Caracterización de una fracción petrolífera

Análisis de Crudos: Destilación ASTMJohanna Castillo1 • Alexander Chamba1 • Andrés Coronel1 • Freddy

Marcillo1

1Escuela de Ingeniería Química, Universidad Técnica Particular de Loja, Loja, Ecuador

RESUMENEn el presente trabajo se determinó una curva de corte de petróleo utilizando el método ASTM-D86 para determinar la temperatura y el porcentaje de volumen destilado de diferentes cortes de hidrocarburos derivados del petróleo. Los resultados obtenidos son analizados para obtener una idea global del proceso de destilación de una refinería y los principios fisicoquímicos que intervienen. Los intervalos de temperatura es desde los 70 ºC hasta la 90 ºC a los 80 ºC la destilación es crítica debido a que existe una mayor cantidad de compuestos y se dificulta definir los compuestos.

Palabras claves: Corte de petróleo, ASTM-D86, temperatura, volumen destilado.ABSTRACTIn this paper a curved cutting oil was determined using the ASTM-D86 method to determine the temperature and percentage of distillate volume of different cuts of petroleum hydrocarbons. The results are analyzed to obtain an overview of the process of distillation of a refinery and physicochemical principles involved. It is the temperature ranges from 70 ° C to 90 ° C to 80 ° C the distillation is critical because there is a greater amount of compounds and is difficult to define the compounds.

Keywords: Cutting oil, ASTM-D86, temperature, distilled volume.

1 INTRODUCCIÓN

La industria del petróleo ha mantenido una expansión constante en los dos últimos siglos debido a la localización de nuevos pozos y la optimización de procesos de separación y refinación [1]. La extracción y refinación es un método complejo que requiere tecnología específica para cada operación [2]. Es necesario conocer las propiedades del petróleo pero resulta difícil determinar la composición exacta ya que contiene una gran cantidad de compuestos que conforman la mezcla. Para

caracterizar el petróleo es práctico hacer una curva de destilación que involucra la temperatura en función del porcentaje acumulado de líquido destilado. Una fracción de petróleo es un compuesto de diferentes hidrocarburos con punto de ebullición similar que son recogidos de a una determinada altura de la columna de destilación. Una práctica estandarizada es la ASTM D-86 que permite la identificación de productos ligeros de petróleo de la que se obtiene una curva de destilación que se obtiene debido a la variación del punto de ebullición que es una propiedad intrínseca de los cortes del petróleo. En el presente trabajo se determinará la curva de destilación defiendo la temperatura indicada en el termómetro y el porcentaje de una fracción destilada.

2 ESQUEMA

Figura 1. Esquema general de la destilación ASTM

3 METODOLOGÍA

La presente práctica de análisis de crudos (destilación ASTM) se realizó en los Laboratorios de química aplicada de la Universidad Técnica Particular de Loja, Loja, Ecuador. Para el análisis del crudos por destilación primeramente se armó el equipo de destilación, colocando el termómetro en contacto con la mezcla, en el balón se colocó las sustancias a destilar: alcohol 40ml, gasolina 100ml y diésel 100ml.

Procedimos a realizar la destilación considerando los puntos de ebullición de cada una de las sustancias: alcohol 70°C, gasolina 140°C, diésel 270°C. El destilado es recogido en una probeta volumétrica, tomando las temperaturas correspondientes al cambio de volumen.

4 RESULTADOS

Mediante el proceso de destilación ASTM aplicado durante 2 horas y 30 minutos se recolectó un total de 124 ml entre alcohol y gasolina, para el proceso se utilizó volúmenes conocidos de las muestras (Tabla 1) y obtuvo los siguientes parámetros (Tabla 2), los mismos que se detallan en los anexos al presente trabajo.

Muestra Volumen (ml)

Diésel 100Gasolina 40Alcohol 100Total 240

Soporte Termómetro

Balón

Manta eléctrica

Pinza

Nuez

Refrigerante

Alargadera

Probeta

Tabla 1. Volúmenes de cada muestra

Parámetro Valor

Temperatura inicial de destilado 70°CTemperatura final de destilado 90°C

Fase de separación 91 ml

Volumen recuperado 124 mlResiduos 107 ml

Volumen total 231 ml

Volumen de perdidas % 3,8%

Tabla 2. Parámetros de estudio

La curva de flujo de obtención de una fracción petrolífera de la mezcla (alcohol-gasolina-diésel) en el proceso se muestra la (Figura 2.)

Temperatura (°C)

Volumen (ml)

68 070 1572 2573 3074 5075 8576 9077 9578 11079 11580 11881 12083 12184 12285 122,586 12387 123,588 12489 12490 124

Figura 2. Gráfica del flujo de sustancias petrolíferas en el proceso de destilación

Como se puede observar en la gráfica ASTM (volumen vs temperatura) se comienza a destilar una primera fracción (alcohol) a una temperatura de 70°C, en donde en un rango de 73°C - 75°C se recupera un mayor volumen, además que a una temperatura de 75°C se presenta una separación de fases donde una solución 1 tiene un

67 72 77 82 87 920

20

40

60

80

100

120

140

Temperatura °C

Volu

men

ml

volumen de 60ml y una solución 2 un volumen de 11ml, recolectándose finalmente de la fase de separación 91ml.

Luego de haber destilado la mezcla por 2 horas y 30 minutos recuperamos un volumen de 124ml (alcohol-gasolina).

5 CONCLUSIONES

La gráfica obtenida en la presente práctica nos muestra principalmente el punto de inicio de la destilación que se dio entre los 68 y 70°C, a estas temperaturas se comienza a obtener un volumen de destilado, dándonos como referencia que en este punto los componentes de la mezcla de hidrocarburos y alcohol comienzan a cambiar de estado por ende a estas temperaturas uno de los componentes de la mezcla petrolífera alcanza su punto de ebullición y es la primera fracción del destilado, en este caso el alcohol que tiene un punto de ebullición de 70°C.

El volumen del destilado del alcohol fue bastante elevado, se pudo obtener aproximadamente 91ml de alcohol de la mezcla, al llegar a este volumen se evidenciaron los cambios de fase en el destilado observándose la salida de un nuevo componente de la mezcla. Esta separación de fase se debió a que no hubo un control total de la temperatura durante el proceso, además que el equipo de destilación a nivel laboratorio no es preciso para obtener fracciones de mezclas petrolíferas.

A los 124°C la curva de destilación alcanza un punto en el que se mantienen los compuestos con un constante flujo pues es en este punto donde el volumen de destilado aumenta sin la necesidad de aumentar la temperatura llegando a un punto de equilibro donde la energía sumistrada es la suficiente para que cambie de fase toda la solución.

6 RECOMENDACIONES

El proceso de destilación ASTM es un proceso destinado principalmente a separar soluciones con diferentes puntos de volatilización por ende es muy necesario tener controles permanentes y muy eficientes para realizar curvas de caracterización muy precisas y con mayor exactitud.

Las temperaturas deben ser controladas con la mayor precisión posible para poder determinar los volúmenes exactos que se tenga en cada temperatura.

El equipo en el que se debe trabajar debe ser graduado para el colector del destilado pues en este punto donde se recolectan los datos más relevantes de este proceso y a la falta de este medio de media el desensamblar a cada momento generaría perdidas laterales de volúmenes así como un control menor de las temperaturas.

7 TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Temperatura de ebullición de una mezcla compleja.El petróleo crudo al ser una mezcla compleja que es entre 50% y 95% en peso

de hidrocarburos. El conjunto típico de fracciones de petróleo [3], véase Tabla 3. Puesto que hay un número de factores que influyen en el punto de ebullición (PE) de un hidrocarburo, estas fracciones de petróleo son mezclas complejas. Más de 500 hidrocarburos diferentes se han identificado en la fracción de gasolina, por ejemplo.

Fracciones de petróleo crudoFracción PE (°C) # de átomos de carbono

Gas natural < 20 C1 hasta C4Éter de

petróleo20 - 60 C5 hasta C6

Gasolina 40 - 200

C5 hasta C12, más comúnmente C6 hasta C8

Kerosene 150 - 260

Sobre todo C12 hasta C13

Otros combustibles

> 260 C14 y más alto

Lubricantes > 400 C20 y por encimaAsfalto y

coqueresiduos

Por lo general poli cíclicos

Tabla 3. Fracciones de crudo de petróleo

Punto de anilina, factor acéntrico.El punto de anilina de un aceite se define como la temperatura mínima a la que

volúmenes iguales de anilina (C6H5NH2) y el aceite son miscibles, es decir, formar una sola fase tras la mezcla [4]. El valor da una aproximación por el contenido de compuestos aromáticos en el aceite, ya que la miscibilidad de anilina, que es también un compuesto aromático que sugiere la presencia de compuestos similares (es decir, aromáticos) en el aceite. Cuanto menor sea el punto de anilina, mayor es el contenido de compuestos aromáticos en el aceite como se necesita obviamente una temperatura más baja para asegurar la miscibilidad [5].

El factor de acéntrico ω (omega) es un número conceptual introducido por Kenneth Pitzer en 1955, ha demostrado ser muy útil en la descripción de la materia [6]. Se ha convertido en un estándar para la caracterización de fase de los componentes individuales y puros. Los otros parámetros de descripción de estado son el peso molecular, la temperatura crítica, la presión crítica, y factor crítico acéntrico volumen. Se dice que es una medida de la no esfericidad (centralidad) de las moléculas [7].

Se define como:

ω=−log10 ( prsat )−1 , aT r=0.7

Donde:

T r=T /T c es la temperatura reducida

prsat= p

sat

pc es la presión de saturación reducida de vapores.

Propiedades críticasTemperatura crítica: La temperatura crítica de una sustancia es la temperatura

a la que el vapor y por encima de la sustancia no puede ser licuado, no importa cuánta presión se aplica [8].

Presión crítica: En termodinámica, un punto crítico (o estado crítico) es el punto final de una curva de equilibrio de fases. El ejemplo más destacado es el punto crítico líquido-vapor, el punto final de la curva de presión-temperatura que designa las condiciones bajo las cuales un líquido y su vapor pueden coexistir. En el punto crítico, definido por una temperatura crítica Tc y un pc presión crítica, límites de fase desaparecen. Otros ejemplos son los puntos críticos líquido-líquido en mezclas [9].Destilación ASTM D-86 y sus aplicaciones

Es el método de prueba estándar para la destilación de productos derivados del petróleo a presión atmosférica [10], este método de ensayo cubre la destilación atmosférica de productos derivados del petróleo utilizando una unidad de laboratorio de destilación por lotes para determinar cuantitativamente las características intervalo de ebullición de los productos tales como destilados ligeros y medios, los combustibles de motores de encendido por chispa de automóviles con o sin compuestos oxigenados, la aviación gasolinas, combustibles de turbinas de aviación, diésel combustible, el biodiesel se mezcla hasta un 20%, los combustibles marinos, gasolinas especiales derivados del petróleo, naftas, aguarrás, querosenos de grados 1 a 2, quemadores de combustibles.

Destilación TBP y sus aplicaciones La composición de cualquier muestra de petróleo crudo se aproxima por una

verdadera curva punto de ebullición (TBP) [11]. El método utilizado es básicamente una destilación discontinua operación, utilizando un gran número de etapas, por lo general mayor que 60, y la alta relación de reflujo a destilado (mayor que 5). La temperatura en cualquier punto de la curva de rendimiento de la temperatura volumétrica representa la verdadera ebullición punto de que el material de hidrocarburo presente en el porcentaje en volumen dado punto destila. Curvas de destilación TBP son generalmente sólo se ejecutan en el crudo y no en productos derivados del petróleo.

Destilación EFV y sus aplicaciones Es la curva de destilación que se obtiene grafica la temperatura de equilibrio

líquido-vapor. La destilación EFV se diferencia de la destilación fraccionada en que el vapor no es removido en la medida que se va formando sino que permanece en contacto con el líquido remanente hasta que se completa el proceso. El conocer las condiciones del equilibrio de fases vapor-líquido de las fracciones del petróleo es esencial para el diseño de la mayoría de los equipos empleados en la industria de la refinación del petróleo. Esta información puede ser obtenida experimentalmente

mediante la determinación de la curva EFV. Sin embargo, el procedimiento es laborioso y costoso. Por estos motivos, generalmente se emplean correlaciones empíricas para estimar la curva EFV a partir de curvas ASTM o TBP, que son más fáciles de obtener experimentalmente [12].

Gravedad APILa gravedad de Instituto Americano del Petróleo, o la gravedad API, es una

medida de cómo pesado o ligera se compara un líquido de petróleo al agua: si su gravedad API es mayor que 10, que es más ligero y flota en el agua; si es menos de 10, que es más pesado y se hunde. La gravedad API es por lo tanto una medida inversa de la densidad relativa de un líquido de petróleo y la densidad del agua, pero se utiliza para comparar las densidades relativas de los líquidos derivados del petróleo. Por ejemplo, si un líquido de petróleo flota sobre otro y por lo tanto es menos denso, tiene una mayor gravedad API. Aunque la gravedad matemáticamente API es una cantidad sin dimensiones, consulte la siguiente fórmula, es, no obstante, a que se refiere como estando en "grados". Gravedad API se en grados en un instrumento hidrómetro. La escala API fue diseñado de modo que la mayoría de los valores se sitúan entre 10 y 70 grados de gravedad API [13].

VolatilidadEn la química y la física, la volatilidad es la tendencia de una sustancia para

vaporizar. La volatilidad está directamente relacionada con la presión de vapor de una sustancia. A una temperatura dada, una sustancia con una mayor presión de vapor se vaporiza más fácilmente que una sustancia con una presión de vapor inferior [14].

Punto de ebullición, promedio molal, volumétrico, en peso, cubico. El punto de ebullición de una sustancia es la temperatura a la cual la presión de

vapor del líquido es igual a la presión que rodea el líquido [15] y los cambios de líquido a vapor.

Punto de ebullición promedio cúbico. Se encuentra representado por:

PEPC=(∑i=1

h

xviT bi13 )

3

Donde: Xvi: fracción volumétrica de componente i Tbi: punto de ebullición normal del componente i.

Punto de ebullición promedio molal. Se encuentra representado por:

PEPM=∑i=1

h

xviT bi

Punto de ebullición promedio másico. Se encuentra representado por:

PEPC=∑i=1

h

xwiT bi

Donde:Xwi: fracción másica de componente i [16].

Factor de caracterización KUOP o factor de Watson Kw."Si en dos ejes de coordenadas rectangulares se ponen en la abscisa los

valores crecientes de la temperatura de ebullición y en la ordenada los valores decrecientes de la densidad para diferentes hidrocarburos se obtienen una serie de puntos los cuales dan una curva característica. Se realiza de esta manera una doble clasificación de los hidrocarburos, de la izquierda a la derecha según la temperatura de ebullición o la masa molecular y de abajo hacia arriba una clasificación en base a la composición química o la relación en hidrógeno y carbono en la molécula. Partiendo de estas consideraciones se ha introducido el factor de caracterización KUOP, por medio del cual se expresa la afinidad del producto petrolero que puede estar comprendido entre dos límites extremos: hidrocarburos parafínico con un contenido máximo de hidrógeno e hidrocarburos aromáticos con un contenido mínimo de hidrógeno.

Se ha constatado que por fraccionamiento de un petróleo con carácter uniforme en fracciones con límite de destilación angosto, la densidad de las fracciones es aproximadamente proporcionales con la raíz cúbica de las temperaturas de ebullición absolutas. El factor de proporcionalidad es precisamente el factor de caracterización dado por la siguiente expresión.

Donde: Tb= Temperatura media de ebullición en R. ρ= Densidad relativa a 15,6 °C. Para fracciones angosta en lugar de temperatura media se puede usar la

temperatura a la cual destila el 50% en la curva ASTM. Los valores del factor de caracterización para diferentes hidrocarburos y productos petroleros son: KUOP=13 Hidrocarburos parafínicos normales e iso.

KUOP=12 Hidrocarburos en los que el peso relativo de las cadenas y de los anillos son equivalentes.

KUOP=11 Hidrocarburos nafténicos puros o aromáticos poco sustituidos. KUOP=10 Hidrocarburos aromáticos puros. KUOP=12,5-13 Productos parafinosos. KUOP=10-11 Hidrocarburos nafténicos y aromáticos [17].

7 REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA

[1] Torres-Robles, R., & Castro-Arellano, J. J. (2002). Análisis y simulación de procesos de refinación del petróleo. Instituto Politécnico Nacional de México, Alfaomega.[2] Jasso Villazul, J. (1999). La madurez tecnológica en la industria petroquímica mundial. Revista de la CEPAL.[3] Spencer, J. N., Bodner, G. M., & Rickard, L. H. (2010). Chemistry: Structure and Dynamics. John Wiley & Sons.[4] Manual on Hydrocarbon Analysis. (s.f.). ASTM International.[5] Lubricants, A. C. D.-2 on P. P. and. (1949). The Significance of Tests of Petroleum Products: A Report. ASTM International.[6] Xiang, H. W. (2005). The Corresponding-States Principle and its Practice: Thermodynamic, Transport and Surface Properties of Fluids. Elsevier.[7] Xiang, H. W. (2005). The Corresponding-States Principle and its Practice: Thermodynamic, Transport and Surface Properties of Fluids. Elsevier.[8] Critical Temperature and Pressure. (s.f.). Recuperado 15 de mayo de 2015, a partir de http://www.chem.purdue.edu/gchelp/Liquids/critical.html[9] Rabinowitz, P. H., & Sciences, C. B. of the M. (1986). Minimax Methods in Critical Point Theory with Applications to Differential Equations. American Mathematical Soc.[10] D02 Committee. (2012). Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure. ASTM International. Recuperado a partir de http://www.astm.org/doiLink.cgi?D86[11] Petroleum Industry: True boiling point curve. (s.f.). Recuperado 16 de mayo de 2015, a partir de http://petroleum-industry-eng.blogspot.com/p/true-boiling-point-curve.html[12] Educación en Ingeniería Química. (s.f.). Recuperado 16 de mayo de 2015, a partir de http://ssecoconsulting.com/[13] American Society for Testing Materials, & Institute of Petroleum (Great Britain). (1960). Report on the development, construction, calculation, and preparation of the ASTM-IP petroleum measurement tables (ASTM D 1250, IP 200). London; Philadelphia, Pa.: Institute of Petroleum ; American Society for Testing Materials.[14] Speight, J. G. (2006). The Chemistry and Technology of Petroleum, Fourth Edition. CRC Press.[15] Pollution Prevention: The Waste Management Approach to the 21st Century. (s. f.). Recuperado a partir de https://www.crcpress.com/product/isbn/9781566704953[16] Gary, J. H., & Handwerk, G. E. (1980). Refino de petróleo: tecnología y economía. Reverte.[17] Torres Egas, A. E. (Julio de 2013). Caracterización y evaluación del crudo carga de la refinería estatal de esmeraldas. Recuperado el 17 de Mayo de 2015, de Universidad Central del Ecuador: http://www.dspace.uce.edu.ec/bitstream/25000/1988/1/T-UCE-0017-46.pdf