Análisis de Crudos

"Evaluar un crudo significa encontrar la funcionalidad que rige el comportamiento termodinámico y cinético de los distintos parámetros que determinan el espectro de alternativas de utilización de cada crudo y de las posibles mezclas a refinar"

En la misma se pretende unir en una frase los dos caminos que convergen en la evaluación tecnológica de un petróleo crudo, el de la ingeniería de productos con su objetivo de calidad y el de la ingeniería de procesos con las realidades que impone la existencia de tecnologías o el costo de procesamiento.

Considerando el aspecto estratégico, la definición anterior debe ser ampliada porque su objetivo es la optimización de la utilización de la materia prima en estudio, contemplando la integración de todas las áreas de la industria petrolera, y de las distintas rentabilidades que las mismas poseen, pero sin aislar el análisis del contexto económico

Las distintas etapas que conforman la metodología de trabajo, se encuentran esquematizadas en la Figura 1. Lo que se ha dado en llamar acondicionamiento del crudo, comprende:

Consiste en detectar los aportes al oleoducto en estudio, determinando las corrientes principales y actualizando datos de producción al momento del estudio.-Esta etapa finaliza cuando, previa ubicación geográfica de la cuenca a la que pertenece el crudo se esta en condiciones de llegar a un esquema de aportes o cursograma, donde se encuentra identificada la producción de la zona, en lo que al origen de los aportes y al peso relativo de lo mismos, se refiere (un ejemplo se muestra en la Fig. 2).-

Obtener una muestra representativa de la producción del yacimiento previamente relevado.

Las muestras de petróleo son utilizadas para ser examinadas en diferentes test de laboratorio (características físicas y químicas ). El resultado podrá determinar un negocio de transferencia y hasta valorizar por precio un crudo.

Muestra representativa es una muestra que representa una pequeña porción del material del total del volumen (Por ej. tanques, contenedores, oleoductos) obtenida con una precisión igual o mayor a la del método de laboratorio con la cual será analizada. Del cursograma surgen también los puntos de toma de muestra. La misma se efectúa según métodos estandarizados, y de la forma que sea considerada más conveniente en cada caso en particular.

Muestra oficial es una muestra tomada en el punto acordado para transferencia de petróleo crudo y usada para realizar determinaciones que afecten la relación contractual acordada.

El muestreo es una operación que permite obtener una cantidad de material que represente lo más aproximadamente posible a la masa global del mismo, debido a que dicha muestra se utilizara para realizar las pruebas o ensayos cuyos resultados decidirán su futuro empleo. Por lo tanto, se justifica tomar las precauciones necesarias que contribuyan a que la misma represente lo mejor posible al material en su totalidad.

Los métodos de muestreo y las cantidades a extraer, se basan en experiencias estadísticas y teoría de los promedios. Existen normas de diferentes orígenes para la obtención de una muestra representativa de petróleo crudo (ASTM D-270, TOTAL 547-E, ASTM D-4057).

La norma ASTM D-270, cubre tanto la toma de muestra en oleoducto como en tanque, buque-tanque y ferrocarril. Los recipientes utilizados para obtener la muestra, están indicados en forma y dimensiones standard

Al realizar un muestreo completo de un tanque, deben reunirse muestras procedentes de los distintos niveles integrándose luego como lo indica la norma.

La norma TOTAL 547 (E), describe un procedimiento de muestreo y envasado de petróleos crudos estabilizados a presión atmosférica sin que exista una perdida apreciable de hidrocarburos livianos.

El método no es adecuado para pequeñas cantidades de muestra o bajo condiciones de alta presión.

El petróleo crudo es tomado en tambores conectados entre ello a través de un manifold. Es introducido a través de una línea que llega al fondo del primer tambor, el fluido fluye llenando el mismo y dejando un volumen libre sobre la superficie libre del crudo. Luego pasa al segundo tambor de la misma manera y por ultimo a un tercero que sirve como cierre hidráulico. El tambor que se toma como muestra es el segundo. La geometría y medidas del manifold y cañerías están normalizadas.

La norma A.S.T.M. D-4057 (Muestreo representativo y uniforme de muestras de petróleo y productos de petróleo con T.V.R. menor a 26 psi), es para muestreo continuo e individual. No es apta para productos que son gases a temperatura ambiente.

Usualmente los sistemas de petróleo son heterogéneos. En estos casos se recomienda el muestreo automático, considerando las determinaciones de agua y sedimentos y densidad.

Además la identificación deberá contener toda aquella información que se considere necesario para tener en cuenta en el momento de la evaluación de los resultados.

El petróleo es una mezcla no homogénea de sustancias de las cuales la mayoría de los constituyentes son hidrocarburos, junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno y nitrógeno. Puede contener también cantidades variables de gas disuelto y componentes metálicos en pequeñas proporciones. Además generalmente hay agua no disuelta.

C	83 a 87 %
H2	11 a 14 %
O2	0 a 5 %
S	0 a 6 %
N2	0 a 0.5 %
C. Inorgánicos	0 a 0.1 %

En cuanto a sus propiedades físicas difieren mucho entre si, desde amarillentos y líquidos hasta negros y viscosos. Estas variaciones están dadas por las distintas relaciones entre los tipos de hidrocarburos presentes. Dichas relaciones son importantes para determinar los métodos de refinación a utilizar.-

El número de compuestos de HC es extremadamente grande. The American Petroleum Institute Research Project 6 ( APIRP-6 ) tiene aislados 277 compuestos para el crudo Mind-continent desde que empezó el proyecto en 1927.

APIRP-6 es generalmente el que provee las bases para cualquier tipo de discusión sobre composición del petróleo.

A modo de ejemplo se puede decir que en el crudo de referencia se han aislado en la fracción de nafta, todos los isómeros del hexano, siete del heptano (sobre 9 posibles), 16 isómeros de octano (sobre 18 posibles), cinco C7-ciclopentanos (sobre 6 posibles), once C8-ciclopentanos (sobre 15 posibles), siete C8-ciclohexanos (sobre 15 posibles) y todos los isómeros C8 y C9 de alquilbencenos.

El número de HC presentes en el gas oil y aceites lubricantes es mucho mayor que en las gasolinas alcanzando a algunos cientos de compuestos. A partir del conocimiento de una cantidad limitada de ellos se pueden hacer generalizaciones concernientes a las fraccione de alto P.M.

Las moléculas de parafinas son consideradas como cadenas lineales de 20 a 57 átomos de carbono. Hay evidencia de que hay presentes ramas en las cadenas.

En general el mayor grado de ramificaciones da menor punto de fusión y mayor grado de solubilidad para un dado punto de ebullición. Los lubricantes son mezclas de parafinas sustituidas y no sustituidas, nafténicos y aromáticos y la relación entre las cantidades de estos componentes depende del origen del crudo.

La mayoría de los HC aislados por el API en su proyecto N° 6 fueron ubicados dentro de los siguientes tipos :

El normal pentano y normal hexano generalmente son isomerizados a isoestructuras por el alto número de octano de los isómeros ramificados. Las isoparafinas son las que tienen un grupo metilo en el C2. Se han separado desde C4 aC33.

Las parafinas ramificadas tienen un(os) grupo(s) alquilo(s) (generalmente metilo ), más lejos, dentro de la cadena carbonada.

Las isoparafinas son las más abundantes seguidas en orden por los compuestos 3-metil y 4-metil monosustituídos. Las parafinas di y tri sustituidas son menos abundantes (principalmente en las fracciones de alta ebullición).

Los isómeros iso hierven a menor temperatura que los normales correspondientes, la diferencia se hace menor a medida que el grupo metilo se corre hacia el centro de la molécula. Predominan en las gasolinas. En el rango del kerosen las normales son más importantes y abundantes que las isoparafinas.

Los únicos hidrocarburos parafínicos presentes en los productos de alto punto de ebullición. son los que se encuentran en la parafina y su cantidad, aún en los productos de base parafínica es relativamente pequeña.

Derivan del ciclopentano y ciclohexano. Muchos de estos HC cíclicos saturados contienen grupos metilo en contacto con las cadenas parafínicas ramificadas, las cicloparafinas son más abundantes con dos o más sustituyentes.

Las fracciones de punto de ebullición relativamente bajo contienen apreciables cantidades de ciclopentano y ciclohexano,. se analizan en la fracción nafta y se obtienen como impurezas en la fracción kerosene. La presencia de altos porcentajes de ciclopentano y ciclohexano en la fracción gasolina es importante porque ellos son los precursores de los HC aromáticos.

En las fracciones lubricantes se han detectado naftalenos sustituidos, benzeno, fenantreno y policíclicos aromáticos. La proporción relativa de varios tipos de compuestos en los lubricantes marcan sus propiedades físicas, entonces la preponderancia de nafténicos y aromáticos da un aceite cuyo espesor disminuye rápidamente cuando se calienta y espesa rápidamente cuando se enfría. En otras palabras, la curva de la relación viscosidad - temperatura tiene un pendiente empinada. Por otro lado, una mayor proporción de parafinicos aplana la curva viscosidad - temperatura. Es deseables tener un aceite con una curva tan plana como sea posible, la mayoría de los cortes lubricantes es refinado directamente en vías a tener la mayor cantidad posibles de componentes parafinicos, sin llegar al límite de ser sólidos a temperatura ambiente.

Varios de estos compuestos se encuentran en el crudo y en las corrientes refinadas. Los más importantes son sulfuros orgánicos, compuestos de nitrógeno y de oxígeno (en ese orden). También hay trazas de compuestos metálicos que pueden ser causa de problemas en ciertos procesos catalíticos.

Todos los petróleos tienen compuestos de azufre, desde 0,03% en los crudos de Pennsylvania hasta 5,0% en los crudos mejicanos. Los compuestos de azufre determinan la corrosividad potencial del crudo. En las naftas presentan dificultades en cuanto a corrosión, olor y explosiones deficientes de las mismas.

El crudo que contiene SH2 se denomina "Crudo ácido", pero algunas tecnologías se refieren descuidadamente a crudo "High sulphur" como crudo ácido. En el crudo "High sulphur", el SH2 puede ser bajo, pero el porcentaje de compuestos que contienen azufre es alto. El crudo ácido tiene mucho SH2 , el crudo agrio tiene muchos mercaptanes, por ejemplo y es muy corrosivo.

Han sido aislados una gran cantidad de derivados de azufre incluyendo azufre elemental, sulfuro de hidrogeno, mercaptanes, tioéteres disulfuros y tiofenos. Los compuestos de azufre son complejos y generalmente térmicamente inestables. Los cíclicos como el tiofeno son más estables. Se eliminan craqueandolos durante el proceso de refinación en el cual se forma SH2 y compuestos orgánicos simples de azufre.

Ciertos compuestos de azufre que son corrosivos por su acidez como SH2 y mercaptanos, se eliminan con tratamientos químicos. Los compuestos de azufre no ácidos se transforman en SH2 durante el tratamiento.

Los tipos de compuesto de S y los cortes en los cuales se encuentran, figuran en la Tabla 2.

Endulzar un petróleo significa transformar los mercaptanes en sulfuros o polisulfuros, que no son corrosivos. Se aplica en las fracciones livianas de petróleo a las que se mejora color, olor y estabilidad.

El contenido de nitrógeno en la mayoría de los crudos existentes, es relativamente bajo, generalmente menor que 0,1% en peso aumentando en las fracciones de alto punto de ebullición.

Hay varios tipos de hidrocarburos nitrogenados y son considerablemente más complejos que los compuestos hidrocarbonados de azufre. Son completamente estables térmicamente y por esta razón en los cortes livianos solo aparecen trazas de nitrógeno. Se cree que son derivados de las proteínas presentes en los materiales a partir de los cuales se formó el crudo. Una pequeña cantidad presente en el gasoil de la alimentación para cracking catalítico tiene un efecto adverso sobre la selectividad de la catálisis.

La separación de los diferentes tipos de compuestos es dificultosa y los mismos son susceptibles de alteración y perdidas por manipuleo. Según sus características se los clasifica en básicos y no básicos. Para reducir su presencia en la carga a procesos catalíticos se efectúa hidrotratamiento. En los petróleos crudos no existen compuestos básicos de N2, estos se forman por descomposición en la destilación.

Al igual que los compuestos de nitrógeno, estos son generalmente mas complejos que los de azufre.

En su mayor parte son ácidos carboxílicos, fenoles y cresoles, con menores cantidades de tipos no ácidos como ésteres, amidas, cetonas y benzofuranos.

El total de ácido contenido en el petróleo varía desde 0.03% (petróleo iraquí y egipcio) a 3% (algunos petróleos de California). Normalmente es menor al 0,1% peso.

Los ácidos nafténicos que representan la acidez primaria del crudo, son de considerable importancia petroquímica. Los que se encuentran en nafta pesada, kerosene y gas oil, se destruyen en el cracking. Los que se encuentran en la fracción gas oil son cadenas de alquil- cicloparafinas, se eliminan como naftenato de sodio por extracción con soda caustica.

La presencia de compuestos de oxigeno en la alimentación a procesos catalíticos, no presenta mayores problemas.

Los asfaltos contienen algunos compuestos altamente oxigenados que son fácilmente separados del crudo y sus fracciones.

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.

El agua en hidrocarburos puede encontrarse en suspensión o en emulsión. El agua en suspensión se separa por decantación. Con respecto a la emulsión se deben efectuar consideraciones relativas al tipo de emulsión, presencia de sustancia emulsificadora, existencia de movimiento de agitación, edad de la emulsión, características del petróleo, presencia de sales disuelta en el agua, presencia de gas disuelto en el petróleo, contenido de agua.-

Las sales del crudo están compuestas principalmente por cloruros en la siguiente relación:

El mas dañino es el Cl2 Mg por su facilidad de descomposición con formación de ClH. Aparte de cloruros, hay sulfatos y carbonatos presentes en menor cantidad. Son mas dañinos los sulfatos y de estos el de calcio que por encima de 40°C da incrustaciones muy duras.

Los procesos de desalación se basan en el ingreso de agua dulce al petróleo, en porcentajes que van desde el 5% al 10%, para proceder a la deshidratación posterior. De esta manera, el agua dulce disminuye la concentración de sales a valores aceptables.

Conviene que este proceso se haga en yacimiento pues se evitan procesos corrosivos en cañerías y fondo de tanques de almacenaje, pero en la mayoría de los casos los yacimientos no poseen agua dulce y se deshidratan solamente.

El contenido de sales se encuentra en un amplio rango, las mismas resultan principalmente de la operativa de producción en campo y el manipuleo del crudo en refinerías.

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.

En la actualidad, en el laboratorio se determina con densímetro automático (A.S.T.M. D-5002). En caso de crudos pesados se determina con hidrómetro (A.S.T.M. D-1298). En el casos de aceites muy viscosos o semi-sólidos se determina con picnómetro.

La densidad tiene importancia en la industria del petróleo debido a varios motivos, algunos de ellos:

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.

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).

Es común que el petróleo crudo contenga arcilla que interfiere obturando equipos. Los métodos para su determinación pueden diferir entren la campo y la refinería por razones prácticas y económicas. No obstante en caso de transacciones comerciales debe especificarse exactamente cuál será el método acordado para su control.

En las refinerías se utiliza la A.S.T.M. D-4006 para la determinación de agua y la A.S.T.M. D-4807 para la determinación de sedimentos por filtración.

En el campo suele utilizarse la ASTM D-96 (Agua y sedimentos ) por uno de los tres métodos de centrifugación según el tipo de crudo :

Junto con la viscosidad, son dos determinaciones que se utilizan para resolver problemas asociados al transporte de crudos. El punto de escurrimiento es la 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.

Es importante porque la complejidad y costos de la operación en refinerías se incrementa 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 dichos compuestos tienen acción corrosiva.

La determinación de azufre se efectúa según la norma ASTM D-4294. Actualmente se utiliza la técnica de quimiluminiscencia. La radiación característica derivada a partir de una fuente de Rayos X, es comparada con la de muestras patrón, cuyo contenido de azufre (% en peso) es conocido. La determinación de mercaptanes se efectúa por medición de la cantidad de nitrato de plata que se combina con ellos.

Este método cubre la determinación de la cantidad de residuos luego de la evaporación y pirólisis de un petróleo, y el objetivo es proporcionar una indicación de la sustancias con tendencia a la formación de coque. El residuo carbonoso guarda una relativa proporción con la cantidad de asfalto duro presente en el petróleo.

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.

Existen factores de conversión a través de tablas y ábacos para el pasaje de una viscosidad a otra.

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.

Es importante su determinación por los problemas de corrosión que puedan originar. Generalmente se determinan como cloruros realizando una extracción con agua y determinando en el extracto la cantidad de cloruros presente por cualquier método volumétrico. Actualmente se utiliza el método ASTM D-3230 que es un método potenciométrico.

Los procesos de desalado se basan en el ingreso al petróleo de agua dulce, en porcentajes que van del 5 al 10%, para proceder a la deshidratación posterior con algunos de los sistemas conocidos. Conviene realizar este proceso en yacimientos pues se evitan procesos corrosivos en cañerías y fondo de tanques de almacenaje ; pero en la mayoría de los casos, los yacimientos no poseen agua dulce y se limitan a deshidratar solamente.-

Actualmente se utiliza el método ASTM D-3230 que es un método potenciométrico.

El conocimiento de los constituyentes del petróleo crudo es muy importante para el refinador.

Las características que permiten clasificar al crudo se determinan por procesos simples y económicos.

Dicha clasificación se puede efectuar según la composición química, la densidad o la cantidad de azufre total presente en el crudo.

También denominada base del crudo. En este caso se consideran las cantidades relativas de parafinas y asfaltos que contienen, según el siguiente esquema:

Esta clasificación es la conocida comercialmente. Químicamente se pueden identificar los crudos ligeramente parafínicos y los crudos aromáticos.

Fracción llave N°1: Es la que destila entre 250 y 275 C. a presión atmosférica, es la representante de las fracciones livianas.

Fracción llave N 2: Es la que destila entre 275 y 300 C. a 40mmHg, es la representante de los destilados pesados.

Si la densidad de la fracción llave N 1 es menor que 0,8251, la fracción es parafínica, se es mayor que 0,8602 es nafténica, entre ambos valores es intermedia.-

Si la densidad de la fracción llave N 2 es menor que 0,876 la fracción es parafínica, si es mayor que 0,934 es nafténica, entre ambos valores es intermedia.-

En la Tabla 5 figuran todas las posibilidades, con la fracción N 1 se entra en la tabla y la fracción N 2, determina la base. A los efectos de la utilización comercial, se trabaja con °API.

La aplicación práctica del método, merece algunos considerandos, por ejemplo:

En el caso de la mezcla pueden darse dos posibilidades, según se conozca o no, la composición de la mezcla, esto implica una forma de cálculo distinta para la TB, según se detalla:

Kuop<11,4	Base Nafténica
11,4<Koup<12,2	Base Intermedia
Koup>12,2	Base Parafínica

El conocimiento de este factor, permite la utilización de una gran variedad de ábacos existentes en la industria petrolera

A los fines de unificar la terminología utilizada internacionalmente, la "Comisión de Programas Científicos" del Congreso Mundial del Petróleo, acuerda la siguiente clasificación; adoptando como límite de valor definitivo la densidad del agua a 4°C (1.000 Kg. de agua /m3 o, en términos de °API = 10)

TIPO DE CRUDO	°API	DENSIDAD (kg/m3)
Liviano	> 31,1	< 870
Medio	22,3 - 31,1	920 - 870
Pesado	10,0 - 23,3	1.000 - 920

Por regla general, 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

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