Propiedades fisicoquimicas globales de los crudos de

petroleo ligadas al transporte, almacenamiento y al precio.

1) Densidad de los crudos de petróleo

El conocimiento de la densidad tiene un importante valor comercial ya que la

cotización de los crudos depende en parte de esta propiedad. La densidad se

expresa frecuentemente en grados API.

En una misma región geográfica, la densidad del crudo varía de un

yacimiento a otro. En arabia saudita, por ejemplo, el crudo del campo de

Gwawar tiene una densidad estándar media del orden de 0.850 (34°API)

mientras que la densidad del crudo de Safaniyah, alcanza a 0.893 (27° API).

En un mismo campo se observan también variaciones de densidad de un

pozo a otro. Por ejemplo, 0.848 (38.4° API) y 0.861 (32.8° API) en el campo

de Ghawar.

La densidad de los crudos se mueven generalmente entre 0.800 y 1.000, aun

se han observado crudos con densidades que se sitúan fuera de este

intervalo, 0.787 (48.2° API) para los crudos de Barrow South, Alaska,

Estados Unidos, Santa Rosa y Venezuela, y 1.028 (6° API), para el crudo de

Bradley Canyon, California y Estados Unidos.

Generalmente, se clasifican los crudos de petróleo en función de la densidad

en 4 grandes categorías:

Los crudos ligeros tienen una densidad menor a 0.825, los crudos medios

tienen una densidad entre 8.825 a 0.875, los crudos pesados tienen una

densidad de 0.875 a 1.000 y los crudos superpesados tienen una densidad

mayor a 1.000.

Tabla. Densidades de algunos crudos de petróleo.

2) Punto de congelación de los crudos de petróleo

Cuando un crudo estas expuesto al frio no se observa, como para un

producto puro, un paso neto del estado líquido al estado sólido. Primero

aparece un aumento más o menos importante de la viscosidad, después, si

el descenso de temperatura es suficiente deja de ser fluido y se aproxima al

estado sólido espesándose. Esto es debido a que los crudos de petróleo son

mezclas complejas con una mayoría de componentes generalmente no

cristalizable: su paso al estado sólido no se hace a temperatura constante

sino en un intervalo de temperatura cuyos límites son función de los

tratamientos anteriores a los que los crudos se han sometido. Cuando el

crudo es precalentado a 45-65°C disminuye la temperatura del punto de

congelación ya que el crudo contiene gérmenes de cristales de parafinas y

estos quedan destruidos durante el precalentamiento. Si el crudo se

precalienta a una temperatura más elevada (100°C aproximadamente) se

observa un aumento del punto de congelación debido a la evaporación de

hidrocarburos ligeros, es decir, a su mayor densidad.

Se mide el punto de congelación de los crudos para dar una indicación

aproximada sobre sus posibilidades de bombeo. De hecho. La agitación del

fluido provocado por el bombeo puede impedir, retardar o destruir la

formación de cristales de parafinas, otorgándoles por tanto a los crudos una

cierta fluidez por debajo de la temperatura de congelación medida. Los

puntos de congelación de los crudos de petróleo se colocan generalmente en

un intervalo comprendido entre -60°C y +30°C.

Tabla. Puntos de congelación de algunos crudos

3) Viscosidad de los crudos de petróleo

La medida de la viscosidad de los crudos a diferentes temperaturas es

importante especialmente para los cálculos de las pérdidas de carga en los

oleoductos, tuberías y conducciones de la refinería, así como para las

especificaciones de bombas e intercambiadores.

La variación de la viscosidad en función de la temperatura no es la misma

para todos los crudos.

La viscosidad de un crudo parafinico aumenta rápidamente si la

temperatura baja; en cambio, para los crudos naftenicos o mixtos el aumento

de la viscosidad es más progresivo.

Se determina la viscosidad por la medida del tiempo de paso por un tubo

capilar de longitud dada, a una temperatura bien determinada; esta

viscosidad cinemática es expresada en mm2

s.

Tabla. Viscosidad de algunos crudos a 20°C

4) Presión de vapor y punto de inflamación de los crudos de petróleo.

La medida de presión de vapor y el punto de inflamación de los crudos

permite estimar el contenido en hidrocarburos ligeros.

La presión de vapor de un crudo, a la salida del pozo, puede alcanzar

20 bar. Si se debería almacenar y expedir en estas situaciones sería

preciso utilizar depósitos de gran espesor y espesor y peso. Por ello, se

lleva esta presión de vapor a valores más bajos (<1 bar) separando los

constituyentes de alta presión de vapor por medio de una serie de

expansiones, en aparatos llamados separadores, que son de hecho

simple depósitos que permiten la separaciones de las dos fases, liquida y

vapor, formadas a consecuencia de esas expansiones. Los diferente

constituyentes se reparten entre dichas dos fases de acuerdo con las

leyes de equilibrio.

Existen normas de seguridad que reglamentan el trasiego y

almacenamiento de crudos y productos petrolíferos en función de su punto

de inflamación, que está directamente ligados a la presión de vapor.

Se admite generalmente que los crudos de petróleo con una presión de

vapor superior a 0.2 bar a 37.8°C tienen una punto de inflamación inferior a

20°C.

Tabla. Presión de vapor y punto de inflamación de algunos crudos.