Destilación de crudos livianos

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DESTILACIÓN DE CRUDOS LIVIANOS

INTRODUCCIÓN

La destilación de crudos livianos comprende los principios de la destilación multicomponente, pero

teniendo en cuenta ciertas consideraciones:

1. Las alimentaciones a la torre tienen una composición excesivamente compleja y constante, en elcaso del petróleo, de muchos tipos diferentes de hidrocarburos y quizá de compuestos orgánicos

e inorgánicos. El número de átomos de carbono de estos componentes pueden variar desde 1hasta más de 50, por consiguiente los compuestos pueden tener varios puntos de ebullición, a

presión atmosférica, que varían entre -162°C (-259°F) hasta más de 538°C (1000°F). En unintervalo dado de puntos de ebullición el número de compuestos diferentes que muestran

diferencias en la volatilidad se multiplican rápidamente, al incrementarse la temperatura deebullición.

2. El carácter y los rendimientos de los productos de destilación varían considerablemente y

dependen de la fuente de alimentación. En algunos casos los petróleos crudos del mismo sitio

pueden mostrar grandes variaciones.

3. La escala de operaciones de destilación del petróleo es por lo general grande y dichas

operaciones son comunes en varios procesos de refinación del petróleo, que incluyen: la

destilación a presión atmosférica del petróleo crudo; la destilación al vacío de los fondos

residuales obtenidos de la destilación a presión atmosférica; el fraccionamiento principal de los

efluentes gaseosos, procedentes del craqueo catalítico de varias fracciones del petróleo y el

fraccionamiento principal de los efluentes procedentes de la cocción térmica de varias fracciones

del petróleo.

Caracterización del petróleo y sus fracciones

Para el diseño y análisis de la operación de la planta de destilación se necesita realizar la caracterización

del crudo a refinar, esto se realiza por medio de la gravedad, las curvas de destilación de laboratorio, el

análisis de los componentes de los fondos ligeros y el análisis de los tipos de hidrocarburos presentesen los extremos intermedios y pesados. A partir de estos datos se pueden determinar cinco puntos de

ebullición diferentes en promedio y un índice de parafinidad (D), los cuales se utilizan posteriormentepara el cálculo de las propiedades físicas de las mezclas complejas. Se pueden medir otro tipo de

propiedades al crudo como el contenido de azufre, punto de vaciamiento, contenido de agua ysedimento, contenido de sales y metales, la presión de vapor de Reid, la viscosidad Saybolt Universal,

el punto de anilina y número de octanos, el punto de congelación y de nube, la temperatura de humo,

los índices de refracción, diesel y cetano, el número de neutralización, el contenido de cera y carbón y

la penetración. Pero estas características son de menos interés para el diseño de la planta, aunque las

alimentaciones y los productos tienen que estar en un rango específico.

La gravedad del petróleo crudo o sus fracciones se mide mediante la prueba estandarizada ASTM

D287 o su equivalente ASTM D1298 y se informa como la gravedad específica (SG) 60/60ºF o más



comúnmente conocida como la gravedad ºAPI.

Gravedad °API

Gravedad API = 141,5(SG6060°F)-131,5

La mayoría del petróleo y sus crudos tienen valores para la gravedad API que varían entre 10 y 80, los

hidrocarburos ligeros tienen valores API de 92,8 o más.

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 unatemperatura máxima de líquido de 750°F (400°C) y a

presiones hasta de 1 torr (0,13 kPa).

TBP (atmosférica o10 torr (1,3 kPa))

ASTM D2892

Fracciones del crudo y del petróleo

4.1.3. Características de mezclas de hidrocarburos puros y de fracciones petrolíferas

Las mezclas de hidrocarburos puros y de fracciones petrolíferas se analizan en laboratorio utilizandonormas concretas publicadas por la ASTM (American Society for Testing and Materials), la mayoríarecogida en las normas internacionales (ISO), europeas (EN) y nacionales (NF, UNE). A continuaciónvolveremos a señalar la clasificación de los métodos de ensayo utilizados en la destilación:



D 2892 Método de destilación del crudo de petróleo utilizando una columna compuesta de 15platos teóricos, denominado TBP (True Boiling Point)

D 2887 Método para determinar la distribución de los puntos de ebullición de los cortespetrolíferos por cromatografía en fase gaseosa, llamado SD (Simulated Destillation).

D 3710 Procedimiento de determinación de la distribución de los puntos de ebullición de naftasligeras por cromatografía en fase gaseosa.

D 86 Método de destilación de productos petrolíferos ligeros.

D 1160 Norma para la destilación a presión reducida de los productos petrolíferos de punto deebullición elevado.

D 1078 Método de destilación de líquidos orgánicos volátiles.

También se utilizan equipos de destilación no normalizados, que pueden contener hasta 100 platosteóricos y con relaciones de reflujo muy importantes. El fracciona miento es muy eficaz, y proporcionauna distribución precisa de los puntos de ebullición.

Los ensayos que proporcionan una destilación poco eficaz (D86, D1160, D1078) son realizados, engeneral, con los productos refinados, mientras que los que permiten un análisis detallado (D2887,D2892) se emplean con el crudo de petróleo y las cargas a las unidades de conversión.

A partir de los resultados del análisis es posible generar un modelo de mezcla, consistente en unconjunto de Nc componentes compuestos de hidrocarburos puros y seudocomponentes, según elesquema de la Figura 4.1. Los resultados reales o simulados de la TBP atmosférica son un pasoobligado entre los resultados experimentales y la generación de base de datos que permitan los cálculosde propiedades termodinámicas y termofísicas de los distintos cortes.

FRACCIONAMIENTO Y ANÁLISIS ELEMENTAL DE LOS CRUDOS PETROLÍFEROSY SUS CORTES

Los crudos constituyen un medio continuo de especies químicas; desde los gases hasta los productos máspesados, constituidos por asfáltenos, siendo conocida la complejidad de dichas mezclas, no se plantea unanálisis detallado de las mismas.



El hecho de su diversidad y complejidad, así como la internacionalización progresiva de las diferentesreglamentaciones, ha demostrado la necesidad de uniformizar, a lo largo de todo el proceso de separacióny tratamiento, los métodos de conservación, de extracción, de fraccionamiento y de análisis.

Todas estas etapas son objeto de protocolos precisos establecidos por los organismos oficiales nacionalese internacionales que describen lo más minuciosamente posible los procesos empleados, no solamentepara cada determinación sino que además dan procedimientos diferentes para una misma determinacióncon matices diferentes. Estos son los métodos normalizados:

2.1. Fraccionamientos analíticos y preparativos

2.1.1. Destilación

Se distinguen las destilaciones preparativas destinadas a separar las fracciones para su análisis posterior ylas destilaciones analíticas no preparativas destinadas a caracterizar la propia carga. Por ejemplo, la curvade destilación que da el volumen o el peso recogido en función de la temperatura de destilación,caracteriza la volatilidad del producto.

En el mismo orden de ideas, se puede simular una destilación por cromatografía en fase gaseosa. Igualque en refinería, la destilación en el laboratorio es la primera operación a realizar ya que nos dará losrendimientos de los diferentes cortes: gasolina, queroseno, etc, y permitirá posteriormente la determinaciónde sus características

Destilación preparativa de laboratorio (Temperatura de ebullición real (TBP TRUEBOILING POINT)

Este tipo de destilación está descrita en el método ASTM D2892, el cual corresponde a una técnicade 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 BoilingPoint).

Este método se aplica a los crudos de petróleo estabilizados (desbutanizados) pero puede aplicarsetambién a cualquier mezcla de fracciones petrolíferas salvo a los gases Iicuados del petróleo, naftasmuy ligeras y a las fracciones que posean un punto inicial de ebullición superior a los 400°C.

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).

En efecto si se sobrepasa la temperatura de 340°C en el matraz de destilación se pro duce un craqueotérmico del residuo. Si se detiene en este punto la destilación, el residuo contenido en el matrazconstituye el residuo atmosférico. Para poder continuar la destilación, ha de hacerse bajo vacío, lo quepermite reducir la temperatura en el matraz.

La destilación se continúa hasta un punto de ebullición correspondiente de 535°C, si la operación sehubiese realizado a presión atmosférica. El residuo del matraz constituye el residuo de vacío (RV).

Existen equipos comerciales que pasan automáticamente de la destilación atmosférica a la destilación apresión reducida, expresando la curva final la temperatura de ebullición a presión atmosférica enfunción del % en peso o en volumen recogido.

. Destilación no preparativa

Productos cuyos puntos de ebullición están comprendidos entre 0 y 400°C

Esta destilación corresponde al método ASTM D86 (NF M 07-002).

Este método se aplica a la destilación de gasolinas, querosenos, gasóleos y productos petrolíferossimilares.

En la prueba ASTM D 86, se introduce al matraz una muestra de 100 ml y se calienta a una velocidadsuficiente para producir la primera gota de destilado, en el extremo inferior del tubo durante 5 a 15minutos dependiendo de la naturaleza de la muestra. En ese instante, se registra la temperatura del

vapor, como el punto inicial de ebullición (IBP). Se calienta continuamente a una velocidad tal que eltiempo transcurrido desde el punto inicial de ebullición hasta la recuperación del 5% del volumen de lamuestra en la probeta sea de 60 a 75 s. En ese instante, nuevamente se registra la temperatura delvapor. A continuación, se registran las temperaturas sucesivas del vapor, desde 19 hasta 90% del

volumen de muestra recuperado, a intervalos de 10, y al 95% de recuperación, con la velocidad decalentamiento ajustada de tal forma que se recolecten de 4 a 5 ml por minuto. Al 95% de recuperación,la flama del mechero se incrementa, si es necesario, para lograr una temperatura máxima del vapor, a laque se conoce como punto final (EP) y se continúa el calentamiento, durante 3 a 5 minutos más. El

porcentaje de recuperación se informa como el porcentaje máximo recuperado en la probeta.Cualquier residuo que quede en el matraz se informa como el porcentaje de residuo y la diferencia a100 ml, es decir, la suma de los porcentajes recuperado y el residuo se informa como el porcentaje depérdida. Si la presión de la prueba es distinta a 101.3 kPa (760 torr), las lecturas de temperatura se

pueden corregir por el efecto de la presión, mediante la ecuación de Sidney Young, que para gradosFahrenheit es:



T760 = TP +0.00012 (760 – P) (460 + TP)

Por lo general, se supone que el porcentaje de pérdida corresponde a los incondensables volátiles, quedestilan al principio de la prueba. A pesar de que la mayor parte del petróleo crudo se puede calentar

hasta 6000F (3160C) sin un craqueo apreciable, cuando las temperaturas de la prueba ASTM exceden

a 4750F (2460C) pueden desarrollarse vapores, lo cual indica descomposición, que pueden hacer quelas lecturas del termómetro sean bajas. En este caso, se aplican la siguiente corrección atribuida a S.T

Hadden:

∆Tcorr=10-1.587+0.004735 T

T = Temperatura medida, ºF

∆Tcorr=corrección que debe sumarse a T, ºF

La cantidad de muestra es de 100 mL, las condiciones de la destilación están especificadas en función dela naturaleza de la muestra. Se va observando simultáneamente la lectura de la temperatura y del volumencondensado; el resultado del ensayo se calcula y refleja bajo la forma de temperatura de ebullición enfunción del volumen destilado (véase Tabla 2.1).

Tabla 2.1. Resultado tipo de una destilación ASTM 086 de una gasolina.Volumen Temperatura

Destilado (%) (0C)

Pl 33,0

5 42,5

10 45,5

20 50,0

30 55,0

40 62,5

50 75,0

60 99,0

70 131,0



80 151.5

90 167,5

95 177,5

PF 183,5

Destilado, % 97,8

Residuo, % 0,8

Pérdidas, % 1,4

Fracciones pesadas

Como habíamos visto en la destilación TBP, no se puede calentar más allá de los 340°C a presiónatmosférica un producto petrolífero ya que provoca el craqueo de sus moléculas. Por esta razón ladestilación analítica de las fracciones pesadas se efectúa según el método ASTM D 1160, aplicable a losproductos petrolíferos que pueden ser parcial o completamente vaporizados a una temperatura máxima de400°C en un inter valo de presiones de 50 a 1 mm Hg (6,55 a 0,133 kPa).

La muestra se destila a temperaturas predeterminadas con un control muy preciso, en unas condicionesque simulan aproximadamente un fraccionamiento de 1 plato teórico.

La presentación de resultados consiste en una curva de destilación en la cual aparece el volumendestilado, el punto de ebullición a presión reducida y el punto de ebullición corregido a presión atmosférica.

CARACTERIZACIÓN DE CRUDOS Y DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (otras)

Aunque la destilación y el análisis elemental de los productos proporcionan una buena información de lacalidad de un crudo, sin embargo son insuficientes. Debido a los numerosos usos del petróleo es necesarioun análisis molecular detallado de todas las fracciones obtenidas por destilación. Así, algunos crudos sevaloran fundamental mente por sus fracciones ligeras usadas como carburantes, otros son de interésporque proporcionan aceites lubricantes de calidad y otros porque dan excelentes bases para laformulación de asfaltos de carretera.

Por otra parte, la industria del refino necesita el análisis molecular para poder interpretar los procesosquímicos que se utilizan y evaluar la eficiencia de los procesos, sean térmicos o catalíticos. En estecapítulo se presentan los métodos físicos de análisis utilizados para la caracterización molecular de loscrudos.



3.1. Caracterización de crudos según su carácter dominante a partir de las propiedades físicas

globales

Debido a las diferencias que existen entre la calidad de las diferentes fracciones obtenidas por destilacióny las que resultan de sus tratamientos posteriores es interesante clasificarlas según su carácter dominante,es decir, su distribución entre las tres series químicas principales que las forman: parafinica, nafténica yaromática. Según la reactividad química de estas series, desde el punto de vista molecular, puedenordenarse así:

parafinicas < nafténicas < aromáticas

Conviene aclarar este vocabulario, tanto en el plano molecular como en el ató mico.

Tomando por ejemplo la molécula que se indica a continuación, en el plano atómico un átomo común a dosestructuras, aromática y nafténica o aromática y parafinica o nafténica y parafínica, será primeramentearomática, después nafténica y después parafínica.

Es decir, los átomos de carbono 1,2,3,4,5 Y 6 son aromáticos, los átomos 7, 8 Y 9 son nafténicos y losátomos 10, 11, 12 Y 13 son parafínicos.

Es preciso entender bien estas diferencias, ya que según los métodos de caracteriza ción elegidos sehablará, bien del porcentaje de un tipo de moléculas, bien del porcentaje de un tipo de átomos. Unamolécula es aromática desde el momento en que tiene al menos un anillo bencénico (caso de la moléculadel ejemplo) y es nafténica si tiene al menos un anillo naftenico. Sin anillos aromáticos ni nafténicos lamolécula sería parafínica. Así, en el plano molecular, la molécula indicada es 100% aromática, mientrasque sus porcentajes según cada tipo de carbono son de 6/13 para carbonos aromáticos, 3/13 paracarbonos nafténicos y 4/13 para los carbonos parafínicos.

La experiencia ha demostrado que algunas propiedades físicas se pueden corre la cionar con lacomposición dominante de una fracción del petróleo o de un crudo.

3.1.1. Caracterización de un crudo por los valores de las densidades de una fracción ligera yde una fracción pesada



A partir de la densidad de la fracción de nafta pesada y de la del residuo de destilación atmosférica auna temperatura superior a 350°C se han definido 11 grupos diferentes de crudos (ver Tabla 3.1).

Tabla 3.1. Estimación de la naturaleza de un crudo por medida de dos densidades

Base de crudo Densidad del corte Densidad del residuo

de nafta pesada destilado a T > 350°C

Parafinico Inferior a 0,760 Inferior a 0,930

Parafinico intermedio Inferior a 0,760 Entre 0,930 y 0,975

Parafinico asfáltico Inferior a 0,760 Superior a 0,975

Intermedio parafinico Entre 0,760 y 0,780 Inferior a 0,930

Intermedio Entre 0,760 y 0,780 Entre 0.930 y 0,975

Intermedio asfáltico Entre 0,760 y 0,780 Superior a 0,975

Nafténico parafinico Entre 0,780 Y 0,800 Inferior a 0,930

Nafténico intermedio Entre 0,780 Y 0,800 Entre 0,930 y 0,975

Aromático parafinico Superior a 0,800 Inferior a 0,930

Aromático intermedio Superior a 0,800 Entre 0,930 y 0,975

Asfáltico Superior a 0,780 Superior a 0,975

3.2. Caracterización de crudos y de fracciones del petróleo a partir de análisis estructurales

A medida que aumenta su temperatura de ebullición las fracciones del petróleo son cada vez máscomplejas y los métodos analíticos deben adaptarse a esta complejidad. Las Tablas 3.4 y 3.5 describen elesquema más corriente de separación de productos petrolíferos y los análisis que generalmente se lesrealizan.

Si para un gas o una gasolina el análisis por cromatografia de gases nos da la concentración de cadaespecie química presente, no se puede obtener el mismo resultado para las fracciones más pesadas, paralas que sólo se puede obtener bien un análisis de su familia química, bien un reparto de sus tipos de átomosde carbono o bien la representación del total de la muestra por una molécula media.

MÉTODOS DE CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS



El conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos es esencial para el ingeniero de procesos, ya quepermite especificar, dimensionar o verificar el funciona miento de los distintos equipos de una unidad deproducción. El propósito de este capítulo es proporcionar un conjunto de métodos que permitan el cálculode las propiedades físicas de las mezclas existentes en la industria del petróleo, compuestas dehidrocarburos de diferente naturaleza así como de varios compuestos simples.

Los métodos que se van a describir se utilizan profusamente y están integrados en la mayoría de losprogramas comerciales de simulación, tales como PR02, ASPEN+, o HYSYM. Constituyen de hecho losestándares, y se olvida frecuentemente que su precisión es limitada y con rango de aplicación restringido.A partir de su integración en los simuladores, son objeto frecuentemente de modificaciones ygeneralizaciones abusivas.

A pesar del considerable desarrollo de la termodinámica y de las teorías moleculares, la mayoría de losmétodos utilizados hoy día son empíricos, y su utilización exige el conocimiento de valores experimentales.Sin embargo la adquisición de datos experimentales parece ralentizarse, justamente cuando aumenta lanecesidad de conocer valores precisos. Por este motivo, se recurre a métodos predictivos, los cuales noson más que una estimación.

La generalización del empleo de los ordenadores ha permitido realizar con facilidad cálculos que parecíanser relativamente complejos: no obstante, los gráficos y las tablas mantienen todo su interés cuando sedesea obtener valores aproximados o se trata de mostrar la sensibilidad de una propiedad en función delas condiciones de operación o de las características de la mezcla.

4.1. Caracterización necesaria en el cálculo de las propiedades físicas

Los métodos actuales de cálculo están basados en la hipótesis de que toda mezcla cuyas propiedadesdeseen conocerse, pueda expresarse por un conjunto de componentes puros y fracciones petrolíferas conpunto de ebullición conocido y cuyas proporciones relativas también se conocen.

El número de componentes debe ser razonable, siendo habitual Iimitarlo a 50. En ciertos casosexcepcionales, será necesario utilizar hasta 100 componentes.

Debido a la existencia de numerosos isómeros, las mezclas de hidrocarburos que contienen moléculascon elevado número de átomos de carbono difícilmente pueden ser analizadas en detalle. Es habitual,bien agrupar los componentes en torno a los componentes clave de concentración dominante ypropiedades conocidas, o bien utilizar el concepto de fracción petrolífera. Es evidente que agrupar entorno a un componente o una fracción no puede utilizarse a menos que la estructura química seaparecida. Debemos notar que disminuirá la precisión en la estimación de ciertas propiedadesespecialmente sensibles a la estructura molecular, tales como el número de octano o el punto decristalización.

En los siguientes apartados del capítulo, pasaremos revista a los principales conceptos cuyoconocimiento es necesario para su utilización en los cálculos.

4.1.1. Características de los hidrocarburos puros

Se trata del conjunto de datos experimentales que permiten calcular las propiedades fisicas de loshidrocarburos puros y de sus mezclas. Distinguiremos varias categorías:



Características principales.

Propiedades críticas, necesarias para aplicar la ley de los estados correspondientes.

Coeficientes específicos para el cálculo de ciertas propiedades.

a. Características principales

Limitaremos las características principales a las propiedades siguientes:

Nombre.

Fórmula química estructural.

Temperatura de ebullición.

Densidad o densidad relativa a una temperatura determinada.

En los líquidos, viscosidad a dos temperaturas.

Peso molecular.

b. Propiedades críticas

Temperatura crítica.

Presión crítica.

Factor de compresibilidad crítico.

c. Coeficientes específicos

Estos coeficientes son de conocimiento indispensable para la determinación precisa de las propiedades:

Factor acéntrico.



Coeficientes para el cálculo de la entalpía, entropía y calor específico del gas ideal.

Calor latente de vaporización en el punto de ebullición normal.

Temperatura de fusión.

Calor latente de fusión.

En los líquidos, conductividad a dos temperaturas.

4.1.2. Características de fracciones petrolíferas

Utilizaremos la denominación de fracciones petrolíferas para designar una mezcla de hidrocarburoscuyos puntos de ebullición están comprendidos en un estrecho intervalo de temperaturas, típicamente:

10°C para las fracciones ligeras cuyo punto de ebullición es menor de 200 0e.

15°C para las fracciones cuyo punto de ebullición está comprendido entre 200 y 400 0e.

20°C para las fracciones cuyo punto de ebullición está en el intervalo de 400 a 600 0e.

30°C en los restantes.

4.1.3.1. Destilación ASTM D 86 de cortes ligeros de petróleo

Es el método más corriente. Se utiliza para naftas, querosenos, gasóleos y productos similares. Serealiza a presión atmosférica, no siendo apropiado para las naftas que contengan cantidadesimportantes de gases disueltos, o en disolventes cuyos puntos de corte sean muy próximos.

Los resultados consisten en una curva de destilación que indica la temperatura en función del % delvolumen destilado (punto inicial, 5, 10,20,30,40, 50, 60, 70, 80,90 y 95 % del volumen destilado,punto final).

Los resultados se pueden transformar en los de una curva TBP atmosférica por medio de una relaciónequivalente a la propuesta por Riazi y publicada por API.

T’ = aTb [4.19]

Con:



T' = Temperatura del ensayo simulado TBP

T = Temperatura del ensayo D 86 [K]

a, b = Constantes, dependientes de la fracción destilada [K]

La Tabla 4.5 presenta los coeficientes a y b, así como un ejemplo de conversión de resultados D 86 enTBP atmosférica.

La precisión de la conversión depende de la regularidad de la curva D 86. Los errores afectanesencialmente a los puntos de menor % destilado. La precisión media es del orden de 5°C, cuando setrata de una curva regular.



EVALUACIÓN DE LOS CRUDOS DE PETRÓLEO

Los crudos de petróleo se presentan generalmente bajo la forma de liquidos mas o menos viscosos. Sucolor varía del verde (crudo de Moonia: Australia) al negro (crudo de Ghawar: Arabia Saudita).Desprenden un olor a sulfuro de hidrógeno, a trementina o, simplemente, a hidrocarburo.

Su composición química es muy compleja y depende esencialmente de su edad, es decir, de la etapa deevolución del kerogeno, independientemente de su origen (Speight, 1991) (véase Capítulo 1).

El conocimiento de las características fisicoquímicas globales de los crudos va a condicionar sutratamiento inicial (separación de los gases asociados y estabilización en el campo de producción), sutransporte, almacenamiento y, por supuesto, precio.

Un análisis detallado de las propiedades de los productos que se extraen de ellos es de una importanciatécnica y económica primordial, pues permitirá al refinero hacer una elección para seleccionar las cargasde las diferentes unidades de separación, de transformación y de conversión, y fijar sus condicionesoperatorias, con el fin de satisfacer las exigencias del mercado en las mejores condiciones.

8.1 Propiedades físicoquimicas globales de los crudos de petróleo ligadas al transporte, al

almacenamiento y al precio

8.1.1 Densidad (speeifie gravity) de los crudos de petróleo

El conocimiento de la densidad tiene un importante valor comercial ya que la cotización de los crudosdepende en parte de esta propiedad. La densidad se expresa frecuentemente en grados API (verCapítulos 1 y 4).

Durante la carga y descarga de los petroleros se mide la densidad del crudo con el fin de examinar si esconforme con el contrato, en el caso en el que el pago se haga en base al volumen, o para transformareste volumen en peso si las transacciones están basadas en un precio por tonelada (Hayward el al. 1980).

En una misma región geográfica, la densidad del crudo varía de un yacimiento a otro. En ArabiaSaudita, por ejemplo, el crudo del campo de Ghawar tiene una densidad estándar media del orden de0.850 (34 o API) mientras que la densidad del crudo del campo de Safaniyah, próximo, alcanza 0,893(27 o API).

En un mismo campo se observan también variaciones de densidad de un pozo a otro. Por ejemplo,0,848 (38,4 o API) Y 0,861 (32,8 o API) en el campo de Ghawar.

Las densidades de los crudos se mueven generalmente entre 0,800 y 1,000, como lo indica la Tabla8.1, aún cuando se han observado crudos con densidades que se sitúan fuera de este intervalo, 0.787(48,2 °API) para los crudos de Barrow South, Alaska, Estados Unidos, y Santa Rosa, Venezuela, y1,028 (6 o API), para el crudo de Bradley Canyon, California, Estados Unidos.

Generalmente, se clasifican los crudos de petróleo en función de la densidad en 4 grandes categorías:



los crudos ligeros < 0,825

los crudos medios 0,825 < < 0,875

los crudos pesados 0,875 < < 1,000

los crudos superpesados > 1,000

La Tabla 8.1 presenta las densidades medias de algunos crudos de petróleo representativos:

Tabla 8.1. Densidades de algunos crudos de petróleo.Nombre del crudoPaís de origen Densidad ( )

Hassi Messaoud Argelia 0,804

Bu-Attifel Libia 0,822

Arjuna Indonesia 0.836

Bonny Light Nigeria 0.837

Kirkuk Lrak 0.845

Ekofisk Mar del Norte (Noruega) 0.846

Minas Lndonesia 0,845

Arabian Light Arabia Saudita 0,858

Kuwait Kuwait 0,870

Cyrus Irán 0,940

Boscan Venezuela 1,000

8.2 Destilación TBP de los crudos de petróleo.

Análisis de las fracciones



La destilación TBP (True Boiling Point) permite dar una imagen casi exacta de la composición de uncrudo por la medida de la temperatura de «ebullición» de los constituyentes que lo componen, de ahí sunombre.

El crudo se descompone en una cincuentena de cortes con un intervalo de destilación muy estrecho, loque va a permitir considerarlos como hidrocarburos puros ficticios, cuyo punto de ebullición será igual a lamedia aritmética de las temperaturas inicial y final de destilación Tm = (Ti + Tf)/2, siendo las otrascaracterísticas físicas las propiedades medias medidas en cada corte.

Se recogen los diferentes cortes obtenidos, se anotan sus temperaturas de destilación inicial y final, y semiden su peso, densidad y las otras características físicas: número de octano, presión de vapor, pesomolecular, PONA, % azufre, etc. para las fracciones ligeras; punto de anilina, densidad, viscosidad,contenido en azufre, contenido en asfaltenos, etc., para las fracciones pesadas.

La determinación de las propiedades de cada corte permite trazar las curvas propiedades-rendimiento ylas curvas de isopropiedades que sirven en el estudio de valoración de los crudos.

Es posible calcular las propiedades de cortes más anchos a partir de características de fracciones máspequeñas, cuando estas propiedades son aditivas en volumen, peso o moles. Sólo la densidad, la presión devapor, el contenido en azufre, el contenido en aromáticos, presentan esta ventaja. Todas las demáspropiedades, tales como la viscosidad, el punto de inflamación, el punto de congelación, deberían sermedidas. En este caso es preferible proceder a una destilación TBP con cortes idénticos a los producidosen refinería, a los que se miden sus propiedades.

Los cortes llamados anchos más frecuentemente utilizados son los siguientes:



Se representan todos los resultados de los análisis bajo forma de curvas que permiten un uso sencillo yracional.

En algunos casos, las curvas T = f (% destilado) o densidad = f (% destilado) presentan irregularidadesen los cortes ligeros ricos en aromáticos (Figura 8.3: Crudo sahariano). Cuando nos desplazamos hacialos cortes pesados, las curvas se hacen regulares ya que el número de isómeros llega a ser muy grandey su temperatura de ebullición y densidad tienen valores muy próximos.

Ciertas curvas T=/(% destilado) presentan un pequeño escalón a temperatura elevada debido alcambio de presión y a la utilización de ábacos para convertir las temperaturas a presión reducida atemperaturas equivalentes a presión atmosférica.

Actualmente los ábacos más generalmente utilizados para este fin son los publicados por el A.P.I.(Ábaco s de Maxwell y Bonnel) del Techllical Data Book (ver Capítulo 4).





INTRODUCCIÓN AL REFINO

El refino del petróleo ha sufrido importantes transformaciones debido al continuo incremento de lasnecesidades de productos ligeros (gasolinas, gasóleos) a costa de los productos pesados (Fuel Oil), la

evolución de la demanda mundial de estos productos a través de los años se muestra en la siguientetabla:

Tabla??. Evolución de la demanda mundial de los productos petrolíferos (% pesos).

1973 1990 2000

Productos ligeros 29,5 35 37 – 39

Destilados medios 30,00 36 39 – 41

Productos pesados 40,5 29 20 – 24

A medida que aumenta la demanda de los productos ligeros también aumenta la calidad de los mismos,

desarrollando nuevos índices de calidad para los mismos, como son: el índice de octano para lasgasolinas y el índice de cetano de los gasóleos.

Con esta evolución de la demanda de estos productos y las nuevas exigencias de calidad a mediano y

largo plazo (2010 – 2020) se espera la formación de una refinería compleja, que respete el medioambiente y con una conversión total de los crudos pesados.

Para adaptarse a dicha evolución, se debe recurrir a una serie de procesos para el total

aprovechamiento del refino, entre los cuales se distinguen los siguientes grupos:

Procesos de separación que divide el crudo en fracciones más simples o más estrechas.

Procesos de transformación que generan nuevos compuestos.

Procesos de acabado que eliminan (por hidrogenación principalmente) los compuestosindeseables.

Procesos de protección del medio ambiente que tratan los gases de refinería (fuel gas), los

humos y las aguas residuales.

10.2 Los procesos de separación

Los principales procesos de separación son:



Destilación.

Absorción.

Extracción.

Cristalización.

Adsorción.

El procedimiento de separación por excelencia es la destilación del crudo, y en segundo lugar, si seconsidera una conversión más profunda, la extracción por di solventes (desasfaltado).

DESTILACIÓN PRIMARIA (A PRESIÓN ATMOSFÉRICA) DEL CRUDO

La destilación primaria es el primer tratamiento al que se le somete el crudo después de su extracción.

Los principales productos de esta destilación son:

Gases de refinería.

Gases licuados de petróleo (propano/butano).

Naftas (ligeras/pesadas).

Querosenos, petróleos lampantes, combustibles de aviación.

Gasóleos de automoción y gasóleo de calefacción (GO, GOD).

Fuelóleos pesados industriales.

DESTILACIÓN SECUNDARIA O A VACÍO DEL CRUDO

La destilación a vacío del residuo de la destilación primaria permite extraer de los mismos destilados

pesados, las cuales sufren transformaciones posteriores para su empleo como bases lubricantes. Elresiduo de vacío que contiene la mayor parte de las impurezas del crudo (metales, sales, sedimentos,azufre, nitrógeno, asfaltenos…) se utiliza para la fabricación de betunes, producción de fueles pesadoso como carga a otros procesos de trasformación.



En la siguiente tabla se muestran para un crudo típico, los rendimientos y características medias de los

diferentes cortes obtenidos comúnmente después de una operación de destilación.





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Destilación de crudos livianos