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• Carlos Javier Hernandez Chacin

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CARACTERIZACION DE UNA FRACCION PETROLIFERA Rodríguez María C.I:27.420.696, Rodríguez Christian C.I:26.631.382, Méndez Freddy C.I: 26.986.485 Área de tecnología, Programa de ingeniería química. Prof. Morillo Alis Sección 51, 03/02/2021 Resumen: En los procesos de refinación es esencial la destilación de mezclas complejas, lo cual requiere de una gran inversión de instalación y operación de los equipos necesarios para llevar a cabo dichos procesos, por lo que su diseño debe ser óptimo. Dado que la curva de destilación es una propiedad qie permite caracterizar un producto y es base para encontrar el resto de las propiedades, resulta evidente la importancia de comprender los métodos de caracterización de mezclas complejas en el laboratorio, por lo cual al realizar la práctica se tiene como objetivo comprender el procedimiento y manejo de los equipos estandarizados para ello, realizando la caracterización de una fracción petrolífera a través de la determinación de rangos de ebullición obtenida en las diversas técnicas de destilación, como lo son la TBP y la EFV tomando como base la técnica ASTM-D86, por medio de una tabla de datos experimentales que relaciona el % volumen con el rango de ebullición de un hidrocarburo desconocido y a su vez por medio de diagramas.

1. INTRODUCCION. Para caracterizar una sustancia es preciso determinar los valores numéricos de sus propiedades principales como puntos de ebullición, críticos, entre otras. Una fracción petrolífera puede estar compuesta por numerosos tipos de hidrocarburos diferentes pero que poseen puntos de ebullición comprendidos en un rango determinado debido a la altura de la columna en la que son recogidos, lo cual es aprovechable para realizar caracterizaciones. Actualmente, las refinerías se están planteando modelos adecuados que permitan la caracterización de mezclas complejas, por medio de una definición apropiada de la mezcla. Estos modelos son conocidos a nivel mundial como: ASTMD-86, TBP y EFV; las cuales permiten distinguir las distintas propiedades presentes en

una fracción de crudo, estas pruebas se realizan a nivel de laboratorio con la finalidad de determinar qué tipos de productos se pueden obtener en una torre de destilación. 2. DATOS EXPERIMENTALES Tabla N°1: porcentajes en volumen de destilado a distintas temperaturas para la caracterización de la mezcla por el método ASTMD-86.

3. RESULTADOS. Tabla N°2: Valores de TBP Y EFV obtenidos a partir de los datos ASTMD86. % VOLUMEN ASTMD-86 0 297,9 10 320,5 30 333,1 50 340,5 70 350,2 90 368 100 409,3

TBP 251,9 297,9 324,5 338,5 354,5 378,5 424,3

EFV 314,6 322,6 328,6 332,5 336 342,1 355,1

Tabla N°4: Propiedades de la mezcla petrolífera determinadas a partir de la grafica 2B2.1 Propiedades Factor Acentrico K Punto de Anilina Peso molecular R C/H

0,16 11,7 139 139 6,2

4. ANALISIS DE RESULTADOS A partir de los datos suministrados de la destilación ASTM D-86 se graficó el comportamiento

de

la

curva

en

términos de la temperatura y el volumen

obteniéndose

mediante

cálculos las curvas de destilación TBP y EFV, obteniéndose rangos de temperatura razonables para cada uno de los métodos y un comportamiento sujeto a lo esperado teóricamente. Se Figura 1 Representación de la temperatura vs % de volumétrico para las destilaciones ASTM-D86, TBP y EFV.

Tabla N°3: Temperaturas de ebullición promedio, obtenidas del grafico 2B.1.1

puede observar como las tres curvas que se interceptan alrededor del 10% y el 20% de volumen destilado, debido a

Puntos de ebullicion °F MABP 336,46 CABP 340,46 WABP 344,46 MeABP 334,46

que tratándose de la misma muestra

Tabla N°3: Propiedades críticas de la mezcla petrolífera obtenidas a partir de los puntos de ebullición promedio.

ebullición

tendrá

rango

de

puntos

de

ebullición particular. Para la determinación de los puntos de

Condiciones Pseudocritcas y reales Temperatura Pseudocitica Temperatura Critica Real Presion Pseudocritica

un

650 °F 665°F 449 Psia

correspondientes

a

la

fracción estudiada, los valores para VABP, MABP, CABP, WABP y MeABP son, 342,46 °F, 336,46 °F, 340,46 °F, 344,46 °F, 334,46 °F respectivamente, la mezcla estudiada

se encontraba en fase liquida, dad la

de los datos y los requeridos

relación de C/H obtenida la cual fue

por las formulas y gráficas.

6,3. El factor K determinado fue 11,7

 Se recomienda tomar más

por lo que la muestra entra en la clasificación de naftenos lo que se

cifras significativas.  Se recomienda verificar los

corresponde

con

el

rango

de

valores

temperatura

de

ebullición.

La

equipos de destilación.

temperatura correspondiente al punto

arrojados

por

los

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

de anilina fue 139 °F el cual es un valor relativamente bajo que indica que la

 Perry

Robert.

Manual

muestra posee un alto contenido de

ingeniero

aromáticos. En cuanto al factor

McGraw

acéntrico el cual es de 0,66.

Volumen II pág. 13-105; figura 13.82

5. CONCLUSIONES  Se graficaron las curvas ASTM D-86,

TBP

comprobándose

y que

EFV

químico.

del

Hill,

“Curvas

Editorial

7MA de

edición.

destilación

ASTM-D86 representativas”  www.iae.org.ar/archivos/educ9.pd f

se

ajustaban al comportamiento teórico.

APENDICES ∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀50−30% = 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 50 − 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 30

 A partir de datos de una destilación

ASTM-D86,

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀0−10% = (320,5 − 297,9)°𝐹 = 22,6 °F

es

posible la caracterización de

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀10−30% = (333,1 − 320,5)°𝐹 = 12,6 °𝐹

petrolífera

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀30−50% = (340,5 − 333,1)°𝐹 = 7,4 °𝐹

obtenido las curvas TBP y

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀50−70% = (350,2 − 340,5)°𝐹 = 9,7 °𝐹

EFV.

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀70−90% = (368 − 350,2)°𝐹 = 17,8 °𝐹

una

mezcla

 La destilación TBP es más eficiente para propiciar la

∆𝑇 𝐴𝑆𝑇𝑀90−100% = (409,3 − 368)°𝐹 = 41,3 °𝐹

separación que la destilación

Por la parte superior de la gráfica 3.A.1.1

EFV.

cortando con los valores ∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 2−1

 Se recomienda verificar la congruencia entre las unidades

obtenemos los ∆𝑇𝑇𝐵𝑃. ∆𝑇𝑇𝐵𝑃 0−10 = 46 °𝐹 ∆𝑇𝑇𝐵𝑃 10−30 = 26,6 °F

∆𝑇𝑇𝐵𝑃 30−50 = 14 °F

∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 10−30% = 333,1 − 320,5 = 10,6°𝐹

∆𝑇𝑇𝐵𝑃 50−70 = 16 °F

∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 30−50% = 340,5 − 333,1 = 7,4°𝐹

∆𝑇𝑇𝐵𝑃 70−90 = 24 °𝐹

∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 50−70% = 350,2 − 340,5 = 9,7°𝐹

∆𝑇𝑇𝐵𝑃 90−100 = 46 °F

∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 70−90% = 368 − 350,2 = 17,8°𝐹

∆𝑇𝑇𝐵𝑃 30−50 = 𝑇𝐵𝑃50% − 𝑇𝐵𝑃30%

∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 90−100% = 409,3 − 368 = 41,3°𝐹

Despeamos 𝑇𝐵𝑃30% y obtenemos:

Con los ∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 1−2% leemos en la fig. 3B1.2

𝑇𝐵𝑃30% = 𝑇𝑇𝐵𝑃 50% − ∆𝑇𝑇𝐵𝑃 30−50 = (338,5 − 14) = 324,5 °𝐹

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 cortando con la curva ∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 1−2%

Se repite el procedimiento para cada uno

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 0−10 = 8°𝐹

de las TBP hasta obtener cada valor

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 10−30 = 6°𝐹

correspondiente. ∆𝑇𝐸𝐹𝑉 30−50 = 3,9°𝐹 Cálculos para la transformación de la curva de destilación ASTM D-86 a EFV

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 50−70 = 3,5°𝐹

Determinación de la pendiente:

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 70−90 = 6,1°𝐹

𝑚𝐴𝑆𝑇𝑀 10−70% = 𝑚𝐴𝑆𝑇𝑀 10−70% =

𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 70% − 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 10% 70 − 10 350,2 − 320,5 = 0,49 70 − 10

∆𝑇𝐸𝐹𝑉 90−100 = 14°𝐹 Cálculos de las 𝑇𝐸𝐹𝑉 ∆𝑇𝐸𝐹𝑉 30−50 = 𝑇𝐸𝐹𝑉50% − 𝑇𝐸𝐹𝑉30%

Calculando 𝑇𝐸𝐹𝑉 50%

Despejamos 𝑇𝐸𝐹𝑉30% y obtenemos:

𝑇𝐸𝐹𝑉 50% = 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 50% + ∆𝐹𝐸𝐹𝑉

𝑇𝐸𝐹𝑉30% = 𝑇𝐸𝐹𝑉50% − ∆𝑇𝐸𝐹𝑉 30−50

Con el valor de la pendiente y la 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀50%

𝑇𝐸𝐹𝑉30% = 332,5 − 3,9 = 328,6 °𝐹

obtenemos: ∆𝐹𝐸𝐹𝑉 = −8 Cálculos para determinar las diferencias de temperatura. ∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 0−10 = 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 10% − 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 0% ∆𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 0−10 = 320,5 − 297,9 = 22,6 °𝐹

Aplacamos el mismo procedimiento para el resto de TEFV hasta obtener los datos necesarios. Cálculos para determinar los puntos de ebullición. 𝑉𝐴𝐵𝑃 =

𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 10 + 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 30 + 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 50 + 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 70 + 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 90 5

𝑉𝐴𝐵𝑃 =

320,5 + 333,1 + 340,5 + 350,2 + 368 = 342,46°𝐹 5

𝑀𝐴𝑆𝑇𝑀 10−90

𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 90 − 𝑇𝐴𝑆𝑇𝑀 10 = 90 − 10

𝑀𝐴𝑆𝑇𝑀 10−90 =

368 − 320,5 = 0,6 90 − 10

Determinación

de

MABP,

Tsc

(temperatura

Pseudocritica)=

la

leemos en la gráfica 4.A.1.2 en función de los °API del hidrocarburo y el MABP. 𝑇𝑐𝑟 = 665 °𝐹 𝑇𝑠𝑐 = 650 °𝐹

CABP,

WABP y MeABP.

Psc

(temperatura

Pseudocritica)=

la

leemos en la gráfica 4.B.1.2 n función a los °API del hidrocarburo y MeABP. 𝑃𝑠𝑐 = 449 𝑃𝑠𝑖𝑎 ∆𝐹𝑀, ∆𝐹𝐶, ∆ 𝐹𝑊, ∆𝐹𝑀𝑒 Se obtienen de la gráfica 2.B.1.1 en función de la pendiente 𝑀𝐴𝑆𝑇𝑀 10−90 = 0,6 ∆𝐹𝑀 = −6 ∆𝐹𝐶 = −2 ∆ 𝐹𝑊 = 2 ∆𝐹𝑀𝑒 = −8 𝑀𝐴𝐵𝑃 = 342,46 − 6 = 336,46°𝐹 𝐶𝐴𝐵𝑃 = 342,46 − 2 = 340,46°𝐹 𝑊𝐴𝐵𝑃 = 342,46 + 2 = 344,46°𝐹 𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃 = 342,46 − 8 = 334,46°𝐹 Determinación de las propiedades. Tcr (temperatura real)= la leemos en la gráfica 4.A.1.2 en función a los °API del hidrocarburo y WABP.

Factor acéntrico, la leemos en la gráfica 2.B.2.3 en función a los Tsc, Psc y MABP del hidrocarburo. Factor acéntrico=0,16 Factor K, peso molecular (PM), Punto de anilina (PA) y la relación C/H se lee en la gráfica: 2.B.2.1 en función al °API del hidrocarburo y MeABP. 𝐾 = 11,7 Punto de anilina= 139 C/H=6,2 PM=139g/mol