Search
  • Ingrid Hernandez

Propiedades físicas y químicas de los hidrocarburos para su comercialización



1 INTRODUCCIÓN


Actualmente, el petróleo es uno de los energéticos más importantes a nivel mundial por lo que su comercialización representa una fuente importante de ingresos.


Existen dos tipos de mercados en la industria petrolera: el de los crudos, el cual constituye la materia prima para las refinerías; y el de los productos derivados de los hidrocarburos líquidos, el cual representa los productos refinados.


Los países productores de petróleo deben de conocer el funcionamiento del mercado internacional para contar con productos que satisfagan las exigencias de comercialización.


La composición química de los hidrocarburos es muy compleja, va desde sustancias simples y muy volátiles hasta compuestos asfálticos que no se pueden destilar. Sus características fisicoquímicas dependen de su naturaleza, conocerlas es de gran importancia tanto para determinar su tipo de tratamiento inicial para la obtención de productos de calidad comercializables con alto valor económico; así como para prever los cambios que pueden sufrir con las variaciones de presión y temperatura durante su transportación y almacenamiento.



2 PROPIEDADES


Las refinerías valoran de forma diferente la calidad de un crudo en función de sus propiedades crudas. Estas propiedades crudas se dividen en dos categorías: propiedades crudas enteras, como la gravedad API, punto de escurrimiento, viscosidad, índice de acidez y contenido de azufre, nitrógeno, sal, agua y sedimentos; y fracción cruda o propiedades específicas de corte, las cuales se aplican solo a fracciones o cortes individuales de crudos, las propiedades que se miden dependen de la fracción o corte específico y de cómo se usa en el procesamiento adicional o la mezcla directa en un producto terminado.


2.1 Densidad del petróleo crudo


La densidad o gravedad API del petróleo crudo, es una medida internacional desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en inglés), relacionada a la gravedad específica, que expresa la densidad del aceite en términos de gravedad API. Se calcula de la siguiente manera:


Donde:

Sg = gravedad específica del fluido


Generalmente los crudos se clasifican de acuerdo a su densidad en cuatro categorías:


Tabla 1. Clasificación de los crudos de acuerdo a su densidad

La gravedad API es de importancia comercial debido a que el precio del crudo depende parcialmente de esta propiedad. Una mayor gravedad API y menor densidad en el crudo, indica un crudo más ligero y de mayor calidad; por el contrario, menor gravedad API indica un crudo más pesado y denso, con mala calidad para la refinación. Los crudos más ligeros son más valiosos debido a que producen productos ligeros de alto valor al pasar por la refinería.


La Tabla 2 muestra la gravedad API de algunos crudos comercializados a nivel mundial.


Tabla 2. Gravedad API de crudos comercializados

Durante la carga y descarga de los buquetanques, se mide la densidad del crudo para confirmar que se encuentra dentro de las especificaciones requeridas en el contrato.



2.2 Punto de escurrimiento del petróleo crudo


El punto de escurrimiento es la temperatura a la cual un líquido se vuelve más viscoso y deja de fluir cuando se enfría, debido a la precipitación de cristales de parafina sólida.


El aceite crudo es una mezcla compleja en la que la mayoría de los componentes generalmente no se cristaliza. Por esta razón, cuando el aceite crudo se enfría, no hay cambio de líquido a sólido como en las sustancias puras, es decir, su transición a estado sólido no ocurre a una temperatura constante sino a lo largo de un rango de temperatura. Primero, hay un cambio notable en la viscosidad, luego, si la temperatura baja lo suficiente, el crudo deja de ser líquido y se aproxima al estado sólido espesándose.


Es muy importante conocer la historia térmica del crudo, un precalentamiento del crudo de 45 a 65 °C disminuye la temperatura del punto de escurrimiento porque el crudo contiene pequeños cristales parafínicos, los cuales son destruidos durante el precalentamiento. Si el crudo se precalienta a una temperatura más alta (alrededor de 100 °C), habrá un incremento en el punto de escurrimiento debido a la evaporación de los hidrocarburos ligeros, y el crudo se volverá más pesado.


El punto de escurrimiento del petróleo crudo se mide para dar una indicación aproximada de su bombeabilidad. La agitación del fluido provocada por bombeo puede parar, reducir o destruir la formación de cristales de parafinas, otorgándole al crudo una fluidez adicional por debajo de la temperatura del punto de escurrimiento medida.


La medición de esta temperatura es una especificación de calidad importante para los combustibles diésel. Se define por la norma NF T 60-105 y por la norma ASTM D97, las cuales estipulan el precalentamiento de la muestra de 45 a 48 °C. De manera general, el material ligero (con punto de ebullición inferior) tendrá un punto de escurrimiento más bajo, lo cual es más deseable.


La Tabla 3 muestra el punto de escurrimiento de crudos comercializados.


Tabla 3. Punto de escurrimiento de crudos comercializados


2.3 Viscosidad del petróleo crudo


La viscosidad es el grado de resistencia que tiene un líquido a fluir. Mientras mayor es la viscosidad, mayor es la resistencia a fluir. Un hidrocarburo de alta viscosidad, por ejemplo, fluye con dificultad, mientras que los menos espesos son más móviles.


La medición de la viscosidad del petróleo crudo a diferentes temperaturas es de importancia para el cálculo de las caídas de presión en los oleoductos y en el sistema de tuberías de la refinería, así como para la especificación de las bombas e intercambiadores. Por ejemplo, tener una mayor viscosidad que la considerada en el diseño, reducirá el flujo deseado y hará necesario una mayor potencia en el motor de las bombas. La viscosidad también es importante en la inyección de combustibles en motores y en quemadores. La viscosidad afecta a los factores de los instrumentos de medición, falseando las lecturas.


El cambio de la viscosidad con la temperatura no es la misma para todos los crudos, por ejemplo, la viscosidad de un crudo parafínico incrementa rápidamente con el descenso de la temperatura, por el contrario, en los crudos naftenícos, el incremento de la viscosidad es gradual.


La viscosidad se determina mediante la medición del tiempo que le toma a un crudo fluir a través de un tubo capilar de cierta longitud a una temperatura determinada. A esto se le llama viscosidad cinemática, expresada en mm2/s y definida por las normas NF T 60-100 o ASTM D445.


La viscosidad también se puede determinar mediante la medición del tiempo que le toma al aceite fluir a través de un orificio calibrado, de acuerdo a la norma ASTM D88, y expresada en segundos Saybolt (SSU).


Algunas tablas de conversión para las diferentes unidades son usadas y normalizadas mediante la norma ASTM D2161.


Ciertos instrumentos de orificio calibrado (por ejemplo, viscosímetros de tipo Engler) permiten medir la viscosidad a temperaturas inferiores al punto de escurrimiento. Esto debido a que el aparato agita la muestra al punto en que se previene la formación de cristales. En otros métodos, se efectúa la medición sin agitación.


La Tabla 4 y Tabla 5 muestran la viscosidad de crudos comercializados.


Tabla 4. Viscosidad de crudos a 37.77 °C

Tabla 5. Viscosidad de crudos a 20 °C


2.4 Presión de vapor y punto de inflamación del petróleo crudo


La presión de vapor es una medida de la volatilidad de un combustible, o el grado en que se vaporiza a una temperatura dada; es una especificación de calidad importante para la gasolina.


El punto de inflamación es la temperatura mínima a la cual se encienden o detonan momentáneamente los vapores de un producto cuando se le aplica una llama en condiciones controladas. Representa la temperatura máxima a la cual se puede almacenar o transportar un producto en condiciones seguras.


La medición de la presión de vapor y punto de inflamación¬¬¬¬ del petróleo crudo permite que el contenido de hidrocarburos ligeros pueda ser estimado.


La presión de vapor de un crudo en el cabezal puede alcanzar 290 psi. Si fuera necesario almacenarlo y transportarlo bajo estas condiciones, se necesitaría un equipo con paredes gruesas. Para eso, se reduce la presión a menos de 14.50 psi al separar los componentes de alta presión de vapor mediante una serie de reducciones de presión (de 1 a 4 etapas) en los separadores, los cuales permiten la separación de las dos fases, líquida y de vapor, formadas por debajo del punto de reducción de presión.


Los dos componentes se distribuyen a sí mismos en las dos fases de acuerdo con las leyes de equilibrio. La fase de vapor resultante es llamada “gas asociado”, mientras que la fase líquida es el aceite crudo. Por lo general, la producción de este gas se considera indeseable porque sólo una pequeña parte es económicamente recuperable para la venta a pesar de que la cantidad producida es relativamente alta.


Las normas de seguridad rigen la manipulación y almacenamiento del aceite crudo y los productos de petróleo con respecto a su punto de inflamación, el cual está ligado directamente a la presión de vapor.


La medición de presión de vapor se define por las normas NF M 07-007 y ASTM D323, mientras que el punto de inflamación por las normas NF M 07-011 y ASTM D56. Por lo general, los aceites crudos que tienen una presión de vapor mayor a 2.90 psi a 37.77 °C (100 °F), tienen un punto de inflamación menor a 20 °C.


Durante las operaciones de llenado y drenaje de los tanques, se pierden hidrocarburos ligeros. Estas pérdidas se expresan en volumen por ciento de líquido y, de acuerdo a Nelson (1958), pueden ser evaluadas mediante la siguiente ecuación:


Donde:

PVR = Presión de vapor Reid en psi


Para reducir estas pérdidas, el aceite crudo es almacenado en tanques de techo flotante.


La presión de vapor Reid es la medida más común de presión de vapor para la gasolina. Mide la presión, en psi, necesaria para evitar que un líquido se evapore a una temperatura de 37.77 °C (100 °F). Los límites de presión de vapor varían estacionalmente, con límites más altos en los meses fríos y límites más bajos en los meses cálidos. Los rangos típicos son de 7 a 15 psi.


Una alta presión de vapor del crudo indica presencia de productos livianos en él, los cuales se quemarán durante el procesamiento si no se cuenta con un sistema de recuperación adecuado. En el caso de un motor de combustión interna, un exceso de presión de vapor provocará un bloqueo que impedirá el flujo de gasolina.


La presión de vapor no se mezcla linealmente con el volumen. Para estimar la presión de vapor de una mezcla, se usa un índice de presión de vapor:


La Tabla 6 muestra la presión de vapor y punto de inflamación de crudos comercializados.


Tabla 6. Presión de vapor Reid y punto de inflamación de crudos comercializados


2.5 Contenido de azufre del petróleo crudo


El azufre es un subproducto importante de la refinación del petróleo y el procesamiento de gas. Los crudos contienen compuestos orgánicos de azufre, sulfuro de hidrógeno disuelto, y en ocasiones, azufre suspendido. Por lo general, el contenido total de azufre se encuentra entre 0.05 y 5% en peso.


La mayor parte del azufre debe ser removido durante el proceso de refinación para cumplir con las especificaciones de contenido de azufre en los productos refinados.


El azufre y la gravedad API son las propiedades con mayor influencia sobre el precio del crudo.


La Tabla 7 muestra el contenido de azufre en algunos crudos comercializados.


Tabla 7. Contenido de azufre de crudos comercializados


2.5.1 Origen del azufre


El azufre proviene principalmente de la descomposición de materia orgánica. Con el paso del tiempo y su asentamiento, el aceite crudo pierde su azufre en forma de ácido sulfhídrico (H2S), que se encuentra en el gas asociado, dejando sólo una pequeña parte en el líquido.


Otro posible origen del H2S es la reducción de sulfatos por hidrógeno bajo la acción bacteriana del desulforibrio desulfuricans. El H2S formado de esta manera puede reaccionar con los sulfatos o la roca para formar el azufre que permanece en suspensión. Según sus condiciones de presión, temperatura y periodo de formación del yacimiento, puede reaccionar con los hidrocarburos para dar compuestos sulfurados. Por otra parte, el H2S puede reaccionar con los hidrocarburos olefínicos para producir tioles y sulfuros, lo que explica la ausencia de olefinas en los crudos, cuya presencia sólo se detecta en crudos con bajo contenido de azufre.


La naturaleza y cantidad de compuestos de azufre contenido en crudos y cortes de petróleo es de primordial importancia para la refinería porque constituye una restricción en el establecimiento de los esquemas de refinación y en la preparación de los productos terminados. Algunos de estos productos contienen y arrastran materiales corrosivos, los cuales reducen la vida útil de los reformadores catalíticos, degradan la calidad del producto terminado al cambiar su color y brindarles un olor desagradable, reducen la vida útil de los aceites lubricantes, así como generan contaminación atmosférica, por la formación de SO2 y SO3 durante la combustión de combustibles; e incendios por el contacto entre el aire y el sulfuro de hierro en las tuberías.



2.5.2 Compuestos de azufre contenidos en el aceito crudo


La cantidad total de azufre contenida en un aceite crudo se mide analizando la cantidad de SO2 formada por la combustión de una muestra de crudo, el resultado es tomado en cuenta al momento de evaluar el precio del aceite. Los compuestos de azufre se clasifican en seis grupos químicos:


a) Azufre elemental (S)

El azufre libre se encuentra raramente presente en el crudo, pero se puede encontrar suspendido o disuelto en el líquido. Puede ser producido por compuestos en la roca almacenadora por reducción de sulfatos.


Al procesar el azufre mediante hidrotratamiento, da como resultado la producción de gas H2S, que se convierte en azufre elemental en la unidad de recuperación de azufre. Este azufre elemental puede venderse como un líquido calentado o convertirse en sólidos como bloques o gránulos.


b) Sulfuro de hidrógeno (H2S)

El H2S se encuentra en el gas natural y disuelto en el crudo en cantidades menores a 50 ppm en peso. Se forma durante los procesos como craqueo catalítico, hidrodesulfuración, y craqueo térmico, o por descomposición térmica de hidrocarburos sulfurados durante la destilación.


En la década de los 50, el aceite crudo se consideraba corrosivo (amargo) o no corrosivo (dulce). Los crudos que contenían más de 6 ppm de H2S disuelto se clasificaban como amargos porque después de este límite se observaba corrosión en las paredes de los tanques de almacenamiento por la formación de escamas de sulfuro de hierro pirofórico. Hoy en día, los crudos que contienen más de 1 % de azufre se consideran corrosivos.


El H2S es altamente tóxico y genera óxidos de azufre altamente contaminantes si se quema. En consecuencia, casi todo el H2S se extrae en la unidad de amina y se envía a la planta de azufre para su conversión en azufre elemental sólido.


c) Tioles

Los tioles, también conocidos como mercaptanos, son corrosivos y malolientes. Su concentración, normalmente medida en ppm en peso, en los crudos es muy baja, o nula. Se crean a partir de otros compuestos de azufre durante las operaciones de refinación y se encuentran en los productos ligeros, como GLP o combustible para aviones, de donde son eliminados mediante hidrotratadores o endulzamiento en unidades de procesamiento tipo Merox.


Tabla 8. Contenido de azufre mercaptano en cortes del crudo Arabian Light


d) Sulfuros

Un sulfuro es la combinación del azufre con un elemento químico o con un radical. Este compuesto químico natural es un gas con olor materia orgánica descompuesta (a huevos podridos) y es altamente tóxico. Para moléculas de igual número de carbonos, su punto de ebullición es más alto que en los mercaptanos. Pertenece, también a la categoría de los ácidos por lo que, en disolución acuosa, se le denomina ácido sulfhídrico.


Los sulfuros constituyen la mayoría de los hidrocarburos sulfurados en los destilados medios (queroseno y gasóleo).


e) Disulfuros

Estos son compuestos difíciles de separar, por lo que sólo unos pocos han sido identificados: disulfuro de dimetilo y disulfuro de dietilo y sustancias más complejas como disulfuro de trinaftenodifenildisulfuro.


f) Tiofeno y derivados

El tiofeno y sus derivados se encuentran presentes en el petróleo en concentraciones de 1 a 3 %, provienen de la degradación de sulfuros durante el proceso de desulfuración. El tiofeno es un líquido con olor a benceno, insoluble en agua, pero soluble en solventes orgánicos.


Su presencia en los crudos se identificó con el metiltiofeno en el queroseno derivado del crudo iraní Agha Jari. Posteriormente se identificaron los benzotiofenos y sus derivados; y los naftenobenzotiofenos en cortes pesados.


Como se aprecia en el ejemplo de la Tabla 9, la mayor parte del contenido de azufre en el petróleo crudo se distribuye entre cortes pesados y residuos. Estos se encuentran en forma de compuestos de sulfuro de tipo naftenofenantreno o naftenoantraceno, o en forma de benzotiofenos, o sea, moléculas con uno o varios anillos nafténicos y aromáticos que por lo general contienen un solo átomo de azufre.


Tabla 9. Contenido de azufre total en cortes del crudo Arabian Light



2.6 Contenido de nitrógeno del petróleo crudo


El nitrógeno es un contaminante importante en el petróleo crudo, puede actuar como un veneno para muchos catalizadores, así como también puede contribuir a la corrosión. Los crudos con cantidades excesivas de nitrógeno (>0.25%) requieren un procesamiento especial.


Los crudos contienen compuestos de nitrógeno en forma de sustancias básicas como quinolina, isoquinolina y piridina; o materiales neutrales como pirrol, indol y carbazol. Estos compuestos pueden ser malolientes, como en el caso de la quinolina, o pueden tener un olor agradable como lo tiene el indol. Se descomponen por acción del calor para dar bases orgánicas o amoníaco, lo que reduce la acidez de los catalizadores en unidades de conversión como reformadores o craqueadores, e inician la formación de gomas en los destilados (queroseno, gasóleo).


Tabla 10. Contenido de nitrógeno y relación N/S de crudos comercializados


2.7 Contenido de agua, sedimentos y sales en el petróleo crudo

El crudo contiene agua, sedimentos y sales minerales en muy pequeñas cantidades, la mayoría se encuentra disuelto en el agua, mientras que el remanente se encuentra en cristales muy finos.


Estos productos pueden dañar el equipo mediante corrosión, erosión, depósitos, taponamiento, envenenamiento de un catalizador, etc.


2.7.1 Contenido de agua en los crudos

En el crudo, el agua se encuentra parcialmente en solución en forma de una emulsión más o menos estable, esta estabilidad se debe a la presencia de asfáltenos o de ciertos agentes surfactantes como mercaptanos o ácidos nafténicos.


El contenido de agua en el crudo se determina por las normas NF T 60-113 y AST D 95, cuyo procedimiento es hacer que el agua forme un azeótropo con ayuda de un hidrocarburo aromático, normalmente xileno industrial. Llevado a temperatura ambiente, este azeótropo separa en dos fases: agua y xileno; entonces se mide y compara el volumen de agua con el volumen total del crudo tratado.


En México, la calidad de exportación de la mezcla mexicana permite un contenido de agua de hasta 0.5%.


Tabla 11. Contenido de agua de crudos comercializados


2.7.2 Contenido de sedimentos en los crudos

Los sedimentos son los materiales sólidos insolubles en hidrocarburos o agua que pueden ser arrastrados con el crudo. Comprenden finas partículas de arena, lodo de perforación, rocas como feldespatos y yeso, metales en forma de minerales o en su estado puro como hierro, cobre, plomo, níquel y vanadio. Estos últimos pueden provenir de erosión en la tubería, tanques de almacenamiento, válvulas y sistemas de tuberías, o de cualquier cosa que entre en contacto con el crudo.


La presencia de estas sustancias en el crudo es sumamente indeseable porque pueden tapar las tuberías y contaminar los productos.


Durante el almacenamiento, los sedimentos decantan con la fase de agua y se depositan con las parafinas y asfaltos en el fondo del tanque de almacenamiento, en forma de lodos. La interfaz entre el agua-sedimento y el crudo debe ser monitoreada para evitar que se bombee este lodo en las unidades de operación de la refinería ya que puede causar daños serios. Para reducir el riesgo de bombeo de lodos en una unidad, se debe dejar un margen de seguridad de 50 cm debajo de la boquilla de salida o instalar un filtro en la línea de succión de la bomba. Los depósitos se acumulan con el tiempo por lo que los tanques deben ser sacados de servicio periódicamente para vaciarlos y limpiarlos.


El agua y sedimentos contenidos en un crudo es medido de acuerdo a las normas NF M 07-020, ASTM D96 y D1796; las cuales determinan el volumen de agua y de sedimentos separados del crudo por medio de centrifugación en presencia de un solvente como el tolueno y un agente demulsificante.


Tabla 12. Contenido de agua y sedimentos de crudos comercializados


2.7.3 Contenido de sal en los crudos

La sal en el petróleo crudo está típicamente en forma de cristales de sal disueltos en el agua que se emulsiona en el petróleo crudo. A pesar de su presencia en muy pequeñas cantidades (unas pocas docenas de ppm), las sales minerales causan serios problemas durante el tratamiento del crudo, como corrosión cuando se procesan a través de una refinería.


El cloruro de sodio, calcio y magnesio son casi siempre los compuestos predominantes, junto con el yeso y el carbonato de calcio.


La medición de cloruros se hace mediante las normas NF M 07-023 y ASTM D3230, y se expresa en mg de NaCl/kg de crudo. Las altas concentraciones de sal en el petróleo crudo afectan su valor de mercado debido al costo adicional de procesarlo. Las sales generalmente se eliminan en una unidad de desalación antes de que el crudo se envíe a la columna de destilación atmosférica.


En México, la calidad de exportación de la mezcla mexicana permite un contenido de sal de hasta 50 lb por cada 1000 bls de crudo.


La presencia de sal tiene las siguientes desventajas:

  • Durante la producción, el cloruro de sodio se puede depositar en capas en las paredes de la tubería después de una vaporización parcial del agua debido a la caída de presión entre el fondo del pozo y el cabezal; cuando estos depósitos se vuelven lo suficientemente grandes, el diámetro de la tubería del pozo se reduce, lo que causa pérdidas de producción. Para reducir el impacto de estos incidentes, se inyecta agua dulce.

  • En la refinería, las sales se depositan en la tubería de los intercambiadores y reducen la transferencia de calor, mientras que en la tubería de calefacción se crean puntos calientes que favorecen la formación de coque.


La mayor parte de la sal se encuentra en los residuos, estas corrientes sirven como base para la formación de combustibles, o como alimento para las unidades de producción de asfáltenos y coque, la presencia de sal en estos productos causa el ensuciamiento de los quemadores, la alteración de las emulsiones de asfalto y deterioro en la calidad del coque. El cloruro de calcio y magnesio se empieza a hidrolizar a 120 °C, esta hidrólisis ocurre rápidamente según la temperatura aumenta.


El cloruro de hidrógeno liberado se disuelve en el agua durante la condensación en la parte superior de la columna de destilación del crudo o en el condensador, lo que causa la corrosión de materiales en estas zonas. La acción del ácido clorhídrico se favorece y acelera en presencia del sulfuro de hidrógeno proveniente de la descomposición de los hidrocarburos sulfurados; esto obliga a inyectar materiales básicos como amoniaco en el punto de condensación del agua en la columna de destilación atmosférica. Además, la sal desactiva el catalizador de reformado y craqueo catalítico.


Todos estos riesgos se reducen drásticamente al desalar los crudos, proceso que consiste en coalecer y decantar pequeñas gotas de agua en un recipiente por medio de un campo eléctrico de 0.7 a 1 kV/cm.


Tabla 13. Contenido de sal de crudos comercializados


Tabla 14. Contenido de sal de ciertos crudos



2.8 Índice de acidez del petróleo crudo


El índice de acidez total (o TAN) de un petróleo crudo es una medida de la corrosividad del crudo en presencia de ácidos, particularmente ácidos nafténicos.


El aceite crudo contiene ácidos carboxílicos, los cuales son analizados mediante la valoración de los miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar un gramo de crudo (mg de KOH/g de crudo). Generalmente, un índice de acidez por encima de 1 se considera alto para cualquier material.


Tabla 15. Índice de acidez de crudos comercializados


La distribución de ácidos no es uniforme en un mismo crudo. En cortes ligeros o medianos, los ácidos son lineales. La mayoría de los ácidos contenidos en cortes de diésel son cíclicos y provienen de ciclopentanos o ciclohexanos, estos son mejor conocidos como ácidos nafténicos.


La presencia de los ácidos nafténicos en cortes de petróleo causa problemas para el refinador ya que forman emulsiones estables con soluciones cáusticas durante el desalado o en la producción de lubricantes; al ser muy corrosivos a temperaturas altas (350 a 400 °C), atacan el acero al carbono ordinario, lo cual requiere el uso de tuberías de aleación.


Las refinerías tienen cuatro opciones para lidiar con crudos con alto contenido de ácido:


Dilución: los crudos con alto contenido de ácido se mezclan con los que tienen bajo contenido en ácido para reducir el TAN promedio a un nivel que no represente riesgo de corrosión.


Neutralización: el crudo con alto contenido de ácido se puede neutralizar con cáustico a medida que se alimenta a la torre de destilación inyectándolo directamente en la corriente de crudo.


Inhibidores de corrosión: los inhibidores de corrosión a base de fósforo se pueden inyectar en el crudo y permitir que cubran las superficies metálicas, lo que reduce la probabilidad de corrosión. También se inyectan a menudo en las unidades de proceso donde los componentes ácidos pueden crear el mayor grado de corrosión.


Metalurgia: los metales utilizados en las piezas más importantes de los equipos pueden mejorarse a aceros inoxidables más resistentes a la corrosión que contengan molibdeno y otras aleaciones que son muy resistentes a la corrosión.



3 CONCLUSIÓN


El petróleo crudo no tiene aplicaciones prácticas tal y como es extraído de los yacimientos, sino que tiene que pasar por una serie de procesos de refinación y transformación del petróleo o procesamiento del gas natural que permitan producir un producto final de calidad que pueda ser comercializado con un valor económico significativo. Esto abarca productos petrolíferos de uso energético directo como son las gasolinas, diésel, queroseno, combustóleo, gas LP, etc.; y la materia prima en la industria petroquímica como el metano, etano, propano, butano y naftas.


Para su comercialización tienen que cumplir con ciertas especificaciones impuestas en el mercado, por lo que es muy importante conocer las propiedades fisicoquímicas de los hidrocarburos, ya que eso se tomará como base para diseñar las instalaciones específicas y equipos para el transporte, estabilización, deshidratado y endulzado del mismo, para posteriormente pasar a los procesos de refinación,


Entre las propiedades a ser evaluadas, destacan la gravedad API y el contenido de azufre, ya que son las que tienen mayor influencia sobre el precio del crudo.



4 BIBLIOGRAFÍA

  • Jean-Pierre Wauquier. Petroleum Refining Vol. 1: Crude Oil. Petroleum Products. Process Flowsheets.

  • Petróleos Mexicanos, PEMEX. Comercialización y productos. Recuperado de https://bit.ly/2q5sz6h

  • PMI Comercio Internacional. Políticas Comerciales de Petróleo Crudo

  • Anaid Itzel Gasga Monroy Juan Rolando Prado. 2017. Comercialización de Crudos Mexicanos (Tesis de grado). Universidad Nacional Autónoma De México, México.

  • ASTM Chemical Standards.

  • ACUERDO Núm. A/053/2015 de la Comisión Reguladora de Energía de los Estados Unidos Mexicanos.

  • McKinsey Energy Insights - Refinery Reference Desk.


43 views