Universidad del Zulia

Facultad de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Química

Laboratorio de Operaciones Unitarias II

Informe práctica N° 1

CARACTERIZACIÓN DE FRACCIONES DE CRUDO

María Alejandra Baca

C.I. 20688116

Maracaibo, febrero de 2015

Abstract

Crude oil fraction characterization is a very important and helpful method when it comes to work with unknown samples; the use of standard tests allows the interpretation of experimental results according to the established results by the norm.

The tests established by the American Society for Testing and Materials (ASTM) are the most common and used worldwide for crude oil samples, being the ASTM D-86 and ASTM D-287 tests, the ones used for this experience. These tests allow the measurement of physical and chemical parameters through experimental procedures, measurement instrument features, glass material and used reagents established by the organization. The ASTM tests also allow to establish the boiling rank of the sample showing evidence of the fraction type. It helps to determinate the API gravity as well, this value classifies according to the density of the crude oil fraction. From this feature, it is possible to define properties of the sample such as Watson’s characterization factor, aniline point and the C/H relation among others. The critic properties are singular for each substance so it is important to acknowledge them in order to set the temperature and pressure conditions for the correct performance of the operations. With all the parameters defined, it is possible to set the most adequate use for the crude oil fraction.

Key words: crude oil fraction, characterization, standard test, API gravity, boiling rank, ASTM.

Resumen

La caracterización de fracciones de crudo es de suma importancia y ayuda a la hora de trabajar con muestras desconocidas, el uso de ensayos normalizados permite interpretar los resultados experimentales de acuerdo los resultados ya establecidos en las normas.

Los ensayos establecidos por American Society for Testing and Materials (ASTM) son los mas utilizados mundialmente para la caracterización de muestras de crudo siendo los ensayos ASTM D-86 y ASTM D-287 los empleados durante la práctica. Estos ensayos permiten la medición de parámetros físicos y químicos mediante un procedimiento experimental, características de los instrumentos de medición, material de vidrio y reactivos a utilizar adecuadamente establecidos por la organización. Los ensayos ASTM permiten establecer los rangos de ebullición de la muestra dando indicios del tipo de fracción con la que se trabaja. De igual forma, permiten la determinación de la gravedad API que clasifica las fracciones de crudo de acuerdo a su densidad. A partir de ésta última se calculan las propiedades de la muestra estudiada como el factor de caracterización de Watson, el punto de anilina y la relación C/H entre otros que identifican la muestra en un rango ya establecido. Las propiedades críticas son propias de cada sustancia por lo que es importante conocerlas para establecer las condiciones de temperatura y presión adecuadas para llevar a cabo las operaciones. A partir de estas características es posible determinar el uso adecuado de la fracción de crudo.

Palabras clave: fracción de crudo, ensayo normalizado, caracterización, °API, rango de ebullición, ASTM.

Introducción

Los crudos de petróleo son mezclas complejas de hidrocarburos mayormente conformado por parafinas, naftenos y aromáticos junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno, nitrógeno y gases disueltos los cuales son separados mediante métodos de destilación. La caracterización de fracciones de crudo se basa en definir ciertas propiedades a través de pruebas estandarizadas con la finalidad de emplear dicha fracción de la mejor manera posible. Es de gran importancia la caracterización de fracciones de crudo ya que existe gran cantidad de productos derivados del petróleo los cuales son utilizados en función de los componentes que poseen en su composición y las características que posee, desde actividades domésticas hasta trabajos de industria utiliza derivados de petróleo como combustibles, solventes y aditivos por nombrar algunos usos.

Es importante la aplicación de ensayos normalizados, éstos son utilizados para operaciones de control de calidad ya que se establecen procedimientos experimentales, características de los instrumentos de medición y reactivos a utilizar. Por lo que, al ser reproducido el ensayo, es esperado que los resultados correspondan a la muestra estudiada y a los valores obtenidos por cualquier otro analista que emplee el mismo ensayo.

El objetivo principal de esta práctica es comparar diferentes muestras de fracciones de crudo a partir de los datos obtenidos mediante los métodos de ensayo normalizados ASTM D-86 (Destilación de fracciones de crudo de petróleo) y ASTM D-287 (Determinación de la gravedad API del petróleo crudo y productos del petróleo), para ello se llevara a cabo un proceso de destilado de una muestra de Kerosene y mediante las temperaturas obtenidas para cada porcentaje de recuperación se calcularan los rangos de ebullición ASTM, TBP Y EFV. De igual manera se determinaran las propiedades críticas y químicas de las muestras para identificar los componentes que se encuentran presentes y qué tipo de fracción de crudo se estudia según lo establecido teóricamente. Una vez conocido el tipo de fracción de crudo con que se trabaja y los componentes que la conforman, se determinara el uso más conveniente para todas las muestras.

Parte Experimental

Procedimiento detallado de la norma ASTM D-287

1. Medición de la presión atmosférica 1.1. Tome el valor de la presión atmosférica con un instrumento adecuado. 1.2. Emplee las correcciones necesarias según el manual del instrumento, y

anotar en la Hoja de Datos. 2. Medición de la temperatura del laboratorio

2.1. Emplee un termómetro simple y obtenga la temperatura del laboratorio, en la zona cercana de la ejecución de los ensayos, anotar en la Hoja de Datos.

3. Preparación de la muestra3.1. Use un cilindro graduado (2000ml de capacidad), agregue lentamente el

kerosene (con la finalidad de evitar las pérdidas de las fracciones más volátiles disueltas en la muestra) hasta una cantidad aproximada de 1600ml.

NOTA: Debe trasvasar lentamente al kerosene al cilindro graduado con la finalidad de evitar pérdida de las fracciones más volátiles disueltas en la muestra, es decir, evitar la formación de espuma lo cual puede originar errores en la obtención de resultados. La forma adecuada de transvasar la muestra al cilindro es inclinando el mismo y que el líquido se deslice suavemente por las paredes de éste.

4. Medición de la temperatura antes de la ejecución del ensayo 4.1. Use un termómetro adecuado (ver referencias), proceda a ejecutar

movimientos lentos y circulares, hacia arriba y hacia abajo por algunos segundos en la muestra de forma tal de homogenizar la medición.

4.2. Tome el valor de temperatura sin sacar el bulbo del termómetro de la muestra y registrarlo en la Hoja de Datos.

5. Medición de la gravedad API5.1. Con mucho cuidado, proceda a sumergir el hidrómetro (ver referencias)

en la muestra de forma tal que no quede apoyado en las paredes del recipiente.

5.2. Espere estabilidad de las fuerzas en el instrumento. 5.3. Tomar el valor de la gravedad API en la escala correspondiente (parte

inferior del menisco).5.4. Retire el instrumento y límpielo de forma adecuada.

6. Medición de temperatura después de la medición de gravedad API6.1. Tomar un termómetro adecuado y medir la temperatura de la muestra y

anotar en la Hoja de Datos.

NOTA: Al agitar la muestra con el termómetro no se deben tocar las paredes del recipiente, todo esto con la finalidad de obtener la temperatura real de la muestra.

NOTA: El valor de gravedad API obtenido se debe corregir a 60°F de no tener la muestra a dicha temperatura, para ello usar las tablas de “Petroleum Measurement Tables”.

NOTA: La norma plantea la necesidad de repetir el paso 5 después del ensayo para verificar que la temperatura no varíe más de 1 °F, esto con la finalidad de obtener un valor estable y representativo de la propiedad de la muestra.

Procedimiento Alternativo

En caso de no poseer hidrómetro se debe seguir el siguiente procedimiento utilizando Picnómetros para la medición de la gravedad API:

5.1. Colocar una pequeña cantidad de grasa de vacío en el pico de dos picnómetros y en las tapas.

5.2. Pesar un picnómetro vacío y registrar la masa, anotar en la Hoja de Datos.

5.3. Llenar otro picnómetro con agua y pesar nuevamente, anotar en la Hoja de Datos.

5.4. Ahora llenar otro picnómetro con la muestra y registrar la masa, anotar en la Tabla Nº 1 de la Hoja de Datos.

5.5. Por diferencia de pesos se pueden obtener las cantidades de agua y de muestra que habían en el picnómetro.

5.6. Con ayuda de la masa y la densidad del agua se puede determinar el volumen que puede contener el picnómetro.

5.7. Con el volumen que puede contener el picnómetro y la masa de la muestra se obtiene la densidad de la misma y a su vez la gravedad API.

Nota: La norma plantea la necesidad de repetir el paso 5 después del ensayo para verificar que la temperatura no varíe más de 1 °F, esto con la finalidad de obtener un valor estable y representativo de la propiedad de la muestra.

Nota: El valor de gravedad API obtenido se debe corregir a 60°F de no tener la muestra a dicha temperatura, para ello usar las tablas de “Petroleum Measurement Tables”.

7. Limpieza de instrumentos 7.1. Limpie la zona de trabajo, así como también lave cada picnómetro y

coloque todo en su lugar.

Procedimiento detallado de la norma ASTM D-86

1. Seleccionar las condiciones apropiadas según el tipo de muestra aplicando la clasificación ASTM D-86 1.1. Verifique en la tabla de la norma ASTM D-86 los rangos de temperatura

inicial de ebullición y punto final esperados teóricamente para la muestra (Grupo 4 para el Kerosén).

1.2. Con esto las condiciones de operación según la norma quedan establecidas por lo que se debe buscar el material especificado para el ensayo.

2. Preparar el condensador del equipo 2.1. Disponga de hielo picado preparado con anterioridad, proceda a

colocarlo en el equipo de destilación (Koehler Instrumento Inc.) cuidadosamente.

2.2. En el caso de haber agregado grandes cantidades de agua, purgue de forma adecuada según el tipo de equipo.

2.3. Garantice que la temperatura alcanzada por el condensador, es la esperada según la norma.

3. Poner en servicio el equipo3.1. Conecte a la toma de corriente el equipo. 3.2. Ponga en servicio el equipo en el botón adecuado.

4. Preparación de la muestra 4.1. Use un cilindro graduado para medir 100 ml de la muestra problema. 4.2. En un matraz Engler (seleccionado según el grupo al que pertenezca la

muestra según la norma), agregue la muestra con cuidado de que nada de líquido pase al tubo de vapores.

4.3. Coloque un tapón al matraz que sirva a la vez de apoyo para el termómetro que se debe colocar tal y como lo especifica la norma (referencia de la parte baja del tubo de vapores debe coincidir con el inicio del hilo de mercurio, y lograr una posición perpendicular del instrumento).

4.4. Coloque el matraz Engler en el equipo de tal forma que la distancia del tubo de vapores que no entre al equipo este dentro del rango que especifica la norma.

5. Medición del Punto Inicial de ebullición. 5.1. Coloque el cilindro de tal forma que el tubo de cobre del equipo de

destilación quede de forma más o menos concéntrica, garantizando así la localización precisa de la salida de la primera gota.

5.2. El experimentador encargado debe hacer una señal de alerta al que se encarga de tomar las medidas de temperatura, para que registre la temperatura a la cual se dio el hecho (salida de la primera gota) y anotar en la Tabla Nº 2 de la Hoja de Datos, el valor que se registra como el punto inicial de ebullición.

NOTA: la norma recomienda verificar el tiempo transcurrido desde que se enciende hasta la visualización de la primera gota sea entre 5 a 15 min

6. Medición de las Temperaturas a distintos porcentajes recuperados.6.1. Una vez que se registra el punto inicial de ebullición, debe pegar a las

paredes del recipiente el tubo de cobre, garantizando así una lectura más eficiente de los porcentajes (se evita que la caída de líquido afecte las mediciones).

6.2. Conforme se alcancen los porcentajes requeridos se indica al experimentador que se encarga de leer las temperaturas, que registre los valores correspondientes y el tiempo transcurrido en la Hoja de Datos.

NOTA: la norma recomienda verificar que la tasa de condensación sea de 4 a 5 ml por minuto

7. Medición del punto final7.1. Cuando se alcance el 95 % de recuperado, se debe aumentar la

resistencia al valor suministrado por el profesor. Medir el PFE (Punto final de ebullición).

NOTA: la norma recomienda verificar que desde que se aumenta la resistencia, hasta el instante en el cual se registra el punto final, no debe ser mayor a 5 min. Se debe recordar que el punto final es cuando no haya nada de líquido en el fondo del matraz Engler.

8. Medición del porcentaje recuperado8.1. Registre el volumen obtenido y verifique el valor obtenido 2 min

después. 8.2. Repita la acción anterior, hasta que dos lecturas coincidan, en ese

momento anotar el valor correspondiente al volumen recuperado en la Hoja de Datos.

9. Medición del Porcentaje de residuo 9.1. Con mucho cuidado, trasvasar el residuo que queda en el matraz Engler

a un cilindro graduado, mida el porcentaje de residuo que queda en el matraz después de la experiencia, y anotarlo en la Hoja de Datos.

10. Limpieza de los instrumentos 10.1. Todos los equipos utilizados, deben ser lavados con alcohol. 10.2. Guarde el equipo en el horno.

Resultados y discusión

1. Datos experimentales

Muestra a procesar KerosenePresión atmosférica 760 mmHg

Temperatura Ambiente 24 °C

Método de ensayo ASTM D-287 (Picnometría)

Temperatura antes de la medición 24 °C 74 °F

Temperatura después de la medición 24 °C 74 °F

Tabla N° 1. Determinación de densidad de la muestra y sus grados API (ASTM D-287)

Picnómetro Agua Muestra B

Peso del picnómetro vacío (gr) 26,7397 26,1757

Peso del picnómetro con muestra (gr) 38,1663 35,4598

Masa de la muestra (gr) 11,4266 9,2841

Densidad (gr/ml) 0,997 0,8101

Volumen en el picnómetro (ml) 11,460 11,460

Ensayo ASTM D-86

Marca del equipo Koehler

Volumen de la muestra a procesar 100 Ml

Potencia inicial 70%

Tabla N° 2. Registro de la temperatura y tiempo durante la destilación (muestra B)

Volumen recuperado (mL) Temperatura (°C) Tiempo (min)Punto inicial de ebullición 140 13:4

5 170 13:5210 176 14:3715 178 15:3720 181 17:2725 188 19:0730 193 20:0935 198 21:0040 202 21:53

45 208 23:0050 214 24:0955 222 25:3460 230 27:0365 240 28:3770 250 29:0975 260 31:2380 274 32:4085 284 35:2390 - -95 - -

Punto final de ebullición 284 35:23

Tabla N° 3. Registro final del producto y pérdidas obtenidas

Muestra B

Producto obtenido Volumen (mL) %

% Recuperado 85 85

% Residuo 1,5 1,5

% Pérdidas (L=100-RC-RS) 13,5 13,5

Tabla N° 4. Registro de la velocidad de destilado durante la destilación (muestra B)

Tiempo (min)

Volumen total (mL)

Velocidad de destilación (mL/min)

% Potencia en la resistencia

1 7 7 802 13 6 703 16 3 604 19 3 655 22 3 706 25 3 757 30 5 808 36 6 709 41 5 75

10 46 5 7511 50 4 7512 54 4 7513 57 3 7514 61 4 7715 64 3 7716 67 3 8017 70 3 85

18 75 5 9019 79 4 9020 82 3 9021 83 1 9222 84 1 100

2. Resultados

Los datos de la tabla N° 4 registran la velocidad del destilado durante el proceso para la muestra B. En la gráfica N° 1 se observa el comportamiento de las variables durante el proceso

Gráfica N° 1. Velocidad de destilado

0 5 10 15 20 250

20

40

60

80

100

120Velocidad de destilado

Vel de desti-lación

Potencia en la resistencia

Volumen total

tiempo (min)

La velocidad de destilación durante el proceso fue constante con un promedio de 3,81 ml/min, este valor se acerca al estipulado por la norma el cual se encuentra entre los 4 – 5ml/min, siendo un indicio del buen desarrollo del ensayo. Al llegar a los valores finales de volumen, la velocidad de destilación disminuye como se observa ya que se llega al máximo volumen recuperado, cayendo las últimas gotas de destilado ocasionalmente, esto también produce que aumente la potencia en la resistencia encargada de suministrar calor al proceso como muestra la gráfica N° 1.

Con los datos en la tabla N° 2 se realizaron los cálculos correspondientes a las temperaturas ASTM, TBP y EFV para los porcentajes de volumen recuperado, los resultados para las tres muestras utilizadas se muestran en la tabla N° 5.

Tabla N° 5. Temperatura ASTM, TBP Y EFV

Muestra A Muestra B Muestra C

%Evaporado

TASTM

(°F)TTBP

(°F)TEFV (°F) TASTM

(°F)TTBP

(°F)TEFV

(°F)TASTM

(°F)TTBP

(°F)TEFV

(°F)

10 323,02 276,98 343,48 348,8 373,76 388,76 340,20 310 365

30 344,23 312,98 354,48 385,7 366,76 389,76 364,90 353 380

50 393,98 393,98 382,48 424,76 424,76 410,76 396,90 401 396

70 436,14 449,98 403,48 503,02 516,76 457,76 428,80 451 41490 493,84 512,98 433,48 593,78 518,76 465,26 479,40 517 442

Las temperaturas ASTM calculadas corresponden al rango de ebullición de la muestra estudiada, las muestras A y C presentan rangos similares mientras que la muestra B presenta un rango más amplio. Teóricamente, el Kerosene tiene un rango de ebullición entre 170 y 250 °C (338 – 482 °F) siendo la muestra C la mas acercada a este rango. Los resultados obtenidos indican que las muestras están constituidas por fracciones livianas de crudo ya que presentan un rango similar al del Kerosene. La muestra B presenta un rango notablemente diferente a las demás, esto se debe al porcentaje de pérdida de volumen el cual fue igual a 13,5% difiriendo significativamente con lo estipulado teóricamente que el porcentaje de pérdida del Kerosene debe estar entre 1 – 1,2%, este resultado indica errores en el procedimiento, es posible que el volumen utilizado no fue de 100 ml.

Con respecto a las temperaturas TBP (True Boiling Point), las tres muestras difieren una de la otra siendo las más acertadas las muestras A y C ya que la destilación TBP proporciona un rango mayor con respecto a la ASTM, ya que esta separa cada componente a su punto real de ebullición y en la cantidad presente en la muestra original.

Para la destilación EFV, como se aprecia en la tabla N° 5, las temperaturas al inicio son mayores con respecto a los otros dos tipos de destilación, esto se debe a que las moléculas que tienden a vaporizarse a bajas temperaturas no son capaces de separarse del líquido ya que pierden mucha energía. Este proceso ocurre a gran velocidad una vez que una cantidad considerable de líquido pasa a fase de vapor lo que justifica que las temperaturas finales sean menores con respecto a las demás destilaciones

Con los datos de la tabla N° 5 se construyen las curvas ASTM D-86, TBP y EFV aplicando las correcciones por pérdidas y por craqueo para las temperaturas mayores a 475 °F para las tres muestras. Las gráficas N° 2, 3 y 4 muestran las tres curvas para cada muestra

Gráfica N° 2. Curvas ASTM, TBP y EFV para la muestra A

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100200250300350400450500550

Muestra A

T ASTMT TBPT EFV

% Volumen recuperado

Tem

pera

tura

(°F)

Gráfica N° 3. Curvas ASTM, TBP y EFV para la muestra B

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100200250300350400450500550600650

Muestra B

T TBPT EFVT ASTM

% Volumen recuperado

Tem

pera

tura

(°F)

Gráfica N° 4. Curvas ASTM, TBP y EFV para la muestra C

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100200250300350400450500550

Muestra C

T TBPT ASTMT EFV

% Volumen recuperado

Tem

pera

tura

(°F)

Se observa en las gráficas que la muestra B no tiene mucha afinidad con las muestras A y C siendo sus rangos de temperatura mayores y el comportamiento de las curvas diferentes por lo que, a la hora de comparar, es preferible utilizar las muestras A y C. La razón, como se dijo anteriormente, se debe al valor del porcentaje de perdidas el

cual es bastante alto (13,5%) mientras que las otras muestras se encuentran en el rango del Kerosene de 1 – 1,2% de perdidas.

En las muestras A y C se observa el comportamiento esperado, la curva TBP presenta el mayor rango de temperatura comenzando en el valor más bajo y terminando en el más alto de temperatura. La curva EFV comienza con el valor más alto de temperatura y finaliza en el más bajo como se explica anteriormente. La muestra B presenta comportamientos diferentes, siento la curva ASTM la que proporciona el mayor rango de ebullición, la curva EFV si presenta un comportamiento adecuado.

Las propiedades críticas y químicas de las muestras se exponen en la tabla N° 6 y N° 7

Tabla N° 6. Propiedades críticas de las muestras

Muestra A Muestra B Muestra CTemperatura crítica (°F) 710 787 745

Temperatura pseudocrítica (°F) 668 770 730Presión crítica (psia) 365 379 400

Presión pseudocrítica (psia) 310 315 340Factor acéntrico 0,515 0,51 0,455

°API 53,97 41,661 41,50

Tabla N° 7. Propiedades químicas de las muestras

Muestra A Muestra B Muestra C

Factor de Watson (k) 12,35 11,43 11,6

Punto de anilina (°F) 168 142 130

Peso molecular (g/mol) 167 175 162,5

Relación C/H Saturada 6,35 6,45

La norma ASTM D-86 establece el uso de un hidrómetro para la determinación de la gravedad API, sin embargo, no se cuentan con tales equipos por lo que se utilizo una metodología alterna con el uso de los picnómetros determinando la densidad de la muestra y su gravedad API. Los valores para las tres muestras fueron altos indicando muestras livianas de crudo según lo establecido por el Instituto Americano de Petróleo.

Las propiedades críticas son únicas para cada sustancia, por lo que es importante calcularlas para cada muestra. Estos valores se acercan a los del Kerosene, sin embargo, deben ser determinadas ya que no se conoce la composición exacta de cada muestra por lo que no se puede aproximar un valor para ellas.

El factor acéntrico muestra un valor que representa todas las fuerzas presentes en las moléculas, las muestras A y B presentan un valor similar que, teóricamente, corresponde a fracciones de compuestos nafténicos o parafínicos a diferencia de la muestra C, cuyo valor se encuentra en el rango de las fracciones de compuestos aromáticos

El factor de Watson se utiliza para determinar la base de una determinada fracción de crudo, el promedio entre las muestras fue de 11,79 lo que indica la presencia de compuestos mixtos con ciclos y cadenas equivalentes

El punto de anilina aporta información sobre los compuestos en abundancia en la muestra, los valores obtenidos en las muestras señalan que la fracción de crudo es rica en naftenos y compuestos aromáticos, es decir, fracciones livianas de crudo. Esto se confirma también con el peso molecular para las muestras variando entre 162 y 175 g/mol, valor que se asemeja al real del Kerosene de 170 g/mol.

La relación C/H señala la proporción en que están presentes el carbono y el hidrógeno, de esta forma, es posible predecir el grado de instauración de la fracción de crudo. La muestra A alcanzó cierto grado de saturación, en cuanto a las muestras B y C fueron similares demostrando que el carbón se encuentra en mayor proporción al hidrógeno indicando la presencia de compuestos insaturados ambas muestras.

Todos los parámetros calculados permiten conocer la fracción de crudo con la que se trabaja. Inicialmente, se indico que la muestra a tratar era Kerosene, siento esto cierto ya que parámetros como la gravedad API y el peso molecular de las muestras coinciden con los valores teóricos utilizados para el Kerosene. Los ensayos normalizados permiten clasificar fracciones de crudo de tal forma que se utilicen de manera correcta. Mediante los ensayos empleados (ASTM D-86 y ASTM D-287) se determinó que las fraccione de crudo analizadas eran livianas con valores altos de °API y valores como factor de Watson, factor acéntrico y punto de anilina que señalan la presencia de compuestos nafténicos y aromáticos característico de los productos livianos. Estos valores obtenidos concuerdan con las características del Kerosene por lo que la muestra puede ser utilizada para calefacción doméstica, disolvente y fuente para electricidad principalmente.

Conclusiones

- Se compararon 3 fracciones de crudo mediante los ensayos normalizados AST D-86 y ASTM D-287 obteniendo fracciones de crudo liviano para todas siendo la más liviana la muestra A con un valor de °API más alto al de las demás.

- El método alternativo utilizado (picnometría) resulto adecuado ya que los resultados obtenidos coinciden con los esperados, es decir, obtención de fracciones de crudo livianas.

- Se determino el rango de ebullición de la fracción analizada mediante la prueba ASTM D-86 obteniendo rangos correspondientes a productos livianos como el Kerosene con el cual precisamente se trabajó.

- El rango de ebullición TBP es el más amplio de todos ya que toma los puntos de ebullición reales de cada componente junto con la cantidad presente en la muestra. Por el contrario, el rango de ebullición EFV es el más pequeño ya que éste ocurre a mayor velocidad una vez condensada gran parte de líquido

- Las propiedades críticas son utilizadas para identificar la fracción de crudo en sí, si bien se asemeja a cierto compuesto, el ensayo proporciona la información de éstas propiedades únicas para cada sustancia

- Las propiedades químicas fueron determinantes para caracterizar la muestra, el punto de anilina, el peso molecular y el factor de Watson indican que las muestras se encuentran entre las fracciones livianas de crudo con componentes parafínicos y aromáticos en su composición, la relación C/H en la muestra A refleja que se trata de una muestra saturada, siendo esta aún más liviana que las otras muestras

- La caracterización de la fracción determino que se trata de un producto liviano con componentes aromáticos, naftas y parafinas, siendo su uso más conveniente el de calefacción doméstica, disolvente y fuente para electricidad principalmente.

- La velocidad de destilación durante el proceso fue constante con un promedio de 3,81 ml/min, este valor se acerca al estipulado por la norma el cual se encuentra entre los 4 – 5ml/min, siendo un indicio del buen desarrollo del ensayo

- La importancia de los ensayos normalizados reside en la veracidad que ofrece para caracterizar muestras desconocidas para disponer de ellas de la manera más adecuada

Referencias Bibliográficas

- ASTM Petroleum Measurement Tables

- Guía del Laboratorio de Operaciones Unitarias II. Prof. Alexis Faneite

- Refino de petróleo: tecnología y economía. James H. Gary, Glenn E. Handwerk. 1980

- Standard Test Method for Destillation of Petroleum Product. Designation D86-95.

- www.iar.org.ar/archivos/educ9.pdf

- www.profesorenlinea.cl/Ciencias/petroleoRefineria.htm

Apéndice

- Cálculos Típicos

Cálculo de la gravedad API

Grados API=141,5¿ −131

Con los datos de la tabla N° 1 se calcula la gravedad específica para la muestra B a

74°F (Temperatura de la muestra)

¿= ρmuestraρ agua

=0,8101g /ml0,977g /ml

=0,812

Grados API=141,50,812

−131=42,761

1. Corrección de la gravedad API

La norma ASTM D-287 establece que la temperatura del ensayo debe ser de 60°F. Por

lo tanto se debe corregir el valor de la gravedad API. De la “Petroleum Measurement

Table” (anexo N° 1) se tiene

°API (74°F) °API (60°F)

38 36,9

39 37,9

42,761 -

Extrapolando, °API (60°F)= 41,661

Destilación ASTM D-86

1. Corrección de las temperaturas experimentales ASTM de °C a °F

℉=1,8 (℃ )+32

De la tabla N° 2 se obtienen las temperaturas para cada volumen de recuperación

Para Vr= 5 ml, T= 170°C

℉=1,8∗(170 )+32=338℉

2. Corrección de las temperaturas experimentales ASTM en función del

porcentaje evaporado (pérdidas)

T=TL+(TH−TL)(RL−R)

(RH−RL)

T: Temperatura de cada % de evaporado

R: % recuperado para cada % de evaporado

RH: % evaporado

RL: % perdidas corregidas + % recuperado

TL: Temperatura a RL

TH: Temperatura a RH

Pérdidas reales

Lc=( A∗L )+B

A y B: Constantes de la norma ASTM D-86

L: % pérdidas en el ensayo

El porcentaje de pérdidas en el ensayo se obtiene de los datos de la tabla N° 5,

mientras que las constantes A y B se obtienen de la tabla 6 ASTM D-86

Para A=1 y B=0 @ 760 mmHg; L=13,5%

Lc=(1∗13,5 )+0=13,5

Porcentajes evaporados

Pe=Pr+Lc

Pr: porcentaje recuperado

Para 5% de recuperado

Pe=5+13,5=18,5 %

% Recuperado % Evaporado Temperatura (°F)

0 0+13,5=13,5 (RL) 284 (TL)

5 5+13,5=18,5 (RH) 838 (TH)

Para 5% de recuperado

T=284+[ (338−284 ) (13,5−5 )(18,5−13,5 ) ]=375,8 ° F

3. Corrección de las temperaturas por craqueo

Esta corrección se hace para temperaturas mayores a 475 °F, aplicada a los % de

recuperado entre 70 – 85%

Tcorregida=T +10−1,587+0,004735∗T

Para 70% (T= 482°F)

Tcorregida=482+10−1,587 +0,004735∗(482)=486,96 ° F

% Vr Temperatura (°F) Pe T pérdidas T craqueo0 284 13,5 - -5 338 18,5 375,8 -

10 348,8 23,5 348,8 -15 352,4 28,5 354,92 -20 357,8 33,5 361,58 -25 370,4 38,5 379,22 -30 379,4 43,5 385,7 -35 388,4 48,5 394,7 -40 395,6 53,5 400,3 -45 406,4 58,5 413,96 -50 417,2 63,5 424,76 -55 431,6 68,5 441,68 -60 446 73,5 456,08 -65 464 78,5 476,6 -70 482 83,5 503,02 486,96

75 500 88,5 512,6 506,0380 525,2 93,5 542,84 533,1485 543,2 98,5 555,8 552,8690 561,2 103,5 593,78 572,73

Cálculo de la temperatura TBP

Se utiliza la curva de temperatura 50% ASTM D-86 vs. Temperatura TBP 50% (anexo

N° 2) entrando con la temperatura para 50% de recuperado igual a 424,76°F desde la

abscisa inferior, hasta interceptar la curva de temperatura TBP 50%, el valor en la

ordenada derecha es igual a ΔF

Para T=424,76 °F; ΔF=0

TBP@50%evap=424,76 ° F+ΔF=424,76 ° F+0 ° F=424,76 ° F

1. Cálculo ΔTTBP

Las temperaturas TBP para diferentes valores de % de recuperación se calculan por la

siguiente expresión

TTBP (%X )=TASTM (50% )±∑ ΔTTBP

(+) Para % recuperado > 50

(-) Para % recuperado < 50

De igual forma, se utiliza la gráfica en el anexo N° 2. En este caso, se entra con la

diferencia de las temperaturas ASTM desde la abscisa superior hasta interceptar la

curva correspondiente al rango de porcentaje de recuperado, el valor en la ordenada

izquierda es igual a ΔTTBP

Para 10-30%

ΔTASTM 10−30 %=(385,7−356,36 ) ° F=29,34 ° F

Con ΔTASTM10-30%= 29,34 °F; ΔTTBP= 51°F

TTBP (10 % )=424,76 ° F−51 ° F=373,76 ° F

Cálculo de la temperatura EFV

Se debe calcular de la pendiente de la curva ASTM D-86 entre 10 y 70% de evaporado

m=TASTM 70 %−TASTM 10 %70−10

=503,0269−356,3660

=2,4

Con TASTM50%= 424,76°F se entra desde la abscisa hasta la curva correspondiente a la

pendiente igual a 2,4 se utiliza la figura 3B1.1 (anexo N° 3), el valor en la ordenada es

igual a ΔF

Para TASTM50%= 424,76°F y m=2,4; ΔF=-44

TEFV 50 %=TASTM 50 %+ΔF=424,76+(−14 )=410,76 °

1. Cálculo ΔTEFV

De igual forma, se utiliza la gráfica en el anexo N° 4. En este caso, se entra con la

diferencia de las temperaturas ASTM desde la abscisa hasta interceptar la curva

correspondiente al rango de porcentaje de recuperado, el valor en la ordenada es igual

a ΔTEFV

Para 30-50%

ΔTASTM 30−50 %=(424,76−385,7)° F=39,06 ° F

Con ΔTASTM30-50%= 39,06 °F; ΔTEFV= 21°F

TEFV (30 % )=410,76 ° F−21 ° F=389,76 ° F

Cálculo de VABP, MABP, CABP, WABP y MoABP

VABP=TASTM 10 %+TASTM 30 %+TASTM 50 %+TASTM 70 %+TASTM 90 %5

Los datos de la tabla N⁰ 5 muestran los datos para las temperaturas ASTM

VABP=356,36 ° F+385,7 ° F+424,76 ° F+503,02 ° F+593,785° F5

VABP=452,73≈453 ° F

Es necesario calcular la pendiente entre 10 y 90% de evaporado

m=TASTM 90 %−TASTM 10 %90−10

=593,785−356,3680

=2,96≈3

Con la gráfica del anexo N° 5 se obtienen los factores de corrección, entrando con el

valor de la pendiente en la abscisa hasta interceptar las curvas de MABP MoABP, CABP

Y WABP, el valor de VABP, el factor de corrección se lee en la ordenada

Para VABP= 453°F y m= 3

CMABP=-29,5 °F, CMoABP=-18 °F, CCABP=-7 °F, CWABP=6 °F

WABP=VABP+CWABP= (453+6 )° F=459 ° F

CABP=VABP+CCABP= (453+(−7 ) ) ° F=446 ° F

MABP=VABP+CMABP=(453+ (−29,5 ) ) ° F=423,5° F

MoABP=VABP+CMoABP=(453+ (−18 ) ) ° F=435° F

Propiedades críticas de la muestra

1. Temperatura pseudocrítica

Con °API= 41,661 y MoABP= 435 °F, de la figura en el anexo N° 6 se tiene

Tpc=770 ° F

2. Temperatura crítica real

Con °API= 41,661 y WABP= 459 °F, de la figura en el anexo N° 6 se tiene

Tc=787 ° F

3. Presión pseudocrítica

Con °API= 41,661 y MABP= 423,5 °F, de la figura en el anexo N° 7 se tiene

Ppc=315 psia

4. Presión crítica real

TcTpc

=787 ° F770 ° F

=1,022

Con Tc/Tpc= 1,022 y Ppc= 315 psia, de la figura en el anexo N° 8 se tiene

Pc=379 psia

Propiedades químicas de la muestra

1. Factor acéntrico

Con la gráfica en el anexo N° 9, entrando con Tpc= 770 °F desde la ordenada izquierda

hasta interceptar la curva MoABP= 435 °F, luego se sube hasta interceptar la curva

Ppc= 315 psia, el valor en la ordenada derecha corresponde al factor acéntrico

Factor acéntrico=0,51

2. Factor de corrección de Watson [k], punto de anilina, peso molecular y relación

C/H

Con °API= 41,661 y MABP= 423,5 °F, de la figura en el anexo N° 10 se tiene

k=11,43

PA=142° F

PM=175g

mol

CH

=6,35≈6

Anexos

Diagrama del equipo

Anexo N° 1. ASTM Petroleum Measurement Tables

Anexo N° 2. Temperatura TBP

Anexo N° 3. Temperatura EFV

Anexo N° 4. ΔT EFV

Anexo N° 5. Factores de corrección

Anexo N° 6. Temperatura pseudocrítica y temperatura crítica real

Anexo N° 7. Presión pseudocrítica

Anexo N° 8. Presión crítica real

Anexo N° 9. Factor acéntrico

Anexo N° 10. Factor de Watson, punto de anilina, peso molecular y relación C/H

Anexo N° 11. Constantes A Y B para corrección de temperatura por pérdidas