Practica N°2
Practica N°2
Practica N°2
PRÁCTICA 2
Resumen: la destilación ASTM-D86 es un método estándar para la destilación de productos del crudo,
la cual tiene como objetivo principal ,la caracterización del crudo, esto por medio de una destilación
simple por carga, donde se obtienen los diferentes volúmenes de recuperación y las temperaturas a las
cuales se logran las mismas y así se logra obtener un conocimiento de cuál será el producto destilado
como; gasolina, naftas gasóleos entre otros.
1- ) Introducción teórica.
Una mezcla se considera compleja cuando el número de átomos de carbono de los componentes
puede variar entre 1 y 50. Los puntos de ebullición están en el rango entre 162 a 538°C. Entre mayor
sea el rango de temperaturas menor es la diferencia de volatilidades existente entre los componentes.
Los productos de la destilación son también mezclas complejas. Los procesos de destilación de mezclas
complejas se presentan, en general, en las refinerías de petróleo.
La destilación ASTM se realiza de forma rápida por lo que se hacen rutinas de muestreo y
análisis que usualmente son usadas para controlar operaciones en refinerías, también son necesarias
para la caracterización de productos intermediarios y acabados del petróleo.
Se puede decir que la curva de destilación ASTM refleja la composición del producto, este
permite dar conclusiones sobre la distribución de los productos, también son usadas como criterio de
identificación para las inspecciones de control fiscal para caracterizar un crudo, así son necesarias para
la regulación de las torres de destilación para dar a conocer la calidad del producto en dos
fraccionamientos sucesivos.
Temperatura ASTM:
Es aquella temperatura que se obtiene al recoger cada uno de los porcentajes de evaporización
de interés durante la prueba ASTM D-86. Se calcula mediante la siguiente ecuación:
𝑻′ = 𝑎 𝑇 𝑏 𝑆 𝑐
Dónde:
T= TTBP.
Permite evaluar el petróleo para saber que derivados se pueden obtener en la refinería a partir de
un crudo y también establece estrategias operacionales y la optimización de procesos.
De acuerdo a las ASTM, la determinación del TBP para las fracciones de petróleo tiene como
tope para poder realizarse hasta 565 ºC.
Las curvas de vaporización instantánea en equilibrio son obtenidas en un destilador por carga
con recirculación o en un vaporizador de flujo continuo. En estos se mantiene la temperatura y la
presión constantes.
Al inicio del proceso la temperatura EFV está por encima de las otras temperaturas, esto se debe
a que las moléculas que normalmente aspiran vaporizarse a bajas temperaturas son incapaces de
separarse del líquido porque pierden mucha de su energía.
Cuando una cantidad considerable de líquido ha pasado a fase de vapor de manera rápida.
Después que se ha vaporizado una cantidad considerable de líquido, las moléculas ya vaporizadas
entregan al líquido parte de su energía y se logra entonces la evaporación de todo el líquido. Debido a
la alta velocidad con que sucede esto, es que se logran destilar las fracciones a menor temperatura que
en un proceso normal.
La masa molecular se puede calcular si se conoce las masas atómicas de los átomos que las
forman. Entonces, se puede definir como la suma de las masas atómicas en una molécula.
∑𝑛𝑖.𝑀𝑖
M= ∑𝑛𝑖
Gravedad API:
Los crudos pueden pesar menos que el agua, (liviano y mediano) o más que el agua, (pesados y
extra pesados). De allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a
57,2 y -3 °API.
La densidad, la gravedad específica o los grados API (American Petroleum Institute) denotan la
relación correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua.
141,5
°𝑨𝑷𝑰 = − 131,5
𝑆𝑔
Factor Acéntrico:
𝒘 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑊𝑖
𝒊=𝟏
Relación C/H:
Es la relación entre la proporción en que están presentes el carbono y el hidrógeno. Nos sirve
para predecir el grado de instauración de la fracción en cuestión.
Así, se ha definido un factor de caracterización KUOP o KW para los hidrocarburos puros que
dependen únicamente de su punto de ebullición y de su densidad.
1
𝑇 3
(1.8)
𝑲𝑼𝑶𝑷 =
𝑆
Siendo:
T= Temperatura de ebullición (K).
S= Densidad relativa estándar.
Así, el KUOP de los hidrocarburos puros es de:
13 para parafinas.
12 para hidrocarburos en los que el peso relativo de las cadenas y de los anillos es equivalente.
11 para naftenos puros.
10 para aromáticos puros.
Punto de Anilina:
Se denomina punto de anilina (PA) a la temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de
anilina (C6H5NH2) e hidrocarburos permanecen disueltos de forma homogénea y monofásica. Este
punto caracteriza muy bien a los productos petrolíferos, pues tanto éstos como la anilina son
compuestos aromáticos; si el punto de anilina es bajo, el contenido de aromáticos es mayor, y si es alto,
el contenido de parafinas será entonces mayor. De este modo podemos determinar si un combustible o
disolvente tiene un carácter más parafínico o más aromático. Los hidrocarburos nafténicos se
encuentran en un punto intermedio entre los aromáticos y los parafínicos. Cabe agregar que este ensayo
es denominado como la norma ASTM D-611.
∑ TASTM
VABP =
N° de temp (Ec. N° 5)
DESCRIPCIÓN
VOLUMEN DE LA MUESTRA (ml) 100 ml
GRAVEDAD ESPECÍFICA (°API) 18,7
3- ) RESULTADOS
300
250
200
150
100
50
0
0 20 40 60 80 100 120
% VOL
TABLA N° 3 TCASTM °F
TABLA N° 5 TTBP °F
TABLA N° 6 ΔTEFV °|
TABLA N° 7 TEFV °F
CURVAS DE DESTILACION
600
500
400
TEMPERATURA DE L VAPOR °F
300
200
100
0
0 20 40 60 80 100 120
% VOLUMEN RECUPERADO
WABP 9,42
CABP -9,7
MABP -41,4
MeABP -25,3
TABLA 9. PUNTOS DE EBULLICIÓN PROMEDIO
Descripción Resultado
Presión pseudocrítica [Ppc] (psia) 670
Temperatura pseudocrítica [Tpc] (°F) 655
Temperature crítica [Tc] (°F ) 710
Descripción Resultado
Relación C/H 9
Factor de Watson 9,5
Punto de Anilina (°F) 20
Peso Molecular (Kg/Kmol) 96
Factor Acéntrico 0,25
NOMECLATURA
4- ) ANÁLISIS DE RESULTADOS
5- ) CONCLUSIONES
6- ) REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Barberii E. (1985). El Pozo Ilustrado. Venezuela, Caracas: PDVSA.
Pérez R. y Martínez M. (1995). Ingeniería de Gas Natural: Características y Comportamiento de
los Hidrocarburos. Venezuela, Maracaibo: Ingenieros Consultores, S.R.L.
Wauquier J. (2004). El Refino del Petróleo: Petróleo crudo, Productos petrolíferos, Esquemas
de fabricación. España, Madrid: ISE.
Chang R. (2010). Química, 10a. Edición. México, D.F.: McGraw-Hill/Interamericana Editores,
S.A. de C.V.
Orcini C, Torres J y Arellano M (2014). Caracterización de Productos Petroleros mediante las
normas ASTM. Universidad de los Andes. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería
Química. Mérida –Venezuela.
7- ) APÉNDICE
9 9
°𝑭 =
5
(°𝐶) + 32 → °𝑭 =
5
(256 °𝐶) + 32 = 492,8°𝐹
300
250
200
150
100
50
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
% VOL
Obtención de ∆F, con TASTM de 50% en °F, entramos con 258,8 °F en la figura 3A1.1
cortamos la curva y se lee:
∆F = -5,6
Cálculo para TTBP °F
Con ΔTASTM (30%-50%) = 57,6 °F se corta la figura 3A1.1 en la curva 30% to 50% para leer:
𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀(%𝑉) − 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀(%𝑉)
𝒎(∆%𝑽) =
%𝑉 − %𝑉
𝐓𝐀𝐒𝐓𝐌(𝟕𝟎%)−𝐓𝐀𝐒𝐓𝐌(𝟏𝟎%) 𝟑𝟐𝟎−𝟏𝟓𝟎,𝟖
𝐦(𝟕𝟎%−𝟏𝟎%) = = = 𝟐, 𝟖𝟐
𝟕𝟎−𝟏𝟎 𝟔𝟎
Se traza una recta en la figura 3B1.1 desde TASTM (50%) hasta cortar la curva 2,82 para
determinar ΔF.
ΔF = - 38,48
Con ΔTASTM (30%-50%) = 57,6 °F se corta la figura 3B1.2 en la curva 30% to 50% para leer:
ΔTEFV (30%-50%) = 33 °F
∑ 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀
𝑽𝑨𝑩𝑷 =
𝑁° 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝
86 + 150,8 + 201,2 + 258,8 + 320 + 431,6 + 551,5
𝑉𝐴𝐵𝑃 = = 285,7
7
Con el ° API = 18,7 y el valor de MABP = 244,3°F trazamos una recta en la figura 4A1.2 para
leer:
Tsc = 655°F
Tcr = 710 °F
Con el ° API = 18,7 y el valor de MeABP = 260,4 °F al unir los puntos en la figura 4B1.2 se puede
leer:
Con los valores del ° API = 18,7 y del MeABP = 260,4 °F, al unir los puntos en la figura 2B2.1 se
pueden determinar los valores de:
Peso Molecular = 96
Pto. De Anilina = 20
Factor K = 9,5
Relación C/H = 9
Se determina el Factor Acéntrico en la figura 2B2.3 partiendo con la Tsc = 655 °F,
cortando con el valor correspondiente a MABP=244,3 °F y a su vez proyectándose esta
para cortar con la curva de la Psc=670 psia, seguidamente cortando para luego obtener el
valor deseado, la cual es:
FIGURA 3A1.1
FIGURA 3B1.1
FIGURA 3B1.2
FIGURA 2B1.1
FIGURA 4A1.2
FIGURA 4B1.2
FIGURA 2B2.1
FIGURA 2B2.3