VERIFICACIÓN DE LAS TEMPERATURAS DE CORTE EN LA DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA ... · PDF fileVII CAIQ 2013 y 2das JASP AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ VERIFICACIÓN

VII CAIQ 2013 y 2das JASP

AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

VERIFICACIÓN DE LAS TEMPERATURAS DE CORTE EN LA

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA DEL PETRÓLEO MEDIANTE

HYSYS

J. Martínez*1, J.M. Vega2, L. E. Ale Ruiz3, E. Erdmann4 & E. E. Tarifa5 1 INIQUI - Facultad de Ingeniería - CIUNSa.

(Universidad Nacional de Salta - CONICET)

Avda Bolivia 5150 - 4400 Salta - Argentina

E-mail: [email protected] 2 INIQUI.


E-mail: [email protected] 3 Consejo de Investigaciones - CIUNSa, Facultad de Ingeniería

(Universidad Nacional de Salta)

E-mail: [email protected] 4 ITBA - INIQUI


E-mail: [email protected]

5 Facultad de Ingeniería.

(Universidad Nacional de Jujuy - CONICET).

Gorriti 237 - 4600 San Salvador de Jujuy - Argentina.

E-mail: [email protected]

Resumen. En este trabajo se describe la simulación estacionaria para

topping con la finalidad de verificar las temperaturas de corte calculadas

manualmente con las correspondientes a las de las extracciones obtenidas a

partir de la simulación. Las etapas involucradas en este trabajo son: análisis

del proceso, identificación de parámetros, determinación de las propiedades

fisicoquímicas de los cortes, procesamiento de datos, simulación

* A quien debe enviarse toda la correspondencia


AAIQ, Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

estacionaria y elaboración de resultados. El topping es llevado a cabo en una

columna atmosférica, cuya misión es fraccionar el crudo en sus productos:

nafta, kerosene, gasoil, etc. La columna a simular está compuesta por una

columna de rectificación con tres extracciones laterales. Compañías como

Petrobras, Esso, Refinor, etc. operan este tipo de columnas en Neuquén,

Mendoza y Salta. En primer lugar, se caracterizó el petróleo: para modelar

la físico-química del petróleo en HYSYS se requiere definir los

componentes hipotéticos mediante la curva TBP y las propiedades globales,

mientras que con el calculo manual para determinar la físico-química del

crudo es necesario recurrir a tablas y gráficos. Resuelta la físico-química, se

calcula y simula la columna.

Palabras clave: Destilación Atmosférica, Petróleo, Simulación, Temperatura de

corte.



1. Introducción

La operación de la destilación inicial del petróleo consiste en fraccionar el crudo en

una serie de cortes o fracciones elementales: gas, nafta liviana, nafta pesada, kerosén

(JP1), gas oil liviano, gas oil pesado y residuo atmosférico. Generalmente, se suele

realizar la separación en una columna única, que funciona bajo una presión ligeramente

superior a la atmosférica y que posee extracciones laterales, a esta torre se la conoce

como Torre Tipo I.

Hoy en día la unidad de destilación de petróleo es, en hecho, una colección de

unidades de destilación que posibilita que un eficiente grado de fraccionamiento sea

alcanzado, en contraste con las primeras unidades de fraccionamiento.

La alimentación a la torre de destilación es calentada en un horno hasta una

temperatura predeterminada, a la que una porción de la alimentación es vaporizada. En

la torre los vapores son fraccionados en gas oil, kerosén y nafta mientras que los

productos no volátiles y el líquido de la alimentación descienden hacia la parte inferior

de la torre y es bombeado como producto de fondo. Para precalentar la carga al horno se

usan intercambiadores de calor, los cuales usan productos calientes de la torre de

destilación, al mismo tiempo estos productos son enfriados. En la parte inferior de la

torre se inyecta vapor de agua no solo para proveer calor sino también para inducir la

vaporización a menores temperaturas.

La sección de despojamiento es la parte de la torre bajo el punto en el cual se

introduce la alimentación, en esta zona los componentes más volátiles son despojados

de la columna descendente de líquido. Por encima de la alimentación está la sección de

rectificación, en donde la concentración de los componentes menos volátiles en el vapor

es reducida. La torre es dividida en un número de secciones horizontales por bandejas

metálicas o platos, cada uno de ellos es equivalente a una unidad de destilación. La

alimentación a una torre típica entra a una zona de vaporización o flash, sin platos. La

mayoría de los platos son localizados por encima de este punto.

La temperatura de los platos progresivamente más fría desde el fondo hacia la zona

superior. El plato inferior es calentado por la alimentación que ingresa caliente, aunque

algunas veces se usa el vapor de agua para suministrar calor adicional. Como los

vapores calientes van hacia arriba de la torre, la condensación ocurre sobre los platos



hasta que el reflujo (la evaporación simultanea del líquido y condensación del vapor)

ocurre en los platos. Los vapores ascienden a través de la torre, mientras que el líquido

en un plato particular se derrama sobre el plato inferior, y así hasta que el calor en un

punto particular es demasiado intenso para que el material permanezca en estado

líquido. Entonces se convierte en vapor y se junta con los vapores que van subiendo a

través de la torre. La torre completa simula una colección de muchos destiladores, con

la composición del líquido en cualquier punto o en cualquier plato permanece casi

constante. Esto permite que parte del líquido del reflujo sea recogido en varios puntos

como productos laterales.

Este tipo de columna se caracteriza por los siguientes hechos: La complejidad

química de la carga, la existencia de múltiples extracciones laterales de producto cuyo

tenor de hidrocarburos livianos es ajustada en torres despojadoras (strippers) y todo el

calor necesario para vaporizar los productos se entrega con la alimentación a través del

horno de carga y de intercambio con productos de la torre.

En el presente trabajo se analizara una Torre Tipo I: donde todo el calor se extrae en

el condensador de tope, por lo que no está disponible a un nivel térmico adecuado para

lograr una buena recuperación de calor. Debido a que el reflujo se genera en el tope, las

cargas internas de líquido y vapor en la torre se ven incrementadas apreciablemente

desde el fondo hacia el tope.

El diseño de una columna de fraccionamiento Topping involucra el diseño del

proceso y el dimensionamiento del equipo. El diseño del proceso comprende calcular

todas las condiciones de operación: presión en la cabeza, en el fondo y en la

alimentación; temperatura de extracciones laterales, flujos de alimentación y de

productos. Se debe plantear el equilibrio y hacer un balance de materia y de energía. En

función de estas variables podemos hacer el cálculo de número de platos. La columna

está compuesta por un absorbedor de reflujo con tres separadores laterales.

Para modelar un proceso que involucre petróleo, es necesario conocer o al menos

estimar las propiedades del mismo. La determinación exacta de la composición de un

crudo no es posible debido a la gran cantidad de componentes que integran la mezcla.

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

procedimientos estandarizados. Luego se emplean correlaciones existentes para estimar



las propiedades físicas del petróleo a partir de temperaturas que conforman la curva de

destilación. Así, el crudo puede ser modelado como un grupo de componentes

hipotéticos cuyas propiedades dan forma a la curva de destilación. Mediciones

experimentales como peso molecular, densidad o viscosidad, generan nuevas curvas que

permiten refinar las estimaciones para el crudo. También se miden el peso molecular y

la densidad para el volumen total de la muestra.

En este trabajo se parte de los datos de laboratorio, de la curva de destilación TBP, y

se definen las propiedades globales del crudo para modelar la físico-química del

petróleo. Resuelta la físico-química, se construye el modelo de la columna,

determinándose las temperaturas de corte de los productos que se pretende fraccionar.

El objetivo de este trabajo es desarrollar una simulación estacionaria de un topping, para

torre Tipo I mediante el simulador Aspen HYSYS, verificando las temperaturas de corte

calculadas.

2. Caracterización del Petróleo

La destilación de petróleo en laboratorio es de gran utilidad en el refinamiento y

formulación de combustibles. Tres de los ensayos más importantes desarrollados por

Wuithier (1971) Speight (1998) y Cohen (2003) son: ASTM, la TBP y la EFV.

2.1 Ensayo ASTM.

Para este ensayo se utiliza el balón Engler con dimensiones estándar con una carga de

100 cm3 de muestra. Se le debe suministrar calor a una velocidad tal que pueda

recogerse 5 cm3 por minuto de destilado. Durante el experimento, se registra para la

curva la temperatura a la cual se obtiene la primera gota de destilado; lo mismo se hace

cada vez que se recoge 10% de destilado.

2.2 Ensayo TBP.

La destilación TBP no está estandarizada. El destilado se obtiene de la división de la

muestra en las fracciones que la componen. Se emplea el equipo Geters con una carga

que puede variar de 1000 a 5000 cm3 de muestra. La columna de fraccionamiento está

rodeada por un calentador que compensa las pérdidas de calor, de esta forma se

pretende emular una columna adiabática. En el tope de la columna se instala un



condensador que condensa el vapor que llega a él. El condensado desciende y entra en

contacto con el vapor que asciende, allí se produce la separación. Nuevamente, la curva

se obtiene registrando la temperatura en el momento en que se produce la primera gota

de destilado, y cada vez que se recoge 10% de destilado.

2.3 Ensayo EFV.

Esta curva grafica la temperatura de equilibrio líquido-vapor vs. el porcentaje de

volumen de líquido destilado. Se carga la muestra en un recipiente, se descarga

totalmente en un serpentín que se encuentra en un recinto caliente. Los vapores que se

generan no se separan del líquido y permanecen en contacto con el mismo alcanzándose

el equilibrio. El líquido es recogido y el vapor es condensado. Se efectúan diferentes

operaciones con la misma cantidad de muestra y la misma cantidad de tiempo pero a

diferentes temperaturas y se obtienen distintas cantidades de destilado.

3. Procedimiento Convencional (Ojeda(1989), Watkins (1981))

3.1 Caracterización y análisis del crudo de petróleo

En primer lugar, se caracterizó el petróleo mediante la realización de análisis de

laboratorio. A partir de estos análisis, se construyó la curva TBP a 760 mmHg, Figura 1.

Fig. 1. Curva de destilación TBP



Para el diseño de una torre de destilación atmosférica, mediante cálculo

convencional, es necesario transformar la curva de destilación TBP a EFV. Tarifa et al.

(2009) presentan un nuevo método para estimar la curva de destilación EFV a partir de

procedimientos de ensayos analíticos de laboratorio estándar.

El caudal de crudo a procesar es de 500 m3/hr. Los productos comerciales son nafta

(N), kerosene (JP1), gas oil liviano (GOL) y gas oil pesado (GOP), cuyas

especificaciones de temperatura de corte ASTM se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1. Temperatura ASTM de los cortes

CORTE Temperatura ASTM

Nafta hasta 170°C / 338°F

JP1 hasta 245°C / 473°F

GOL hasta 300°C / 572°F

GOP hasta 345°C / 653°F

Con los datos anteriores se calcula el punto de Corte TBP de los productos, que

determina sobre la curva TBP del crudo, mediante el método de Watkins (1981, 1969),

los rendimientos volumétricos de cada uno, para ello se adopta el número de platos y el

Gap (brecha entre las temperaturas ASTM de corte de los productos). Se realizan los

siguientes pasos:

• Se obtienen las curvas TBP de los productos.

• Se verifican las especificaciones de los productos

• Se determinan las propiedades de los productos.

• Se realiza el balance de materia: conociendo las fracciones en volumen de

cada fracción y el caudal de crudo a tratar se puede obtener el flujo

volumétrico correspondiente a cada fracción. Con la densidad se puede

obtener el flujo másico y con el peso molecular de cada fracción se puede

obtener el flujo en mol/hr.

En el presente trabajo se presenta el procedimiento de cálculo hasta verificar las

temperaturas de cortes de los productos de extracciones laterales.



Secuencia de cálculo:

1. Se parte de la especificación de la temperatura 100% ASTM de los productos

que se desea fraccionar y del Gap de separación de los cortes adyacentes, los

cuales se muestran en las Tablas 1 y 2 respectivamente.

Tabla 2. Gap adoptados para los productos

Separación Gap (ºF)

N-JP1 25

JP1-GOL 10

GOL-GOP 5

GOP-CR 3

2. Se utiliza el método de Watkins (1981), obteniendo los resultados que se

muestran en la Tabla 3 para los diferentes cortes (C): Nafta (N), JP1 (JP), GOL

(GL), GOP (GP) y Residuo (R).

Tabla 3. Datos para obtener las temperaturas de corte TBP

C ASTM

(ºF) TBP 100%

ASTM 95%

ASTM 5%

TBP 0% Tcorte

N 338 359 331.6 341.15

JP 473 497.1 463.6 356.6 323.3 473.1

GL 572 605.2 562.7 473.6 449.1 577.75

GP 653 698 644 567.7 550.3 666.75

R 647 635.5

Una vez obtenidas las temperaturas de corte de los productos se debe calcular el

rendimiento de los mismos. Esto se logra ingresando a la curva TBP del crudo con las

temperaturas de corte antes calculadas (Figura 2), así se obtienen los rendimientos sobre

el crudo de cada producto, ver Tabla 4.



Tabla 4. Rendimiento de los productos

Productos N JP1 GOL GOP Res

Rend. s/crudo (%) 22 19 20 15 24

Rend. Acum. 22 41 61 76 100

Fig. 2. Obtención de los rendimientos de cada corte

3.2 Caracterización de los productos

Para realizar la caracterización de cada producto se extiende los cortes al 100%,

calculando para cada tanto por ciento volumétrico sobre el crudo el porcentaje

volumétrico acumulativo correspondiente. Se confecciona una tabla para cada producto,

haciendo coincidir el 0% del corte adyacente con el 100% del corte anterior,

obteniéndose así las curvas extendidas ideales de cada corte, ver Figuras 3, 4, 5 y 6.



Fig. 3. Curva TBP ideal extendida para la Nafta

Fig. 4. Curva TBP ideal extendida para JP1 (kerosene)

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

T (

ºF

)

% vap

TBP-nafta

300

350

400

450

500

0 20 40 60 80 100

T (

ºF)

%Vap

TBP-JP1



Fig. 5. Curva TBP ideal extendida para el Gasoil liviano (GOL)

Fig. 6. Curva TBP ideal extendida para el Gasoil pesado (GOP)

A continuación se verificaron los Gap adoptados, nos interesa comprobar que las

temperaturas de corte ASTM especificadas se cumplan.

Se realizan las curvas TBP reales de cada uno de los productos, para ello se

reemplazan en las curvas ideales los valores de temperatura 0% y 100% TBP, indicadas

en la Tabla 3.

Una vez obtenidas las curvas TBP reales extendidas por producto, utilizando el

método de Edmister para transformación de curvas, se transforman estas curvas TBP a

450

500

550

600

0 20 40 60 80 100

T (

ºF)

%Vap

TBP-GOL

550

600

650

700

0 20 40 60 80 100

T (

ºF)

%Vap

TBP-GOP



ASTM, con el objetivo de realizar la comprobación de las temperaturas 100% ASTM,

resultados que se observan en las Tablas 5, 6, 7 y 8.

Tabla 5. Curva TBP y ASTM real de la Nafta

%V TBP ASTM

0 125 176

10 150 187

20 182

30 204 217

40 224

50 243 241

60 262

70 281 267

80 301

90 322 298

100 359 336

Tabla 6. Curva TBP y ASTM real del JP1

% V TBP ASTM

0 323 375

10 360 393

20 380

30 402 409

40 423

50 438 426

60 447

70 455 440

80 462

90 469 450

100 497 485



Tabla 7. Curva TBP y ASTM real del GOL

% V TBP ASTM

0 449 453

10 485 478

20 494

30 503 488

40 513

50 524 503

60 535

70 545 520

80 555

90 565 540

100 605 568

Tabla 8. Curva TBP y ASTM real del GOP

% V TBP ASTM

0 550 549

10 584 568

20 592

30 600 574

40 608

50 615 582

60 624

70 632 591

80 644

90 659 608

100 698 644



Luego de verificar que los Gap fueron propuestos correctamente, se transformaron

las curvas TBP reales de cada producto en curvas EFV (Equilibrium Flash

Vaporization) con el fin de confrontar las temperaturas de las extracciones obtenidas

con las que brinda el simulador.

Las curvas EFV de cada producto se obtuvieron a partir de las TBP utilizando el

método de Maxwell, las mismas pueden observarse en las Figuras 7, 8, 9 y 10.

Fig. 7. Curvas TBP y EFV de la Nafta

Fig. 8. Curvas TBP y EFV del JP1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

T (

ºF)

% vap

EFV-nafta

TBP-nafta

300

350

400

450

500

0 20 40 60 80 100

T (º

F)

%Vap

TBP-JP1

EFV-JP1



Fig. 9. Curvas TBP y EFV del GOL

Fig. 10. Curvas TBP y EFV del GOP

Las temperaturas de extracción lateral de los productos son las temperaturas de

burbuja de los mismos, la que es igual a la temperatura 0% de la curva EFV del corte,

para la Nafta la temperatura es la de rocío que corresponde a la del 100% EFV.

En este trabajo se realiza la comparación de estas temperaturas con las temperaturas

de extracción obtenidas al realizar la simulación.

450

500

550

600

0 20 40 60 80 100

T (º

F)

%Vap

TBP-GOL

EFV-GOL

570580590600610620630640650660670680

0 20 40 60 80 100

T (º

F)

%Vap

TBP-GOP

EFV-GOP

AAIQ,

4. Simulación Estacionaria

Para realizar la simulación se utilizó el simulador comercial Aspen

versión 7.3, cuya licencia posee la Facultad de Ingeniería de

Salta. Con la curva TBP del crudo de petróleo y las propiedades globales del mismo, se

definieron los componentes hipotéticos que requiere HYSYS para modelar la físico

química del petróleo. La Figura

implementado en el simulador de procesos HYSYS. Para el cual se emplea el paquete

de propiedades Peng Robinson que es el más adecuado para la industria del gas y

petróleo.

Se simula el Proceso de Topping correspondiente a una Torre de Tipo I.

está conformado por una columna PreFlash en la cual ingresa la corriente del Crudo, en

este equipo se produce la separación Flash y se originan dos corrientes, la corriente

líquida es enviada al horno donde se calienta a una temperatura menor a

ºF), para evitar el craqueo del crudo. Luego se mezclan estas corrientes ingresando a la

columna de destilación.

Fig

5. Resultados y Discusiones

Los resultados obtenidos son mostrados en la Figura 1

variación de los flujos molares líquido y vapor (kgmol/h) y el perfil de la temperatura

(ºC) con respecto al número de platos.

VII CAIQ

, Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

Simulación Estacionaria

Para realizar la simulación se utilizó el simulador comercial Aspen

versión 7.3, cuya licencia posee la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de

Con la curva TBP del crudo de petróleo y las propiedades globales del mismo, se

definieron los componentes hipotéticos que requiere HYSYS para modelar la físico

química del petróleo. La Figura 11 muestra el diagrama de flu



Se simula el Proceso de Topping correspondiente a una Torre de Tipo I.



líquida es enviada al horno donde se calienta a una temperatura menor a


Fig. 11. Diagrama de Flujo del Topping.

Resultados y Discusiones

Los resultados obtenidos son mostrados en la Figura 12, donde se observa la


(ºC) con respecto al número de platos.

CAIQ 2013 y 2das JASP

Para realizar la simulación se utilizó el simulador comercial Aspen HYSYS (2011),

la Universidad Nacional de

Con la curva TBP del crudo de petróleo y las propiedades globales del mismo, se

definieron los componentes hipotéticos que requiere HYSYS para modelar la físico-

11 muestra el diagrama de flujo del modelo



Se simula el Proceso de Topping correspondiente a una Torre de Tipo I. El modelo



líquida es enviada al horno donde se calienta a una temperatura menor a los 343 ºC (650


2, donde se observa la




Se simuló el proceso adoptando una torre de 29 platos calculados gracias al Gap

adoptado, y realizando las extracciones laterales de GOP, GOL y JP1 en los platos 7, 14

y 20 respectivamente.

Fig. 12. Variación de Flujo y Temperatura con respecto al número de platos. Torre de

Tipo I.

Se compararon las temperaturas 0% EFV con las temperaturas de los platos de

extracción obtenidas en la simulación, de manera de determinar si la ubicación de los

platos de extracción es la correcta, en el caso de la Nafta se tomo la 100% EFV. Los

resultados se muestran en la Tabla 9.

Tabla 9. Temperaturas de los platos de extracción y temperaturas calculadas

Producto PEI T (ºF)

calculada T (ºF)

HYSYS ∆T (ºF)

Nafta 29 262.62 296.4 33.78

JP1 20 397.40 420.9 23.5

GOL 14 509.46 514.8 5.33

GOP 7 606.49 588.5 17.99

GO

N

A

Ref

K

D

Res



De manera de minimizar las diferencias de temperaturas (∆T) se procedió a reubicar

los platos de extracción lateral. Este procedimiento se realizó íntegramente con el

simulador, utilizando le herramienta Data Recorder. Esta herramienta graba los estados

de la simulación que se quieren resguardar, para luego poder llevarlos a Excel y

analizarlos.

Al variar el plato de extracción para el JP1 no sólo cambia la temperatura de

extracción de JP1 sino también la temperatura de la Nafta. Los cambios representativos

que se hicieron se observan en las Tablas 10, 11 y 12.

Tabla 10. Variación del plato de extracción para el JP1

Plato de extracción T (ºF) calculada T (ºF) HYSYS ∆T (ºF)

20 397.40 420.9 23.5

21 397.40 400.40 3.0

19 397.40 443.7 46.3

Tabla 11. Variación del plato de extracción para el GOL


14 509.46 514.8 5.33

13 509.46 536.8 27.33

15 509.46 496.9 12.57

Tabla 12. Variación del plato de extracción para el GOP


7 606.49 588.5 17.99

8 606.49 579.2 27.29

6 606.49 601.7 4.79

5 606.49 610.1 3.61

4 606.49 617.4 10.91



6. Conclusiones

Se observa en Tabla 13 los platos de extracción inicial (PEI) y los platos de

extracción apropiados (PEA) para los distintos cortes del crudo marcando las

diferencias de temperaturas entre las calculadas mediante Excel y las obtenidas con el

simulador HYSYS.

Se observa que en las extracciones laterales las diferencias de temperatura son

menores que 6 ºF, lo cual es un error totalmente aceptable.

En el corte nafta la diferencia de temperatura es mayor esto se debe a que como este

corte sale por la cabeza de la torre no podemos cambiar su lugar de extracción, lo que se

debería hacer es cambiar el número de platos de la torre lo que afectaría todo el diseño

del proceso.

De todas maneras este es una diferencia de temperatura aceptable

Tabla 13. Ubicación final de los platos de extracción

C PEI PEA T (ºF) calculada

T (ºF) HYSYS

∆T (ºF)

N 29 29 262.62 280.6 17.98

J 20 21 397.40 440.4 3.00

GL 14 14 509.46 514.8 5.33

GP 7 5 606.49 610.1 3.61

El trabajar con el simulador HYSYS permite, sin mayores esfuerzos, realizar

cambios muy usuales en la industria como por ejemplo el cambio de las

especificaciones de los productos. Esta metodología es muy usada en las refinerías de

petróleo, en las cuales, la mayoría, utilizan diariamente el simulador HYSYS, no solo

cuando cambian las especificaciones de los productos sino también cuando cambia la

composición de los crudos de petróleo que se alimentan a la destilería.



Referencias

Aspen Hysys Aspen Technology (2011). Tutorial and Application-Version Number 7.3.

Inc. Cambridge, MA 02141-2201- USA.

Behrenbruch, P., Dedigama, T., (2007). Classification and characterization of crude oils

based on distillation properties, Journal of Petroleum Science and Engineering, 57,

166-180.

Cerutti, A. A., (2002). La Refinación del petróleo - Tomo I, Buenos Aires, Argentina,

Ed. IAPG.

Cohen, L., (2003). Diseño y Simulación de Procesos Químicos, Segunda Ed. Algeciras,

Spain.

Edmister, W. C. and Okamoto, K.K., (1959). Applied Hydrocarbon Thermodynamics -

Part 12: Equilibrium Flash Vaporization Correlations for Petroleum Fractions,

August- Petroleum Refiner.

Maxwell, J. B., (1950). Data Book on Hydrocarbons, London, D. van Nostrand

Company.

Ojeda, A. L.,(1978). Destilación Aplicada a Sistemas de Hidrocarburos, YPF-PGM,

Tomos I y II.

Speight, J., (1999). The Chemestry and Technology of Petroleum, Marcel Dekker Inc–

New York.

Tarifa E., Erdmann E., Humana D., Martínez J., (2009). New Method for Estimating the

EFV Distillation Curve, Petroleum Science & Technology, Ed.Taylor & Francis,

ISSN 1091-6466, Volume 27 Issue 3, 331-344.

Watkins, R.N. (1981). Petroleum Refinery distillation. Gulf Publishing Company.

Houston Texas.

Watkins, R.N. (1969) How to design crude distillation. Special Report. Hydrocarbon

Processing. December.

Wuithier, P, (1971). Refino y Tratamiento Químico: el Petróleo. Madrid, Spain: Cepsa

S.A. and Marcel Dekker Inc.

Documents

VERIFICACIÓN DE LAS TEMPERATURAS DE CORTE EN LA DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA ... · PDF fileVII CAIQ 2013 y 2das JASP AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ VERIFICACIÓN