DAYPO 1

El consumo de energía primaria procedente del petróleo en España en 2020 fue: Menos del 20%. Entre el 20% y el 40%. Entre el 40% y el 60%. Más del 60%.

El consumo actual de carburantes de automoción en España se reparte aproximadamente: Un 20% gasolinas y un 80% gasóleo A. Un 40% gasolinas y un 60% gasóleo A. Un 60% gasolinas y un 40% gasóleo A. Un 80% gasolinas y un 20% gasóleo A.

CONSUMO DE GASÓLEO EN ESPAÑA EN 2024. t gasóleo A automoción (74,7 %), gasóleo B agrícola y pesquero (13,6 %), gasóleo C calefacción (5,5 %),otros gasóleos – búnker (6,2 %). t gasóleo A automoción (13,6 %), gasóleo B agrícola y pesquero (5,5%), gasóleo C calefacción (74,7%),otros gasóleos – búnker (6,2 %). t gasóleo A automoción (5,2%), gasóleo B agrícola y pesquero (13,6 %), gasóleo C calefacción (8%),otros gasóleos – búnker (74,7%). t gasóleo A automoción (74,7 %), gasóleo B agrícola y pesquero (13,6 %), gasóleo C calefacción (6,2 %),otros gasóleos – búnker (5,5 %).

. ¿Qué tipos de hidrocarburos podemos encontrar típicamente en una gasolina?. C4 a C11. C10 a C14. C15 a C25. C20 a C50.

¿En cuál de los cuatro tiempos de un motor de ciclo Otto se produce trabajo?. Admisión. Compresión y encendido. Combustión y expansión. Escape.

. ¿Qué pasa si en un motor de encendido programado la chispa salta un poco después de que el pistón llegue al punto muerto superior?. Ese es el momento correcto para obtener el máximo rendimiento. Se pierde rendimiento. Se producen presiones demasiado altas sometiendo el motor a grandes esfuerzos. Los motores de encendido programado no precisan chispa.

Para un mismo volumen de la cámara de combustión, si se aumenta el volumen del cilindro entre el punto muerto inferior y el punto muerto superior. La relación de compresión aumenta. La relación de compresión no varía. La relación de compresión disminuye. No es posible aumentar el volumen del cilindro sin modificar el volumen de la cámara de combustión.

El índice de octano de una gasolina: Mide la cantidad de octano en una gasolina. Mide la calidad antidetonante de la gasolina. Es el porcentaje de isooctano en una mezcla con cetano. Se determina en un motor convencional comparando gasolinas de distinto octanaje.

¿Qué inconveniente presentaría una gasolina cuya curva de destilación estuviera por debajo de las especificaciones mínimas exigidas (destila menos de lo exigido) para el evaporado a 70 ºC?. Formación de hielo por exceso evaporación. Aumenta el consumo. Difícil arranque en frío. Riesgo de tapón de vapor (vapor lock).

¿Por qué se limita el contenido en olefinas de una gasolina?. No se limita, pues ya viene impuesto durante el refino. Por ser responsables de la aparición de gomas. Porque no se queman por completo y pueden iniciar microexplosiones. Porque debido a su alta volatilidad pueden emitirse vapores peligrosos.

El retraso del encendido en un motor diesel. Debe ser lo mayor posible para permitir una combustión completa. Es el tiempo transcurrido desde la inyección del combustible hasta el salto de la chispa, cerca del PMS. Depende del diseño del motor, pero no de la composición del gasóleo. Se reduce cuando el inyector introduce gotas muy finas y el diseño de la cámara de combustión favorece el mezclado.

El número de cetano mínimo exigido para el gasóleo C es: 46. 48. 51. No aparece limitado en las especificaciones del gasóleo.

El punto de obstrucción del filtro frío de un gasóleo: Es inferior al punto de niebla y superior al punto de congelación. Es superior al punto de niebla e inferior al punto de congelación. Es inferior al punto de niebla y al punto de congelación. Es superior al punto de niebla y al punto de congelación.

¿Qué características son necesarias en los combustibles para turbinas de aviación?. Excelente comportamiento en frío y alta volatilidad para evitar el riesgo de vapor lock. Bajo contenido en impurezas y llama poco radiante para evitar depósitos. Punto de inflamación bajo y punto final de destilación alto para mejorar su seguridad. Elevada presión de vapor y punto de cristalización bajo para vuelos de gran altura.

Entre las especificaciones del combustible Jet A-1 aparece 300 ºC como temperatura máxima del punto final de la curva de destilación. ¿qué puede pasar si no se cumple?. No se vaporizaría lo suficiente para ser quemado. Produciría pérdidas por evaporación, aumentando el consumo. Se pueden producir obturaciones gaseosas (“vapor-lock”) en los conductos del combustible. Se puede producir craqueo térmico y producción de partículas.

Con carácter general, el contenido de azufre de los fuelóleos se limita a: 1 g / kg. 1 mg / litro. 1 ppm. 1 % m/m.

¿Qué cantidad de bioetanol se puede añadir legalmente a las gasolinas en España sin avisar de la adición directa?. Hasta el 5% v/v de bioetanol a la gasolina. Hasta el 7% v/v de bioetanol a la gasolina. Hasta el 10% v/v de bioetanol a la gasolina. No hay ningún límite, basta declarar el índice de octano.

Los vehículos flexi-fuel son capaces de funcionar: Con gasolina o gasóleo indistintamente. Con diferentes mezclas de etanol y gasolina. Con biodiesel de baja calidad. Con grasas o aceites de origen vegetal.

¿Qué ventaja tiene la Jatrofa a la hora de emplearla como materia prima para producir biocarburantes?. Que tiene un extendido uso alimentario. Que tiene un rendimiento del 95 % en aceite. Que contiene una sustancia tóxica para personas y animales. Que necesita una gran calidad del suelo.

Seleccionar la afirmación INCORRECTA respecto a la formación de óxidos de nitrógeno en los motores de combustión interna: Las altas temperaturas de combustión favorecen la formación de NO. Las mezclas próximas a la estequiométrica son las que menos NO producen. La recirculación de gases de escape (EGR) contribuye a una reducción de NO. El NO puede pasar a NO2 y éste a N2O, siendo todos ellos perjudiciales para la salud o para el medio ambiente.

¿Qué es el AdBlue?. Un fluido que contiene el catalizador para la reducción catalítica de los óxidos de nitrógeno en motores diesel. Un aditivo empleado en motores diesel para limpiar los inyectores de todo tipo de residuos y depósitos. Un sistema de recirculación de gases de escape que incorpora una etapa de enfriamiento de los gases. Un aditivo empleado para la regeneración catalítica de los filtros de partículas en motores diesel.

¿Qué finalidad tiene la desconexión selectiva de cilindros (cylinder on demand)?. Aumentar la potencia del motor y, sobre todo, el par motor. Reducir el consumo. Mejorar el dosado. Reducir las emisiones de partículas y de NOx.

. El calor de reacción a presión constante viene dado por. qp = ΔH. qp = - ΔH. qp = ΔU. qp = - ΔU.

La temperatura adiabática de llama es: Mayor que la temperatura real de llama. Igual que la temperatura real de llama. Menor que la temperatura real de llama. Cualquiera de las respuestas es correcta.

¿cómo se define el dosado estequiométrico?. Fe = (volumen de combustible / volumen de aire ) correspondiente a las proporciones químicamente correctas. Fe = (moles de combustible / moles de aire) correspondiente a las proporciones químicamente correctas. Fe = (masa de combustible / masa de aire) correspondiente a las proporciones químicamente correctas. Es el número de moléculas de aire por cada molécula de gasolina que se introducen por el conducto de admisión.

El orden correcto de mayor a menor proporción H/C en los combustibles es…. GLP; Hidrógeno; Gas natural. Hidrógeno; GLP; Gas natural. Hidrógeno; Gas natural; GLP. GLP; Gas natural; Hidrógeno.

En los gases, la composición se da en…. %masa, como análisis inmediato. %masa, como análisis elemental. %molar o %volumen de una mezcla de sustancias puras. %molar o %volumen de C, H, O, N, S.

En la actualidad (2026) los tanques de hidrógeno comprimido para uso en transporte serían a…. 700 bar para coches y camiones. 350 bar para coches y camiones. 350 bar para coches, a 700 bar para camiones. 700 bar para coches, a 350 bar para camiones.

Una cocina que utilice propano, en caso de fuga, el gas tenderá a acumularse: Cerca del suelo. Cerca del techo. A media altura. Todas las respuestas anteriores son correctas.

Ordenar de mayor a menor densidad relativa los siguientes gases: propano, butano, metano, nitrógeno, aire. Butano, propano, aire, nitrógeno, metano. Butano, propano, metano, nitrógeno, aire. Butano, propano, metano, aire, nitrógeno. Butano, propano, aire, metano, nitrógeno.

¿Qué es el aire propanado? Es una mezcla de aire y propano…. comercial, con tanto mayor PCS cuanto mayor cantidad de aire tenga en composición. comercial, con tanto mayor PCS cuanto menor cantidad de aire tenga en composición. propano puro, con tanto mayor PCS cuanto mayor cantidad de aire tenga. puro, con tanto mayor PCS cuanto menor cantidad de aire tenga.

Al aumentar la proporción de aire en un aire propanado, el pcs…. aumenta y la densidad disminuye. aumenta y la densidad aumenta. disminuye y la densidad disminuye. disminuye y la densidad aumenta.

La clasificación de gases por familias (F) es aproximadamente: F1: 20 MJ/m3(n); F2: 40 MJ/m3(n); F3: 120 MJ/m3(n). F3: 20 MJ/m3(n); F2: 40 MJ/m3(n); F1: 120 MJ/m3(n). F2: 20 MJ/m3(n); F1: 40 MJ/m3(n); F3: 120 MJ/m3(n). F3: 20 MJ/m3(n); F1: 40 MJ/m3(n); F2: 120 MJ/m3(n).

La clasificación de gases por familias (F) es: F1: manufacturados; F2: gas natural; F3: GLP. F1: GLP; F2: gas natural; F3: manufacturados. F1: gas natural; F2: manufacturados; F3: GLP. Ninguna de las otras opciones es correcta.

En el uso de hidrógeno comprimido para el transporte se plantea utilizar, aproximadamente…. 350 bar para coches, 700 bar para camiones, 950 bar para Estación de servicio. 700 bar para coches, 700 bar para camiones, 950 bar para Estación de servicio. 350 bar para coches, 350 bar para camiones, 950 bar para Estación de servicio. 700 bar para coches, 350 bar para camiones, 950 bar para Estación de servicio.

El WC (Water Cut), en E&P, es el cociente entre el caudal…. másico de agua dividido entre el caudal másico de líquidos. volumétrico de agua dividido entre el caudal volumétrico de líquidos. másico de agua dividido entre el caudal volumétrico de líquidos. volumétrico de agua dividido entre el caudal másico de líquidos.

El GOR (Gas Oil Ratio), en E&P, es el cociente entre el caudal…. másico de gas dividido entre el caudal másico de oil. volumétrico de gas dividido entre el caudal volumétrico de oil. másico de gas dividido entre el caudal volumétrico de oil. volumétrico de gas dividido entre el caudal másico de oil.

En upstream, según aumenta la lámina de agua, el orden de instalación sería…. Fixed platform, compliant tower, TLP, Spar. Fixed platform, compliant tower, Spar, TLP. Fixed platform, Spar, TLP, compliant tower. Spar, TLP, compliant tower, Fixed platform.

¿Cómo están relacionados el tipo y la madurez de la materia orgánica (de un combustible fósil) con su estructura química?. El tipo de materia orgánica depende de su origen y determina su composición química: el tipo I presenta la relación H/C más alta, el tipo II una relación intermedia y el tipo III la H/C más baja, siendo progresivamente más aromático. La madurez depende del tiempo, la presión y la temperatura; al aumentar, disminuye la relación H/C y aumenta el grado de aromatización y la proporción de estructuras cíclicas. El tipo de materia orgánica no influye en su composición química, ya que esta depende únicamente de las condiciones de presión y temperatura. Al aumentar la madurez, se incrementa la relación H/C y disminuye la aromaticidad. La materia orgánica de tipo III presenta la relación H/C más alta y es la menos aromática, mientras que la de tipo I posee la relación H/C más baja. La madurez provoca una reducción de las estructuras cíclicas y un aumento de las cadenas alifáticas. La madurez de la materia orgánica depende exclusivamente del tiempo geológico transcurrido y no de la temperatura o la presión. Durante la maduración, la relación H/C permanece prácticamente constante, aunque aumenta la proporción de compuestos oxigenados.

¿Qué diferencia existe entre un bitumen y un kerógeno?. El bitumen es la fracción de materia orgánica soluble en disolventes orgánicos, mientras que el kerógeno es insoluble. Además, el kerógeno es la fracción más abundante en las rocas sedimentarias. El bitumen y el kerógeno se diferencian únicamente por su origen geológico, ya que ambos presentan la misma solubilidad en disolventes orgánicos. El kerógeno es la fracción soluble en disolventes orgánicos y suele encontrarse en mayor proporción que el bitumen, que es insoluble. El bitumen y el kerógeno son fracciones insolubles de la materia orgánica; la única diferencia es que el bitumen aparece en rocas más antiguas.

Desde un punto de vista químico, ¿Cuáles son las diferencias que marcan el paso de la diagénesis a la catagénesis?. El paso de la diagénesis a la catagénesis se caracteriza por la aparición del craqueo térmico debido al aumento de la presión y la temperatura. Mientras que en la diagénesis se generan principalmente CH4, CO2, H2O y H2S, en la catagénesis se forman hidrocarburos líquidos y gaseosos y el residuo sólido se vuelve más aromático y con menos cadenas lineales. El paso de la diagénesis a la catagénesis se caracteriza por el predominio de procesos biológicos sobre los térmicos. Mientras que en la diagénesis se generan hidrocarburos líquidos y gaseosos, en la catagénesis se forman principalmente CH₄, CO₂, H₂O y H₂S y el residuo sólido se vuelve menos aromático. El paso de la diagénesis a la catagénesis ocurre por una disminución de la presión y la temperatura, lo que reduce el craqueo térmico. En esta etapa dejan de generarse hidrocarburos y el residuo sólido presenta un aumento de cadenas lineales y una menor proporción de estructuras aromáticas. El paso de la diagénesis a la catagénesis se debe únicamente al aumento del tiempo geológico, sin influencia de la presión o la temperatura. Durante la catagénesis se siguen produciendo principalmente CH₄, CO₂, H₂O y H₂S, sin cambios significativos en la aromaticidad ni en la estructura del residuo sólido.

Cuando nos referimos a una ‘hulla grasa’ ¿en qué estado de evolución (madurez) se encuentra?. Una hulla grasa se encuentra en la etapa de catagénesis y presenta un grado de madurez intermedio-alto. Tiene capacidad de coquización y un elevado contenido en materia volátil. Una hulla grasa se encuentra en la etapa de diagénesis y presenta un bajo grado de madurez. Carece de capacidad de coquización y se caracteriza por un elevado contenido en humedad. Una hulla grasa se encuentra en una etapa muy avanzada de metamorfismo, próxima a la antracita. Presenta un grado de madurez muy alto, escasa materia volátil y una capacidad de coquización prácticamente nula. Una hulla grasa se encuentra en una etapa temprana de la catagénesis y presenta un grado de madurez bajo. Aunque posee abundante materia volátil, todavía no ha desarrollado capacidad de coquización.

¿Cuáles son las principales ‘familias’ de compuestos que constituyen un petróleo?. Las principales familias de compuestos de un petróleo son los saturados, los aromáticos, las resinas y los asfaltenos (fracciones SARA). Las principales familias de compuestos de un petróleo son los hidrocarburos saturados, los compuestos oxigenados, las sales minerales y el agua de formación, que constituyen las fracciones mayoritarias. Las principales familias de compuestos de un petróleo son los parafínicos, los nafténicos, los carbones fijos y las cenizas, que determinan sus propiedades químicas y energéticas. Las principales familias de compuestos de un petróleo son los saturados, los aromáticos, los compuestos sulfurados y los gases disueltos, que forman las cuatro fracciones básicas utilizadas en la clasificación SARA.

¿Qué es un diagrama SARA? Representa y explica la evolución de un crudo en uno de estos diagramas. Un diagrama SARA representa la composición de un petróleo en función de las fracciones de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Durante la evolución y biodegradación de un crudo disminuyen los saturados y aumentan las resinas y los asfaltenos. Un diagrama SARA representa la composición de un petróleo en función de las fracciones de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Durante la evolución y biodegradación de un crudo aumentan los saturados y disminuyen progresivamente las resinas y los asfaltenos. Un diagrama SARA representa la proporción de gases, líquidos y sólidos presentes en un petróleo. Durante la evolución del crudo aumenta la fracción gaseosa y disminuyen los compuestos aromáticos y las resinas. Un diagrama SARA representa la composición elemental de un petróleo (C, H, O y S). Durante la biodegradación del crudo la composición permanece prácticamente constante, sin cambios apreciables en las distintas fracciones orgánicas.

¿Cuál es la mejor ‘huella digital’ de un petróleo? Explicar su fundamento. La mejor huella digital de un petróleo es la distribución de biomarcadores, ya que son compuestos procedentes de organismos vivos que conservan información sobre el origen y la evolución de la materia orgánica. La mejor huella digital de un petróleo es su composición elemental (C, H, O y S), ya que permite identificar de forma única el origen biológico de la materia orgánica y su historia geológica. La mejor huella digital de un petróleo es la proporción de las fracciones SARA, ya que estas permanecen invariables durante la evolución del crudo y permiten determinar con precisión su origen. La mejor huella digital de un petróleo es su contenido en hidrocarburos saturados, ya que son los compuestos más abundantes y reflejan directamente el ambiente de sedimentación y la madurez del petróleo.

¿Qué son el ‘pristano’ y el ‘fitano’? y ¿Qué indica la predominancia de uno sobre el otro?. Explica la respuesta. El pristano y el fitano son isoprenoides presentes en el petróleo. La predominancia del pristano indica un ambiente más oxidante, mientras que la del fitano indica un ambiente más reductor o anaerobio. El pristano y el fitano son hidrocarburos aromáticos presentes en el petróleo. La predominancia del pristano indica un ambiente reductor o anaerobio, mientras que la del fitano es característica de ambientes oxidantes. El pristano y el fitano son compuestos sulfurados utilizados para estimar la madurez térmica de un petróleo. La predominancia de uno sobre otro indica diferencias en la temperatura alcanzada durante la catagénesis, pero no en las condiciones redox del medio. El pristano y el fitano son isoprenoides presentes en el petróleo. La predominancia de cualquiera de ellos indica exclusivamente un mayor grado de biodegradación del crudo, sin relación con las condiciones oxidantes o reductoras del ambiente de formación.

¿Cómo varían los grados API con la profundidad?. Los grados API tienden a aumentar con la profundidad, ya que al incrementarse la madurez del petróleo se generan hidrocarburos más ligeros y disminuye su densidad. Los grados API tienden a disminuir con la profundidad, ya que el aumento de la madurez provoca la formación de compuestos más pesados y un incremento de la densidad del petróleo. Los grados API permanecen prácticamente constantes con la profundidad, ya que dependen únicamente de la composición original de la materia orgánica y no de su grado de madurez. Los grados API aumentan con la profundidad porque se incrementa la proporción de resinas y asfaltenos, lo que da lugar a petróleos más densos y viscosos.

¿Cómo varían los grados API con la madurez del petróleo?. Los grados API aumentan al incrementarse la madurez del petróleo, ya que se generan hidrocarburos más ligeros y disminuye su densidad. Los grados API disminuyen al incrementarse la madurez del petróleo, ya que se generan compuestos más pesados y aumenta su densidad. Los grados API no guardan relación con la madurez del petróleo, sino únicamente con la composición original de la materia orgánica que lo generó. Los grados API aumentan al incrementarse la madurez del petróleo porque aumenta la proporción de resinas y asfaltenos, lo que da lugar a crudos más densos y viscosos.

¿Cómo varían los grados API con la viscosidad?. La viscosidad disminuye al aumentar los grados API; por tanto, los crudos ligeros son menos viscosos que los crudos pesados. La viscosidad aumenta al aumentar los grados API; por tanto, los crudos ligeros son más viscosos que los crudos pesados debido a su mayor contenido en hidrocarburos ligeros. Los grados API y la viscosidad no presentan una relación clara, ya que la viscosidad depende exclusivamente de la temperatura del yacimiento y no de las características del crudo. . La viscosidad disminuye al disminuir los grados API; por tanto, los crudos pesados son menos viscosos que los crudos ligeros y fluyen con mayor facilidad.

¿Cómo varían los grados API con el contenido de heteroátomos en el petróleo?. El contenido en heteroátomos disminuye al aumentar los grados API; por ello, los crudos pesados suelen ser más ricos en azufre, nitrógeno y metales que los crudos ligeros. El contenido en heteroátomos aumenta al aumentar los grados API; por ello, los crudos ligeros suelen ser más ricos en azufre, nitrógeno y metales que los crudos pesados. El contenido en heteroátomos es independiente de los grados API, ya que estos solo reflejan la viscosidad del crudo y no su composición química. El contenido en heteroátomos disminuye al disminuir los grados API; por ello, los crudos pesados suelen presentar menores concentraciones de azufre, nitrógeno y metales que los crudos ligeros.

¿Cómo varían los grados API con la migración del petróleo?. La migración suele aumentar los grados API, ya que favorece la separación de las fracciones más ligeras y reduce el contenido de compuestos pesados. La migración suele disminuir los grados API, ya que favorece la acumulación de compuestos pesados y resinas, aumentando la densidad del petróleo. La migración no afecta a los grados API, ya que estos dependen exclusivamente de la madurez térmica alcanzada por el petróleo en la roca madre. . La migración suele aumentar los grados API porque incrementa el contenido de asfaltenos y compuestos pesados, dando lugar a crudos más densos y viscosos.

¿Explicar al menos tres causas por las que un crudo puede ser extrapesado?. Un crudo puede ser extrapesado por encontrarse al comienzo de la oil window, por haber sufrido biodegradación o por haber perdido las fracciones ligeras durante la migración. Un crudo puede ser extrapesado por encontrarse en una etapa muy avanzada de la oil window, por presentar una elevada madurez térmica y por haber generado una gran cantidad de hidrocarburos ligeros durante la catagénesis. Un crudo puede ser extrapesado por contener una baja proporción de resinas y asfaltenos, por no haber sufrido biodegradación y por conservar todas sus fracciones ligeras durante la migración. Un crudo puede ser extrapesado por haberse formado en ambientes muy oxidantes, por presentar un alto contenido en hidrocarburos ligeros y por haber experimentado una migración eficiente que concentró las fracciones más volátiles.

¿Qué es el ‘Pour Point’? Explica su interés para la industria y ordena los crudos de la tabla anterior según su valor de ‘pour point’ de mayor a menor. El pour point es la temperatura mínima a la que un petróleo puede fluir. Es importante para el transporte y almacenamiento, ya que determina la necesidad de calentamiento. De mayor a menor pour point: Boscan, Kuwait, Arabian Light, Ekofisk, Kirkuk, Bu-Attifel y Hassi Messaoud. El pour point es la temperatura máxima que puede alcanzar un petróleo antes de evaporarse. Es importante para evaluar la estabilidad térmica durante el refino. De mayor a menor pour point: Hassi Messaoud, Bu-Attifel, Kirkuk, Ekofisk, Arabian Light, Kuwait y Boscan. El pour point es la temperatura mínima a la que un petróleo comienza a generar gases ligeros. Su interés industrial radica en estimar el rendimiento en combustibles gaseosos. De mayor a menor pour point: Boscan, Arabian Light, Kuwait, Kirkuk, Ekofisk, Hassi Messaoud y Bu-Attifel. El pour point es la temperatura mínima a la que un petróleo puede fluir. Sin embargo, no tiene relevancia para el transporte o almacenamiento, ya que depende únicamente de la presión. De mayor a menor pour point: Kuwait, Boscan, Arabian Light, Kirkuk, Ekofisk, Bu-Attifel y Hassi Messaoud.

¿Los elementos metálicos más abundantes en un petróleo son el Ni y el V. Explicar cómo se encuentran en el petróleo. El Ni y el V se encuentran principalmente formando complejos organometálicos asociados a las resinas y los asfaltenos. El Ni y el V se encuentran principalmente disueltos como iones libres en la fracción acuosa del petróleo, sin asociación con los compuestos orgánicos pesados. El Ni y el V se encuentran principalmente formando minerales inorgánicos cristalinos en la fracción de hidrocarburos saturados, donde constituyen la mayor parte de las impurezas metálicas. El Ni y el V se encuentran principalmente asociados a los hidrocarburos ligeros y aromáticos de bajo peso molecular, lo que facilita su eliminación durante los procesos de migración del petróleo.

¿Qué diferencia existe entre el método de producción de un crudo convencional y una pizarra bituminosa? Explica el fundamento de la respuesta. En un crudo convencional el petróleo ha sido generado y migrado hasta un reservorio desde el que se extrae mediante perforación. En una pizarra bituminosa el kerógeno permanece en la roca madre y debe transformarse térmicamente para producir hidrocarburos. En un crudo convencional el petróleo permanece retenido en la roca madre y debe transformarse térmicamente antes de su extracción. En una pizarra bituminosa los hidrocarburos ya han migrado y se acumulan en un reservorio del que se extraen mediante perforación convencional. Tanto en un crudo convencional como en una pizarra bituminosa los hidrocarburos se encuentran ya formados y acumulados en reservorios. La única diferencia es la profundidad a la que se realiza la perforación. En un crudo convencional y en una pizarra bituminosa el petróleo se produce mediante el calentamiento artificial de la roca para transformar el kerógeno en hidrocarburos. La diferencia principal radica únicamente en el tipo de roca que los contiene.

¿Teniendo en cuenta que para un crudo pesado o extrapesado los métodos de producción son los conocidos como recuperación terciaria, explica por qué en los análisis de ciclo de vida sus emisiones de gases de efecto invernadero son mayores que las de un crudo convencional?. La recuperación terciaria requiere aportar energía adicional mediante la inyección de vapor, gases o productos químicos para movilizar el petróleo, lo que aumenta el consumo energético y las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a un crudo convencional. La recuperación terciaria produce menos emisiones de gases de efecto invernadero porque aprovecha la energía natural del yacimiento y reduce la necesidad de equipos e infraestructuras adicionales durante la extracción. Las mayores emisiones de gases de efecto invernadero se deben exclusivamente a que los crudos pesados contienen más azufre y metales, independientemente de las técnicas empleadas para su extracción y producción. La recuperación terciaria genera menos emisiones que la producción convencional, ya que la inyección de vapor, gases o productos químicos disminuye el consumo energético necesario para extraer el petróleo y procesarlo posteriormente.

¿Cuando se destila un crudo de petróleo, la composición de cada fracción está más ligada a la familia de compuestos predominante?. No. La composición de cada fracción está menos ligada a la familia de compuestos predominante, ya que en una misma fracción pueden coexistir saturados, aromáticos y otros compuestos. La separación por destilación depende principalmente de las diferencias en los puntos de ebullición. Sí. Cada fracción obtenida por destilación está formada casi exclusivamente por una única familia de compuestos, por lo que la composición de cada fracción depende fundamentalmente de si predominan saturados, aromáticos o resinas. Sí. La destilación separa los compuestos según su estructura química, agrupando en fracciones independientes a los saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos, independientemente de sus puntos de ebullición. No. La composición de cada fracción depende exclusivamente de la cantidad de azufre, nitrógeno y metales presentes en el crudo, mientras que la familia de compuestos predominante no influye en absoluto en las propiedades de las fracciones obtenidas.

¿Cuando se destila un crudo de petróleo, la composición de cada fracción está más ligada al tamaño de las moléculas?. Sí. La composición de cada fracción está más ligada al tamaño de las moléculas, ya que la destilación separa principalmente según el punto de ebullición, el cual depende del tamaño molecular y de las fuerzas intermoleculares. No. La destilación separa los compuestos únicamente según su reactividad química, por lo que el tamaño molecular no influye en la composición de las fracciones obtenidas. Sí, pero la separación depende exclusivamente de la densidad del crudo, de modo que las moléculas más densas se concentran en las fracciones ligeras independientemente de su tamaño. No. La composición de cada fracción está determinada únicamente por la familia de compuestos (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos), sin relación con el tamaño molecular ni con el punto de ebullición.

Nombra al menos seis fracciones de destilación de un crudo (de menor a mayor temperatura media de ebullición). Gases, naftas, queroseno, gasóleo, gasóleo pesado, residuo atmosférico y residuo de vacío. Naftas, gases, queroseno, gasóleo pesado, gasóleo, residuo de vacío y residuo atmosférico. Gases, queroseno, naftas, gasóleo pesado, gasóleo, residuo de vacío y residuo atmosférico. Gases, naftas, gasóleo, queroseno, residuo atmosférico, gasóleo pesado y residuo de vacío.

¿La misma fracción de destilación en dos crudos con diferente origen y grado de madurez puede tener composición química diferente?. Sí. Dos fracciones de destilación con el mismo intervalo de ebullición pueden tener composiciones químicas diferentes debido al distinto origen de la materia orgánica y al diferente grado de madurez de los crudos de procedencia. No. Todas las fracciones de destilación con el mismo intervalo de ebullición tienen exactamente la misma composición química, independientemente del origen o la madurez del crudo. Sí, pero solo si los crudos proceden de cuencas distintas; el grado de madurez no influye en la composición de las fracciones de destilación. No. La composición de las fracciones depende exclusivamente del proceso de destilación y no del tipo de crudo ni de su evolución geológica.

¿Desarrolla y explica al menos un argumento a favor y otro en contra del origen no biogénico del petróleo?. A favor del origen no biogénico está la presencia de hidrocarburos en cuerpos extraterrestres, lo que sugiere que estos compuestos pueden formarse sin intervención biológica en determinados ambientes geológicos o planetarios. En contra, la presencia de biomarcadores en el petróleo indica claramente un origen biológico, ya que son moléculas complejas derivadas de organismos vivos que conservan información de su procedencia. A favor del origen no biogénico está la ausencia total de carbono en el petróleo, lo que indica que no puede proceder de materia orgánica. En contra, la presencia de biomarcadores demuestra que el petróleo es exclusivamente de origen inorgánico. A favor del origen no biogénico está la formación del petróleo únicamente por procesos de alta presión en el manto terrestre sin necesidad de carbono. En contra, los biomarcadores indican que el petróleo no contiene información biológica alguna. A favor del origen no biogénico está que el petróleo se forma directamente a partir de rocas ígneas sin necesidad de materia orgánica. En contra, la presencia de biomarcadores no es relevante para determinar su origen, ya que son compuestos que pueden formarse de manera abiogénica.

¿Cuáles son las diferencias entre los ‘ensayos de inspección’ y los ‘ensayos completos’ de un petróleo?. Los ensayos de inspección son rápidos y proporcionan información básica del crudo (como densidad, viscosidad o API), mientras que los ensayos completos son más detallados y permiten una caracterización exhaustiva del petróleo, incluyendo su composición química y distribución de fracciones. Los ensayos de inspección son más complejos y largos que los ensayos completos, ya que incluyen un análisis detallado de todas las fracciones del petróleo, mientras que los ensayos completos solo ofrecen datos básicos como densidad y color. Ambos tipos de ensayos son equivalentes, ya que proporcionan la misma información sobre el crudo; la única diferencia es el nombre que reciben en función del laboratorio donde se realizan. Los ensayos de inspección se utilizan únicamente para determinar el origen biológico del petróleo, mientras que los ensayos completos se emplean exclusivamente para evaluar su impacto ambiental.

Nombra al menos cuatro ensayos de inspección y explica su utilidad. Densidad o grados API: clasifica el crudo como ligero o pesado. Viscosidad: evalúa su comportamiento durante transporte y procesado. Contenido en azufre: determina problemas ambientales y de corrosión. Curva de destilación: estima el rendimiento en diferentes fracciones. Densidad o grados API: determina la composición isotópica del petróleo. Viscosidad: mide la capacidad del crudo para formar biomarcadores. Contenido en azufre: indica exclusivamente su origen biogénico. Curva de destilación: evalúa la cantidad de kerógeno presente en la roca madre. Densidad o grados API: clasifica el petróleo según su edad geológica. Viscosidad: determina la proporción de agua en el crudo. Contenido en azufre: mide la cantidad de gases disueltos. Curva de destilación: indica el grado de biodegradación del petróleo. Densidad o grados API: evalúa la cantidad de resinas y asfaltenos directamente. Viscosidad: determina el punto de ebullición de cada fracción. Contenido en azufre: mide la estabilidad térmica del crudo. Curva de destilación: clasifica el tipo de materia orgánica de origen.

En qué formas suele estar el azufre en el petróleo?. El azufre puede encontrarse en forma inorgánica (S elemental, H₂S y COS) y en forma orgánica (mercaptanos, sulfuros, disulfuros y tiofenos). El azufre en el petróleo se encuentra exclusivamente en forma de sulfatos disueltos en la fase acuosa, sin presencia de compuestos orgánicos asociados. El azufre aparece únicamente como azufre elemental sólido disperso en el crudo, sin formar compuestos con hidrógeno ni con carbono. El azufre en el petróleo se encuentra principalmente en forma de óxidos de azufre (SO₂ y SO₃) generados durante la formación del petróleo en el subsuelo.

¿Cuál es la diferencia entre una curva de destilación en ‘peso’ y en ‘volumen’?. En una curva en peso se representa el porcentaje másico destilado, mientras que en una curva en volumen se representa el porcentaje volumétrico destilado. La diferencia se debe a que las distintas fracciones del petróleo tienen densidades diferentes, por lo que masa y volumen no evolucionan de la misma forma. En una curva en peso se representa la temperatura de ebullición de cada fracción, mientras que en la curva en volumen se representa el tiempo de destilación necesario para cada componente. La curva en peso se basa en la composición química del crudo y la curva en volumen en su contenido en azufre, por lo que ambas reflejan propiedades completamente distintas del petróleo. No existe diferencia entre ambas curvas, ya que el porcentaje en peso y en volumen son equivalentes en todos los crudos debido a que todas las fracciones tienen la misma densidad.

Cómo varía la viscosidad de un petróleo con la temperatura y con su densidad?. La viscosidad disminuye al aumentar la temperatura y aumenta al aumentar la densidad del petróleo. La viscosidad aumenta al aumentar la temperatura y disminuye al aumentar la densidad del petróleo, ya que los crudos más densos fluyen con mayor facilidad. La viscosidad no depende ni de la temperatura ni de la densidad, sino únicamente del contenido en agua del petróleo. La viscosidad disminuye al aumentar la temperatura y también disminuye al aumentar la densidad del petróleo, ya que ambos factores favorecen la movilidad de las moléculas.

¿Qué similitud existe entre el ‘Carbono Residual’ de un petróleo y el ‘Carbono Fijo’ de un carbón? ¿Qué significado químico tiene el ‘Carbono residual’?. El carbono residual en los petróleos y el carbono fijo en los carbones representan la fracción más aromática, condensada y menos volátil del combustible. El carbono residual indica la tendencia del petróleo a formar coque durante procesos de calentamiento, es decir, su capacidad de dejar un residuo sólido carbonoso. El carbono residual y el carbono fijo representan la fracción más ligera y volátil del combustible, relacionada con su facilidad de evaporación y su contenido en hidrocarburos saturados de bajo peso molecular. El carbono residual y el carbono fijo corresponden a la cantidad de carbono inorgánico presente en el combustible, indicando su origen mineral y no su estructura orgánica. El carbono residual es una medida directa del contenido en agua y azufre del petróleo, mientras que el carbono fijo del carbón indica su capacidad de generar hidrocarburos líquidos durante la combustión.

Qué propiedad del índice KUOP lo hace más útil que otros índices de caracterización del petróleo?. El índice KUOP es útil porque relaciona simultáneamente la densidad y el punto medio de ebullición del crudo, lo que permite estimar de forma sencilla su carácter parafínico, nafténico o aromático y, por tanto, su naturaleza química global. El índice KUOP es más útil porque se basa exclusivamente en el contenido en azufre del petróleo, lo que permite determinar con precisión su origen biogénico o no biogénico. El índice KUOP destaca porque depende únicamente de la viscosidad del crudo, lo que lo convierte en el mejor indicador de su comportamiento durante el transporte. El índice KUOP es más útil porque mide directamente la proporción de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA), evitando la necesidad de realizar cualquier otro análisis de laboratorio.

¿Cómo se relacionan la temperatura de ebullición y la densidad con el carácter parafínico, nafténico o aromático de un crudo?. Los crudos parafínicos presentan baja densidad y elevadas temperaturas de ebullición (mayor KUOP). Los crudos aromáticos presentan mayor densidad y menores valores del índice KUOP. Los crudos nafténicos muestran un comportamiento intermedio entre ambos, tanto en densidad como en temperatura de ebullición y carácter químico. Los crudos parafínicos se caracterizan por alta densidad y bajas temperaturas de ebullición, mientras que los aromáticos presentan baja densidad y altas temperaturas de ebullición, invirtiéndose la relación habitual entre estructura y propiedades físicas. El carácter parafínico, nafténico o aromático de un crudo no guarda relación con la densidad ni con la temperatura de ebullición, sino exclusivamente con su contenido en agua y sales disueltas. Los crudos aromáticos presentan siempre las temperaturas de ebullición más altas y la menor densidad, mientras que los parafínicos presentan baja temperatura de ebullición y alta densidad, sin existir una tendencia intermedia en los nafténicos.

¿Cuál es la diferencia entre un residuo de vacío y uno atmosférico? ¿Cuál es el procedimiento general para aprovecharlos como fracciones más ligeras y cuál es su fundamento?. El residuo atmosférico es el que queda tras la destilación atmosférica, mientras que el residuo de vacío es el que permanece después de la destilación al vacío. Ambos se aprovechan mediante procesos de conversión, principalmente craqueo térmico o catalítico, cuyo fundamento es la ruptura de moléculas pesadas para obtener fracciones más ligeras. El residuo atmosférico y el de vacío son equivalentes, diferenciándose únicamente por su densidad. Se transforman en fracciones ligeras mediante destilación adicional a presión atmosférica, sin necesidad de procesos de conversión química. El residuo de vacío se obtiene antes de la destilación atmosférica y es más ligero que el residuo atmosférico. Su aprovechamiento se basa en procesos de polimerización que aumentan el tamaño de las moléculas para mejorar el rendimiento de gasóleo. Ambos residuos se diferencian únicamente por su contenido en agua y sales. Su aprovechamiento se realiza mediante procesos de separación física, como filtración o decantación, sin romper enlaces químicos.

¿Cuáles son los usos principales del petróleo como fuente de energía?. Los principales usos energéticos del petróleo son la producción de combustibles para el transporte, la generación de calor industrial, la producción de electricidad y su utilización como materia prima en la industria petroquímica. Los principales usos del petróleo como fuente de energía se limitan exclusivamente a la generación de electricidad en centrales térmicas, siendo poco relevante su uso en transporte o industria. El petróleo se utiliza principalmente como fuente de energía renovable en la producción de electricidad e hidrógeno, sustituyendo progresivamente a otras fuentes fósiles en todos los sectores. Los principales usos energéticos del petróleo son la fabricación de minerales metálicos y la producción de materiales cerámicos mediante procesos de combustión directa.

¿En qué se diferencian los procesos de recuperación primaria, secundaria y terciaria en la producción de un crudo?. La recuperación primaria aprovecha la energía natural del yacimiento para producir el petróleo. La recuperación secundaria emplea inyección de agua o gas para mantener la presión y mejorar el desplazamiento del crudo. La recuperación terciaria utiliza métodos térmicos, químicos o miscibles para movilizar el petróleo residual atrapado en el reservorio. La recuperación primaria consiste en la inyección de agua, la secundaria en el uso de vapor y la terciaria en la producción natural del yacimiento sin intervención externa, invirtiendo el orden de complejidad del proceso. Las tres etapas son equivalentes y solo se diferencian en la profundidad del yacimiento, sin implicar cambios en el método de extracción ni en la energía empleada para producir el petróleo. La recuperación primaria y secundaria utilizan procesos químicos para transformar el kerógeno en petróleo, mientras que la terciaria se basa únicamente en procesos físicos de separación del crudo ya formado.

Podrías dar alguna explicación, basada en tecnologías de producción, al hecho de que actualmente esté creciendo mucho más rápidamente la producción que las reservas probadas?. El crecimiento de la producción respecto a las reservas probadas se explica por las mejoras tecnológicas en exploración y producción, que permiten explotar yacimientos antes no rentables y aumentar el factor de recuperación, extrayendo mayor cantidad de petróleo del mismo volumen de reservorio. El aumento de la producción frente a las reservas probadas se debe a que las reservas crecen más rápido que la producción, ya que los nuevos descubrimientos geológicos son cada vez más abundantes y de mayor tamaño. La producción crece más rápidamente porque los yacimientos se regeneran de forma natural a escala humana, aumentando continuamente el volumen de petróleo disponible sin intervención tecnológica. El incremento de la producción se explica por una disminución del consumo energético en los procesos de refinado, lo que hace que el petróleo producido rinda más y aumente automáticamente las reservas probadas.

¿Por qué en los escenarios de futuro se prevé que la producción de crudos pesados aumente a menores precios del crudo?. La producción de crudos pesados aumenta a menores precios porque las tecnologías de recuperación terciaria y mejora de producción han reducido los costes y permiten explotar recursos muy abundantes que antes no eran económicamente viables, haciendo posible su producción incluso en escenarios de precios bajos. La producción de crudos pesados aumenta a menores precios porque estos crudos requieren menos energía para su extracción que los crudos ligeros, por lo que su explotación se vuelve automáticamente más rentable cuando el precio del petróleo baja. La producción de crudos pesados aumenta a menores precios porque los yacimientos de crudo ligero se agotan completamente en escenarios de bajo precio, obligando a sustituirlos por crudos más ligeros y fáciles de producir. La producción de crudos pesados aumenta a menores precios porque el crudo pesado se transforma espontáneamente en crudo ligero durante la extracción, reduciendo así los costes de producción sin necesidad de tecnologías adicionales.