Yacimiento

Densidad

Es la masa (medida en vacío), expresada en gramos, de la cantidad de volumen medida en cm3 o ml de la temperatura a que se determina. La gravedad específica es la relación de la masa a la unidad de volumen de un líquido, al peso del mismo volumen de agua pura a 15°C ó 60°F.

Densidad: la comercialización del crudo depende en gran parte de la densidad del mismo y es una de las más importantes dentro de sus propiedades.

Es bien sabido que la densidad del crudo puede variar de un yacimiento a otro aunque estén ubicados en la misma área geográfica, e incluso en un mismo campo la densidad puede variar de un pozo a otro. La densidad del crudo está situada en general entre 0.800 y 1.000, aunque se han observado crudos que están fuera de este rango. (0.787).

Por lo general los crudos de petróleo se calcifican en 4 categorías en función de sus densidades.

Los petróleos más livianos son los más caros pues los crudos destinados a lubricantes requieren mayores condiciones de planta y de elaboración que los destinados a combustibles, pero sus productos finales son mejor pagos. Generalmente se usa el grado A.P.I. como una forma más sencilla de expresar la densidad. En las operaciones comerciales de crudos la densidad es uno de los parámetros considerados.

PRESIÓN DE VAPOR REID (PVR)

Desde hace años, se desarrolló una prueba de presión de Vapor Reid (PVR), la

cual es el procedimiento de prueba para determinar la presión de vapor del aceite crudo, condensados, gasolinas y otros productos del petróleo que se almacenan en tanques atmosféricos (Su determinación se basan en los métodos o normas de ASTM D3323 o D 5191). El objetivo de la prueba PVR fue proporcionar un medio para determinar si un hidrocarburo líquido almacenado en un tanque atmosférico, vaporizará o no cuando su temperatura se eleve a 100°F, esta cantidad se seleccionó como una temperatura probable para el tanque de almacenamiento, que podría esperarse durante los meses de verano.

La prueba PVR, proporciona una de la presión de vapor verdadera (PVV) de un

líquido derivado del petróleo, a una temperatura de 100°F. El procedimiento para medir la presión de vapor verdadera, es algo complicado y requiere equipo de laboratorio especializado.

2. PROCEDIMIENTO

La práctica Método de prueba estándar para determinación de contenido de la presión de vapor de productos derivados del petróleo (Método REID) se realizó en su mayoría como lo indica la Norma exceptuando unos pequeños detalles.

Contenido de agua

La especificación del contenido de máximo de agua esta relacionada al costo de transporte y procesamiento. El porcentaje no debe ser mayor del 1 al 2%. La determinación se efectúa por destilación (A.S.T.M. D-4006).

El equipo de destilación consiste en un balón que lleva una trampa graduada en el cono inferior en ml. o décimas de ml. Se coloca en el balón una determinada cantidad de crudo y una cantidad igual de un "carrier" que codestila con el agua presente en la muestra. Los productos livianos y el agua condensan y por rebalse los livianos vuelven al balón en tanto que el agua desciende al fondo del cono graduado, donde se mide. (Fig.3).

Contenido de azufre: Los crudos del petróleo contienen hidrocarburos sulfurados, sulfuro de hidrogeno disuelto y a veces azufre en suspensión. Los compuestos de azufre presentes en el crudo, pueden ser corrosivos o no. Atendiendo a la cantidad de azufre presente, los crudos suelen denominarse corrosivos (agrios) o dulces. De forma general el contenido de azufre total de un crudo está comprendido entre 0.05 y 5% en peso,

Tabla Nº5. Contenido de azufre de algunos crudos.

Los valores de la tabla anterior están en línea con el contenido de azufre de los residuos orgánicos que componen el origen de crudos de petróleo, algunos crudos tienen un alto contenido de azufre en su composición que son demasiado elevados para admitir que el azufre tiene un origen orgánico solamente.

No existe mundialmente un criterio numérico, para la clasificación; pero los valores adoptados comercialmente, se encuentran entre los siguientes límites:

1. Petróleo dulce: Menos del 0,5% S

2. Petróleo medio: Entre 0,5 y 2% S

3. Petróleo agrio: Mas del 2% S

Este criterio es importante porque la complejidad y costos de la operación en refinerías se incrementan proporcionalmente con el incremento del contenido de azufre en el crudo. Las cantidades presentes en crudo varían desde prácticamente nada hasta algunos porcentajes importantes. En el caso de las naftas

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