

informe Mabus.

BP se comprometió a invertir 20.000 millones de dólares en un fondo de compensación de daños para particulares, empresas y demandas del propio gobierno. Este fondo fue gestionado a través del Gulf Coast Claim Facility y, adicionalmente, el Mando de Incidentes Nacional (NIC) creó el Equipo de Soluciones Integradas (IST) para coordinar y apoyar a los particulares y pequeñas empresas afectadas por el vertido. A fecha de hoy se han pagado 4.000 millones de dólares, aunque más de 100.000 peticiones de afectados continúan sin ser procesadas, y más de 800.000 peticiones han sido denegadas.

Decenas de agencias gubernamentales y organizaciones sin ánimo de lucro se han volcado

durante este año para dar apoyo a las operaciones de respuesta del derrame, así como los

servicios sanitarios y humanitarios de la Costa del Golfo.

El informe Mabus recomienda que se materialice un plan para la recuperación de la Costa del

Golfo a largo plazo. Este plan incluiría cinco grandes áreas:

- Propone que el Congreso dedique las sanciones económicas derivadas de la Ley de Agua

Limpia (Clean Water Act) a la recuperación de la Costa del Golfo;

- La recuperación de los ecosistemas a largo plazo;

- La recuperación de los servicios humanos y de salud;

- La recuperación económica;

- La recuperación del sector de las organizaciones no lucrativas.

Estado ambiental de la zona afectada un año después

A un año del accidente el estado del medio ambiente de las costas afectadas, de las aguas

marinas y de la fauna aún está lejos de ser el mismo que antes del derrame. Sin embargo, en

febrero de 2011 el Operational Science Advisory Team (Equipo Asesor Científico de

Operaciones) y el Gulf Coast Incident Management Team (Equipo de Gestión de Incidentes de

la Costa del Golfo) creados para la monitorización y evaluación del estado del medio y de la

evolución del derrame a lo largo del tiempo, elaboraron un informe de conclusiones[2] sobre la

idoneidad de seguir adelante con las tareas de restauración o bien dejar el petróleo restante

(en diferentes formas) en el medio, un año después de la accidente.

Las conclusiones del informe apuntan que los efectos ambientales del petróleo residual,

una vez llevadas a cabo las tareas de limpieza son relativamente menores. Además, el

informe indica que, de continuar las tareas de limpieza, los efectos a los hábitats y sus

recursos asociados serían aún más negativos que dejar las cosas como están, en el sentido

de que habría que echar cada vez más recursos para reducir cada vez cantidades más

pequeñas de crudo, con los consecuentes efectos sobre el medio (excavadoras, residuos,

consumo de energía…). En particular, los principales hallazgos científicos indican que:

- Los Compuestos Aromáticos Policíclicos (PAHs) se han reducido entre un 86 y un 98% en

las muestras recogidas con petróleo degradado;

- El riesgo de lixiviación del petróleo situado en la zona costera de la playa (denominada

supratidal) es mínimo, debido a los efectos combinados de la meteorización, biodegradación y

la disposición del petróleo subterráneo;

- En la mayoría de localidades, los modelos muestran que las concentraciones de crudo en la

zona supratidal se verán reducidas en un 20% respecto al nivel actual en los próximos 5 años;

- El potencial previsto de contraer efectos nocivos para la salud, tanto cancerígenos como no,

procedentes de exposiciones cortas y largas, está por debajo del promedio de los EEUU

según la Agencia de Protección Ambiental de los EEUU (USEPA);

- Las rutas potenciales de exposición que pueden aumentar el riesgo sobre la vida natural son

dos:

la ingestión de bolas [de crudo] residuales de pequeña superficie (SSRB) para adultos

el contacto entre el petróleo enterrado y los nidos de tortuga“]

Pese a lo que concluye este informe, basado en numerosos muestreos y evidencias de

campo, el científico marino Enrique Pardo de la organización Oceana, la mayor ONG

protectora del mar, señaló que “aunque fuéramos al Golfo de México y no encontráramos

ninguna mancha de aceite, no quiere decir que los efectos del vertido hayan terminado (…).

Desde el momento del vertido se han utilizado dispersantes y disolventes sobre el mismo

crudo, eso lo que provoca es que visualmente desaparezca la mancha, pero podría ser que

haya altos indicios de contaminación disuelta[3]“.La prensa de EEUU ha publicado que los residentes de la Isla Grand Terre (Luisiana) declaran

que el petróleo aún es arrastrado a las playas después de las tormentas. En Missouri,

activistas para la defensa de las tortugas han descubierto 19 ejemplares muertos sólo en el

mes de abril de este año[4] (87 en toda la costa del Golfo afectada desde el mes de marzo). Y

el desastre se repite en otras localidades debido a los restos de petróleo degradado y las

“bolas” de crudo que aún persisten en el ambiente. Según la organización Ocean Sentry,

también se han encontrado delfines muertos con manchas de crudo todavía un año después

del suceso[5].Según la NOAA, un año después del suceso, aún quedan 66 millas de costa muy o

parcialmente afectadas. Según declaraciones del gestor del fondo de compensación de

20.000 millones de dólares, Kenneth Feinberg, las consecuencias del vertido estarán del todo

disipadas en 2012, y la economía local repuntará entonces[6].

Medidas propuestas para evitar nuevos accidentes

Según un informe de un panel intergubernamental nombrado por la Casa Blanca, “muchas de

las decisiones que tomaron BP, Halliburton y Transocean y que elevaron el riesgo de una

explosión del pozo, claramente ahorraron a estas compañías tiempo y dinero”[7].Parecía claro, pues, que hubo una responsabilidad directa de estas compañías en el suceso,

pero no sólo eso, sino que “en ausencia de reformas significativas en las prácticas de la

industria petrolera, el incidente puede fácilmente repetirse“[8].Así, y en el marco de la Clean Water Act, en julio de 2010, las compañías Exxon Mobil, Shell,

ConocoPhillips y Chevron anunciaron la creación de la Marine Well containment Company

(Compañía de Contención de Pozos Marinos) y la inversión de 1.000 millones de Dólares para

el desarrollo de un sistema para detener posibles derrames de crudo en el Golfo de

México. BP anunció su ingreso en septiembre del mismo año[9].El responsable del World Watch Institute en España, José Santamarta, señala que las

medidas que se deberían tomar para eliminar el riesgo de vertido de hidrocarburos en el futuro

pasan por[10]:- Cambiar el modelo energético: reducir la dependencia del petróleo mediante la eficiencia,

el ahorro y el aumento de las energías renovables. Seguir el principio de “quien contamina,

paga” para que sean aplicados los costes reales del petróleo. De esta manera perdería

competitividad y se apostaría por estas otras medidas.

- Acelerar la introducción de los vehículos eléctricos: en una o dos décadas, con la ayuda

necesaria, se podrían electrificar el transporte por carretera con electricidad de origen eólico.

- Regular de manera más estricta el tráfico de los superpetroleros, la extracción marina

de crudo, alejar los corredores marítimos de las zonas sensibles y exigir pólizas de seguro que

cubran todos los riesgos. Suprimir las banderas de conveniencia y el sistema de fletaje, ya que

promueven la inseguridad y los barcos en mal estado.

Pero más allá de este fondo de restitución de daños, de aplicación en caso de nuevos

derrames, y medidas políticas de largo recorrido como las propuestas por Santamarta, no

parece que hayan surgido nuevas iniciativas para evitar que accidentes como el de la

Deepwater Horizon vuelvan a tener lugar.

El pasado día 20 de abril se producía la catástrofe en el Golfo de México: la plataforma

petrolíferaDeepwater Horizon, propiedad de BP, se incendió primero y hundió después hasta

unos 1.525 metros de profundidad, dando lugar a una enorme fuga por la que desde el

mentado día no han parado de salir ingentes cantidades de petróleo.

Estamos ante un desastre ecológico de grandes proporciones, por mucha justificación que

algunos quieran buscar. Pero realmente, ¿cual es la magnitud de este desastre? Pues a

esa pregunta voy a intentar dar respuesta con este post, así que ahí van diversos datos, cifras

e informaciones varias relacionadas con esta última barbaridad provocada por el hombre.

La catástrofe en númerosUna de las mejores maneras de tomar conciencia sobre el tamaño “de lo que sea” es hablar

de ello en números, así que por ahí voy a empezar.

La cantidad de petróleo que se está vertiendo al océano es equivalente a 3,5 barriles de

crudo por minuto

Esto supera por 5 las primeras estimaciones

Según los cálculos, se han vertido entre 8 y 9 millones de litros de petróleo en las aguas

profundas del Golfo de México desde el pasado día 20

69 barcos están participando actualmente en las operaciones de limpieza

Se han desplegado casi 50 kilómetros de barreras flotantes para contener el vertido de

la superficie

Hay almacenados otros 140 kilómetros más de estas barreras

Y se han pedido otros 156 kilómetros

El derrame es casi del tamaño de la isla de Jamaica

Si en 50 días no se consigue frenar la fuga, la cantidad de petróleo vertido igualará al del

Exxon Valdez (30.000 toneladas derramadas) y en cuatro meses al del Prestige (70.000

toneladas)

¿Opciones para atajar el problema?Se barajaron varias, algunas ya se han intentado con resultados poco satisfactorios, otras

están funcionando aunque solamente son parches y “las definitivas” tienen pocas

probabilidades de triunfar. De manera resumida:

Se han colocado barreras en la superficie para contener el vertido que llega a la

superficie, pero hay que estar realizando constantemente labores de mantenimiento y

solamente son un pequeño parche al problema.

Hay varios barcos en la superficie succionando el petróleo, pero al igual que en el caso

anterior estos están a merced de la climatología y por lo que explicaba arriba, mucho

crudo se está quedando en el fondo.

BP envió nueve robots hasta el fondo para activar el sistema de seguridad que frenaría

parte del escape. No funcionó.

Una de las soluciones definitivas de las que se hablan consiste en realizar un “pozo de

alivio”, es decir crear un pozo alternativo a través del que inyectarían un líquido más

pesado que el petróleo que haría las veces de tapón. El problema es que se tardarían

unos tres meses en realizarlo.

La otra solución definitiva que ya se ha puesto en marcha consiste en tapar las fugas

principales (tres) con unas campanas conectadas a un barco mediante tuberías que

extraerían el petróleo. El problema en esta ocasión es que nunca se ha realizado una

maniobra de este tipo en aguas tan profundas.

Va de dineroEn la época que vivimos, nos guste o no, el dinero manda y debido a esto todos utilizamos

como baremo las pérdidas económicas para calcular el impacto de cualquier cosa, también de

desastres naturales, así que no podía dejar de mostrar algo de esto también.

Se calcula que BP está gastando aproximadamente unos 6 millones de dólares diarios

en las labores de limpieza.

Realizar el “pozo de alivio”, lo que si no sale bien el tema de las campanas habrá que

hacer, saldría por 100 millones de dólares.

En total los gastos de labores de limpieza ascenderían según estimaciones a 200

millones de dólares.

Reemplazar la plataforma ahora hundida saldrá por 700 millones de dólares.

Y hasta aquí este breve repaso de la situación. Antes de terminar dejar claro que varias de las

cifras que aparecen por aquí son estimativas además de que cambian constantemente

(obviamente). Por otro ladonos queda saber lo más importante, el impacto

medioambiental real que tendrá esta catástrofe, pero mucho me temo que eso no lo

sabremos hasta dentro de mucho, y eso con suerte. Ahora solamente espero que se consiga

frenar el problema cuanto antes para comenzar con las tareas de recuperación, y que este

pequeño texto sirva para que nos demos cuenta realmente de ante lo que estamos, no es

ninguna broma.