Presentacion Caracterizacion
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ller de introducción al mejoramiento de crudos pesados REGIÓN MARINA NORESTE CARACTERIZACION DEL PETROLEO Y SUS DERIVADOS Felipe Sánchez-Minero
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conosca mas sobre el petroleo
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REGIÓN MARINA NORESTE
CARACTERIZACION DEL PETROLEO Y SUS DERIVADOS
Felipe Sánchez-Minero
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REGIÓN MARINA NORESTE
PETROLEO
Es una mezcla compleja de hidrocarburos gaseosos y sólidos disueltos en hidrocarburos líquidos.
COMPOSICION
C (83.0 – 87.0%)
H (10.0 – 14.0%)
S (1.0 – 6.0%)
N (0.1 – 2.0%)
O (0.1 – 2.0%)
Agua
Sales (NaCl, MgCl2, CaCl2)
Compuestos Organometalicos (Ni, V, As)
Sedimentos (arena, arcilla, lodos)
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REGIÓN MARINA NORESTE
PROPIEDADES
El petróleo crudo y sus derivados pueden ser caracterizados a partir de sus propiedades físicas y químicas.
Polaridad
Gravedad API
Temperatura Media Volumétrica
Factor de Caracterización
Indice de Correlación
Masa Molecular
Densidad
Viscosidad
Curvas de Destilación ASTM, TBP y VE
Poder Calorífico
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REGIÓN MARINA NORESTE
Producción: determinar la viabilidad económica de los nuevos campos de extracción.
Transporte: determinar las condiciones optimas para la transportación de petróleo crudo y sus derivados.
Refinación: optimización de los procesos de refinación (rendimiento de productos).
Punto de venta: características de los productos.
APLICACIONES
La caracterización del petróleo crudo y sus derivados es de gran utilidad para la industria petrolera.
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REGIÓN MARINA NORESTE
POLARIDAD
Los hidrocarburos son compuestos no polares, aunque algunos pueden presentar una polaridad débil (alquenos). Por lo tanto, son insolubles en compuestos polares (agua) y solubles en compuestos no polares.
µ = 0 D µ = 1.82 D
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REGIÓN MARINA NORESTE
La emulsión agua en petróleo se presenta cuando las moléculas emulsionantes del petróleo entrampan a las moléculas de agua.
Emulsión Petróleo-Agua
Micrografía de una emulsión de agua en petróleo crudo.
El porcentaje-peso de agua y sedimento en el petróleo crudo se obtiene mediante centrifugación.
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REGIÓN MARINA NORESTE
GRAVEDAD API
La gravedad API (American Petroleum Institute) se utiliza para caracterizar el petróleo crudo en ligero, medio y pesado.
131.5d
141.5API 15
15
°API Crudo
> 31.1 Ligero
22.3 – 31.1 Medio
< 22.3 Pesado
< 10.0 Extra-Pesado
°API Crudo Mexicano
39.3 Olmeca
33.6 Istmo
22.0 Maya
13.0 KMZ
La gravedad API se obtiene de la grafica 3 y 4 a partir de la temperatura media volumétrica (TMV), la masa molecular (M) y factor de caracterización (KUOP).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 3
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 4
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REGIÓN MARINA NORESTE
TEMPERATURA DE EBULLICION
Es la temperatura a la cual una sustancia pasa del estado liquido al estado gaseoso.
Las mezclas de hidrocarburos de composición conocida o compleja no presentan un punto de ebullición fijo. Estas mezclas son caracterizadas por limites o intervalos de destilación. Presentan una temperatura inicial de ebullición y una temperatura final de ebullición.
Productos Europa México
Gasolina 40 – 190°C 42 – 200°C
Turbosina 180 – 230°C 170 – 240°C
Kerosina 220 – 300°C 210 – 300°C
Diesel 280 – 350°C 260 – 345°C
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REGIÓN MARINA NORESTE
Temperatura Media Volumétrica (TMV)
Representa la media aritmética de las temperaturas que corresponden al 10%, 30%, 50%, 70% y 90% de volumen destilado.
5
T T T T T T 90%70%50%30%10%
MV
La temperatura media gravimétrica (TMG) y la temperatura media molar (TMN) se obtienen mediante una corrección de la TMV, el valor del factor de corrección (C) se obtiene de la grafica 5 a partir de TMV y PASTM = (T90% - T10%) / 80%vol.
La temperatura media volumétrica se obtiene de la grafica 3 y 4 a partir de la gravedad API, masa molecular (M) y factor de caracterización (KUOP).
C T T o T MVMNMG
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 5
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REGIÓN MARINA NORESTE
FACTOR DE CARACTERIZACION (KUOP)
Se establece un factor de caracterización para determinar la naturaleza química de los de los hidrocarburos. El factor depende de la densidad (relación H/C) y el punto de ebullición (no. átomos de carbono).
1515
3/1MV
UOP dK T 1.2166
K
Kuop = 13 Hidrocarburos Parafínicos
Kuop = 12 Hidrocarburos Mixtos
Kuop = 11 Hidrocarburos Nafténicos
Kuop = 10 Hidrocarburos Aromáticos
El factor de caracterización se obtiene de la grafica 3 y 4 a partir de la gravedad API, masa molecular (M) y temperatura media volumétrica (TMV).
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REGIÓN MARINA NORESTE
El factor de caracterización de los hidrocarburos decrece en el siguiente orden: parafina > olefina > nafteno > aromático.
Hidrocarburo KUOP
Hexano (C6H14) 12.79
Hexeno (C6H12) 12.46
Ciclohexano (C6H12) 11.00
Benceno (C6H6) 9.74
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REGIÓN MARINA NORESTE
INDICE DE CORRELACION (I.C.)
La naturaleza química de los hidrocarburos se analiza también a partir del índice de correlación.
456.8473.7dK T
48640I.C. 15
15MV
I.C. Carácter
< 20 Parafinico
20 - 60 Naftenico
> 60 Aromatico
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REGIÓN MARINA NORESTE
REACTIVIDAD
Desde el punto de vista molecular, los hidrocarburos presentan una reactividad química con el siguiente orden:
Los enlaces de los cicloalcanos son mas débiles y mas reactivos que los enlaces de los alcanos lineales (la energía de enlace C-H es de 90-100 Kcal/mol) .
El enlace σ presenta una energía de enlace de 83 Kcal/mol, mientras que el enlace π presenta una energía de enlace de 63 Kcal/mol.
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REGIÓN MARINA NORESTE
MASA MOLECULAR (M)
La masa molecular de una sustancia representa la suma de los pesos atómicos de los átomos componentes.
MG
n
T
ii n
n y
T
ii G
G w
No. de Moles: esta dado por el cociente entre la masa y el peso molecular.
Fracción Mol: cociente entre el numero de moles del componente i y el numero de moles totales del sistema.
Fracción Peso: cociente entre la masa del componente i y la masa total del sistema.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Para mezclas de composición conocida, se determina la masa molecular mediante las siguientes ecuaciones.
Mezclas de Composición Conocida
n
1 iiiM M x M
n
1 iiiM M y M
mezclas en fase gas:
mezclas en fase liquida:
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REGIÓN MARINA NORESTE
Mezclas Complejas
Para mezclas complejas, se determina la masa molecular mediante la siguiente ecuación:
2M T c T b a M
21.5 -K 7 a
K 0.04 - 0.76 b
0.00245 -K 0.0003 c
Cen T
La masa molecular de los hidrocarburos se obtiene de la grafica 3, 4 y 7 a partir de la gravedad API, factor de caracterización (KUOP), temperatura media volumétrica (TMV), temperatura critica (TC), presión critica (PC) y densidad 15-15.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Productos Masa Molecular No. Carbonos
Gasolina 90 a 160 C5-C12
Turbosina 180 a 200C12-C15
Kerosina 210 a 260
Diesel 240 a 300 C15-C18
Aceites 300 a 450 C20-C30
Al aumentar el numero de carbonos en el hidrocarburo aumenta la masa molecular de la mezcla.
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REGIÓN MARINA NORESTE
DENSIDAD (d)
Se define como el cociente que resulta de dividir la masa de un cuerpo entre su unidad de volumen. La unidad de densidad es kg/m3 o lb/ft3.
Densidad Absoluta
Densidad Relativa
Se define como el cociente que resulta de dividir la densidad de un compuesto entre una densidad de referencia (gases = aire, líquidos = agua).
VG
d
ref
irel d
d d
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad relativa constituye una de las características básicas del petróleo crudo y sus derivados. Esta referida a la densidad del agua a 4°C (40°F) ó 15.56°C (60°F)..
Densidad de Líquidos
agua
irel d
d d
C'dd 1515
204
0.99904 x dd 1515
154
3 Tabla C'
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REGIÓN MARINA NORESTE
Tabla 3
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad de mezclas de composición conocida se establece mediante la siguiente ecuación:
n
1iiim dwd
La densidad de los hidrocarburos crece simultáneamente con el aumento de la masa molecular o el punto de ebullición.
Productos Densidad Relativa
Gasolina 0.70 – 0.78
Turbosina 0.78 – 0.805
Kerosina 0.818 – 0.83
Gasóleo 0.85 – 0.905
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad relativa de los hidrocarburos decrece en el siguiente orden: aromático > nafteno > olefina > parafina.
Hidrocarburo Densidad Relativa
Hexano (C6H14) 0.6651
Hexeno (C6H12) 0.6790
Ciclohexano (C6H12) 0.7823
Benceno (C6H6) 0.8832
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REGIÓN MARINA NORESTE
La temperatura presenta un efecto importante sobre la densidad. La variación de la densidad es lineal a bajas temperaturas (hasta 40°C), pero a temperaturas mas altas la variación es parabólica.
Efecto de la Temperatura
t)(20 C dd 204
t4
2 Tabla C
La densidad de los hidrocarburos a altas temperaturas se obtiene de la grafica 11 a partir de la temperatura y la d15
15.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Tabla 2
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 11
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REGIÓN MARINA NORESTE
El método mas conocido para determinar la densidad de líquidos a altas presiones es el que utiliza el factor de expansibilidad (e).
Efecto de la Presión
El efecto de la presión sobre la densidad es mucho menor al que presenta la temperatura.
11
22 d
ee
d
El factor de expansibilidad se obtiene de la grafica 12 a partir de la presión reducida (Pr) y temperatura reducida (Tr), no tiene dimensiones.
atmen P PcPPr
Ken T TcTTr
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 12
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REGIÓN MARINA NORESTE
Los valores de presión critica (PC) y temperatura critica (TC) se obtienen de la grafica 7 a partir de la masa molecular (M) y d15
15.
Cuando la temperatura reducida (Tr) es menor o igual a 0.65 y la presión (P) es menor a 10 atm, el factor de expansibilidad se puede determinar con la siguiente ecuación:
Tr 0.0838 0.1745e
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 7
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad de los hidrocarburos se obtiene mediante los siguientes métodos experimentales:
Determinación de la Densidad de Líquidos
El método con el picnómetro (para todos los productos del petróleo).
El método con el densímetro o hidrómetro (productos líquidos, excepto éter del petróleo).
El método con la balanza Mohr-Westphal para líquidos, excepto éter del petróleo.
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad absoluta de los gases y vapores representa su masa volumétrica considerada a 0°C y 760 mmHg.
Densidad de Gases
RTPM
d zRTPM
d (gases ideales) (gases reales)
aire
irel d
d d
La densidad relativa de los hidrocarburos gaseosos esta referida a la densidad del aire a 0 °C y 760 mmHg.
1.293d
d irel
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad de las mezclas de composición conocida se obtiene mediante la siguiente ecuación:
n
1iiim dwd
Otro camino para determinar la densidad es:
RTzPM
dm
m
n
1iiim zyz
El valor del factor de compresibilidad (z) se obtiene de la grafica 13 a partir de la presión reducida (Pr) y temperatura reducida (Tr).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 13
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad de mezclas de composición desconocida se obtiene mediante la siguiente ecuación:
RTzPM
dm
m
10m zu zz
Los valores parciales de z0 y z1 se obtienen de la grafica 15 y 16 a partir de la presión critica (PC) y temperatura critica (TC).
El valor del factor acéntrico (u) se obtiene de la grafica 17 a partir de la temperatura critica (TC), la temperatura media molar (TMN) y la presión critica (PC).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 15
z(0)
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 16
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 17u
= f
act
or
acé
ntr
ico
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REGIÓN MARINA NORESTE
Efecto de la Temperatura y Presión
El efecto de la temperatura y presión en la densidad de los gases se establece a partir de la ecuación de gases reales:
RTzPM
dm
m
Si la presión se incrementa la densidad de la mezcla aumenta.
Si la temperatura se incrementa la densidad de la mezcla disminuye.
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REGIÓN MARINA NORESTE
La densidad de los productos gaseosos derivados del petróleo se obtiene mediante los siguientes métodos:
Determinación de la Densidad de Gases
El método de Bunsen-Shilling.
El método de Dumas con el picnómetro de Chancel.
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REGIÓN MARINA NORESTE
RELACION ATOMICA H/C
La densidad de un hidrocarburo esta ligada a su relación H/C, siendo la densidad menor al aumentar la cantidad de hidrogeno.
Hidrocarburo Relación Atómica H/C Densidad
Tetradecano (C14H30) 2.10 0.763
Octilciclohexano (C14H28) 2.00 0.817
Octilbenceno (C14H22) 1.57 0.858
Butilnaftaleno (C14H16) 1.04 0.966
Al aumentar la cadena de carbonos en un hidrocarburo disminuye la relación H/C (crudos pesados).
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REGIÓN MARINA NORESTE
VISCOSIDAD
Es la capacidad que tiene un gas o liquido de resistirse a un movimiento. La viscosidad nos da una idea de la fricción que existe entre las moléculas de una sustancia.
Viscosidad de Líquidos
Los hidrocarburos líquidos se consideran fluidos newtonianos. Así, para un régimen de movimiento laminar se someten a la ley de Newton.
dndV
ηδ
En donde δ es la tensión tangencial en la dirección de la velocidad, η es la viscosidad dinámica y dV/dn es el gradiente de velocidad.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Viscosidad Dinámica
Viscosidad Cinemática
Representa las características propias del liquido despreciando las fuerzas que generan su movimiento. La determinación de la viscosidad cinemática se establece con el viscosímetro Vogel-Ossag. Se expresa en stokes o centistokes (cst). 1 stoke = 1 cm²/s
DensidadDinamica Viscosidad
Cinematica Viscosidad
Unidades Absolutas
La determinación de la viscosidad dinámica se establece con el viscosímetro capilar y el viscosímetro Höpler. Se expresa en centipoise (cP), milipoise (mP) y micropoise (µP). 1 poise = 1 g/s.cm
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grados Engler
Segundos Saybolt
Los segundos Saybolt se emplean en E.U. y representan el tiempo de escurrimiento de 60 cm³ de producto a la temperatura de trabajo establecida en el viscosímetro universal o furol. El viscosímetro furol tiene un orificio de salida mayor y se emplea con productos mas pesados o viscosos.
Unidades Convencionales
Los grados Engler (°E) utilizados en Europa expresan el cociente entre el tiempo de escurrimiento de 200 cm³ de producto a la temperatura de trabajo (generalmente a 20, 30 o 100°C) y el tiempo de escurrimiento de 200 cm³ de agua a 20°C.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Segundos Redwood
Richardson
Para líquidos muy viscosos, la fracción interna se caracteriza mediante la penetración utilizando el equipo de Richardson.
Unidades Convencionales
Los segundos Redwood expresan la viscosidad en Inglaterra y representan el tiempo de escurrimiento de 50 cm³ de producto petrolero a la temperatura de trabajo. Se determina con los viscosímetros Redwood 1 y Redwood 2, este ultimo presenta un orificio de salida mayor y se emplea para líquidos de alta viscosidad.
1.98
9
p10*(5.13)
η
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REGIÓN MARINA NORESTE
La viscosidad cinemática (cst) a 100°F de los hidrocarburos decrece en el siguiente orden: nafteno > aromático > parafina > olefina.
Hidrocarburo Visc. Cinem. A 100°F (cst)
Hexano (C6H14) 0.4152
Hexeno (C6H12) 0.3415
Ciclohexano (C6H12) 0.9419
Benceno (C6H6) 0.5927
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REGIÓN MARINA NORESTE
Efecto de la Temperatura
Método de la Pendiente
Obtención de la viscosidad de una mezcla liquida a una cierta temperatura a partir de dos viscosidades conocidas de la mezcla a diferentes temperaturas.
La viscosidad de los hidrocarburos líquidos disminuye al aumentar la temperatura.
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REGIÓN MARINA NORESTE
1. Se obtienen los valores logarítmicos de viscosidad y temperatura para los dos puntos conocidos.
0.8loglogw
12
21
logTlogTww
m
11 w logTlogT mw
K Tlog
2. Se obtiene la pendiente de los logaritmos.
3. Se obtiene el valor logarítmico de la viscosidad a la temperatura des-conocida y posteriormente la viscosidad.
0.8 - 10 W10
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REGIÓN MARINA NORESTE
Efecto de la Presión
La viscosidad de los hidrocarburos líquidos aumenta al incrementarse la presión.
dη
υ
PP a . η η
mezcla la depresion P
mezcla la defactor a
presion cierta a dinamica d viscosida
densidad d
dinamica d viscosida
cinematica d viscosida
P
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REGIÓN MARINA NORESTE
Indice de Viscosidad (I.V.)
Es un numero empírico que nos indica cual es el efecto del cambio de temperatura en la viscosidad de un aceite.
I.V. bajo indica una efecto grande de la viscosidad con la temperatura.
I.V. alto indica una efecto mínimo de la viscosidad con la temperatura.
Método Dean-Davis
100 x D U- L
IV
El método compara al aceite muestra con dos aceites de referencia, uno de I.V. = 0 y otro de I.V. = 100.
U representa la viscosidad del aceite muestra a 100°F. L y D se obtienen de la tabla 4 a partir del valor de la viscosidad del aceite muestra a 210°F.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Tabla 4
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REGIÓN MARINA NORESTE
Método I.V. Extrapolado
100 0.275
1 - N) (antilog IVE
Mediante este método se obtiene el índice de viscosidad de un aceite que presenta un I.V. superior a 100 por el método tradicional.
100 x V log
Ulog - H log N
101.8 - U12.968 - U0.19042 H 2
El valor de IVE se obtiene de la grafica 59 a partir de la viscosidad del aceite muestra a 210°F (V) y 100°F (U)
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 59
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REGIÓN MARINA NORESTE
Viscosidad de Gases
Normalmente se establece la viscosidad dinámica de los gases, que se expresa en centipoise (cP), milipoise (mP) y micropoise (µP).
T ↑ , P ↑ → µ = aumenta
T ↓ , P ↓ → µ = disminuye
La variación de la viscosidad con la presión se observa solo a altas presiones. Ejemplo: N2 de 1 a 1000 atm aumenta 2.5 veces su viscosidad.
La viscosidad de los gases se incrementa al aumentar la temperatura y la presión.
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REGIÓN MARINA NORESTE
La viscosidad de las mezclas de composición conocida se obtiene mediante la siguiente ecuación:
n
1i
21
ii
n
1i
21
iii
m
My
Myμμ
Para obtener la viscosidad de los hidrocarburos a diferentes temperaturas y presiones se presenta la siguiente relación:
cr μμμ
El valor de la viscosidad reducida (µr) se obtiene de la grafica 62 a partir de la presión reducida (Pr) y temperatura reducida (Tr).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 62
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REGIÓN MARINA NORESTE
El valor de la viscosidad critica (µc) se obtiene mediante la siguiente ecuación:
32
61
i
i21
c
M
ed
Tc 7.7
μ
Tc= temperatura critica en K
e1= factor de expansibilidad en el estado inicial (i).
d1= densidad en el estado inicial (i).
M= masa molecular
µc = viscosidad critica (µp)
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REGIÓN MARINA NORESTE
CURVAS DE DESTILACION
Destilación ASTM: Es una destilación de tipo diferencial (los vapores formados son inmediatamente retirados del sistema), con la diferencia de que existe un pequeño reflujo en el cuello del matraz de destilación debido a la perdida de calor.
Vaporización en Equilibrio (VE): Los vapores formados no son eliminados del sistema, se mantienen en contacto intimo con el liquido hasta llegar a la temperatura de separación de las dos fases en equilibrio. No se asegura una buena separación de los componentes, pero es útil para instalaciones industriales donde se encuentran en equilibrio líquidos y vapores.
Destilación TBP: Se lleva a cabo en una columna de rectificación (destilación fraccionada). Las curvas de destilación TBP permiten establecer la cantidad real de componentes que se encuentran en el producto sometido a la destilación.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Comparación de las curvas de destilación para el mismo producto.
Curva ASTM, TBP y VE trazadas experimentalmente para una gasolina proveniente de un petróleo crudo itsmo.
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REGIÓN MARINA NORESTE
a) Método de Edmister-Okamoto
1. A partir de los datos de destilación experimental trazar la curva CASTM.
2. Calcular los incrementos de temperatura para los % Vol. (0-10, 10-30, 30-50, 50-70, 70-90 y 90-100).
3. Determinar la temperatura al 50% Vol. TBP en la grafica 42 a partir del dato de la temperatura al 50% Vol. ASTM.
4. Con los datos de ΔTASTM determinar en la grafica 42 los datos de ΔTTBP.
50%V ASTM50%V TBP T - T ΔT
TBP42 Grafica
ASTM T ΔT
5. Calcular las temperaturas TBP y la curva CTBP.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 42
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REGIÓN MARINA NORESTE
b) Método de Nelson
1. Trazar la grafica con los datos de la curva CASTM o CTBP.
2. Calcular la pendiente en el intervalo de 10-70 %Vol. de destilado.
10%v - 70%vT - T
P 10%70%TBP o ASTM
VE45 Grafica
TBP o ASTMTBP o ASTM P C , P
3. Con el valor de la pendiente ASTM o TBP, determinar de acuerdo a la curva ASTM o TBP, el valor de la pendiente de la curva CVE en la grafica 45.
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REGIÓN MARINA NORESTE
50% VE50% ASTM T - T T
4. Con el valor de la pendiente ASTM o TBP, se obtiene también de la grafica 45 el valor del incremento de temperatura y después se obtiene la temperatura de la curva CVE al 50%.
5. Con el valor de la temperatura TVE al 50% y la pendiente de la curva CVE, se obtienen las temperaturas TVE al 0% y 100%, ya que el valor de la pendiente PVE es constante en toda la curva.
0%v 50%vT - T
P 0%50%VE
50%v 100%vT - T
P 50%100%VE
50% VE50% TBP T - T T
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 45
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REGIÓN MARINA NORESTE
c) Método de Nelson (intervalos restringidos)
Para productos petroleros en donde la curva ASTM o TBP presenta irregularidades en todo el intervalo de destilación. Este método es mas exacto para este tipo de curvas ya que respeta el cambio de la pendiente a lo largo de la curva base.
1. Desarrollar los primeros 4 pasos del método de Nelson.
2. Obtener el valor de una constante a partir de la relación de pendientes entre la curva CVE y la curva CASTM o CTBP.
70%-10 TBP o ASTM
70%-10 VE
PP
cte
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REGIÓN MARINA NORESTE
3. Obtener el valor de la pendiente ASTM o TBP con intervalos restringidos (0-10, 10-30, 30-50, 50-70, 70-90 y 90-100%).
4. Utilizando la constante (cte) y el valor de la pendiente ASTM o TBP con intervalos restringidos se obtiene el valor de la pendiente VE con intervalos restringidos.
12
12RES TBP o ASTM %v - %v
T - T P
RES TBP) o (ASTMRES VE P . cte P
5. Utilizando la temperatura TVE al 50% y la pendiente VE con intervalos restringidos se obtienen las temperaturas TVE.
)%v . (P T T RESRES VE50%i%
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REGIÓN MARINA NORESTE
d) Método de Edmister-Okamoto
Para productos petroleros donde el intervalo del 10 al 30% Vol. de destilado presenta una pendiente acentuada, esto indica que la curva CVE tendrá una intersección con la curva base (CASTM o CTBP) en un intervalo menor al 50%, por esta razón uno de los intervalos representativos para este tipo de curvas es el intervalo del 10 al 30% de destilado.
1. Trazar la curva CASTM o CTBP.
2. Calcular los incrementos de temperatura (ΔT0-10, ΔT10-30, ΔT30-50, ΔT50-70, ΔT70-90, ΔT90-100). ΔT0-10 = T10 - T0
3. Con la temperatura al 50% destilado ASTM o TBP y el incremento de ΔT10-
30, obtenemos el valor de la temperatura TVE al 50% en las graficas 46 y 47.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 46 y 47
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REGIÓN MARINA NORESTE
4. Con los incrementos calculados en el paso numero 2 (ΔTASTM o ∆TTBP), se obtienen de la grafica 48 y 49 los incrementos de ΔTVE.
5. Con los incrementos ΔTVE y con la temperatura TVE al 50%, obtenemos las temperaturas TVE y trazamos la curva CVE.
VE49 Grafica
ASTM T ΔT
VE48 Grafica
TBP T ΔT
50% ASTM50% VE50% T - T ΔT
50% TBP50% VE50% T - T ΔT
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 48 y 49
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REGIÓN MARINA NORESTE
e) Método de Piroomov-Beiswenger
Para productos petroleros cuya curva CVE se aproxima a una recta, tomando como base la curva CASTM o CTBP obtenida experimentalmente y que presenta una pendiente que se aproxima a una recta en el intervalo de 10% al 70% de volumen destilado.
1. Trazar la curva CASTM o CTBP.
2. Determinar la pendiente en el intervalo de 10 – 70% Vol. destilado.
10%v - 70%vT - T
P 10%70%TBP o ASTM
3. Con el valor de la temperatura al 50% ASTM o TBP y la pendiente en el intervalo de 10-70, en la grafica 43 y 44 se obtiene el % Vol. destilado en el punto de intersección entre las curvas CASTM y CVE o CTBP y CVE, y se determina también la pendiente de la curva CVE para el intervalo 10 – 70%.
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4. El % Vol. destilado obtenido en el punto 3 permite calcular la temperatura de intersección en la curva de destilación experimental y define dos volúmenes, así como las relaciones para obtener las temperaturas al 0 y al 100%.
destilado %Vol. , P P , T 70%-10 VE44 43, Grafica
TBP o ASTMTBP o ASTM 50%
5. Trazar la curva CVE.
VEINT0% P a - T T
T hasta T desde destilado porcentaje a INT0%
T hasta T desde destilado porcentaje b 100%INT
INTASTM T C ,destilado) Vol. (% a
VEINT100% P b T T
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Grafica 43
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Grafica 44
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REGIÓN MARINA NORESTE
f) Método de Nelson (Presiones Mayores)
Obtención de la curva de vaporización en equilibrio (VE) para presiones mayores a la presión atmosférica.
1. Trazar la curva CASTM.
2. Determinar la temperatura media volumétrica TMV.
10%v - 90%vT - T
P 10%90%90%ASTM10
3. Determinar la pendiente de la curva CASTM en el intervalo 10-90%.
8.9 P17.8 T
R90-10 ASTM
MV
4. Calcular el parámetro R.
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REGIÓN MARINA NORESTE
5. Se determina el punto focal mediante la grafica 41 (temperatura focal y presión focal).
6. Con los valores de la temperatura al 0 y 100% Vol. destilado de la curva CVE y el punto R, se traza la curva nueva y después se obtiene el valor de T0% y T100% a las distintas presiones.
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Grafica 41
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REGIÓN MARINA NORESTE
g) Método de Edmister (Presiones Menores)
Obtención de la curva de vaporización en equilibrio (VE) para presiones menores a la presión atmosférica (destilación secundaria o al vacio).
1. Trazar la curva CTBP a 10 mmHg.
2. Determinar los incrementos ΔTVE a partir de los incrementos ΔTTBP en la grafica 57 (0-10, 10-30, 30-50, 50-70, 70-90, 90-100).
3. Con los valores de temperatura TBP al 50% y TTBP 10-30 se determina la temperatura VE al 50% en la grafica 56.
50% TBP50% VE50% T - T ΔT
4. Para obtener la curva VE a cualquier presión menor que la atmosférica, basta con determinar la temperatura al 50% de la presión deseada y aumentar o disminuir los ΔTVE obtenidos en el punto 2.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 57
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 56
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REGIÓN MARINA NORESTE
PUNTO DE ANILINA (P.A.)
Es una prueba desarrollada por Chavanne y Simon, se basa en la diferente solubilidad que presentan las clases de hidrocarburos con la anilina.
El punto de anilina aumenta al incrementarse la masa molecular. El valor del punto de anilina para un hidrocarburo con el mismo numero de carbonos presenta el siguiente orden ascendente para las clases de hidrocarburos: aromáticos < olefinas < naftenos < parafinas.
Hidrocarburo P.A. (°C)
Hexano (C6H14) 69
Hexeno (C6H12) 23
Ciclohexano (C6H12) 31
Benceno (C6H6) -30
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REGIÓN MARINA NORESTE
INDICE DE REFRACCION (η)
El índice de refracción de una substancia se define como la relación entre la velocidad de la luz en un vacio y la velocidad de la luz en la substancia (fluido).
η presenta valores mayores a 1, los líquidos presentan los valores mas altos y los gases valores muy cercanos a 1.
Substancia laen Luz la de Vel.Vacio elen Luz la de Vel.
η
Se determina con un refractómetro de tipo Pulfrich Abbe, su valor varia con la longitud de onda de la luz y con la temperatura.
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REGIÓN MARINA NORESTE
El índice de refracción de un hidrocarburo con el mismo numero de carbonos presenta el siguiente orden ascendente para las clases de hidrocarburos: parafinas < naftenos < olefinas < aromáticos.
El índice de refracción aumenta al incrementarse el numero de carbonos de parafinas y olefinas, mientras que para los hidrocarburos cíclicos naftenicos y aromáticos, el índice de refracción disminuye al aumentar el numero de carbonos.
Para las fracciones del petróleo (gasolina, turbosina, kerosina, diesel), el índice de refracción aumenta al incrementarse la temperatura media de ebullición.
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REGIÓN MARINA NORESTE
GRUPOS ESTRUCTURALES
Mediante el análisis estructural de los hidrocarburos se obtiene el porcentaje carbon-parafinico, carbon-naftenico y carbon-aromatico.
100 %C %C %C ANP
ciclico-carbon porcentaje %C
aromatico-carbon porcentaje %C
naftenico-carbon porcentaje %C
parafinico-carbon porcentaje %C
R
A
N
P
RAN %C %C %C
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REGIÓN MARINA NORESTE
Molécula Hipotética Media: Es aquella molécula que por su composición química esta expresada en elementos estructurales y numero medio de ciclos por molécula.
NAT R R R
moleculapor naftenicos ciclos de medio No. R
moleculapor aromaticos ciclos de medio No. R
naftenicos-aromatico ciclos de totalNo. R
N
A
T
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REGIÓN MARINA NORESTE
12A T - T F %C
Np
PR r - r
r - r %C
hidrogenar de despues anilina de ra temperatu T
hidrogenar de antes anilina de ra temperatu T
aromaticos roshidrocarbu los para alidadproporcion de constante F
2
1
mezcla laen naftenicos roshidrocarbu los de especifica refraccion r
mezcla laen sparafinico roshidrocarbu los de especifica refraccion r
mezcla la de especifica refraccion r
N
P
Método Waterman
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REGIÓN MARINA NORESTE
1. La curva no. 1 será para hidrocarburos parafinicos, es decir, que habrá 0% de hidrocarburos cíclicos.
2. La curva no. 2 será para hidrocarburos naftenicos monociclicos (una recta 0.3293).
3. La curvas no. 3, 4, 5 y 6 serán para hidrocarburos naftenicos policiclicos.
4. La curva no. 7 es de hidrocarburos naftenicos condensados, es decir, que hay 100% de ciclos naftenicos.
El valor de la refracción especifica rP y rN se obtiene de la figura 28 a partir de la refracción especifica de la mezcla (r).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 28
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REGIÓN MARINA NORESTE
Método η.d.M
Para aplicar este método se requiere del índice de refracción (η), densidad (d) y masa molecular (M). No es aplicable cuando %CR > 75%.
n si d 20°C n si d 70°C
V = 2.51(n-1.475)-(d-0.851) V = 2.4(n-1.460)-(d-0.828)
W = (d-0.851) -1.11(n-1.475) W = (d-0.828) -1.11(n-1.460)
V > 0
V < 0
W > 0
W < 0
V > 0
V < 0
W > 0
W < 0
%CA = 430V + 3660/M
RA = 0.44 + 0.08MV
%CA = 410V + 3660/M
RA = 0.41 + 0.055MV
%CA = 670V + 3660/M
RA = 0.44 + 0.08MV
%CA = 7.0V + 3660/M
RA = 0.41 + 0.08MV
%CR = 820W – 3S + 10000/M
RT = 1.33 + 0.146M(W–0.005S)
%CR = 775W – 3S + 11500/M
RT = 1.55 + 0.146M(W–0.005S)
%CR = 1440W – 3S + 10600/M
RT = 1.33 + 0.180M(W–0.005S)
%CR = 1440W – 3S + 12100/M
RT = 1.55 + 0.180M(W–0.005S)
%CN = %CR + %CA
%CP = 100 - %CR
RN = RT - RA
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REGIÓN MARINA NORESTE
Método η.d.PA
Es similar al método η.d.M, pero en lugar de la masa molecular se utiliza el punto de anilina (PA).
n si d 20°C
%CA = 1039.4 n - 470.4 d - 0.315 PA - 1094.3
%CN = 1573.3 n - 840.15 d - 0.4619 PA - 1662.2
%CP = 100 – (%CA - %CN)
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REGIÓN MARINA NORESTE
Método Boelhouwer-Waterman
Se aplica a las fracciones con contenido variable de aromáticos. Para calcular el % clase de hidrocarburos y las estructuras moleculares se utiliza la grafica 34 y las siguientes relaciones:
ha d - d d
2A d) (40 - d 600 C%
Para conocer sobre la estructura se utiliza la siguiente ecuación:
1 -
2800%C . M
21 R A
A
hidrogenar de despuesfraccion la de densidad d
hidrogenar de antesfraccion la de densidad d
h
a
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REGIÓN MARINA NORESTE
Grafica 34
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REGIÓN MARINA NORESTE
PODER CALORIFICO
Es la unidad que se emplea para medir la cantidad de calor que es desarrollado durante la combustión.
El poder calorífico de un combustible se define como la cantidad de calor producido por la combustión completa de un kilogramo de dicha sustancia (cal/kg de combustible).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Poder Calorífico Superior (Hs)
Es la cantidad de calor que se libera durante la combustión completa de un combustible, el agua contenida en los productos de la combustión se considera en estado liquido.
Poder Calorífico Inferior (Hi)
Es la cantidad de calor que se libera durante la combustión completa de un combustible, el agua contenida en los productos de la combustión se considera en estado vapor.
El poder calorífico superior de los combustibles líquidos se obtiene de la grafica 24 a partir del factor de caracterización (KUOP) y la densidad 15-15.
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Grafica 24
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Poder Calorífico de hidrocarburos
Se han elaborado ecuaciones para la obtención del poder calorífico en función del análisis elemental del combustible y peso específico, las mas relevantes son de Mendeleev-Dulong-Cragoe:
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Poder Calorífico de hidrocarburos
Se establece el poder calorífico inferior de algunos de los principales productos petroleros:
Compuesto Poder Calorífico (kcal/kg)
Utilidad
Gas Natural 13,000 Combustible domestico, Yacimientos
Gas LP 12,000 Combustible domestico, automóviles
Gasolina 11,000 Combustible automóviles
Kerosina 10,500 Combustible aviones, Calefacción
Diesel 10,000 Motores diesel
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Determinación de Poder Calorífico
El poder calorífico de los productos petroleros se obtiene de acuerdo a la fase en que se encuentran:
El poder calorífico de los combustibles gaseosos puede determinarse con el calorímetro Junker.
El poder calorífico de los combustibles líquidos puede determinarse con la bomba calorimétrica Parr de construcción especifica.
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REGIÓN MARINA NORESTE
CIFRA OCTANICA
Antidetonancia
Los motores de combustión cumplen con un ciclo de 4 etapas sucesivas:
1) Admisión: el carburador suministra una mezcla de vapores de nafta y de aire con las proporciones exactas para su combustión total. Esta mezcla penetra en los cilindros del motor.
2) Compresión: el pistón comprime la mezcla combustible.
3) Explosión: en el momento de la máxima compresión, una bujía conectada a un sistema eléctrico sincronizado hace estallar una chispa que inicia la combustión.
4) Expulsión: Los gases de combustión provocan el retroceso del pistón y salen por el escape. El cilindro queda en condiciones para reiniciar el ciclo.
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REGIÓN MARINA NORESTE
La cifra octanica o numero de octano es una medida de la habilidad que tiene un combustible para resistir la autoignicion durante la compresión (previo a la explosión).
Se compara la gasolina por investigar en un motor monocilindrico standard con una mezcla formada de n-heptano con una cifra octanica de 0 e isooctano (2,2,4-trimetil pentano) con una cifra octanica de 100.
El heptano es muy detonante y explota fácilmente por compresión, mientras que el isooctano no explota por compresión y por lo tanto es antidetonante.
Existen dos métodos para medir el numero de octano de un combustible en el laboratorio: MON (numero de octano de motor) y RON (numero de octano de investigación).
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RON MON Octano No.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Las gasolinas presentan una mejor antidetonancia cuando tienen compuestos isoparafinicos y aromáticos.
El método R. B. Cox emplea los datos de la curva de destilación y gravedad API para determinar la cifra octanica en la grafica 18.
Hidrocarburo RON
Hexano (C6H14) 24.8
2-metil-pentano (C6H14) 73.4
Hexeno (C6H12) 76.4
Ciclohexano (C6H12) 83.0
Benceno (C6H6) 106.0
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Grafica 18
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REGIÓN MARINA NORESTE
La cifra octanica para una mezcla de gasolinas se determina con la siguiente relación:
bbaa N V CN V C.O.
octanajemenor de gasolina la de octanica cifra N
octanajemenor de gasolina la de olumetricafraccion v V
mezcla defactor C
octanajemayor de gasolina la de octanica cifra N
octanajemayor de gasolina la de olumetricafraccion v V
b
b
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REGIÓN MARINA NORESTE
INDICE DE DIESEL
Es una constante de caracterización que establece el grado de sensibilidad de la autoinflamabilidad de los combustibles líquidos que destilan a presión atmosférica en un intervalo de temperatura comprendido de 240°C a 360°C (Diesel).
1.315
d1.415
32)(1.8PA I.D. 1515
Se puede obtener de la grafica 20 a partir del factor de caracterización (KUOP) y la temperatura media volumétrica (TMV).
Cen anilina de Punto PA
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Grafica 20
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CIFRA CETANICA
Se utiliza para determinar la calidad de los combustibles diesel, utiliza dos hidrocarburos líquidos de referencia: n-hexadecano o cetano (C16H34), que presenta un retraso mínimo a la autoinflamabilidad y se le da un valor convencional de 100, y el alfametil-naftaleno, que presenta un retraso de autoinflamabilidad elevado y tiene un valor de 0.
19.824 T 0.1224 I.D. 32 C.C. MV
Cen T
diesel de indice I.D.
MV
A 0.2 - N 0.1 P .850 C.C.
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La cifra cetanica se obtiene de la grafica 21 a partir de la temperatura media volumétrica (TMV) y la densidad 15-15, también se obtiene de la grafica 22 a partir del índice de diesel (I.D.).
aromatico rohidrocarbu de peso porciento A
naftenico rohidrocarbu de peso porciento N
parafinico rohidrocarbu de peso porciento P
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Grafica 21
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Grafica 22
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TEMPERATURA FLASH
Es la temperatura mínima a la cual la presión del hidrocarburo es suficiente para producir el vapor necesario para la ignición espontanea con el aire y en presencia de una fuente externa (flama).
Los hidrocarburos con una presión de vapor superior (compuestos ligeros) presentan puntos de flasheo bajos.
Es un parámetro importante para el almacenamiento y transporte de combustibles en un ambiente de alta temperatura.
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TEMPERATURA DE AUTOIGNICION
Es la temperatura mínima a la cual el vapor del hidrocarburo mezclado con aire presenta una ignición espontanea sin la presencia de alguna fuente externa.
Con el incremento de presión la temperatura de autoignicion decrece (cuando los hidrocarburos son comprimidos).
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REGIÓN MARINA NORESTE
CROMATOGRAFIA
Es una técnica basada en el principio de retención selectiva cuyo objetivo es separar los distintos componentes de una mezcla, y en algunos casos identificarlos si no se conoce su composición.
Cromatografía de Gases
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Análisis PONA
La gasolina contiene cerca de 300 hidrocarburos con números de carbono de 4 a 12. su caracterización se lleva a cabo mediante el análisis PONA (Parafinas, Olefinas, Naftenos, Aromáticos y otros).
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Análisis SARA
Separación de los componentes de un hidrocarburo en 4 clases: Saturados (S), Aromáticos (A), Resinas (R) y Asfáltenos (A).
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REGIÓN MARINA NORESTE
Los componentes del hidrocarburo son separados mediante la utilización de solventes selectivos.
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REGIÓN MARINA NORESTE
Después de separar los asfáltenos, los tres componentes (SAR) se separan mediante columnas y se cuantifican mediante detectores de UV e IR.
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REGIÓN MARINA NORESTE
A partir de la señal obtenida en los detectores se obtiene el porcentaje de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos en los hidrocarburos.
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REGIÓN MARINA NORESTE
ESPECTROSCOPIA INFRARROJA
La absorción de la radiación por una molécula orgánica en esta región produce una vibración, rotación o doblamiento de uno de sus enlaces, mientras el resto de la molécula permanece en su estado electrónico de reposo.
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REGIÓN MARINA NORESTE
REFERENCIAS
Valoración Tecnológica del Petróleo y sus Productos
Chávez D.
ESIQIE
Petroleum Refinery Engineering
Nelson W. L.
McGraw-Hill
Characterization and Properties of Petroleum Fractions
Riazi M. R.
Crude Oil Chemistry
Simanzhenkov V., Idem R.
Marcel Dekker
Refino del Petróleo
Wauquier J. P.
Diaz de Santos
