INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL..."Determinación de propiedades pseudocríticas de productos...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES

PSEUDOCRÍTICAS DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL

PETRÓLEO

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO QUÍMICO PETROLERO

PRESENTA:

MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA

DIRECTOR DE TESIS: DR. GUSTAVO JESÚS MARROQUÍN SÁNCHEZ

CIUDAD DE MEXICO SEPTIEMBRE 2016

SEP L:scuda Sup.:rior de lngeni0ría Química e Jndustria.s l'.xlnlcLÍV<b . :

SECRETARIA DE

EDUCACIÓN 1'0BUCA

Instituto Politécnico Nacional ,. ·.

Dt:PAR IAVlléNTO DL LV,'\U iM'ION Y S!Jil.llMll NTO :\C:\Dif\11l'O ·

T-066-16

Al C. Pasante: MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA

Boleta: 2010320215

1

8;w" ANOS IPN

Ciudad de México, 16 de agosto del 2016.

Carrera: IQP

Generación: 2009-2013

Mediante el presente se hace de su conocimiento que la Subdirección Académica a través de este Departamento

autoriza que el C. Dr. Gustavo Jesús Marroquín Sánchez. sea asesor en el tema que propone usted desarrollar

como prueba escrita en la opción Tesis Individual, con el título y contenido siguiente:

"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo".

Resumen. Introducción. Objetivos.

1.- El petróleo y sus productos. 11.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos.

111.- Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión pseudocrítica (Tc,Pc). IV.- Desarrollo experimental. V.- Análisis de resultados.

Conclusiones. Bibliografía. Anexos.

Se concede un plazo máximo de un año, a partir de esta fecha, para presentarlo a re asignado.

Dr. J e\ anchez Minero Presidente de la Academia de

Conocimientos Científicos.

c.c.p.- Evaluación y Seguimiento Académico c.c.p.- Control Escolar CRG/rcr

~~1 1

Dr. Gustavo Je ' Direct e esis

Ced. Pro. 6984596

~ G7~~~72 ;t/ lng. Víctor Manuel Feregrino Hernández

Subdirector Académico

SEP SECRETARÍA DE

EDUCACIÓN PÚBLICA

T-066-16

Al C. Pasante: MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA PRESENTE

hcucla Sureri<lr de lngc~Hcria ()uímica é Indw;tria' Lxlractiva> · : Instituto Politécnico Nacional ~~

DLPARTAMLN 1 ()DI LV :\LlL\CION Y SH¡{ !!Mil NTO t\C,\DL'VIICO :

8;~. ANOSIPN

Ciudad de México, a 16 de agosto de 2016

Boleta: 201032021S

Carrera: IQP

Generación: 2009-2013

Los suscritos tenemos el agrado de informar a usted, que habiendo procedido a revisar el borrador de la

modalidad de titulación correspondiente denominado:

"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo".

encontramos que el citado Trabajo de Tesis Individual, reúne los requisitos para autorizar el Examen Profesional y

PROCEDER A SU IMPRESIÓN según el caso, debiendo tomar en consideración las indicaciones y correcciones que al

respecto se le hicieron.

Dr. Gustavo Jesús 1er.

c.c.p.- Expediente CRGfrcr

Atentamente JURADO

Dr. Guillermo Centeno No/asco 2° Vocal

----------------,..¡ ( .

'·

Secretario

/ng. Jem:f.~ez Rodríguez 3er. Vocal

IPN ESIQIE

AGRADECIMIENTOS

Este trabajo de tesis está dedicado con mucho cariño y respeto a las siguientes personas:

Madre, Padre, Leonarda, Wenceslao, Lucero, Yesenia, Rosario, Eloina, Anahí, Jovita,

Roselia, Raúl, Humberto, Sergio, Montserrat, Katia, Alejandro, Jesús, Leonardo y

Alondra, familia que siempre me ha apoyado en cualquier momento y en todas las etapas

de mi vida... Gracias.

A mi madre por ser la mujer fuerte y maravillosa que es.

A mi padre por su incondicional apoyo y entrega a su familia.

A mis hermanas por su cariño y paciencia.

A mis abuelos, Leonarda y Wenceslao por saber hacer de su familia, la mejor que hubiese

podido existir.

A mis amigos Ana, Esbeydy, César y Juan por acompañarme durante esta enorme

aventura de la carrera profesional.

A mis amigos Karla, Nadine, Noemí y Matuz por sus consejos y apoyo.

Al Doctor Gustavo Marroquín Sánchez por haber aceptado ser el asesor de este trabajo,

por su gran apoyo, paciencia y facilidades para que esta tesis pudiera convertirse en una

realidad.

Al Ingeniero Mauricio Chillón ✞ por ser un gran amigo, una persona admirable y por

ayudarme siempre en todo lo que pudo, mil gracias en donde quiera que esté.

Sonia, Tamara gracias por ayudarme y por ser excelentes personas.

A mis sinodales, por sus buenos comentarios y críticas constructivas hacia este trabajo.

A la ESIQIE por haberme formado de manera profesional y darme una carrera para poder

enfrentarme al mundo, al IPN por abrirme sus puertas al estudio y al aprendizaje.

Cuanto mayor sea el esfuerzo, mayor es la gloria – Pierre Corneille

El éxito es aprender a ir de fracaso en fracaso sin desesperar – Winston Churchill

IPN ESIQIE

ÍNDICE Página

RESUMEN INTRODUCCIÓN OBJETIVOS

I III VI

I.- El petróleo y sus productos

1.1 Breve historia del petróleo 1.2 Origen del petróleo 1.3 Definición de petróleo 1.4 Importancia del petróleo 1.5 Breve descripción de una refinería 1.6 Composición elemental del petróleo 1.7 Productos derivados del petróleo

1.7.1 Gasolinas 1.7.2 Turbosina 1.7.3 Querosina 1.7.4 Diesel

1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA)

1 3 4 4 5 7 7 8

11 12 12 14

II.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos

2.1 Temperatura de ebullición 2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones 2.3 Temperaturas promedio de ebullición 2.4 Cálculo de las temperatura promedio de ebullición

2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica)

2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media Gravimétrica)

2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar) 2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media

Volumétrica Cúbica) 2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio

Medio)

15 15 16 16

16

16 17

17

18 2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio 2.6 Densidad 2.7 Gravedad específica y gravedad API 2.8 Factor de caracterización

2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP 2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW 2.8.3 Factor de caracterización

2.9 Masa molecular

18 20 22 23 24 24 25 25

IPN ESIQIE

2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo 2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros

2.11.1 Método de la ecuación cuadrática 2.11.2 Método Riazi – Daubert 2.11.3 Método Lee – Kesler 2.11.4 Método UOP – 375

2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados 2.12.1 Método Riazi – Daubert 2.12.2 Método ASTM D2502

26 26 26 27 28 29 29 29 30

III.- Propiedades pseudocríticas:temperatura pseudocrítica, presión pseudocrítica (Tc, Pc)

3.1 Predicción de temperatura y presión críticas 3.1.1 Métodos Riazi – Daubert1 3.1.2 Correlaciones Riazi – Daubert4 3.1.3 Correlaciones Riazi – Daubert5 3.1.4 Método Lee – Kesler 3.1.5 Método Cavett 3.1.6 Método Winn – Mobil 3.1.7 Correlaciones de Tsonopoulos 3.1.8 Correlaciones Vetere 3.1.9 Correlaciones Sancet 3.1.10 Correlaciones Mohamad 3.1.11 Correlaciones Twu

3.2 Correlaciones para estimar temperatura pseudocrítica 3.2.1 Correlación Eaton – Porter 3.2.2 Correlación Cavett 3.2.3 Correlación Lee – Kesler 3.2.4 Correlación Riazi – Daubert 3.2.5 Correlación Brule 3.2.6 Correlación de Roess 3.2.7 Ecuación API

3.3 Correlaciones para estimar presión pseudocrítica 3.3.1 Correlación Lee – Kesler 3.3.2 Ecuación API

32 33 34 34 35 35 36 37 37 38 39 39 40 40 41 41 41 42 42 43 44 44 45

3.4 Procedimientos gráficos para estimar temperatura y presión pseudocrítica

3.4.1 Gráfica de Nelson 46 46

3.5 Procedimientos gráficos para estimar temperatura pseudocrítica 3.5.1 Gráfica Eaton Porter 3.5.2 Gráfica API 3.5.3 Gráfica de Nelson

3.6 Procedimientos gráficos para estimar presión pseudocrítica 3.6.1 Gráfica API 3.6.2 Gráfica API (2)

47 47 48 49 50 50 52

IPN ESIQIE

IV.- Desarrollo experimental 4.1 Muestreo y caracterización de corrientes de hidrocarburos

4.1.1 Densidad ASTM 4.1.2 Azufre ASTM 4.1.3 Destilación ASTM

4.2 Propiedades de corrientes de hidrocarburos 4.3 Comportamiento de las curvas de destilación de los hidrocarburos

caracterizados

53 53 54 54 54

57

V.- Análisis de resultados 5.1 Resultados experimentales de la caracterización

5.1.1 Densidad 5.1.2 Gravedad específica 5.1.3 Curva de destilación 5.1.3.1 Temperaturas de ebullición de naftas y gasolinas 5.1.3.2 Temperaturas de ebullición de querosinas y diesel 5.1.3.3 Temperaturas de ebullición de gasóleo ligero

5.2 Desarrollo del programa 5.2.1 Temperaturas promedio 5.2.2 Masa molecular

5.3 Propiedades pseudocríticas: temperatura y presión 5.4 Propiedades pseudocríticas de naftas y gasolinas 5.5 Propiedades pseudocríticas de querosinas 5.6 Propiedades pseudocríticas de combustible diesel 5.7 Propiedades pseudocríticas de gasóleo ligero primario 5.8 Comportamiento de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos 5.9 Propiedades críticas de compuestos puros y comparación con los

productos del petróleo 5.10 Aplicación de las propiedades pseudocríticas

60 61 61 62 63 63 63 64 64 69 70 70 72 74 76 77

82 85

Conclusiones Bibliografía Anexo A Métodos ASTM para destilación de petróleo y sus fracciones Anexo B Métodos ASTM para densidad de petróleo y sus derivados Anexo C Método ASTM para estimación de masa molecular Anexo D Resultados de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de productos del petróleo

86 88

91

102 106 108

IPN ESIQIE

ÍNDICE DE FIGURAS Página

Figura 1. Esquema general de una refinería. 6

Figura 2. Presiones y temperaturas pseudocríticas de fracciones del

petróleo e hidrocarburos.

46

Figura 3. Gráfica para temperatura pseudocrítica de petróleos. 47

Figura 4. Gráfica para temperaturas pseudocríticas de fracciones del

petróleo.

48

Figura 5. Masas moleculares, temperaturas pseudocríticas, factores de

caracterización y gravedad API de fracciones del petróleo.

49

Figura 6. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del

petróleo.

51

Figura 7. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del

petróleo.

52

Figura 8. Curva de destilación de naftas y gasolina Magna. 58

Figura 9. Curva de destilación de las querosinas. 58

Figura 10. Curva de destilación de los combustibles diesel. 59

Figura 11. Curva de destilación de los gasóleos ligeros primarios. 59

Figura 12. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de las temperaturas promedio, masa molecular y factor de caracterización.

65 Figura 13. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades

pseudocríticas (1).

65 Figura 14. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades


66 Figura 15. Imagen del programa de cómputo en el resumen de los valores

calculados de las propiedades pseudocríticas.

66 Figura 16. Comportamiento de la temperatura pseudocrítica de

hidrocarburos.

80

Figura 17. Comportamiento de la presión pseudocrítica de hidrocarburos. 81

Figura 18. Gráfica para la determinación de masa molecular. 107

IPN ESIQIE

ÍNDICE DE TABLAS Página

Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861. 3

Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería. 5

Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo. 7

Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería. 7

Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas. 10

Tabla 6. Especificaciones de la turbosina. 11

Tabla 7. Especificaciones del diesel. 13

Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA. 14

Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del

petróleo.

22

Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo. 26

Tabla 11. Intervalo de propiedades físicas para correlación de Roess. 43

Tabla 12. Intervalo de propiedades físicas de ecuación API para Tc. 44

Tabla 13. Intervalo de propiedades físicas para grafica API. 50

Tabla 14. Resultados de caracterización de gasolinas y querosinas. 55

Tabla 15. Resultados de caracterización de combustible diesel y gasóleo

ligero primario.

56

Tabla 16. Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados. 67

Tabla 17. Masas moleculares de los derivados del petróleo

caracterizados.

69

Tabla 18. Resumen de correlaciones. 82

Tabla 19. Composición de productos del petróleo. 83

Tabla 20. Comparación de propiedades pseudocríticas. 84

Tabla 21. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 1. 109



Tabla 24. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Magna 1. 112

Tabla 25. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 1. 113



Tabla 28. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 1. 116



Tabla 31. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 1. 119



IPN ESIQIE

I

RESUMEN

En este trabajo se realizó una extensa revisión en la literatura sobre las

correlaciones disponibles para calcular las temperaturas y presiones

pseudocríticas de corrientes de hidrocarburos del petróleo (naftas, gasolinas,

querosinas, diesel y gasóleo ligero primario) que fueron muestreadas en diferentes

refinerías de México.

Los productos del petróleo se caracterizaron en el laboratorio y se determinaron la

densidad, gravedad API, destilación atmosférica (curva de destilación) y el

contenido de azufre.

Se desarrolló un programa de cómputo en Microsoft Excel en el cual se

programaron las correlaciones para calcular la masa molecular, gravedad API y

las temperaturas promedio (VABP: Volume Average Boiling Point, WABP: Weight

Average Boiling Point, MABP: Molal Average Boiling Point, CABP: Cubic Average

Boiling Point y MeABP: Mean Average Boiling Point), utilizando valores

experimentales tales como la densidad absoluta, la gravedad especifica (sg), el

peso específico (20/4ºC) y la curva de destilación ASTM D86. Posteriormente en

el mismo programa de cómputo Excel se programaron las diferentes correlaciones

reportadas en la literatura para el cálculo de las propiedades pseudocríticas

(temperatura: Tc y presión: Pc) para las corrientes de hidrocarburos desde

gasolina hasta gasóleo ligero primario, en las cuales se utilizaron las propiedades

previamente calculadas de acuerdo con el tipo de correlación.

De los cálculos de las propiedades pseudocríticas se obtuvieron los valores

promedio, mínimos, máximos y aquellos que presentaron valores repetitivos, así

como las correlaciones más adecuadas para calcular las propiedades

pseudocríticas de cada tipo de hidrocarburo.

Con base en lo anterior, se encontró que para naftas las correlaciones aplicables

con mayor grado de confiabilidad para el cálculo de temperatura pseudocrítica

son: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4, Vetere,

Mohamad, Eaton Porter, Cavett para Tc, Lee Kesler para Tc, Riazi Daubert para

Tc, Roess, y API para Tc. Mientras que para gasolina Magna son mejores las

correlaciones de Riazi Daubert5, Lee – Kesler, Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y

Twu.

Para querosinas, las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi

Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton

Porter, Cavett para Tc, Riazi Daubert para Tc, Brule y API para Tc,

IPN ESIQIE

II

son las que se pueden aplicar con confiabilidad para calcular temperaturas

pseudocríticas de estos derivados del petróleo.

Por otro lado, para el cálculo de temperaturas pseudocríticas de los combustibles

diesel las correlaciones recomendables son: Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,

Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu y Lee Kesler para Tc.

Las correlaciones apropiadas para calcular las temperaturas pseudocríticas para

gasóleos ligeros primarios son las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert3

y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad,

Twu así como Eaton Porter, Lee Kesler para Tc Riazi Daubert para Tc y Brule.

También se tienen algunas correlaciones que por los valores obtenidos se

consideran no confiables para calcular temperatura pseudocrítica, por ejemplo,

para naftas y gasolina Magna las correlaciones menos recomendadas son: Sancet

(valor mínimo) y Brule (valor máximo); para querosinas, combustibles diesel y

gasóleo ligero primario (GLP) no son recomendadas las correlaciones de Sancet

(valor mínimo) y Riazi Daubert4 (valor máximo), para combustible diesel se incluye

también como no recomendable la correlación de Roess.

Por otro lado, para la presión pseudocrítica, todas las correlaciones reportadas

pueden ser utilizadas para el cálculo de esta propiedad con las que se obtienen

valores confiables para cada tipo de hidrocarburos. La única correlación que no

presenta valores repetitivos con ningún otro dato obtenido de los diferentes

hidrocarburos es la correlación de Sancet y no es confiable para determinar la

propiedad pseudocrítica.

Se realizó una comparación con valores de propiedades críticas de hidrocarburos

puros, los cuales están presentes en las muestras estudiadas de productos del

petróleo. Se encontró que la temperatura pseudocrítica y la presión pseudocrítica

de las muestras de gasolina, nafta, querosina, combustible diesel y gasóleo ligero

primario se encuentran dentro del intervalo de los valores reportados en la

literatura para los hidrocarburos puros, por lo que se confirma que las propiedades

pseudocríticas obtenidas mediante las correlaciones y métodos matemáticos

estudiados son datos confiables.

En caso de no disponer de algún equipo o procedimiento experimental en un

laboratorio, las correlaciones que presentaron repetibilidad, pueden ser

recomendadas para ser aplicadas a productos del petróleo elaborados en México

y así obtener datos confiables de las propiedades pseudocríticas: temperatura

pseudocrítica y presión pseudocrítica.

IPN ESIQIE

III

INTRODUCCIÓN

La caracterización física y química del petróleo y sus productos es una actividad

importante para conocer la calidad de los hidrocarburos. A nivel mundial los

diversos petróleos se producen, transportan, comercializan o refinan con base en

la naturaleza química ó al tipo de petróleo, es decir, si estos son parafínicos,

nafténicos o aromáticos, o también si estos contienen concentraciones diferentes

de contaminantes tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, metales y asfaltenos [1].

El tipo de petróleo y sus propiedades definirán el uso hacia la producción de los

diversos productos o condiciones de operación para obtener los diferentes

combustibles. Los procesos usualmente utilizados para el mejoramiento de la

calidad de los productos de la destilación primaria del petróleo para elaborar los

combustibles son los procesos de hidrotratamiento catalítico, tales como la

hidrodesulfuración,.hidrodesnitrogenación,.hidrodesoxigenación,.hidrodesmetalización

hidrogenación e hidrodesintegración [1].

La calidad de las cargas a los diversos procesos y de los productos derivados se

cuantifica mediante la aplicación de técnicas de caracterización como los métodos

ASTM: American Society for Testing and Materials, UOP: Universal Oil Products,

IP: Institute of Petroleum, EPA: Environmental Protection Agency, etc., los cuales

son aplicados en los laboratorios de caracterización del petróleo o sus productos.

Las propiedades fundamentales del petróleo y sus productos determinadas en el

laboratorio son la densidad, gravedad API, contenido de azufre, contenido de sal,

viscosidad, azufre mercaptánico, punto de fluidez, índice de refracción, punto de

congelamiento, temperaturas de ebullición, curvas de destilación, etc. Estas

propiedades se obtienen siguiendo el procedimiento estandarizado del método

respectivo, en donde se utilizan equipos o accesorios para medir la propiedad. Sin

embargo, cuando no se dispone del equipo experimental, se emplean otros

procedimientos mediante correlaciones matemáticas o gráficas, con las cuales se

calculan de forma empírica y aproximada la propiedad de interés [2].

Cuando los hidrocarburos se someten a condiciones elevadas de presión y

temperatura para el mejoramiento de la calidad o eliminación de los diferentes

contaminantes, en diversas ocasiones se necesitan las propiedades a estas

condiciones para conocer el efecto de dichas condiciones sobre el fenómeno del

proceso. Estas propiedades pueden ser la viscosidad, la densidad, etc.

IPN ESIQIE

IV

Algunas de las propiedades a altas presiones o temperaturas no son fáciles de

obtener en el laboratorio, ya que la mayoría son determinadas a condiciones

atmosféricas.

Además, las propiedades a condiciones elevadas de presión y temperatura están

limitadas por la presión y temperatura pseudocríticas del hidrocarburo y por lo

tanto, es importante conocer previamente el valor de estas propiedades

pseudocríticas [3]. Sin embargo, esto no resulta sencillo porque los derivados del

petróleo están formados o constituidos de cientos de compuestos.

Para poder calcular con la mayor exactitud posible una propiedad pseudocrítica es

necesario, en el caso de mezclas complejas de hidrocarburos o derivados del

petróleo, contar con una buena base de datos experimentales que ayuden a

determinar las distintas correlaciones disponibles en la literatura. Por lo que para

la determinación de propiedades fácilmente medibles en un laboratorio de

caracterización del petróleo es necesario seguir lo más estrictamente posible con

las indicaciones de los métodos estandarizados y tratar de generar datos que sean

confiables y representativos para ser utilizados como parámetros de entrada en

las distintas correlaciones.

Asimismo conviene realizar una comparación entre los valores obtenidos de los

distintos modelos matemáticos para visualizar la diferencia existente entre ellos y

poder decir cuáles pueden ser los mejores y más convenientes a utilizar.

Por otro lado, es común confundir una propiedad crítica y una propiedad

pseudocrítica, sin embargo, la diferencia es muy sencilla y fácil de recordar, pues

una propiedad crítica o punto crítico es utilizado para referirse a sustancias puras,

en las cuales sus parámetros (presión crítica, temperatura crítica o volumen

crítico) no varían, ya que siempre tendrán los mismos valores en ese punto,

mientras que para una mezcla de composición compleja o desconocida como es el

caso de los hidrocarburos o de los derivados del petróleo es prácticamente

imposible que esos valores se conozcan con exactitud, esto debido a que los

componentes son distintos y por lo tanto, las temperaturas de ebullición de cada

uno también lo son y nunca podrán ser iguales; entonces en este caso se conoce

como punto pseudocrítico y las propiedades se denominan presión pseudocrítica y

temperatura pseudocrítica [3].

IPN ESIQIE

V

Las propiedades pseudocríticas como la temperatura pseudocrítica y la presión

pseudocrítica de las fracciones del petróleo son importantes para la estimación de

propiedades físicas y termodinámicas de dichas fracciones. La correcta

aproximación de dichas propiedades es necesaria para el diseño de equipos

utilizado en la refinación del petróleo tales como hornos de combustión, columnas

de destilación, intercambiadores de calor, torres de absorción y desorción así

como reactores de hidrotratamiento catalítico.

De acuerdo con esto y debido a la escasa información que existe sobre las

propiedades pseudocríticas en productos del petróleo y su correcta estimación, se

propone el presente trabajo cuyo propósito es determinar las propiedades

pseudocríticas de diferentes derivados del petróleo (gasolina, turbosina,

querosina, gasóleo ligero primario, combustible diesel) que puedan ser destilados

mediante el método ASTM D86 para obtener la curva de destilación, haciendo uso

también de otras propiedades físicas obtenidas de la caracterización, por ejemplo;

la densidad absoluta, de la cual se determinan la gravedad específica, el peso

específico a 20/4ºC y la gravedad API; la curva de destilación, con la que se

determinan las temperaturas promedio y la masa molecular mediante la aplicación

de las correlaciones específicas.

Las propiedades pseudocríticas se calculan a través de los métodos y

correlaciones correspondientes, cuyos valores son importantes para la

determinación de otras propiedades a condiciones de presión y temperatura de

algunos procesos de refinación del petróleo y tratamiento de sus derivados, así

también en el diseño en equipos sometidos a altas temperaturas y presiones de

operación.

IPN ESIQIE

VI

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Analizar las diferentes metodologías para determinar las temperaturas y presiones

pseudocríticas más precisas para productos derivados del petróleo.

OBJETIVOS PARTICULARES

Definir la importancia de las propiedades pseudocríticas para la

caracterización del petróleo o sus productos.

Revisar y analizar las metodologías disponibles en métodos ASTM y en

publicaciones científicas para el cálculo de propiedades pseudocríticas.

Identificar la metodología apropiada para calcular las propiedades

pseudocríticas de productos derivados del petróleo.

Comparar las metodologías aplicadas a la determinación de propiedades

pseudocríticas.

Definir las correlaciones más precisas para calcular las propiedades

pseudocríticas de corrientes derivadas del petróleo en México, para usarse

en el cálculo de otras propiedades y en el diseño de equipos de procesos.

IPN ESIQIE

1

Capítulo 1

El petróleo y sus productos

En este capítulo se describe el estado del arte sobre la historia del petróleo y

como se convirtió en una valiosa fuente de combustibles y de materias primas con

múltiples aplicaciones, así mismo se muestran las especificaciones de algunos

hidrocarburos utilizados como combustibles en motores de automóvil y aviones. La

calidad de estos combustibles se rige por propiedades físicas y químicas

determinadas por métodos ASTM y normas nacionales.

1.1 Breve historia del petróleo

La industria moderna del petróleo comenzó en la década de 1850 con su

descubrimiento en 1857 y su subsecuente comercialización en Pennsylvania en el

año de 1859. La era de la refinación actual comienza en 1862 con la aparición de

la primera destilación de petróleo. La historia del descubrimiento de la naturaleza

del petróleo es algo tortuosa pero digna de mención [1].

La perforación del pozo Drake en Oil Creek, Pennsylvania se convirtió en 1857 en

el primer pozo en extraer petróleo [1] y fue el acontecimiento que dio inicio a la era

de la producción de combustibles fósiles.

Después de la terminación del primero pozo por E. Drake, las áreas circundantes

fueron inmediatamente alquiladas e inició la perforación en gran escala. La

extracción de petróleo en los Estados Unidos incrementó de aproximadamente

2,000 barriles en 1859 a casi 3,000,000 de barriles en 1863 y aproximadamente a

10,000,000 de barriles en 1874. En 1861 la primera carga de petróleo, contenida

en barriles de madera, fue enviada a través del Atlántico hacia Londres, Inglaterra.

Para la década de 1870, las refinerías, carros – tanques, y tuberías se habían

convertido en rasgos característicos de la industria, bajo la dirección principal de la

Standard Oil, fundada por John D. Rockefeller.

Durante el resto del siglo XIX los Estados Unidos y Rusia fueron las dos regiones

en las que se llevaron a cabo grandes descubrimientos y extracciones de petróleo.

Al estallido de la Primera Guerra Mundial en 1914, estos países se convirtieron en

los mayores productores de petróleo aunque también se obtuvieron suministros de

Indonesia, Rumania y México.

IPN ESIQIE

2

En el año de 1945, los países del Medio Oriente cobraron importancia a través de

nuevos descubrimientos de vastas reservas de petróleo. Los Estados Unidos,

aunque continuaron siendo el mayor productor, también fueron los consumidores

más grandes, por lo que no exportaron petróleo en gran cantidad.

Las compañías petroleras se dieron cuenta de la necesidad de buscarlo en otras

partes y se realizaron descubrimientos significantes en Europa, África y Canadá.

En México, la primera refinería fue construida por la Waters Pierce Oil Co., en el

puerto de Veracruz en 1886. Su capacidad de procesamiento era de 500 barriles

por día (bpd) de petróleo [4].

Sin embargo, fue en Ébano, San Luis Potosí, donde inició la historia del petróleo

en México. En esa región, en 1903 la Mexican Petroleum Co., construyó la primera

refinería del país destinada a la producción de asfalto.

Al surgir Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1938, el país contaba con seis

refinerías, cuya capacidad total instalada era de 102 mil barriles por día (MBD) de

destilación primaria, 15 mil barriles por día en procesos de desintegración y 650

barriles por día de producción de lubricantes.

Fue así como a Petróleos Mexicanos (PEMEX) le fue entregada la responsabilidad

de garantizar el proceso de desarrollo del país, basado en la industria de la

refinación, columna dorsal de los energéticos.

Con este fin se implementó un plan general de reconstrucción de plantas y

aumento de capacidad y de incorporación de nuevos procesos para ajustar la

producción a la demanda, siempre creciente, tanto en calidad como en cantidad.

El sistema nacional de refinación se incrementó y así, en 1974 la capacidad

instalada del sistema nacional había alcanzado 760 MBD, esto es, 7.5 veces la

capacidad que se tenía en 1938 [4].

Aunque la refinación del petróleo ha crecido de manera compleja en los últimos

veinte años la baja calidad del petróleo, la volatilidad de su precio y las

regulaciones ambientales que requieren procesos de manufactura más limpios y

productos de mayor rendimiento presentan nuevos desafíos para la industria de la

refinación. La mejora de los procesos y el incremento de la eficiencia del uso de la

energía a través de la investigación y desarrollo tecnológico son la llave para

responder a los desafíos y mantener la viabilidad de la industria de la refinación

del petróleo [1].

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3

1.2 Origen del petróleo

El petróleo está disperso a través de toda la corteza terrestre, aguas someras y

lechos marinos a grandes profundidades, está dividido en grupos o estratos, y es

categorizado de acuerdo con su antigüedad. Estas divisiones son caracterizadas

por los distintos tipos de restos orgánicos, así como fósiles, minerales y otras

propiedades presentes en ellos, formando así una progresión cronológica que

indican las edades relativas de los estratos de la tierra.

El petróleo ha tenido aplicaciones por más de 6,000 años [1] y es por mucho la

fuente más común, para la obtención de combustibles líquidos. En la Tabla 1 [5]

se muestra un resumen de la historia del petróleo antes de 1861.

Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861 [5].

Fecha Descripción

3000 A.C. Los sumerios usaban el asfalto como adhesivo para hacer mosaicos. Los mesopotámicos lo usaban en canales de agua, juntas de botes y construcción de caminos. Los egipcios usaban brea en el embalsamiento de momias.

1500 A.C. Los chinos usaban petróleo para lámparas y como calefacción de hogares.

600 A.C. Confucio hablaba sobre la perforación a 30 metros de campos de gas natural en China.

600 – 500 A.C. Los árabes y persas mezclaban petróleo con cal viva para hacer fuego griego.

1500 – 1600 D.C. El aceite filtrado de las montañas Carpathian se usaba en el alumbrado público.

1735 D.C. El aceite es extraído de arenas petrolíferas en Alsace, Francia. 1800’s Se produce aceite en los Estados Unidos en campos de arenas

petrolíferas en Pennsylvania.

1847 James Oakes construye una refinería de aceite de roca en Inglaterra. La unidad procesaba 300 galones por día para producir queroseno para lámparas.

1848 F.N. Semyenov perfora el primer campo de aceite moderno cerca de Baku.

1849 El geólogo canadiense Abraham Gesner destila queroseno del petróleo.

1854 Ignacy Lukasiewicz perfora campos de aceite a 50 metros de profundidad en Bobrka, Polonia.

1858 Ignacy Lukasiewicz construye una destilería en Ulaszowice, Polonia. Se perfora el primer campo petrolero en América del Norte cerca de Petrolia, Ontario, Canadá.

1860 – 1861 Se construyen refinerías cerca de Oil Creek, Pennsylvania y Union County, Arkansas.

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4

1.3 Definición de petróleo

Los términos “petróleo” y los relacionados a “sus derivados” han sido usados por

siglos, pero es en la última década que más o menos se ha hecho un intento para

estandarizar la nomenclatura y terminología relacionada, sin embargo, la

confusión aún existe.

“Petróleo” y el término equivalente “crude oil” cubren un amplio intervalo de

materiales que consisten de mezclas de hidrocarburos y compuestos que

contienen diferentes cantidades de azufre, nitrógeno y oxígeno, los cuales varían

en volatilidad, gravedad específica y viscosidad [6].

La mayoría de esos hidrocarburos están constituidos principalmente de

compuestos parafinicos, nafténicos y aromáticos o combinaciones de estos [7].

Otro tipo de hidrocarburo encontrado en productos de refinería (como resultado de

reacciones químicas durante su procesamiento) son las olefinas (alquenos).

Generalmente se asume que las olefinas no están presentes en el petróleo, sino

que surgen debido a la descomposición química durante la destilación del

petróleo.

1.4 Importancia del petróleo

El petróleo tiene un valor mínimo en el mercado, pero cuando se refina

proporciona combustibles líquidos de gran valor, solventes, lubricantes y muchos

otros productos. Actualmente, los combustibles derivados del petróleo constituyen

una enorme cantidad de los suministros totales de la energía mundial [1].

Los productos del petróleo tienen una gran variedad de formas que van desde los

combustibles gaseosos y líquidos hasta los lubricantes casi sólidos.

Además, el asfalto (residuo de algunos procesos de refinería y a veces

considerado un producto sin uso) es ahora un producto de valor superior utilizado

para cubrir superficies de carretera y en la fabricación de materiales para techos e

impermeabilizantes varios.

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5

1.5 Breve descripción de una refinería

Una refinería es un grupo de plantas de manufactura integradas que varían en

número de acuerdo con la variedad de productos producidos y que son

seleccionadas para obtener una producción balanceada de productos

comerciables o rentables a partir de la destilación de petróleo y del mejoramiento

de los destilados en cantidades que están acorde con la demanda del mercado [1].

Cuenta con un sistema altamente complejo e integrado para la separación y

transformación de petróleo en una amplia variedad de productos.

Las actividades en la refinería empiezan con la recepción de petróleo para

almacenamiento e incluyen el desalado y la deshidratación y todas las

subsecuentes operaciones de manejo y refinación y terminan con el

almacenamiento, antes del envío de los productos refinados.

Sin embargo, las configuraciones varían de refinería a refinería. Algunas pueden

ser orientadas hacia la producción de gasolina, reformación y/o desintegración

catalítica, mientras otras pueden concentrarse en la producción de destilados

intermedios como el combustible para aviones y el gasóleo.

Al ser todas las refinerías diferentes también se tienen diferentes configuraciones

y por lo tanto, ninguna ilustración puede capturar todas las posibles

combinaciones de los procesos que se unen para comprender una refinería de

petróleo [5]. Pero a pesar de sus diferencias, la mayoría de las refinerías realizan

las siete operaciones enlistadas en la Tabla 2 [5]. También se puede observar una

configuración típica para una refinería [8] en la Figura 1.

Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería [5].

Separación

Destilación

Refinación con disolvente

Combinación

Polimerización catalítica

Alquilación

Conversión

Rechazo de carbón

Adición de hidrógeno

Tratamiento, acabado y mezclado

Gasolinas, queroseno y diesel

Lubricantes y ceras

Asfalto Reformación

Reformación catalítica

Protección al ambiente

Tratamiento de aguas residuales

Disposición de sólidos

Endulzamiento de gases amargos

Recuperación de azufre

Rearreglo o nueva disposición

Isomerización

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6

Figura 1.Esquema general de una refinería [8].

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7

1.6 Composición elemental del petróleo

Con pocas excepciones, las proporciones de los elementos carbón, hidrógeno,

nitrógeno, oxígeno, azufre y metales en el petróleo varían en los intervalos que se

muestran en la Tabla 3 [1].

Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo [1].

Elemento Composición, % peso

Carbón 83 – 87 Hidrógeno 10 – 14 Nitrógeno 0.1 – 2 Oxígeno 0.05 – 1.5 Azufre 0.05 – 6

Metales (Níquel y Vanadio) < 1000 ppm

1.7 Productos derivados del petróleo

Se dispone de una amplia variedad de productos obtenidos de la refinación del

petróleo, la mayoría de ellos son combustibles y fuentes de energía y otros más

son destinados como materia prima para petroquímica.

En la Tabla 4 se enlistan algunos productos obtenidos de la refinación del

petróleo, que se ordenan de menor a mayor temperatura de ebullición. En dicha

tabla se resumen los intervalos de la temperatura de ebullición y masa molecular

los cuales pueden variar respecto al esquema de refinación de cada complejo

industrial o país. [7].

Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería [7].

Producto Intervalo de temperatura de ebullición, °C

Masa molecular

Gas Licuado del Petróleo (LPG) - 42 – -0.6 44 – 58 Gasolina -0.6 – 204 100 – 110

Querosina 193 – 271 160 – 190 Diesel 271 – 343 245

Gasóleo pesado primario 343 – 427 320 Residuo atmosférico 427+ -

Gasóleo ligero ó gasóleo pesado de vacío

427 – 538 430

Residuo de vacío 538 + 800+ Coque 1093 + 2,500+

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8

A continuación se mencionan los principales productos derivados del petróleo

obtenidos de la refinación en México, definiciones y algunas especificaciones.

1.7.1 Gasolinas

En su forma comercial es una mezcla volátil de hidrocarburos líquidos, con

pequeñas cantidades de aditivos, apropiada para usarse como combustible en

motores de combustión interna con ignición por chispa eléctrica como los

automóviles, con un intervalo de temperatura de ebullición de aproximadamente

de 27 a 225ºC [9].

Las gasolinas pueden formularse por la combinación de cualquiera de los cuatro

grupos de hidrocarburos conocidos (parafinas, olefinas, nafténicos y aromáticos).

Sus especificaciones contemplan tanto propiedades físicas como químicas, ambas

están definidas para garantizar su manejo y distribución, su buen funcionamiento

en el automóvil así como la prevención del deterioro del medio ambiente.

Entre las propiedades físicas de las gasolinas se pueden mencionar la densidad o

su peso específico y la volatilidad, entre las químicas se encuentran el octanaje,

las gomas preformadas, el período de inducción, el contenido de azufre, la

corrosión, etc., que en la actualidad se establecen con el objeto de medir las

emisiones de contaminantes a la atmósfera.

Las propiedades físicas se definen para garantizar un manejo seguro del producto

en las instalaciones de almacenamiento y distribución, así mismo para indicar la

facilidad de uso en cualquier tipo de circunstancia dentro del motor de un vehículo.

Por ejemplo, la densidad, como propiedad física de una gasolina permite saber si

está formulada por componentes ligeros o pesados. Por otro lado, su volatilidad es

la tendencia a vaporizarse y es una de las propiedades físicas más importantes,

ya que afecta la economía del combustible, el fácil arranque y la manejabilidad del

vehículo.

Una gasolina necesita ser lo suficientemente volátil para quemarse, pero no tan

volátil como para ocasionar problemas con el conocido sello de vapor (vaporlock)

y la formación de hielo en el carburador bajo condiciones ambientales adversas.

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9

Uno de los parámetros que miden la volatilidad de una gasolina es su destilación,

la cual consiste en colocar un volumen preestablecido de producto y aplicarle

calor. Los vapores generados se condensan y el líquido obtenido se mide y se

registra la temperatura a la cual se alcanzó cada volumen condensado.

En complemento a la destilación de la gasolina se determina su presión de vapor,

esta es conocida como P.V.R. (Presión de Vapor Reid) y mide la presión ejercida

a una temperatura dada por el vapor formado sobre un volumen de líquido en un

recipiente cerrado.

Por otro lado las propiedades químicas son diferentes según el tipo de gasolina y

son controladas para el buen funcionamiento y durabilidad del motor, conjugando

esto con la prevención del deterioro del medio ambiente y la protección de la salud

de los seres humanos. Estas propiedades tienen efecto en la calidad de la

combustión del motor.

Otro parámetro muy importante para medir o conocer la calidad de una gasolina

es el número de octano, el cual es una medida de la calidad y capacidad

antidetonante de las gasolinas para evitar las detonaciones y explosiones en las

máquinas de combustión interna, de tal manera que se libere o se produzca la

máxima cantidad de energía útil [10].

Esta calidad antidetonante está basada en una escala arbitraria en la cual el

número de octano del heptano normal (muy detonante) es cero y el número de

octano del isooctano (2,2,4 trimetilpentano) (poco detonante) es 100.

Cuando un combustible es probado en un motor cilindro estándar se utilizan

mezclas de isooctano y de heptano normal como estándares.

El número de octano de una gasolina se obtiene del promedio aritmético del RON

(Research Octane Number) y MON (Motor Octane Number) y permite conocer el

desempeño esperado del combustible bajo cualquier condición del motor.

Por otro lado, existen componentes que se adicionan a la formulación de las

gasolinas cuya función es muy específica, tal es el caso de los compuestos

oxigenados como el Metil Terbutil Eter (MTBE), el Ter Amil Eter (TAME), el alcohol

etílico y el terbutílico; su incorporación tiene como objetivo proporcionar oxígeno a

la mezcla de aire/combustible para obtener una mejor combustión [11].

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10

Cabe mencionar que a finales de la década de los ochenta, Petróleos Mexicanos

(PEMEX) inició en conjunto con las autoridades ambientales un programa de

mejoramiento de combustibles, el cual en fechas recientes se ha hecho intensivo y

permanente, con el objetivo primordial de coadyuvar en el mejoramiento y

preservación de la calidad del aire.

Por tal motivo se han emitidos normas oficiales que regulan la calidad de

combustibles tales como la NOM–086–SEMARNAT–SENER–SCFI–2005

“Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental”

publicada en el Diario Oficial de la Federación el día 30 de Enero del 2006 [12], sin

embargo, esta norma ha sido sustituida recientemente por la Norma Oficial de

Emergencia, NOM–EM–005–CRE–2015 “Especificaciones de calidad de los

petrolíferos” publicada el día 30 de octubre de 2015 en el Diario Oficial de la

Federación [13].

Los logros alcanzados a la fecha son significativos, por ejemplo, las gasolinas que

se consumen hoy en día no contienen plomo y su octanaje es igual al de las

gasolinas Regular y Premium norteamericanas [13,14].

En la Tabla 5 se pueden apreciar los valores para algunas propiedades de las

gasolinas mexicanas [13].

Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas [13].

Producto: Método ASTM

PEMEX Premium

PEMEX Magna Propiedad Unidad

Gravedad específica a 20ºC/4ºC

Adimensional D1298 D4052

Informar Informar

Prueba doctor Adimensional D4952 Negativa 20 máximo

Negativa 20 máximo

Azufre mercaptánico mg/kg D3227 20 máximo 20 máximo Periodo de inducción minutos D525 300 mínimo 300

mínimo Número de octano (RON) - D2699 95 mínimo Informar Número de octano (MON) - D2700 Informar 82 mínimo Índice de octano Adimensional D2699

D2700 92 mínimo 87 mínimo

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11

1.7.2 Turbosina

Es un líquido claro con olor a aceite combustible e insoluble en agua, constituido

principalmente de hidrocarburos parafínicos y aromáticos. También es conocido

como jet fuel y su aplicación es como combustible para aviones [9].

La turbosina tiene un intervalo de temperatura de ebullición de 200 a 300°C

aproximadamente, este producto primario se somete a un proceso de

hidrodesulfuración para obtener un combustible que cumpla con las

especificaciones de contenido de aromáticos no mayor a 22% volumen y un peso

específico entre 0.772 y 0.837.

Por tratarse de un combustible con un intervalo de destilación intermedio entre la

gasolina y el diesel, suelen encontrarse en su composición algunos hidrocarburos

presentes en dichos combustibles, pero definitivamente son otros los compuestos

que por su mayor concentración le imprimen las propiedades que lo distinguen en

volatilidad, estabilidad, lubricidad, fluidez, corrosividad, etc. [15]. En la Tabla 6 [13]

se muestran las especificaciones de la turbosina mexicana.

Tabla 6. Especificaciones de la turbosina [13].

Propiedad Unidad Método ASTM Especificación

Densidad a 20ºC kg/L D1298 D4052

0.7720 a 0.8370

Gravedad API °API D287 D4052

37 a 51

Temperatura de inflamación ºC D56 38 mínimo Temperatura de congelación ºC D2386

D5972 D7153 D7154

-41 máximo

Azufre total mg/kg D4294 D5453 D2622 D7039 D7220

3000 máximo

Azufre mercaptánico mg/kg D3227 30 máximo Viscosidad cinemática a -20ºC cSt D445

D7042 8 máximo

Punto de humo y Naftalenos

mm mm, %vol

D1322 D1840

25 mínimo 18 mínimo 3 máximo

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12

1.7.3 Querosina

Es un líquido aceitoso, inflamable y de color amarillo pálido o incoloro con olor

característico. Es usado como combustible en lámparas, calentadores domésticos

u hornos industriales y en el campo de la aviación [16].

En su uso como combustible en turbinas de aviación se requieren propiedades

especiales como un alto punto de inflamación para el reabastecimiento seguro y

bajo punto de congelamiento para vuelos a elevadas altitudes [16].

Este combustible es un producto estable y no se requieren aditivos para mejorar

su calidad. Además de la eliminación de cantidades excesivas de aromáticos, las

fracciones de querosina pueden necesitar hidrotratamiento si se encuentran

presentes compuestos de azufre [16].

Este producto es un intermedio en volatilidad entre la gasolina y el gasóleo ligero

primario, que destila entre 150 – 300°C. El término “querosina” se aplica

incorrectamente y muy a menudo al aceite combustible, pero un aceite

combustible es en realidad cualquier producto de petróleo líquido que produce

calor cuando se quema en un recipiente adecuado o que produce energía cuando

se quema en un motor [1].

1.7.4 Diesel

Es un combustible líquido producido del hidrotratamiento catalítico del gasóleo

ligero primario y utilizado como combustible en los sectores automotriz, agrícola y

marino.

El diesel producido en las refinerías de PEMEX, cumple con los estándares de

calidad nacional e internacional y con lo exigido por los motores del parque

vehicular de las compañías automotrices que operan en México y el de los

vehículos de procedencia y fabricación extranjera. El consumo actual de

combustible diesel en México es de 385 miles de barriles diarios [17] y ha venido

incrementándose año tras año, lo que significa que hay una mayor demanda y la

necesidad de satisfacerla se vuelve un reto para la industria de los energéticos día

con día.

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13

Desde 1986, el diesel que se vende en México ha venido reduciendo

gradualmente los niveles de azufre, hasta llegar a un contenido máximo de 0.5%

para el diesel desulfurado y para pasar a 0.05% en el Pemex Diesel, éste último

con un contenido de aromáticos del 30% y con un índice de cetano de 52 a 55,

superando las especificaciones de este combustible producido en otros países.

La Tabla 7 muestra las especificaciones del diesel de uso automotriz y del diesel

agrícola y marino [13].

Tabla 7. Especificaciones del diesel [13].

Propiedad Nombre del producto

Propiedad Unidad Método ASTM

Diesel

Automotriz

Diesel agrícola/marino

Gravedad específica

a 20/4 °C

Adimensional D1298

D4052

informar informar

Temperatura de inflamación

°C D93

D7094

D3828

45.0 mínimo 60.0 mínimo

Temperatura de escurrimiento

°C D97 Marzo a octubre: 0 °C máximo; Noviembre a febrero: -5 °C máximo

Temperatura de nublamiento

°C D2500 Informar informar

Número de cetano y/o

Índice de cetano

Adimensional D613

D4737

D976

48 mínimo 45 mínimo

Azufre mg/kg

D4294

D5453

D2622

D7039

D7220

15 máximo

500 máximo resto del país

500 máximo

Residuos de carbón (en 10% del

residuo)

% masa D524 0.25 máximo 0.25 máximo

Agua y sedimento % vol. D2709 0.05 máximo 0.05 máximo

Viscosidad cinemática

a 40 °C

mm2/s D445 1.9 a 4.1 1.9 a 4.1

Contenido de aromáticos

% vol. D1319

D5186

30 máximo 30 máximo

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14

1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA)

Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos y aromáticos, derivados del

procesamiento del petróleo como destilados intermedios. Este producto es

utilizado como combustible en vehículos ligeros y pesados y su contenido máximo

de azufre total es de 15 mg/kg [15].

Es producido en las refinerías de Tula, Salamanca, Minatitlán y Cadereyta. En la

actualidad, Petróleos Mexicanos (PEMEX) distribuye diesel de ultrabajo azufre en

las zonas metropolitanas del Valle de México y Monterrey, así como en las

principales ciudades de la Frontera Norte, mientras que en la Zona Metropolitana

de Guadalajara la cobertura es parcial.

Una propiedad importante que mide la calidad estos combustibles diesel es el

número de cetano (algunas veces también llamado índice de cetano), el cual mide

la calidad de ignición de un combustible diesel, tiene influencia directa en el

arranque del motor y en su funcionamiento con sobrecarga [18].

La escala para este parámetro se basa en las propiedades de ignición de dos

hidrocarburos, el cetano (n-hexadecano) y el heptametilnonano.

El cetano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna un

número de cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y

se le ha asignado un número de cetano de 15 [18].

En las gasolinas, el número de octano de las parafinas disminuye a medida que se

incrementa la longitud de la cadena, mientras que en el diesel, el índice de cetano

se incrementa a medida que aumenta la longitud de la cadena [19].

En la Tabla No. 8 se muestran las especificaciones para el Diesel UBA en México [15].

Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA [15].

Propiedad Unidad Especificación

Azufre mg/kg 15 Temperatura de inflamación ºC 45

Temperatura de auto ignición

ºC 254 – 285

Gravedad específica - < 1 Viscosidad cinemática mm2/s 1.9 a 5.8 Solubilidad en agua g/100 mL a 20ºC Insoluble

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15

Capítulo 2

Propiedades fundamentales de los hidrocarburos

En este capítulo se hace una descripción sobre las distintas propiedades físicas

que se emplean para caracterizar a los hidrocarburos y que son calculadas

mediante correlaciones y métodos disponibles en la literatura. Estas propiedades a

su vez sirven para estimar otras propiedades de interés.

2.1 Temperatura de ebullición

Es la temperatura de vapor que se observa en la destilación atmosférica o a vacío

durante la ebullición del hidrocarburo. Cuando la presión utilizada en la prueba

experimental es diferente a la presión atmosférica, la temperatura observada debe

ser corregida a la presión de 760 mmHg para obtener la temperatura atmosférica

equivalente (TAE).

2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones

Las mezclas de hidrocarburos de composición compleja, no tienen temperaturas

de ebullición fijas.

Los métodos más eficaces para caracterizar estas mezclas de hidrocarburos o

cualquier producto del petróleo con respecto en la temperatura de ebullición son la

curva de destilación y las temperaturas promedio de ebullición [20].

La curva de destilación se obtiene mediante la aplicación de los métodos ASTM

D86 (destilación Engler), ASTM D2892 (destilación TBP), ASTM D1160 y ASTM

D5236. Estos métodos se describen en el Anexo A.

Las temperaturas promedio se calculan mediante procedimientos reportados en la

literatura [20].

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16

2.3 Temperaturas promedio de ebullición

Las temperaturas de ebullición de productos del petróleo son representadas por

las curvas de destilación ASTM o TBP.

De la curva de destilación se generan 5 temperaturas promedio de ebullición:

VABP, WABP, MABP, CABP y MeABP, donde cada una de estas temperaturas se

utilizan para determinar propiedades del petróleo o sus productos. Estas son

enlistadas a continuación.

2.4 Cálculo de las temperaturas promedio de ebullición

Las temperaturas promedio de ebullición de las sustancias o productos del

petróleo se calculan con varios procedimientos. Dichas temperaturas son

utilizadas para la estimación de otras propiedades como el factor de

caracterización, temperaturas críticas, presiones críticas o pseudocríticas y se

describen a continuación [20]:

2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica)

La temperatura media volumétrica, representa la media aritmética de las

temperaturas que corresponden al 10%, 30%, 50%, 70%, 90% volumen destilado

en la curva de destilación trazada por cualquiera de los métodos ASTM [20]. Se

calcula con la siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝐵𝑃 =10% + 30% + 50% + 70% + 90%

5 (1)

Esta temperatura es la base para calcular las otras temperaturas promedio [20].

2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media Gravimétrica)

La temperatura media gravimétrica, está dada por la sumatoria de los productos

de la fracción peso y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes

de acuerdo con la siguiente ecuación [20]:

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17

𝑊𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑤𝑖𝑇𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

(2)

Donde:

WABP = temperatura media gravimétrica

wi = fracción peso del componente i

Ti = temperatura de ebullición del componente i

2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar)

La temperatura media molar, está dada por la sumatoria de los productos de la

fracción molar y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes, de

acuerdo con la siguiente ecuación [20]:

𝑀𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑦𝑖𝑇𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

(3)

En donde:

MABP = temperatura media molar

yi = fracción mol del componente i

Ti = temperatura de ebullición del componente i

2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica

Cúbica)

La temperatura media volumétrica cúbica, se calcula mediante la siguiente

expresión [20]:

𝐶𝐴𝐵𝑃 = [∑(𝑣𝑖)(𝑇𝑖)1

3

𝑖=1

]

3

(4)

IPN ESIQIE

18

En donde:

CABP = temperatura media volumétrica cúbica, K

vi = fracción volumétrica del componente i

Ti = temperatura de ebullición del componente i, K

2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio Medio)

La temperatura promedio medio, representa la media aritmética de la temperatura

media molar y la temperatura media volumétrica cúbica de acuerdo con la

siguiente relación [20]:

𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃 =𝑀𝐴𝐵𝑃 + 𝐶𝐴𝐵𝑃

2 (5)

2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio

Para fracciones del petróleo en las cuales la fracción volumen, peso o mol de los

componentes es desconocida, las temperaturas de ebullición promedio se calculan

a través de las curvas de destilación ASTM D86 como se describe a continuación

[21]:

𝑉𝐴𝐵𝑃 =𝑇10 + 𝑇30+𝑇50+𝑇70+𝑇90

5 (6)

Donde:

𝑇10, 𝑇30, 𝑇50, 𝑇70, 𝑇90 son las temperaturas ASTM al 10, 30, 50, 70 y 90 % volumen

de destilado.

Un parámetro que caracteriza a la curva de destilación es la pendiente de una

línea recta entre los puntos 10 y 90%. Esta pendiente definida por “SL” se calcula

de la siguiente manera:

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19

𝑆𝐿 =𝑇90 − 𝑇10

80 (7)

Donde:

SL = Pendiente ASTM, °C (K)/%vol.

𝑇10 y 𝑇90 son las temperaturas ASTM D86 al 10 y 90% volumen de la curva de

destilación.

Para fracciones pesadas en que se disponen de los datos de destilación ASTM

D1160 o ASTM D5236, las temperaturas de ebullición se deberán convertir a

ASTM D86 y después calcular las temperaturas promedio de ebullición [21].

Las correlaciones matemáticas para la estimación de temperaturas promedio de

ebullición de fracciones del petróleo en términos de la temperatura media

volumétrica (VABP) y la pendiente ASTM (SL) se describen a continuación:

𝐴𝐵𝑃 = 𝑉𝐴𝐵𝑃 − ∆𝑇 (8)

ln(−∆𝑇𝑊) = −3.64991 − 0.02706(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 5.163875𝑆𝐿0.25 (9)

ln(∆𝑇𝑀) = −1.15158 − 0.01181(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 3.70612𝑆𝐿0.333 (10)

ln(∆𝑇𝐶) = −0.82368 − 0.08997(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.45 + 2.456791𝑆𝐿0.45 (11)

ln(∆𝑇𝑀𝑒) = −1.53181 − 0.0128(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 3.646064𝑆𝐿0.333 (12)

Donde ABP es la temperatura promedio de ebullición como WABP, MABP, CABP

o MeABP y ∆T es la correspondiente corrección de temperatura para cada ABP.

Todas las temperaturas están en Kelvin.

VABP y SL están definidas en las ecuaciones (6) y (7). Una vez que ∆T es

calculada para cada caso, se determinar la correspondiente ABP de la ecuación

(8).

La temperatura más usada es la temperatura promedio medio (MeABP), la cual es

recomendada por Riazi [21] y se usa en diversas correlaciones matemáticas para

el cálculo de otras propiedades de los hidrocarburos.

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20

2.6 Densidad

Esta propiedad es quizás uno de los parámetros físicos más importantes en la

caracterización del petróleo y de sus derivados, así mismo es una propiedad

significativa para estimar su calidad [16].

La densidad está definida como masa por unidad de volumen de un fluido,

representada generalmente con la letra griega “rho” 𝜌 y puede ser expresada en

forma de densidad absoluta, densidad molar, volumen específico, volumen molar o

densidad reducida [21].

La definición clásica de densidad se presenta en la siguiente ecuación:

𝑑 =𝑚

𝑣 (13)

Donde:

d = densidad de la muestra

m = masa de la muestra

v = volumen de la muestra

La densidad calculada con la ecuación anterior se conoce también como densidad

absoluta.

Por otro lado, la propiedad general y arbitraria “gravedad específica” es más

ampliamente usada en la caracterización del petróleo y sus derivados [18]. Esta es

la relación de la densidad absoluta de una sustancia a una temperatura de prueba

con respecto a la densidad absoluta de una sustancia de referencia a una

temperatura especificada.

Las temperaturas de referencia para la gravedad específica en la industria del

petróleo corresponden a la densidad absoluta del hidrocarburo a 60°F y densidad

absoluta del agua a 60°F (60°F/60°F, 15.6°C/15.6°C).

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21

La densidad es influenciada por la composición química del petróleo y es conocido

que si incrementa la cantidad de compuestos aromáticos la densidad también

incrementará, mientras que un incremento en compuestos saturados resulta en un

decremento de la densidad [18].

Esta propiedad, para hidrocarburos se determina con los métodos ASTM D1298 y

ASTM D70.

Con el método ASTM D1298 se usa un hidrómetro, el cual es un accesorio de

vidrio que se sumerge dentro de la muestra a tratar. Después de un corto tiempo

de equilibrio dentro de la muestra flotará verticalmente a un cierto nivel. Este nivel

resulta cuando la masa del hidrómetro es igual al efecto de flotabilidad. A mayor

densidad de la muestra, menos se hundirá el hidrómetro en ella. El nivel de

equilibrio muestra la densidad en la escala calibrada. Este método es el más

simple y rápido [16].

Con el método ASTM D70 se usa un picnómetro. Este método consiste primero en

pesar el picnómetro sin muestra, después es llenado con la muestra y se vuelve a

pesar.

La densidad absoluta es después calculada usando la siguiente ecuación:

𝑑 =𝑊𝐹 − 𝑊𝐸

𝑉 (14)

Donde:

d = densidad de la muestra

WF = peso del picnómetro con muestra

WE = peso del picnómetro vacío

V = volumen de la muestra en el picnómetro

El método del picnómetro es el más exacto y puede ser aplicado a productos

pesados del petróleo líquidos y semisólidos [2].

Los métodos ASTM para la determinación de la densidad se describen en el anexo B.

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22

En la Tabla 9 se muestran los intervalos de densidad para algunos productos derivados del petróleo.

Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del petróleo [20].

Producto Densidad (a 20ºC y 1 atm), g/cm3

Gasolina 0.700 – 0.780 Turbosina 0.780 – 0.805 Querosina 0.818 – 0.830 Gasóleo 0.850 – 0.905

2.7 Gravedad específica y gravedad API

La densidad relativa estándar o gravedad específica es el cociente entre la

densidad del hidrocarburo a 15.56°C (60°F) y la del agua a la misma temperatura

[22], esta se conoce como densidad 15.56°C/15.56°C expresada en grados

centígrados o bien densidad 60°F/60°F en grados Fahrenheit y se expresa de la

siguiente manera:

𝑑15.56°𝐶15.56°𝐶 ó 𝑑60°𝐹

60°𝐹 (15)

La densidad se expresa igualmente en grados API como se muestra a

continuación:

𝐴𝑃𝐼 =141.5

𝑠𝑔− 131.5 (16)

Y por lo tanto, de la expresión anterior también se puede conocer la gravedad

específica:

𝑠𝑔 =141.5

𝐴𝑃𝐼 + 131.5 (17)

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23

Donde:

API = gravedad API

sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F

Salvo que se establezca otra cosa, los datos de la densidad relativa deben ser

referidos a dichas temperaturas para todos los productos, menos para los asfaltos

y aceites para carretera, que deben referirse a 25°C [23].

La gravedad específica 15.56°C/15.56°C difiere de la densidad15°C/4°C (d4°C15°C) en

que esta última es el cociente entre la densidad del hidrocarburo a 15°C y la del

agua a 4°C.

Se puede estimar la densidad relativa o gravedad específica a partir de la 𝑑4°𝐶15°𝐶

mediante la siguiente relación:

𝑠𝑔 = 1.002 𝑑4°𝐶15°𝐶 (18)

El intervalo de gravedad específica de petróleos usualmente va de 0.8 (45.3°API)

para los petróleos más ligeros hasta 1.0 (10°API) para petróleos asfálticos más

pesados [18].

2.8 Factor de caracterización

Desde el surgimiento de la industria del petróleo fue necesario definir un

parámetro de caracterización basado en parámetros medibles con el propósito de

clasificar al petróleo y sus derivados. El factor de caracterización de Watson (KW)

es uno de los primeros factores de caracterización y fue definido originalmente por

Watson y cols. de la UOP (Universal Oil Products). Por esta razón el parámetro es

también llamado factor de caracterización UOP [21]. Sin embargo, el

procedimiento de cálculo es distinto, ya que se utiliza diferente temperatura

promedio de ebullición.

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24

2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP

El factor de caracterización, K, de un petróleo se define como la raíz cúbica de su

temperatura media volumétrica cúbica (CABP), en Rankine, dividido por su

gravedad específica a 15.56°C/15.56°C o 60°F/60°F [24]. Este factor de

caracterización UOP, KUOP, se calcula de la siguiente manera:

𝐾𝑈𝑂𝑃 =(𝐶𝐴𝐵𝑃 + 459.7)

1

3

𝑠𝑔 (19)

Donde:

CABP = temperatura media volumétrica cúbica, °F


KUOP = factor de caracterización UOP

2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW

El factor de caracterización de Watson, se define por la siguiente ecuación [21]:

𝐾𝑊 =(1.8 × 𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃)

1

3

𝑠𝑔 (20)

Donde:

MeABP = Temperatura promedio medio, K


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25

2.8.3 Factor de caracterización

Está definido por la siguiente relación [25]:

𝐾 =1.2166√𝑉𝐴𝐵𝑃

3

𝑠𝑔 (21)

Donde:

VABP = temperatura media volumétrica, K


2.9 Masa molecular

La masa molecular de un componente puro es determinado mediante su fórmula

química y los pesos atómicos de sus elementos [21]. El valor es fácil de obtener

debido a que se conoce la estructura química de la molécula.

En los hidrocarburos se tienen diversas moléculas con diferentes temperaturas de

ebullición, por lo que se consideran una mezcla compleja y no es fácil conocer su

masa molecular.

Sin embargo, se disponen procedimientos experimentales como los métodos

ASTM que ayudan a medir el valor de estas mezclas complejas o se pueden

emplear otros procedimientos para calcular su valor, tales como las distintas

correlaciones disponibles en la literatura.

Es importante mencionar que la masa molecular es uno de los parámetros

importantes en la caracterización de hidrocarburos [21].

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26

2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo

Para las fracciones del petróleo, la masa molecular representa un valor promedio,

que es función de la composición de los hidrocarburos y aumenta conforme se

incrementa la temperatura de ebullición [20].

La masa molecular en las fracciones del petróleo, refleja indicaciones importantes

sobre la temperatura de ebullición y permite además determinar la fracción molar

de cualquier componente en una mezcla [2].

En la literatura especializada se encuentran reportados algunos resultados para

productos derivados del petróleo, como se muestran en la Tabla 10 [20].

Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo [20].

Fracción Masa Molecular

Gasolina 90 – 160 Turbosina 180 – 200 Querosina 210 – 260

Diesel 245 – + Aceites 300 – 500

2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros

Se disponen de correlaciones con las que se pueden estimar las masas moleculares de forma aproximada para hidrocarburos ligeros, tales como para gasolinas, turbosinas, querosinas, gasóleo ligero primario, combustible diesel.

2.11.1 Método de la ecuación cuadrática

La masa molecular promedio de productos derivados del petróleo se puede

calcular con la ayuda de las relaciones empíricas que tienen la siguiente forma

general [20]:

𝑀𝑚 = 𝑎 + 𝑏𝑇 + 𝑐𝑇2 (22)

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27

En donde:

Mm = masa molecular

T = temperatura media volumétrica del producto del petróleo, °C

a,b,c = constantes

𝑎 = (7𝐾 − 21.5) (23)

𝑏 = (0.76 − 0.04𝐾) (24)

𝑐 = (0.0003𝐾 − 0.00245) (25)

Por lo que la relación anterior se expresa:

𝑀𝑚 = (7𝐾 − 21.5) + (0.76 − 0.04𝐾)𝑇 + (0.0003𝐾 − 0.00245)𝑇2 (26)

K = Factor de caracterización

El error al utilizar esta relación está comprendido entre 1 y 1.5% comparado con

valores determinados experimental o gráficamente.

2.11.2 Método Riazi – Daubert

Riazi y Daubert desarrollaron la siguiente ecuación para estimar el valor de la

masa molecular de hidrocarburos; ésta fue modificada para fracciones pesadas

con intervalo de hasta 700 de masa molecular. La ecuación se plantea en términos

de gravedad específica “sg” y “Tb” y se define de la siguiente manera [21]:

𝑀𝑚 = 42.965[exp(2.097 × 10−4𝑇𝑏 − 7.78712𝑠𝑔 + 2.08476 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)] 𝑇𝑏1.26007𝑠𝑔4.98308 (27)

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28

Donde:

Mm = masa molecular, kg/kmol

Tb = temperatura promedio medio (MeABP), K


Esta ecuación puede ser aplicada a hidrocarburos en el intervalo de masa

molecular de 70 – 700, intervalo de temperatura de ebullición de 300 – 850 K y

gravedad API de 14.4 a 93 [21]. La ecuación (27) es precisa para fracciones

ligeras (Mm < 300) con un porcentaje promedio de desviación de 3.5%, pero para

fracciones más pesadas el porcentaje es de 4.7% [21].

2.11.3 Método Lee – Kesler

La correlación desarrollada por Lee – Kesler es la siguiente [21, 22]:

𝑀𝑚 = −12272.6 + 9486.4𝑠𝑔 + 𝑇𝑏(8.3741 − 5.9917𝑠𝑔) +

107

𝑇𝑏(1 − 0.77084𝑠𝑔 − 0.02058𝑠𝑔2) (0.7465 −

222.466

𝑇𝑏) +

1012

𝑇𝑏3(1 − 0.80882𝑠𝑔 + 0.02226𝑠𝑔2) (0.32284 −

17.3354

𝑇𝑏) (28)

Donde: Mm = masa molecular, kg/kmol

Tb = Temperatura promedio medio (MeABP), K, (hasta 750 K ó 477°C)


El método de Lee – Kesler también es aplicable para hidrocarburos en las que la

masa molecular está comprendido entre 60 y 650. El error medio es de 5%

aproximadamente.

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29

2.11.4 Método UOP 375

La masa molecular para fracciones del petróleo también puede estimarse a través

de la correlación dada por la UOP (Universal Oil Products), utilizando la

temperatura promedio medio (MeABP) y la gravedad específica a

15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F [24]. Dicha correlación es la siguiente:

𝑀𝑚 = 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑙𝑜𝑔 [(−0.000067214393 𝑠𝑔2 − 0.0013189667𝑠𝑔 + 0.0023229745)(𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃) +

(1.496307𝑠𝑔2 − 2.4028499𝑠𝑔 + 2.7013135) +

(−92.008149 + 240.43988𝑠𝑔 − 166.84095𝑠𝑔2

𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃) (29)

Donde:

Mm = masa molecular

MeABP = temperatura promedio medio (MeABP), °F


2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados

Al igual que en el caso de hidrocarburos ligeros, se disponen de correlaciones con

las que se pueden estimar las masas moleculares de forma aproximada para

hidrocarburos pesados, tales como gasóleos o combustóleos. Dichas

correlaciones se describen a continuación:

2.12.1 Método Riazi – Daubert

Para fracciones pesadas es posible que no se cuente con la temperatura de

ebullición. Por esta razón Riazi y Daubert desarrollaron una correlación (mostrada

en la ecuación 30) de tres parámetros en términos de la viscosidad cinemática

para fracciones pesadas con un intervalo de masa molecular de 200 – 800 [21]:

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30

𝑀𝑚 = 223.56 [𝑣100(1.1228𝑠𝑔−1.2435)

𝑣210(3.4758−3.038𝑠𝑔)

] 𝑠𝑔−0.6665 (30)

Donde:

Mm = masa molecular, kg/kmol

𝑣100 = viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C), cSt

𝑣100 = viscosidad cinemática a 210°F (98.9°C), cSt


2.12.2 Método ASTM D2502

El método ASTM D2502 provee una gráfica para calcular la masa molecular de

hidrocarburos pesados usando la viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C) y 210°F

(98.9°C).

El procedimiento del método fue desarrollado de manera empírica por Hirschler en

1946 [21] y consta de las siguientes ecuaciones matemáticas:

𝑀𝑚 = 180 + 𝐾(𝐻(37.8) + 60) (31)

Donde:

𝐾 = 4.415 − 1.733 log10(𝑉𝑆𝐹 − 145) (32)

𝑉𝑆𝐹 = 𝐻(37.8) − 𝐻(98.9) (33)

𝐻 = 870 log10[log10(𝑣 + 0.6)] + 154 (34)

En la ecuación (34), se sustituyen los valores de las viscosidades cinemáticas ()

a 37.8°C (100°F) y 98.9°C (210°F) para obtener 𝐻(37.8) 𝑦 𝐻(98.9), respectivamente.

El método ASTM D2502 se describe en el Anexo C.

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31

Capítulo 3

Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión

pseudocrítica (Tc, Pc)

Las propiedades pseudocríticas, especialmente la presión, temperatura y el factor

acéntrico son parámetros de entrada importantes para las ecuaciones de estado y

correlaciones generalizadas en la estimación de propiedades físicas y

termodinámicas de los fluidos. Los pequeños errores en la predicción de estas

propiedades afectan de sobremanera las propiedades físicas calculadas [21].

Un estudio de la presión, el volumen y la temperatura de un componente puro

revela un estado único particular en el que las propiedades de un líquido y un

vapor llegan a ser indistinguibles el uno del otro. En ese estado, el calor latente de

vaporización se convierte en cero y no ocurre cambio de volumen cuando el

líquido es vaporizado. Este estado es llamado el estado crítico, y los parámetros

apropiados de estado son denominados presión crítica (Pc), volumen crítico (Vc) y

temperatura crítica (Tc) [3].

Debido a que el estado crítico de un componente es único, quizás no sea

sorprendente que el conocimiento de Tc y Pc por ejemplo, permite que se hagan

muchas predicciones en relación con las propiedades físicas de las sustancias y

de los hidrocarburos.

Estas predicciones están basadas en la ley de estados correspondientes que está

caracterizado por sus propiedades reducidas, por ejemplo, temperatura reducida

(Tr=T/Tc), presión reducida (Pr=P/Pc) y volumen reducido (Vr= V/Vc).

Sin embargo, es raro en la ingeniería del petróleo manejar sustancias puras, y

desafortunadamente la aplicación de la ley de estados correspondientes a

mezclas es complicada por el hecho de que el uso del punto crítico para una

mezcla no produce valores correctos de las propiedades reducidas.

Para propósitos de ingeniería, esta dificultad se resuelve con el uso de las

condiciones pseudocríticas, las cuales están basadas en presiones y temperaturas

críticas promedio molar de los compuestos de la mezcla. Aunque el uso de

condiciones pseudoreducidas para mezclas de hidrocarburos es generalmente

satisfactorio, esto no es verdadero para estados cercanos al punto pseudocrítico

verdadero, ni en general, para mezclas de vapor y líquido [3].

IPN ESIQIE

32

La temperatura, presión y volumen en el estado pseudocrítico son de mucho

interés en la física del petróleo, particularmente en relación con las operaciones

modernas de refinación que se llevan a cabo a presiones y temperaturas muy

altas.

Los datos críticos son conocidos para la mayoría de los hidrocarburos puros de

masa molecular baja y generalmente se usan métodos estándar para tales

determinaciones.

La escaza información acerca del comportamiento de mezclas complejas ha

requerido que las presiones y temperaturas pseudocríticas sean usadas para

ciertas fracciones del petróleo y sus productos.

El punto pseudocrítico para una mezcla está definido como el promedio molar de

la temperatura y presión críticas de algunos constituyentes que forman la mezcla.

Esto puede ser usado como el punto crítico de una mezcla para el cálculo de las

presiones y temperaturas reducidas. Sin embargo, en el cálculo de las relaciones

de temperatura-presión-volumen de las mezclas por medio del punto

pseudocrítico, se debe reconocer que los valores no son precisos en la región del

punto pseudocrítico y no puede ser aplicado a mezclas de gases y líquidos [3].

3.1 Predicción de temperatura y presión pseudocríticas

En las correlaciones matemáticas de algunas propiedades, las propiedades

reducidas son útiles. Las propiedades reducidas están definidas como la relación

del valor actual de la propiedad y su valor crítico o pseudocrítico. Así para

volumen, temperatura o presión las relaciones son:

𝑉𝑟 =𝑉

𝑉𝑐 (35)

𝑇𝑟 =𝑇

𝑇𝑐 (36)

𝑃𝑟 =𝑃

𝑃𝑐 (37)

Algunos de los métodos ampliamente usados en la industria del petróleo se

describen en este capítulo. Estos procedimientos son desarrollados principalmente

con base en las propiedades críticas de hidrocarburos puros en los cuales los

datos experimentales validados están disponibles solo hasta C18 [21].

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33

3.1.1 Métodos Riazi Daubert1

Las ecuaciones simplificadas para calcular la temperatura y presión pseudocríticas

(Tc y Pc) de hidrocarburos en el intervalo de C5–C20 están desarrolladas en las

ecuaciones (38) y (39) como se muestra a continuación [21]:

𝑇𝑐 = 19.06232𝑇𝑏0.58848𝑠𝑔0.3596 (38)

𝑃𝑐 = 5.53027 × 107𝑇𝑏−2.3125𝑠𝑔2.3201 (39)

Donde Tc y Tb, que es la temperatura promedio medio (MeABP), están dados en

temperatura Kelvin y Pc está en bar. En la literatura, las ecuaciones anteriores se

refieren generalmente a métodos conocidos como métodos Riazi–Daubert o

métodos Riazi. Estas ecuaciones son recomendadas solo para hidrocarburos en el

intervalo de masa molecular de 70 a 300 y han sido ampliamente utilizadas en la

industria del petróleo. Sin embargo, estas correlaciones fueron reemplazadas con

correlaciones más precisas presentadas en las siguientes ecuaciones en términos

de Tb y sg y conocidos como Riazi Daubert2, como se indica a continuación:

𝑇𝑐 = 9.5233[exp (−9.314 × 10−4𝑇𝑏 − 0.544442𝑠𝑔 + 6.4791 × 10−4𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔]𝑇𝑏0.81067𝑠𝑔0.53691

(40)

𝑃𝑐 = 3.1958 × 105[exp(−8.505 × 10−3 ∗ 𝑇𝑏 − 4.8014𝑠𝑔 + 5.749 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]𝑇𝑏−0.4844𝑠𝑔4.0846

(41)

Estas correlaciones fueron adoptadas por el American Petroleum Institute (API) y

han sido utilizadas en software industrial bajo el nombre de “Método API” [21] o

Riazi Daubert3. Las mismas limitaciones y unidades aplicadas para las ecuaciones

(38) y (39) se aplican para estas ecuaciones. Para hidrocarburos pesados (>C20)

se usan las siguientes correlaciones matemáticas:

𝑇𝑐 = 35.9413[exp (−6.9 × 10−4𝑇𝑏 − 1.4442𝑠𝑔 + 4.91 × 10−4𝑇𝑏 × 𝑠𝑔)]𝑇𝑏0.7293𝑠𝑔1.2771 (42)

𝑃𝑐 = 6.9575[exp (−1.35 × 10−2𝑇𝑏 − 0.3129𝑠𝑔 + 9.174 × 10−3𝑇𝑏 × 𝑠𝑔)]𝑇𝑏0.6791𝑠𝑔−0.6807 (43)

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34

En donde Tc y Tb (temperatura promedio medio, MeABP) están dadas en Kelvin y Pc en bar.

Si fuese necesario estas ecuaciones pueden ser usadas para hidrocarburos en el

intervalo de C5 a C20 con buena precisión. La ecuación (42) predice los valores de

Tc de C5 – C50 con un promedio de porcentaje de desviación absoluta de 0.4 % y

la ecuación (43) predice Pc con un promedio de porcentaje de desviación absoluta

de 5.8%.

3.1.2 Correlaciones Riazi Daubert4

Otra expresión de las correlaciones de Riazi y Daubert para temperatura

pseudocrítica y presión pseudocrítica es la siguiente [26]:

𝑇𝑐 = 554.4[exp(−0.00013478𝑀𝑚 − 0.61641𝑠𝑔)]𝑀𝑚0.2998𝑠𝑔1.0555 (44)

𝑃𝑐 = 45 203[exp(−0.0018078𝑀𝑚 − 0.3084𝑠𝑔)]𝑀𝑚−0.8063𝑠𝑔1.6015 (45)

Las unidades de temperatura y presión son en Rankine y psia, respectivamente,

mientras que Mm es la masa molecular y sg es la gravedad específica a

15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.

Las ecuaciones (44) y (45) son utilizadas en el intervalo de masa molecular y

temperatura de ebullición de: 70 < Mm < 300 y 27°C < Tb < 338°C.

3.1.3 Correlaciones Riazi Daubert5

La versión original de las correlaciones de Riazi y Daubert se muestra a

continuación [27]:

𝑇𝑐 = 18.2394𝑇𝑏0.595251𝑠𝑔0.347420 (46)

𝑃𝑐 = 0.295152𝑇𝑏−2.20820𝑠𝑔2.22086 (47)

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35

En donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Kelvin, Tb es la temperatura

media molar (MABP) en Kelvin, Pc es la presión pseudocrítica en MPa y sg es la

densidad a 20°C.

Esta correlación es aplicable para derivados del petróleo con temperaturas de

ebullición de hasta 418°C y gravedad específica hasta de 1.1750.

3.1.4 Método Lee – Kesler

Lee y Kesler propusieron correlaciones para estimar Tc y Pc similares a sus

correlaciones para masa molecular [21] las cuales se muestran a continuación

𝑇𝑐 = 189.8 + 450.6𝑠𝑔 + (0.4244 + 0.1174𝑠𝑔)𝑇𝑏 + (0.1441 − 1.0069𝑠𝑔)105

𝑇𝑏 (48)

ln 𝑃𝑐 = 5.689 −0.0566

𝑠𝑔− (0.43639 +

4.1216

𝑠𝑔+

0.21343

𝑠𝑔2) × 10−3𝑇𝑏 +

(0.47579 +1.182

𝑠𝑔+

0.15302

𝑠𝑔2) × 10−6 × 𝑇𝑏2 − (2.4505 +

9.9099

𝑠𝑔2) × 10−10 × 𝑇𝑏3 (49)

Donde Tb es la temperatura promedio medio (MeABP), Tc es la temperatura

pseudocrítica, ambas en Kelvin y Pc está en bar. En estas ecuaciones se hicieron

intentos para mantener la coherencia interna entre Tc y Pc para que cuando Pc

sea igual a 1 atm, Tc sea igual o coincida con la temperatura normal de ebullición,

Tb.

Las correlaciones fueron recomendadas por los autores para el intervalo de masa

molecular de70 a 700 (C5 – C50, aproximadamente).

3.1.5 Método Cavett

Cavett desarrolló correlaciones empíricas para Tc y Pc en términos de la

temperatura de ebullición y de la gravedad API, las cuales están aún disponibles

en algunos simuladores de procesos y en algunos casos dan buenas estimaciones

de Tc y Pc para fracciones del petróleo ligeras a intermedias [21].

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36

Las ecuaciones son las siguientes:

𝑇𝑐 = 426.7062278 + (9.5187183 × 10−1)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) −

(6.01889 × 10−4)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 − (4.95625 × 10−3)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +

(2.160588 × 10−7)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)3 + (2.949718 × 10−6)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 +

(1.817311 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 (50)

log(𝑃𝑐) = 1.6675956 + (9.412011 × 10−4)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) −

(3.047475 × 10−6)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 − (2.087611 × 10−5)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +

(1.5184103 × 10−9)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)3 + (1.1047899 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 −

(4.8271599 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +

(1.3949619 × 10−10)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 (51)

En estas relaciones Pc está en bar, mientras que Tc y Tb están en temperatura

Kelvin y API es la gravedad API. Tb es la temperatura promedio medio (MeABP).

3.1.6 Método Winn – Mobil

Winn desarrolló un monograma para estimar varias propiedades físicas incluyendo

la masa molecular y la presión pseudocrítica para fracciones del petróleo mientras

que Mobil propuso un monograma similar para la estimación de la temperatura

pseudocrítica [21].

Los datos de entrada en ambos monogramas son la temperatura de ebullición (o

factor de caracterización de Watson, KW) y la gravedad específica “sg” (o la

gravedad API).

Estos monogramas fueron reducidos a formas de ecuación para aplicaciones

computacionales por Riazi y más tarde fueron reportados por Sim y Daubert [21].

Las ecuaciones son las siguientes:

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37

ln 𝑇𝑐 = −0.58779 + 4.2009𝑇𝑏0.08615𝑠𝑔0.04614 (52)

𝑃𝑐 = 6.148341 × 107𝑇𝑏−2.3177𝑠𝑔2.4853 (53)

Donde Tb es la temperatura promedio medio (MeABP), Tc es la temperatura

pseudocrítica, ambas en Kelvin y Pc en bar. En un análisis comparativo realizado

por los autores encontraron que los valores estimados de las correlaciones con los

valores de las figuras originales se tienen porcentajes de desviación absoluta de 1

y 1.5% para Tc y Pc, respectivamente.

3.1.7 Correlaciones de Tsonopoulos

Basado en las propiedades críticas de compuestos aromáticos, Tsonopoulos y

cols. propusieron las siguientes correlaciones para la estimación de Tc y Pc de

líquidos de carbón y fracciones ricas en aromáticos [21]:

log10 𝑇𝑐 = 1.20016 + 0.61954(log10 𝑇𝑏) + 0.48262(log10 𝑠𝑔) + 0.67365(log10 𝑠𝑔)2 (54)

log10 𝑃𝑐 = 7.37498 − 2.15833( log10 𝑇𝑏) + 3.34417(log10 𝑠𝑔) + 5.64019(log10 𝑠𝑔)2 (55)

Donde Tb (temperatura promedio medio, MeABP) y Tc están en Kelvin y Pc está

en bar. Estas correlaciones son recomendadas para fracciones líquidas de carbón

y se obtienen errores promedio de 0.7 y 3.5% para la estimación de temperatura y

presión pseudocríticas de hidrocarburos aromáticos.

3.1.8 Correlaciones Vetere

El objetivo de esta correlación fue desarrollar un método simple, seguro y

generalizado para la estimación de propiedades pseudocríticas de varios

compuestos polares y no polares así como de sus mezclas usando propiedades

fácilmente medibles, sin la necesidad de conocer la estructura química. Este

método fue usado para estimar propiedades pseudocríticas de más de 250

compuestos incluyendo hidrocarburos (C1 – C18) [28].

Vetere definió la ecuación (56) tanto para compuestos polares como no polares:

IPN ESIQIE

38

𝜃 = exp(𝑎 + 𝑏𝑀𝑚 + 𝑐𝑇𝑏 + 𝑑𝜌 + 𝑒𝑇𝑏𝜌) (𝑀𝑓𝑇𝑏𝑔+ℎ𝑀𝑚

𝜌𝑖) (56)

Donde: θ es la temperatura pseudocrítica (Tc) en Kelvin o presión pseudocrítica

(Pc) en MPa. Tb es la temperatura promedio medio (MeABP) en Kelvin, ρ es la

densidad del líquido a 20°C y 1 atm en g/cm3 y Mm es la masa molecular.

La principal aplicación de la ecuación (56) no es estimar propiedades

pseudocríticas de gases ligeros en estado puro, sino estimar las propiedades de

mezclas que contengan tales compuestos y que tengan temperaturas promedio de

ebullición superiores a 293 K.

La ecuación (56) queda desarrollada con las siguientes expresiones:

𝑇𝑐 = exp(1.60193 + 0.00558𝑀𝑚 − 0.00112𝑇𝑏 − 0.52398𝜌 + 0.00104𝑇𝑏 × 𝜌) ×

(𝑀𝑚−0.06403𝑇𝑏0.93857−0.00085𝑀𝑚𝜌0.28290) (57)

𝑃𝑐 = exp(10.74145 + 0.07434𝑀𝑚 − 0.00047𝑇𝑏 − 2.10482𝜌 + 0.00508𝑇𝑏 × 𝜌) ×

(𝑀𝑚−1.18869𝑇𝑏−0.66773−0.01154𝑀𝑚𝜌1.53161) (58)

3.1.9 Correlaciones Sancet

Sancet usó el conjunto de datos proporcionado por Reid (1987) para establecer

una relación entre la masa molecular (Mm) y las propiedades críticas; la

temperatura pseudocrítica en Rankine y la presión pseudocrítica en psia [29]. Las

ecuaciones se muestran a continuación:

𝑃𝑐 = 82.82 + 653 exp(−0.007427𝑀𝑚) (59)

𝑇𝑐 = −778.5 + 383.5 ln(𝑀𝑚 − 4.075) (60)

IPN ESIQIE

39

3.1.10 Correlaciones Mohamad

Las correlaciones propuestas son para estimar temperatura y presión

pseudocríticas principalmente. Fueron analizadas con 25 muestras de aceite de 14

campos del suroeste de Irán [29]. Las expresiones matemáticas son las

siguientes:

𝑃𝑐 = 36.02 × 𝑒𝑥𝑝(−0.01323𝑀𝑚) + 26.12 × 𝑒𝑥𝑝(−0.002561𝑀𝑚) (61)

𝑇𝑐 = 239.4 ln(𝑀𝑚) − 555.3 (62)

Donde Pc se obtiene en atm y Tc en temperatura Kelvin

Usualmente se recomiendan para hidrocarburos >C7

3.1.11 Correlaciones Twu

El método inicialmente correlaciona las propiedades de parafinas normales como

referencia. Los valores calculados fueron después ajustados para fracciones del

petróleo usando la diferencia entre gravedad específica de la fracción de

hidrocarburo y las parafinas normales con la misma temperatura de ebullición

como parámetro de corrección [26]. Las ecuaciones son las siguientes:

𝑇𝑐 = 768.071 + 1.7134(𝑇𝑏 − 459.67) − 0.10834 × 10−2(𝑇𝑏 − 459.67)2 +

0.3889 × 10−6(𝑇𝑏 − 459.67)3 − 0.89213 × 10−2(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼 +

0.53095 × 10−5(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼 + 0.32712 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼2 (63)

log 𝑃𝑐 = 2.829 + 0.9412 × 10−3(𝑇𝑏 − 459.67) − 0.30475 × 10−5(𝑇𝑏 − 459.67)2 +

0.15184 × 10−8(𝑇𝑏 − 459.67)3 − 0.20876 × 10−4(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼 +

0.11048 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼 − 0.4827 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼2 +

0.1395 × 10−9(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼2 (64)

IPN ESIQIE

40

Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Rankine, Tb es la temperatura

promedio medio (MeABP) en las mismas unidades y Pc es la presión

pseudocrítica en psia. También se utiliza la gravedad API como parámetro de

entrada.

3.2 Correlaciones para estimar temperatura pseudocrítica

Estas correlaciones reportadas son para estimar únicamente las temperaturas

pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se describen cada

una de dichas correlaciones.

3.2.1 Correlación Eaton – Porter

Es una ecuación empírica para calcular las temperaturas pseudocríticas de

petróleos, fue propuesta a partir de los valores obtenidos durante el desarrollo del

trabajo de Eaton y Porter junto con los datos de compuestos puros conseguidos

de varias fuentes en la literatura [30].

La ecuación desarrollada se muestra a continuación:

𝑇𝑐 = 180 + 1.75𝑎 − 0.00088𝑎2 (65)

Donde:

𝑎 = (𝑇𝑏 + 100)(𝑠𝑔) (66)

Tc = temperatura pseudocrítica, °F

Tb = temperatura de ebullición al 50% (destilación ASTM), °F


IPN ESIQIE

41

3.2.2 Correlación Cavett

La correlación de Cavett se reportó para estimar la temperatura pseudocrítica y es

la siguiente [31]:

𝑇𝑐 = 768.07121 + 1.7133693𝑇𝑏 − 0.10834003 × 10−2𝑇𝑏2 − 0.89212579 × 10−2(𝐴𝑃𝐼)𝑇𝑏 +

0.38890584 × 10−6𝑇𝑏3 + 0.53094920 × 10−5(𝐴𝑃𝐼)𝑇𝑏2 +

0.32711600 × 10−7(𝐴𝑃𝐼2)𝑇𝑏2 (67)

Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Rankine (R), Tb es la temperatura

media volumétrica (VABP) en °F. La gravedad API también es utilizada.

3.2.3 Correlación Lee – Kesler

Otra correlación de Kesler y Lee es reportada en la siguiente ecuación [31]:

𝑇𝑐 = 341.7 + 811𝑠𝑔 + (0.4244 + 0.1174𝑠𝑔)𝑇𝑏 + (0.4669 − 3.2623𝑠𝑔) ×105

𝑇𝑏 (68)

Donde Tc es la temperatura pseudocrítica, Tb es la temperatura media volumétrica

(VABP) ambas en Rankine y sg es la gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó

60°F/60°F.

3.2.4 Correlación Riazi – Daubert

La siguiente correlación es reportada por Riazi y Daubert para estimar la

temperatura pseudocrítica [31]:

𝑇𝑐 = 24.2787𝑇𝑏0.58848𝑠𝑔0.3596 (69)

IPN ESIQIE

42

Donde Tc y Tb están en Rankine y corresponden a la temperatura pseudocrítica y

la temperatura media volumétrica (VABP), respectivamente, sg es la gravedad

específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.

3.2.5 Correlación Brule

La correlación Brule para calcular la temperatura pseudocrítica es la siguiente [31]:

𝑇𝑐 = 429.138 + 0.886861𝑇𝑏 − 4.596433 × 10−4𝑇𝑏2 − 2.410089 × 10−3𝐴𝑃𝐼 × 𝑇𝑏 +

1.630489 × 10−7𝑇𝑏3 − 9.323778 × 10−7𝐴𝑃𝐼 × 𝑇𝑏2 − 1.430628 × 10−8𝐴𝑃𝐼2𝑇𝑏2 (70)

Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Kelvin, Tb es la temperatura media

volumétrica (VABP) en °F, además utiliza la gravedad API.

Las ecuaciones anteriores 67, 68, 69 y 70 están desarrolladas para fracciones del

petróleo.

Las correlaciones de Brule [31] y la correlación de Roess [32] son recomendadas

para predecir la Tc de manera satisfactoria para turbosinas, aunque también se

recomienda para otros derivados del petróleo.

3.2.6 Correlación de Roess

La ecuación de Roess se utiliza para calcular la temperatura pseudocrítica de una

fracción de petróleo. Se deben conocer o estimar la gravedad específica y la

temperatura media volumétrica (VABP) de la fracción [32].

La ecuación es la siguiente:

𝑇𝑐 = 186.16 + 1.6667∆ − 0.7127 × 10−3∆2 (71)

∆= (𝑠𝑔)(𝑉𝐴𝐵𝑃 + 100) (72)

IPN ESIQIE

43

Donde:

Tc = temperatura pseudocrítica, °F


VABP = temperatura media volumétrica, °F

Esta ecuación fue evaluada con fracciones del petróleo caracterizadas por el

intervalo de propiedades físicas mostradas en la Tabla 11 [32]:

Tabla 11. Intervalo de propiedades físicas para correlación de Roess [32].

Propiedad Intervalo

Temperatura pseudocrítica, °C 288 – 538 Presión pseudocrítica, kg/cm2 17.5 – 49

Gravedad específica a 15.56°C/15.56°C 0.660 – 0.975

Los errores en las temperaturas pseudocríticas calculadas son alrededor del 1%

usando este procedimiento. La máxima desviación esperada es de -5.56°C y si los

intervalos de las propiedades físicas citadas son excedidos, el error puede ser

grande.

3.2.7 Ecuación API

La ecuación (73) se usa para calcular la temperatura pseudocrítica de fracciones

del petróleo [32].

Con este propósito, se deben conocer o estimar la gravedad específica y la

temperatura promedio medio (MeABP), la ecuación es la siguiente:

𝑇𝑐 = 10.6443[exp(−5.1747 × 10−4𝑇𝑏 − 0.54444𝑠𝑔 + 3.5995 × 10−4𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]

× 𝑇𝑏0.81067𝑠𝑔0.53691 (73)

IPN ESIQIE

44

Donde:

Tc = temperatura pseudocrítica, R

Tb = temperatura promedio medio (MeABP), R


La ecuación (73) también puede expresarse en forma gráfica mostrada en la Figura 4 en términos del factor de caracterización de Watson (Kw) y de la gravedad API.

La ecuación (73) es válida sólo en el intervalo de propiedades mostradas en la

Tabla 12 [32]:

Tabla 12. Intervalo de propiedades físicas de ecuación API para Tc [32].

Propiedad Intervalo

Masa molecular 70 – 295 Temperatura de ebullición, °C 27 – 343

Gravedad API 6.6 – 95

3.3 Correlaciones para estimar presión pseudocrítica

Estas correlaciones reportadas son para estimar únicamente las presiones


una de dichas correlaciones.

3.3.1 Correlación Lee – Kesler

La ecuación de Kesler y Lee para presión pseudocrítica es la siguiente [26]:

𝑙𝑛 𝑃𝑐 = 8.3643 −0.0566

𝑠𝑔− (0.24244 +

2.2898

𝑠𝑔+

0.11857

𝑠𝑔2) × 10−3𝑇𝑏 +

(1.4685 +3.648

𝑠𝑔+

0.47227

𝑠𝑔2) × 10−7𝑇𝑏2 − (0.42019 +

1.6977

𝑠𝑔2) × 10−10𝑇𝑏3 (74)

IPN ESIQIE

45

Las unidades de temperatura y presión son Rankine y psia respectivamente, se

usa la temperatura promedio medio (MeABP) como temperatura de ebullición,

mientras que sg es la gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.

3.3.2 Ecuación API

La ecuación (75) calcula la presión pseudocrítica de fracciones del petróleo. La

gravedad específica y la temperatura promedio medio (MeABP) deben conocerse

o estimarse [32]. La ecuación es la siguiente:

𝑃𝑐 = 6.162 × 106[exp (−4.725 × 10−3𝑇𝑏 − 4.8014𝑠𝑔

+3.1939 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]𝑇𝑏−0.4844𝑠𝑔4.0846 (75)

Donde:

Pc = presión pseudocrítica, psia

Tb = temperatura promedio medio (MeABP), R


La ecuación (75) también se muestra en la Figura 7 en términos del factor de

caracterización de Watson y de la gravedad API y es válida también en el mismo

intervalo de valores de propiedades de la Tabla 12 [32]:

IPN ESIQIE

46

3.4 Procedimientos gráficos para estimar temperatura y presión

pseudocrítica

Estas graficas reportadas en la literatura son para estimar las temperaturas y

presiones pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se

describen las gráficas correspondientes.

3.4.1 Gráfica de Nelson

La Figura 2 puede ser usada para estimar la temperatura y presión pseudocríticas

de hidrocarburos con altas temperaturas de ebullición o intervalo de fracciones

amplias, al igual que la Figura 5 [33].

Figura 2. Presiones y temperaturas pseudocríticas de fracciones del petróleo e

hidrocarburos [33].

IPN ESIQIE

47

3.5 Procedimientos gráficos para estimar temperatura pseudocrítica

Estas gráficas reportadas son para estimar únicamente las temperaturas


una de dichas gráficas.

3.5.1 Gráfica Eaton – Porter

Para el método Eaton – Porter en forma gráfica se usa la Figura 3 [30], que

permite determinar la temperatura pseudocrítica directamente si son conocidas la

gravedad específica y la temperatura al 50% de la destilación ASTM [30].

Figura 3. Gráfica para temperatura pseudocrítica de petróleos [30].

IPN ESIQIE

48

3.5.2 Gráfica API

Esta gráfica se utiliza para estimar la temperatura pseudocrítica de fracciones del

petróleo y para usarla se deben calcular el factor de caracterización de Watson y

la gravedad API. La temperatura pseudocrítica se obtiene en Rankine [32].

Figura 4. Gráfica para temperaturas pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].

IPN ESIQIE

49

3.5.3 Gráfica de Nelson

La Figura 5 puede ser usada para estimar la temperatura pseudocrítica de

hidrocarburos con altas de ebullición o intervalo de fracciones amplias [33].

Nótese que si dos propiedades son conocidas, todas las demás pueden ser

estimadas.

Figura 5. Masas moleculares, temperaturas pseudocríticas, factores de caracterización y

gravedad API de fracciones del petróleo [33].

IPN ESIQIE

50

3.6 Procedimientos gráficos para estimar presión pseudocrítica

Estas gráficas son para estimar únicamente las presiones pseudocríticas para el

petróleo o sus productos, a continuación se describen cada una de dichas

gráficas.

3.6.1 Gráfica API

La presión pseudocrítica de una fracción de petróleo es estimada de la Figura 6, la

cual relaciona la presión pseudocrítica de fracciones derivadas del petróleo con la

pendiente ASTM, la temperatura media volumétrica ASTM en °F y la gravedad API

de la fracción.

Este método fue evaluado con datos de fracciones caracterizadas dentro del

siguiente intervalo de propiedades físicas [32]:

Tabla 13. Intervalo de propiedades físicas para gráfica API [32].

Propiedad Intervalo

Temperatura pseudocrítica, °C 288 – 538 Presión pseudocrítica, kg/cm2 3.5 – 49

Gravedad específica a 15.56°C/15.56°C 0.660 – 0.975

Los errores en el cálculo de las presiones pseudocríticas son de alrededor del 3%

(±16 psia) usando este método. La máxima desviación esperada es de 60 psia.

Se requieren los siguientes datos como parámetros de entrada:

Temperatura media volumétrica (VABP) en °F

Gravedad API

Pendiente ASTM

La presión pseudocrítica se obtiene en psia.

IPN ESIQIE

51

Figura 6. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].

IPN ESIQIE

52

3.6.2 Gráfica API (2)

La Figura 7 sirve para la estimación de presiones pseudocríticas de fracciones del

petróleo utilizando la gravedad API y el factor de caracterización de Watson para

su uso. Las líneas punteadas representan valores extrapolados y deben usarse

con precaución. La presión pseudocrítica se obtiene en psia [32].

Figura 7. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].

IPN ESIQIE

53

Capítulo 4

Desarrollo experimental

Con el fin de analizar las correlaciones descritas en el capítulo 3 con datos

experimentales, se muestrearon y caracterizaron diferentes tipos de hidrocarburos

procedentes de algunas de las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX).

4.1 Muestreo y caracterización de corrientes de hidrocarburos

Las corrientes de hidrocarburos muestreadas fueron naftas, gasolinas, querosinas,

gasóleo ligero primario y combustible diesel. Estas muestras se caracterizaron

para determinar la densidad, gravedad específica, gravedad API, contenido de

azufre y curva de destilación, empleando los métodos estandarizados siguientes:

Densidad: ASTM D4052

Gravedad API: ASTM D287

Azufre: ASTM D4294

Destilación atmosférica: ASTM D86

4.1.1 Densidad ASTM D4052

La densidad absoluta se midió a temperatura ambiente, sin embargo, se convirtió

a densidades relativas 15.56°C/15.56°C y 20°C/4°C, usando el procedimiento que

se reporta en la literatura [32]. La gravedad API se calculó con base en la

gravedad específica.

Así mismo, es importante señalar que las densidades tomadas para las muestras

de Magna 1, Diesel 1 y Diesel 2 se llevaron a cabo en un viscosímetro a la

temperatura deseada y solamente se modificó la temperatura a 15.56°C para

convertirla a gravedad específica.

Es conveniente mencionar que el peso específico 20/4ºC también fue usada con

algunas correlaciones matemáticas para la estimación de estas propiedades

pseudocríticas.

IPN ESIQIE

54

4.1.2 Azufre ASTM D4294

El contenido de azufre se determinó con un equipo que emplea la técnica de rayos

X dispersiva. Este equipo arroja resultados confiables a una concentración >50

ppm. Esta propiedad solamente se determinó para conocer la calidad de las

corrientes, ya que no se considera en los cálculos de propiedades pseudocríticas

con las correlaciones matemáticas.

4.1.3 Destilación ASTM D86

Las curvas de destilación obtenidas por el método ASTM D86 son confiables y

esto representa que se cuente con una buena base de datos para utilizarlos como

parámetros de entrada en las distintas correlaciones y modelos para temperatura

pseudocrítica (Tc) y presión pseudocrítica (Pc). Con la curva de destilación de

cada hidrocarburo se calcularon las temperaturas promedio de ebullición de

acuerdo con el segundo método de cálculo descrito en el capítulo 2.

4.2 Propiedades de corrientes de hidrocarburos

Los resultados de la caracterización de gasolinas se muestran en la Tabla 14 y de

los gasóleos ligeros primarios o combustible diesel se observan en la Tabla 15.

Se observa que conforme la fracción es más pesada (de gasolina a gasóleo ligero

primario) la densidad aumenta y también se incrementa las temperaturas iniciales

y finales de ebullición debido a la diferente composición de los hidrocarburos, ya

que entre más pesado es el corte es mayor el número de carbonos.

Adicionalmente al aumentar las temperaturas de ebullición se incrementa el

contenido de azufre. La mayoría de los hidrocarburos hidrodesulfurados cumplen

con las especificaciones de combustibles para su comercialización reportados en

la Norma Oficial de Emergencia, NOM–EM–005–CRE–2015 “Especificaciones de

calidad de los petrolíferos” [32].

Los resultados también muestran que las naftas y gasolinas tienen mayor

gravedad API con respecto a los gasóleos ligeros primarios. Mientras menor es la

densidad de un hidrocarburo mayor será su gravedad API y por lo tanto, la

muestra es más ligera debido a la relación existente entre estas dos propiedades

que resultan ser inversamente proporcionales conforme a la ecuación (16) del

capítulo 2.

IPN ESIQIE

55

Tabla 14. Resultados de caracterización de gasolinas y querosinas.

Propiedades Muestra Nafta 1

Muestra Nafta 2

Muestra Nafta 3

Muestra Magna 1

Muestra Querosina 1

Muestra Querosina 2

Muestra Querosina 3

Densidad experimental, g/cm3

0.7401 0.7401 0.7448 0.7648

0.8316 0.8163 0.8286

Temperatura de prueba de la densidad, ºC

22.9 23.0 23.3 15.56 22.3 23.3 23.4

Peso específico 20/4°C 0.7425 0.7426 0.7476 0.7608 0.8333 0.8188 0.8311

Gravedad específica, sg

0.7460

0.7461

0.7511

0.7655

0.8363

0.8218

0.8341

Gravedad API

58.18

58.15

56.89

53.35

37.70

40.68

38.14

Curva de destilación, °C 0%vol. 5%vol.

10%vol. 20%vol. 30%vol. 40%vol. 50%vol. 60%vol. 70%vol. 80%vol. 90%vol. 95%vol.

100%vol.

86.7 103.0 107.0 112.3 117.4 122.4 127.8 133.5 141.9 150.6 162.3 173.9 190.8

92.3 103.5 105.9 110.3 114.6 119.6 125.6 131.9 140.8 150.1 162.4 173.4 189.8

101.9 110.6 112.8 116.7 120.8 125.5 131.1 137.3 144.0 151.0 159.9 166.5 177.8

30.7 42.1 47.5 57.7 68.1 80.0 94.3

112.4 132.4 152.9 179.8 218.9 228.3

231.4 242.7 245.5 249.1 252.5 255.7 258.9 262.2 266.1 271.6 281.7 294.9 318.2

189.7 212.4 218.3 224.8 229.9 234.1 238.3 242.6 247.5 253.6 262.1 269.7 277.9

46.9 225.0 236.8 248.4 255.0 260.2 264.6 268.7 273.6 279.7 289.7 299.8 313.7

Azufre, %peso 0.0175 0.0170 0.0166 0.0215 0.8064 0.5311 0.0166

IPN ESIQIE

56

Tabla 15. Resultados de caracterización de combustible diesel y gasóleo ligero primario.

Propiedades Muestra Diesel 1

Muestra Diesel 2

Muestra Diesel 3

Muestra GLP 1

Muestra GLP 2

Muestra GLP 3

Densidad experimental, g/cm3

0.8317 0.8370

0.8178 0.8420 0.8543 0.8595

Temperatura de prueba de la densidad, ºC

23.4 15.56 15.56 23.1 22.9 22.7

Peso específico 20/4°C

0.8342

0.8338

0.8146

0.8442

0.8563

0.8614

Gravedad específica, sg

0.8372

0.8377

0.8185

0.8472

0.8592

0.8643

Gravedad API

37.52

37.41

41.38

35.52

33.19

32.22

Curva de destilación, °C

0%vol. 5%vol.

10%vol. 20%vol. 30%vol. 40%vol. 50%vol. 60%vol. 70%vol. 80%vol. 90%vol. 95%vol.

100%vol.

190.8 211.8 218.4 230.1 242.3 253.6 265.0 278.0 292.2 309.1 331.8 351.9 365.3

197.6 222.4 232.1 246.0 257.1 265.6 273.9 282.4 292.5 306.3 328.0 346.3 360.7

164.7 180.1 185.2 194.8 207.6 222.9 241.0 259.5 277.1 295.0 317.9 336.0 351.7

183.0 245.9 262.5 279.5 290.6 300.0 308.9 317.5 326.6 336.9 351.5 369.0 371.4

248.0 270.4 278.7 288.1 295.6 302.1 308.9 316.0 324.4 334.7 351.8 368.2 377.3

241.6 270.9 279.2 287.1 292.9 298.6 304.0 309.5 315.6 322.4 331.7 339.5 344.8

Azufre, %peso 0.0184 0.0188 0.0179 0.0765 1.1966 1.9460

IPN ESIQIE

57

4.3 Comportamiento de las curvas de destilación de los hidrocarburos caracterizados En las Figuras 8 a 11 se reportan las curvas de destilación de cada uno de los

hidrocarburos caracterizados. La temperatura que se reporta es la atmosférica

equivalente, y por lo tanto, se encuentra corregida a la presión de 760 mmHg. Se

observa que todas las curvas de destilación presentan el comportamiento típico,

es decir, la temperatura no es constante debido a que un hidrocarburo está

constituido de muchos componentes y estos ebullen a distintas temperaturas y por

tal motivo se obtiene una curva de destilación y no una línea recta como en el

caso de un compuesto puro.

En la Figura 8 se reportan las curvas de destilación para las naftas y gasolinas,

donde se observa que las naftas 1, 2 y 3 tienen similares temperaturas iniciales y

finales de ebullición (TIE, TFE), mientras que la Magna 1 tiene un comportamiento

diferente, ya que se trata de una gasolina comercial, la cual se encuentra

formulada de diferentes corrientes de gasolinas.

En la Figura 9 se muestran las curvas de destilación para las querosinas, en

donde se observa que las muestras 1 y 2 presentan temperaturas iniciales y

finales de ebullición distintas, la muestra de querosina 3 presenta una temperatura

de ebullición muy baja, esto indica que contiene una cantidad de fracción ligera

como podría ser nafta o turbosina.

En la Figura 10 se muestran las curvas de destilación de los combustibles diesel y

se observa que las muestras 1 y 2 presentan temperaturas iniciales y finales de

ebullición muy similares mientras que la muestra 3 tiene TIE y TFE diferentes a las

anteriores, sin embargo, se encuentra dentro del intervalo de temperatura de

ebullición de los combustibles diesel.

La Figura 11 muestra las curvas de destilación de los gasóleos ligeros primarios y

se observa que las temperaturas iniciales y finales son similares para las muestras

2 y 3, mientras que la muestra 1 tiene una TIE ligeramente menor, sin embargo,

estas muestras tienen el intervalo de ebullición típicos de los gasóleos ligeros

primarios.

IPN ESIQIE

58

Figura 8. Curvas de destilación de naftas y gasolina Magna.

Figura 9. Curvas de destilación de las querosinas.

0

50

100

150

200

250

0 20 40 60 80 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C

% volumen destilado

Nafta 1

Nafta 2

Nafta 3

Magna 1

0

50

100

150

200

250

300

350

0 20 40 60 80 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C

% volumen destilado

Querosina 1

Querosina 2

Querosina 3

IPN ESIQIE

59

Figura 10. Curvas de destilación de los combustibles diesel.

Figura 11. Curva de destilación de los gasóleos ligeros primarios.

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C

% volumen destilado

Diesel 1

Diesel 2

Diesel 3

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C

% volumen destilado

GLP 1

GLP 2

GLP 3

IPN ESIQIE

60

Capítulo 5

Análisis de resultados

En este capítulo se discuten los resultados obtenidos de la caracterización de los

distintos derivados del petróleo (naftas, gasolinas, querosinas, diesel y gasóleo

ligero primario) muestreados en distintas plantas de refinación del México. Así

también se discuten las propiedades calculadas en un programa desarrollado en

Excel y de las propiedades pseudocríticas (Tc y Pc) de todas las correlaciones

reportadas en literatura y descritas en el capítulo 3.

Entre las distintas propiedades que se analizaron están el contenido de azufre, la

densidad determinada a temperatura ambiente y que posteriormente se convirtió a

peso específico 20ºC/4ºC y 15.56ºC/15.56ºC (gravedad específica) por el método

de coeficientes de expansión. Con el método ASTM D287 se calculó la gravedad

API y con el método ASTM D86 se determinó experimentalmente la curva de

destilación de cada muestra de hidrocarburo y con ésta se calcularon las

temperaturas promedio de ebullición.

Para la estimación de los valores de temperatura y presión pseudocríticas de los

productos del petróleo se utilizaron tanto los datos obtenidos en el laboratorio de

caracterización (temperaturas de ebullición, densidad) como las que fueron

calculadas (gravedad específica, gravedad API, temperaturas promedio de

ebullición masa molecular, etc.). Estos datos fueron introducidos en las distintas

correlaciones y ecuaciones para calcular la temperatura pseudocrítica y la presión

pseudocrítica para cada muestra de los distintos derivados del petróleo.

5.1 Resultados experimentales de la caracterización

Después de caracterización de las muestras de derivados del petróleo por medio

de los métodos ASTM correspondientes y aplicables a los distintos cortes del

petróleo, se obtuvieron resultados verdaderos, congruentes y confiables. A

continuación se describen las propiedades físicas indispensables para la

estimación de las propiedades pseudocríticas.

IPN ESIQIE

61

5.1.1 Densidad

Esta propiedad fue analizada para cada muestra de hidrocarburos mediante el

método ASTM D4052, aunque también se disponen de los siguientes: ASTM

D1298 y ASTM D70. Tanto el método ASTM D4052 como el ASTM D1298

permiten medir experimentalmente la densidad y con esta propiedad se puede

calcular la gravedad específica (sg) y la gravedad API.

Para la estimación de propiedades pseudocríticas de los derivados del petróleo

caracterizados, la densidad absoluta no es usada como un parámetro de entrada

importante en las distintas correlaciones reportadas en literatura para estimar

estas propiedades pseudocríticas, excepto para las correlaciones de Vetere que

corresponden a las ecuaciones 57 y 58 del capítulo 3, en donde se utiliza el peso

específico 20/4°C como dato de entrada para realizar los cálculos de temperatura

y presión pseudocríticas.

La densidad absoluta a temperatura ambiente que se reportaron en las Tablas 14

y 15 es utilizada como base para calcular la densidad 20/4ºC y la gravedad

específica (15.56°C/15.56°C) mediante el método de coeficientes de expansión.

De acuerdo con lo reportado en la Norma Oficial de Emergencia, NOM–EM–005–

CRE–2015 “Especificaciones de calidad de los petrolíferos” [13] y a los datos

reportados por D. Chávez [20], las densidades de las muestras caracterizadas se

encuentran dentro de los parámetros establecidos en dichas referencias.

Se puede observar que las densidades de las muestras aumentan conforme el

corte se hace más pesado.

5.1.2 Gravedad específica

La gravedad específica es una propiedad física muy importante utilizada dentro de

la caracterización del petróleo y de sus derivados, estableciendo intervalos de esta

propiedad para clasificarlos y poder conocer la composición aproximada de

familias de hidrocarburos (parafinas, olefinas, naftenos y aromáticos), además de

que es una propiedad aún más importante y utilizada que la densidad absoluta.

Esta propiedad es calculada a partir de la densidad absoluta experimental

mediante el método de coeficientes de expansión. Sin embargo, también puede

utilizarse la ecuación 17 [22] si la gravedad API es conocida.

IPN ESIQIE

62

Esta propiedad es utilizada como dato de entrada en la mayoría de las

correlaciones para la estimación de propiedades pseudocríticas. Las correlaciones

que utilizan esta propiedad son las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi

Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4, Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil,

Tsonopoulos, Eaton Porter, Lee Kelser para Tc, Riazi Daubert para Tc, la ecuación

de Roess, la ecuación API para Tc y las ecuaciones de Lee Kesler y API para Pc.

La densidad absoluta, el peso específico 20/4°C y la gravedad específica

aumentan de hidrocarburos ligeros a pesados, mientras que la gravedad API

disminuye en el mismo orden para los muestras de hidrocarburos, esto debido a la

relación que existe entre la gravedad API y la gravedad específica mostrada en la

ecuación 17 [22] y en la cual se observa que esta propiedad es inversamente

proporcional a la gravedad específica (sg).

5.1.3 Curva de destilación

Una de las propiedades físicas más importantes dentro de la caracterización de

petróleos y de sus derivados es la destilación, la cual puede llevarse a cabo por

los métodos ASTM D86, ASTM D2892, ASTM D1160, ASTM D5236, ASTM D7344

y ASTM D7345.

Por el tipo de muestras, que se consideran ligeras, en este trabajo de tesis la

destilación fue llevada a cabo por el método ASTM D86.

Este método es el más confiable y adecuado para estas muestras, ya que van de

ligeros a intermedios, con poca o mínima cantidad de impurezas. El equipo con el

que se llevaron a cabo las destilaciones realiza la prueba a temperatura

atmosférica y de manera automática hace la corrección a temperatura atmosférica

equivalente (TAE) para cada temperatura correspondiente al porciento destilado

que se esté obteniendo, además de que proporciona la correspondiente curva de

destilación corregida para cada muestra.

IPN ESIQIE

63

Esta curva de destilación así como las respectivas temperaturas obtenidas

durante la prueba en cada porciento de destilado son de vital importancia para el

cálculo de las temperaturas promedio de ebullición (VABP: temperatura media

volumétrica, WABP: temperatura media gravimétrica, MABP: temperatura media

molar, CABP: temperatura media volumétrica cúbica y MeABP: temperatura

promedio medio) las cuales a su vez son parámetros de entrada esenciales para

el desarrollo del cálculo de las temperaturas y presiones pseudocríticas.

De acuerdo con la destilación ASTM D86, las muestras caracterizadas presentan

el siguiente intervalo de temperaturas iniciales y finales de ebullición:

5.1.3.1 Temperaturas de ebullición de naftas y gasolina

Las temperaturas iniciales de ebullición están en el intervalo de 86ºC – 102ºC,

mientras que las temperaturas finales están dentro del intervalo de 177ºC – 191ºC.

Por otro lado la gasolina Magna presenta una temperatura inicial menor de

ebullición con 30ºC y una temperatura final de 228ºC, aproximadamente.

5.1.3.2 Temperaturas de ebullición de querosina y diesel

Las muestras de querosina presentan temperaturas iniciales de ebullición entre

189°C – 232°C para las muestras de querosina 1 y 2, mientras que la muestra de

querosina 3 presenta una temperatura inicial de ebullición de 46.9°C debido a que

posiblemente en la destilación industrial se haya contaminado con fracción más

ligera. Considerando las tres muestras analizadas de querosinas, las temperaturas

finales de ebullición son de 278°C – 318°C.

Por otro lado, el diesel presenta temperaturas iniciales de ebullición de

164°C – 198°C y finales de 351°C – 365°C, aproximadamente.

5.1.3.3 Temperaturas de ebullición de gasóleo ligero primario

Finalmente el gasóleo ligero primario presenta temperaturas iniciales de ebullición

en el intervalo de 241°C a 248°C para las muestras 1 y 2, la muestra de gasóleo 1

tiene temperatura inicial de ebullición de 183°C. Las temperaturas finales de

ebullición se encuentran en el intervalo aproximado de 344°C a 377°C.

IPN ESIQIE

64

5.2 Desarrollo del programa

Se desarrolló un programa de cómputo en Office Excel, que permite calcular las

propiedades pseudocríticas, temperaturas promedio usando el método de la

pendiente SL, la gravedad API, los factores de caracterización así como la masa

molecular.

Para que el programa pueda realizar esta serie de cálculos se deben introducir las

temperaturas de ebullición obtenidas de la destilación ASTM D86 en Celsius, la

gravedad específica “sg”, así como el peso específico a 20/4ºC.

Para calcular las temperaturas y las presiones pseudocríticas, se programaron

todas las correlaciones de literatura mostradas en el capítulo 3 utilizando las

propiedades físicas necesarias. Los resultados de cada correlación y cada modelo

son obtenidos en diferentes unidades de temperatura y presión, por lo que para

homogenizar las unidades se hace la conversión correspondiente a temperaturas

Rankine (R), Kelvin (K), ºF (Fahrenheit) y ºC (Celsius) y de presión en psia, bar,

kg/cm2 y atm. En las Figuras 12 a 15 se muestran las imágenes de pantalla de los

cálculos que realiza el programa de cómputo desarrollado.

5.2.1 Temperaturas promedio

Con las ecuaciones 6 a la 12 se calculan las temperaturas promedio, para las

cuales se introducen las temperaturas al 10%, 30%, 50%, 70% y 90% volumen de

destilado en Celsius. Se calcula primero la temperatura media volumétrica (VABP),

que sirve como base para calcular las demás temperaturas promedio.

Estas temperaturas promedio se muestran tanto en temperaturas absolutas

(Rankine y Kelvin) como relativas (Celsius y Fahrenheit) y forman parte del

conjunto de datos que se utilizan con las correlaciones de las propiedades

pseudocríticas.

Es importante señalar que la temperatura más usada es la temperatura promedio

medio (MeABP), ya que algunas correlaciones no especifican que temperatura de

ebullición debe ser manejada para llevar a cabo el cálculo de las propiedades

pseudocríticas; esta temperatura es confiable porque es el promedio aritmético de

la temperatura media molar (MABP) y de la temperatura media volumétrica cúbica

(CABP). Las cinco temperaturas promedio de cada muestra se enlistan en la Tabla

16 en las cuatro escalas de temperatura (°C, °F, K, R).

IPN ESIQIE

65

Figura 12. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de las temperaturas promedio,

masa molecular y factor de caracterización.

Figura 13. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades


IPN ESIQIE

66

Figura 14. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades


Figura 15. Imagen del programa de cómputo en el resumen de los valores calculados de

las propiedades pseudocríticas.

IPN ESIQIE

67

Tabla 16. Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados.

Muestra VABP WABP MABP

ºC ºF K R ºC ºF K R ºC ºF K R

Nafta 1 131.28 268.30 404.43 727.97 132.71 270.88 405.86 730.55 125.10 257.19 398.25 716.86

Nafta 2 129.86 265.75 403.01 725.42 131.34 268.41 404.49 728.08 123.52 254.34 396.67 714.01

Nafta 3 133.72 272.70 406.87 732.37 134.90 274.82 408.05 734.49 128.53 263.36 401.68 723.03

Magna 1 104.42 219.96 377.57 679.63 109.40 228.92 382.55 688.59 84.96 184.92 358.11 644.59

Querosina 1 260.94 501.69 534.09 961.36 261.53 502.76 534.68 962.43 257.58 495.64 530.73 955.31

Querosina 2 239.22 462.60 512.37 922.27 240.00 464.00 513.15 923.67 235.06 455.11 508.21 914.78

Querosina 3 263.94 507.09 537.09 966.76 264.84 508.71 537.99 968.38 259.03 498.25 532.18 957.92

Diesel 1 269.94 517.89 543.09 977.56 272.29 522.12 545.44 981.79 257.54 495.57 530.69 955.24

Diesel 2 276.72 530.10 549.87 989.77 278.55 533.39 551.70 993.06 266.91 512.44 540.06 972.11

Diesel 3 245.76 474.37 518.91 934.04 248.91 480.04 522.06 939.71 229.78 445.60 502.93 905.27

GLP 1 308.02 586.44 581.17 1046.11 309.54 589.17 582.69 1048.84 299.44 570.99 572.59 1030.66

GLP 2 311.86 593.38 585.03 1053.05 313.05 595.48 586.20 1055.15 305.18 581.33 578.33 1041.00

GLP 3 304.68 580.42 577.83 1040.09 305.48 581.86 578.63 1041.53 300.04 572.07 573.19 1031.74

IPN ESIQIE

68

Tabla 16 (continuación). Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados.

Muestra CABP MeABP

ºC ºF K R ºC ºF K R

Nafta 1 129.71 265.48 402.86 725.15 127.38 261.28 400.53 720.95

Nafta 2 128.25 262.86 401.40 722.53 125.86 258.54 399.01 718.21

Nafta 3 132.37 270.27 405.52 729.94 130.43 266.78 403.58 726.45

Magna 1 99.81 211.66 372.96 671.33 92.29 198.13 365.44 657.80

Querosina 1 260.13 500.23 533.28 959.90 258.83 497.90 531.98 957.57

Querosina 2 238.23 460.81 511.38 920.48 236.61 457.90 509.76 917.57

Querosina 3 262.82 505.08 535.97 964.75 260.88 501.58 534.03 961.25

Diesel 1 267.40 513.31 540.55 972.98 262.34 504.20 535.49 963.87

Diesel 2 274.68 526.43 547.83 986.10 270.69 519.23 543.84 978.90

Diesel 3 242.47 468.45 515.62 928.12 235.97 456.75 509.12 916.42

GLP 1 306.25 583.26 579.40 1042.93 302.75 576.95 575.90 1036.62

GLP 2 310.47 590.85 583.62 1050.52 307.75 585.96 580.90 1045.63

GLP 3 303.65 578.57 576.80 1038.24 301.80 575.24 574.95 1034.91

IPN ESIQIE

69

5.2.2 Masa molecular

Esta propiedad física es calculada mediante las correlaciones de la ecuación

cuadrática (ecuación 26) y de Riazi Daubert (ecuación 27) descritas en el capítulo

2 para hidrocarburos ligeros, aunque también se cuenta con el método ASTM

D2502, sin embargo, se utiliza para muestras de hidrocarburos pesados. Los

datos de entrada para la correlación de la ecuación cuadrática es el factor de

caracterización y la temperatura media volumétrica (VABP) de la muestra,

mientras que el segundo método utiliza la gravedad específica “sg” y la

temperatura promedio medio (MeABP).

La masa molecular obtenida por la correlación de Riazi Daubert es la que se utiliza

para aquellas correlaciones en las que es esta propiedad es requerida como dato

de entrada para el cálculo de Tc y Pc tales como las correlaciones de Riazi

Daubert, Vetere, Sancet y Mohamad.

En la Tabla 17 se muestran las masas moleculares de los derivados del petróleo

tanto por el método de la ecuación cuadrática como con el de Riazi y Daubert.

Como se observa, la masa molecular aumenta conforme el hidrocarburo se hace

más pesado. Se considera más preciso el dato de masa molecular obtenida por el

método Riazi-Daubert porque ha sido ha sido utilizado en otros trabajos con

resultados confiables [21,32].

Tabla 17. Masas moleculares de los derivados del petróleo caracterizados.

Muestra Ecuación cuadrática Riazi - Daubert

Nafta 1 119.21 115.50

Nafta 2 118.27 114.63

Nafta 3 120.28 117.07

Magna 1 100.38 95.91

Querosina 1 210.23 201.39

Querosina 2 192.73 184.64

Querosina 3 213.61 203.49

Diesel 1 218.25 204.32

Diesel 2 225.26 211.70

Diesel 3 198.74 184.52

GLP 1 256.60 240.74

GLP 2 257.26 243.63

GLP 3 247.84 236.67

IPN ESIQIE

70

5.3 Propiedades pseudocríticas: temperatura y presión

Se analizaron todas las correlaciones disponibles en la literatura para el cálculo de

las propiedades pseudocríticas y los resultados se discuten para cada producto

del petróleo.

En las Tablas 21 a la 33 del Anexo D se reportan los resultados de las

temperaturas y presiones pseudocríticas obtenidas en diferentes unidades para Tc

y Pc. Para temperaturas en Rankine (R), Kelvin (K), ºF (Fahrenheit) y ºC (Celsius)

y para presión en psia, bar, kg/cm2 y atm.

Cabe aclarar que en las Tablas 21 – 33 se aprecian varias correlaciones de Riazi

Daubert con un superíndice, estas corresponden a las siguientes ecuaciones del

capítulo 3:

Riazi Daubert1, ecuaciones 38 y 39





5.4 Propiedades pseudocríticas de naftas y gasolinas

Las naftas y gasolinas son derivados del petróleo y de los cortes denominados

ligeros obtenidos de la destilación del petróleo y refinación. Sus propiedades

físicas y químicas son importantes en cuestión de especificaciones, dada la alta

demanda que se tiene respecto a ellas. Se deben verificar que la calidad sea la

adecuada y la estipulada en normas nacionales e incluso extranjeras.

Para determinar las propiedades pseudocríticas, es decir, la temperatura

pseudocrítica y la presión pseudocrítica fue necesario contar con una buena base

de datos confiables, estos fueron proporcionados por la caracterización en el

laboratorio y se utilizaron como datos de entrada para cada correlación reportada.

Se obtuvo un promedio aritmético de las distintas temperaturas y presiones

pseudocríticas arrojadas por todas las correlaciones para Tc y Pc, reportados en el

capítulo 3. A partir de esto se establecieron los valores mínimos y máximos

obtenidos para cada muestra, con el fin de detectar aquellas correlaciones que se

alejan del valor promedio. Se obtuvo lo siguiente:

IPN ESIQIE

71

En la Tabla 21 se reportan las temperaturas pseudocríticas y las presiones

pseudocríticas calculadas con todas las correlaciones matemáticas de la muestra

Nafta 1, en donde se observa un valor promedio de la temperatura pseudocrítica

de 308.65ºC. Con la correlación de Sancet se obtiene una temperatura

pseudocrítica más baja (298.55ºC), mientras con la correlación de Brule se obtiene

el valor más alto (318.99ºC).

Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio fue de 26.82 atm, en donde con la

correlación de Sancet se obtuvo el valor más bajo (24.48 atm).

Para la muestra Nafta 2 los datos obtenidos son reportados en la Tabla 22, esta

muestra presenta el mismo comportamiento de la Nafta 1 en las propiedades

pseudocríticas calculadas con las correlaciones matemáticas y en específicas las

de Sancet y Brule. El valor promedio de la temperatura pseudocrítica es de 307.26

ºC, la mínima de 296.89ºC y la máxima de 317.78ºC.

Referente a la presión pseudocrítica se tiene un valor promedio de 27.03 atm y

una mínima de 24.60 que corresponde a la correlación de Sancet.

En la Tabla 23 se muestran los resultados de la muestra Nafta 3, la cual presenta

el mismo comportamiento para las Naftas 1 y 2 con un promedio de temperatura

pseudocrítica de 312.51ºC. La mínima fue 301.53ºC y la más alta de 322.18ºC con

las correlaciones de Sancet y Brule, respectivamente.

En cuanto a la presión pseudocrítica, se tiene un promedio de 26.76 atm. El valor

más bajo se obtiene con la ecuación de Sancet (24.26 atm).

En la Tabla 24 se reportan los resultados de la muestra Magna 1, observándose

un promedio de 280.99ºC de temperatura pseudocrítica, una mínima de 257.36ºC

y máxima de 297.90ºC con las correlaciones de Sancet y Brule, respectivamente.

Para la presión pseudocrítica, se tiene un valor promedio de 33.43 atm. Con la

correlación de Sancet se obtiene la presión pseudocrítica más baja (27.43 atm).

Con base en el análisis realizado para cada muestra de nafta o gasolina se tiene

lo siguiente:

Para la temperatura pseudocrítica de la Nafta 1, Nafta 2 y Nafta 3 los valores

repetitivos de 310, 308, 314 ºC, respectivamente, corresponden a las

correlaciones matemáticas siguientes: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi

Daubert3, Riazi Daubert4, Vetere, Mohamad, Eaton Porter, Cavett, Lee Kesler,

Riazi Daubert para Tc, Roess, y API para Tc.

IPN ESIQIE

72

Las correlaciones para gasolina Magna 1 con valores repetitivos de 276°C

aproximadamente en temperatura pseudocrítica son Riazi Daubert5, Lee – Kesler,

Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y Twu.

Son en general recomendables para su aplicación en los cálculos de temperatura

pseudocrítica de naftas y gasolinas. Las mínimas diferencias entre los valores de

estos tipos de muestras puede deberse a que algunas no tienen tratamiento y

otras están hidrodesulfuradas, sin embargo, los resultados no se alejan en

grandes diferencias unos de los otros. Por otro lado, las correlaciones menos

recomendadas son: Sancet (valor mínimo) y Brule (valor máximo) porque sus

valores no repiten con las otras correlaciones.

Con respecto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para la Nafta 1,

Nafta 2, Nafta 3 y Magna 1 son de 26, 27, 26 y 33 atm, respectivamente, y

corresponden a todas las correlaciones, excepto la de Sancet, por lo tanto, todas

las demás correlaciones son confiables para el cálculo de esta propiedad.

5.5 Propiedades pseudocríticas de querosinas

Fueron analizadas tres muestras de querosinas y los datos obtenidos son

reportados y discutidos en esta sección. Se describen en primer lugar la

repetibilidad de las correlaciones para ser aplicadas a las querosinas y después

los valores promedio, mínimo y máximo de cada una.

Entonces, con base en los resultados obtenidos y mostrados en las Tablas 25, 26

y 27 se tiene lo siguiente:

Para las temperaturas pseudocríticas de la muestras de querosina 1, querosina 2

y querosina 3 los valores que repiten son de aproximadamente 445, 425 y 444ºC,

respectivamente, y corresponden a las siguientes correlaciones matemáticas:

Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett,

Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton Porter, Cavett, Riazi Daubert, Brule y

API para Tc. Por lo tanto, son recomendables para ser aplicadas en los cálculos

de temperaturas pseudocríticas de querosinas porque presentan mínimas

diferencias entre los valores obtenidos de cada muestra, lo cual no representa un

error alto y los resultados no se alejan en grandes diferencias unos de los otros.

IPN ESIQIE

73

Sin embargo, las correlaciones menos recomendadas son: Sancet (valor mínimo)

y Riazi Daubert4 (valor máximo) porque sus valores se alejan de aquellos que son

más repetitivos, con diferencias considerables respecto de las correlaciones más

confiables.

En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para las querosina 1

es de 19 atm y para las muestras 2 y 3 son de 18 atm, y corresponden a la

mayoría de las correlaciones, por lo tanto, dichas correlaciones se consideran

confiables.

Mientras que la correlación de Sancet es la que da el valor más bajo, al igual que

las naftas y gasolinas, y se considera la menos confiable de utilizar para el cálculo

de la presión pseudocrítica.

En relación con los valores promedio más bajos y altos de las temperaturas y las

presiones pseudocríticas de la Tabla 25 se discute lo siguiente:

Para la muestra de querosina 1, el valor promedio de la temperatura pseudocrítica

fue de 444.49ºC. La correlación de Sancet proporciona el valor más bajo con

420.30°C y la correlación de Riazi Daubert4 la temperatura más alta con 454.10°C.

En cuanto a la presión pseudocrítica, el promedio es de 18.16 atm con una mínima

de 15.59 atm con la correlación de Sancet.

En la Tabla 26 se reportan los datos de las propiedades pseudocríticas de la

muestra de querosina 2. Se obtuvo un valor promedio de 422.56ºC en temperatura

pseudocrítica. Esta muestra presenta un comportamiento similar al de la querosina

1 porque la correlación de Sancet muestra la temperatura pseudocrítica más baja

con 401.41 atm y la correlación de Riazi Daubert4 reporta la temperatura más alta

con 430.29 atm.

Por otro lado, en la presión pseudocrítica se tiene un valor promedio de 19.35 atm,

una mínima de 16.91 atm con la correlación de Sancet.

En la Tabla 27 son reportados los datos de temperatura y presión pseudocrítica de

la querosina 3 con un valor promedio de 445.90ºC para la temperatura

pseudocrítica, una mínima de 422.56°C y una máxima de 455.13°C. El

comportamiento es similar a las querosinas 1 y 2 con las correlaciones de Sancet

y Riazi Daubert4.

IPN ESIQIE

74

Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio es de 17.87 atm, el valor más

bajo fue de 15.44 atm con la correlación de Sancet y esta misma no repite con los

valores calculados con las otras correlaciones, por consiguiente para calcular la

presión pseudocrítica se pueden usar todas las ecuaciones analizadas, excepto la

correlación de Sancet.

El comportamiento tanto en los valores de la temperatura pseudocrítica y presión

pseudocrítica es el mismo para las tres muestras de querosinas estudiadas

utilizando todas las correlaciones matemáticas, ya que los valores repetidos o

valores mínimos y máximos calculados corresponden a las mismas correlaciones

aplicadas.

5.6 Propiedades pseudocríticas de combustible diesel

Se analizaron 3 muestras de diesel (una de estas es diesel ultra bajo azufre o

diesel UBA). En las Tablas 28, 29 y 30 se reportan los resultados obtenidos para

cada muestra así como aquellas correlaciones que son más repetitivas y

confiables de usar para el cálculo de las correspondientes propiedades

pseudocríticas.

Para las temperaturas pseudocríticas de las muestras de diesel 1, 2 y 3 los valores

que repiten en su mayoría son 449, 455 y 421ºC, respectivamente, y

corresponden a las correlaciones matemáticas de Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,

Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu así como Lee Kesler para Tc. Se

recomiendan porque los valores arrojados por estas ecuaciones o métodos son

repetibles y los datos presentan un comportamiento similar entre ellos.

Estos valores presentan mínimas diferencias entre los resultados obtenidos para

cada muestra, lo cual no representa una variación significativa y los datos no se

alejan diferencias significativas unos de otros. Por otro lado, las correlaciones

menos recomendadas son los de Sancet (valor mínimo), Riazi Daubert4 y Roess

(valores máximos) porque sus valores no repiten con las otras correlaciones

enlistadas y se alejan con una variación mayor de los resultados obtenidos por los

otros métodos.

IPN ESIQIE

75

En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para diesel 1, 2 y 3

son 18, 17 y 19 atm, respectivamente, y corresponden a todas las correlaciones

matemáticas considerándose confiables para el cálculo de esta propiedad,

excepto la correlación de Sancet porque se aleja de los valores obtenidos de la

mayoría de las correlaciones con un valor por debajo de las demás ecuaciones y

por lo tanto, es considerado como no confiable.

Haciendo referencia a los valores promedio más bajas y más altas de las

temperaturas y presiones pseudocríticas se discute lo siguiente:

Para la muestra Diesel 1 los datos calculados de Tc y Pc son reportados en la

Tabla 28 y se observa un valor promedio de la temperatura pseudocrítica de

448.61 ºC, mientras que la temperatura mínima obtenida es de 423.45°C con la

correlación de Sancet, y la máxima es de 459.68°C con la ecuación de Roess.

Para presión pseudocrítica, el valor promedio es de 17.91 atm, la presión

pseudocrítica mínima es de 15.38 atm mediante la correlación de Sancet.

Para la muestra Diesel 2, los datos obtenidos de propiedades pseudocríticas se

reportan en la Tabla 29, en donde se observa un valor promedio de 455.24ºC, así

como una temperatura pseudocrítica mínima de 431.16°C y una máxima de

464.71ºC. Las correlaciones con las que se obtienen estos valores son Sancet y

Riazi Daubert4.

Por otro lado, la presión pseudocrítica tiene un valor promedio de 17.25 atm, la

más baja de 14.86 atm dada por la correlación de Sancet.

Esta muestra se comporta ligeramente diferente al diesel 1 en las correlaciones

para temperatura pseudocrítica mínima y máxima, mientras que para presión

pseudocrítica la correlación que determina el valor más bajo es con la de Sancet.

Los datos para la muestra de diesel 3 son reportados en la Tabla 30 y su

comportamiento es similar a la primera muestra de diesel, ya que los valores de Tc

y Pc son muy parecidos, así como las correlaciones que brindan los valores más

altos y más bajos. En este caso se tiene un valor promedio de 422.53ºC, con la

correlación de Sancet se tiene la temperatura más baja con 401.26ºC y con la

ecuación de Roess un valor de 433.44ºC.

Por otro lado, el valor promedio de la presión pseudocrítica es de 19.23 atm, una

presión mínima de 16.92 atm que corresponde a la correlación de Sancet.

IPN ESIQIE

76

5.7 Propiedades pseudocríticas de gasóleo ligero primario

Finalmente se reportan los resultados obtenidos para gasóleos ligeros primarios (3

muestras), las correlaciones que se ajustan a cada muestra en los valores más

bajos y más altos de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica son las

mismas para las tres muestras.

Con base en los resultados obtenidos de propiedades pseudocríticas para las

muestras de gasóleos se observa que las temperaturas pseudocríticas del gasóleo

ligero primario 1, 2 y 3 presentan valores que repiten en su mayoría en 483ºC,

490ºC y 488ºC, respectivamente, con los siguientes métodos: Riazi Daubert1,

Riazi Daubert3 y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos,

Vetere, Mohamad, Twu así como Eaton Porter, Riazi Daubert, Lee Kesler y Brule

que son correlaciones exclusivas para calcular temperaturas pseudocríticas. Estos

datos son similares entre ellos y por lo tanto, pueden considerarse confiables para

utilizarse en el cálculo de las propiedades pseudocríticas de gasóleos ligeros

primarios.

Por otro lado, las correlaciones menos recomendadas son Sancet (valor mínimo) y

Riazi Daubert4 (valor máximo) porque sus valores no repiten con las otras

correlaciones y presentan mayor diferencia en los resultados.

En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para gasóleo ligero

primario 1 es de 15 atm, y para las muestras de gasóleo 2 y 3 son de 16 atm,

respectivamente, y corresponden a todas las correlaciones para calcular esta

propiedad pseudocrítica menos la de Sancet que al igual que las muestras de

hidrocarburos más ligeros presenta el valor más bajo y menos confiable de todos

los métodos disponibles.

Los datos para la muestra GLP 1 se muestran en la Tabla 31 con un valor

promedio de 483.20ºC para temperatura pseudocrítica. Se tiene una temperatura

mínima de 459.04°C con la correlación de Sancet y una máxima de 495.34°C para

la correlación de Riazi Daubert4.

Por otro lado, la presión pseudocrítica tiene un valor promedio de 15.26 atm. Se

tiene una presión mínima de 13.07 atm que corresponde a la correlación de

Sancet.

IPN ESIQIE

77

Los datos de la muestra GLP 2 se reportan en la Tabla 32 y se observa un valor

promedio de 490.02ºC para temperatura pseudocrítica; la temperatura mínima es

de 461.64ºC con la correlación de Sancet y la máxima es de 503.56ºC con Riazi

Daubert4.

Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio es de 15.44 atm. La presión

pseudocrítica más baja de 12.91 atm corresponde a la correlación de Sancet.

Los datos de la muestra GLP 3 están reportados en la Tabla 33, se obtuvo un

valor promedio de 486.53ºC para Tc, con una mínima de 455.35ºC (correlación de

Sancet) y una máxima de 499.95ºC con la correlación de Riazi Daubert4.

El promedio de las presiones pseudocríticas es de 16.11 atm con una mínima de

13.30 atm para la correlación de Sancet.

Aunque cada muestra tiene valores máximos de presión pseudocrítica, estos

repiten con la mayoría de los datos obtenidos por las demás correlaciones y se

consideran confiables para ser aplicadas en el cálculo de presiones

pseudocríticas, excepto la correlación de Sancet.

5.8 Comportamiento de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos

Después de analizar las propiedades pseudocríticas (temperatura pseudocrítica y

presión pseudocrítica) de los diferentes productos del petróleo se observa lo

siguiente:

Entre más pesado es el corte del petróleo, es decir, de ligeros a intermedios y

pesados, como el gasóleo, la temperatura pseudocrítica aumenta, mientras que la

presión pseudocrítica disminuye.

La correlación que arroja los valores mínimos para todas las muestras para el

cálculo de temperaturas y presiones pseudocríticas (naftas, gasolinas, querosinas,

diesel y gasóleo ligero primario) es la de Sancet, esto es, difiere mucho del

promedio obtenido de los valores calculados por todas las correlaciones descritas

para cada muestra. Además de que su valor no es repetible con ninguna otra

correlación o método, lo que la convierte en la correlación menos recomendada de

utilizar para el cálculo de propiedades pseudocríticas.

IPN ESIQIE

78

Las temperaturas pseudocríticas, son valores que aunque repiten con varias

correlaciones presentan un comportamiento variable, es decir, su valores cambian

entre ellas, mientras que las presiones pseudocríticas son valores que se

mantienen más constantes con la mayoría de los métodos disponibles pues la

diferencia en la mayoría de resultados es de 1 ó 2 atm.

Las correlaciones reportadas como las más recomendadas pueden ser aplicadas

para el cálculo de propiedades pseudocríticas para derivados del petróleo de

México.

Aunque las correlaciones para el cálculo de propiedades pseudocríticas muestran

valores repetitivos, los autores como Riazi Daubert [26] y Mohamad [29] reportan

que los resultados obtenidos en sus trabajos son confiables debido al uso de las

correlaciones propuestas o mostradas, ya que algunas de ellas han sido

modificadas y mejoradas para su aplicación en muestras de hidrocarburos u otros

compuestos obteniendo mejores resultados.

Por otro lado, Riazi y cols. [28] reportan que los métodos como el de Vetere [28]

presentan un error mayor con respecto a los otros métodos utilizados en sus

respectivos estudios. Sin embargo, en las muestras caracterizadas que se

utilizaron en esta tesis esta correlación es una de las mejores, ya que los valores

obtenidos de temperatura y presión pseudocrítica por medio de este método son

similares o repetitivos con aquellos obtenidos por las demás correlaciones.

En trabajos como el de Mohamad [29] se reporta que la correlación de Sancet

proporciona resultados confiables para propiedades pseudocríticas pero para los

hidrocarburos reportados el error y la diferencias de valores es mayor comparado

con los resultados obtenidos por otros métodos, ya que se discutió previamente,

los resultados obtenidos presentan los valores más bajos para temperatura y

presión pseudocríticas de las muestras de naftas, gasolinas, querosinas, diesel y

gasóleos ligeros.

Otros autores como Roess y API [32], reportan que las correlaciones o métodos

que ellos usaron o desarrollaron pueden ser usados dentro de cierto intervalo de

propiedades físicas de los hidrocarburos para obtener mejores resultados y un

menor error en el cálculo de la temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica.

IPN ESIQIE

79

Es importante señalar que todas las muestras de hidrocarburos caracterizados

entran dentro del intervalo señalado para estos métodos así como de aquellos

otros que también presentan una delimitación de propiedades en las que pueden

ser utilizados y por lo tanto, los resultados resultan ser más confiables y el error

obtenido puede ser el mínimo reportado.

También es importante aclarar que la correlación de Riazi Daubert5 [27] para

presión pseudocrítica mostrada en la ecuación (47) proporciona un valor de cero

para todas las muestras de hidrocarburos y definitivamente no se puede utilizar

para el cálculo de Pc. Se dejó reportada solo con el objetivo de informar que no

debe ser utilizada bajo ninguna circunstancia y también es preciso aclarar que no

fue tomada en cuenta para la discusión de los resultados ni para la obtención del

valor promedio, valor mínimo y máximo.

Un resumen del comportamiento de las correlaciones utilizadas para la

determinación de la temperatura pseudocrítica se muestra en la Figura 16 y para

la presión pseudocrítica se observa en la Figura 17 donde se confirma que la

correlación de Sancet es la que difiere más significativamente en los valores con

respecto a las otras correlaciones tanto para calcular la temperatura y la presión

pseudocrítica.

Los números de correlaciones que se muestran en las Figuras 16 y 17

corresponden a las que se resumen en la Tabla 18.

IPN ESIQIE

80

Figura 16. Comportamiento de la temperatura pseudocrítica de hidrocarburos.

230.00

280.00

330.00

380.00

430.00

480.00

530.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Tem

pe

ratu

ra p

seu

do

crit

ica,

°C

Correlaciones

Nafta1

Nafta2

Nafta3

Magna1

Querosina1

Querosina2

Querosina3

Diesel1

Diesel2

Diesel3

GLP1

GLP2

GLP3

Magna

Naftas

Querosinas y diesel

GLP

IPN ESIQIE

81

Figura 17. Comportamiento de la presión pseudocrítica de hidrocarburos.

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Pre

sio

n p

seu

do

crit

ica,

atm

Correlaciones

Nafta1

Nafta2

Nafta3

Magna1

Querosina1

Querosina2

Querosina3

Diesel1

Diesel2

Diesel3

GLP1

GLP2

GLP3

Magna

Naftas

Querosinas y diesel

GLP

IPN ESIQIE

82

Tabla 18. Resumen de correlaciones.

No. Temperatura pseudocrítica Presión pseudocrítica

1 Riazi-Daubert1,ecuación 38 Riazi-Daubert1, ecuación 39

2 Riazi-Daubert2, ecuación 40 Riazi-Daubert2, ecuación 41




6 Lee – Kesler, ecuación 48 Lee – Kesler, ecuación 49

7 Cavett, ecuación 50 Cavett, ecuación 51

8 Winn Mobil, ecuación 52 Winn Mobil, ecuación 53

9 Tsonopoulos, ecuación 54 Tsonopoulos, ecuación 55

10 Vetere, ecuación 57 Vetere, ecuación 58

11 Sancet, ecuación 60 Sancet, ecuación 59

12 Mohamad, ecuación 62 Mohamad, ecuación 61

13 Twu, ecuación 63 Twu, ecuación 64

14 Eaton Porter, ecuación 65

15 Cavett, ecuación 67

16 Lee – Kesler, ecuación 68

17 Riazi-Daubert, ecuación 69

18 Brule, ecuación 70

19 Roess, ecuación 71

20 API para Tc, ecuación 73

21 Lee – Kesler, ecuación 74

22 API para Pc, ecuación 75

5.9 Propiedades críticas de compuestos puros y comparación con los

productos del petróleo

Los productos del petróleo presentan una composición química en un intervalo de

número de carbonos, esta composición se muestra en la Tabla 19. Como se

observa el número de carbonos de la nafta oscila de C5 a C9, la turbosina y

querosina de C10 a C14 y gasóleo ligero primario C11 a C22.

IPN ESIQIE

83

Tabla 19. Composición de productos del petróleo.

Fracción del petróleo Composición aproximada

(intervalo de números de carbones)

Gases (Gas LP) C3 – C4

Nafta Primaria C5 – C9

Turbosina y Querosina C10 – C14

Gasóleo Ligero Primario C11 – C22

Gasóleo Pesado Primario C15 – C25

Lubricantes y combustóleo C20 – C35

Asfaltos Mayores a C35

Con base en lo anterior, se obtuvo de la literatura las propiedades críticas de los

compuestos puros parafínicos para comparación con las propiedades

pseudocríticas de los productos del petróleo considerando el intervalo del número

de carbono o compuestos presentes en dicho productos. En la Tabla 20 se

reportan las propiedades críticas de los compuestos puros y los valores promedio

de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos. Se observa que las

propiedades críticas de los compuestos puros presentes en las mezclas de

hidrocarburos corresponden al promedio de las propiedades pseudocríticas de los

productos del petróleo en el intervalo del número de carbonos (nafta, querosina,

diesel).

IPN ESIQIE

84

Tabla 20. Comparación de propiedades pseudocríticas.

Propiedades pseudocríticas

de hidrocarburos puros Propiedades pseudocríticas de muestras

de hidrocarburos caracterizados

Compuesto Tc (°C)

Pc (atm)

Muestra Tc (°C)

Pc (atm)

Nafta

y

gasolin

a C6 236.55 31.83 Nafta 1 308.65 26.82

C7 270.05 30.97 Nafta 2 307.26 27.03

C8 297.35 29.12 Nafta 3 312.51 26.76

C9 325.35 26.94 Magna 1 280.99 33.43

Turb

osin

a y

Quero

sin

a C10 348.95 25.01 Querosina 1 444.49 18.16

Gasó

leo

lig

ero

pri

mario y

die

se

l

C11 370.45 23.17 Querosina 2 422.56 19.35

C12 390.75 21.63 Querosina 3 445.90 17.87

C13 409.25 20.43 Diesel 1 448.61 17.91

C14 427.55 19.33 Diesel 2 455.24 17.25

C15 445.45 18.25 Diesel 3 422.53 19.23

C16 461.35 17.15 GLP 1 483.20 15.26

C17 476.05 16.35 GLP 2 490.02 15.44

C18 487.35 15.65 GLP 3 486.53 16.11

C19 497.85 15.06

C20 509.75 14.36

C21 520.15 13.83

C22 531.25 13.26

IPN ESIQIE

85

5.10 Aplicación de las propiedades pseudocríticas

El conocer y estudiar sobre las propiedades del punto crítico o pseudocrítico es de

gran importancia, ya que estas son aplicables en gran medida en diferentes áreas

de la industria del petróleo tales como en yacimientos, producción y refinación.

A partir de las propiedades de presión y temperatura pseudocrítica se puede

predecir el comportamiento de un yacimiento y así mismo en la etapa de

producción, ayudan a predecir si se producirán mezclas liquidas de hidrocarburos

o simplemente hidrocarburos en la fase gaseosa [44].

Dada la importancia de producir combustibles y productos útiles, estos

hidrocarburos pasarán a través de plantas de proceso en una refinería, en las

cuales es necesario aplicar la temperatura pseudocrítica debido a la relación que

existe con la temperatura de ebullición y la temperatura del proceso.

También debido a la insuficiente información que se posee, puesto que en la

industria petrolera no se trabajan con componentes puros si no con mezclas

multicomponente, se utiliza la temperatura y la presión pseudocríticas, las cuales

son el promedio de la temperatura y presión críticas molares de los diversos

compuestos de la mezcla y que pueden ser utilizadas como punto crítico o

pseudocrítico de una mezcla cuando se desean calcular las temperaturas y

presiones reducidas.

Como también reporta Mohamad y cols. [29], las propiedades críticas de

hidrocarburos sencillos o puros pueden ser utilizadas para calcular los valores de

las propiedades pseudocríticas en mezclas de hidrocarburos, y posteriormente ser

utilizadas con suficiente precisión en ingeniería de yacimientos o en cálculos para

la recuperación mejorada de hidrocarburos [29].

Actualmente se llevan a cabo diversos proyectos para mejorar la refinación del

petróleo en México, un tema novedoso es el de las refinerías modulares las cuales

presentan ciertas ventajas con respecto a los complejos tradicionales, aquí las

propiedades pseudocríticas tendrían gran importancia pues son necesarias para

poder simular los diferentes procesos dentro de una refinería así como en el

diseño de equipos. Con las correlaciones reportadas y el programa de cómputo

diseñado se podrían obtener estas propiedades y ser útiles y aplicables para los

nuevos proyectos y estudios del nuevo mercado de petróleo que se está

implementando, facilitando de esta manera el trabajo de hacer una investigación

en la literatura pues los datos obtenidos son confiables por la repetibilidad que

presentan.

IPN ESIQIE

86

CONCLUSIONES

En este trabajo, se hizo una extensa revisión sobre las correlaciones disponibles

en literatura para calcular las propiedades pseudocríticas de hidrocarburos y se

aplicaron para corrientes de hidrocarburos producidos en distintas refinerías de

México y con base en los resultados obtenidos se tienen las siguientes

conclusiones:

Se desarrolló un programa de cómputo en Excel para calcular las propiedades

pseudocríticas (Temperatura pseudocrítica: Tc y presión pseudocrítica: Pc) a partir

de correlaciones matemáticas reportadas en la literatura.

Para naftas las correlaciones aplicables para el cálculo de la temperatura

pseudocrítica son: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4,

Vetere, Mohamad, Eaton Porter, Cavett para Tc, Lee Kesler para Tc, Riazi

Daubert para Tc, Roess, y API para Tc. Mientras que para gasolina Magna las

correlaciones de Riazi Daubert5, Lee – Kesler, Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y

Twu son confiables para el cálculo de esta propiedad.

Para querosinas, las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi

Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton

Porter, Cavett para Tc, Riazi Daubert para Tc, Brule y API para Tc, son las que se

pueden utilizar para calcular la temperatura pseudocrítica con mayor confiabilidad

y repetibilidad.

Para el combustible diesel las correlaciones que pueden ser utilizadas para el

cálculo de la temperatura pseudocrítica son: Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,

Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu así como Lee Kesler para Tc.

Para gasóleos ligeros primarios las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi

Daubert3 y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos, Vetere,

Mohamad, Twu así como Eaton Porter, Lee Kesler para Tc, Riazi Daubert para Tc,

y Brule son las correlaciones específicas para calcular la temperatura

pseudocrítica y pueden ser aplicadas a estos tipos de hidrocarburos.

Se tienen también algunas correlaciones que se consideran no confiables para

calcular temperatura pseudocrítica porque sus valores no repiten con otras

correlaciones y la diferencia entre estos y el promedio varían considerablemente.

IPN ESIQIE

87

Para naftas y gasolina Magna las correlaciones menos recomendadas son: Sancet

(valor mínimo) y Brule (valor máximo); para querosinas, diesel y gasóleo ligero

primario son Sancet (valor mínimo), Riazi Daubert4 (valor máximo) y Roess (valor

máximo y sólo para diesel).

Para las presiones pseudocríticas, todas las correlaciones disponibles son

aplicables para el cálculo de esta propiedad, porque los valores obtenidos para

cada tipo de hidrocarburo se comportan de manera similar unos con los otros y la

diferencia de valores es mínima. Sin embargo, la correlación de Sancet es la única

que no se ajusta o repite con las demás correlaciones, ya que proporciona el valor

más bajo en cada una de las muestras de hidrocarburos y por lo tanto no se

recomienda para determinar esta propiedad pseudocrítica.

La propiedades críticas de hidrocarburos puros que son conocidos que están

presentes en las muestras de hidrocarburos caracterizados, confirmaron que la

temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de las muestras de

hidrocarburos como la gasolina, la nafta, la querosina, el combustible diesel y el

gasóleo ligero primario se encuentran dentro del intervalo de las propiedades

críticas de los hidrocarburos puros.

En el estudio realizado en este trabajo se constató que las correlaciones

disponibles para la determinación de la temperatura pseudocrítica y presión

pseudocrítica pueden ser aplicadas a productos del petróleo elaborados en

México. Estas propiedades pseudocríticas se pueden utilizar posteriormente para

el cálculo de otras propiedades de los productos del petróleo, así como en

procesos de la industria del petróleo.

IPN ESIQIE

88

BIBLIOGRAFÍA

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34. ASTM D86. Método estándar para destilación de productos del petróleo a

presión atmosférica, 2012.

http://www.ref.pemex.com/octanaje/24DIESEL.htm

http://www.sciencedirect.com/science/journal/03783812

IPN ESIQIE

90

35. ASTM D2892. Método de prueba estándar para la destilación de petróleo

(columna de 15 platos teóricos), 2013.

36. ASTM D1160. Método de ensayo estándar para destilación de productos

del petróleo a presión reducida, 2013.

37. ASTM D5236. Método de ensayo estándar para destilación de mezclas de

hidrocarburos pesados, 2011.

38. ASTM D7344. Método estándar para destilación de productos del petróleo a

Presión Atmosférica (Mini – Método), 2011.

39. ASTM D7345. Método estándar para destilación de productos derivados del

petróleo a presión atmosférica (Micro método de destilación), 2008.

40. ASTM D1298. Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa

o gravedad API de petróleo y productos líquidos del petróleo por el método

del hidrómetro, 2012.

41. ASTM D70. Método estándar para la densidad de materiales semi – sólidos

bituminosos (Método del Picnómetro), 2009.

42. ASTM D4052. Método estándar para densidad, densidad relativa y

gravedad API de líquidos por densímetro digital, 2011.

43. ASTM D2502. Método estándar para la estimación de masa molecular

relativa promedio de aceites del petróleo a partir de mediciones de

viscosidad, 2014.

44. http://oilworld2008.blogspot.mx/2009/06/presion-y-temperatura-critica-

del.html, “Presión y temperatura crítica del petróleo”, fecha de acceso: junio

2016.

IPN ESIQIE

91

Anexo A Métodos ASTM para destilación de petróleo y sus fracciones

ASTM D86. Método de prueba estándar para la destilación de productos o

fracciones ligeras del petróleo a presión atmosférica

1. Alcance

1.1 Este método cubre la destilación atmosférica de productos derivados del

petróleo usando una unidad de destilación por lotes en el laboratorio para

determinar cuantitativamente las propiedades del intervalo de ebullición de

productos como: destilados ligeros e intermedios, combustibles para motores de

encendido por chispa en automóviles, combustibles para aviación, combustibles

para turbina de avión, diesel, mezclas de biodiesel hasta 20%, combustibles

marinos, gasolinas especiales, naftas, querosinas y combustibles para

quemadores [34].

1.2 Este método está designado para el análisis de combustibles destilados y no

es aplicable a productos que contengan cantidades apreciables de residuos.

1.3 A menos que se establezca otra cosa, los valores se encuentran en unidades

del Sistema Internacional de Unidades (SI) y deben considerarse como

estándares.

2. Resumen del método

2.1 Una muestra de 100 mL se destila bajo condiciones estándares. La destilación

se lleva a cabo en una unidad de destilación tipo Batch a presión atmosférica bajo

condiciones que simulen un plato de fraccionamiento teórico. Se realizan

observaciones sistemáticas de las lecturas de temperatura y volúmenes de los

condensados, dependiendo de las necesidades del usuario.

2.2 Los resultados son comúnmente expresados como “porciento evaporado o por

ciento recuperado” contra la correspondiente temperatura, los datos se dan en una

tabla o de manera gráfica (curva de destilación).

3. Significado y uso

3.1 El método de ensayo básico para la determinación del intervalo de ebullición

de un derivado del petróleo mediante la realización de una destilación simple por

lotes ha estado en uso desde que inició la industria del petróleo.

IPN ESIQIE

92

3.2 Las propiedades de la destilación de hidrocarburos tienen un efecto importante

en cuanto a seguridad y rendimiento, especialmente en el caso de combustibles y

solventes. El intervalo de ebullición proporciona información sobre la composición,

las propiedades físicas y químicas así como del comportamiento del combustible

durante su almacenamiento y uso. La volatilidad es el mayor determinante en

cuanto a la tendencia de una mezcla de hidrocarburos para producir vapores

explosivos de manera potencial.

3.3 Las propiedades de la destilación son importantes para gasolinas de aviación y

automotrices, afectando el arranque, el calentamiento y la tendencia al sello de

vapor a altas temperaturas de operación o grandes altitudes.

3.4 Los límites de la destilación a menudo se incluyen en las especificaciones de

los productos del petróleo, en acuerdos contractuales comerciales, procesos de

refinación y control y cumplimiento normativo.

4. Cálculos

Las lecturas de temperatura deben ser corregidas a 101.3 kPa (1 atm) mediante la

ecuación de Sydney Young. Para temperaturas en Celsius las ecuaciones son las

siguientes:

𝐶𝑐 = 0.0009(101.3 − 𝑃𝐾)(273 + 𝑡𝑐) (76)

𝐶𝑐 = 0.00012(760 − 𝑃)(273 + 𝑡𝑐) ( 77)

Para temperaturas en Fahrenheit, se usan las siguientes ecuaciones:

𝐶𝑓 = 0.00012(760 − 𝑃)(460 + 𝑡𝑓) ( 78)

IPN ESIQIE

93

Donde:

Cc y Cf = correcciones para ser agregadas algebraicamente a las lecturas de

temperaturas.

tc = temperatura observada, °C

tf = temperatura observada, °F

Pk = Presión barométrica en el tiempo y lugar de la prueba, kPa

P = Presión barométrica en el tiempo y lugar de la prueba, mmHg

Después de aplicar las correcciones, se usan las temperaturas corregidas para

todos los demás cálculos y reportes pertinentes.

Los resultados de este método consisten en una curva de destilación que indica la

temperatura en función del porciento de volumen destilado (punto inicial de

ebullición, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 y 95 del volumen destilado, punto

final de ebullición) [22] y es utilizado para productos cuyas temperaturas de

ebullición están comprendidos entre 0 y 400°C.

ASTM D2892. Método de prueba estándar para la destilación de petróleo (columna de 15 platos teóricos) 1. Alcance

1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de petróleo

estabilizado a una temperatura final de corte de 400°C. Este método emplea una

columna de fraccionamiento teniendo una eficiencia de 14 a 18 platos teóricos

operando con una relación de reflujo de 5:1 [35].

1.2 Este método puede ser aplicado a algunas mezclas de petróleo, excepto gas

licuado del petróleo, naftas muy ligeras y fracciones que tienen temperatura de

ebullición inicial de 400°C.


2.1 Una muestra pesada de 1 a 30 litros de petróleo estabilizado se destila a una

temperatura máxima de 400°C.

IPN ESIQIE

94

2.2 Una relación de reflujo de 5:1 se mantiene en todas las presiones de

operación, a menos que las presiones de operación más bajas estén entre 0.674 y

0.270 kPa (5 – 2 mmHg), se admite un reflujo de 2:1.

2.3 Las lecturas de la temperatura, la presión y otras variables se registran en

intervalos y al final de cada corte o fracción.

2.4 De estos datos se trazan las curvas TBP en porciento masa o volumen o

ambas contra temperatura.


3.1 Este método de prueba es uno de una serie de pruebas realizadas en un

petróleo para determinar su importancia. Proporciona una estimación de los

rendimientos de las fracciones de diferentes intervalos de ebullición y es por lo

tanto, valioso en discusiones técnicas en el ámbito comercial.

3.2 Este método corresponde a la eficiencia estándar de destilación de laboratorio

conocida como 15/5. Las fracciones obtenidas pueden analizarse como

producidas o combinadas para producir muestras para estudios analíticos, de

ingeniería y evaluaciones de la calidad del producto.

Al variar la carga de 1 a 30 litros se puede [22]:

Recoger los gases licuados, los cortes de destilación y un residuo

Determinar los rendimientos de los cortes a la vez en peso y en volumen

Trazar una curva de destilación representando la temperatura en función

del % en peso o en % en volumen recogido

El equipo permite la destilación a presión atmosférica y a presión reducida

(hasta 2 mmHg).

En efecto, si se sobrepasa la temperatura de 340 °C en el matraz de destilación se

produce un craqueo térmico del residuo. Si se detiene en este punto la destilación,

el residuo contenido en el matraz constituye el residuo atmosférico. Para poder

continuar con la destilación debe hacerse bajo vacío, lo que permite reducir la

temperatura en el matraz.

IPN ESIQIE

95

ASTM D1160. Método de prueba estándar para la destilación de fracciones

pesadas y residuos del petróleo a presión reducida

1. Alcance

1.1 Este método es llevado a cabo a presiones reducidas para productos del

petróleo y biodiesel que puede ser parcial o completamente vaporizados a una

temperatura máxima de 400°C [36].


2.1 La muestra se destila a una presión controlada con precisión en un intervalo

de entre 0.13 y 6.70 kPa (1 – 50 mmHg) bajo condiciones que están diseñadas

para proveer aproximadamente un plato teórico. Los datos son obtenidos del

punto inicial, el punto final y una curva de destilación que relaciona porciento

volumen destilado y temperatura de ebullición equivalente atmosférica.


3.1 Este método es utilizado para determinar las propiedades de la destilación de

productos derivados del petróleo, biodiesel y fracciones que pueden craquearse si

se destilan a presión atmosférica. El intervalo de ebullición, obtenido a condiciones

diseñadas para obtener aproximadamente un plato teórico, puede ser usado en

cálculos de ingeniería para el diseño de equipo de destilación, preparación de

mezclas apropiadas con propósitos industriales, para determinar el cumplimiento

de las normas regulatorias o para establecer la rentabilidad de los productos como

carga a equipos de proceso.

3.2 Muchos correlaciones de diseño de ingeniería se han desarrollado con los

datos obtenidos por este método de ensayo. Estos métodos correlativos se utilizan

ampliamente en la práctica de ingeniería actual.

La presentación de resultados consiste en una curva de destilación en la cual

aparecen el volumen destilado, la temperatura de ebullición a presión reducida y la

temperatura de ebullición corregida a presión atmosférica [22].

4. Cálculos

4.1 Se debe realizar la conversión de temperaturas observadas a presión reducida

a temperaturas equivalentes atmosféricas (TAE), es decir, a 101.3 kPa (1.0328

kg/cm2), mediante las ecuaciones de Maxwell y Bonnell:

IPN ESIQIE

96

𝐴𝐸𝑇 =748.1𝐴

[1

(𝑇+273.1)] + 0.3891𝐴 − 0.00051606

− 273.1 (79)

Donde:

AET = temperatura equivalente atmosférica, °C

T = temperatura observada, °C

Para “A” se tienen dos ecuaciones:

La primera de ellas es la ecuación (80)

𝐴 =5.143222 − 0.972546 log10 𝑃

2579.329 − 95.76 log10 𝑃 (80)

Donde:

P = Presión de operación, kPa (P ≥ 0.266 kPa o P≥0.0027 kg/cm2).

Y la segunda ecuación es la (81), que se muestra a continuación:

𝐴 =5.994295 − 0.972546 log10 𝑃

2663.129 − 95.76 log10 𝑃 (81)

Donde:

P = Presión de operación, mmHg (P ≥ 2mmHg o P ≥ 0.0027 kg/cm2).

IPN ESIQIE

97

Si las presiones de operación son: P < 0.266 kPa (<2 mmHg o 0.0027 kg/cm2),

entonces “A” se calcula mediante las ecuaciones (82) y (83):

𝐴 =5.897249 − 0.987672 log10 𝑃

2962.909 − 43.00 log10 𝑃 (82)

Donde: P es la presión de operación en kPa

𝐴 =6.761559 − 0.987672 log10 𝑃

3000.538 − 43.00 log10 𝑃 (83)

Donde: P es la presión de operación en mmHg

ASTM D5236. Método de prueba estándar para la destilación de fracciones pesadas y residuos del petróleo a presión reducida

1. Alcance

1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de mezclas de

hidrocarburos pesados que tienen temperatura inicial de ebullición arriba de

150°C, como petróleos, petróleos destilados, residuos y mezclas sintéticas.

1.2 El método de destilación recomendado para petróleos arriba del punto de corte

de 400°C es el método D2892. Este método puede ser utilizado para petróleos con

temperatura inicial de ebullición arriba de 150°C [37].


2.1 Un volumen pesado de muestra se destila a presiones absolutas entre 6.6 y

0.013 kPa (50 y 0.1 mmHg) bajo condiciones específicas. Los cortes se toman a

temperaturas preseleccionadas. Los registros de temperatura de vapor, la presión

de operación y otras variables se realizan en intervalos, incluyendo cada punto de

corte.

IPN ESIQIE

98

2.2 Se obtiene la masa de cada fracción. Los rendimientos por masa son

calculados de la masa de cada fracción respecto a la recuperación de masa total.

2.3 Se obtiene la densidad de cada fracción. El rendimiento de la destilación por

volumen se calcula a partir del volumen calculado para cada fracción a 15°C

(59°F) en relación con la recuperación total.

2.4 Las curvas de destilación de temperatura contra porciento masa o volumen, o

ambos, se dibujan usando los datos de los dos puntos anteriores.


3.1 Este método es uno de varios, dirigidos a mezclas de hidrocarburos pesados

con el fin de caracterizarlos para una refinería.

3.2 Las fracciones obtenidas por este método pueden ser usadas solas o en

combinación con otras para producir muestras para estudios analíticos y

evaluaciones de calidad.

3.3 Los detalles de los puntos de corte deben ser preestablecidas antes de que

comience la prueba.

4. Cálculos

4.1 Se utilizan las mismas ecuaciones aplicadas en el método ASTM D1160 [36]

para la conversión de temperaturas observadas a temperaturas equivalentes

atmosféricas (AET) son aplicadas a este procedimiento.

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99

ASTM D7344. (Equivalente a ASTM D86) Método de prueba estándar para

destilación de productos del petróleo a presión atmosférica (mini–método)

1. Alcance

1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de productos derivados

del petróleo en el intervalo de 20 – 400°C (68 – 752°F) usando un aparato de

destilación automático en pequeño [38].

1.2 Este método es aplicable a productos como: destilados ligeros e intermedios,

combustibles para motores de encendido por chispa para automóviles que

contengan arriba de un 10% de etanol, combustibles de aviación, turbosina, diesel

bajo en azufre, naftas, querosinas y combustibles para quemadores.


2.1 Se destila una muestra bajo ciertas condiciones preestablecidas. El volumen

puede variar de 3 a 6 mL. La destilación se lleva a cabo en un aparato de

destilación automático miniaturizado a presión ambiente bajo condiciones

diseñadas para establecer un plato teórico. Las lecturas de temperatura de vapor y

volúmenes de condensado son monitoreados continuamente. Después de la

prueba, se registran las pérdidas de muestra y residuos.

2.2 Al concluir la prueba, las temperaturas son corregidas automáticamente para

presión barométrica, usando para ello la lectura obtenida de un transductor de

presión incorporado.

2.3 Los resultados son comúnmente expresados como porciento evaporado o

porciento recuperado contra la correspondiente temperatura y los datos se dan en

una tabla o gráficamente, como una curva de destilación.




solventes. El intervalo de ebullición proporciona información de la composición, las

propiedades y el comportamiento del combustible durante su almacenamiento y

uso. La volatilidad es el mayor determinante en cuanto a la tendencia de una

mezcla de hidrocarburos para producir vapores explosivos de manera potencial.

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100



vapor a altas temperaturas de operación o grandes altitudes, o ambas. La

presencia de componentes con alta temperatura de ebullición en estos y otros

combustibles puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos

de combustión sólidos.

3.3 Los límites de la destilación a menudo se incluyen en las especificaciones de

los productos del petróleo, en acuerdos contractuales comerciales, procesos de

refinación y control y cumplimiento normativo.

4. Cálculos

4.1 Las mismas ecuaciones utilizadas en el método ASTM D86 [34] son aplicadas

a este procedimiento para obtener la corrección a presión atmosférica (101.3 kPa

o 1.0328 kg/cm2).

ASTM D7345. (Equivalente al ASTM D86) Método de prueba estándar para la

destilación de productos derivados del petróleo a presión atmosférica (micro

método de destilación)

1. Alcance

1.1 Este método cubre un procedimiento para la destilación de productos

derivados del petróleo que cubre un intervalo de ebullición de 20 a 400°C a

presión atmosférica usando un aparato micro automático de destilación [39].

1.2 Este método es aplicable a destilados ligeros a intermedios, combustibles para

motores de encendido por chispa para automóviles, combustibles para motores de

encendido por chispa para automóviles que contengan arriba del 10% de etanol,

naftas, turbosinas, diesel bajo en azufre, entre otros.

1.3 Este método también es aplicable a hidrocarburos con un intervalo de

ebullición estrecho como solventes orgánicos o compuestos oxigenados.

1.4 Este método no es aplicable para productos que contienen cantidades

apreciables de residuos.

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101


2.1 Una muestra se traslada al frasco de destilación, se coloca en posición sobre

el aparato automático y se calienta el fondo de este.

2.2 El aparato automático mide y registra muestras de vapor, las temperaturas de

líquidos y la presión en el frasco de destilación. Se realizan registros automáticos

a lo largo del método y los datos se almacenan en la memoria del aparato.

2.3 Los resultados son comúnmente expresados como porciento evaporado o

porciento recuperado contra la correspondiente temperatura, los datos se dan en

una tabla o gráficamente.




solventes. El intervalo de ebullición proporciona información de la composición, las

propiedades y el comportamiento del combustible durante su almacenamiento y

uso. La volatilidad es el mayor determinante en cuanto a la tendencia de una

mezcla de hidrocarburos para producir vapores explosivos de manera potencial.



vapor a altas temperaturas de operación, grandes altitudes, o ambas. La presencia

de componentes con alta temperatura de ebullición en estos y otros combustibles

puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos de

combustión sólidos.

3.3 Este método puede ser aplicado a productos contaminados o mezclas de

hidrocarburos, ya que arroja una rápida proyección de la calidad del producto.

3.4 Este método de prueba utiliza un micro aparato de destilación automática,

proporciona resultados rápidos utilizando un volumen de muestra pequeño y

elimina la mayor parte del tiempo del operador y de la subjetividad en comparación

con el método de ensayo D86.

IPN ESIQIE

102

Anexo B Métodos ASTM para densidad de petróleo y sus derivados

ASTM D1298. Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o

gravedad API de petróleo y productos líquidos del petróleo por el método del

hidrómetro

1. Alcance

1.1 Este método es utilizado para estimar la densidad, la densidad relativa o la

gravedad API usando un hidrómetro de vidrio en conjunto con una serie de

cálculos, para el petróleo, productos derivados del petróleo, o mezclas de petróleo

normalmente manejados como líquidos con presión de vapor Reid de 101.325 kPa

(14.696 psi) o menos. Los valores se determinan a temperaturas existentes y

corregidas a 15.56°C o 60°F por medio de una serie de cálculos y tablas

estándares internacionales [40].

1.2 Las lecturas iniciales obtenidas del hidrómetro son lecturas del hidrómetro

incorrectas y no medidas de densidad.

Las lecturas se miden en un densímetro, ya sea a la temperatura de referencia o a

otra temperatura que sea conveniente y las lecturas son corregidas por el efecto

del menisco, los efectos de expansión térmica del vidrio, efectos de la temperatura

de calibración y a la temperatura de referencia por medio de tablas de medición

del petróleo.

1.3 Las lecturas determinadas como densidad, densidad relativa o gravedad API

pueden ser convertidas a valores equivalentes en otras unidades o temperaturas

de referencias por medio de procedimientos de conversión.

1.4 Las lecturas iniciales del hidrómetro determinadas en el laboratorio deben ser

registradas antes de llevar a cabo los cálculos.

1.5 Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como estándar.


2.1 La muestra es llevada a una temperatura específica y una parte es transferida

a un hidrómetro cilíndrico que ha sido llevado a aproximadamente la misma

temperatura.

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103

Después de que la temperatura de equilibrio ha sido alcanzada, se lee la escala

del hidrómetro y se toma la temperatura de la muestra.

2.2 Si es necesario, el hidrómetro cilíndrico y su contenido son colocados en un

baño de temperatura constante para evitar una variación excesiva de temperatura

durante el ensayo.


3.1 Este procedimiento es más rentable para la determinación de la densidad,

densidad especifica (gravedad específica) o gravedad API de líquidos

transparentes de baja viscosidad. Este procedimiento también puede ser usado

para líquidos viscosos dando el tiempo suficiente para que el hidrómetro alcance

la temperatura de equilibrio.

3.2 La densidad, densidad relativa o gravedad API es un factor determinante de la

calidad y el precio del petróleo.

Sin embargo, esta propiedad del petróleo es un indicativo incierto de su calidad a

menos que esté correlacionado con otras propiedades.

ASTM D70. Método estándar para la determinación de densidad en

materiales bituminosos semi–sólidos (Método del picnómetro)

1. Alcance

1.1 Este método cubre la determinación de la densidad relativa y densidad de

materiales bituminosos semi – sólidos, asfaltos y cementos usando un picnómetro

[41].


2.1 La muestra se coloca en un picnómetro calibrado. El picnómetro y la muestra

son pesadas, después el volumen remanente se llena con agua. El picnómetro

lleno se lleva a la temperatura de prueba o de ensayo y se pesa. La densidad de

la muestra se calcula a partir de su masa y la masa de agua desplazada por la

muestra en el picnómetro lleno.

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104


3.1 Los valores de densidad se utilizan para la conversión de volúmenes a

unidades de masa y para la corrección de los volúmenes medidos de la

temperatura de medición a una temperatura estándar utilizando el método ASTM

D4311.

4. Cálculos

4.1 Calcular la densidad relativa o gravedad específica con la siguiente ecuación:

𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 = 𝑠𝑔 =𝐶 − 𝐴

[(𝐵 − 𝐴) − (𝐷 − 𝐶)] (84)

Donde:

A = masa del picnómetro (con tapón)

B = masa del picnómetro llenado con agua

C = masa del picnómetro parcialmente lleno con asfalto

D = masa del picnómetro con asfalto y agua

4.2 Calcular la densidad absoluta con la siguiente ecuación:

𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 𝑑 = 𝑠𝑔 × 𝑊𝑇 (85)

Donde:

WT = densidad del agua a la temperatura de prueba, kg/m3

IPN ESIQIE

105

ASTM D4052 Método de prueba estándar para estimar densidad, densidad

relativa y gravedad API de líquidos utilizando un densímetro digital

1. Alcance

1.1 Este método cubre la determinación de la densidad, densidad relativa y

gravedad API de destilados del petróleo y aceites viscosos que pueden ser

manejados de una manera normal como líquidos a la temperatura de la prueba

usando el equipo en forma manual o automática en la inyección de la muestra. Su

aplicación está restringida a líquidos con presiones de vapor totales por debajo de

100 kPa y viscosidades debajo de 15,000 mm2/s (cSt) a la temperatura de la

prueba [42].

Algunos ejemplos de productos que pueden analizarse por este método son:

gasolinas y mezclas de gasolina oxigenada, diesel, combustible para avión

(turbosinas), aceites base, ceras y lubricantes.

1.2 Este método no debería ser aplicado a muestras de color oscuro en las que la

ausencia de burbujas de aire en la muestra no pueda ser establecida con certeza.

1.3 Las unidades de medición de densidad son gramos por mililitro (g/mL) o

kilogramos por metro cúbico (kg/m3).


2.1 Un pequeño volumen (aproximadamente 1 a 2 mL) de muestra líquida es

introducido en un tubo de muestra oscilante y el cambio en la frecuencia de

oscilación causada por el cambio en la masa del tubo es usada en conjunto con

los datos de calibración para determinar la densidad, la densidad relativa o la

gravedad API de la muestra.


3.1 La densidad es una propiedad física fundamental que puede ser usada en

conjunto con otras propiedades para caracterizar fracciones de petróleo ligeras y

pesadas.

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106

Anexo C Método ASTM para estimación de masa molecular

ASTM D2502. Método de prueba estándar para la estimación de masa molecular relativa promedio de productos derivados del petróleo a partir de mediciones de viscosidad

1. Alcance

1.1 Este método cubre la estimación de la masa molecular relativa promedio de

productos derivados del petróleo a partir de la viscosidad cinemática a 100°F y

210°F. Es aplicable a muestras que cubren el intervalo de 250 – 700 de masa

molecular. No debe ser aplicado a muestras que tengan composiciones extremas

o un intervalo muy estrecho de masa molecular [43].


2.1 Se determina la viscosidad cinemática del aceite a 100°F y 210°F. Se

establece una función “H” de la viscosidad a 100°F como referencia. El valor de

“H” y la viscosidad a 210°F son usados para estimar la masa molecular relativa

promedio a partir de la Figura 18.


3.1 Este método provee un medio de calcular la masa molecular relativa promedio

de derivados del petróleo a partir de otras mediciones físicas.

3.2 La masa molecular relativa promedio es una constante física fundamental que

puede ser usada en conjunto con otras propiedades físicas para caracterizar

mezclas de hidrocarburos.

4. Ejemplo

Datos de viscosidad, cSt:

100°F = 179

210°F = 9.72

Localizar en la Tabla 1 del método ASTM D2502 (consultar método) el valor para

“H” a partir de la viscosidad a 100°F.

En este caso para 179 cSt el valor correspondiente es H = 461.

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107

Usando H = 461 y la viscosidad a 210°F = 9.72, entrar a la gráfica (Figura 18) y

leer el valor promedio de masa molecular. En este caso con los datos obtenidos la

masa molecular resulta de 360 g/mol o kg/kmol.

Figura 18. Gráfica para la determinación de masa molecular

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108

Anexo D Resultados de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de

productos del petróleo

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109

Tabla 21. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 1. Presión pseudocrítica

Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm

Riazi-Daubert1 26.85 bar 389.39 26.85 27.37 26.50



Riazi-Daubert4 396.02 psia 396.02 27.30 27.83 26.95

Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00

Lee - Kesler 27.56 bar 399.70 27.56 28.09 27.20

Cavett 27.68 bar 401.52 27.68 28.22 27.32

Winn Mobil 27.56 bar 399.80 27.56 28.10 27.20

Tsonopoulos 26.51 bar 384.49 26.51 27.02 26.16

Vetere 2.71 MPa 393.01 27.10 27.62 26.74

Sancet 359.76 psia 359.76 24.80 25.28 24.48

Mohamad 27.25 atm 400.42 27.61 28.14 27.25

Twu 407.43 psia 407.43 28.09 28.63 27.72

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 400.09 psia 400.09 27.58 28.12 27.22

API para Pc 394.97 psia 394.97 27.23 27.76 26.88

Promedio 26.82

Valor mínimo 24.48

Valor máximo 27.72

Temperatura pseudocrítica

Métodos Resultado Unidad R K °F °C

Riazi-Daubert1 583.46 K 1050.22 583.46 590.55 310.31

Riazi-Daubert2 583.45 K 1050.22 583.45 590.55 310.30

Riazi-Daubert3 584.74 K 1052.53 584.74 592.86 311.59

Riazi-Daubert4 1050.48 R 1050.48 583.60 590.81 310.45

Riazi-Daubert5 580.55 K 1044.98 580.55 585.31 307.40

Lee - Kesler 579.45 K 1043.01 579.45 583.34 306.30

Cavett 578.75 K 1041.75 578.75 582.08 305.60

Winn Mobil 576.77 K 1038.19 576.77 578.52 303.62

Tsonopoulos 578.21 K 1040.78 578.21 581.11 305.06

Vetere 581.75 K 1047.15 581.75 587.48 308.60

Sancet 1029.05 R 1029.05 571.70 569.38 298.55

Mohamad 581.67 K 1047.00 581.67 587.33 308.52

Twu 1041.76 R 1041.76 578.75 582.09 305.60

Eaton Porter 588.45 °F 1080.12 71.55 588.45 309.14

Cavett 1048.25 R 1048.25 582.36 588.58 309.21

Lee - Kesler 1049.24 R 1049.24 582.91 589.57 309.76

Riazi-Daubert 1056.23 R 1056.23 586.80 596.56 313.65

Brule 592.14 K 1065.85 592.14 606.18 318.99

Roess 590.29 °F 1049.96 72.57 590.29 310.16

API para Tc 1050.20 R 1050.20 583.44 590.53 310.29

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 308.65

Valor mínimo 298.55

Valor máximo 318.99

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110

Tabla 22. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 2.

Presión pseudocrítica







Lee - Kesler 27.80 bar 403.16 27.80 28.33 27.43

Cavett 27.90 bar 404.70 27.90 28.44 27.54

Winn Mobil 27.82 bar 403.47 27.82 28.35 27.45

Tsonopoulos 26.74 bar 387.76 26.74 27.25 26.39

Vetere 2.73 MPa 395.85 27.29 27.82 26.94

Sancet 361.54 psia 361.54 24.93 25.41 24.60

Mohamad 27.38 atm 402.38 27.74 28.28 27.38

Twu 410.47 psia 410.47 28.30 28.85 27.93

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 403.55 psia 403.55 27.82 28.36 27.46

API para Pc 398.36 psia 398.36 27.47 28.00 27.11

Promedio 27.03

Valor mínimo 24.60

Valor máximo 27.93



Riazi-Daubert1 582.18 K 1047.93 582.18 588.26 309.0

Riazi-Daubert2 582.08 K 1047.74 582.08 588.07 308.93

Riazi-Daubert3 583.43 K 1050.18 583.43 590.51 310.28

Riazi-Daubert4 1048.33 R 1048.33 582.40 588.66 309.25

Riazi-Daubert5 579.20 K 1042.56 579.20 582.89 306.05

Lee - Kesler 578.12 K 1040.61 578.12 580.94 304.97

Cavett 577.36 K 1039.25 577.36 579.58 304.21

Winn Mobil 575.49 K 1035.88 575.49 576.21 302.34

Tsonopoulos 576.87 K 1038.37 576.87 578.70 303.72

Vetere 580.25 K 1044.45 580.25 584.78 307.10

Sancet 1026.07 R 1026.07 570.04 566.40 296.89

Mohamad 579.87 K 1043.76 579.87 584.09 306.72

Twu 1039.26 R 1039.26 577.37 579.59 304.22

Eaton Porter 584.72 °F 1076.39 69.47 584.72 307.07

Cavett 1045.93 R 1045.93 581.07 586.26 307.92

Lee - Kesler 1047.03 R 1047.03 581.68 587.36 308.53

Riazi-Daubert 1054.10 R 1054.10 585.61 594.43 312.46

Brule 590.93 K 1063.67 590.93 604.00 317.78

Roess 587.90 °F 1047.57 71.24 587.90 308.84

API para Tc 1047.72 R 1047.72 582.07 588.05 308.92

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 307.26



IPN ESIQIE

111

Tabla 23. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 3.








Lee - Kesler 27.57 bar 399.83 27.57 28.10 27.21

Cavett 27.68 bar 401.44 27.68 28.21 27.32

Winn Mobil 27.55 bar 399.52 27.55 28.08 27.19

Tsonopoulos 26.42 bar 383.23 26.42 26.93 26.08

Vetere 2.70 MPa 391.85 27.02 27.54 26.66

Sancet 356.55 psia 356.55 24.58 25.06 24.26

Mohamad 27.01 atm 396.92 27.37 27.89 27.01

Twu 407.73 psia 407.73 28.11 28.65 27.74

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 400.21 psia 400.21 27.59 28.13 27.23

API para Pc 394.42 psia 394.42 27.19 27.72 26.84

Promedio 26.76

Valor mínimo 24.26

Valor máximo 27.74



Riazi-Daubert1 587.51 K 1057.52 587.51 597.85 314.36

Riazi-Daubert2 587.56 K 1057.60 587.56 597.93 314.41

Riazi-Daubert3 588.79 K 1059.82 588.79 600.15 315.64

Riazi-Daubert4 1058.80 R 1058.80 588.22 599.13 315.07

Riazi-Daubert5 584.90 K 1052.83 584.90 593.16 311.75

Lee - Kesler 583.43 K 1050.17 583.43 590.50 310.28

Cavett 582.82 K 1049.07 582.82 589.40 309.67

Winn Mobil 580.67 K 1045.21 580.67 585.54 307.52

Tsonopoulos 582.18 K 1047.93 582.18 588.26 309.03

Vetere 585.61 K 1054.10 585.61 594.43 312.46

Sancet 1034.42 R 1034.42 574.68 574.75 301.53

Mohamad 584.90 K 1052.82 584.90 593.15 311.75

Twu 1049.08 R 1049.08 582.82 589.41 309.67

Eaton Porter 596.46 °F 1088.13 75.99 596.46 313.59

Cavett 1054.55 R 1054.55 585.86 594.88 312.71

Lee - Kesler 1055.41 R 1055.41 586.34 595.74 313.19

Riazi-Daubert 1062.58 R 1062.58 590.32 602.91 317.17

Brule 595.33 K 1071.59 595.33 611.92 322.18

Roess 596.87 °F 1056.54 76.22 596.87 313.82

API para Tc 1057.58 R 1057.58 587.55 597.91 314.40

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 312.51



IPN ESIQIE

112

Tabla 24. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Magna 1.








Lee - Kesler 35.34 bar 512.55 35.34 36.02 34.88

Cavett 34.22 bar 496.35 34.22 34.88 33.77

Winn Mobil 36.35 bar 527.18 36.35 37.05 35.87

Tsonopoulos 34.00 bar 493.07 34.00 34.65 33.55

Vetere 3.31 MPa 479.52 33.06 33.70 32.63

Sancet 403.12 psia 403.12 27.79 28.33 27.43

Mohamad 30.56 atm 449.09 30.96 31.56 30.56

Twu 499.47 psia 499.47 34.44 35.10 33.99

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 513.03 psia 513.03 35.37 36.05 34.91

API para Pc 504.65 psia 504.65 34.79 35.47 34.34

Promedio 33.43

Valor mínimo 27.43

Valor máximo 35.87



Riazi-Daubert1 557.97 K 1004.35 557.97 544.68 284.82

Riazi-Daubert2 554.59 K 998.26 554.59 538.59 281.44

Riazi-Daubert3 557.78 K 1004.00 557.78 544.33 284.63

Riazi-Daubert4 1011.46 R 1011.46 561.92 551.79 288.77

Riazi-Daubert5 549.59 K 989.27 549.59 529.60 276.44

Lee - Kesler 551.19 K 992.14 551.19 532.47 278.04

Cavett 549.18 K 988.52 549.18 528.85 276.03

Winn Mobil 550.61 K 991.10 550.61 531.43 277.46

Tsonopoulos 550.80 K 991.44 550.80 531.77 277.65

Vetere 548.02 K 986.44 548.02 526.77 274.87

Sancet 954.91 R 954.91 530.51 495.24 257.36

Mohamad 537.18 K 966.92 537.18 507.25 264.03

Twu 988.52 R 988.52 549.18 528.85 276.03

Eaton Porter 537.27 °F 1028.94 43.11 537.27 280.70

Cavett 1010.19 R 1010.19 561.21 550.52 288.06

Lee - Kesler 1013.28 R 1013.28 562.93 553.61 289.78

Riazi-Daubert 1023.83 R 1023.83 568.79 564.16 295.64

Brule 571.05 K 1027.89 571.05 568.22 297.90

Roess 551.62 °F 1011.29 51.09 551.62 288.68

API para Tc 998.24 R 998.24 554.58 538.57 281.43

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 280.99



IPN ESIQIE

113

Tabla 25. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 1.








Lee - Kesler 19.13 bar 277.49 19.13 19.50 18.88

Cavett 17.79 bar 257.99 17.79 18.13 17.56

Winn Mobil 18.97 bar 275.09 18.97 19.33 18.72

Tsonopoulos 18.45 bar 267.57 18.45 18.80 18.21

Vetere 1.82 MPa 263.49 18.17 18.52 17.93

Sancet 229.15 psia 229.15 15.80 16.10 15.59

Mohamad 18.10 atm 266.05 18.34 18.70 18.10

Twu 285.73 psia 285.73 19.70 20.08 19.44

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 277.78 psia 277.78 19.15 19.52 18.90

API para Pc 269.45 psia 269.45 18.58 18.94 18.34

Promedio 18.16

Valor mínimo 15.59

Valor máximo 19.44



Riazi-Daubert1 718.44 K 1293.20 718.44 833.53 445.29

Riazi-Daubert2 723.04 K 1301.48 723.04 841.81 449.89

Riazi-Daubert3 716.74 K 1290.12 716.74 830.45 443.59

Riazi-Daubert4 1309.05 R 1309.05 727.25 849.38 454.10

Riazi-Daubert5 716.93 K 1290.48 716.93 830.81 443.78

Lee - Kesler 713.44 K 1284.19 713.44 824.52 440.29

Cavett 719.04 K 1294.28 719.04 834.61 445.89

Winn Mobil 711.22 K 1280.20 711.22 820.53 438.07

Tsonopoulos 717.06 K 1290.70 717.06 831.03 443.91

Vetere 720.24 K 1296.43 720.24 836.76 447.09

Sancet 1248.22 R 1248.22 693.45 788.55 420.30

Mohamad 714.77 K 1286.59 714.77 826.92 441.62

Twu 1294.29 R 1294.29 719.05 834.62 445.90

Eaton Porter 835.11 °F 1326.78 208.58 835.11 446.17

Cavett 1297.43 R 1297.43 720.80 837.76 447.65

Lee - Kesler 1287.10 R 1287.10 715.06 827.43 441.91

Riazi-Daubert 1296.21 R 1296.21 720.12 836.54 446.97

Brule 719.42 K 1294.96 719.42 835.29 446.27

Roess 844.38 °F 1304.05 213.73 844.38 451.32

API para Tc 1301.44 R 1301.44 723.02 841.77 449.87

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 444.49



IPN ESIQIE

114









Lee - Kesler 20.27 bar 294.06 20.27 20.67 20.01

Cavett 19.41 bar 281.49 19.41 19.78 19.15

Winn Mobil 20.05 bar 290.76 20.05 20.43 19.79

Tsonopoulos 19.39 bar 281.19 19.39 19.76 19.13

Vetere 1.95 MPa 283.47 19.54 19.92 19.29

Sancet 248.53 psia 248.53 17.14 17.47 16.91

Mohamad 19.41 atm 285.23 19.67 20.05 19.41

Twu 304.75 psia 304.75 21.01 21.42 20.74

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 294.36 psia 294.36 20.30 20.69 20.03

API para Pc 285.69 psia 285.69 19.70 20.08 19.44

Promedio 19.35

Valor mínimo 16.91

Valor máximo 20.74



Riazi-Daubert1 696.24 K 1253.23 696.24 793.56 423.09

Riazi-Daubert2 700.12 K 1260.21 700.12 800.54 426.97

Riazi-Daubert3 695.60 K 1252.08 695.60 792.41 422.45

Riazi-Daubert4 1266.19 R 1266.19 703.44 806.52 430.29

Riazi-Daubert5 694.42 K 1249.95 694.42 790.28 421.27

Lee - Kesler 691.57 K 1244.83 691.57 785.16 418.42

Cavett 696.25 K 1253.26 696.25 793.59 423.10

Winn Mobil 688.83 K 1239.89 688.83 780.22 415.68

Tsonopoulos 693.81 K 1248.86 693.81 789.19 420.66

Vetere 698.03 K 1256.46 698.03 796.79 424.88

Sancet 1214.21 R 1214.21 674.56 754.54 401.41

Mohamad 693.99 K 1249.18 693.99 789.51 420.84

Twu 1253.27 R 1253.27 696.26 793.60 423.11

Eaton Porter 799.71 °F 1291.38 188.91 799.71 426.51

Cavett 1257.24 R 1257.24 698.47 797.57 425.32

Lee - Kesler 1248.50 R 1248.50 693.61 788.83 420.46

Riazi-Daubert 1257.00 R 1257.00 698.33 797.33 425.18

Brule 698.63 K 1257.54 698.63 797.87 425.48

Roess 804.40 °F 1264.07 191.52 804.40 429.11

API para Tc 1260.18 R 1260.18 700.10 800.51 426.95

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 422.56



IPN ESIQIE

115









Lee - Kesler 18.80 bar 272.64 18.80 19.16 18.55

Cavett 17.44 bar 252.98 17.44 17.78 17.21

Winn Mobil 18.68 bar 270.87 18.68 19.04 18.43

Tsonopoulos 18.18 bar 263.65 18.18 18.53 17.94

Vetere 1.78 MPa 258.89 17.85 18.19 17.62

Sancet 226.88 psia 226.88 15.64 15.94 15.44

Mohamad 17.95 atm 263.81 18.19 18.54 17.95

Twu 280.83 psia 280.83 19.36 19.74 19.11

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 272.92 psia 272.92 18.82 19.18 18.57

API para Pc 265.08 psia 265.08 18.28 18.63 18.04

Promedio 17.87

Valor mínimo 15.44

Valor máximo 19.11



Riazi-Daubert1 719.39 K 1294.90 719.39 835.23 446.24

Riazi-Daubert2 724.01 K 1303.22 724.01 843.55 450.86

Riazi-Daubert3 717.79 K 1292.02 717.79 832.35 444.64

Riazi-Daubert4 1310.90 R 1310.90 728.28 851.23 455.13

Riazi-Daubert5 717.44 K 1291.39 717.44 831.72 444.29

Lee - Kesler 714.30 K 1285.74 714.30 826.07 441.15

Cavett 720.12 K 1296.22 720.12 836.55 446.97

Winn Mobil 712.29 K 1282.12 712.29 822.45 439.14

Tsonopoulos 718.05 K 1292.49 718.05 832.82 444.90

Vetere 721.29 K 1298.31 721.29 838.64 448.14

Sancet 1252.29 R 1252.29 695.71 792.62 422.56

Mohamad 717.26 K 1291.07 717.26 831.40 444.11

Twu 1296.23 R 1296.23 720.13 836.56 446.98

Eaton Porter 841.36 °F 1333.03 212.05 841.36 449.64

Cavett 1300.79 R 1300.79 722.66 841.12 449.51

Lee - Kesler 1289.95 R 1289.95 716.64 830.28 443.49

Riazi-Daubert 1299.26 R 1299.26 721.81 839.59 448.66

Brule 720.81 K 1297.46 720.81 837.79 447.66

Roess 847.39 °F 1307.06 215.40 847.39 452.99

API para Tc 1303.19 R 1303.19 723.99 843.52 450.84

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 445.90



IPN ESIQIE

116

Tabla 28. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 1.








Lee - Kesler 18.87 bar 273.68 18.87 19.23 18.62

Cavett 17.46 bar 253.24 17.46 17.80 17.23

Winn Mobil 18.73 bar 271.66 18.73 19.09 18.49

Tsonopoulos 18.24 bar 264.51 18.24 18.59 18.00

Vetere 1.79 MPa 259.29 17.88 18.22 17.64

Sancet 226.00 psia 226.00 15.58 15.88 15.38

Mohamad 17.89 atm 262.93 18.13 18.48 17.89

Twu 281.57 psia 281.57 19.41 19.79 19.16

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 273.97 psia 273.97 18.89 19.25 18.64

API para Pc 265.90 psia 265.90 18.33 18.69 18.09

Promedio 17.91

Valor mínimo 15.38

Valor máximo 19.16



Riazi-Daubert1 721.50 K 1298.71 721.50 839.04 448.35

Riazi-Daubert2 726.20 K 1307.16 726.20 847.49 453.05

Riazi-Daubert3 719.69 K 1295.45 719.69 835.78 446.54

Riazi-Daubert4 1314.99 R 1314.99 730.55 855.32 457.40

Riazi-Daubert5 717.17 K 1290.91 717.17 831.24 444.02

Lee - Kesler 716.42 K 1289.56 716.42 829.89 443.27

Cavett 722.21 K 1299.98 722.21 840.31 449.06

Winn Mobil 714.36 K 1285.85 714.36 826.18 441.21

Tsonopoulos 720.27 K 1296.49 720.27 836.82 447.12

Vetere 723.31 K 1301.96 723.31 842.29 450.16

Sancet 1253.88 R 1253.88 696.60 794.21 423.45

Mohamad 718.24 K 1292.83 718.24 833.16 445.09

Twu 1299.99 R 1299.99 722.22 840.32 449.07

Eaton Porter 843.49 °F 1335.16 213.23 843.49 450.83

Cavett 1311.29 R 1311.29 728.50 851.62 455.35

Lee - Kesler 1300.00 R 1300.00 722.22 840.33 449.07

Riazi-Daubert 1309.53 R 1309.53 727.52 849.86 454.37

Brule 726.19 K 1307.15 726.19 847.48 453.04

Roess 857.63 °F 1317.30 221.09 857.63 458.68

API para Tc 1307.12 R 1307.12 726.18 847.45 453.03

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 448.61



IPN ESIQIE

117

Tabla 29. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 2.








Lee - Kesler 18.15 bar 263.31 18.15 18.50 17.92

Cavett 16.61 bar 240.87 16.61 16.93 16.39

Winn Mobil 18.10 bar 262.48 18.10 18.45 17.86

Tsonopoulos 17.66 bar 256.20 17.66 18.01 17.43

Vetere 1.71 MPa 247.55 17.07 17.40 16.84

Sancet 218.36 psia 218.36 15.06 15.35 14.86

Mohamad 17.38 atm 255.37 17.61 17.95 17.38

Twu 270.45 psia 270.45 18.65 19.01 18.40

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 263.59 psia 263.59 18.17 18.52 17.94

API para Pc 256.31 psia 256.31 17.67 18.01 17.44

Promedio 17.25

Valor mínimo 14.86

Valor máximo 18.40



Riazi-Daubert1 728.26 K 1310.87 728.26 851.20 455.11

Riazi-Daubert2 733.14 K 1319.66 733.14 859.99 459.99

Riazi-Daubert3 726.29 K 1307.33 726.29 847.66 453.14

Riazi-Daubert4 1328.15 R 1328.15 737.86 868.48 464.71

Riazi-Daubert5 724.56 K 1304.21 724.56 844.54 451.41

Lee - Kesler 722.95 K 1301.32 722.95 841.65 449.80

Cavett 729.25 K 1312.65 729.25 852.98 456.10

Winn Mobil 721.36 K 1298.45 721.36 838.78 448.21

Tsonopoulos 727.37 K 1309.27 727.37 849.60 454.22

Vetere 729.83 K 1313.70 729.83 854.03 456.68

Sancet 1267.75 R 1267.75 704.31 808.08 431.16

Mohamad 726.73 K 1308.11 726.73 848.44 453.58

Twu 1312.67 R 1312.67 729.26 853.00 456.11

Eaton Porter 855.02 °F 1346.69 219.64 855.02 457.24

Cavett 1321.56 R 1321.56 734.20 861.89 461.05

Lee - Kesler 1309.54 R 1309.54 727.52 849.87 454.37

Riazi-Daubert 1319.41 R 1319.41 733.00 859.74 459.85

Brule 731.16 K 1316.08 731.16 856.41 458.01

Roess 867.33 °F 1327.00 226.48 867.33 464.07

API para Tc 1319.63 R 1319.63 733.13 859.96 459.98

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 455.24



IPN ESIQIE

118

Tabla 30. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 3. Presión pseudocrítica







Lee - Kesler 20.11 bar 291.63 20.11 20.50 19.84

Cavett 19.28 bar 279.57 19.28 19.65 19.02

Winn Mobil 19.91 bar 288.71 19.91 20.29 19.65

Tsonopoulos 19.26 bar 279.28 19.26 19.63 19.00

Vetere 1.94 MPa 281.15 19.38 19.76 19.13

Sancet 248.68 psia 248.68 17.15 17.48 16.92

Mohamad 19.42 atm 285.39 19.68 20.06 19.42

Twu 302.49 psia 302.49 20.86 21.26 20.58

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 291.93 psia 291.93 20.13 20.52 19.86

API para Pc 283.63 psia 283.63 19.56 19.93 19.30

Promedio 19.23

Valor mínimo 16.92

Valor máximo 20.58



Riazi-Daubert1 694.72 K 1250.49 694.72 790.82 421.57

Riazi-Daubert2 698.57 K 1257.42 698.57 797.75 425.42

Riazi-Daubert3 694.26 K 1249.66 694.26 789.99 421.11

Riazi-Daubert4 1263.16 R 1263.16 701.75 803.49 428.60

Riazi-Daubert5 688.88 K 1239.99 688.88 780.32 415.73

Lee - Kesler 690.04 K 1242.07 690.04 782.40 416.89

Cavett 694.78 K 1250.60 694.78 790.93 421.63

Winn Mobil 687.38 K 1237.29 687.38 777.62 414.23

Tsonopoulos 692.25 K 1246.05 692.25 786.38 419.10

Vetere 696.44 K 1253.59 696.44 793.92 423.29

Sancet 1213.94 R 1213.94 674.41 754.27 401.26

Mohamad 693.83 K 1248.89 693.83 789.22 420.68

Twu 1250.62 R 1250.62 694.79 790.95 421.64

Eaton Porter 801.71 °F 1293.38 190.02 801.71 427.61

Cavett 1265.49 R 1265.49 703.05 805.82 429.90

Lee - Kesler 1255.77 R 1255.77 697.65 796.10 424.50

Riazi-Daubert 1264.58 R 1264.58 702.55 804.91 429.40

Brule 702.31 K 1264.16 702.31 804.49 429.16

Roess 812.19 °F 1271.86 195.85 812.19 433.44

API para Tc 1257.39 R 1257.39 698.55 797.72 425.40

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 422.53



IPN ESIQIE

119

Tabla 31. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 1. Presión pseudocrítica







Lee - Kesler 16.10 bar 233.46 16.10 16.41 15.89

Cavett 13.96 bar 202.49 13.96 14.23 13.78

Winn Mobil 16.30 bar 236.38 16.30 16.61 16.08

Tsonopoulos 16.06 bar 232.89 16.06 16.37 15.85

Vetere 1.46 MPa 212.24 14.63 14.92 14.44

Sancet 192.07 psia 192.07 13.24 13.50 13.07

Mohamad 15.59 atm 229.12 15.80 16.10 15.59

Twu 237.39 psia 237.39 16.37 16.68 16.15

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 233.71 psia 233.71 16.11 16.42 15.90

API para Pc 228.67 psia 228.67 15.77 16.07 15.56

Promedio 15.26

Valor mínimo 13.07

Valor máximo 16.32



Riazi-Daubert1 756.29 K 1361.32 756.29 901.65 483.14

Riazi-Daubert2 761.85 K 1371.33 761.85 911.66 488.70

Riazi-Daubert3 753.08 K 1355.54 753.08 895.87 479.93

Riazi-Daubert4 1383.27 R 1383.27 768.49 923.60 495.34

Riazi-Daubert5 753.47 K 1356.24 753.47 896.57 480.32

Lee - Kesler 750.14 K 1350.25 750.14 890.58 476.99

Cavett 757.97 K 1364.34 757.97 904.67 484.82

Winn Mobil 750.21 K 1350.38 750.21 890.71 477.06

Tsonopoulos 756.91 K 1362.44 756.91 902.77 483.76

Vetere 757.01 K 1362.61 757.01 902.94 483.86

Sancet 1317.95 R 1317.95 732.19 858.28 459.04

Mohamad 757.50 K 1363.49 757.50 903.82 484.35

Twu 1364.36 R 1364.36 757.98 904.69 484.83

Eaton Porter 901.07 °F 1392.74 245.22 901.07 482.82

Cavett 1371.92 R 1371.92 762.18 912.25 489.03

Lee - Kesler 1357.23 R 1357.23 754.01 897.56 480.86

Riazi-Daubert 1368.64 R 1368.64 760.36 908.97 487.21

Brule 756.23 K 1361.22 756.23 901.55 483.08

Roess 914.39 °F 1374.06 252.62 914.39 490.22

API para Tc 1371.29 R 1371.29 761.83 911.62 488.68

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 483.20



IPN ESIQIE

120

Tabla 32. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 2.








Lee - Kesler 16.42 bar 238.18 16.42 16.74 16.21

Cavett 14.04 bar 203.62 14.04 14.31 13.86

Winn Mobil 16.54 bar 239.93 16.54 16.86 16.33

Tsonopoulos 16.34 bar 236.98 16.34 16.65 16.13

Vetere 1.48 MPa 214.31 14.78 15.06 14.58

Sancet 189.74 psia 189.74 13.08 13.33 12.91

Mohamad-H-S 15.43 atm 226.76 15.63 15.94 15.43

Twu 240.53 psia 240.53 16.58 16.90 16.37

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 238.44 psia 238.44 16.44 16.76 16.22

API para Pc 232.71 psia 232.71 16.04 16.35 15.83

Promedio 15.44

Valor mínimo 12.91

Valor máximo 16.78



Riazi-Daubert1 764.00 K 1375.21 764.00 915.54 490.85

Riazi-Daubert2 769.99 K 1385.99 769.99 926.32 496.84

Riazi-Daubert3 759.88 K 1367.78 759.88 908.11 486.73

Riazi-Daubert4 1398.08 R 1398.08 776.71 938.41 503.56

Riazi-Daubert5 761.72 K 1371.09 761.72 911.42 488.57

Lee - Kesler 757.96 K 1364.34 757.96 904.67 484.81

Cavett 765.37 K 1377.67 765.37 918.00 492.22

Winn Mobil 757.79 K 1364.03 757.79 904.36 484.64

Tsonopoulos 765.16 K 1377.28 765.16 917.61 492.01

Vetere 764.51 K 1376.12 764.51 916.45 491.36

Sancet 1322.62 R 1322.62 734.79 862.95 461.64

Mohamad 760.36 K 1368.65 760.36 908.98 487.21

Twu 1377.69 R 1377.69 765.38 918.02 492.23

Eaton Porter 906.99 °F 1398.66 248.51 906.99 486.10

Cavett 1383.58 R 1383.58 768.66 923.91 495.51

Lee - Kesler 1369.81 R 1369.81 761.01 910.14 487.86

Riazi-Daubert 1380.95 R 1380.95 767.19 921.28 494.04

Brule 763.70 K 1374.67 763.70 915.00 490.55

Roess 926.15 °F 1385.82 259.16 926.15 496.75

API para Tc 1385.95 R 1385.95 769.97 926.28 496.82

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 490.02



IPN ESIQIE

121

Tabla 33. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 3.








Lee - Kesler 17.20 bar 249.47 17.20 17.53 16.98

Cavett 14.83 bar 215.06 14.83 15.11 14.63

Winn Mobil 17.19 bar 249.37 17.19 17.52 16.97

Tsonopoulos 16.97 bar 246.09 16.97 17.29 16.75

Vetere 1.56 MPa 226.07 15.59 15.89 15.38

Sancet 195.42 psia 195.42 13.47 13.73 13.30

Mohamad 15.82 atm 232.50 16.03 16.34 15.82

Twu 251.77 psia 251.77 17.36 17.69 17.13

Eaton Porter

Cavett

Lee - Kesler

Riazi-Daubert

Brule

Roess

API para Tc

Lee - Kesler 249.74 psia 249.74 17.22 17.55 16.99

API para Pc 242.87 psia 242.87 16.75 17.07 16.53

Promedio 16.11

Valor mínimo 13.30

Valor máximo 17.60



Riazi-Daubert1 761.01 K 1369.81 761.01 910.14 487.86

Riazi-Daubert2 767.06 K 1380.71 767.06 921.04 493.91

Riazi-Daubert3 756.63 K 1361.94 756.63 902.27 483.48

Riazi-Daubert4 1391.59 R 1391.59 773.10 931.92 499.95

Riazi-Daubert5 759.24 K 1366.63 759.24 906.96 486.09

Lee - Kesler 755.30 K 1359.54 755.30 899.87 482.15

Cavett 762.06 K 1371.71 762.06 912.04 488.91

Winn Mobil 754.44 K 1358.00 754.44 898.33 481.29

Tsonopoulos 762.07 K 1371.73 762.07 912.06 488.92

Vetere 761.84 K 1371.31 761.84 911.64 488.69

Sancet 1311.30 R 1311.30 728.50 851.63 455.35

Mohamad 753.42 K 1356.15 753.42 896.48 480.27

Twu 1371.72 R 1371.72 762.07 912.05 488.92

Eaton Porter 904.05 °F 1395.72 246.88 904.05 484.47

Cavett 1375.85 R 1375.85 764.36 916.18 491.21

Lee - Kesler 1363.40 R 1363.40 757.44 903.73 484.29

Riazi-Daubert 1373.84 R 1373.84 763.25 914.17 490.10

Brule 760.74 K 1369.33 760.74 909.66 487.59

Roess 919.84 °F 1379.51 255.65 919.84 493.25

API para Tc 1380.67 R 1380.67 767.04 921.00 493.89

Lee - Kesler

API para Pc

Promedio 486.53



INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL..."Determinación de propiedades pseudocríticas de productos...

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