61074861 curso petroleo 2011 julio
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INTRODUCCION AL PETROLEO Y
LA PETROQUIMICA
2011
UNIVERSIDAD DE GUAYAQUIL
FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA
I. Origen del petróleo
La argumentación de la teoría orgánica del origen del petróleo puede ser geológica y
geoquímica.
Argumentación geológica.-
1. Muchos yacimientos de petróleo en el globo terráqueo coinciden con los depósitos
sedimentarios. Las rocas sedimentarias no sólo sirven de deposito para el petróleo,
sino también son el medio en que se operaba el proceso de formación del petróleo.
2. Existe una relación explicita y directa entre los procesos de formación del petróleo y
del carbón y los de acumulación de betunes y de sustancia orgánica dispersa.
3. El petroleo y los asfaltos relacionados genéticamente con éste tienen una
composición parecida con otros combustibles fósiles de origen orgánico: Carbones y
esquistos.
4. Los procesos de formación del petróleo transcurrían en todas las épocas geológicas.
Los yacimientos de petróleo se encuentran tanto en rocas de mas de 500 millones
de años, como en depósitos jóvenes, de 20 a 30 millones de años.
Argumentación geoquímica
1. En el petróleo se han descubierto sustancias óptimamente activas de origen
biogénico. Las mismas sustancias se han hallado en rocas sedimentarias betunoides
(Se denomina betunoide la fracción extraída por el cloroformo y otros disolventes
orgánicos a partir de la sustancia orgánica dispersa de las rocas sedimentarias) con
que el petróleo está vinculado genéticamente.
2. En la composición del petróleo existen también compuestos cuya procedencia es
indiscutiblemente biogénica. Estos compuestos se llaman marcadores biológicos o
biofósiles. A éstos pertenecen alcanos (parafinas) de estructura normal,
hidrocarburos isoprenoides. Compuestos idénticos se han hallado también en la
composición de los betunoides de la sustancia orgánica dispersa de las rocas
sedimentarias.
3. Además de los compuestos mencionados anteriormente, se ha estudiado la
composición en hidrocarburos individual y por grupos de los betunoides de la
sustancia orgánica dispersa y de los petróleos. Empleando los métodos de
cromatografía gas – liquido y de espectrometría de masa se ha estudiado la
composición individual de los hidrocarburos ligeros C6 y C9. Las proporciones
cuantitativas y las regularidades de la composición individual en hidrocarburos de
los betunoides de las rocas sedimentarias resultaron totalmente análogas a las de los
petróleos
Materia orgánica inicial del petróleo
De acuerdo con la teoría orgánica del origen de petróleo, la fuente de su formación la
constituyen los restos orgánicos de organismos vegetales y animales, principalmente
inferiores que habitaban tanto en el seno del agua (plancton), como en el fondo de los
depósitos de agua (bentos). Evidentemente, un gran papel en la acumulación de la
materia orgánica de los sedimentos junto al fondo lo desempeñaron las bacterias. La
descomposición de los organismos muertos es una etapa inevitable de su transformación
en petróleo.
El grado de participación de los diferentes organismos muertos es distinto, por ejemplo
la lignina es característica de las plantas terrestres y prácticamente no está presente en
las plantas acuáticas más simples. Tampoco es considerable su participación en la
vegetación junto al fondo (algas rojas y pardas). Su total mineralización hasta CO2 y
H2O es posible solamente con el pleno acceso de oxigeno. En condiciones anaeróbicas
y con un acceso incompleto de oxigeno, la lignina se descompone parcialmente dando
lugar a la formación de ácidos húmicos.
Muchos especialistas consideraban las sustancias ligno – húmicas arrastradas por los
ríos a las cuencas marítimas como una de las fuentes de sustancias madre para el
petróleo. Sin embargo. Las investigaciones han demostrado que la sustancia orgánica
que va a parar a las cuencas marítimas en forma de ditrito fino y coloidal, representa ya
un producto bastante oxidado. Son principalmente, ácidos húmicos y fragmentos
oxidados de tejido vegetal, que en adelante resultan incapaces de servir de fuente de
hidrocarburos petrolíferos. Pueden participar solo indirectamente en la formación de
petróleo, creando CO2 y más tarde CH4. Sin embargo, los ácidos húmicos, incluso los
más simples entre ellos (ácidos fulvicos), son capaces de formar compuestos complejos
con alcanos macromoleculares de estructura normal y con hidrocarburos isoprenoides,
convirtiéndose de este modo en transportadores de éstos desde la tierra firme a los
depósitos marítimos.
Las transformaciones de los carbohidratos que forman parte de la composición de los
organismos muertos comienzan en el medio acuoso. En condiciones aeróbicas, puede
mineralizarse por completo incluso la celulosa, la más estable de los polisacáridos. En
condiciones anaeróbicas, cuando se desarrollan diferentes tipos de fermentación, se
desprende H2O, CO2, CH4 e H2. Los microorganismos que utilizan como alimentos
hidratos de carbono sintetizan otros compuestos incluyendo lípidos. En estos últimos se
puede ver la posible fuente de hidrocarburos de petróleo.
Las bacterias asimilan con gran facilidad proteínas. Inmediatamente después de morir el
organismo comienza la hidrólisis de las proteínas. En condiciones aeróbica existe una
total mineralización durante la cual se forma H2O, CO2, NH3, H2S y CH4. En ambiente
anaerobio que se origina en los lodos junto al fondo pueden conservarse productos de
descomposición incompleta de las proteínas y de su combinación con otras sustancias.
En particular, en la condensación de los aminoácidos con hidratos de carbono se
forman sustancias que más tarde se transforman en ácidos húmicos cuya composición
química y estructura se diferencia de la de los ácidos húmicos provenientes de la turba
y los carbones.
El proceso de desaminación de los aminoácidos puede dar lugar a la formación de
ácidos grasos de bajo peso molecular, y la descarboxilación de los últimos puede
acarrear la formación de hidrocarburos gaseosos. Tomando en consideración el hecho
de que en el petróleo se encuentran compuestos de nitrógeno y de azufre, es evidente
que las proteínas no se pueden excluir de las fuentes primarias del petróleo.
Los lípidos pertenecen a aquella categoría de los componentes de la materia viva que
por su composición química y estructura molecular resultan más próximos a algunos
hidrocarburos del petróleo.
Las grasas son esteres de glicerina y de diversos ácidos, entre estos últimos se
encuentran ácidos saturados y no saturados. En la practica, todos los ácidos grasos de
las grasas vegetales y animales está estructurados a base de una cadena alifática no
ramificada.
Mientras que la composición química de las grasas técnicas y alimenticias está bien
estudiada, los datos análogos referentes a la composición de las grasas de las algas, del
zoo y fitoplancton y de las bacterias son bastantes limitados; de una manera general se
puede señalar que el material graso de las algas marinas y del zooplancton es
predominantemente de ácidos no saturados.
Las ceras, a pesar de su amplia difusión en la naturaleza, no son sino micro
componentes con relación a la masa de la materia viva. Debido a su pequeña solubilidad
en agua, así como su estabilidad química y bacterial, las ceras cumplen la función de
agentes protectores, localizándose en la superficie de las hojas, tallos y el hollejo de los
frutos de las plantas, así como en la envoltura de las bacterias. Químicamente son una
mezcla de ésteres de alcoholes monoatómicos macromoleculares y de ácidos orgánicos
monobásicos. En la composición de las ceras entran preferentemente alcoholes
monoatómicos primarios C14 – C24, de estructura normal con un número par de átomos
de carbono en la molécula. Los ácidos grasos superiores que se forman parte de las
ceras, también son compuestos monobásicos saturados de cadena no ramificada.
Los esteroides son compuestos cíclicos cuyo esqueleto consta de derivados de 1,2
ciclopentafenantreno parcial o totalmente hidrogenados. Desde el punto de vista
cuantitativo, los esteroides también son micro componentes de la materia viva. Entre los
esteroides mas difundidos son las esterinas, alcoholes saturados o no saturados de
estructura cíclica; por ejemplo colesterina, ergosterina, etc.
Los ácidos resínicos forman parte de la composición de los productos de la actividad
vital de las plantas terrestres superiores.
Los hidrocarburos, al igual que las ceras, las esterinas y los ácidos resínicos son micro
componentes de la materia viva. Los más importantes entre los primeros son los alcanos
macromoleculares de las ceras vegetales y los carotenoides. Estos últimos se
encuentran prácticamente, en todos los tipos de las plantas, desde las más primitivas
hasta las mas organizadas, así como en las bacterias. Los carotenoides están presentes,
en cantidades considerables, en el material filtrado del agua de mar, que es integrado
por el micro plancton, m sustancias coproliticas y otros residuos orgánicos. Este
material sirve de fuente de carotenoides para los organismos minúsculos del
zooplancton, y después de su muerte suministra carotenoides a lodos y sedimentos
marinos.
Transformación de los residuos orgánicos
La materia orgánica de los organismos muertos del fito y zooplancton, así como de
formas más organizadas, en la masa del agua y en los lodos del fondo experimenta
transformaciones intensas. La gran actividad microbiológica viene acompañada de
descomposición de substrato primario y de formación de biomasa bacteriana. Como
resultado, el contenido de compuestos albuminoides disminuye de 100 a 200 veces, el
de aminoácidos libres, de 10 a 20 veces; de hidratos de carbono, de 12 a 20 veces, y de
lípidos de 4 a 8 veces. Simultáneamente, se desarrollan los procesos de poli
condensación, de polimerización de los compuestos no saturados y otros. Se forman
sustancias impropias de sistemas biológicos, que constituyen la base de la parte
orgánica del petróleo, o sea el kerogeno. Tiene lugar la polimerización de los ácidos
grasos, hidroxiácidos y de los compuestos no saturados. Se generan sustancias que
constituyen la base de la parte sapropélica del kerogeno. Una pequeña parte, la más
estable de los lípidos, incluyendo los hidrocarburos, queda sin polimerizar,
constituyendo la fracción soluble en disolventes orgánicos del kerogeno. En esta
fracción entran también, las sustancias formadas asfalteno - resinosas.
Se ha establecido que con el aumento de la intensidad de los procesos de oxidación en el
kerogeno disminuye la proporción de los procesos de oxidación en el kerogeno
disminuye la proporción de hidrógeno, desde 8 – 10 veces hasta 3 – 4 % (en masa), y
pequeñas concentraciones de éste pasan a forma de sorción con la roca, formando un
complejo organomineral. El proceso de oxidación de la materia orgánica viene
acompañado de su sulfuración, a veces, hasta 8 – 10 % (en masa).
A medida que el sedimento se hunde (hasta una profundidad de 100 a 200 m) los
procesos bacterianos (diagenéticos) anaerobios se extinguen paulatinamente, cesando la
oxidación de la materia orgánica. Con ellos concluyen las transformaciones diagenéticas
de la materia orgánica y del sedimento en su conjunto. El kerogeno entra en la fase de
transformaciones diagenéticas de la materia orgánica y del sedimento en su conjunto. El
kerogeno entra en la fase de transformaciones catogénicas (fisicoquímicas) que se
determinan por la temperatura y la presión en el subsuelo.
En la etapa inicial del hundimiento de los sedimentos, de 1,5 a 2,0 km, aumentando las
temperaturas hasta 50 a 60 ºC; la estructura polímera del kerogeno experimenta cambios
relativamente pequeños. Estos se reducen, las mas de las veces, a la descarboxilación y
deshidratación, a la separación de grupos funcionales periféricos a costa de
desprenderse, principalmente, H2O, CO2, NH3, H2S y CH4. En la fracción betunoide de
la materia orgánica aumenta en cierto grado el contenido de hidrocarburos. En la
composición del kerogeno incrementa poco a poco la proporción de carbono e
hidrógeno, disminuyendo el contenido de hetero elementos. Durante el hundimiento a
una profundidad de 2000 a 3500 m y el incremento de la temperatura en el subsuelo
hasta 80 ... 170 ºC, comienza una enérgica destrucción de los compuestos constituyentes
de la estructura básica del kerogeno, proceso que se acompaña con la formación de una
gran cantidad de sustancias bituminosas móviles: hasta 30 – 40 % (en masa) del
kerogeno inicial. Las sustancias bituminosas que forman (“betunoides”), prácticamente
contienen todo el complejo de alcanos – ciclo alcanos y aromáticos, desde aquellos de
bajo peso molecular hasta los macromoleculares, así como una cantidad considerable de
compuesto heterocíclicos complejos y sustancias asfalteno – resinosas. El contenido de
componentes bituminosos en la materia orgánica aumenta varias veces.
Esta etapa de destrucción de una parte considerable del kerogeno, da lugar a la
formación de una masa predominante de los hidrocarburos de petróleo, recibe el nombre
de fase principal de formación del petróleo (FPFP).
Simultáneamente con la generación de una gran cantidad de hidrocarburos de petróleo
comienza su desorción y su migración primaria junto con el gas y el agua a partir de
sedimentos arcillosos y arcillosos carbonatados que se densifican hacia estratos almacén
arenosos no consolidados debido aun gran salto de presiones. Al comenzar la FPFP la
velocidad de generación de los hidrocarburos prevalece todavía sobre la velocidad de
migración a la roca almacén y como resultado, a medida que crece la profundidad se
observa un considerable enriquecimiento de la materia orgánica con componentes
bituminosos, particularmente, con hidrocarburos. Con el sucesivo hundimiento de las
rocas el proceso de generación de los hidrocarburos se extingue paulatinamente debido
a que se va consumiendo la parte principal del kerogeno y la velocidad de migración de
los hidrocarburos aumenta. Como resultado, con el ulterior crecimiento de la
profundidad del hundimiento de las rocas madre petrolíferas se observa un considerable
agotamiento de la materia orgánica en betunoides e hidrocarburos y concluye la fase
principal de formación del petróleo.
El hundimiento de los sedimentos a grandes profundidades (hasta 4000 – 6000 m)
después de haber terminado la FPFP también viene acompañado de una transformación
sucesiva del kerogeno que se realiza ya a 200 – 250 ºC alcanzando la etapa de
carbonización más alta, la del coque. En este caso el kerogeno pierde una cantidad
considerable de hidrógeno, a costa de ello se hace más activo el proceso de formación
del gas (FPFG). Una vez concluida ésta el kerogeno contiene ya hasta 85 – 90 % de
carbono y tan sólo de 1,5 a 3,0 % de hidrógeno, y con el ulterior hundimiento y
elevación de la temperatura en el subsuelo varia lenta y débilmente, carbonizándose
poco a poco y perdiendo solo una pequeña cantidad de productos gaseosos. En
condiciones de altas temperaturas y presiones la materia orgánica dispersa,
análogamente a los carbones, alcanza la etapa antracita.
Formación de los hidrocarburos del petróleo
De conformidad con la teoría orgánica, sirvieron de fuente de los hidrocarburos del
petróleo los componentes de la materia orgánica sapropélica. El proceso transcurría
durante la fase principal de formación del petróleo (FPFP) en la profundidad, a 100 ...
200 ºC, térmica o termocatalíticamente por acción de las arcillas. Las arcillas que son
catalizadores naturales de silicatos de aluminio estimulan las reacciones de
deshidrogenación de los alcoholes y de descarboxilación de los ácidos a
hidrocarburos, la isomerización y la polimerización de los ciclo alcanos. Sin embargo,
uno de los problemas más complejos es la investigación del mecanismo de las
reacciones que constituyen la base de la formación de los hidrocarburos del petróleo.
El análisis de los datos actuales, testimonia que el petróleo, con toda la diversidad de su
composición representa una combinación de dos grupos de compuesto únicos por su
génesis. Al primer grupo pertenecen los compuestos con estructura heredada de las
moléculas de la materia orgánica inicial que experimentaron sólo pequeñas
transformaciones: la perdida de tales o cuales grupos funcionales o radicales, pero que
conservaron el esqueleto básico de las biomoléculas.
El segundo grupo, lo integran los compuestos formados como resultado de profundos e
irreversibles procesos de transformación de la materia orgánica lo que dio lugar a la
creación sobre esta base de compuestos ajenos a los sistemas biológicos. A estos
últimos pertenecen principalmente los ciclo alcanos, los aromáticos y ciclo alcanos –
aromáticos mixtos.
II. Composición del petróleo
El petróleo o crudo de petróleo es una mezcla de hidrocarburos, con cantidades menores
de compuestos de azufre, nitrógeno, compuestos organometálicos y trazas de cualquier
elemento. Que estuviere presente en el medio donde se formó, o en los medio a través
de los cuales pudo haber emigrado.
De una manera general, la composición global de los petróleos es de:
Componente % peso
Carbón 83 a 87
Hidrogeno 10 a 15
Azufre hasta 2, máx. 6
Oxigeno hasta 0,1
nitrógeno hasta 0,2
Organometálicos hasta 0,1
Otros elementos trazas
El petróleo, dependiendo del contenido relativo de los elementos arriba indicados y de
los tipos de moléculas presentes pueden presentarse en forma incolora, marrón, verde,
café o negro.
Los hidrocarburos que esencialmente se encuentran en el petróleo son: alcanos
(parafinas), cicloalcanos (naftenos) y aromáticos; durante los procesos de refinación del
crudo, se producen otras clases de hidrocarburos como por ejemplo, los alquenos
(olefinas) que son hidrocarburos insaturados.
Alcanos.-
Los alcanos son hidrocarburos a los cuales se los representa por CnH2n+2 y pueden ser
de cadena lineal o de cadena ramificada. Los cuatro primeros hidrocarburos de los
alcanos son gaseosos, del 5 al 16 son líquidos y los términos superiores son sólidos.
Son incoloros, inodoros, insolubles en agua, miscibles entre sí y fácilmente solubles en
disolventes orgánicos, tales como éter, sulfuro de carbono, benceno, etc. Fácilmente
combustibles, arden con llama tanto más luminosa cuanto mayor es el numero de
carbonos de su molécula. Son estables y químicamente inertes, puesto que a
temperatura ambiente no son atacados por los ácidos ni las bases fuertes, esta es la
razón por la cual se le denomina parafinas.
CH4 CH3 CH3 CH3 CH2 CH3 CH3
Metano Etano n - Butano
Cicloalcanos--
Los cicloalcanos también denominados como hidrocarburos nafténicos o
cicloparafinas, se representan por CnH2n, y son compuestos cíclicos saturados al igual
que las parafinas normales.
CH2 CH2 CH2
H2C CH2 H2C CH2 H2C CH2 CH3
H2C CH2 H2C CH2 H2C CH2 CH3
CH2 CH2
Ciclo pentano Ciclo hexano 1,2 dimetil ciclo hexano
Aromáticos.-
La denominación des hidrocarburos aromáticos proviene de la característica común de
toda una serie compuestos de poseer un olor fragante. En los hidrocarburos aromáticos
se observa que el porcentaje de carbono es superior al de los compuestos parafínicos.
Todos los hidrocarburos de la serie aromática se pueden considerar como derivados del
benceno C6H6. Estos hidrocarburos son particularmente susceptibles a la oxidación con
la formación de ácidos orgánicos; la formula que representa a los hidrocarburos de este
tipo es CnH2n-6
CH3 CH3
CH CH CH
HC HC HC HC HC HC CH3
HC HC HC HC HC HC
CH CH CH
Benceno Tolueno Orto Xileno
Los alcanos y cicloalcanos son hidrocarburos cuyos carbonos presentan una saturación
con átomos de hidrógeno. La diferencia básica entre estos hidrocarburos es de que los
alcanos presentan cadenas abiertas y en los cicloalcanos se tienen cadenas cerradas. En
los hidrocarburos aromáticos, se tiene una deficiencia de átomos de hidrógeno.
En el Cuadro No. 1 se muestran los isómeros posibles de algunos hidrocarburos
parafínicos; de una simple observación de las posibilidades que existen en las
configuraciones de moléculas de 25 átomos de carbono, es fácil imaginar que no existe
una posibilidad física de separarlas.
Por ejemplo un diesel automotriz liviano puede contener moléculas desde 15 a 25
átomos de carbono, si consideramos todos los posibles isómeros parafínicos, olefínicos,
nafténicos, aromáticos, compuestos de azufre, nitrógeno, etc., que pueden existir,
llegamos a la conclusión de que es probable que en una sola gota de ese diesel, existan
de 500 millones de moléculas diferentes.
Cuadro No. 1
Isómeros probables de Hidrocarburos parafínicos
átomos de
Carbono en la
molécula
Isómeros
Probables
átomos de
Carbono en
la molécula
isómeros
Probables
1, 2, 3 1 10 75
4 4 11 159
5 3 12 355
6 5 15 4347
7 9 25 36'797.588
8 18 40 62 491 178'805.831
9 35
Ejemplo: Pentanos
CH3 CH3 CH3
CH2 CH CH3 H3C C CH3
CH2 CH2 CH3
CH2 CH2
CH3
n – pentano iso – pentano neo – pentano
De lo anterior se desprende que dada la imposibilidad de realizar separaciones
detalladas de los componentes de un crudo o fracción de los mismos, el manejo de la
industria petrolera se basa en pruebas de laboratorio normalizadas que permiten
establecer el comportamiento de los productos. En general todas las pruebas buscan
establecer una correlación entre el comportamiento del producto y el tipo o familia de
hidrocarburos contenidos en él.
Por ejemplo, se sabe que si se toman moléculas del mismo numero de átomos de
carbono, la molécula parafínica quemará de una manera fácil y produciría poco humo;
la molécula aromática quemará con mas lentitud y producirá mucho humo, pero las
moléculas aromáticas soportarán temperaturas más bajas sin solidificarse.
El liquido aromático sería mas denso que el parafínico, pero su viscosidad sería mas
rápidamente afectada por cambios de temperatura que la de la molécula parafínica. Se
esperaría que una molécula nafténica tenga un comportamiento promedio entre los
extremos que serían las parafinas normales y los aromáticos. En general se cumplirá el
siguiente patrón de comportamiento:
Propiedad Alcano Cicloalcano Aromático
Densidad Baja Media Alta
Propiedades de combustión Buena Regular Mala
Temperatura de solidificación Alta Media Baja
Cambio de viscosidad con temperatura Bajo Medio Alto
Octanaje Bajo Medio Alto
III. PROPIEDADES DEL CRUDO DE PETROLEO
El petróleo es una mezcla muy compleja y excepto para los componentes de bajo punto
de ebullición, en las refinerías no se realiza ningún análisis, para determinar los
componentes puros del crudo que procesan.
Al crudo de petróleo se le realizan pruebas relativamente sencillas y los resultados de
éstas, son utilizados con relaciones empíricas para evaluar dichos crudos como materias
primas para una refinería en particular. Cada crudo es comparado como materia prima
con otros petróleos disponibles y basado en su rendimiento en la producción se le asigna
un valor.
Las propiedades mas útiles son:
a) Gravedad ºAPI
La densidad del crudo del petróleo y de su derivados, se expresa en términos de la
densidad ºAPI (American Petroleum Institute) y puede ser calculada a partir de la
gravedad especifica, mediante la siguiente ecuación:
La gravedad especifica SG, se refiere al peso por unidad de volumen a 15,6 ºC (60 ºF) y
la densidad API, está referida a la misma temperatura. La densidad API de los crudos de
petróleo puede variar desde valores menores de 10 ºAPI a mas de 50 ºAPI, pero la
mayoría de los crudos se hallan comprendidos en el intervalo de 20 a 45 ºAPI.
Los crudos se clasifican como condensados, livianos, medios, pesados o extra pesados,
dependiendo de su gravedad API. Los rangos de densidad API correspondientes a cada
denominación del tipo de crudo, se pueden observar en la Tabla No. 1
Tabla No. 1
CLASIFICACION DE LOS CRUDOS SEGÚN SU ºAPI
Condensados Más de 50 ºAPI
Livianos Entre 30 y 49 ºAPI
Medios Entre 20 y 29,9 ºAPI
Pesados Entre 10 y 19,9 ºAPI
Extrapesados Menor de 9,9 ºAPI
En general los crudos mas livianos son aquellos que presentan una alta relación
hidrógeno / carbono y, los crudos pesados son aquellos que muestran una baja relación
hidrógeno / carbono.
Las gravedades especificas del crudo y sus derivados, se miden empleando el aparato
conocido como hidrómetro y, en vista de que la gravedad especifica varia con la
temperatura, el valor obtenido en la lectura se la corrige a la temperatura de 15,6 ºC,
para lo cual se emplean tablas normalizadas de corrección.
141,5
ºAPI = 131,5 SG 15,6 ºC
La gravedad ºAPI es una de las propiedades que permite fijar el precio de venta del
petróleo, mientras mas alta es la gravedad API de un crudo, mejor es su precio.
El crudo ecuatoriano que se exporta tiene en promedio 28 ºAPI y para fijar el precio de
venta, se utiliza un crudo marcador, que sirve de referencia en la Bolsa de Nueva York,
en el caso de Petroecuador, se utiliza el West Texas Intermediate (WTI) del cual se
hace un descuento por costos, fletes, margen de comercialización, etc.
Para dar una idea de las diferentes gravedades API del crudo que se produce en los
diferentes yacimientos del país, en el Cuadro No. 2 se detallan las densidades ºAPI de
varios crudos ecuatorianos.
Cuadro No. 2
GRAVEDAD ºAPI DE CRUDOS NACIONALES
AMPO ºAPI
ANCON 35,5
PARAHUACU 33,3
SECOYA 29,8
LAGO AGRIO N 28,3
FANNY 18 - B 22,8
SHUSHUFINDI N 30,4
SACHA 28,7
YUCA 25,4
TETETE 28,6
SHUARA 30,0
CUYABENO 27,9
b) Contenido de azufre
El contenido y la densidad API son las dos propiedades que tienen mayor influencia en
el valor del crudo del petróleo.
La presencia de azufre en un crudo es nociva, ya que puede originar problemas de
corrosión en intercambiadores de calor, hornos y columnas de fraccionamiento al
momento de su refinación. El contenido de azufre es expresado como % en peso y
puede variar de 0,1 a 5,0 %.
Los crudos se clasifican dependiendo de su contenido de azufre en:
b1. Agrio: petróleos que tienen alto contenido de azufre > 0,5 %
b2. Dulce: petróleos que tienen muy poca concentración de azufre <0,5 %.
Aquellos crudos de petróleo que tienen contenido de azufre superior al 0,5 % requieren
de un tratamiento previo (desulfuración).
Los compuestos de azufre mas comunes presentes en el petróleo son mercaptanos,
sulfuros, disulfuros, sulfuros cíclicos y tiofenos. El sulfuro de hidrógeno es un
compuesto que se forma durante las diferentes etapas de la refinación del crudo.
c) BS & W El sedimento básico y agua (BS & W) es una especificación técnica que se
refiere a ciertas impurezas presentes en el crudo. Cuando se extrae de un yacimiento, el
petróleo crudo contiene cierta cantidad de agua salada y partículas propias de dicho
yacimiento. Esta materia particulada se conoce también como sedimento o lodo.
El contenido de agua puede variar mucho de un campo a otro, y pueden estar presentes
en grandes cantidades si la extracción de petróleo es del tipo secundaria, empleando la
tecnología de inyección de agua. La mayor parte del agua y el sedimento es
normalmente separada en el campo para reducir al mínimo su concentración, cuando
este crudo va a ser transportado a otro sitio. El contenido residual de estas impurezas no
deseadas se mide como BS & W. Las refinerías de petróleo crudo o bien puede
comprarlo a un determinado BS & W especificado o, alternativamente, llevar al petróleo
crudo a una unidad inicial de desalado, proceso que reduce el BS & W a los límites
aceptables.
d) Punto de fluidez
El punto de fluidez de un crudo, en ºC, es un indicativo relativo de parafinidad y
aromaticidad del crudo. El punto de fluidez más bajo corresponde a un mínimo
contenido de parafinas y a un máximo contenido de aromáticos.
Junto con la viscosidad, son dos determinaciones que se utilizan para resolver
problemas asociados al transporte de crudos. El punto de escurrimiento es la
Mercaptanos: H S H
Metil mercaptano H S CH3
Bencil mercaptano H S C6H5
Sulfuros: R S R
Metil sulfuro: CH3 S CH3
Disulfuros: R S S R
Metil disulfuro: CH3 S S CH3
Sulfuro cíclicos: CH2
S
(CH2)n
Tiofenos S
H C C H
H C C H
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.
e) Residuo de carbón
El residuo de carbón se determina por destilación a un coque residual en ausencia de
aire. En la mayoría de los casos, cuanto menor es el contenido de carbón, más valioso
es el crudo.
f) Contenido de sal
Si el contenido de sales del crudo, expresado como Cl Na es mayor que 10
lbs/1000Barriles, es necesario desalar el crudo antes de su procesamiento. Si la sal no es
removida, severos problemas de corrosión pueden ocurrir.
g) Factor de caracterización
Hay varias correlaciones entre el rendimiento y la aromaticidad y la parafinidad de los
crudos del petróleo, pero la mas ampliamente utilizada es del factor UOP o Factor de
caracterización de Watson, Kw.
(TB)1/3
Kw =
S.G. 15,6 ºC
Kuop<11,4 Base Nafténica
11,4<Koup<12,2 Base Intermedia
Koup>12,2 Base Parafínica
El rango del factor de caracterización de Watson es menor de 10 para compuestos
altamente aromáticos y cerca de 15 para compuestos altamente parafínicos. Los crudos
de petróleo tienen un rango más estrecho de Kw, que va de 10.5 para un crudo nafténico
y 12,0 para un crudo de base parafínica.
h) 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.
i) 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.
j) Contenido de metales
El contenido de metales del crudo de petróleo puede variar de unas pocas partes por
millón hasta más de 1000 ppm y, en contrapartida a sus concentraciones relativamente
bajas, son de considerable importancia. Pequeñísimas cantidades de algunos de estos
metales ( níquel, vanadio y cobre) pueden afectar seriamente a los catalizadores y dar
lugar aun producto de baja calidad. El contenido de vanadio, superior a 2 ppm en
combustibles pesados, puede dar lugar a severas corrosiones en los alabes de las
turbinas y el daño del recubrimiento de los hornos refractarios. 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.
k) Intervalo de destilación
El rango de ebullición, da una indicación de las cantidades de varios productos
presentes en el crudo. Para determinar el rendimiento de derivados, el crudo es sometido
a una destilación con reflujo.
El método de destilación mas útil se conoce como destilación del punto de ebullición
verdadero, PEV (siglas en ingles TBP); que se refiere al procedimiento utilizado por
U.S. Bureau of Mines. La prueba se realiza en una columna con relleno de 25 platos
teóricos, equipo que alcanza un razonable grado de fraccionamiento.
Durante el desarrollo de esta prueba, una primera destilación se realiza a la presión
atmosférica y hasta un punto final de 275 ºC; la segunda etapa se realiza una destilación
a presión reducida (vacío) de 40 mm Hg y hasta 300 ºC. La destilación al vacío se
requiere para evitar una alta temperatura en la columna, que causaría el craqueo de los
hidrocarburos de alto punto de ebullición.
Durante la ejecución de la prueba se mide el volumen de las fracciones recogidas a
diversos rangos de temperatura, durante la destilación atmosférica y de vacío; con estos
datos se elabora la curva de destilación de Punto de Ebullición Verdadero, que permite a
su vez cuantificar el rendimiento de los diferentes derivados del petróleo. Gráfica No. 1
En la Figura No. 1, se puede observar la curva de PEV del crudo Texas y en el Cuadro
No. 3, se indican los principales derivados y sus rangos de destilación ASTM y de PEV.
CUADRO No. 3
FRACCIONES DEL PETRÓLEO: RANGOS DE EBULLICION
DESCRIPCIÓN Intervalo de Ebullición ºC
ASTM PEV
Nafta Ligera 32 - 105 32 - 88
Nafta pesada 82 - 205 88 - 193
Queroseno 166 - 282 193 - 271
Diesel 216 - 338 271 - 321
Gasóleo Ligero 288 - 443 321 - 427
Gasóleo Pesado 400 - 566 427 -566
Fondos de vacío 538+ 566+
Mediante la determinación de la gravedad API (Clave No. 1), de la fracción que destila
a la presión atmosférica entre 250 y 275 ºC y, la gravedad API (Clave No. 2) de la
fracción que destila entre 275 y 300 ºC a 40 mm de Hg de presión, se puede caracterizar
el crudo, según lo que se detalla en el Cuadro No 4.
CUADRO No. 4
CARACTERIZACION DEL CRUDO
DESCRIPCIÓN GRAVEDAD ºAPI
Clave No. 1 Clave No. 2
Parafina >/= 40 >/= 40
Parafina Intermedio >/= 40 20 - 30
Intermedio - Parafina 33 - 40 >/= 30
Intermedio 33 - 40 20 - 30
Intermedio nafteno 33 - 40 </= 20
Nafteno intermedio </= 33 20 - 30
Nafteno </= 33 </= 20
Gráfica No. 1
FIGURA No. 1
CRUDO TEXAS
SG15,6 ºC = 0,867
Temperatura primera gota = 84 ºF
DESTILACION ATMOSFERICA
Presion = 760 mm Hg
FRACCION TEMP ºF Volumen %
Parcial cc Vol.
1 122 0,8 0,80
2 167 1 1,80
3 212 3 4,80
4 257 3,4 8,20
5 302 3,1 11,30
6 347 3,9 15,20
7 392 4,9 20,10
8 437 6,8 26,90
9 482 8 34,90
10 527 10,9 45,80
DESTILACION AL VACIO
Presión = 40 mm Hg
11 392 7,3 53,10
12 437 7,8 60,90
13 482 6,2 67,10
14 527 5,7 72,80
15 572 6,9 79,70
Residuo 20,3 100,00
RESUMEN
% TEMP ºF
Vol acum
0,8 122
1,8 167
4,8 212
8,2 257
11,3 302
15,2 347
20,1 392
26,9 437
34,9 482
45,8 527
53,1 592
60,9 640
67,1 690
72,8 740
79,7 790
95 1000
IV. COMPONENTES DE LOS CRUDOS
De una manera general, los componentes naturales de un crudo de petróleo, se pueden
dividir en las siguientes categorías:
1. Componentes volátiles.- Son aquellos que pueden ser separados del crudo por
destilación atmosférica, sin necesidad de recurrir a temperaturas a las cuales se
puede producir el rompimiento de las moléculas (craqueo) de las mismas. De
acuerdo con esta definición, los componentes volátiles son gases de refinería, gas
licuado de petróleo (GLP), naftas, gasolinas, kerosenes y gasóleos (diesel)
atmosféricos.
2. Aceites.- Son fracciones de baja volatilidad que pueden ser separados de
fracciones residuales atmosféricas, por medio de una destilación al vacío. Estos
aceites cuando son separados de los componentes mas pesados del crudo, pueden
ser utilizados como materia prima o alimento, de procesos de transformación,
como desintegración catalítica o para extracción de aceites básicos para
lubricantes.
El residuo de la obtención de los aceites es el asfalto, que es una mezcla compleja
de hidrocarburos que puede ser separada en dos fracciones: asfaltenos y maltenos.
La separación de las fracciones de alfaltenos y maltenos es realizada disolviendo
el asfalto en un hidrocarburo saturado de cadena lineal (n-alcano) tal como el
pentano (C5H12) y heptano (C7H16)
3. Resinas o Maltenos.- Son componentes de extrema baja volatilidad, estas
fracciones pueden ser separadas de los residuos de vacío, por métodos de
extracción por solventes (deasfaltado). A pesar de que las resinas contienen altas
concentraciones de contaminantes, como azufre, nitrógeno y metales, pueden ser
tratadas con procesos de desintegración o coquificación, para ser convertidos en
hidrocarburos volátiles.
4. Asfaltenos.- Son los componentes mas pesados que se encuentran en los crudos.
En general los materiales llamados asfaltos, están constituidos por mezclas de
resinas y asfaltenos. Los asfaltenos son sólidos amorfos que van del color marrón
oscuro al negro, insolubles en pentano o éter, pero solubles en benceno, piridina o
disulfuro de carbono, sus pesos moleculares varían de 1800 a 3000.
Las moléculas de los asfaltenos llevan a un núcleo cerrado, con moleculas planas
de anillos aromáticos condensados y ligados en sus bordes por hidrocarburos de
cadenas de alifaticas y sistemas cíclicos aromáticos o nafténicos. Las moleculas
contienen átomos condensados de NSO y, probablemente, el vanadio y níquel
complejos. (Ver figura 1).
V. DERIVADOS DEL PETROLEO
De acuerdo a los componentes del crudo, se tienen productos de derivados del petróleo
que corresponden a cada uno de ellos, como son por ejemplo, los gases de refinería, gas
licuado de petróleo, combustibles líquidos o livianos, como las gasolinas, kerosén, jet
fuel y diesel (componentes volátiles); aceites básicos para lubricantes, gasóleo ligero y
gasóleo pesado de destilación al vacío ( aceites); combustibles residuales, asfaltos
(resinas y asfaltenos).
a) Productos de bajo punto de ebullición
La clasificación de productos de bajo punto de ebullición incluye compuestos que están
en fase gaseosa a temperatura ambiente y presión atmosférica: metano, etano, propano,
y las olefinas.
Gases combustibles o de refinería: El gas de refinería es una mezcla de gases que se
generan en los procesos que se utilizan para procesar el petróleo crudo en una refinería.
La composición del gas de refinería es variable, dependiendo de la composición del
crudo y de los procesos de refinación al que se ha sometido; componentes comunes
incluyen butanos, butenos, metano, etano y etileno. Algunos de los productos que se
encuentran en el gas de refinería, están sujetos a controles ambientales como
consecuencia de los programas que se han diseñado para hacer frente al cambio
climático.
El gas de refinería se utiliza en la misma planta de refinación como combustible de
hornos, calderas, etc. El metano y etano también son utilizados como materia prima para
producir hidrógeno para la industria petroquímica.
Para determinar lo que contiene el gas de refinería se realiza un análisis por
cromatografía de gases, lo que permite obtener un perfil químico. Con los resultados del
análisis de la cromatografía, los técnicos de refinería deciden lo que quieren hacer con
el gas de refinería. Estos perfiles cromatográficos también se pueden utilizar para crear
perfiles de referencia que ayude a los técnicos refinería, a mantenerse al día con la
calidad y la circunscripción de los distintos aceites crudos que utilizan.
Gas Licuado de petróleo: Son mezclas de propano y butano, utilizados como
combustibles domésticos e industriales y como materia prima en la industria
petroquímica.
La mezcla comercial de propano y butano se conoce como Gas Licuado de Petróleo
GLP, que se comercializa en cilindros y al granel. Las especificaciones INEN del GLP
se detallan en la Tabla No. 2.
Los butanos presentes en el crudo y producidos en refinería, se utilizan como
componentes de la gasolina. El n Butano es el hidrocarburo que sirve para ajustar la
PVR de las gasolinas.
Gasolinas: A pesar de que se fabrican diversos tipos de gasolinas, el 90 % del total
producido se emplea como combustible de automóviles.
La mayoría de las refinerías producen gasolinas de dos categorías corriente y especial,
en nuestro país se comercializan con el nombre de gasolina extra y gasolina super; las
dos exentas de plomo para cumplir las normas anticontaminación.
La diferencia fundamental entre la gasolina extra y gasolina super es su propiedad
antidetonante. De acuerdo con las especificaciones INEN de las gasolinas nacionales, la
gasolina extra debe tener 80 de numero de octanos (RON), en tanto que la gasolina
super tiene como requisito un Numero de octano de 89. Los requisitos INEN para las
gasolinas extra y super, según la Norma INEN 935 se pueden observar en la Tabla No.
3 y No. 4.
Las gasolinas que se comercializan son una mezcla de las diferentes naftas y gasolinas
que se producen en una refinería, así por ejemplo en la refinería de Esmeraldas se
producen la nafta ligera, nafta pesada, gasolina reformada, gasolina de la Unidad de
Craqueo Catalítico Fluido, FCC y gasolina de viscorreducción.
La gasolina ligera directa (siglas LSR) consta de la fracción que hierve entre 32 y 90
ºC, que se obtiene en la destilación atmosférica del crudo. A esta fracción denominada
también Nafta Ligera, no puede ser sometida a reformado catalítico, debido a que
generaría una gran cantidad de hidrocarburos ligeros.
El reformado catalítico emplea como materia prima nafta pesada C5+ y permite
incrementar su numero de octano inicial de 70 hasta 92, produciendo de esta forma la
denominada gasolina reformada.
La gasolina que se produce en el proceso denominado Craqueo Catalítico Fluido (FCC),
tiene un RON de un rango 95 a 100, se utiliza directamente como gasolina de mezcla.
En cuanto a la gasolina de aviación, este combustible está dirigido a satisfacer la
demanda de las avionetas, el numero de octano mínimo requerido es de 130 y un
contenido máximo de gomas existentes de 3 mg/100 ml.
Kerosén: El kerosén es un combustible de uso doméstico, también empleado como
materia prima para la formulación de insecticidas, ceras, etc. El kerosén ha sido
utilizado en la fabricación de gas carbónico y se comercializa en el país con la
designación de Destilado o Diesel No. 1.
Combustible para reactores: Comprenden el rango de hidrocarburos C10 – C14, con
características muy similares al kerosén, con la salvedad de que es un producto
desulfurizdo y con un exigente control de su contenido de agua. En el país se
comercializa con la denominación Jet Fuel o JP1.
Solventes Especiales: Entre los solventes especiales se tiene fracciones comprendidas
entre el queroseno y el diesel, como es el caso del aceite agrícola, empleado en la
fumigación de las plantaciones de banano y como materia prima para la producción de
grasas lubricantes y aceites blancos.
Combustible para motores diesel: Es utilizado como combustible de vehículos, como
buses, camiones; en equipos pesados como retroexcavadoras, motoniveladoras, etc y
maquinaria agrícola, como tractores, cosechadoras, etc.
Este combustible es empleado en el sector industrial en calderas, hornos, secadores, etc.
Gran parte de la demanda nacional de este combustible lo constituyen las plantas
termoeléctricas y se comercializa con el nombre de Diesel o Diesel No. 2.
Combustibles residuales: Representan la fracción pesada del petróleo, son empleados
como combustibles del sector industrial, energético y marítimo del país. El combustible
residual se denomina Fuel Oil o Bunker y también constituye un producto de
exportación junto con el crudo de petróleo.
Aceites básicos para lubricantes: Se obtienen a partir de gasóleos ligeros y gasóleos
pesados de destilación al vacío y son la materia prima para la elaboración de los aceites
lubricantes. Refinería Esmeraldas está en capacidad de producir aceites básicos para
lubricantes, derivados que el país viene importando para la elaboración de lubricantes.
Asfalto: Es residuo de la destilación al vacío del petróleo, suss componentes básicos
son:
Petrolenos, que son hidrocarburos pesados aromáticos, nafténicos y mixtos.
Maltenos, que son hidrocarburos pesados de todas las clases que tienen cadenas
laterales.
Carbenos
Asfaltenos
Carboídos
Las materias primas utilizadas para la producción son las fracciones de residuo que se
obtienen del proceso de destilación al vacío, producto que por sus características físicas
de penetración es utilizado como Asfalto AP-3, de este producto mediante mezcla con
nafta pesada se obtiene el asfalto RC-2 y mediante un proceso de oxidación (adición de
oxígeno), se obtienen los asfaltos oxidados.
Es utilizado para la construcción de carreteras, el Asfalto RC-2 para la fase de
impregnación y el Asfalto AP-3 para la capa de rodadura.
El asfalto es utilizado también como materia prima para la producción de combustible
pesado, fuel oil o bunker. El asfalto oxidado es utilizado para la impermeabilización de
cubiertas, aislante de líneas eléctricas subterráneas, fabricación de embalajes especiales,
etc.
Estadísticas petroleras
ECUADOR:
ECUADOR
año producción consumo
PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO Cifras en miles de barriles
Años PETROECUADOR COMPAÑÍAS TOTAL 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
28,579 76,222 64,615 58,753 68,361 67,002 73,431 77,601 73,295 75,389 76,444 84,969 93,406
100,847 103,742 62,519
108,149 99,582
102,579 107,232 114,581 117,896 119,751 113,640 112,006 106,702 101,401 89,543 85,047 82,930
791 1,197 1,476 1,415 1,241 1,375 1,524 1,578 1,845 1,272 2,385 2,215 1,866 2,153 2,592 7,544 18,461 27,513 28,471 35,007 35,678 46,748 61,162 65,817
28,579 76,222 64,615 58,753 68,361 67,002 74,222 78,798 74,771 76,804 77,685 86,344 94,930 102,425 105,587 63,791 110,534 101,797 104,445 109,385 117,173 125,440 138,212 141,153 140,477 141,709 137,079 136,291 146,209 148,747
Fuente: Estadísticas de Planificación, Reportes de Petroproducción y DNH Elaboración: Planificación Corporativa, Petroecuador
°API PROMEDIO
CRUDO DE PETROECUADOR Y LAS COMPAÑÍAS PRIVADAS
Año 2001
COMPAÑÍAS DICIEMBRE
PETROECUADOR CITY INVESTING
Fanny 18B Mariann 4A
Bloque Tarapoa CITY ORIENTE
Bloque 27 Tipishca KERR McGEE Coca Payamino Bloque 7 Gacela VINTAGE OIL
Bloque 14 Bloque 17
OCCIDENTAL Limoncocha
Bloque 15 Jivino Laguna REPSOL YPF
Tivacuno Bogui Capiron
Bloque 16 AGIP OIL
Villano ECUADORTLC Bloque 18 Pata LUMBAQUI OIL
Bloque 11 TECPECUADOR
Bermejo PETROLEOS SUDAMERICANOS
Pindo Palanda Yuca Sur
BELLWETHER INTERNACIONAL Charapa
PETROBELL INC. Tiguino ESPOL Ancon
CANADA GRANDE Bloque
28.5 22.3 22.3 22.3 22.3 27.1 27.1 22.7 23.9 21.5 18.6 19.1 18.1 20.3 20.6 20.0 17.6 18.8 18.3 15.7 20.2 20.2 31.2 31.2 29.2 29.2 32.2 32.2 24.1 21.7 26.5
- -
24.2 24.2 34.7 34.7 35.0 35.0
Fuente: Reportes Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaboración: Planificación Corporativa, PETROECUADOR
ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE CRUDO
a) Almacenamiento de Crudo
ECUADOR: CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO
UBICACIÓN No. de
Tanques
Capacidad
Operativa, Barriles
Estaciones de Petroproducción 10 770.000
Cabecera del SOTE (Lago Agrio) 6 1500.000
Puerto de Balao (Esmeraldas) 10 3220.000
*YPF-Ecuador (lago Agrio) 2 250.000
TOTAL 5740.000
b) Transporte de Crudo
Actualmente el crudo nacional es transportado por el Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano, SOTE, con una capacidad de transporte ampliada de hasta
390.000 barriles diarios y cuya construcción se inició en 1970 a cargo de la
empresa William Brothers. El otro medio corresponde al oleoducto Colombo-
Ecuatoriano, que corresponde al trayecto Lago Agrio – San Miguel,
interconectado al oleoducto Trasandino de Colombia OTA, por el cual se
transportan entre 40 a 50 mil barriles diarios de crudo ecuatoriano.
1. El SOTE, es una línea de transporte de 503 kilómetros de extensión: La
tubería tiene un diámetro de 24 pulgadas en 412 kilómetros (recorridos
Lago Agrio – San Juan y Santo Domingo – Balao) y 20 pulgadas en un
tramo de 71 kilómetros (desde la estación San Juan hasta Santo Domingo).
El oleoducto cruza la cordillera de los Andes y llega a una altura máxima de
4064 metros, muy cerca de Papallacta.
El oleoducto Transecuatoriano tiene cinco estaciones de bombeo en el
ascenso oriental y una en el lado occidental, las cuales son:
Lago Agrio
Lumbaqui
El Salado
Baeza
Papallacta
Quinindé
En cada estación de bombeo de la parte oriental se dispone de siete unidades
de bombeo que suman en total una potencia de 88.550 caballos de fuerza. En
el lado occidental, se cuenta con la estación de Quinde, con una potencia
instalada de 12.600 HP.
En el lado occidental de Los Andes, el oleoducto tiene cuatro estaciones
reductoras de presión, en San Juan, Chiriboga, La Palma, Santo Domingo,
que regulan la velocidad de descenso desde la cordillera hasta el puerto de
Balao en Esmeraldas.
2. OCP.-
La necesidad de evacuar la producción de las empresas extranjeras que
operan en el país, a través del SOTE, obligó a Petroecuador a mezclar su
crudo liviano con los crudos de menor calidad de éstas (menor API),
disminuyendo la calidad del crudo nacional llegando hasta 23,7 ºAPI, lo cual
obliga a utilizar productos químico, como reductores de fricción para su
bombeo y transporte.
Con la finalidad de evacuar independientemente la producción de
Petroecuador y de las expresas extranjeras que operan en el oriente
ecuatoriano; se autorizó por parte del Gobierno ecuatoriano en febrero del
2001, la construcción del sistema de transporte de crudos pesados, con el
consorcio OCP Limited.
Este oleoducto privado se encuentra en construcción y a partir de la fecha de
inicio de su operación (2003), será revertido al Estado luego de su
amortización durante 20 años.
La compañía OCP Limited está integrada por las empresas AEC, Repsol,
YPF- Ecuador, Occidental de Ecuador, Keer MacGee–Ecuador, Agip
Internacional y Techint Internacional.
Características del OCP.- El oleoducto OCP tiene aproximadamente 500
km de longitud desde su cabecera en Lago Agrio hasta el Terminal marítimo
de Balao. El oleoducto OCP sigue la ruta del SOTE, excepto por su
desviación al norte de Quito.
Está diseñado para transportar crudos entre 18 y 24 ºAPI, en un volumen
máximo de 471.300 barriles por día en las cercanías de Baeza y hasta
518.000 barriles por día desde Baeza hasta el parque de tanques de Balao.
El oleoducto cuenta con un parque de tanques de recepción de crudo en
Lago Agrio de 1’200.000 barriles de capacidad, cinco estaciones de bombeo
y dos estaciones reductoras de presión y almacenamiento de crudo en Balao
de 3’750.000 barriles.
REFINACIÓN DE PETROLEO
Procesos utilizados en Refinería
El trabajo de una planta de refinación consiste en utilizar como materia
prima el crudo de petróleo y producir una serie de productos finales, que
satisfagan al cliente, al mismo tiempo que cumplan las especificaciones de
calidad y que cubra la demanda exigida por el mercado.
Con la finalidad de poder revisar los esquemas de refinación existentes en el
país, revisaremos en primer lugar los procesos utilizados en refinerías.
a) Procesos físicos de separación.- Son procesos que permiten el
fraccionamiento de una mezcla en sus diversos componentes, sin
modificar de modo alguno la estructura molecular; de tal manera que la
suma de los productos sea igual a la mezcla inicial, siendo factible llevar
a cabo el balance volumétrico del proceso. El calor o disolventes son los
medios para llevar a cabo estos procesos.
Los procesos físicos de separación cuentan de cuatro partes:
1) Preparación de la carga: Ajustar las variables de operación como presión
y temperatura, a los valores que permitan obtener las dos fases
requeridas y utilizar bien el calor o el disolvente.
2) Contacto: Luego, es necesario el contacto intimo de las dos fases para
realizar la transferencia de materia de una manera rápida y efectiva, a
través de la mayor superficie de intercambio posible entre las dos fases y
el tiempo de contacto; cuanto mayor sea la temperatura, lo que reduce la
viscosidad y la resistencia de las películas de la interfase y por ultimo,
cuanto mayor sea la diferencia de concentración entre las fases. El
contacto se realiza en los platos o en los rellenos de las columnas y la
diferencia de potencial máxima se obtiene utilizando el método a
contracorriente.
3) Separación de las fases: Se efectúa por gravimetría (separadores,
decantadores, centrífugas, etc.) o con la ayuda de campos eléctricos
(desalado de crudo).
4) Recuperación del calor o de disolvente: Es la parte complementaria de la
preparación de la carga. El calor o los disolventes se deben recuperar al
máximo, para minimizar los costos de estos procesos.
PROCESOS FISICOS USADOS EN REFINERÍA
GAS LIQUIDO SÓLIDO
GAS - Lavado de una fase gaseosa a
contracorriente con un liquido,
para extraer ciertos
constituyentes. Obtención de
gasolina natural a partir de gas
asociado.
- Adsorción sobre carbón
activado, transferencia de
materia del gas sobre el
sólido.
LIQUIDO - Vaporización parcial de un
liquido, por elevación de
temperatura o disminución de
presión.
- Destilación de una mezcla
liquida en dos o más fracciones.
- Revaporización con vapor de
agua o despojamiento, para
eliminar la parte volátil de una
fracción.
- Separación parcial por
enfriamiento
- Separación por adición de un
disolvente selectivo: tratamiento
de las bases lubricantes con
furfural para separar las
parafinas de los naftenos;
deasfaltado con propano de los
residusos de vacío. Tratamiento
selectivo para la extracción de
ciertos compuestos sulfurados
de la gasolina.
- Cristalización fraccionada,
desparafinado de aceites por
enfriamiento
- Adsorción Secado de gases
licuados sobre sílice,
tratamiento de aceites,
tamices moleculares.
SÓLIDO - Secado de las tierras
decolorantes de los aceites
lubricantes
- Purificación de la parafina
por lavado con disolvente
para recuperar las fracciones
aceitosas.
Separación física de componentes.
PROCESO AGENTE
EJEMPLOS DE APLICACIONES
Destilación Adición/remociónde calor Separación del petróleo crudo en sus
destilados
Absorción Solvente Eliminación de CO2 y H2S de
hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Absorción Adsorbente Separación de parafinas normales e
isoparafinas.
Cristalización Remoción de calor
Eliminación de parafinas en el proceso
de producción de lubricantes
Filtración Material filtrante Remoción de sólidos en corrientes de
carga y en productos refinados.
Agotamiento Gas de arrastre Recuperación de hidrocarburos de
catalizador recirculado en plantas FCC
Permeación Membranas Recuperación de hidrógeno de
corrientes gaseosas residuales.
Ciclones Fuerza inercial Remoción de finos de catalizador en el
proceso FCC.
b) Procesos de transformación.- Estos procesos tiene por fin modificar la
estructura molecular y por ende las propiedades físico químicas de los
hidrocarburos o fracciones sometidas a estas transformaciones, que se
efectúan con aumento o disminución del numero de moléculas. En estos
procesos que involucran expansión o contracción volumétrica se debe
realizar únicamente el balance másico.
Al igual que los procesos físicos, todo proceso de separación cuenta de
cuatro partes:
1) Preparación de la carga: Es preciso cumplir con ciertas condiciones
previas a la reacción, como son presión, temperatura,
concentración, contenido de azufre.
2) Reacción: El reactor hace posible el contacto de los reactivos y su
dimensión condiciona el tiempo de contacto de los mismos. Se
deben prever sistemas de aportación o eliminación de calor en la
sección de reacción, para compensar el efecto del tipo de reacción
endo u exotérmica.
3) Fraccionamiento: Los productos de las reacciones no son puros, ya
sea por reacciones incompletas o por la obtención de varios
productos; es necesario el fraccionamiento de los efluentes de la
reacción, para recircular la fracción no transformada o para la
separación del producto en fracciones.
4) Recuperación del calor o de los productos: Para estos procesos
tanto el calor como las sustancias que intervienen en la reacción,
constituyen un termino importante del costo de refinación,
conviene pues recuperarlos.
Los procesos de transformación, se dividen a su vez en: Procesos de
descomposición, procesos de síntesis y tratamientos químicos.
I. Procesos de descomposición
a) Tratamientos térmicos puros, utilizan el calor como agente de
rotura de las moléculas, produce moléculas más ligeras, saturadas y
no saturadas. El resultado de estos procesos es la formación de
elementos más ligeros y más pesados que los constituyentes de la
carga.
b) Tratamientos catalíticos, después de la ruptura de moléculas, el
reagrupamiento puede activarse y utilizando un catalizador
especifico que orienta las recombinaciones hacia formas
moleculares más interesantes.
c) Tratamientos catalíticos en presencia de hidrógeno, la presencia
de hidrógeno en las reacciones permite la saturación de compuesto
olefínicos y la obtención de estructuras moleculares estables
II. Procesos de síntesis
En presencia de catalizador y bajo presión elevada, es posible
recombinar selectivamente las moléculas ligeras no saturadas que
se encuentran en los gases de refinería, para obtener moléculas
adecuadas para entrar en la composición de la gasolina.
II. Tratamientos químicos
Esencialmente tratan de lograr la desulfuración y la estabilidad de
los productos Por oxidación con hidróxido de sodio y en presencia
aire y un catalizador adecuado los compuestos sulfurados se
transforman en compuestos neutros. La extracción se puede
realizar también por extracción con disolventes como aminas.
CONTROL DE CALIDAD DE COMBUSTIBLES
La importancia del control de calidad en los derivados del petróleo, principalmente en
los combustibles, radica en comprobar y verificar que los productos cumplan las normas
y especificaciones fijadas por el propio refinador y los organismos correspondientes.
En nuestro país, el Instituto Ecuatoriano de Normalización, INEN, es el organismo que
emite las Normas Ecuatorianas que determinan los métodos y técnicas de muestreo y
análisis, así como las especificaciones técnicas que deben cumplir los derivados del
petróleo, que se comercializan en el Ecuador. Las normas ecuatorianas guardan relación
con fijadas por Organizaciones extranjeras, tales como ASTM, API, etc.
Para las empresas de transporte y comercialización de combustibles, así como para los
usuarios y clientes que demandan estos derivados, ubicados en el sector industrial y
agrícola, sector del transporte terrestre, aéreo y naviero, generación de energía
termoeléctrica, es decir todo el aparato productivo de un país,, se requiere verificar que
los combustibles cumplan sus especificaciones de calidad, que garanticen la seguridad
en su manejo, que no afecten a la vida útil de los equipos; así como de obtener una alta
eficiencia en sus procesos.
La calidad de los combustibles puede sufrir cambios de sus especificaciones o no
cumplir con las mismas por varias razones, entre otras:
Por problemas propios de las refinerías, ya sea durante la fase de producción o en las
operaciones de preparación y despacho.
Durante la fase de transporte, ya sea en Buques Tanque (B/T), Auto tanques (A/T) y
poliductos.
Por error en la entrega de los combustibles en los centros de distribución, como por
ejemplo, despacho de productos diferentes a la orden de pedido; contaminación de
combustibles por remanentes existentes en A/T.
Por problemas operativos en los centros de recepción y almacenamiento; fallas en
cambios de tanques, cambios de partidas de producto, pases de producto en válvulas
defectuosas.
Por errores en la recepción de los combustibles en tanques de estaciones de servicio
o de plantas industriales; esto es cuando se descargan productos en tanques
diferentes.
Adulteración por personas inescrupulosas, para obtener mayores réditos o para
justificar faltantes.
Las posibilidades arriba expuestas, son riesgos potenciales que en la practica ocurren
periódicamente, es por ello que la cadena para el control de calidad se inicia en
Refinería durantes las diferentes fases del proceso; el proceso de verificación de la
calidad de los combustibles continua, en los centros de almacenamiento de las cabeceras
de poliductos y en los tanques de recepción de los centros de distribución.
Por último la verificación del cumplimiento de las especificaciones de los derivados, se
realiza en las estaciones de servicio y gasolineras, así como en los tanques de
almacenamiento del sector industrial.
Este riguroso control tiene como finalidad garantizar la calidad de los combustibles, de
tal manera que el usuario final este satisfecho con el rendimiento del combustible y el
mínimo riesgo en su manejo.
Entre las mezclas que pueden generar un conato de incendio, se encuentran:
Kerosene con gasolina
Diesel con gasolina
Diesel con Kerosene.
Particularmente en el sector automotor, la contaminación de gasolina con derivados
más pesados puede ocasionar daños irreversibles en los motores:
Gasolina con kerosene
Gasolina con diesel
Diesel con kerosene
Lubricantes con diesel o kerosene.
Desde otro punto de vista, la determinación de las propiedades físicas de los derivados
del petróleo, para evaluar el rendimiento térmico de equipos, como calderas, hornos y
secadores, son otras de las ventajas que se tienen al realizar directamente el control de
calidad de los derivados del petróleo.
En esta sección, se estudiarán las pruebas o métodos de ensayo que se realizan para el
control de calidad de los combustibles, las cuales se agruparan de la siguiente manera:
Densidad
Volatilidad
Combustión
Fluidez
Corrosividad
a) DENSIDAD
Para determinar la gravedad del petróleo y sus derivados, se utiliza la Gravedad API,
que relaciona la gravedad especifica del combustible en la siguiente formula:
La gravedad API se mide utilizando un aparato denominado “hidrómetro” y dado
que la gravedad especifica cambia con la temperatura. El valor obtenido de la
gravedad API a la temperatura en que se encuentra el derivado se debe corregir a la
temperatura de referencia, esto es 15,6 ºC ó 60 ºF, empleando las correspondientes
Tablas de Corrección..
141,5
ºAPI = 131,5 SG 15,6 ºC
Los rangos usuales de gravedad API de los principales derivados del petróleo son:
Derivado Rango ºAPI
Gasolina 59 a 60
Kerosene 40 a 45
Diesel 25 a 35
Lubricantes 20 a 30
Combustibles residuales 12 a 20
Para los efectos de control de calidad de los derivados, se emplean las siguientes
correlaciones:
A medida que aumenta la gravedad especifica (disminuyendo la gravedad API),
el punto de ebullición se hace mas alto y, el producto se hace menos parafínico.
En las gasolinas que tienen igual margen de ebullición, una gravedad API baja,
con frecuencia es relacionada con un mayor numero de octano. El numero de
octano indica la propiedad antidetonante de una gasolina.
En el kerosene, una gravedad API alta, indica que el producto quemara mejor, o
sea sin o con menos humo.
En los combustibles diesel, una gravedad API alta, indica que el producto posee
buenas características de ignición.
En las fracciones de petróleo, cuyo destino es ser sometidas a procesos de
desintegración, una gravedad API es un indicio de una fácil y eficiente
operación, para producir grandes cantidades de gasolina.
Mientras más alta sea la gravedad API de un aceite combustible, mas alto será su
capacidad calorífica Kcal/kg (BTU/libra).
b) VOLATILIDAD
La volatilidad es la propiedad que tienen los líquidos de pasar al estado gaseosos. Un
liquido es muy volátil, cuando se evapora con facilidad a la temperatura ambiente.
Por el contrario, se dice que un liquido es poco volátil, cuando presenta una baja
tendencia a evaporarse a la temperatura ambiente o, cuando se evapora a latas
temperaturas.
La volatilidad es una propiedad importante en los combustibles, debido a que ella es
una indicación de sus características de combustión y de las precauciones que se
deben tomar para su uso y manejo.
La volatilidad de los derivados se estima mediante las pruebas de destilación, punto
de inflamación y Presión de vapor Reid.
Destilación.- La destilación es el proceso usado para la separación del crudo en
varias fracciones. En un laboratorio se usa este método para determinar el margen o
amplitud de ebullición de los derivados del petróleo, así como para determinar los
volúmenes o cantidades vaporizadas a determinadas temperaturas. Este ensayo se
realiza en gasolinas, kerosene, solventes y diesel.
En el caso de los solventes, el rango de destilación tiene importancia para evaluar el
tiempo que necesitan para evaporarse.
La prueba de destilación de una gasolina, proporciona una medida de la extensión
que alcanzara la evaporación en un determinado conjunto de condiciones en el
motor. La presencia de fracciones pesadas indica la posibilidad de combustión
incompleta, con formación de carbón dentro del motor. La presencia de pesados en
el kerosene, que se emplea como combustible domestico o en iluminación, significa
que se depositara carbón en las paredes de los recipientes y en las mechas de las
lámparas.
El intervalo de ebullición de la gasolina determina la facilidad de arranque, la
intensidad de la aceleración, las perdidas por dilución en el cárter. Según la
destilación ASTM, el tiempo de calentamiento del motor viene influenciado por el
porcentaje destilado a 70 ºC y la temperatura a la cual ha destilado el 90%.
Punto de inflamación.- El punto de inflamación es la mínima temperatura, a la cual
los vapores emitidos por el producto que se analiza, se inflaman cuando se les
acerca una llama.
En el caso del kerosene y la nafta, el punto de inflamación es una indicación de la
facilidad con que se evapora el producto y el resultante peligro de encenderse a
temperaturas relativamente bajas. No hay ninguna prueba, que por si sola, nos dé
una guía completa de la tendencia que posee algún derivado para encenderse, pero
con referencia a esto, la prueba del punto de inflamación se la considera como la
más importante.
El Punto de Inflamación es la mejor indicación de la probabilidad que existe de que
algún derivado se encienda y en la mayoría de los casos, esto es mas útil que
conocer la manera de cómo se quemará el combustible después de que se ha
encendido.
Sin embargo, para un gran numero de derivados del petróleo, especialmente los
aceites lubricantes, se determina el punto de inflamación no como una indicación de
facilidad que posee el producto para encenderse, sino que se le utiliza para facilitar
su identificación y clasificación y para detectar contaminaciones con productos
livianos.
La formación de espuma en la superficie de la muestra mientras se está realizando la
prueba, es una indicación de la presencia de agua en el combustible, no obstante, ese
hecho no proporciona ninguna idea de la cantidad de agua que contiene el aceite.
Los puntos de inflamación de los derivados del petróleo varían considerablemente,
las gasolinas tienen un punto de inflamación por debajo de 0 ºC. Algunos solventes
que se emplean como materias primas para la fabricación de pinturas tienen puntos
de inflamación que varían entre 27 y 43 ºC. Los puntos de inflamación del kerosene
son de 42 a 45 ºC. El diesel y gasóleos atmosféricos tienen puntos de inflamación
que varia desde 55 hasta 90 ºC y, la mayoría de los aceites lubricantes tiene puntos
de inflamación entre 135 y 440 ºC.
Presión de vapor Reid.- El método más utilizado para determinar la Presión de
vapor de derivados del petróleo volátiles y no viscosos, se conoce con el nombre de
Presión de vapor Reid, PVR.
La PVR es aproximadamente la presión de vapor del derivado a 38 ºC en libras por
pulgada cuadrada absolutas (ASTM D-323). La PVR en el caso de las gasolinas es
importante para estimar la volatilidad y la tendencia hacia la formación de bolsas de
vapor; además para medir la seguridad en su transporte y almacenamiento.
Las pruebas de destilación y PVR definen completamente la volatilidad de una
gasolina. La PVR indica la tendencia inicial hacia la vaporización, mientras que la
prueba de destilación proporciona una medida de la extensión que alcanzará la
vaporización en un determinado conjunto de condiciones.
La tendencia a la formación de bolsas de vapor está relacionada directamente con la
PVR de la gasolina. Para controlar la formación de bolsas, la presión de vapor Reid
no debería exceder los siguientes limites:
Temperatura
ambiente
PVR máx.
Permisible psi
15,6 13,23
21,1 11,76
26,6 10,3
32,2 8,8
c) COMBUSTIÓN
La combustión es una oxidación rápida con emisión de luz y calor. La oxidación
como se sabe, es una reacción química en la cual una sustancia, en este caso los
hidrocarburos presentes en el derivado del petróleo, se combinan con oxigeno. Para
el desarrollo de esta reacción química se requiere que el combustible se encuentre al
igual que el oxigeno en estado gaseoso, o por lo menos en la forma de gotas muy
pequeñas (atomizado). Es importante señalar, que la combustión es mas completa,
cuando el combustible se vaporiza completamente antes o al momento de quemarse.
Las pruebas que se utilizan para medir las características de la combustión de los
derivados del petróleo son las siguientes: Numero de octano en las gasolinas; Punto
de humo Numero de cetano en kerosene y turbocombustibles; Índice de diesel y
Número de cetano en los combustibles diesel y, Residuo de carbón y contenido de
cenizas en los combustibles residuales.
Número de octano.- El número de octano es una prueba de calidad de las gasolinas,
la cual ha representado una gran ayuda en el progreso de los combustibles
modernos para motores.
El número de octano de una gasolina indica su relativa tendencia a producir
detonación bajo condiciones especificas de la prueba, la cual se realiza en un motor
prototipo.
El resultado de la prueba se determina, comparando el rendimiento del combustible
que se analiza con el de dos combustibles de referencia, cuyos rendimientos han
sido fijados de antemano.
Al iso octano puro se le ha asignado un rendimiento u octanaje de 100, porque no
produce detonación en la mayoría de motores. Al heptano normal de similar pureza,
se le ha dado una relación normal de detonación igual a cero, porque produce
detonación en casi todos los motores.
Mezclando diferentes porcentajes de estos hidrocarburos, se obtiene una mezcla que
produce el mismo rendimiento o intensidad de detonación que el combustible que se
analiza. En este caso se dice que el octanaje de la muestra ensayada es igual al
porcentaje de iso-octano de la mezcla utilizada como referencia.
El método utilizado para determinar el Numero de Octano aprobado por la ASTM
utiliza un motor monocilíndrico de 3 ¼ pulgadas de diámetro interno y 4 ½
pulgadas de recorrido, enfriado por agua el motor está especialmente diseñado para
esta prueba. El motor tiene tres cilindros, de tal manera que uno puede usarse para la
muestra objeto del ensayo y los otros dos, para las muestras de referencia (mezclas
heptano con iso octano).
La cámara del cilindro es ajustable, de modo que pueden obtenerse relaciones de
compresión de 4 a 1, hasta 10 a 1. Desde el tope de la cámara de compresión se
extiende un pequeño cilindro que contiene una aguja de rebote, la cual descansa en
un diafragma al final del revestimiento de la cámara de combustión del motor.
El diafragma vibra con la presión de la explosión, según sea la detonación, lo cual
hace que la aguja suba y baje dentro del cilindro. El extremo descubierto de la aguja
del cilindro está conectado eléctricamente a un medidor de las vibraciones, el cual
registra la intensidad de la detonación. De esta forma la intensidad de la explosión
de la muestra ensayada puede relacionarse con el numero de octano de las muestras
de referencia.
Se emplean dos métodos para medir el octanaje o Numero de Octano de una
gasolina, el método Research (RON) y el método Motor (MON); los cuales operan
bajo las siguientes condiciones:
MOTOR (MON) RESEARCH (RON)
900 RPM
600 RPM
Avance automático del
encendido
Punto de encendido fijo
Tubo múltiple de entrada a
temperatura de 148,9 ºC
Tubo múltiple de entrada a
temperatura normal (ambiente
Admisión de aire a temperatura
normal (ambiente)
Admisión de aire a temperatura
de 51,7 ºC
Los números de octano obtenidos por el método Research, son por lo general más
altos que los obtenidos con el método Motor. El RON se refiere a la situación de
circulación de un vehículo en ciudad y el MON, asemeja la circulación en carretera.
La demanda de numero de octano viene afectada por la altitud y para un avance de
encendido constante es alrededor de tres unidades inferior por cada 305 metros de
altura. En la practica, el encendido está generalmente avanzado para alturas
importantes, para mejorar el funcionamiento del automotor, siendo el efecto neto
reducir el RON de la gasolina, en alrededor de tres unidades por cada 1500 metros
de incremento de altura. La demanda de octanaje varia de 7 a 12 RON para el
mismo modelo de motor debido a las diferencias de puesta apunto, depósitos en el
motor y falta de calibración. En la siguiente Tabla se detallan algunos efectos típicos
de diferentes variables sobre la demanda de octanaje del motor.
Efectos de las variables sobre la demanda de octanaje
Variables Efectos sobre el octanaje
Altitud - 3RON por 300 metros de incremento en la
altitud
Humedad - 0,5 RON para un incremento del 10 % en
la humedad relativa a 21 ºC
Velocidad del motor -1,0 RON para un incremento de 300 rpm
Temperatura del aire + 1,0 RON por cada 11 ºC de aumento
Temperatura del refrigerante + 1,0 RON por cada 5,5 ºC de aumento
Depósitos en la cámara de combustión + 1,0 a 2,0 RON de 1.500 a 10.000 Km.
Punto de humo.- La prueba de Punto de humo indica la calidad de combustión del
kerosene y el Jet fuel. La prueba consiste en medir la altura de la llama que produce
un combustible sin despedir humo. Los hidrocarburos parafínicos generalmente dan
un punto de humo mas alto que el correspondiente a los hidrocarburos aromáticos.
Se transfiere la muestra en una botella con una mecha, detrás de esta mecha está una
escala graduada para medir la altura de la llama. La llama entonces se ajusta hasta
que no produzca humo. El punto de humo es la altura de esta llama en milímetros.
La precisión de la prueba es mas o menos 1,0 mm.
Número de cetano.- El número de cetano es una medida del poder de ignición de
los combustibles para motores diesel y corresponde al porcentaje de Cetano
contenido en una mezcla de referencia. Esta muestra de referencia, esta compuesta
por dos hidrocarburos, el Cetano(C16H34)al cual se le ha dado un valor arbitrario de
100 y el metil Naftaleno (C11H10), al cual se le ha asignado un valor arbitrario de
cero.
Con el Cetano y el metil Naftaleno se prepararan mezclas de diferentes
características de ignición y con ellas se comparan las muestras a analizar. El motor
de prueba para combustible diesel, se asemeja al usado para la determinación del
octanaje de las gasolinas.
Al motor, se le conoce con el nombre de Unidad de Prueba CFR para aceites diesel.
Es un motor monocilíndrico con una cámara de precombustión y un adaptador
micrométrico, que permite ajustar el tamaño de la cámara. Estos ajustes alteran la
relación de compresión, la cual puede oscilar hasta 14 a 1.
En el volante de motor hay dos luces de neón, una de ellas esta colocada a 13 grados
delante del punto muerto y se enciende cuando se inyecta el combustible. La otra
está encima, en el centro del punto muerto y se enciende cuando el combustible se
quema en los cilindros.
Un combustible con un número de Cetano alto, sobre 50 tendrá una buena eficiencia
en los motores diesel de alta velocidad, tales como las de los camiones y autobuses.
Estos combustibles se queman casi instantáneamente después de la inyección y ello
es consecuencia de su alto número de cetano.
Índice de diesel.- El Índice de diesel es una buena indicación del rendimiento del
combustible diesel en los motores Diesel y su valor guarda una estrecha relación con
el Número de Cetano. Está definido por la siguiente formula matemática
El Punto de Anilina de un derivado del petróleo es la temperatura critica de solución
de una mezcla de volúmenes iguales de anilina y del producto. Esta prueba es muy
útil en la evaluación del poder de solvencia de las naftas del petróleo. La prueba se
realiza calentando una mezcla homogénea de anilina y diesel, enfriándola luego hasta
que aparezca la primera nebulosidad permanente, esta temperatura es el Punto de
Anilina del diesel analizado.
La prueba se realiza en un tubo de ensayo tapado con un corcho, el cual es colocado
dentro de un baño liquido transparente no acuoso ni volátil. Un motor eléctrico opera
un agitador, el cual pasa a través del corcho hasta la mezcla, así como también un
termómetro.
Se deposita la muestra libre de agua en el tubo de ensayo y se le añade un volumen
igual de anilina anhidra. Se pone en acción el agitador dentro de la mezcla hasta que
esta clarifique. Se deja que la mezcla se enfríe hasta que aparezca el primer
enturbiamiento, esta temperatura critica es el Punto de Anilina.
Cuando el color del producto al cual se desea determinar el Punto de Anilina es muy
oscuro, se le determina el Punto de anilina mixto. Para determinarlo, se mezcla a la
temperatura ambiente, la sustancia miscible con un volumen igual de normal
heptano, luego un volumen de esta muestra se mezcla con un volumen igual de
anilina. La temperatura a la cual esa mezcla diluida con normal heptano comienza a
enturbiarse, se denomina Punto de Anilina Mixto.
El petróleo contiene principalmente tres tipos de hidrocarburos parafinas, naftenos y
aromáticos. Los aromáticos tienen una gran poder de solución, le siguen los naftenos
y los de más bajo poder son las parafinas. Por regla general, la anilina es más
compatible con los hidrocarburos aromáticos que con los naftenos o parafinas.
Por lo tanto, el punto de anilina puede indicar tanto aromaticidad como solución de
hidrocarburos; por ejemplo, los Punto de Anilina de los solventes aromáticos son
bajos, mientras que los valores del Punto de Anilina de los solventes alifáticos, son
altos a causa de la preponderancia de las parafinas.
En la siguiente Tabla, se reportan las propiedades del n-Hexano, Ciclo Hexano y del
Benceno (Hidrocarburos de 6 átomos de carbono), con la finalidad de observar las
diferencias en sus propiedades, especialmente lo referente al Punto de Anilina.
Hidrocarburo API Peso
Molecular
Temperatura
Ebullición ºC
Punto de
anilina ºC
n – Hexano 81,6 86 68,7 68,6
Ciclo Hexano 49,1 84 80,7 31,0
Benceno 30.8 78 80,1 -30,0
Gravedad API x Punto de Anilina
Índice de diesel = 100
Residuo de carbón.- El termino carbón residual se utiliza para designar al material
sólido carbonoso, que queda después de que el combustible ha sido sometido a
evaporación completa, seguida de un proceso moderado de pirolisis o quemado.
El contenido de carbón residual de los combustibles se determina mediante dos
métodos de prueba convencionales: el método Conradson y el método Ramsbottom.
En el Método Conradson, una muestra previamente pesada en u crisol de porcelana,
se coloca dentro de otro crisol metálico y ambos se colocan en una baño de arena
contenido en una caja de metal provista de una chimenea. Se aplica calor con un
mechero de gas hasta que aparezca humo sobre la chimenea. Acercando el mechero
a los vapores emitidos se logra que éstos empiecen a quemarse; cuando el fuego se
ha extinguido, el crisol se calienta al rojo cereza durante un lapso de siete minutos,
entonces después de enfriarlo se pesa.
En el Método Ramsbottom se pesa una muestra de aceite de 1,0 gramo y se la
introduce en un bulbo de vidrio de boca capilar. El bulbo de vidrio es luego
depositado por 20 minutos en un horno a 550 ºC. Luego el bulbo es retirado del
horno y se coloca en un desecador donde se lo deja enfriar a peso constante.
Determinado el incremento del peso inicial del bulbo de vidrio, se determina el
contenido del carbón residual de la muestra.
Contenido de Cenizas.- El contenido de cenizas de un derivado de petróleo, es la
cantidad de material no combustible, tales como la sílice y residuos metálicos,
contenidos en el producto. La determinación del contenido de ceniza es importante
para aceites combustibles y lubricantes, nuevos y usados, incluyendo aquellos que
contienen aditivos.
Para la realización de esta prueba, se depositan unos 20 gramos de la muestra n un
crisol de porcelana, previamente calcinado y pesado, luego se determina el peso
exacto de la muestra.
El crisol se va calentando poco a poco hasta que los vapores emanados de la muestra
se enciendan al acercarles una llama; se continúa calentando hasta que la muestra se
queme completamente, luego se calcina el crisol, se enfría y se pesa. El peso del
residuo, expresado en porcentaje del peso original de la muestra, es el contenido de
ceniza.
d) FLUIDEZ
La fluidez es una propiedad de los fluidos que indica la mayor o menor facilidad con
que ese material se mueve o se escurre por un espacio confinado. Así por ejemplo,
cuando se dice que un liquido o un gas es mas fluido que otro, es porque puede
moverse con mayor facilidad a través de tuberías u otro espacio confinado.
La viscosidad por lo general mide la fluidez a moderadas y altas temperaturas, en
tanto que los puntos de fluidez y turbidez se refieren a temperaturas inferiores que la
ambiental.
e) CORROSIVIDAD
Se conoce por Corrosividad el efecto nocivo que sobre los metales ejercen ciertas
sustancias químicamente activas.
Los hidrocarburos son sustancias inertes frente a los metales, no obstante cuando los
hidrocarburos se combinan con el azufre, oxigeno, nitrógeno; se vuelven
químicamente activos frente a mucho metales con los cuales están fabricados los
equipos, como hornos, torres, intercambiadores de calor, etc., en los que se procesa
y refinan los crudos del petróleo.
Principalmente, los compuestos de azufre presentes en el petróleo y en los
derivados, son los responsables de la Corrosividad que éstos presentan. Compuestos
de azufre libre y azufre corrosivo en cantidades excesivas, son indeseables en la
gasolina, en los combustibles diesel y cualquier otro usado en motores de
combustión interna.
Cuando estos productos se queman, el azufre se convierte en dióxido o tritóxido de
azufre, el cual puede mezclarse con el agua, que también es otro producto de
combustión, para formar ácido sulfuroso o ácido sulfúrico. Estos ácidos son
altamente corrosivos para las partes ferrosas de un motor.
Las pruebas utilizadas para medir la Corrosividad de los productos del petróleo son
las siguientes: Corrosión al cobre, Prueba Doctor y l contenido de azufre.
Corrosión al cobre.- Esta prueba se realiza para descubrir la presencia del azufre
libre y de los compuestos corrosivos de azufre en los crudos y derivados. Para la
realización de esta prueba se pone suficiente cantidad de muestra en una botella
patrón y en ella se introduce una barrita de cobre pulida, libre de toda coloración.
Esta barrita de cobre debe quedar totalmente sumergida en la muestra y permanecer
en un baño a una temperatura constante de 100 ºC, durante tres horas. Transcurrido
este tiempo, se saca la barrita de obre y se compara su coloración con un patrón de
colores.
Los resultados se reportan de la siguiente manera:
No. 1 Cobre Color Claro Producto aprobado
No. 2 Coloración roja o color latón Producto dudoso
No. 3 Coloración negra o parda Producto desaprobado
Prueba Doctor.- Esta prueba se aplica a los productos livianos. La prueba Doctor
no da una indicación de la cantidad de azufre presente en el derivado del petróleo.
Tampoco puede utilizarse, para descubrir la presencia de azufre libre, no obstante si
puede utilizarse para determinar o descubrir la presencia de mercaptanos en
gasolinas.
Para la ejecución de la prueba, se vierten 5 cc de solución Doctor, con una pequeña
cantidad de flor de azufre, en un tubo de ensayo, luego se vierte la muestra. Se tapa
el tubo y se lo agita vigorosamente. Se deja el tubo en posición vertical durante
quince minutos y se observa si se produce uno de los siguientes casos:
1. Si la muestra y la solución Doctor permanecen inalterables y el azufre
conserva su color amarillo claro, ello es una indicación de que el producto
no contiene mercaptanos o que se encuentran en cantidades limitadas.
2. Si la muestra o la solución Doctor están ligeramente coloreadas, o si la
película de azufre está ligeramente cambiada, el producto es todavía
aceptable en cuanto a su contenido de mercaptanos.
3. Si la muestra o la solución Doctor están fuertemente coloreadas, o si la
película de azufre está notoriamente cambiada; esto indica que hay una
excesiva cantidad de mercaptanos y el producto es rechazado.
Contenido de azufre.- Ya se han mencionado algunos efectos dañinos de los
compuestos activos de azufre en la gasolina, kerosene o diesel. La corrosión delas
partes metálicas del sistema de combustión y el efecto indeseable sobre la
estabilidad del color en los derivados del petróleo, son dos consecuencias bien
conocidas de los compuestos de azufre.
Método de la lámpara: En algunos productos como la gasolina y el kerosene, el
contenido total de azufre puede determinarse quemando el combustible en una lámpara
de mecha, recogiendo en una solución básica los productos de la combustión y
analizando dicha solución por titilación. El contenido de azufre s proporcional a la
reducción de la alcalinidad de dicha solución.
Método del horno de alta temperatura: Este método incluye la combustión completa
de una muestra del producto colocado en un pequeño crisol de cerámica y, a través del
cual se hace pasar una corriente de oxigeno.
Los óxidos de azufre formados durante la combustión, son absorbidos en una solución
de yodato de potasio, el punto de equilibrio se observa utilizando el yodo como
indicador.
El yodo libre da una coloración violeta en solución, en presencia del almidón como
indicador; las reacciones que tienen lugar son las siguientes:
S + O2 = SO2 2SO2 + O2 = 2SO3
KIO3 + SO3 = KSO4 + I2
ESPECIFICACIONES DE LOS DERIVADOS NACIONALES
REQUISITOS DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO, Norma INEN 675
REQUISITO UNIDAD PROPANO
COMERCIAL
MEZLA
PROPANO-BUTANO
BUTANO
COMERCIAL
METODO
DE
ENSAYO
Presión de vapor a
37,8 ºC (100 ºF)
Pascal*
Psi
14,47 x 105
(210)
13,78 x 105
(200)
4,82 x 105
(70)
INEN 676
Temperatura de
Evaporación del 95 %
del volumen a
1,033 x 105 Pa
ºC
(ºF)
- 38,3
(-37,0)
2,2
(36)
2,2
(36)
INEN 677
Corrosión sobre la
Lamina de cobre
No. 1
No. 1
No. 1
INEN 678
Contenido de azufre mg/m3 343 343 343 INEN 679
Residuo de vaporación de
100 cm3
cm3
0,05
0,05
0,05
INEN 681
Pentanos y pesados (C5+) % -- 2,0 2,0 INEN 683
Butanos y pesados (C4+) % 2,5 INEN 683
* 105 Pa = 1 kgf/cm
2
REQUISITOS DE LA GASOLINA EXTRA 80 OCTANOS, Norma INEN 935:99
REQUISITOS UNIDAD Minimo Maximo Mtodo de ensayo
Numero de octano Research RON 80 INEN 2102
Ensayo de destilación INEN 926
10 % ºC 70
50 % ºC 77 121
90 % ºC 189
Punto Final ºC 215
Residuo % en V 2 INEN 926
Presion de vapor Reid KPa **(psi) 56 (8,12) INEN 928
Corrosion a la lamina de cobre No. 1 INEN 927
Contenido de gomas mg/100 cc 4 INEN 933
Contenido de azufre % peso 0,20 INEN 929
Contenido de aromaticos % en V 20,0 INEN 2220
** 1 kPa = 0,0145 kgf/pul2
REQUISITOS DE LA GASOLINA SUPER 89 OCTANOS, Norma INEN 935:99
REQUISITOS UNIDAD Minimo Maximo Mtodo de ensayo
Numero de octano Research RON 89 INEN 2102
Ensayo de destilación INEN 926
10 % ºC 70
50 % ºC 77 121
90 % ºC 190
Punto Final ºC 220
Residuo % en V 2 INEN 926
Presion de vapor Reid KPa **
(psi)
56
(8,12)
INEN 928
Corrosion a la lamina de cobre No. 1 INEN 927
Contenido de gomas mg/100 cc 5 INEN 933
Contenido de azufre % peso 0,20 INEN 929
Contenido de aromaticos % en V 30,0 INEN 2220
** 1 kPa = 0,0145 kgf/pul2
REQUISITOS DEL DIESEL No. 1: Kerosene, Norma INEN 1489:99
REQUISITOS UNIDAD Minimo Maximo Mtodo de ensayo
Punto de inflamacion ºC 40 INEN 1047
Agua y sedimento % en V 0,05 INEN 1494
Residuo carbonoso sobre el 10 %
del residuo de la destilacion
% en
peso
0,15
INEN 1491
Cenizas % en
peso
0,01 INEN 1492
Temperatura de destilación del 90% ºC 288 INEN 926
Viscosidad cinematica a 37,8 ºC cSt 1,3 3,0 INEN 1490
Corrosion a la lamina de cobre No. 2 INEN 927
Contenido de azufre % peso 0,30 INEN 1490
Indice de cetano calculado 40 20,0 INEN 1495
REQUISITOS DEL DIESEL No. 1 Kerosene, Norma INEN 1489:99
REQUISITOS UNIDAD Minimo Maximo Mtodo de ensayo
Punto de inflamacion ºC 40 INEN 1047
Agua y sedimento % en V 0,05 INEN 1494
Residuo carbonoso sobre el 10 %
del residuo de la destilacion
% en
peso
0,15
INEN 1491
Cenizas % en
peso
0,01 INEN 1492
Temperatura de destilación del 90% ºC 288 INEN 926
Viscosidad cinematica a 37,8 ºC cSt 1,3 3,0 INEN 1490
Corrosion a la lamina de cobre No. 2 INEN 927
Contenido de azufre % peso 0,30 INEN 1490
Indice de cetano calculado 40 20,0 INEN 1495
ANEXO
