MÉTODO ESTANDAR PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRODUCTOS DEL PETRÓLEO POR DESTILACIÓN

INFORME PRACTICA N°9 DE LABORATORIO

MÉTODO ESTANDAR PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRODUCTOS DEL PETRÓLEO POR DESTILACIÓN

NORMA ASTM D 86-90

1. OBJETIVOS

1.1 GENERAL Lograr la separación de los productos del petróleo mediante la

aplicación del método de destilación.

1.2 ESPECIFICOS. Conocer la importancia de la diferencia de los puntos de

ebullición de los diferentes componentes que componen el petróleo crudo.

Determinar y calcular volúmenes finales de destilación, perdidas, residuos y total recobrado de los productos obtenidos.

Llevar a cabo la construcción de la gráfica ASTM en base a los datos obtenidos en el laboratorio.

2. MARCO TEÓRICO

La destilación es un proceso físico en donde se aprovecha la diferencia de las temperaturas de ebullición para separar los diferentes componentes de una mezcla.

Este proceso consiste en transferir un vapor de una mezcla liquida en ebullición hacia una superficie fría (condensador) en donde se condensa. En el petróleo crudo, estos vapores se componen de las fracciones más volátiles con respecto a la concentración original. La finalidad de este método es purificar e identificar líquidos (derivados del petróleo).

El punto de ebullición se define como la temperatura a la cual la presión de vapor se equilibra con la presión atmosférica. Aumentos de temperatura sobre una sustancia liquida produce movimiento entre las moléculas (energía cinética) y un aumento en su presión de vapor. Este proceso se debe a la tendencia que tienen las moléculas a salir a la superficie, y cuando decimos que un líquido “hierve” es porque su presión de vapor es igual a la presión atmosférica. Para líquidos puros la temperatura permanece constante en todo el proceso de ebullición mientras que para mezclas de hidrocarburos varía dependiendo de los puntos de ebullición que posean sus componentes.

En las refinerías se practica destilación fraccionada continua en las torres de platos con copas de burbujeo, en donde el proceso consiste en pocas palabras de fraccionar en varios productos un crudo o cualquier mezcla de

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hidrocarburos, que a su vez son mezclas, en donde estas mezclas fraccionadas poseen intervalos de ebullición más cortas y definidos con respecto a la mezcla original. En esta destilación se emplea vaporización flash, la cual se lleva a cabo en los llamados hornos tubulares, mientras que al inicio de la industria petrolera se empleaba la vaporización batch o diferencial.

3. PROCEDIMIENTO

Para esta práctica de laboratorio se trabajó primero con el crudo estrellita. Se le realizo la prueba de determinación del contenido de agua y sedimentos en el petróleo crudo por el método de la centrifuga norma ASTM D 96-88, debido a que el crudo contenía mucho porcentaje de agua (se observó en la prueba de BSW que cada zanahoria contenía hasta 15 ml de agua separada) y al momento de realizar la prueba de destilación el crudo se reboso, debido a que el punto de ebullición del agua es mucho menor que el punto de ebullición del crudo. Luego se trabajó con el crudo proveniente del pozo Arrayanes04, ya que este crudo no contenía agua, es decir, 0% de BSW.

4. TABLAS DE DATOS

Tabla 1. Volúmenes destilados con su respectiva temperatura de ebullición en °C y convertida en °F.

Lectura Volumen (ml)

Temperatura (°C)

Temperatura (°F)

1 0 96 204,82 1 98 208,43 2 100 2124 3 111 231,85 4 117 242,66 5 121 249,87 6 128 262,48 7 133 271,49 8 140 284

10 9 143 289,411 10 149 300,212 11 154 309,213 12 158 316,414 13 161 321,815 14 166 330,8

Pag. 3

16 15 171 339,817 16 177 350,618 17 186 366,819 18 188 370,420 19 188 370,421 20 183 361,422 21 213 415,423 22 220 42824 23 221 429,825 24 216 420,826 25 230 44627 26 241 465,828 27 247 476,629 28 248 478,430 29 246 474,831 30 240 464

Tabla 2. Condiciones generales de la prueba.

¿T 0,875Volumen de la muestra, Crudo Arrayan 04

100 ml

Temperatura del laboratorio 82°FVolumen destilado 30 ml

Tabla 3. Rangos de gravedad específica para crudos y derivados.

SUSTANCIA GRAVEDAD ESPECIFICAPetróleo crudo 0,8 – 0,865Gasolina 0,7 – 0,77Kerosene 0,77 – 0,82Aceites lubricantes livianos 0,86 – 0,92Aceites lubricantes pesados 0,88 – 0,98Fuel oil, Asfaltos 0,98 – 1,06

5. MUESTRA DE CALCULOS

Pag. 4

5.1 Hallando Volumen de pérdidas.

Al realizar la destilación:

EL DESTILADO: las fracciones volátiles que se evaporaron y

posteriormente por acción del condensador volvieron a estado líquido. EL RESIDUO: la fracción pesada que al necesitar mucha energía

para pasar a fase gaseosa queda en el balón de destilación aún en fase liquida.

PERDIDAS: En este procedimiento las pérdidas son los vapores que se encuentran en el balón de destilación o en el condensador pegadas a las paredes como gotas o que se encuentran aún en vapor (Es la diferencia entre el 100% y el porcentaje total de recuperación).

V perdidas=V Total−(V Destilado+V Residuos )

Dónde:

V Total=100mlV Destilado=30mlV Residuos=65ml

V perdidas=100− (30+65 )=5ml

Pag. 5

5.2 Porcentajes.

Porcentaje de Recobro.

%Recobro=VolumenDestiladoVolumenTotal

∗100%

%Recobro= 30100

∗100%=30%

Porcentaje de Residuos

%Residuos=VolumenResiduosVolumen Inicial

∗100%

%Residuos= 65100

∗100%=65%

Porcentaje de Total Recuperado.

%Total Recuperado=%Recobro+%Residuos%Total Recuperado=30%+65%=95%

Porcentaje de Perdidas.

%Perdidas=%Total de lamuestra−%Total Recuperdo%Perdidas=100%−95%=5%

Porcentaje de Evaporado.

%Evaporado=%Recobro+%Perdida%Evaporado=30%+5%=35%

5.3 Factor de corrección para el volumen por pérdidas.

Lc=A∗L+BDónde: A; B: Constantes usadas para corregir pérdidas en destilación hasta condiciones de presión normal. L: Volumen de pérdidas en porcentaje.

Como la presión de laboratorio (Neiva-Huila) es de 722mmHg, la cual es diferente de una atmosfera, y en la tabla no existen constantes para la presión a la cual trabajamos, se interpola.

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Presión (mmHg) A B

720 0,600 0,200722 0,6134 0,1932730 0,667 0,166

Lc=0,6134∗5%+0,1932Lc=3,2602

5.4 Corrección de volúmenes por perdidas (Volúmenes destilados).

Después de determinar el volumen de pérdidas y de hallar el factor de

corrección del volumen, usamos la siguiente ecuación para corregir cada

volumen de cada lectura.

V ci=V di+[( LiLT )∗Lc ]Dónde:

V ci: Volumen corregido.V di: Volumen destilado en cada lectura.Li: Lectura correspondiente al volumen destilado.LT: Lecturas totales tomadas en la prueba.Lc: Factor de corrección por pérdidas.

o Realizaremos los cálculos para las primeras 3 lecturas.

LecturaVolumen

(ml)Temperatura

(°C)Temperatura

(°F)1 0 96 204,82 1 98 208,43 2 100 212

Para nuestra práctica de laboratorio las lecturas totales son 31.

Lectura 1.

Pag. 7

V ci=0+[( 131 )∗3,2602]V ci=0,105ml

Lectura 2.

V ci=1+[( 231 )∗3,2602]V ci=1,210ml

Lectura 3.

V ci=2+[( 331 )∗3,2602]V ci=2,316ml

Tabla 4. Volúmenes corregidos por pérdidas.

LecturaVolumen

(ml)

Volumen corregido

(ml)

Temperatura (°F)

1 0 0,105 204,82 1 1,210 208,43 2 2,316 2124 3 3,421 231,85 4 4,526 242,66 5 5,631 249,87 6 6,736 262,48 7 7,841 271,49 8 8,947 28410 9 10,052 289,411 10 11,157 300,212 11 12,262 309,213 12 13,367 316,414 13 14,472 321,815 14 15,578 330,816 15 16,683 339,817 16 17,788 350,618 17 18,893 366,819 18 19,998 370,420 19 21,103 370,421 20 22,209 361,422 21 23,314 415,423 22 24,419 428

Pag. 8

24 23 25,524 429,825 24 26,629 420,826 25 27,734 44627 26 28,840 465,828 27 29,945 476,629 28 31,050 478,430 29 32,155 474,831 30 33,260 464

5.5 Corrección de temperaturas por efectos de la presión.

La presión atmosférica es un factor que determina la temperatura en la cual una sustancia ebulle, pues la energía necesaria para que la molécula pase de estado líquido a gaseoso debe ser mayor por el hecho de que la columna de aire (presión atmosférica) sea mayor, es decir a más presión, más temperatura es necesaria.

La presión en la ciudad de Neiva es de 722 mmHg.

Usando la ecuación: PLugar=po∗e−o .116∗h

Dónde:

po: 760 mmHg.h: Altura en km (442msnm).

Para corregir la temperatura por efectos de la presión se deben utilizar las siguientes ecuaciones dependiendo del ΔP.

1. Si ΔP<150mmHg

Tb=TbLeida+cfDónde:

cf : Factor de corrección.TbLeida: Temperatura en °F, leída en la prueba.

Pag. 9

Cabe resaltar que el factor de corrección es único para cada temperatura, por lo que se debe calcular un factor de corrección para cada temperatura.

La ecuación para el factor de corrección por presión es:

C f=12∗10−5 (Po−P ) (460+T )

Dónde:

Po: Presión normal 760mmHg. P: Presión del lugar donde se realiza la prueba. T : Temperatura en °F.

2. Si ΔP>150mmHg

logPP°

= T−T °[0,31−12 x10−5∗(T °+382 ) ]∗(T+382 )

Dónde:

Po: Presión normal 760mmHg. P: Presión del lugar donde se realiza la prueba. T : Temperatura en °F, leída.T °: Temperatura corregida.

o Realizaremos los cálculos para las primeras 3 lecturas.

LecturaVolumen

(ml)Temperatura

(°C)Temperatura

(°F)1 0 96 204,82 1 98 208,43 2 100 212

El ΔP= 760mmHg-722mmHg= 38mmHg. Ya que dio menor a 150mmHg, se utilizaran las primeras ecuaciones.

Lectura 1.

C f=12∗10−5 (760−722 ) (460+204,8 )C f=3,031488

Luego:

Pag. 10

Tb=204,8+3,031488Tb=207,831° F

Lectura 2.

C f=12∗10−5 (760−722 ) (460+204,8 )C f=3,047904

Luego:

Tb=208,4+3,047904Tb=211,448° F

Lectura 3.

C f=12∗10−5 (760−722 ) (460+204,8 )C f=3,06432

Luego:

Tb=212+3,06432Tb=215,064 ° F

Tabla 5. Temperaturas corregidas por efectos de la presión.

Lectura CfTemperatura

(°F)Temperatura

Corregida (°F)1 3,031488 204,8 207,8312 3,047904 208,4 211,4483 3,064320 212 215,0644 3,154608 231,8 234,9555 3,203856 242,6 245,8046 3,236688 249,8 253,0377 3,294144 262,4 265,6948 3,335184 271,4 274,7359 3,392640 284 287,39310 3,417264 289,4 292,81711 3,466512 300,2 303,66712 3,507552 309,2 312,70813 3,540384 316,4 319,94014 3,565008 321,8 325,36515 3,606048 330,8 334,406

Pag. 11

16 3,647088 339,8 343,44717 3,696336 350,6 354,29618 3,770208 366,8 370,57019 3,786624 370,4 374,18720 3,786624 370,4 374,18721 3,745584 361,4 365,14622 3,991824 415,4 419,39223 4,049280 428 432,04924 4,057488 429,8 433,85725 4,016448 420,8 424,81626 4,131360 446 450,13127 4,221648 465,8 470,02228 4,270896 476,6 480,87129 4,279104 478,4 482,67930 4,262688 474,8 479,06331 4,213440 464 468,213

5.6 Hallando porcentajes volumétricos con los volúmenes corregidos.

El porcentaje de volumen corregido es lo que a cada lectura de volumen que porcentaje corresponde del cien por ciento del destilado

%Vci=VciVct

∗100%

Dónde:

%Vci: Porcentaje de volumen corregido.Vci: Volumen corregido de cada lectura. Vct: Volumen corregido total destilado.

o Realizaremos los cálculos para las primeras 3 lecturas, donde el

volumen total corregido es 33,260 ml.

Lectura Volumen (ml)Volumen corregido

(ml)

1 0 0,1052 1 1,2103 2 2,316

Lectura 1.

Pag. 12

%Vci= 0,10533,260

∗100%

%Vci=0,316

Lectura 2.

%Vci= 1,21033,260

∗100%

%Vci=3,638

Lectura 3.

%Vci= 2,31633,260

∗100%

%Vci=6,963

Tabla 6. Porcentajes volumétricos.

LecturaVolumen

(ml)Volumen

corregido (ml)% Volumen Corregido

1 0 0,105 0,3162 1 1,21 3,6383 2 2,316 6,9634 3 3,421 10,2865 4 4,526 13,6086 5 5,631 16,9307 6 6,736 20,2538 7 7,841 23,5759 8 8,947 26,900

10 9 10,052 30,22211 10 11,157 33,54512 11 12,262 36,86713 12 13,367 40,18914 13 14,472 43,51215 14 15,578 46,83716 15 16,683 50,15917 16 17,788 53,48218 17 18,893 56,804

Pag. 13

19 18 19,998 60,12620 19 21,103 63,44921 20 22,209 66,77422 21 23,314 70,09623 22 24,419 73,41924 23 25,524 76,74125 24 26,629 80,06326 25 27,734 83,38527 26 28,84 86,71128 27 29,945 90,03329 28 31,05 93,35530 29 32,155 96,67831 30 33,26 100,000

5.7 Curva ASTM.

Se realiza una gráfica de dispersión, de temperatura corregida vs porcentaje volumétrico con los volúmenes corregidos. Debido a que los datos obtenidos no tienen un comportamiento matemático definido, se desarrolla la curva ASTM D86, con base en esta curva se realizan los cálculos de aquí en adelante, por lo cual dejaremos a un lado los datos obtenidos en laboratorio.

Grafica 1. Curva ASTM del crudo Arrayan 04

Pag. 14

0.00010.000

20.00030.000

40.00050.000

60.00070.000

80.00090.000

100.000

110.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000f(x) = 0.000206501282636122 x² + 2.87024200439449 x + 203.969214161533R² = 0.985733714733777

%Volumen Corregido

Tem

pera

tura

Cor

regid

a (°F

)

De acuerdo a esto se estableció que la ecuación de la mejor curva que representa estos datos (la cual pasa por los puntos medios) es:

y=0,0002x2+2,8702x+203,97Dónde:

y: Temperatura de ebullición según la curva ASTM.x: Porcentaje volumétrico.

Con esta ecuación podemos calcular la temperatura de ebullición correspondiente a los porcentajes para así determinar la temperatura volumétrica del crudo y los cálculos correspondientes. Para la primera fracción del crudo tenemos:

y=0,0002¿102+2,8702∗10+203,97y=232,692

Tabla 7. Temperaturas según la curva ASTM de las fracciones del crudo.

Pag. 15

Fracción Temperatura (°F)T 10 232,692T 20 261,454T 30 290,256T 40 319,098T 50 347,98T 60 376,902T 70 405,864T 80 434,866T 90 463,908T 100 492,99

5.8 Determinación de las propiedades del crudo.

5.8.1 Determinación de la Temperatura de ebullición volumétrica (Tv) del crudo.

Existen 3 formas para hallar la temperatura de ebullición volumétrica (Tv):

1. Tv=T10+T 20+T 30+T 40+T 50+T 60+T70+T 80+T90

92.

Tv=

T 10+T202

+T 20+T 302

+T30+T 402

+T 40+T 502

+T 50+T 602

+T 60+T 702

+T70+T 802

+T80+T 902

8

3. Tv=T10+T 30+T 50+T70+T 90

5

El método más exacto es el número 3, pero se realizara por los tres métodos para comparar resultados.

Por el primer método:

Tv=232,692+261,454+290,256+319,098+347,98+376,902+405,864+434,866+463,9089

Tv=348,113° F

Por el segundo método:

Pag. 16

Tv=247,03+275,855+304,677+333,539+362,441+391,383+420,365+449,3878

Tv=348,09 ° F

Por el tercer método:

Tv=232,692+290,256+347,98+405,864+463,9085

Tv=348,140 ° F

5.8.2 Determinación de la pendiente S para la curva ASTM.

S=T 90%−T 10%90−10

S=(463,908−232,692 ) ° F

80

S=2,9

5.8.3 Determinación de las temperaturas de ebullición en peso, Cubica, Promedio medio y Molar (Tw, Tc, Tm, TM).

De la gráfica (Figure 2B1-2 Characterizing boiling points of petroleum fractions, ASTM D86), se obtienen los factores de corrección los cuales se adjuntan en la siguiente tabla. Posteriormente se suman o se restan dependiendo del factor de corrección, a la temperatura volumétrica.

Temp. (°F) F c1 F c2 F c3 F c 4

200 7,917 -7,5 -20,833 -33,333400 5,833 -5 -17,917 -28,333

348,140 6,373 -5,648 -18,673 -29,629

Tabla 8. Temperaturas de ebullición (Tw, Tc, Tm, TM) del crudo.

TW T C T m TM

°F 354,513 342,492 329,467 318,511R 814,513 802,492 789,467 778,511

5.8.4 Determinación del factor de caracterización KOUP.

Pag. 17

Para el cálculo de este factor, la temperatura debe estar en promedio

medio o en cubica y en grados absolutos.

Koup=3√TmGT

Dónde:

Tm: Temperatura promedio medio.

GT: Gravedad especifica del crudo=0,875 (dato sacado de pruebas anteriores)

Koup=3√789,4670,875

Koup=10,563

5.8.5 Peso molecular del crudo.

MW=204,38∗(Tm0,118)GT1,88 e (0,00218Tm−3,075GT )

Dónde:

Tm: Temperatura promedio medio.

GT: Gravedad especifica del crudo=0,875 (dato sacado de pruebas anteriores)

MW=204,38∗(789,4670,118 )∗(0,8751,88 )∗(e (0,00218∗789,467−3,075∗0,875 ))MW=132,49 lb /lbmol

5.8.6 Gravedad API.

° API=141,5GT

−131,5=141,50,875

−131,5

° API=30,21

5.8.7 Propiedades Pseudocriticas.

En la figura 2-5 (Presión Pseudocritica de Hidrocarburos), se lee:

Pag. 18

°API sPc (psia)

35 46030 483

30,21 436,801

En la figura 2-4 (Temperaturas críticas), se lee:

°API sTc (°F) sTc (R)

35 683 114330 697 1157

30,21 638,635 1098,635

5.8.8 Propiedades Pseudoreducidas.

Presión pseudoreducida del crudo:

sPr=PlabsPc

=722

mmHg∗14,659 psia760mmHg

436,801 psia

sPr=0,032

Temperatura pseudoreducida del crudo:

sTr=T lab

sTc=

(82+460 )R1098,635 R

sTr=0,4935.8.9 Calor especifico.

C p=0,388+0,00045∗Tw

√GT

C p=0,388+0,000405(354,513° F)

√0,875C p=0,585

BTUlbn° F

Dónde:

Tw: Temperatura promedio en peso.

Pag. 19

5.8.10 Calor latente de vaporización.

λv=110,9−0,09∗Tw

GT

λv=110,9−0,09(354,513 ° F )

0,830

λv=90,279BTUlbn

5.8.11 Calculo de la entalpía liquida (H L¿y entalpía de vapor (H ¿¿ v)¿ del crudo.

Con la °API del crudo y la temperatura del laboratorio y la temperatura promedio medio vamos a la figura 21.4 de (HEAT CONTENT PETROLEUM FRACTIONS) y leemos:

o Entalpía liquida (H L¿ del crudo: (Se debe tener en cuenta que

para entrar a leer el dato en la tabla, la temperatura necesaria es la del laboratorio en °F)

Mediante la gráfica de encontramos que:

H L=29 Btu /lb

Corrección del factor Koup: Como Koup=11,135 hallamos el factor de corrección

FcKoup=0,92Así que:

H L' =H L∗FcKoup

H L' =29 Btu /lb∗0,92

H L' =26,68 Btu /lb

o Entalpía de vapor (H v ¿ del crudo: (La temperatura necesaria para

entrar a leer la entalpia de vaporización es la temperatura promedio medio).

Pag. 20

Mediante la gráfica encontramos que:

HV=248,7Btu / lb


FcKoup=−10Así que:

HV' =H v−FcKoup

HV' =248,7−(−10)

HV' =258,7Btu / lb

Corrección por presión: (cuando el cambio de presión, es pequeño, se puede despreciar). Como la presión de laboratorio es diferente de la presión atmosférica se halla el factor de corrección:

FcPresión=2

Así que:

HV' '=HV

' −FcPresiónHV

' '=258,7−2

HV' '=256,7Btu / lb

5.8.12 Masa del crudo destilado.

Para hallar la masa de destilado se debe calcular la gravedad especifica del crudo a la temperatura de laboratorio Tlab=82ºF pues con esta y con la densidad del agua ρ82.4ºF=0.9963 g/ml se determina la densidad del crudo Arrayan 04 a 82°F.

Gt=GT−α1,8

( t−T )

Pag. 21

Recordando que para hallar el factor alfa debemos interpolar:

Ge Α

0,85 680,95 66

0,875 64,9

G82F=0,875−64,9∗10−5

1,8(82−60 )

G82 °F=0,867

ρoil 82° F=G82° F∗ρagua 82° F

ρoil 82° F=(0,867 )(0,9963 gml )ρoil 82° F=0,864

gml ( lb

453,59 g )ρoil 82° F=0,001905

lbml

Y como el volumen corregido de destilado es de 33,26 ml encontramos que:

moil 82= ρoil° F∗Volumendestilado corregido

moil 82° F=0,001905lbml

(33,26ml )

moil 82° F=0,0634 lb

5.8.13 Calor requerido.

Qoil=m(HV' '−HL

' )

Qoil=0,0634 lb∗(256,7−26,68) Btulb

Qoil=14,583Btu

5.8.14 Calor de combustión.

Pag. 22

CC=22320−3870 (GT2 )

CC=22320−3870 (0,875)2

CC=19357,031Btu /lb

5.8.15 Conductividad Térmica.

K=0,813GT

[1−3∗10−5(Tm−32)]

K=0,8130,830

∗[1−3∗10−5(329,467−32)]

K=0,921 Btu

hr ft 2° F /¿

5.9 Calculo de Fracciones.

Tabla 9. Rangos de temperatura de ebullición para crudos y derivados.

SUSTANCIA Temperatura de ebullición (°F)

Gasolina 160-350Kerosene 300-400ACPM 450-575Gasolina Liviana 375-850Aceite lubricante 500-1100Residuos >1100

Grafica 2. Curva ASTM del crudo Arrayane 04 y sus respectivas fracciones.

Pag. 23

5.9.1 Gasolina

Equivalente al 50,159% del destilado, el crudo arrayan es un crudo

liviano, con un °API De 38,98.

Grafica 3. Curva ASTM de la Gasolina.

Pag. 24

Al obtener:

y=0,0002x2+2,8702x+203,97Dónde:


Se calculan las fracciones de la gasolina, para esto se debe repartir la fracción de la gasolina en 10 partes iguales por lo tanto:

f ci=50,159%10

=5,0159%

Esto nos quiere decir que al 5,0159% se encuentra la primera fracción de la gasolina, es decir, que esto equivaldría al 10%.

Los datos se adjuntan en la siguiente tabla.

Tabla 10. Fracciones equivalentes de la gasolina según la gráfica de la curva ASTM.

FRACCIÓN GASOLINAT 10 10% 5,0159%T 20 20% 10,0318%T 30 30% 15,0477%T 40 40% 20,0636%T 50 50% 25,0795%T 60 60% 30,0954%T 70 70% 35,1113%T 80 80% 40,1272%T 90 90% 45,1431%T 100 100% 50,159%

Después de hallar los porcentajes volumétricos de la gasolina, con la ecuación que satisface la curva ASTM, se procede hallar las temperaturas.

Para la primera fracción T 10:

Pag. 25

y=0,0002¿5,01592+2,8702∗5,0159+203,97y=218,372

Tabla 11. Temperaturas de las fracciones de la gasolina.

FRACCIÓN GASOLINA Temperatura (°F)T 10 10% 5,0159% 218,372T 20 20% 10,0318% 232,783T 30 30% 15,0477% 247,205T 40 40% 20,0636% 261,637T 50 50% 25,0795% 276,079T 60 60% 30,0954% 290,531T 70 70% 35,1113% 304,993T 80 80% 40,1272% 319,465T 90 90% 45,1431% 333,947T 100 100% 50,159% 348,440

5.9.1.1 Determinación de la temperatura volumétrica (Tv).

Se procede hallar con el tercer método el cual es el más recomendado y exacto.

Tv=T10+T 30+T 50+T70+T 90

5

Tv=218,372+247,205+276,079+304,993+333,9475

Tv=276,119° F

5.9.1.2 Determinación de la pendiente S.

S=T 90%−T 10%90−10

S=(333,947−218,372 ) ° F

80

S=1,4

5.9.1.3 Determinación de las temperaturas de ebullición en peso, Cubica, Promedio medio y Molar (Tw, Tc, Tm, TM).

Pag. 26



200 2,917 -2,5 -7,917 -13,75400 3,75 -1,667 -6,667 -12,083

276,119 2,936 -1,706 -6,130 -10,910

Tabla 12. Temperaturas de ebullición (Tw, Tc, Tm, TM) de la gasolina.

TW T C T m TM

°F 279,055 274,413 269,989 265,209R 739,055 734,413 729,989 725,209

5.9.1.4 Determinación del factor de caracterización Koup.

La gravedad específica de la gasolina se asumió teniendo en cuenta los datos proporcionados por la tabla 3.

GTGasolina=0,77

Koup=3√TmGT

Koup=3√729,9890,770

Koup=11,694

5.9.1.5 Peso molecular.

MW=204,38∗(Tm0,118)GT1,88 e (0,00218Tm−3,075GT )

MW=204,38∗(729,9890,118 )∗(0,7701,88 )∗(e (0,00218∗729,989−3,075∗0,770))MW=125,238 lb / lbmol

5.9.1.6 Gravedad API.

° API=141,5GT

−131,5=141,50,770

−131,5

Pag. 27

° API=52,27

5.9.1.7 Propiedades Pseudocriticas.


°API sPc (psia)

55 41050 443

52,27 428,018



55 590 105050 600 1060

52,27 590,837 1050,837

5.9.1.8 Propiedades Pseudoreducidas.

Presión pseudoreducida de la gasolina:

sPr=PlabsPc

=722


428,018 psia

sPr=0,0325

Temperatura pseudoreducida de la gasolina:

sTr=T lab

sTc=

(82+460 )R1050,837 R

sTr=0,516

5.9.1.9 Calor especifico.

C p=0,388+0,00045∗Tw

√GT

C p=0,388+0,000405(279,055° F)

√0,770C p=0,585

BTUlbn° F

Pag. 28

5.9.1.10 Calor latente de vaporización.

λv=110,9−0,09∗Tw

GT

λv=110,9−0,09(279,055 ° F )

0,770

λv=111,409BTUlbn

5.9.1.11 Calculo de la entalpía liquida (H L¿y entalpía de vapor (H ¿¿ v)¿ de la gasolina.

Con la °API de la gasolina y la temperatura del laboratorio y la temperatura promedio medio vamos a la figura 21.4 de (HEAT CONTENT PETROLEUM FRACTIONS) y leemos:

o Entalpía liquida (H L¿ de la gasolina: (Se debe tener en cuenta que



H L=42,11Btu/ lb



H L' =H L∗FcKoup

H L' =42,11Btu/ lb∗0,964

H L' =40,594 Btu/ lb

o Entalpía de vapor (H v ¿ de la gasolina: (La temperatura necesaria

para entrar a leer la entalpia de vaporización es la temperatura promedio medio).

Pag. 29


HV=246,8Btu / lb



HV' =H v−FcKoup

HV' =246,8−(−8)

HV' =254,8Btu / lb


FcPresión=2,5

Así que:

HV' '=HV

' −FcPresiónHV

' '=254,8−2,5

HV' '=252,3 Btu/ lb

5.9.1.12 Masa de gasolina destilada.

Para hallar la masa de destilado se debe calcular la gravedad especifica de la gasolina a la temperatura de laboratorio T lab=82ºF pues con esta y con la densidad del agua ρ82.4ºF=0.9963 g/ml se determina la densidad de la gasolina.

Gt=GT−α1,8

( t−T )

Pag. 30


Ge α

0,63 970,77 76,470,78 75

G82F=0,77−76,47∗10−5

1,8(82−60 )

G82 °F=0,760654

ρ82 °F=G82 ° F∗ρagua82 °F

ρ82 °F=(0,760654 )(0,9963 gml )ρ82 °F=0,758

gml ( lb

453,59 g )ρ82 °F=0,001671

lbml


m82=ρ° F∗Volumendestilado corregido

m82 °F=0,001671lbml

(16,683ml )

m82 °F=0,0279 lb

5.9.1.13 Calor requerido.

Q=m(HV' '−H L

' )

Q=0,0279lb∗(252,3−40,594 )Btulb

Q=5,907 Btu

5.9.1.14 Calor de combustión.

CC=22320−3870 (GT2 )

CC=22320−3870 (0,77 )2

Pag. 31

CC=20025,5Btu / lb

5.9.1.15 Conductividad térmica.

K=0,813GT

[1−3∗10−5(Tm−32)]

K=0,8130,77

∗[1−3∗10−5(269,989−32) ]

K=1,048 Btu

hr ft 2° F /¿

5.9.2 Kerosene

Equivalente al 16,615% del destilado.

Grafica 4. Curva ASTM del kerosene.

Al obtener:

y=0,0002x2+2,8702x+203,97

Pag. 32

Dónde:


Se calculan las fracciones del kerosene, para esto se debe repartir la fracción del kerosene en 10 partes iguales por lo tanto:

f ci=16,615%10

=1,6615%

Luego sumamos los 50,159% de la fracción de gasolina y tendríamos:

f ci=1,6615%+50,159%=51,8205%

Esto nos quiere decir que al 51,8206% se encuentra la primera fracción del kerosene, es decir, que esto equivaldría al 10%, la segunda fracción equivalente al 20% sería la anterior más 1,6615% y así sucesivamente.


Tabla 13. Fracciones equivalentes del Kerosene según la gráfica de la curva ASTM.

FRACCION KEROSENET 10 10% 51,8205%T 20 20% 53,482%T 30 30% 55,1435%T 40 40% 56,805%T 50 50% 58,4665%T 60 60% 60,128%T 70 70% 61,7895%T 80 80% 63,451%T 90 90% 65,1125%T 100 100% 66,774%

Después de hallar los porcentajes volumétricos del kerosene, con la ecuación que satisface la curva ASTM, se procede hallar las temperaturas.

Pag. 33


y=0,0002¿51,82052+2,8702∗51,82059+203,97y=218,372

Tabla 14. Temperaturas de las fracciones del kerosene.

FRACCION KEROSENE Temperatura (°F)T 10 10% 51,8205% 353,242T 20 20% 53,482% 358,046T 30 30% 55,1435% 362,851T 40 40% 56,805% 367,657T 50 50% 58,4665% 372,464T 60 60% 60,128% 377,272T 70 70% 61,7895% 382,082T 80 80% 63,451% 386,892T 90 90% 65,1125% 391,704T 100 100% 66,774% 396,516



Tv=T10+T 30+T 50+T70+T 90

5

Tv=353,242+362,851+372,464+382,082+391,7045

Tv=372,469 ° F


S=T 90%−T 10%90−10

S=(391,704−353,242 ) ° F

80

S=0,48

Pag. 34


De la gráfica (Figure 2B1-2 Characterizing boiling points of petroleum fractions, ASTM D86), se obtienen los factores de corrección los cuales se adjuntan en la siguiente tabla. Posteriormente se suman o se restan dependiendo del factor de corrección, a la temperatura volumétrica. Temp. (°F) F c1 F c2 F c3 F c 4

200 1 -0,7 -2 -4400 0,5 -0,7 -2 -3,5

372,469 0,568 -0,7 -2 -3,568

Tabla 15. Temperaturas de ebullición (Tw, Tc, Tm, TM) del kerosene.

TW T C T m TM

°F 373,037 371,769 370,469 368,901R 833,037 831,769 830,469 828,901


La gravedad específica del kerosene se asumió teniendo en cuenta los datos proporcionados por la tabla 3.

GT Kerosene=0,82

Koup=3√TmGT

Koup=3√830,4690,82

Koup=11,463


MW=204,38∗(Tm0,118)GT1,88 e (0,00218Tm−3,075GT )

Pag. 35

MW=204,38∗(830,4690,118 )∗(0,821,88 )∗(e (0,00218∗830,469−3,075∗0,82))MW=152,782 lb /lbmol


° API=141,5GT

−131,5=141,50,820

−131,5

° API=41,206



°API sPc (psia)

40 37545 350

41,06 369,70



40 720 118045 703 1163

41,06 716,40 1176,4


Presión pseudoreducida del kerosene:

sPr=PlabsPc

=722


369,70 psia

sPr=0,0376

Temperatura pseudoreducida del kerosene:

sTr=T lab

sTc=

(82+460 ) R1176,4 R

sTr=0,461

Pag. 36


C p=0,388+0,00045∗Tw

√GT

C p=0,388+0,00045(373,037° F)

√0,82C p=0,614

BTUlbn° F


λv=110,9−0,09∗Tw

GT

λv=110,9−0,09(373,037 ° F )

0,82

λv=94,3BTUlbn

5.9.2.11 Calculo de la entalpía liquida (H L¿y entalpía de vapor (H ¿¿ v)¿ del kerosene.

Con la °API del kerosene y la temperatura del laboratorio y la temperatura promedio medio vamos a la figura 21.4 de (HEAT CONTENT PETROLEUM FRACTIONS) y leemos:

o Entalpía liquida (H L¿ del kerosene: (Se debe tener en cuenta que



H L=35 Btu /lb

Pag. 37



H L' =H L∗FcKoup

H L' =35 Btu /lb∗0,97

H L' =33,95 Btu /lb

o Entalpía de vapor (H v ¿ del kerosene: (La temperatura necesaria

para entrar a leer la entalpia de vaporización es la temperatura promedio medio).


HV=310Btu / lb



HV' =H v−FcKoup

HV' =310−(−3)

HV' =313Btu / lb


FcPresión=2

Así que:

HV' '=HV

' −FcPresión

Pag. 38

HV' '=313−2

HV' '=311Btu / lb

5.9.2.12 Masa del kerosene destilado.

Para hallar la masa de destilado se debe calcular la gravedad especifica del kerosene a la temperatura de laboratorio T lab=82ºF pues con esta y con la densidad del agua ρ82.4ºF=0.9963 g/ml se determina la densidad de la gasolina.

Gt=GT−α1,8

( t−T )


Ge α

0,78 750,82 710,85 68

G82F=0,82−71∗10−5

1,8(82−60 )

G82 °F=0,811322


ρ82 °F=(0,811322 )(0,9963 gml )ρ82 °F=0,80832

gml ( lb

453,59 g )ρ82 °F=0,001782

lbml



Pag. 39

m82 °F=0,001782lbml

(5,526ml )

m82 °F=0,00985 lb


Q=m(HV' '−H L

' )

Q=0,009483lb∗(311−33,95) Btulb

Q=2,62737Btu


CC=22320−3870 (GT2 )

CC=22320−3870 (0,82)2

CC=19717,8Btu / lb


K=0,813GT

[1−3∗10−5(Tm−32)]

K=0,8130,82

∗[1−3∗10−5(370,469−32) ]

K=0,9814 Btu

hr ft2° F /¿

5.9.3 ACPM

Equivalente al 33,226% del destilado.

Grafica 5. Curva ASTM del ACPM.

Pag. 40

Al obtener:

y=0,0002x2+2,8702x+203,97Dónde:


Se calculan las fracciones del kerosene, para esto se debe repartir la fracción del kerosene en 10 partes iguales por lo tanto:

f ci=33,226%10

=3,3226%

Luego sumamos los 50,159% de la fracción de gasolina y los 16,615% de la fracción del kerosene tendríamos:

f ci=3,3226%+50,159%+16,615%=70,0966%

Esto nos quiere decir que al 70,0966% se encuentra la primera fracción del ACPM, es decir, que esto equivaldría al 10%, la segunda fracción equivalente al 20% sería la anterior más 3,3226% y así sucesivamente.


Pag. 41

Tabla 16. Fracciones equivalentes del ACPM según la gráfica de la curva ASTM.

FRACCION ACPMT 10 10% 70,0966%T 20 20% 73,4192%T 30 30% 76,7418%T 40 40% 80,0644%T 50 50% 83,387%T 60 60% 86,7096%T 70 70% 90,0322%T 80 80% 93,3548%T 90 90% 96,6774%T 100 100% 100%

Después de hallar los porcentajes volumétricos del ACPM, con la ecuación que satisface la curva ASTM, se procede hallar las temperaturas.


y=0,0002¿70,09662+2,8702∗70,0966+203,97y=218,372

Tabla 17. Temperaturas de las fracciones del ACPM.

FRACCION ACPM Temperatura (°F)T 10 10% 70,0966% 406,144T 20 20% 73,4192% 415,776T 30 30% 76,7418% 425,412T 40 40% 80,0644% 435,053T 50 50% 83,387% 444,698T 60 60% 86,7096% 454,348T 70 70% 90,0322% 464,002T 80 80% 93,3548% 473,660T 90 90% 96,6774% 483,323T 100 100% 100% 492,990


Pag. 42


Tv=T10+T 30+T 50+T70+T 90

5

Tv=406,144+425,412+444,698+464,002+483,3235

Tv=444,716 ° F


S=T 90%−T 10%90−10

S=(483,323−406,144 ) ° F

80

S=0,96




600 2 -1 -4,5 -7400 2,5 -2 -4,8 -8

444,716 2,39 -1,776 -4,733 -7,776

Tabla 15. Temperaturas de ebullición (Tw, Tc, Tm, TM) de la gasolina.

TW T C T m TM

°F 447,106 442,94 439,983 436,94R 907,106 902,94 899,983 896,94


Pag. 43

La gravedad específica del ACPM se asumió teniendo en cuenta los datos proporcionados por la tabla 3.

GT Kerosene=0,92

Koup=3√TmGT

Koup=3√899.9830,92

Koup=10,5


MW=204,38∗(Tm0,118)GT1,88 e (0,00218Tm−3,075GT )

MW=204,38∗(899,9830,118 )∗(0,921,88 )∗(e (0,00218∗899,9830−3,075∗0,92))MW=163,836 lb / lbmol


° API=141,5GT

−131,5=141,50,920

−131,5

° API=22,304



°API sPc (psia)

20 41525 390

41,06 403,5



20 840 1300

Pag. 44

25 820 128041,06 830,8 1290,8


Presión pseudoreducida del ACPM la gasolina:

sPr=PlabsPc

=722

mmHg∗14,650 psia760mmHg403,5 psia

sPr=0,0345

Temperatura pseudoreducida del ACPM:

sTr=T lab

sTc=

(82+460 ) R1290,8 R

sTr=0,42


C p=0,388+0,00045∗Tw

√GT

C p=0,388+0,00045(447,106 ° F )

√0,92C p=0,614

BTUlbn° F


λv=110,9−0,09∗T M

GT

λv=110,9−0,09(447,106 ° F)

0,92

λv=76,8BTUlbn

5.9.3.11 Calculo de la entalpía liquida (H L¿y entalpía de vapor (H ¿¿ v)¿ del crudo.

Pag. 45

Con la °API del ACPM y la temperatura del laboratorio y la temperatura promedio medio vamos a la figura 21.4 de (HEAT CONTENT PETROLEUM FRACTIONS) y leemos:

o Entalpía liquida (H L¿ del ACPM: (Se debe tener en cuenta que



H L=30 Btu /lb



H L' =H L∗FcKoup

H L' =30 Btu /lb∗0,92

H L' =27,6 Btu /lb

o Entalpía de vapor (H v ¿ del ACPM: (La temperatura necesaria para

entrar a leer la entalpia de vaporización es la temperatura promedio medio).


HV=310Btu / lb


FcKoup=5Así que:

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HV' =H v−FcKoupHV

' =310−(5)

HV' =305Btu / lb


FcPresión=3

Así que:

HV' '=HV

' −FcPresiónHV

' '=305−3

HV' '=302Btu /lb

5.9.3.12 Masa del ACPM destilado.

Para hallar la masa de destilado se debe calcular la gravedad especifica del kerosene a la temperatura de laboratorio T lab=82ºF pues con esta y con la densidad del agua ρ82.4ºF=0.9963 g/ml se determina la densidad de la gasolina.

Gt=GT−α1,8

(t−T )


Ge Α

0,85 680,92 66,60,95 66

G82F=0,92−66,6∗10−5

1,8(82−60 )

G82 °F=0,912

Pag. 47


ρ82 °F=(0,912 )(0,9963 gml )ρ82 °F=0,908626

gml ( lb

453,59g )ρ82 °F=0,002003

lbml



m82 °F=0,002003lbml

(11,051ml )

m82 °F=0,02213 lb


Q=m(HV' '−H L

' )

Q=0,02213lb∗(302−27,6)Btulb

Q=6,072Btu


CC=22320−3870 (GT2 )

CC=22320−3870 (0,92)2

CC=19044,4Btu / lb


K=0,813GT

[1−3∗10−5(Tm−32)]

K=0,8130,92

∗[1−3∗10−5(439,983−32)]

K=0,873 Btu

hr ft2° F /¿

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6. TABLAS DE RESULTADOS

Tabla 16. Gravedad API y Gravedad especifica del crudo y sus diferentes fracciones.

SUSTANCIA °API GT

CRUDO 30,21 0,875GASOLINA 52,27 0,77KEROSENE 41,206 0,82ACPM 22,304 0,92

Tabla 17. Temperaturas de ebullición (°F) del crudo y sus fracciones.

SUSTANCIATEMPERATURAS DE EBULLICION (°F)

Tv Tw Tc Tm TM

CRUDO 348,14 354,513 342,492 329,467 318,511

GASOLINA276,11

9279,055 274,413 269,989 265,209

KEROSENE372,46

9373,037 371,769 370,469 368,901

ACPM444,71

6447,106 442,94 439,983 436,94

Tabla 18. Koup y pendiente S del crudo y sus fracciones.

SUSTANCIA Koup S


Tabla 19. Propiedades Pseudoreducidas y Pseudocriticas del crudo y sus fracciones.

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SUSTANCIA sPc ( psia) sTc (° F ) sPr sTr

CRUDO 436,801 638,635 0,032 0,493GASOLINA 428,018 590,837 0,0325 0,516KEROSENE 369,7 716,4 0,0376 0,461ACPM 403,5 830,8 0,0345 0,42

Tabla 20. Peso Molecular, densidad y masa del crudo y sus fracciones.

SUSTANCIA Mw ( lblbn )Densidad

( lbml )Masa (lb)

CRUDO 132,49 0,001905 0,0634GASOLINA 125,238 0,001671 0,0279KEROSENE 152,782 0,001782 0,00985ACPM 163,836 0,002003 0,02213

Tabla 21. Otras propiedades características del crudo y sus fracciones.

SUSTANCIA Cp ( BTUlbn° F ) λv (BTUlb )Calor de

Combustión

(BTUlb )

Conductividad térmica

( BTU

hr ft2 °F¿

)CRUDO 0,585 90,279 19357,031 0,921GASOLINA 0,585 111,409 20025,5 1,048KEROSENE 0,614 94,3 19717,8 0,9814ACPM 0,614 76,8 19044,4 0,873

Tabla 22. Calores requeridos y entalpias para el crudo y sus fracciones.

SUSTANCIACalor

requerido (BTU )

PorcentajesH L (BTUlb ) H v ( BTUlb )

CRUDO 14,583 100% 26,68 256,7GASOLINA 5,907 50,159% 40,594 252,3

Pag. 50

KEROSENE 2,62737 16,615% 33,95 311ACPM 6,072 33,226% 27,6 302

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

La gravedad específica de la mezcla (crudo) debe ser igual a la sumatoria de las gravedades específicas de sus componentes o fracciones (gasolina, kerosene, ACPM) al realizar la siguiente ecuación.

¿mezcla=¿Gasolina∗XGasolina+¿Kerosene∗XKerosene+¿ ACPM∗X ACPM

Ge mezcla=0,77*0,5+0,82*0,16+0,92*0,34

Ge mezcla=0,830Siendo la ge real de nuestro crudo=0,875 se puede afirmar que es lógico que este dato nos dé, pues la ge más influyente en nuestro crudo, es la del residuo, el cual no fue destilado, por lo que solo se destilaron los componentes más livianos, alterando el dato.

El calor requerido para la mezcla (crudo) es la suma de los calores requeridos de cada fracción, es decir.

Encontradas los calores requeridos de cada fracción

Pag. 51

SUSTANCIACalor

requerido (BTU )

CRUDO 14,583GASOLINA 5,907KEROSENE 2,62737ACPM 6,072

Al sumas Q CRUDO=Q Gasolina+Q kerosene+Q ACPMQ CRUDO=5,907+2,62737+6,072Q CRUDO=14,6 BTU

Dando un valor un poco erróneo, estos errores podrían deberse a error humanos.

El factor de caracterización de cada fracción y del crudo nos ubica

SUSTANCIA Koup S


Es un crudo aromatico, pues es un crudo liviano, con un api de 30,21 °API, el Koup es un parámetro de caracterización para definir qué tan pesado es un crudo o una fracción.

Koup

<12 PARAFINICO11-12 NAFTENICO10> AROMATICO

En cuanto a los calores específicos

Pag. 52

SUSTANCIA Cp ( BTUlbn° F ) λv (BTUlb )Calor de

Combustión

(BTUlb )

Conductividad térmica

( BTU

hr ft2 °F¿

)CRUDO 0,585 90,279 19357,031 0,921GASOLINA 0,585 111,409 20025,5 1,048KEROSENE 0,614 94,3 19717,8 0,9814ACPM 0,614 76,8 19044,4 0,873

El Cp de la gasolina da menor, pues la energía necesaria para que este suba un grado es menor que la del ACPM por ejemplo, pues su pm es menor, es decir la energía cinética para mover una menor masa será menor.

El λvse refiere a la energía que se intercambia , que pierde o gana una sustancia en el proceso de pasar de líquido a vapor, dando claramente mayor la de la gasolina pues tiene una capacidad de intercambiar calor mayor que el resto de fracciones

El calor de combustión es mayor para la gasolina pues esta genera mayor energía al arder, por el hecho de ser volátil, de tener un peso molecular menor.

En cuanto a la conductividad térmica es mayor la de la gasolina pues como se mencionó anteriormente tiene una mayor capacidad para el intercambio de energía en forma de calor.

Respecto a los pesos moleculares se evidencia lo que se suponía, pues el peso de los componentes volátiles son relativamente menor pues son propiedades dependientes, el peso molecular de la mezcla (crudo) será igual a la suma de los pesos moleculares por el porcentaje molar de cada fracción

Pag. 53

SUSTANCIA Mw ( lblbn )CRUDO 132,49GASOLINA 125,238KEROSENE 152,782ACPM 163,836

8. FUENTES DE ERROR.

El montaje para la realización de la prueba de separación por destilación no se encontraba completamente sellado, pues debido al estado de desgaste en el que se encuentra y por la implementación de un balón de destilación incorrecto, se producían escapes de vapores destilados en varios puntos del montaje.

La ejecución de la prueba se hizo en un corto periodo de tiempo, y por lo tanto las fracciones pueden presentar errores y algunas no se encuentran completas.

9. CONCLUSIONES

Se logró separar el crudo (Arrayan 04) en diferentes fracciones, aunque no fueron totalmente separadas debido al corto tiempo de ejecución de la prueba, puesto que se presentaron inconvenientes al inicio de la prueba ya que el crudo principalmente tratado (Estrellita) contenía un alto porcentaje de agua (15% BSW), y por lo consiguiente se procedió a repetir la prueba, esta vez, con un crudo sin contenido de agua.

Se logró identificar 3 fracciones del crudo Arrayan 04, las cuales fueron gasolina, kerosene y ACPM.

A diferencia de las sustancias puras, el petróleo es una mezcla de sustancias (Hidrocarburos), las cuales poseen su determinado punto de ebullición, este es de mucha importancia en la industria pues al momento de realizar fraccionamiento, gracias a este punto de ebullición se pueden reconocer las fracciones ya sea gasolina, kerosene, aceite lubricante, ACPM, etc…

Se determinó el volumen de residuos, el volumen total recobrado y sus respectivos porcentajes, y con esto se calculó los volúmenes destilados corregidos los cuales se adjuntan en la tabla 4.

Se construyó con éxito la curva ASTM a partir de los datos obtenidos en la práctica de laboratorio y posteriormente corregidos, de temperaturas de ebullición corregidas, ya que la presión del lugar de

Pag. 54

la prueba es menor que 1 atmosfera, y de los porcentajes volumétricos obtenidos de los volúmenes corregidos. Se pueden observar los datos en las tablas 4,5 y 6.

Este método de separación por destilación es uno de los más efectivos y comúnmente utilizados en la industria gracias a la diferencia de los puntos de ebullición de los diferentes componentes de los cuales está compuesto el petróleo crudo.

10.RECOMENDACIONES.

Si se va a trabajar con un crudo con alto contenido de agua, debe realizarse la prueba de contenido de agua por el método de la centrifuga y utilizar el rompedor más efectivo, el cual se determina en la prueba de emulsiones, y dejar centrifugar mínimo por media hora, para que sea efectiva la separación del agua y el crudo.

Antes de realizar la prueba se debe limpiar y purgar muy bien el quipo, debido a que pueden existir residuos de pruebas hechas con anterioridad.

Para el buen desarrollo de la práctica se deben tener ciertos aspectos con el manejo del equipo ya que estos me pueden afectar el normal desarrollo de la prueba. Se deben cubrir las líneas de flujo y el balón de destilación con papel aluminio para asegurar que no hayan perdidas de calor con el medio. Se debe utilizar un balón de destilación que encaje correctamente con el equipo, ya que en nuestra experiencia, por tener un balón de destilación en mal estado se producían fugas de condensados, los cuales se cubrieron con papel aluminio, pero aun así las perdidas continuaban.

Se debe verificar que el condensador o el sistema refrigerante en este caso, contenga hielo suficiente para permitir la condensación de los vapores destilados.

Utilizar una probeta que esté debidamente marcada desde 0ml hasta los 100ml para no cometer errores de medición.

11.CUESTIONARIO

11.1 ¿Cuál es la precisión de esta determinación?

Resultados similares obtenidos por el mismo operador y el mismo aparato no deben ser considerados como sospechosos a menos que ellos difieran por más del valor de repetibilidad.

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Los resultados obtenidos por cada uno de los dos laboratorios no deben ser considerados errados a menos que ambos resultados difieran del valor de reproducibilidad.

11.2 ¿Cuál es la repetibilidad y la reproducibilidad en esta determinación?

Punto evaporado Repetibilidad (r)

Reproducibilidad (R)

Punto ebull. inicial

6 10

5% ro +1.2 Ro + 2

10-80% ro Ro

90% ro Ro - 2.2

95% ro Ro - 4.7

Punto ebull. final 7 13

11.3 Porcentaje recuperado, porcentaje recobrado y porcentaje total recobrado.

%Total Recuperado=95%%Recobrado=30%

%RecobradoTotal=33,26%

11.4 Determine la curva de destilación ASTM a condiciones normales y a la presión de laboratorio.

Condiciones normales (P=1 atm).

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0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 110.0150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

450.0

500.0f(x) = 0.000206501282636122 x² + 2.87024200439449 x + 203.969214161533R² = 0.985733714733777

%Volumen Corregido

Tem

pera

tura

Cor

regi

da (°

F)

Condiciones de laboratorio (P= 722 mmHg).

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 110.00

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

f(x) = 0.000205563911201052 x² + 2.85721311260103 x + 200.955258184213R² = 0.985733714733777

%Volumen Corregido

Tem

pera

tura

Cor

regi

da (°

F)

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11.5 A partir de los intervalos de ebullición teóricos de las fracciones de petróleo, defina las fracciones de la destilación y caracterice la muestra y las fracciones.

La caracterización de la muestra y las fracciones fue realizada en la muestra de cálculos. (Ver muestra de cálculos del crudo y fracciones)

11.6 Determine el calor específico del hidrocarburo líquido, el calor latente de vaporización de la muestra y las fracciones y elabore balance de energía.

Ver tablas 21 y 22.

8. BIBLIOGRAFÍA

Manual de prácticas de laboratorio de propiedades del petróleo. Universidad Surcolombiana.

ASTM, Standard Petroleum Products and Lubricants (ASTM D 86-90). FRANCO MUÑOZ, Julián Andrés. Guías de laboratorio de propiedades del

petróleo.

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Documents

MÉTODO ESTANDAR PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRODUCTOS DEL PETRÓLEO POR DESTILACIÓN