República Bolivariana de VenezuelaUniversidad del Zulia

Facultad de IngenieríaEscuela de Química

Laboratorio de Operaciones Unitarias 2

Realizado por:

Valera Hidalgo, Paola Rosselyv

CI: 19.185.205

Practica Realizada: 19 de Junio del 2011

Maracaibo, 2 de Junio del 2011

Índice

1. Introducción 32. Marco Teórico 4

2.1. Petróleo 42.2. Fracciones de Crudo. 62.3. Refinación del Petróleo. 62.4. Kerosén. 62.5. Método de Ensayo Normalizado. 72.6. Gravedad Específica. 82.7. Gravedad API 82.8. Hidrómetro. 92.9. Picnómetro. 92.10. Destilación. 102.11. Destilación ASTM. 112.12. Destilación TBP. 122.13. Destilación EFV. 122.14. Punto de Anilina. 122.15. Factor Acéntrico 122.16. Relación C/H 122.17. Factor de Caracterización de Watson. 12

3. Marco Metodológico 133.1. Materiales y Equipos 133.2. Descripción del Equipo 133.3. Procedimiento Experimental 15

4. Resultados y Discusión 194.1. Datos Experimentales 194.2. Análisis de los Resultados 21

5. Conclusiones 28Apéndice 29Bibliografía 37Anexos 38

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Introducción

El objetivo principal del siguiente trabajo es caracterizar dos muestras de crudo a partir de los datos obtenidos mediante los métodos de ensayo normalizados ASTM D-86 “Destilación de fracciones de crudo de petróleo” y ASTM D-287 “Determinación de la gravedad API del petróleo crudo y productos del petróleo” y con ello determinar el uso más conveniente para dichas fracciones de crudo analizada

Los crudos y sus fracciones son caracterizados según sus propiedades físicas, esto se da porque medir esas propiedades nos reporta una idea bastante clara y práctica acerca de la utilidad y utilización de los hidrocarburos.

La manera de identificar y conocer los hidrocarburos es mediante la evaluación de las propiedades, las cuales darán las características que posea el fluido. Propiedades tales como: la densidad, la gravedad específica y la gravedad API, que denotan la fluidez de los crudos, otras propiedades como: poder calorífico, viscosidad, volatilidad, punto de inflamación, punto de enturbiamiento y congelación, contenido de azufre, contenido de carbón, punto de anilina y presión de Vapor Reíd. Poder medir estas variables para una muestra en particular nos permitirá conocer las diferentes aplicaciones en las que pueden ser utilizadas las muestras analizadas, así como nos proveerán una idea de los compuestos que se encuentren presentes en las mismas.

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Marco Teórico

2.1. Petróleo

Es una mezcla heterogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua, en su mayoría parafinas, naftenos y aromáticos junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno, nitrógeno, cantidades variables de gas disuelto. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo.1

Tipos de Petróleo

La presencia en diversas cantidades de cada uno de los elementos químicos (orgánicos e inorgánicos) que componen el petróleo, determinan sus características particulares como el color, densidad, viscosidad, entre otras, las que nos permiten clasificarlo de diferentes maneras. Los tipos de petróleo pueden ser determinados de distintos modos en función al criterio que se desee considerar como predominante, siendo los más comunes:

Por su composición química

Este tipo de clasificación depende estrictamente de la presencia de ciertos componentes químicos en el petróleo, así como de la unión de éstos en elementos más complejos. Su importancia radica en las características particulares que cada uno de estos elementos le añade al petróleo. Así tenemos que se puede clasificar en:

- Paranínfico: cuyo componente principal es el compuesto químico llamado parafina. Son muy fluidos y de color claro. Proporcionan una mayor cantidad de nafta (usada para obtener solventes de pintura, productos de lavado al seco o gasolinas) y lubricantes que los otros tipos de petróleo en el proceso de refinación.

- Nafténicos: siendo sus componentes principales los naftenos y los hidrocarburos aromáticos. Son petróleos muy viscosos y de coloración oscura. Generan una gran cantidad de residuos tras el proceso de refinación.

- Mixtos: es decir, con presencia de ambos tipos de compuestos.

Por su densidad

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La referencia que sustenta esta clasificación es la gravedad API (del Instituto de Petróleo Americano), que es una “medida de densidad”.

Clasificación de Acuerdo a la Gravedad APICrudo Liviano °API > 31.1

Crudo Mediano °API entre 22.3 y 31.1Crudo Pesado °API entre 10 y 22.3

Crudo Extrapesado °API < 10

La Gravedad API se basa en la comparación de la densidad del petróleo con la densidad del agua, es decir, se busca determinar si el petróleo es más ligero o pesado que ésta última. La clasificación propuesta por el Instituto de Petróleo Americano indica que a una mayor gravedad API el petróleo será más ligero.

Cabe indicar que los petróleos ligeros son también los más requeridos en el mercado, y al mismo tiempo los de menor precio, ya que los costos tanto de extracción como de refinación son menores en comparación con petróleos pesados. Así, se da una relación directa entre la gravedad API y la calidad del petróleo, petróleos más ligeros tienen una mayor calidad, y requieren de menores costos para ser aprovechados que aquellos más pesados.

Por la presencia de azufre

El azufre es uno de los componentes que están presentes en los hidrocarburos. Pero su presencia en los hidrocarburos implica la necesidad de mayores procesos de refinamiento, y por ende un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo.

Así, tenemos que el petróleo puede clasificarse de 2 formas:

- Petróleo Dulce: es aquel que contiene menos de 0.5% de contenido sulfuroso, es decir, con presencia de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina.

- Petróleo Agrio: es aquel que contiene al menos 1% de contenido sulfuroso en su composición. Debido a la mayor presencia de azufre su costo de refinamiento es mayor,

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razón por la cual es usado mayormente en productos destilados como el diesel, dado su menor costo de tratamiento.

Las tres formas generales de categorización antes mencionadas nos permiten establecer criterios básicos para determinar la calidad del petróleo, las cuales influirán finalmente en la determinación de los precios de cada uno de ellos.

2.2. Fracciones de Crudo

Es una mezcla o combinación de sustancias que se encuentran en el crudo de petróleo y que se pueden separa mediante una destilación. Las fracciones del crudo se caracterizan porque tienen distintos rangos de ebullición.2

Las principales fracciones de crudo son las siguientes:

2.3. Refinación del Petróleo

La refinación del petróleo es la serie de procesos mediante los cuales el petróleo se transforma en derivados comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en cuenta todas las diferentes características del crudo. Además, una refinería debe estar concebida para tratar una gama bastante amplia de crudos. 3

2.4. Kerosén

El kerosén es una fracción refinada del petróleo crudo utilizada normalmente para alumbrar, calentar, cocinar, así como combustible para motores diesel, tractores, cohetes, mecheros y como base para insecticidas. Por mucho tiempo fue empleado para el alumbrado de las casas y largamente conocido como combustible para lámparas. Es de color amarillento y es catalogado como un aceite ligero.

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La masa molecular del kerosén es de aproximadamente 170 g/mol. La composición aproximada que presenta el mismo se mueve en el rango de C12-C16, hirviendo normalmente entre los 150° C y los 235-315° C. Sus propiedades difieren según la zona substancialmente en composición, sulfuro, ciclo parafinas, y contenido aromático. Por ejemplo, el kerosén utilizado para la iluminación es un destilado inmediato de crudos parafinados o mezclados y destilados tratados con solventes de los crudos aromáticos. Para utilizar en lámparas, un combustible altamente parafinado es deseado ya que los aromáticos y la nafta dan un efecto humeante al arder. Para esquivar la contaminación atmosférica, el contenido de azufre debe ser bajo.

2.5. Método de Ensayo Normalizado

Es la medición de alguna propiedad física o química de un material o sustancia y cuyo procedimiento experimental, características de los instrumentos de medición, material de vidrio y reactivos a utilizar están adecuadamente establecidos por un organismo nacional o internacional de normalización (COVENIN, ASTM, IP, CTI, etc.). Todo lo establecido en la norma es de obligatorio cumplimiento para certificar la veracidad de un resultado en la relación comercial existente entre un cliente y un proveedor. La prioridad de una norma no es medir de manera exacta una determinada característica de una sustancia, esto queda en mano de la investigación científica, sino, tener una referencia de la calidad del producto según los criterios que establezca el cliente. En este orden de idea, las pruebas se diseñan para ser sencillas en ejecución, baratas y rápidas.2

Algunos ensayos normalizados realizados al crudo y sus fracciones son:

Método utilizado para la determinación de la gravedad API de los petróleos crudos y sus derivados por el método del hidrómetro (ASTM D-87/67).

Punto de anilina (Aniline point) ASTM D-611 Aromáticos (% vol.) ASTM D-2267 Contenido de cenizas ( Ash Content) ASTM D-482-63 Destilación ASTM (ASTM Distillation) ASTM D-86 Agua y Sedimentos ( BS & W) ASTM D-1796 Número de bromo (Bromine number) ASTM D-1159 Residuo de carbón ( Carbon residue) ASTM D-189 Número de cetano ( Cetane number) ASTM D-613 Punto de turbidez (Cloud point) ASTM D-2500 Contenido de azufre (Copper strip) ASTM D-130 Índice diesel (Diesel index) Contenido de azufre mercaptano (Doctor test) ASTM D- 484

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Temperatura de evaporación al 95% (95% evaporation temperature). Punto de inflamación (Flash point). ASTM D56, D-92, D93, E-134, D-1310. Punto de congelación ( Freezing point) ASTM D-2386. Gum (goma) mg/100 litros ASTM D-381 Prueba de azufre (Lamp sulfur test) ASTM D-1266, D-2784 Punto de fusión (Melting point) ASTM D-87 Número de octano (Octane number) Penetración (Penetration) ASTM D-1321 Punto de fluidez (Pour point) ASTM D-99 Presión de vapor Reid (Reid vapor pressure) ASTM D-323 Punto de humo (Smoke point ) ASTM D-1322 Gravedad específica ( Specific gravity ) ASTM D-1298 Contenido de azufre (Sulfur content) ASTM D-2785 Contenido de tetraetilo de plomo (Tetraethyl lead content) ASTM D-256-70 Viscosidad ASTM D-445 Calor de combustión (Heat of combustion) ASTM D-240-76 Contenido de metales (Metal content) ASTM D-482.

2.6. Gravedad Específica

Es la razón del peso de la unidad de volumen de una muestra a la del peso del mismo volumen de agua a una temperatura estándar. 2

2.7. Gravedad API

Es la escala adoptada por el Instituto Americano del Petróleo años atrás para expresar la gravedad específica de los derivados del petróleo y clasificarlos como pesados o livianos al compararlos con el agua. Según la escala API, cuanto más alto el índice, menor la densidad del crudo. 2

2.8. Hidrómetro

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Es un instrumento que sirve para determinar la densidad relativa de los líquidos sin necesidad de calcular antes su masa y volumen. Normalmente, está hecho de vidrio y consiste en un cilindro hueco con un bulbo pesado en su extremo para que pueda flotar en posición vertical.4

Hidrometro

2.9. Picnómetro

Es un frasco con un cierre sellado de vidrio que dispone de un tapón provisto de un finísimo capilar, de tal manera que puede obtenerse un volumen con gran precisión. Esto permite medir la densidad de un fluido, en referencia a la de un fluido de densidad conocida como el agua o el mercurio.5

Picnómetro

2.10. Destilación

Es la operación unitaria que consiste en la separación, mediante evaporización y condensación, de los diferentes componentes líquidos, sólidos disueltos en líquidos o gases licuados de una mezcla, aprovechando los diferentes puntos de ebullición de cada

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una de las sustancias ya que el punto de ebullición es una propiedad intensiva de cada sustancia, es decir, no varia en función de la masa o el volumen, aunque sí en función de la presión.6

2.11. Destilación ASTM

Este método es utilizado para la destilación de fracciones o productos de petróleo , que incluyen las gasolinas , combustibles para turbinas naftas , querosenes, aceite para gas de alumbrado, destilados de aceite combustibles y solventes que no tienden a descomponerse cuando se evaporan a 760 mmHg, a menudo la destilación ASTM es considerada como destilación Engler.

Las destilaciones ASTM son más sencillas económicas y requieren menos esfuerzos además tienen las ventajas que son pruebas estandarizadas. Una de las desventajas de esta prueba es que por no ocurrir fraccionamiento los componentes se van destilando uno por uno como mezclas con temperaturas de ebullición sucesivamente más elevadas lo cual le resta significancia teórica a los puntos inicial, final de intermedios de ebullición. Por lo tanto, la muestra puede contener componentes que hierven por debajo del punto inicial de ebullición o por encima del punto inicial de ebullición.

En la destilación ASTM puede quedar un residuo en el equipo de destilación así como también una diferencia entre el volumen de la carga original y la suma del destilado del residuo. Esta diferencia llamada perdida corresponde a los componentes volátiles no condensables que destilan al principio de la prueba.

Destilación ASTM D-86

Este método cubre la destilación de la gasolina natural, gasolina de motor, gasolina para aviones, combustibles para turbinas de aviación, naftas, querosene, gasóleo, combustibles destilados y productos derivados del petróleo utilizando tanto equipos manuales como automáticos. 7

En la Figura a continuación se muestra el Matraz Engler, el cual es utilizado para llevar a cabo la Destilación.

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Equipo de Destilación.

Terminologia:

Punto Final o Punto de Ebullición Final: Es la máxima lectura del termometro obtenida durante el ensayo. Esto usualmente ocurre luego de la evaporacion de todos los liquidos del fondo del Matraz. El temino Temperarura máximaes frecuentemente utilizado como sinonimo.7

Punto Inicial de Ebullición: Es la lectura del termometro que es observada en el instante que la primera gota de condensado cae desde la parte baja del tubo de condensación.7

Porcentaje de Evaporado: Es la suma del porcentaje recuperado y el porcentaje de perdida.7

Porcentaje de Pérdida: es Cien menos el porcentaje total de recobro.7

Porcentaje Recuperado: es el volumen en mililitros de condensado observado en el cilindro graduado, en conección con la lectura simultanea de la temperatura.7

Porcentaje de Residuo: Es el volumen remanente en el matraz luego de que es finalizado el ensayo.

2.12. Destilación TBP (True Boiling Point)

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En la destilación de punto de ebullición verdadero se utiliza un sistema de destilación que separa los componentes, cada uno a su PEB y en la cantidad presente en la mezcla original. Sin embargo no especifica relación de reflujo ni número de platos. 2

2.13. Destilación EFV (Equilibrium Flash Vaporization)

Este tipo de destilación para el cual no existe prueba estandarizada, es el más tedioso de los tres tipos. La curva EFV es también una gráfica de temperatura contra porcentaje en volumen del líquido destilado, con el vapor total estando en equilibrio con el líquido no evaporado a presión constante. Cada punto de la curva representa un experimento de equilibrio necesarios para definir todas las porciones de la curva EFV dependerá de la forma que adquiera dicha curva. Los puntos de ebullición inicial y final de la destilación EFV son el punto de burbuja y el rocío, respectivamente.

2.14. Punto de Anilina

Es el equilibrio mínimo de la temperatura de solución para volúmenes iguales de solución y una muestra, es usada como una ayuda en la caracterización de hidrocarburos puros y en el análisis de mezcla de hidrocarburos. Hidrocarburos aromáticos muestran valores bajos, y las parafinas valores altos, las ciclo parafinas y las olefinas muestran valores que tienden entre los de las parafinas y de los aromáticos.

2.15. Factor Acéntrico

Mide la esfericidad de la molécula, es decir nos da un número que representa todas las fuerzas presentes en ella no sólo las del centro sino las de toda la molécula.

2.16. Relación C/H

Es la relación entre la proporción en que están presentes el carbono y el hidrógeno. Nos sirve para predecir el grado de instauración de la fracción en cuestión.

2.17. Factor de caracterización de Watson (K)

Este factor nos permite determinar la base de una determinada fracción de crudo

Marco Metodológico

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3.1. Materiales y Equipos

Para llevar a cabo la realización de la Práctica, se utilizaron los siguientes materiales y equipos:

Muestra de Kerosene (1Litro). Picnómetro. Termómetro, según las especificaciones de la norma ASTM D-86. Matraz Engler y cilindro graduado, según las especificaciones de la norma ASTM E-

133. Agua. Hielo. Cronometro. Disponibilidad de una toma de corriente cera del sitio de trabajo. Disponibilidad de servicio eléctrico. Equipo Koehler Instrument Co.

3.2. Descripción del Equipo

Picnómetro

Koehler Instument Co.

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El equipo consta un regulador de voltaje (1), switch de puesta en servicio (2), un regulador para controlar la altura de la plancha (3), en la cual se coloca el matraz Engler (4) con la muestra a analizar, este debe ser colocado de tal forma como lo especifica la Norma ASTM D-86; Tubo de condensación (5), bajo el cual debe ser colocado el cilindro graduado (6) donde se recolectan los vapores condensados; Una cámara de condensado (7), lugar donde ocurre el intercambio de calor entre los vapores provenientes del balón de destilación que pasan a través del tubo de condensación; también posee dos desagües, uno para extraer el agua de la cámara

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de condensación (8), y otro para controlar el nivel máximo de la cámara de refrigeración (9); Dentro del matraz con mucho cuidado debe ser colocado un termómetro (10) para registrar las temperaturas de ebullición a lo largo del ensayo.

3.3. Procedimiento Experimental

Norma ASTM D-287. “Determinación de la gravedad API del petróleo crudo y productos del petróleo”

1. Medición de la Presión atmosférica.

Tome el valor de la presión atmosférica con un instrumento adecuado.

Emplee las correcciones necesarias según el manual del instrumento.

2. Medición de la temperatura del laboratorio.

Emplee un termómetro simple y obtenga la temperatura del laboratorio, en la zona cercana a la ejecución del ensayo.

3. Preparación de la Muestra.

Con la ayuda de un cilindro graduado (2000mL de capacidad), se agrega la muestra de kerosene hasta una cantidad de 1600 mL. (Realizar esto lentamente con el objetivo de evitar pérdidas de las fracciones más volátiles de la muestra).

4. Medición de la temperatura antes de la ejecución del ensayo.

Utilizando un termómetro adecuado, realice movimientos lentos y circulares, sin tocar las paredes del recipiente, hacia arriba y hacia abajo por algunos segundos, con la finalidad de homogeneizar la medición y obtener la temperatura real de la muestra.

Tome el valor de la temperatura sin sacar el bulbo del termómetro de la muestra.

5. Medición de la gravedad API

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Con mucha precaución, sumerja el hidrómetro en la muestra, de tal forma que este no quede apoyado en las paredes del recipiente.

Luego de que se estabilicen las fuerzas en el instrumento, tome el valor de la gravedad API en la escala correspondiente, leyendo la parte inferior del menisco.

Retire el instrumento y límpielo de forma adecuada.

6. Método Alternativo para realizar la medición de la Gravedad API, mediante el uso de un Picnómetro.

Con la ayuda de una balanza, mida el peso del Picnómetro vacío.

Con mucho cuidado, llene el picnómetro con agua destilada, de tal manera que al colocar la tapa el agua suba a través del capilar sin derramarse.

Pese el picnómetro con agua, y mida la temperatura de la misma con la ayuda de un termómetro.

Con la temperatura del Agua, determine la densidad y halle el volumen del picnómetro.

Llene el picnómetro con la muestra a estudiar, de la misma forma en que se realiza con el agua. Mida el peso del picnómetro con la muestra. Con esto y con el volumen del picnómetro, determine la densidad de la muestra.

Determine la Gravedad Especifica de la muestra y con esta determine la gravedad API.

Limpie de forma adecuada los instrumentos utilizados.

Norma ASTM D-86. “Destilación de fracciones de crudo de petróleo”.

1. Seleccionar las condiciones apropiadas según el tipo de muestra aplicando la clasificación ASTM D-86.

Verifique en la tabla de la norma ASTM D-86los rangos de temperatura inicial de ebullición y punto final esperados teóricamente para la muestra de kerosene.

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2. Preparar el condensador del equipo.

Disponga del Hielo picado y proceda a colocarlo en el equipo de destilación cuidadosamente.

En caso de haber agregado grandes cantidades de agua, drene de forma adecuada.

Garantice que la temperatura alcanzada en el condensador, es la esperada según la norma.

3. Colocar en servicio el equipo

Conecte el equipo a la toma de corriente y encienda el equipo en el botón adecuado

4. Preparación de la Muestra.

Con la ayuda de un cilindro graduado, mida 100 mL. de la muestra de kerosene.

En un matraz Engler, agregue cuidadosamente la muestra, evitando el paso del líquido al tubo de vapores.

Coloque un tapón al matraz que sirva de apoyo para el termómetro el cual debe ser colocado según lo especifica la norma. (El inicio del hilo de mercurio debe coincidir con la parte baja del tubo de vapores).

Coloque el matraz en el equipo de tal forma que la distancia del tubo de vapores que no entre al equipo este dentro del rango que especifica la norma.

5. Medición del punto inicial de ebullición.

Coloque el cilindro, de tal forma que el tubo de condensación del equipo de destilación quede de forma concéntrica, con el fin de garantizar una mejor visualización de la salida de la primera gota.

El experimentador encargado realiza una señal de alerta al que se encarga de tomas las medidas de temperatura, para que se registre la temperatura a la cual se dio el hecho, este valor es registrado como punto inicial de ebullición. (Según la norma, se espera que esto ocurra entre 5 a 15min).

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6. Medición de las temperaturas a distintos porcentajes recuperados.

Una vez registrado el punto inicial de ebullición, se debe pegar el tubo de condensación a las paredes del cilindro graduado, garantizando así una lectura más eficiente de los porcentajes de recuperado.

Conforme se alcanzan los porcentajes requeridos se indica al experimentador que se encarga de leer las temperaturas, que registre los valores correspondientes.

Simultáneamente realice la verificación de la rata de condensación cada minuto.

7. Medición del punto final.

Una vez que es alcanzado el 95% de recuperado, se debe aumentar la resistencia al valor suministrado por el profesor.

Verifique el tiempo que tarda en alcanzarse el punto final luego que es aumentada el valor de la resistencia.

8. Medición del porcentaje recuperado.

Registre el volumen obtenido y verifique el valor registrado 2 minutos después. Repita esto hasta que coincidan dos lecturas.

9. Medición del porcentaje de residuo.

Mida el residuo que queda en el matraz Engler después de la experiencia, realice esto con mucho cuidado.

10. Limpieza de los Instrumentos

Lave todos los equipos utilizados para realizar la práctica, estos deben ser lavados con alcohol. Luego guarde los equipos en el horno.

Resultados y Discusión

4.1. Datos Experimentales

4.1.1. Datos Generales

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Muestra: Kerosene Presión Atmosférica: 758 mmHg Temperatura ambiente: 23 ºC

4.1.2. Método de Ensayo Normalizado ASTM D-287.

Peso del Picnómetro Vacío: 21,3604 g. Peso del Picnómetro con agua: 38, 3190 g. Temperatura del agua: 78ºF.

Muestra A: traída de la casa.

Peso del Picnómetro con la muestra: 36,2124 g.

Muestra B: facilitada por el profesor

Peso del Picnómetro con la muestra: 21,3604 g.

4.1.3. Método de Ensayo Normalizado ASTM D-86.

Para el Muestra A

Volumen Recuperado [Vr] (mL) Temperatura (ºC)Punto Inicial de Ebullición 163

5 17310 176,5712 17823 18230 18643 19046 19249 19350 193,551 19455 19858 20261 20567 21070 213,7571 21575 22379 23181 24585 251

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9095 265

Punto Final de Ebullición 295% Recuperado [PRC] 98,4

% Residuo [PRS] 1,6% Perdidas 0

Tiempo punto inicial(min) 9Tiempo punto final (min)

Para la Muestra B

Volumen Recuperado [Vr] (mL) Temperatura (ºC)Punto Inicial de Ebullición 148

5 17210 17915 18420 18630 19540 20550 21460 22470 23480 24585 25390 26295 279

Punto Final de Ebullición 310% Recuperado [PRC] 98

% Residuo [PRS] 1,9% Perdidas 0,1

Tiempo punto inicial(min) 12,56Tiempo punto final (min) 3,29

4.2. Resultados y Análisis.

Según la norma ASTM D-287 explicada anteriormente para determinar la Gravedad API es necesario el uso de un hidrómetro, al momento de la realización de la práctica, debido a que no se contaba con la disposición del mismo, se utilizó un picnómetro con ello se determinó la densidad de la muestra y posteriormente la gravedad especifica de la misma

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a la temperatura a la cual que se realizó en ensayo. Esta gravedad fue debidamente corregida. Los resultados para ambas muestras analizadas son presentados en la Tabla 1.

MUESTRA A MUESTRA B

Gravedad Especifica 0,752 Gravedad Especifica 0,808

Gravedad API @78ºF 56,72 Gravedad API @78ºF 43,67

Gravedad API corregida 53,55 Gravedad API corregida 41,803

Tabla 1. Resultados Ensayo ASTM D-287.

Como se puede observar ambas muestras presentan valores de Gravedad API elevados, por encima de 31,1, según lo encontrado en la bibliografía se pueden clasificar como muestras de crudo liviano.

También se observa que la muestra A posee una Gravedad API superior a la muestra B, indicándonos así que esta posee un mayor contenido de livianos, lo que lo hace más valioso (en cuanto a sus uso) con respecto a la muestra B, gracias a que su alto contiene de fracciones de livianos y bajo contenido de constituyentes pesados, simplificaría los procesos de refinación.

Debido a la existencia de diferencias entre la presión a la que fue realizado el ensayo (758mmHg) y la presión normalizada por la ASTM (760mmHg), se realizaron correcciones de presión obteniéndose los resultados presentados en la Tabla 2. En ella se observa que como la diferencia entre las presiones era tan pequeña la temperatura solo vario entre 0,1 y 0,14 ºC siendo prácticamente despreciable.

También se puede apreciar que la corrección de la temperatura con respecto al porcentaje de evaporado no es tan grande, esto se debe a que el porcentaje de perdida para la muestra B es pequeño, de 0,1%. Para la muestra A se observó un comportamiento similar ya que esta no presento un porcentaje de pérdidas, esto se aprecia en la Tabla 3.

Volumen Recuperado (mL)

TemperaturaLeida (ºC)

Temperatura Corregida ASTM (ºC)

Temperatura corregida %evaporado (ºC)

Temperatura corregida por craqueo (ºC)

0 148 148,10 -5 172 172,11 171,57 -

10 179 179,11 178,95 -15 184 184,11 184,00 -20 186 186,11 186,07 -

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30 195 195,11 195,01 -40 205 205,11 205,00 -50 214 214,12 214,02 -60 224 224,12 224,01 -70 234 234,12 234,01 -80 245 245,12 245,00 -85 253 253,13 252,95 255,9290 262 262,13 261,93 265,4995 279 279,13 278,75 283,87

100 310 310,14 309,45 318,94Tabla 2. Correcciones debido a la Presión y el % Evaporado. (MUESTRA B)

Se realizó correcciones de temperatura debido al craqueo ya que se obtuvieron temperaturas superiores a los 246,1ºC (475ºF) y por encima de esta se puede producir craqueo de la muestra, desarrollando vapores, descomponiendo la muestra y disminuyendo la temperatura, en ambos grupos estas correcciones se realizaron a partir del 85% del volumen recuperado.

También al realizar el ensayo, comprobamos el tiempo que tarda en aparecer la primera gota, que según la teoría debe de estar entre 5 y 15min, siendo los valores experimentales obtenidos de 9 min para la Muestra A y 12.56 min para la muestra B. Además de que se realizo la medición de la rata de condensación obteniéndose para ambas muestras un valor aproximado de 4ml/min, coincidiendo con lo establecido en la norma la cual dice que debe de estar entre 4-5 ml/min.

Volumen Recuperado (mL)

TemperaturaLeida (ºC)

Temperatura Corregida ASTM (ºC)

Temperatura corregida %evaporado (ºC)

Temperatura corregida por craqueo (ºC)

0 163 163,10 -5 173 173,11 173,08 -

10 176,57 176,68 176,67 -12 178 178,11 178,10 -23 182 182,11 182,10 -30 186 186,11 186,10 -43 190 190,11 190,11 -46 192 192,11 192,10 -49 193 193,11 193,11 -50 193,5 193,61 193,60 -51 194 194,11 194,11 -55 198 198,11 198,10 -58 202 202,11 202,10 -

22

61 205 205,11 205,11 -67 210 210,12 210,09 -70 213,75 213,87 213,85 -71 215 215,12 215,10 -75 223 223,12 223,09 -79 231 231,12 231,09 -81 245 245,12 245,02 -85 251 251,13 251,10 253,8190 258 258,13 258,11 261,2295 265 265,13 265,11 268,70

100 295 295,14 295,05 301,66Tabla 3. Correcciones debido a la Presión y el % Evaporado. (MUESTRA A)

A medida que se realizaba el ensayo la temperatura de ebullición se fue elevando porque los componentes de la mezcla se destilan uno por uno, evaporándose primero los más livianos y progresivamente se van destilando los componentes más pesados y con mayor punto de ebullición.

Se determinó las Temperaturas TBP y EFV para los distintos porcentajes de volumen recuperado para la muestra B y A, recopilándose en la Tabla 4 y Tabla 5 respectivamente.

% Volumen Recuperado Temperatura ASTM (ºC)

Temperatura TBP (ºC)

Temperatura EFV (ºC)

0 148,10 108,56 178,0110 179,11 156,89 191,8930 195,11 185,78 201,3450 214,12 214,67 211,3470 234,12 240,78 221,3490 262,13 271,89 234,67

100 310,14 329,67 258,01Tabla 4. Temperaturas TBP y EFV para la Muestra B.

% Volumen Recuperado Temperatura ASTM (ºC)

Temperatura TBP (ºC)

Temperatura EFV (ºC)

0 163,10 136,39 177,5010 186,11 181,39 187,5030 193,61 194,17 190,8350 213,87 221,94 200,83

23

70 258,13 270,83 226,3990 258,13 270,83 226,39

100 295,14 311,94 241,94Tabla 5. Temperaturas TBP y EFV para la Muestra A.

Se puede observar que la Muestra B presenta un rango de ebullición de 148-310ºC y la Muestra A presenta un rango de 163-295ºC, teóricamente el Kerosén presenta un rango de ebullición de aproximadamente 170-250ºC, con esto podemos sugerir que la muestra está constituida en su mayoría por fracciones livianas.

Con los datos experimentales obtenidos se realizó la construcción de la curva ASTM D-86, mediante la aplicación de correcciones por presión y pérdidas a los mismos; también la construcción de las curvas TBP (True Boiling Point) y EFV (Equilibrium-Flash Vaporization) las cuales se construyeron mediante la utilización de correlaciones aplicadas a los datos ASTM. Todas Ellas fueron presentadas en la Grafica 1. En ella se comprueba que a medida que aumentaba el porcentaje del volumen recuperado, aumentaba la temperatura de ebullición.

Grafica 1. Curva de Destilacion ASTM, TBP y EFV para ambas muestras.

En la Grafica 1 se puede apreciar que al inicio del proceso la temperatura EFV para ambas muestras está por encima de las otras temperaturas, lo que concuerda con la teoría, esto se debe a que las moléculas que normalmente aspiran vaporizarse a bajas temperaturas son incapaces de separarse del líquido porque pierden mucha de su energía. También se

24

puede observar que el comportamiento de las curvas de destilación obtenidas experimentalmente concuerda con las curvas teóricas encontradas para el Kerosén. En la Grafica1 se aprecia que los mayores valores de temperatura se obtienen para la curva de destilación TBP, seguida por la ASTM y luego la EFV, en ella se obtienen los mayores rangos de temperatura, lo cual se interpreta también como el grado de separación de los componentes durante la destilación se verifica que la destilación TBP ofrece el mayor grado de separación, le sigue la destilación ASTM y por último la EFV.

En la muestra A se logran apreciar oscilaciones en las temperaturas, estos errores pueden ser originados por la rapidez con la que se realizaron las medidas de la temperatura, falta de sincronización entre la medición del volumen recogido y la medición de la temperatura y erradas lecturas de la temperatura de ebullición.

Se determinó las propiedades críticas de la muestra obteniéndose lo valores expresados en la Tabla 6.

MUESTRA A MUESTRA B

Temperatura Pseudocrítica (°C)

365,56 Temperatura Pseudocrítica (°C)

393,33

TemperaturaCritica (°C)

376,67 TemperaturaCritica (°C)

401,67

Presión Pseudocrítica (KPa)

2137,37 Presión Pseudocrítica (KPa)

2240,79

VABP (ºC) 205,68 VABP (ºC) 216,92

MABP (ºC) 196,79 MABP (ºC) 208,03

MeABP (ºC) 200,68 MeABP (ºC) 211,92

WABP (ºC) 207,35 WABP (ºC) 218,31

CABP (ºC) 204,01 CABP (ºC) 215,25Tabla 6. Propiedades Críticas de las muestras.

Los VABP (Volumetric Average Boiling Point), MABP (Molar Average Boiling Point), CABP (Cubic Average Boiling Point), WABP (Weight Average Boiling Point) y MeABP (Mean Average Boiling Point) no permiten caracterizar la fracción de crudo pero son utilizadas para estimar otros factores que si permiten su caracterización

Con ayuda de los nomogramas correspondientes se determino las propiedades químicas de las muestras, expresadas en la Tabla 7.

Según la bibliografía el Kerosén presenta un Peso molecular de 170 g/mol, con los resultados obtenidos a partir de los datos experimentales se obtuvieron valores de peso molecular cercarnos al teórico, 172 g/mol para la Muestra A y 165 para la muestra B.

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MUESTRA A MUESTRA B

Peso Molecular (g/mol) 172 Peso Molecular (g/mol) 165

Punto de Anilina (°C) 76,67 Punto de Anilina (°C) 62,78

Factor de Watson K 12.4 Factor de Watson K 11,65

Factor Acéntrico 0,39 Factor Acéntrico 0,5

Relación C/H 6,4 Relación C/H 6,4

Tabla 7. Propiedades Químicas de las muestras

El factor de caracterización de Watson obtenido experimentalmente para ambas muestras se encuentra alrededor de los 12, este factor nos permite determinar la base de una fracción de crudo, según los resultados obtenidos para ambas muestras de kerosén se puede decir que están constituidas por compuestos mixtos con ciclos y cadenas equivalentes.

Un punto de anilina bajo significa que la fracción es rica en naftenos y aromáticos, si el resultado es un valor alto, podemos decir que estamos en presencia de un compuesto con alta proporción en parafinas. Para ambas muestra se obtuvieron puntos de anilina relativamente bajos, de 76,67°C para la muestra A y 62,78°C para la muestra B esto nos indica que puede estar presente en nuestra muestra un contenido importante de aromáticos y naftenos.

El valor de la relación carbono hidrogeno nos indica que el carbono se encuentra en mucho mayor cantidad que el hidrogeno.

Se obtuvo un factor acéntrico de 0.39 y 0.5 para la muestra A y B respectivamente, este mide la esfericidad de la molécula, es decir nos da un número que representa todas las fuerzas presentes en ella no sólo las del centro sino las de toda la molécula, mientras más cercano sea el valor de cero más cercana a la linealidad está la molécula, en nuestro caso se obtuvieron valores entre 0.4-0.5, que según la teoría concuerda para compuestos aromáticos.

Las propiedades calculadas mediante estos ensayos normalizados nos permiten tener una idea de la naturaleza de los hidrocarburos presentes en la fracción de la muestra analizada, de acuerdo al valor de la gravedad API obtenido podemos decir ambas muestras se tratan de hidrocarburos ligeros, en base a al factor de caracterización de Watson que esta contiene compuestos por compuestos mixtos con ciclos y cadenas equivalentes. Según el factor acéntrico se trata de compuestos aromáticos, lo cual concuerda con el valor hallado para el punto de anilina el cual indica que la muestra contiene grupos aromáticos.

26

De acuerdo a todos los resultados obtenidos se puede concluir que las muestras analizadas pueden ser utilizadas en fuentes de iluminación y calefacción. No puede ser empleada como combustibles ya que el alto contenido de aromáticos contaminaría mucho el ambiente.

Conclusiones

Con la ayuda de la Norma ASTM D-287 y un picnómetro se determinó la Gravedad API de una muestra de kerosén, obteniéndose para ambas muestras valores de API elevados, lo que las clasifica como crudos livianos.

27

Mediante la aplicación de la Norma ASTM D-86 se determinó experimentalmente el rango de ebullición de dos muestras de kerosene, obteniéndose valores cercanos al teórico 170-250°C.

Con los datos recolectados experimentalmente se construyeron las Curvas de temperaturas ASTM, TBP y EFV con la ayuda de los nomogramas del API technical data book coincidiendo su comportamiento con lo establecido en la teoría.

Se determinaron las propiedades críticas y químicas de las muestras analizadas. Obteniéndose así una muestra de crudo de base mixta, constituida de compuestos aromáticos o naftenos.

Con todos los datos recopilados se determinó el uso más conveniente para las fracciones analizadas, siendo este de uso en fuentes de iluminación y calefacción.

Apéndice

El siguiente apéndice esta dirigido a los cálculos típicos realizados para la Muestra B, que es la muestra suministrada por el profesor.

1. Determinación de la gravedad API.

28

La norma ASTM D-287 señala el uso de un hidrómetro en la determinación de la gravedad API, debido a la falta de este instrumento al momento de realizar la práctica, fue usado un picnómetro con el cual es posible determinar la gravedad específica del compuesto.

@ 78·F= 0.999g/ml

Siendo la masa de agua:

Con la masa y la densidad del agua se procede a determinar el volumen del picnómetro, el cual será el mismo al momento de realizar los cálculos para la muestra.

Al líquido de densidad desconocida se le determina su peso también y operando análogamente al caso del agua, se puede determinar su densidad por:

Peso del Kerosene = 8,852 g

Luego con la densidad de la muestra y la densidad del agua se determina la Gravedad específica a 78ºF temperatura a la cual se realizó en ensayo.

Con la ayuda de la Gravedad específica se determina la Gravedad API mediante la siguiente ecuación:

2. Corrección de la gravedad API @ 60 ºF.

29

De Tabla 5, se extrapola para obtener el valor de la corrección de la gravedad API @ 60ºF

ºAPI @ 60ºF = 41,803.

3. Conversión de las temperaturas experimentales ASTM de grados Celsius a grados Fahrenheit

Para un porcentaje de recuperación del 10%

4. Corrección de las temperaturas experimentales ASTM en función de la presión

La presión según la norma para realizar el ensayo debe ser de 760mmHg, la presión a la cual se realizó en ensayo fue de 758mmHg, por lo tanto es necesario realizar correcciones de las temperaturas.

Para un porcentaje de Recuperación de 5%

5. Corrección de las temperaturas experimentales ASTM en función del porcentaje evaporado (pérdidas).

Cálculo de las pérdidas en el ensayo.

% Pérdidas en el ensayo = 100% - % Recuperado - % Residuo% Pérdidas en el ensayo = 100% - 98% - 1,9% % Pérdidas en el ensayo = 0,1%

Corrección para obtener las pérdidas reales.

Se realiza mediante la siguiente ecuación:

LC = A * L + B

Dónde:

30

Lc: perdidas corregidas.L: porcentaje perdido calculado en el ensayo.A y B: constantes numéricas que se encuentran en Figura 2 (Ver Anexo)

Los valores de las constantes A y B se reportan de los datos en la tabla 2 a una presión de 760mmHg.

A = 0.9714 y B = 0.0142

Sustituyendo:

Corrección de los porcentajes recuperados en el ensayo.

A todos los porcentajes recuperados se les adiciona el porcentaje de pérdidas corregido en la sección anterior

%Ri%(corregido) = %Ri% + Lc%R5%(corregido) = 5% + 0.11% = 5,11%

Cálculo de las temperaturas corregidas por pérdidas.

Para la corrección de la temperatura, considerando el porcentaje evaporado es necesario realizar una interpolación lineal proporcionada por la norma ASTM D 86:

Dónde: T= Temperatura de un porcentaje evaporado dado. R= % Recuperado para un % evaporado dado. RH= % Evaporado. RL= % Perdidas corregidas + % recuperado anterior.TL =Temperatura a RL

TH =Temperatura a RH

Para un % Recuperado de 5%:

% Recuperado % Evaporado Temperatura [T] (ºF)

31

0 0,11 (RL) 298,58 (TL)

5 5,11 (RH) 341,79 (TH)

6. Corrección de las temperaturas por craqueo

Las temperaturas que exceden los 475 ºF (246.11 ºC) se corrigen por craqueo a través de la siguiente ecuación:

La corrección aplica a los % recuperados de 85, 90 y 95

Para %R = 85:

7. Cálculo de temperaturas TBP a partir de temperaturas ASTM

Para 50% evap se tiene una TASTM = 417,41 ºF . Se entra a la Figura 3A1.1 desde la abscisa inferior y cortando la curva inferior se tiene en la ordenada derecha un =1

TBP @50%evap = 417,41 ºF + ΔF = 417,41 ºF + 1 ºF

TBP @50%evap = 418,41 ºF

Para calcular las temperaturas TBP de un valor de % de Volumen Recuperado se utiliza la siguiente expresión:

(+) Para % recuperado > 50

(-) Para % recuperado < 50

32

A partir de la TASTM(50%), se obtienen las TTBP a 10, 30, 70 y 90 % con el uso de la ordenada superior de la Figura 3A1.1. En esta figura se entra con la diferencia de temperaturas ASTM de 10-30 %, 30-50 %, 50-70 % y 70-90%, luego se traza una perpendicular a la abscisa superior y se corta la curva correspondiente a la diferencia ASTM, leyendo el valor de ∆F en la ordenada izquierda.

TASTM(50%) – TASTM(30%) = 417,41°F –383,20°F = 34,21°F

Con este valor se entra a la Figura 3A1.1 y se lee un valor de:

=52°F

Y teniendo ya el valor de TBP50 y el de TBP30 se despeja el TBP de 30 de la siguiente ecuación:

ΔTBP30= 417,41 ºF- 52°F = 365,41°F

De manera análoga para 0-10%, 10-30 %, 50-70 %, 70-90% Y 90-100%

8. Cálculo de las temperaturas EFV a partir de las temperaturas ASTM

Para comenzar es necesario calcular la pendiente de la Curva ASTM D-86 entre 10% y 70% evaporado para entrar en la figura 3B1.1 Con el valor de la temperatura ASTM 50% se traza una recta vertical hasta cortar la curva correspondiente al valor de la pendiente hallada entre 10 y 70%. A parir del punto de intersección se traza una paralela al eje Y y se obtiene ΔF este valor se suma con la temperatura ASTM D-86 50%. Para así obtener el valor de temperatura EFV de 50% evaporado.

mASTM (10%-70%)= = 1.65

Con la temperatura ASTM a 50% (T =417,41ºF) y el valor de la pendiente (m=1.65) en la figura 3B1.1, se lee en el eje Y el valor del ΔF

33

TEFV @50% = 417,41 ºF + ΔF = 417,41 ºF + (-5ºF) = 412,41ºF

A partir de la TEFV(50%), se obtienen las TEFV a 10, 30, 70 y 90 %. En la Figura 3B1.2 se entra con la diferencia de temperaturas ASTM de 10-30 %, 30-50 %, 50-70 % y 70-90%, luego se traza una perpendicular a la abscisa y se corta la curva correspondiente a la diferencia ASTM, leyendo el valor de ∆F en la ordenada izquierda. Este valor es la diferencia que existe entre las temperaturas EFV de la curva correspondiente.

De la figura se tiene que ∆TEFV(30%-50%)=18 F

TEFV(30%) = TEFV(50%)- ΔF30% - 50%

TEFV(30%)= 417,41 ºF- 18 ºF= 394,41ºF

Este mismo procedimiento se sigue para calcular el resto de las temperaturas EFV

9. Cálculo de los VABP, WABP, CABP, MABP y MeABP

Se procede a calcular la pendiente entre el 10y 90% de los porcentajes evaporados

De la Figura 2B1.1 del TECHNICAL DATA BOOK se obtienen los factores de corrección: ∆FMABP, ∆FCABP, ∆FWABP y ∆FMeABP. Interceptando las curvas correspondientes al

34

VABP y la pendiente de los porcentajes 10 y 90% para cada factor se obtienen ∆ de corrección, que sumados a VABP darán los valores de WABP, CABP, MABP y MeABP.

MABP = VABP + ΔFMABP

MABP= 422,45ºF + (-16°F) = 406,45°F = 208,03ºC

WABP = VABP + ΔFWABP

WABP= 422,45ºF + (2,5°F) =424,95ºF = 218,31°C

MeABP = VABP + ΔFMeABP

MeABP= 422,45ºF + (-9°F) = 413,45ºF = 211,92ºC

CABP = VABP + ΔFCABP

CABP= 422,45ºF + (-3°F) = 419,45°F = 215,25ºC.

10. Cálculo de las Propiedades Críticas

Cálculo de la temperatura Pseudocrítica

Con °API = 41,803 y T MABP = 406,45°F en la figura 4A1.2 se obtiene:

Tpc= 740ºF= 393,33 ºC

Cálculo de la temperatura crítica real

Con °API = 41,803 y T WABP= 424,95ºF en la figura 4A1.2 se obtiene:

Tc= 755ºF= 401,67 ºC

Cálculo de la presión Pseudocrítica

Con °API = 41,803 y T MeABP = 413,45ºF en la figura 4B1.2 se obtiene:

Ppc= 325 psia=2240,79KPa

11. Cálculo de las Propiedades Químicas

Cálculo de la relación Carbono – Hidrógeno (C/H):

35

Con °API = 41,803 y T MeABP = 413,45ºF en la figura 2B2.1 se obtiene:

C/H= 6,4

Cálculo del factor de corrección de Watson (K)

Con °API = 41,803 y T MeABP = 413,45ºF en la figura 2B2.1 se obtiene:

K=11.65

Cálculo del Peso Molecular (PM)

Con °API = 41,803 y T MeABP = 413,45ºF en la figura 2B2.1 se obtiene:

PM= 165 g/mol

Cálculo del Punto de Anilina (PA):

Con °API = 41,803 y T MeABP = 413,45ºF en la figura 2B2.1 se obtiene

PA= 62,78 ºC

Cálculo del Factor Acéntrico (w):

Se ubica el valor de Tpc=740 se traza una paralela al eje X hasta cortar la línea correspondiente al MABP= 406,45°F, a partir de este punto de intersección traza un vertical hasta cortar la línea correspondiente a la Ppc= 325 psia, paralelamente al eje X se lee el factor acéntrico.

w=0.5

Bibliografía

36

1. http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo . Esta página fue modificada por última vez el 5 de mayo 2011, a las 15:33.

2. Prof. Faneite A. Guía práctica del Laboratorio de Operaciones Unitarias II.

3. http://es.wikipedia.org/wiki/Refinaci%C3%B3n_del_petr%C3%B3leo . Esta página fue modificada por última vez el 17 mayo 2011, a las 00:27.

4. http://es.wikipedia.org/wiki/Dens%C3%ADmetro . Esta página fue modificada por última vez el 15 mar 2011, a las 02:37.

5. http://es.wikipedia.org/wiki/Picn%C3%B3metro . Esta página fue modificada por última vez el 29 nov 2010, a las 18:27.

6. http://es.wikipedia.org/wiki/Destilaci%C3%B3n . Esta página fue modificada por última vez el 24 may 2011, a las 21:31.

7. Standard Test Method for Destillation of Petroleum Product. Designation D86-95.

ANEXOS

37

Figura 2. Valores de las Contantes A y B utilizados en correcion de las temperaturas en funcion del porcentaje de perdida.

38

Figura 3A1.1 Destilación Atmosférica ASTM para TBP

39

Figura 3B1.1 Destilación Atmosférica ASTM para EFV.

40

Figura 3B1.2 Destilación Atmosférica ASTM para EFV.

41

Gráfico 2B1.1. Caracterización del punto de ebullición de las fracciones del petróleo

42

Figura 4A1.2. Peso molecular y factor de caracterización de Watson para fracciones de petróleo.

43

Figura 2B2.3 Factor acéntrico de las fracciones del petróleo

44

Figura 4A1.2 Temperaturas pseudocritica y critica de mezclas de hidrocarburos

45

Figura 4B1.2 Presión pseudocritica de mezclas de hidrocarburos.

46