2.

PROPIEDADES FÍSICAS DE
LOS COMPONENTES PUROS Y
CARACTERIZACIÓN DE
FRACCIONES INDEFINIDAS DEL
PETRÓLEO

Ing. Javier André

Andrés Martí
Martínez P.
24/08/2011 1

INTRODUCCION
Muchas propiedades físicas de los componentes
puros han sido medidas y compiladas a través de
los años. Estas propiedades proporcionan
información esencial para el estudio del
comportamiento volumétrico y determinar las
propiedades termodinámicas de los componentes
puros y sus mezclas.

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1
 INTRODUCCION
Las propiedades más importantes son:

 Presión Crítica, Pc
 Temperatura Crítica, Tc
 Volumen Crítico, Vc
Temperatura normal de Ebullición, Tb
 Factor de Compresibilidad Crítico, Zc
 Factor Acéntrico, 
 Peso Molecular, MW

24/08/2011 3

INTRODUCCION
Los ingenieros de Petróleos usualmente están
interesados en el comportamiento de mezclas de
hidrocarburos, más que en los componentes
puros. Sin embargo, las anteriores constantes
características de cada componente puro se
pueden utilizar independientemente de la presión,
temperatura y composición para definir y
caracterizar las propiedades físicas y el
comportamiento de fases de las mezclas.

24/08/2011 4

2
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Hay numerosas correlaciones para estimar las
propiedades de las fracciones de hidrocarburos.
Muchas de estas correlaciones usan el peso
molecular MW, la gravedad específica  y el punto
de ebullición Tb como parámetros claves y
correlacionables que reflejan la caracterización
química de las fracciones de petróleo. La
selección de los valores apropiados para los
parámetros mencionados es muy importante
debido a que cambios suaves pueden causar
variaciones significativas en los resultados
estimados.
24/08/2011 5

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Entre estas correlaciones se encuentran:

 Riazi-Daubert
 Lin-Chao
 Cavett
 Kesler-Lee
 Winn-Sim-Daubert
 Watansiri-Owens-Starling
 Edmister

24/08/2011 6

3
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Riazi-Daubert

Riazi and Daubert (1980) desarrollaron una

correlación simple de dos parámetros para
predecir las propiedades físicas de componentes
puros y mezclas indefinidas de hidrocarburos.
Estos parámetros son el punto normal de
ebullición y la gravedad específica.

  aTbb c (1)

24/08/2011 7

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
 = Cualquier propiedad física
Tb = Punto normal de ebullición, °R
 = Gravedad específica del líquido
a, b, c = Constantes de correlación.

Para la exactitud de la ecuación el rango del punto

de ebullición debe ser de 100 – 850°F.
24/08/2011 8

4
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Riazi and Daubert (1987), en su desarrollo de
nuevas correlaciones para mejorar la predicción de
las propiedades físicas de fracciones indefinidas
de petróleo, consideraron varios factores como
exactitud, simplicidad, generalidad, viabilidad de
los parámetros de entrada, etc.

Los autores propusieron la siguiente modificación:

  a1b 2c EXP  d1  e 2  f 1 2  (2)

24/08/2011 9

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
 = Cualquier propiedad física
a - f = Constantes de correlación.

Riazi and Daubert establecieron que 1 y 2 son

dos parámetros capaces de caracterizar las
fuerzas moleculares y el tamaño molecular de un
compuesto. Se identificaron (Tb, ) y (MW, ) como
pares apropiados de parámetros de entrada en la
anterior correlación.

24/08/2011 10

5
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Forma 1.
  aTbb c EXP  dTb  e  fTb  (3)

24/08/2011 11

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Forma 2.
  a  MW   c EXP  d  MW   e  f  MW   
b (4)

24/08/2011 12

6
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS

Para las anteriores dos correlaciones se usaron

38 hidrocarburos puros en un rango de 1 – 20
números de carbono, incluyendo parafinas,
oleofinas, naftenos y aromáticos en un rango de
peso molecular de 70 – 300 y punto de ebullición
de 80 – 650°F.

24/08/2011 13

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación Generalizada de Lin-Chao

Lin and Chao (1984) correlacionaron las

propiedades físicas de componentes
hidrocarburos con el peso molecular, la gravedad
específica y el punto normal de ebullición. La
correlación propuesta en la que expresan las
propiedades físicas de los n-alcanos C1 a C20 es:
C5
 A  C1  C2  MW   C3  MW   C4  MW   (5)
2 3

 MW 
24/08/2011 14

7
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Donde A representa Tc, ln(Pc), , (*Tc) o Tb del
n-alcano.

24/08/2011 15

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Las propiedades de los hidrocarburos generales y
sus derivados fueron correlacionadas como
perturbaciones de estos n-alcanos de acuerdo a la
siguiente correlación:
   A  A1  A2 Tb  A3     A4    Tb   A5  Tb   A6   
2 2 3

 A7     Tb   A8    Tb   A9  Tb 

2 2 3 (6)

 =  - a
Tb = Tb – (Tb)a

24/08/2011 16

8
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
 = Gravedad específica de la sustancia de interés
Tb = Punto de ebullición de la sustancia de interés, °R
a, (Tb)a =Parámetros estimados mediante la Ec. 5

Los parámetros A1 a A9 se estiman mediante:

Ai  ai  bi MW (7)

24/08/2011 17

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS

-
1.75398333x 10-4

24/08/2011 18

9
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Cavett

Cavett (1962) propuso correlaciones para estimar la

presión y la temperatura crítica de las fracciones de
hidrocarburos. Las correlaciones propuestas fueron
expresadas analíticamente como funciones del
punto normal de ebullición Tb y la gravedad API.

Temperatura crítica:
Tc  a0  a1Tb  a2Tb 2  a3 ( API )(Tb )  a4Tb 3  a5 ( API )(Tb ) 2
(8)
 a6 ( API )2 (Tb ) 2

24/08/2011 19

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Presión Crítica:
log( Pc )  b0  b1Tb  b2Tb 2  b3 ( API )(Tb )  b4Tb 3  b5 ( API )(Tb ) 2
b6 ( API ) 2 (Tb )2
(9)

Donde:

Tc = Temperatura Crítica, °R
Pc = Presión Crítica, Psia.
Tb = Temperatura normal de ebullición, °F
API = Gravedad API de la fracción

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10
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Los coeficientes son:

24/08/2011 21

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Kesler-Lee

Kesler and Lee (1976) propusieron ecuaciones para estimar

la temperatura crítica, el factor acéntrico, y el peso molecular
de fracciones de petróleo.

Presión Crítica:
0.0566  2.2898 0.11857 
ln  Pc   8.3634    0.24244   3
 x10 Tb
    2
 (10)
 3.648 0.47227  7  1.6977  10
 1.4685    x10 Tb   0.42019 
2 3
 x10 Tb
   2
   2


Pc = Presión Crítica, Psia

24/08/2011 22

11
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Temperatura Crítica:
Tc  341.7  811.1   0.4244  0.1174  Tb
(11)

 0.4669  3.26238  x105
Tb
Tc = Temperatura Crítica,°R

Peso Molecular:
MW  12272.6  9486.4   4.6523  3.3287  Tb
 720.79  107
(12)
 1  0.77084  0.02058 2   1.3437  x
 Tb  Tb
 181.98  1012
 1  0.80882  0.02226 2  1.8828  x
 Tb  Tb3
24/08/2011 23

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Factor Acéntrico:
Definiendo el factor de caracterización de Watson
KW y el punto de ebullición reducido.
Tb  Tb
1/3

KW  (13)  (14)
 Tc

Tb = Temperatura de ebullición, °R
Kesler and Lee propusieron las siguientes dos
correlaciones para el factor acéntrico

24/08/2011 24

12
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Para  > 0.8:
  7.094  0.1352 K w  0.007465K w 2  8.359
1.408  0.01063K w (15)


Para  < 0.8:

 ln  Pc /14.7   5.92714  6.09648 /   1.28862 ln    0.169347 6

 (16)
15.2518  15.6875 /   13.4721ln    0.43577 6

 = Factor Acéntrico

24/08/2011 25

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Winn-Sim-Daubert
Sim and Daubert (1980) concluyeron que el monograma
de Winn (1957) es el método más exacto para
caracterizar fracciones de petróleo. Por esta razón Sim
and Daubert lo representaron analíticamente por medio
de las siguientes ecuaciones:
Pc  3.48242 x109 Tb2.3177 2.4853 (17)

MW  1.4350476 x105 Tb2.3776 0.9371 (18)

Tc  EXP  3.9934718Tb0.08615 0.04614  (19)

24/08/2011 26

13
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Watansiri-Owens-Starling
Watansiri et al (1985) desarrollaron una serie de
correlaciones para estimar las propiedades críticas y
el factor acéntrico de los componentes de carbón y
otros hidrocarburos y sus derivados.
Temperatura Crítica:
ln(Tc )  0.0650504  0.0005217Tb  0.03095ln( MW )  1.11067 ln(Tb )
 MW 0.078154 1/2  0.061061 1/3  0.016943  (20)
Tc = Temperatura Crítica, °R

24/08/2011 27

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Volumen Crítico:
ln(Vc )  76.313887  129.8038  63.1750 2  13.1753  1.10108ln(MW ) (21)
42.1958ln( )

Vc = Volumen Crítico, ft3/Lb-mol

Presión Crítica:
0.8
ln( Pc )  6.6418853  0.01617283  c   8.712  MW   0.08843889  b 
T T

 Vc   Tc   MW  (22)
Pc = Presión Crítica, Psia

24/08/2011 28

14
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Factor Acéntrico:
 4  Tb  382.904 
5.12316667 x10 Tb  0.281826667  MW   MW 
 
 5  Tb 
2
4 
0.074691x10     0.12027778x10 (Tb )( MW ) 
    T  (23)
  0.001261( )( MW )  0.1265x104 ( MW )2  5 b 
 1/3
  9MW 
0.2016 x104 ( )( MW ) 2  66.29959(Tb ) 
 MW 
 2/3 
 0.00255452 T b 
  2


24/08/2011 29

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Correlación de Edmister
Edmister (1958) propuso una correlación para
estimar el factor Acéntrico de fluidos puros y
fracciones de petróleo. La expresión propuesta
usada ampliamente por la industria del petróleo es:

3 log  Pc / 14.7  
  1 (24)
7 Tc / Tb  1

24/08/2011 30

15
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Factores de Compresibilidad Críticos
El factor de compresibilidad crítico es definido como el
componente del factor de compresibilidad calculado en
el punto crítico. Este factor se calcula mediante la
ecuación de estado de un gas real en el punto crítico:
PV
Zc  c c
(25)
RTc

R = Constante Universal de los gases, 10.73 Psia.ft3/lb-

mol°R
Vc = Volumen Crítico, ft3/Lb-mol

24/08/2011 31

ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
Si el Volumen Crítico es dado en ft3/Lb, la Ec. 25 se
reescribe como

PV
c c MW (26)
Zc 
RTc

MW = Peso Molecular

La precisión de la Ec. 25 depende de la precisión de los

valores de Pc, Tc y Vc. La siguiente tabla presenta un
resumen de los métodos de estimación del factor de
compresibilidad crítico.
24/08/2011 32

16
 ESTIMACION DE PROPIEDADES
FISICAS DE FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS

Método Año Zc Ec.

Haugen et al 1959 Z c  1 / 1.28  3.41 27
Sherwood 1977 Z c  0.291  0.08 28
Salermo et al 1985 Z c  0.291  0.08  0.016 2 29
Nath 1985 Z c  0.2918  0.0928 30

24/08/2011 33

CARACTERIZACION DE FRACCIONES
PESADAS DE HIDROCARBUROS
Casi todos los sistemas de hidrocarburos contienen
una cantidad de fracciones pesadas que no están
bien definidas y no son mezclas de componentes
discretos identificados. Estas fracciones pesadas son
agrupadas e identificadas como la fracción plus.
Una apropiada identificación de las propiedades
físicas de la fracción plus y otras fracciones
indefinidas del petróleo en mezclas de hidrocarburos
es esencial en el desempeño de los cálculos del
comportamiento de fases y los estudios del
modelamiento composicional. Frecuentemente un
análisis cromatográfico está disponible para esta
fracción indefinida.
24/08/2011 34

17
CARACTERIZACION DE FRACCIONES
PESADAS DE HIDROCARBUROS
Otras propiedades físicas, tales como el peso
molecular y la gravedad específica también son
medidas para la fracción de entrada o varios cortes
de esta.
Usar cualquier modelo de predicción de propiedades
termodinámicas, para predecir el comportamiento de
fases y volumétrico de mezclas complejas de
hidrocarburos, debe poder proporcionar el factor
acéntrico, la temperatura y presión crítica para las
fracciones definidas e indefinidas (Pesadas) en la
mezcla.
Usualmente los datos disponibles de fracciones plus
se dividen en tres grupos
24/08/2011 35

CARACTERIZACION DE FRACCIONES
PESADAS DE HIDROCARBUROS
Grupo 1. Un análisis completo del verdadero punto
de ebullición (TBP), en el cual la fracción plus se
divide en cortes caracterizados por un rango de
punto de ebullición.
Grupo 2. Un análisis cromatográfico de líquido o de
gas de la fracción plus se diseña para proporcionar
la cantidad relativa de las fracciones que componen
la fracción plus.
Grupo 3. No se reportan datos de destilación y sólo
están disponibles la gravedad específica y el peso
molecular de la fracción plus.

24/08/2011 36

18
METODOS PARA CARACTERIZAR DE
FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
Método de Caracterización de Rowe

Rowe (1978) propuso una serie de correlaciones

para la estimación del punto normal de ebullición, la
temperatura y presión crítica de la fracción de los
heptanos plus (C7+). La predicción de las
propiedades del C7+ se basa en la suposición de
que la fracción “agrupada” se comporta como una
parafina normal. Rowe usó el número de átomos de
carbono n, como el único parámetro
correlacionante.
24/08/2011 37

METODOS PARA CARACTERIZAR DE

FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
 Cálculo de la Temperatura Crítica
Tc c 7
 1.8 961  10a 
Donde: a  2.95597  0.090597 n2/3

(Tc)C7+ = Temperatura crítica del C7+, °R

n = Número de átomos de Carbono
n   MWC7  2.0  /14

24/08/2011 38

19
 METODOS PARA CARACTERIZAR DE
FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
 Cálculo de la Presión Crítica
10(5 Y )
 Pc c 
7
Tc c 7

Donde: Y  0.01377268226n  0.6001481651

(Pc)C7+ = Presión crítica del C7+, Psia

 Cálculo de la Temperatura de Ebullición

Tb C  0.0004347 Tc C  265
2
7 7

(Tc)C7+ = Temperatura de Ebullición del C7+, °R

24/08/2011 39

METODOS PARA CARACTERIZAR DE

FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
Correlaciones de Standing

Matthews, Roland y Katz (1942) presentaron

correlaciones gráficas para la determinación de la
temperatura y presión crítica de los heptanos plus.
Standing (1977) expresó estas correlaciones
gráficas en forma matemática como sigue:
Tc c 7
 608  364 log  ( MW ) c7  71.2    2450 log( MW ) c7  3800  log( ) c7

 Pc c
7

 1188  431log ( MW )c7  61.1  2319  852 log ( MW )c7  53.7   log( ) c7  0.8  

24/08/2011 40

20
METODOS PARA CARACTERIZAR DE
FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
Correlaciones de Willman-Teja

Willman y Teja (1987) propusieron correlaciones

para determinar la presión y temperatura crítica de
la serie homóloga de los n-alcanos. Los autores
usaron el punto normal de ebullición y el número de
átomos de carbono de los n-alcanos como
parámetros correlacionantes. La aplicabilidad de las
correlaciones propuestas puede ser extendida para
predecir la temperatura y presión crítica de la
fracción indefinida de petróleo, recalculando los
exponentes de las expresiones originales.
24/08/2011 41

METODOS PARA CARACTERIZAR DE

FRACCIONES PESADAS DE
HIDROCARBUROS
Estos exponentes fueron recalculados usando un
modelos de regresión no lineal, que mejor
coincidiera con los datos de propiedades críticas.
Las fórmulas empíricas están dadas por:

Tc  Tb 1  1.25127  0.137242n  
0.884540633
 

339.0416805  1184.157759n
Pc 
 0.873159  0.54285n 
1.9265669

24/08/2011 42

21
 METODOS “PNA”
El vasto número de compuestos hidrocarburos en el
petróleo crudo han sido agrupados químicamente en
varias series de compuestos. Cada serie consiste de
aquellos similares en sus características moleculares.
Dentro de una serie dada, existen rangos de
compuestos de extremadamente ligeros, o
químicamente simples, a pesados o químicamente
complejos. En general, se asume que la fracción de
hidrocarburos pesados está compuesta de tres
grupos:
 Parafinas (P)
 Nafténicos (N)
 Aromáticos (A)

24/08/2011 43

METODOS “PNA”
El parámetro de caracterización de Watson es
usado para determinar los tres grupos
mencionados:
 Parafinas: Kw varía de 12.5 a 13.5
 Nafténicos: Kw varía de 11.0 a 12.5
 Aromáticos: Kw varía de 8.5 a 11.0
Cabe señalar que algunas coincidencias de Kw
existen entre estas tres familias de hidrocarburos y
una combinación de componentes parafínicos y
aromáticos evidentemente “parecen” componentes
nafténicos.

24/08/2011 44

22
 METODOS “PNA”
El contenido PNA de la fracción plus de la fracción
indefinida de hidrocarburos se estima
experimentalmente de un análisis de destilación o
cromatográfico. Ambos análisis proporcionan
información valiosa para caracterizar las fracciones
plus.

En el proceso de destilación, la fracción plus de

hidrocarburos esta sujeta a una destilación
estandarizada, primero a presión atmosférica y
luego a una presión de vacío de 40 mm de Hg.
Usualmente la temperatura se toma cuando cae la
primera gota de destilado.
24/08/2011 45

METODOS “PNA”
Diez fracciones son después destiladas, la primera
a 50°C y sucesivamente cada una con un rango de
25°C. Para cada corte de destilación, el volumen, la
gravedad específica, y el peso molecular, entre
otras medidas son determinadas. Los cortes
obtenidos de esta manera son identificados por los
rangos del punto de ebullición en los cuales fueron
recolectados. Generalmente, hay cinco diferentes
métodos de definir el punto normal de ebullición
para las fracciones de petróleo.

24/08/2011 46

23
 METODOS “PNA”

La gráfica muestra la
representación gráfica del
peso molecular, la
gravedad específica y el
punto verdadero de
ebullición TBP como una
función del volumen de
líquido vaporizado. Cabe
señalar que cuando un
solo punto de ebullición se
da para una fracción plus,
se da como VABP.

24/08/2011 47

METODOS “PNA”
1. Punto de ebullición promedio por volumen
(VABP), el cuál es matemáticamente definido
por la siguiente expresión:
VABP   viTbi (31)
i

2. Punto de ebullición promedio por peso (WABP),

definido por la siguiente expresión:
WABP   wiTbi (32)
i

24/08/2011 48

24
 METODOS “PNA”
3. Punto de ebullición promedio molar (MABP),
dado por la siguiente relación:
MABP   xiTbi (33)
i

4. Punto de ebullición promedio cúbico (CABP),

definido como:
3
 
CABP    xiTbi1/3 
 i  (34)

24/08/2011 49

METODOS “PNA”
5. Media del punto de ebullición Promedio
(MeABP):
MABP  CABP (35)
MeABP 
2
Edmister and Lee (1984) indicaron que estas cinco
expresiones para el cálculo de los puntos normales
de ebullición resulta en valores que no difieren
significativamente entre sí para reducidas
fracciones de petróleo.

24/08/2011 50

25
 METODOS “PNA”
Método de Robinson-Peng:

Robinson and Peng (1978) propusieron un

detallado procedimiento para caracterizar las
fracciones pesadas de hidrocarburos. El
procedimiento es resumido en los siguientes pasos:

Paso 1. Calcular el contenido PNA (XP, XN, XA) de

la fracción indefinida resolviendo las siguientes tres
ecuaciones:
 xi  1
i  P, N , A (36)
24/08/2011 51

METODOS “PNA”
  MW T i bi X i    MW WABP  (37)
i  P, N , A

(38)
  MW X   MW
i  P, N , A
i i

(MW)i = Peso molecular promedio de cada corte

(Tb)i = Punto de ebullición promedio de cada
corte, °R
WABP = Punto de ebullición promedio por peso,°R
En forma matricial las Ec. 36-38 se representan
como:

24/08/2011 52

26
 METODOS “PNA”
 
 1 1 1   XP   1 
  MW * Tb  p  MW * Tb N  MW * Tb A    X N    MW * WABP  (39)
     
  MW  p  MW N  MW A   X A   MW 


Límites: 0 ≤ Xp ≤ 0.9
XN  0
XA  0

Si los valores experimentales de estos cortes no

están disponibles, las siguientes correlaciones
propuestas por Robinson-Peng son usadas:

Determine el punto de ebullición de cada fracción.

24/08/2011 53

METODOS “PNA”
(40)
6
Grupo Parafínico: ln Tb   ln 1.8     ai  n  6  
i 1

i 1
 
6
Grupo Nafténico: ln Tb   ln 1.8    ai  n  7  
i 1

i 1
  (41)
6
Grupo Aromático: ln Tb   ln 1.8     ai  n  7  
i 1

(42) i 1
 

n = Número de átomos de carbono en la fracción

indefinida de hidrocarburos.

24/08/2011 54

27
 METODOS “PNA”
Determine el peso molecular de cada fracción.
Grupo Parafínico:  MW  P  14.026n  2.016 (43)
Grupo Nafténico:  MW  N  14.026n  14.026 (44)

Grupo Aromático:  MW  A  14.026n  20.074 (45)

24/08/2011 55

METODOS “PNA”
Paso 2. Calcular la presión crítica de la fracción.
Pc  X p  Pc  p  X N  Pc  N  X A  Pc  A
(46)

Pc = Presión Crítica de la fracción pesada

206.126096 n  29.67136
Grupo Parafínico:  Pc  p 
 0.227n  0.34
2 (47)

Grupo Nafténico:  Pc  p 
206.126096n  206.126096 (48)
 0.227 n  0.137 
2

Grupo Aromático:  Pc  p 
206.126096n  295.007504 (49)
 0.227n  0.325 
2

24/08/2011 56

28
 METODOS “PNA”
Paso 3. Calcule el Factor Acéntrico de cada corte
de fracción indefinida.
Grupo Parafínico:   p  0.0432n  0.0457 (50)
Grupo Nafténico:   N  0.0432n  0.0880 (51)
Grupo Aromático:   A  0.0445n  0.0995 (52)
Paso 4. Calcule la Temperatura Crítica.
Tc  X p  Tc  p  X N Tc  N  X A  Tc  A (53)
Tc = Temperatura Crítica de la fracción, °R
24/08/2011 57

METODOS “PNA”

 3log  Pc P   3.501952 

Grupo Parafínico: Tc  p  S Tb  P 1   (54)
 7 1    P  

 3log  Pc    3.501952 
Grupo Nafténico: Tc  N  S1  Tb  N 1   P

 7 1    N   (55)

 3log  Pc  P   3.501952 

Grupo Aromático: Tc  A  S1  Tb  A 1   (56)
 7 1    A  

24/08/2011 58

29
 METODOS “PNA”
Los factores de corrección S y S1 son:
S  0.996704  0.00043155n (57)
S1  0.99627245  0.00043155n (58)
Paso 5. Calcule el Factor Acéntrico de la fracción
de hidrocarburo pesado por la Ecuación de
Edmister (Ec. 24)

24/08/2011 59

METODOS “PNA”
Método de Bergman
Bergman et al (1977) propuso un detallado
procedimiento para caracterizar fracciones
indefinidas de hidrocarburos basado en calcular el
contenido PNA. Los autores en el desarrollo de la
correlación asumieron que las parafinas, naftenos y
aromáticos tiene el mismo punto de ebullición.
El procedimiento computacional se resume en los
siguientes pasos:

24/08/2011 60

30
 METODOS “PNA”
Paso 1. Estime la fracción en peso del contenido de
aromáticos:
 A  8.47  KW (59)
A = Fracción en peso de aromáticos
KW = Factor de caracterización de Watson
Bergman et al impuso los siguientes límites en el
contenido de aromáticos:
0.03 ≤ A 0.35

24/08/2011 61

METODOS “PNA”
Paso 2. Con el contenido de aromáticos, halle el
contenido en fracción en peso de parafinas y
naftenos, con las siguientes ecuaciones lineales.
P N 1  A
P   N  1   A (60)   
P N  A (61)
P y N = Fracciones en peso de los cortes de
parafinas y naftenos.
 = Gravedad específica de la fracción indefinida
A, P, N = Gravedad específica de cada uno de los
grupos al Punto de ebullición promedio por peso. Las
gravedades específicas se estiman de:

24/08/2011 62

31
 METODOS “PNA”
 P  0.582486  0.00069481 Tb  460   0.7572818 x106  Tb  460  (62)
2

0.3207736 x10 9
Tb  460 
3

 N  0.694208  0.0004909267 Tb  460   0.659746 x10 6 Tb  460  (63)

2

9
Tb  460 
3
0.330966 x10

 A  0.916103  0.000250418 Tb  460   0.357967 x106 Tb  460 

2
(64)
0.166318x109 Tb  460 
3

El valor mínimo de  P es de 0.2. Para garantizar que

este valor se cumple, el contenido estimado de
aromáticos que resulte en valores negativos de  P se
aumenta en 0.03 hasta un máximo de 15 veces hasta
que el contenido de parafina es superior a 0.20. Este
procedimiento da resultados razonables para las
fracciones de hasta C15
24/08/2011 63

METODOS “PNA”
Paso 3. Calcule la presión y temperatura crítica y el
factor acéntrico de cada corte
Parafinas:
Tc P  275.53  1.2061Tb  460   0.00032984 Tb  460
2

(65)
 Pc P  573.011  1.13707 Tb  460   0.00131625 Tb  460 
2
(66)
  P  0.14  0.0009 Tb  460   0.233x106 Tb  460 (67)
2

24/08/2011 64

32
 METODOS “PNA”
Naftenos:
Tc  N  156.8906  2.6077  Tb  460   0.003801 Tb  460 
2

(68)
0.2544 x10 5  Tb  460 
3

 Pc N  726.414 1.3275 Tb  460   0.9846 Tb  460 

2

0.45169 x106 Tb  460 

3 (69)
  N   P  0.075 (70)
Bergman et al asignó valores especiales del factor
acéntrico de Naftenos al C8, C9 y C10.
C8   N  0.26
C9   N  0.27
C10   N  0.35
24/08/2011 65

METODOS “PNA”
Aromáticos:

Tc  A  289.535  1.7017 Tb  460   0.0015843 Tb  460 

2

0.82358 x10 6  Tb  460 

3 (71)

 Pc  A  1184.514  3.44681Tb  460   0.0045312 Tb  460 

2

(72)
0.23416 x10 5  Tb  460 
3

  N   P  0.1 (73)

24/08/2011 66

33
 METODOS “PNA”
Paso 4. Calcule la presión y temperatura crítica y el
factor acéntrico de la fracción indefinida.
Pc  X p  Pc  p  X N  Pc  N  X A  Pc  A (74)

Tc  X p  Tc  p  X N Tc  N  X A  Tc  A (75)

 c  X p  c  p  X N  c  N  X A  c  A (76)

Whitson (1984) sugirio que los métodos PNA de

Robinson-Peng y de Bergman no son recomendados
para caracterizar fluidos de yacimiento que contengan
fracciones más pesadas que C20
24/08/2011 67

METODOS “PNA”
Basado en el trabajo de Bergman, Silva y Rodríguez
(1992) sugirieron el uso de las siguientes dos
expresiones cuando la temperatura del punto de
ebullición y la gravedad específica no están disponibles.

 MW 
Tb  447.08723ln    460
 64.2576 

  0.132467 ln Tb  460  0.0116483

24/08/2011 68

34
MÉTODO DE KATZ-FIROOZABADI
Katz and Firoozadabi (1978) presentaron una serie
de propiedades físicas para las fracciones de
petróleo C6 a C45. Las propiedades tabuladas
incluyen el punto promedio de ebullición, la
gravedad específica y el peso molecular.

Whitson (1983) encontró inconsistencias en los

datos tabulados de los pesos moleculares después
de analizar y comparar estos datos con los que él
desarrolló. Whitson puntualizó que esta
inconsistencia fue encontrada en las fracciones de
hidrocarburos C22 a C45.
24/08/2011 69

MÉTODO DE KATZ-FIROOZABADI
Whitson modificó las propiedades físicas tabuladas
originales para hacer su uso más consistente. La
modificación fue acompañada empleando la
correlación de Riazi and Daubert (Ec. 1) para
extrapolar los datos de pesos moleculares del C22 a
C45. Los coeficientes a, b, c de la Ec. 1 fueron
recalculados usando regresión no lineal para los
datos de pesos moleculares C6 a C22. El autor
también calculó las propiedades críticas y el factor
acéntrico de C6 a C45. en términos de su punto de
ebullición, gravedad específica y los valores de
peso molecular.
24/08/2011 70

35
MÉTODO DE KATZ-FIROOZABADI

24/08/2011 71

MÉTODO DE KATZ-FIROOZABADI
Ahmed (1985) correlacionó las propiedades físicas
tabuladas de Katz-Firoozadabi-Whitson con el
número de carbonos de la fracción de hidrocarburo
usando un modelo de regresión. La ecuación
generalizada tiene la siguiente forma:
a5
  a1  a2 n  a3 n 2  a4 n 3  (77)
n

 = Cualquier propiedad física

n = Número de átomos de carbono, 1-45
a1-a5 = Coeficientes de la ecuación.
24/08/2011 72

36
MÉTODO DE KATZ-FIROOZABADI

24/08/2011 73

CONSIDERACIONES
El método Riazi-Daubert usado para calcular las
propiedades físicas de fracciones puras de petróleo
puede ser usado para predecir las propiedades de
fracciones indefinidas de petróleo, usando los
puntos de ebullición “promedio”.

Con el punto de ebullición apropiado, la correlación

de Cavett puede ser usada para predecir la presión
y temperatura crítica de la fracción pesada de
hidrocarburos. Cavett propuso que el MABP es
usado en la Ec. 8 y el MeABP es usado en la Ec. 9
24/08/2011 74

37
 FIN DE
LA
UNIDAD 2

24/08/2011 75

38