1. ASTM D 285: Método estándar para la destilación de petróleo crudo.

1.1. Objetivos de la norma:

Determinar cuantitativamente las características de rango de ebullición del petróleo crudo.

Importancia del rango de temperaturas de ebullición.

1.2. Marco teórico:

A diferencia de sustancias puras, en el caso del petróleo no se puede hablar de temperatura de ebullición sino más bien sería más correcto referirse a rangos de temperatura de ebullición de tales fracciones de petróleo. Para determinar tales rangos, el petróleo se analiza mediante varios métodos de destilación, los cuales pueden ser a presión atmosférica o presión reducida. En general, el rango límite para una destilación a presión atmosférica sin que se dé la degradación térmica es 200-250 °C, y para una destilación convencional al vacío es de un rango entre 500-600°C.

Por lo tanto, el petróleo, puede subdividirse mediante destilación en varias fracciones de diferentes rangos de temperatura de ebullición (cutpoints) al emplear una variedad de métodos estándar específicamente diseñados con este fin:

ASTM D86 - Destilación de productos del petróleo.

ASTM D216 - Destilación de Gasolina natural.

ASTM D285 - Destilación de petróleo crudo.

ASTM D1160 – Destilación de productos del petróleo a presión reducida.

ASTM D 2887 - Método de ensayo para la distribución del rango de fracciones de petróleo mediante Cromatografía de Gases.

ASTM D2892 - Destilación de petróleo crudo (Columna de 15 platos teóricos)

El petróleo puede ser subdividido mediante destilación en una variedad de fracciones de diferentes cutpoints (Tabla 1.1). Además, la destilación es el método por el cual las corrientes de alimentación son determinadas si son aceptables para las diversas etapas de la refinería.

Factor de caracterización KUOP

El factor de caracterización de Watson fue introducido por los investigadores de la sociedad “Universal OilProducts Co.”

Dicho factor parte de la base de que la densidad de los hidrocarburos está ligada a la relación H/C (Por tanto a su carácter químico) y que su punto de ebullición está relacionado con el número de átomos de carbono.

Así, se ha definido un factor de caracterización KUOP para los hidrocarburos puros que depende únicamente de su punto de ebullición en Rankine y S la gravedad específica a 60°F.

KUOP=3√Temperaturadeebullición promedio(R¿)

Gravedad específica60/60 ° F¿

Así, la 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

son equivalentes. 11 para naftenos puros. 10 para aromáticos puros.

Para extender la aplicación de este factor de caracterización a las mezclas complejas de hidrocarburos como son las fracciones de petróleo, ha sido necesario introducir el

concepto de temperatura media ponderada de ebullición, calculada a partir de las curvas de destilación ASTM o TBP. La temperatura media ponderada (TMP) se define a partir de la temperatura a la que destila el 10, 20, 50, 80 0 90% del producto estudiado. En la fórmula del cálculo del KUOP sustituirá a la temperatura de ebullición del cuerpo puro.

Se define de la siguiente forma:

- Para un crudo, a partir de su curva de destilación TBP, la temperatura media ponderada (en volumen) es:

T=T20+T 50+T 80

3

- Para una fracción del petróleo, a partir de su curva de destilación ASTM, la temperatura media ponderada (en volumen) es:

T=T10+2T50+T 90

4

Donde Ti representa la temperatura a la que ha destilado un i% del producto.

De esta forma se puede calcular de forma rápida el KUOP de una fracción del petróleo a partir de datos fácilmente disponibles como su densidad y su curva de destilación. Este valor del KUOP comprendido entre 10 y 13 definirá, al igual que para los productos puros, el carácter químico de la fracción. Se trata de una indicación muy valiosa, y muy utilizada en le refinación, aunque proporciona menos precisión que a que se obtiene por métodos físicos más modernos como técnicas cromatográficas.

1.3. Resumen del procedimiento

1. Asegurarse que la muestra a analizar este exenta de agua y luego determine la gravedad API y la temperatura de la muestra

2. Tomar una muestra de 300 ml en una probeta de 500 ml y luego transferir al balón de destilación con vidrio molido dentro.

3. Pesar 10 probetas4. Agregar hielo al condensador5. Fijar el termómetro con el corcho en la posición de destilación y sellar con mezcla

de litargirio con glicerina.6. Situar el balón cargado en posición sobre el refractario, y esta a su vez sobre la

cocinilla de calentamiento, ajustar de manera que el balón de destilación encaje sin esfuerzo con el tubo condensador, y la salida del condensador se prolongue 2.5 cm dentro de la probeta graduada(la temperatura del baño alrededor del condensador debe mantenerse a 0°C durante toda la destilación)

7. Aplicar calor al balón de destilación en forma gradual

8. Inmediatamente después de observar el punto inicial de ebullición mover la probeta graduada de manera que la punta del condensador toque la pared interna de la probeta graduada

9. Entre el punto de ebullición y el termino de la destilación, cambiar de probeta, controlar y anotar cada 25°C de temperatura el volumen acumulado dentro de cada probeta

10. Registre el punto final de ebullición11. Calcular los porcentajes recuperados en cada fracción, y su gravedad especifica

1.4.Cálculos y Resultados:

1. Para el Crudo:

API °=33.4 y T=69.8 ° F

Temperatura observada(°F)

API° a la temperatura observada33 34

API° corregida a 60°F68 31.3 32.3

Interpolando:

⟶ API °60 ° F=32.1(Corregidade las gráficas )Como:

Sp .Gr= 141.5131.5+API ° (60 ° F)

Sp .Gr= 141.5131.5+32.3

⟶Sp .Gr60° F=0.8639(SpecificGravity)

2. Cálculo de las pérdidas:

Datos:

V destilado=124ml⟶%V destilado=41.33 %,

V residuo=170ml⟶%V residuo=56.67 % ,

De la fórmula:

d+r+ p=100

d :%destilado

r :% residuo

p :% pérdidas

Entonces:

41.33+56.67+ p=100⟶ p=2 %

V pérdidas=2% (300 )=6ml

3. Datos obtenidos en el laboratorio: V crudo=300ml

T(°C) V (ml) %V %Vacumulado+%Vpérdidas

50 IBP 0 2.001 75 7 2.33 4.332 100 10 3.33 7.633 125 20 6.67 14.34 150 19 6.33 20.65 175 12 4.00 24.66 200 11 3.67 28.37 225 15 5.00 33.38 250 15 5.00 38.39 275 15 5.00 43.3

Vacumulado

124

4. Gráfica de Temperatura vs % Destilado

5. Datos de los pesos del destilado obtenido:

Wdestilado(g)1 4.662 4.263 14.674 14.035 8.946 8.397 11.608 13.069 18.63

6. Cálculo de densidad

V (ml) Wdestilado(g)Densidad = W/V

(g/ml)1 7 4.66 0.6662 10 7.26 0.7263 20 14.67 0.7344 19 14.03 0.7385 12 8.94 0.7456 11 8.39 0.7637 15 11.60 0.7738 15 13.06 0.8719 15 18.63 1.242

7. Gráfica de Densidad vs % Destilado

8. Cálculo del factor de caracterización (k )

k=3√TMAV

Sp .Gr

Donde:

TMAV=T 0+2T 50 %+T F

4(° R ) y

T0=IBP

TF= Temperatura final del destilado obtenido

T50%= Temperatura del destilado obtenido a la mitad del volumen del volumen acumulado total

Entonces:

TMAV=T 0+2T 50 %+T F

4=50+2∗156.56+275

4=159.5 °C=779.2 ° R

k=3√779.20.8639

=10.7

1.5. Conclusiones:

El cálculo final del valor de caracterización de Nelson indica que el crudo analizado tiene un porcentaje importante de nafténicos o aromáticos ligeramente sustituidos. Así también podemos esperar la presencia de aromáticos puros.

La revisión de la fuente directa de la correlación (Nelson), indica que tipos de crudos presentan un factor cercano al de nuestra muestra. Según Tabla 4-2 (Nelson), un crudo con k = 10.8 es el que correspondería a una carga pura de butilbenceno o un residuo de visbreaking.

La gráfica Densidad vs. %Destilado muestra resultados que se acercan bastante a lo esperado.Puesto que aumentar el porcentaje de destilado lagravedad del crudo aumenta. Ya que a mayores temperaturas se destilan productos más pesado, también se puede decir que los datos obtenidos fueron los correctos y no hubo márgenes de error notables.

Recomendamos que las mediciones de los volúmenes destilados se hagan a la misma temperatura, o en todo caso, se elija una temperatura de referencia (60°F) y se lleven las densidades calculadas a esa temperatura usando tablas.

1.6. Bibliografía:

Petroleum Refining Processes, James G. Speight,2002, New York, Editorial Marcel Decker,1ra edición, págs. 87-91.

El Refino del Petróleo, J .P. Wauquier, 2004, Madrid, Editorial Díaz de Santos, Edicion 1, págs. 41-43.

Petroleum Refinery Engineering, Nelson, Cuarta Edición, págs.79-85

2. ASTM D287: MEDICION DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA

2.1 Objetivos

Determinar la gravedad API mediante el método del hidrómetro para luego usar su valor para el cálculo del índice de cetano.

2.2 Marco Teórico

Parcialmente todos los Productos Líquidos de petróleo son manejados y vendidos a base volumétrica por galón, barril, carro-tanque, etc . Asimismo, en muchos casos, es importante conocer el peso del producto. La densidad es una expresión que relaciona el peso y el volumen del producto.

Cualquier producto expande cuando es calentado, reduciendo por consiguiente el peso por unidad de volumen. Debido a esto, la densidad es reportada usualmente a una temperatura normal, aunque otras temperaturas hayan sido usadas en la prueba. Existen tablas que convierten una temperatura a otra.

La gravedad puede ser expresada en dos escalas. La “gravedad específica” es definida como la relación del peso del volumen dado a 60°F, con el peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura.

Sin embargo, en la industria del petróleo la gravedad API (American Petroleun Institute) es más usada. Esta es una escala arbitraria, calibrada en grados y que relaciona la gravedad, por medio de la siguiente fórmula:

Como resultado de esta relación, entre mayor sea la gravedad especifica de un producto menor será su gravedad API. Es claro que el agua, con su gravedad específica de 1.000 tiene una densidad API de 10.0°.

La gravedad es determinada por un hidrómetro que flota en un líquido, el cual indica el punto al cual el nivel del líquido intercepta la escala del hidrómetro. Algunas correcciones deben ser hechas de acuerdo con la temperatura de la muestra en el momento de la prueba.

La gravedad API es un factor gobernante en la calidad de un crudo, puesto que esta puede ser utilizada para dar un indicativo de la composición del petróleo y dar una idea de su calor de combustión, así como sus características fisicoquímicas y su posible comportamiento durante las operaciones en superficie. Por otro lado tenemos en el ámbito industrial los precios del crudo son fijados internacionalmente a partir del °API que estos tengan, de allí la importancia de incluir en la caracterización de un crudo el estudio detallado de su gravedad API, densidad y densidad relativa.

2.3 DESCRIPCION DEL METODO

La muestra se transfiere a un cilindro. Se coloca el hidrómetro apropiado y se espera a que fije, se lee la escala del hidrómetro y se anota la temperatura de la muestra.

PROCEDIMIENTO1. Colocar el cilindro, limpio, seco y a temperatura ambiente, sobre un plano

horizontal libre de corrientes de aire que varíen la temperatura de la muestra por más de 5°F.

2. Añadir muy lentamente la muestra en el cilindro, removiendo cualquier burbuja de aire en la superficie de cilindro con el papel secante.

3. Introducir el termómetro y agitar cuidadosamente la muestra, manteniendo toda la columna de mercurio sumergida en el líquido. Anotar la lectura una vez estabilizada la temperatura, sacar el termómetro y eliminar nuevamente cualquier burbuja de aire

4. Sumergir el hidrómetro en la muestra dejándolo descender suavemente, cuando este permanezca en reposo presionarlo para que descienda dos divisiones de la escala y luego dejarlo que flote libremente, pero sin que toque las paredes del recipiente. Se mantiene el vástago del hidrómetro seco para evitar lecturas erróneas.

5. Leer la gravedad °API, anotando la, lectura más próxima al punto en el cual el nivel del líquidos intercepta la escala del hidrómetro de arriba hacia abajo para

productos claros, y para productos oscuros de abajo hacia arriba. Medir nuevamente la temperatura, introduciendo el termómetro en la muestra.

6. Corregir la medición de gravedad a la temperatura estándar de 60°F, utilizando las tablas respectivas de los factores de corrección.

2.4 CALCULOS Y RESULTADOS

2.5 CONCLUSIONES

Estos dato son muy importantes para realizar los cálculos de cargas de aviones y buques, eficiencia de la combustión.etc.

Por otro lado la densidad nos va a permitir saber identificar el tipo de producto de petróleo.

Como sabemos los productos parafínico del petróleo presentan un °API alto pero con gravedades especificas bajas.