UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRESFACULTAD DE INGENIERIAINGENIERIA PETROLERA

REFINACION DEL PETROLEO

DIFERENCIAS Y APLICACIONES DE LAS DESTILACIONES ASTM,TBP, FLASH

UNIV. SUCASACA HUANCA GLORIA FABIOLA Fabiola_huanc@hotmail.com

FECHA DE ENTREGA:

12 de septiembre de 2014

INDICE

1. INTRODUCCION………………………………………………………………1

2. OBJETIVO……………………………………………………………………...1

3. CUERPO DE TEXTO…………………………………………………………..1

3.1. DESTILACION DEL CRUDO……………………………………………..1

3.2. DESTIACION ATMOSFERIA……………………………………………..3

3.3. DESTILACION TBP………………………………………………………..4

3.4. DESTILACION FLASH…………………………………………………….4

4. CONCLUSION…………………………………………………………………..7

DESTILACIONES ASTM,TBP Y FLASH

1. INTRODUCCION:El siguiente informe presenta las diferencias y aplicaciones que se tiene en las

destilaciones ASTM, TBP y FLASH, la cual es de suma importancia de una operación que

involucre petróleo, es necesario conocer, o al menos estimar, las propiedades del mismo.

La determinación exacta de la composición de un crudo no es posible debido a la gran

cantidad de componentes que integran la mezcla.

Se caracteriza entonces el petróleo por una curva de destilación realizada de acuerdo a

procedimientos estandarizados (destilación TBP, ASTM D86, D1160, etc.). Luego se

emplean correlaciones existentes para estimar las propiedades físicas del petróleo a partir

de las temperaturas que conforman la curva de destilación.

2. OBJETIVO:Dar a conocer las diferentes destilaciones y aplicaciones en las que se somete el petróleo,

para su dicha caracterización y de las distintas fraccciones que se tiene por los procesos

de separación basados en la diferencia de volailidad.

3. CUERPO DE TEXTO:

3.1. DESTILACIÓN DEL CRUDO

Cuando el crudo llega a la refinería se almacena en unos tanques con techo

flotante, con el fin de reducir las pérdidas de gases disueltos y reducir así el peligro

de incendio. En estos tanques continúa el proceso de decantación del agua y los

sedimentos.

Normalmente, cada refinería se alimenta de crudos de distinta procedencia y, por

tanto, de distintas características, seleccionadas previamente, teniendo en cuenta

sus precios de adquisición y los rendimientos de las distintas fracciones que van a

proporcionar los productos finales que demanda el mercado, conforme a un

programa de fabricación preestablecido, de manera que se obtenga el máximo

beneficio de explotación.

La destilación se utiliza para separar el crudo del petróleo en fracciones de acuerdo con su

punto de ebullición, para que cada una de las siguientes unidades del proceso tenga

materias primas que satisfagan sus especificaciones particulares. Se consiguen las

mayores eficacias y los costos más bajos si la separación del crudo tiene lugar en dos

etapas, primero fraccionando la totalidad del crudo esencialmente a la presión atmosférica,

luego alimentando la fracción de los residuos de punto de ebullición más alto (crudo

reducido) de la columna a presión atmosférica a un segundo fraccionador operando a alto

vacío.

Una mejor valoración de un crudo petrolífero, más allá de la determinación de su

densidad, puede lograrse mediante ensayos normalizados de destilación, que dan una

información más exacta del rendimiento que puede dar ese crudo en el fraccionamiento

industrial.

Los ensayos más sencillos (y por ello los más prácticos, no sólo para los crudos, sino

también para sus fracciones) son los correspondientes a las normas ASTM D- 86 y D-

1160. Sin embargo, los más útiles son los que se realizan en columnas discontinuas de 15

platos trabajando con una relación de reflujo 5/1, que se conocen como ensayos de

determinación del punto de ebullición verdadero (“True Boiling Point”- TBP).

Los ensayos se realizan generalmente en dos etapas; una primera a la presión

atmosférica, hasta alcanzar los 400ºC en el fondo de la columna; y una segunda

etapa en la que el residuo no evaporado en la primera etapa se destila a vacío. Este

método de operación presenta la ventaja de evitar el excesivo calentamiento de la

muestra, que podría craquearse térmicamente, falseando los resultados por

aumentar los componentes ligeros a costa de los pesados.

La mayoría de los productos obtenidos en una refinería pueden obtenerse

directamente de la destilación del petróleo, es decir, separando el crudo en sus

distintos componentes. Este es el caso del keroseno, las naftas, los LPG, etc. Otros

productos, en cambio, no son componentes del petróleo crudo, sino que surgen a

partir de reacciones químicas con los hidrocarburos que forman el petróleo para

formar nuevas moléculas, son ejemplos de ello las gasolinas, disolventes, asfaltos,

etc.

En el proceso de refino del crudo se dan lugar una serie de procesos

interconectados. Al primer proceso que se somete el crudo se denomina “topping”,

correspondiente a la destilación atmosférica. La destilación o fraccionamiento del

crudo es una operación que permite separar cortes o fracciones de una mezcla

compleja de hidrocarburos, como es el caso del crudo. El principio físico en el que

se basa el proceso es la diferencia de volatilidad de los componentes. Por ende, en

las columnas fraccionadoras se adecuan las condiciones termodinámicas para

obtener las fracciones deseadas.

El fraccionamiento del crudo se completa en dos etapas: destilación atmosférica y

destilación de vacío. En primer lugar se procesa en unidades de destilación

atmosférica, también llamadas unidades de cabeza, donde la presión de trabajo es

típicamente 760mmHg. Gran parte del crudo procesado en las unidades de cabeza

no se vaporiza, ya que para lograrlo sería necesario elevar la temperatura de

trabajo por encima el umbral de descomposición térmica.

La fracción que no ha sido vaporizada se la denomina “residuo atmosférico” o

“crudo reducido”, esta se bombea a la unidad de vacío, lugar en el que la presión de

trabajo es de 20mmHg, lo que permite destilarlo a menores temperaturas, sin

descomponer la estructura molecular.

La diferencia fundamental entre las unidades de cabeza y vacío es la presión de

trabajo. La torre de destilación atmosférica opera con presiones típicas de

760mmHg, mientras que en la destilación de vacío trabaja con presiones absolutas

de 20mmHg. Esto permite destilar hidrocarburos de alto peso molecular que se

descompondrían o craquearían térmicamente, si las condiciones operativas

normales de la destilación atmosférica fuesen sobrepasadas. Las fracciones

obtenidas por estos fraccionamientos son enviadas a tanques de despacho o como

carga de otras unidades en que se completa el refinado.

3.2. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA:

El objetivo de la destilación atmosférica es obtener una serie de fracciones con

intervalos de ebullición bien definidos. Para conseguirlo se somete a la

alimentación (crudo), que previamente ha sufrido un proceso de desalación y ha

sido calentada en un horno a 340-370ºC, a una destilación “flash” en una cámara

vacía, situada generalmente en la parte inferior de la columna de fraccionamiento a

la que pasa inmediatamente la porción vaporizada.

A la torre de destilación atmosférica, o columna de fraccionamiento, llega la fase

vaporizada del crudo. A medida que ésta va ascendiendo, debido al gradiente

decreciente de temperaturas, las fracciones menos ligeras van condensando en un

seguido de platos o bandejas dispuestas horizontalmente a distintas alturas de la

torre. A medida que van condensando, dichas fracciones van siendo extraídas de

las bandejas, tomando una serie de precauciones que se anotarán más adelante, y

se les aplica un tratamiento de purificación o arrastrado en un “stripper” para

aumentar su pureza.

Del proceso de destilación atmosférica se obtienen, generalmente, cinco fracciones:

gases incondesables, naftas, kerosenos, dieselóleos y un residuo atmosférico. Este

último va a ser introducido posteriormente en una unidad de destilación a vacío

para continuar con su proceso de fraccionamiento.

3.3. DESTILACIÓN TEMPERATURA DE EBULLICIÓN REAL (TBP TRUE BOILING POINT)

Este tipo de destilación está descrita en el método ASTM D2892, el cual corresponde a

una técnica de laboratorio, definida por una columna de 15 a 18 platos teóricos con una

relación de reflujo de 5:1, y se le conoce bajo el nombre de <<Curva de Verdaderos

Puntos de Ebullición>> (TBP True Boiling Point).

Este método se aplica a los crudos de petróleo estabilizados (desbutanizados) pero puede

aplicarse también a cualquier mezcla de fracciones petrolíferas salvo a los gases Iicuados

del petróleo, naftas muy ligeras y a las fracciones que posean un punto inicial de ebullición

superior a los 400°C.

3.4. DESTILACIÓN “FLASH”La circulación del crudo por el horno es de carácter turbulento para asegurar así

una buena transmisión de calor y evitar los problemas de coquización y

recalentamiento de los tubos. Debido a la circulación en régimen turbulento, las

pérdidas de carga que se generan en el horno son muy grandes.

A la salida del horno, el crudo se conduce hasta la zona “flash” o zona “de carga” de

la columna de fraccionamiento, que se encuentra debajo de las bandejas de la

columna. La zona “flash” es un espacio vacío que se encuentra a una presión de

entre 2 y 3bar, una presión inferior a la que se encuentra el crudo en el horno. El

efecto de la caída de presión que experimenta la mezcla de hidrocarburos que

componen el crudo al llegar a la zona “flash” es una evaporación “flash”, a entalpía

constante, en la que la alimentación “Q” se separa en dos fracciones: una líquida

(L), rica en componentes menos volátiles; y otra gaseosa (V), constituida por los

hidrocarburos más ligeros.

La relación molar entre la porción vaporizada (V0) y la que permanece líquida (L0)

es función de la naturaleza y composición del crudo, de la temperatura final en la

zona “flash” (TF) y de la presión parcial de los hidrocarburos en la cámara “flash”

(PHC,0), de forma que para cada crudo o para cada fracción del mismo deben

obtenerse unas curvas que relacionen todas estas variables. Estas curvas se

denominan EFV (“Equilibrium Flash Vaporization”).

La volatilidad del petróleo crudo y sus fracciones se caracteriza en función de una o más

pruebas de destilación del laboratorio que se resumen en la siguiente tabla:

Nombre de la prueba

Referencia Aplicación principal

ASTM

(atmosférica)

ASTM D 86 Fracciones o productos del petróleo, que

incluyen las gasolinas, combustibles para

turbinas, naftas, querosinas, aceite para gas de

alumbrado, destilados de aceites combustibles

y solventes que no tienden a descomponerse

cuando se evaporan a 1 atm de presión.

ASTM (al vacío, a

menudo 10 torr

(1,3 kPa))

ASTM D

1160

Fracciones o productos pesados del petróleo

que tienden a descomponerse en la prueba

ASTM D 86, pero que pueden evaporarse

parcial o totalmente a una temperatura máxima

de líquido de 750°F (400°C) y a presiones hasta

de 1 torr (0,13 kPa).

TBP (atmosférica

o 10 torr (1,3

kPa))

ASTM D

2892

Fracciones del crudo y del petróleo

La carga puede variar de 0,5 a 30 L, lo cual permite:

Recoger los gases licuados, los cortes de destilación y un residuo.

La determinación de los rendimientos de los cortes a la vez en peso y en volumen.

El trazado de una curva de destilación representando la temperatura en función del

% en peso o % en volumen recogido.

El equipo permite la destilación a presión atmosférica y a presión reducida (hasta 2 mm de

mercurio ≈ 0,266 kPa).

Fig.1

Fig,1 muestra una relación de las distintas destilaciones de laboratorio y el fraccionamiento

de la torre . en la entrada de la torre caliente mientras que a través de la altura de la

misma el análisis de laboratorio representativo es la TBP.

La ASTM solo es un control.

4. CONCLUSION:

De acuerdo a la información obtenida se llega a concluir que las destilacuiones realizadas

en nuestras refinerías son para caracterizar el petróleo a traves de las curvas de

destilación y de las fracciones de petróleo obtenidas de los diferentes procedimientos.