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Propiedades fisicoquimicas globales de los crudos de
petroleo ligadas al transporte, almacenamiento y al precio.
1) Densidad de los crudos de petróleo
El conocimiento de la densidad tiene un importante valor comercial ya que la
cotización de los crudos depende en parte de esta propiedad. La densidad se
expresa frecuentemente en grados API.
En una misma región geográfica, la densidad del crudo varía de un
yacimiento a otro. En arabia saudita, por ejemplo, el crudo del campo de
Gwawar tiene una densidad estándar media del orden de 0.850 (34°API)
mientras que la densidad del crudo de Safaniyah, alcanza a 0.893 (27° API).
En un mismo campo se observan también variaciones de densidad de un
pozo a otro. Por ejemplo, 0.848 (38.4° API) y 0.861 (32.8° API) en el campo
de Ghawar.
La densidad de los crudos se mueven generalmente entre 0.800 y 1.000, aun
se han observado crudos con densidades que se sitúan fuera de este
intervalo, 0.787 (48.2° API) para los crudos de Barrow South, Alaska,
Estados Unidos, Santa Rosa y Venezuela, y 1.028 (6° API), para el crudo de
Bradley Canyon, California y Estados Unidos.
Generalmente, se clasifican los crudos de petróleo en función de la densidad
en 4 grandes categorías:
Los crudos ligeros tienen una densidad menor a 0.825, los crudos medios
tienen una densidad entre 8.825 a 0.875, los crudos pesados tienen una
densidad de 0.875 a 1.000 y los crudos superpesados tienen una densidad
mayor a 1.000.
Tabla. Densidades de algunos crudos de petróleo.
2) Punto de congelación de los crudos de petróleo
Cuando un crudo estas expuesto al frio no se observa, como para un
producto puro, un paso neto del estado líquido al estado sólido. Primero
aparece un aumento más o menos importante de la viscosidad, después, si
el descenso de temperatura es suficiente deja de ser fluido y se aproxima al
estado sólido espesándose. Esto es debido a que los crudos de petróleo son
mezclas complejas con una mayoría de componentes generalmente no
cristalizable: su paso al estado sólido no se hace a temperatura constante
sino en un intervalo de temperatura cuyos límites son función de los
tratamientos anteriores a los que los crudos se han sometido. Cuando el
crudo es precalentado a 45-65°C disminuye la temperatura del punto de
congelación ya que el crudo contiene gérmenes de cristales de parafinas y
estos quedan destruidos durante el precalentamiento. Si el crudo se
precalienta a una temperatura más elevada (100°C aproximadamente) se
observa un aumento del punto de congelación debido a la evaporación de
hidrocarburos ligeros, es decir, a su mayor densidad.
Se mide el punto de congelación de los crudos para dar una indicación
aproximada sobre sus posibilidades de bombeo. De hecho. La agitación del
fluido provocado por el bombeo puede impedir, retardar o destruir la
formación de cristales de parafinas, otorgándoles por tanto a los crudos una
cierta fluidez por debajo de la temperatura de congelación medida. Los
puntos de congelación de los crudos de petróleo se colocan generalmente en
un intervalo comprendido entre -60°C y +30°C.
Tabla. Puntos de congelación de algunos crudos
3) Viscosidad de los crudos de petróleo
La medida de la viscosidad de los crudos a diferentes temperaturas es
importante especialmente para los cálculos de las pérdidas de carga en los
oleoductos, tuberías y conducciones de la refinería, así como para las
especificaciones de bombas e intercambiadores.
La variación de la viscosidad en función de la temperatura no es la misma
para todos los crudos.
La viscosidad de un crudo parafinico aumenta rápidamente si la
temperatura baja; en cambio, para los crudos naftenicos o mixtos el aumento
de la viscosidad es más progresivo.
Se determina la viscosidad por la medida del tiempo de paso por un tubo
capilar de longitud dada, a una temperatura bien determinada; esta
viscosidad cinemática es expresada en mm2
s.
Tabla. Viscosidad de algunos crudos a 20°C
4) Presión de vapor y punto de inflamación de los crudos de petróleo.
La medida de presión de vapor y el punto de inflamación de los crudos
permite estimar el contenido en hidrocarburos ligeros.
La presión de vapor de un crudo, a la salida del pozo, puede alcanzar
20 bar. Si se debería almacenar y expedir en estas situaciones sería
preciso utilizar depósitos de gran espesor y espesor y peso. Por ello, se
lleva esta presión de vapor a valores más bajos (<1 bar) separando los
constituyentes de alta presión de vapor por medio de una serie de
expansiones, en aparatos llamados separadores, que son de hecho
simple depósitos que permiten la separaciones de las dos fases, liquida y
vapor, formadas a consecuencia de esas expansiones. Los diferente
constituyentes se reparten entre dichas dos fases de acuerdo con las
leyes de equilibrio.
Existen normas de seguridad que reglamentan el trasiego y
almacenamiento de crudos y productos petrolíferos en función de su punto
de inflamación, que está directamente ligados a la presión de vapor.
Se admite generalmente que los crudos de petróleo con una presión de
vapor superior a 0.2 bar a 37.8°C tienen una punto de inflamación inferior a
20°C.
Tabla. Presión de vapor y punto de inflamación de algunos crudos.
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