Informe de Caracterizacion Petrolifera

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Caracterización de una Fracción Petrolífera Díaz Elizabeth C.I: 15.593.466 [email protected] Área de Tecnología, Programa de Ingeniería Química. Prof.: Jhoemar Almera. Laboratorio de Operaciones Unitarias II, Sección # 51, Fecha de Realización: 09/01/2015 Resumen: En los procesos de refinación es esencial la destilación de mezclas complejas, lo cual requiere de una gran inversión en la 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 que 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 petrolíferaa 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. INTRODUCCIÓN. Para caracterizar una sustancia es preciso determinar los valores numéricos de sus propiedades principales como puntos de ebullición, críticos, etc. 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 en 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 Nº1: Porcentajes en Volumen de destilado a distintas Temperatura para la caracterización de la mezcla por el método ASTM-D86 % Volumen IBP 5 10 20 30 40 50 60 70 80 90 95 PF ºAPI

Temp. [ºF] 515 540 546,3 555,4 561,2 566,4 572,4 578,3 585,3 593,2 615 625,7 643,3 33,22

Propiedades Críticas Tcr [ºF] 900 Tsc [ºF] 890 Psc [psia] 250 3.

RESULTADOS

Tabla Nº2: Valores de TBP y EFV obtenidos a partir de los datos ASTM-D86 %Vol 0 10 30 50 70 90 100

TBP [ºF] 474,29 531,89 564,29 585 606,59 646,19 678,59

EFV [ºF] 538,93 560,53 574,93 585,73 593,83 605,53 619,93

Figura 1. Representación de la Temperatura Vs % Volumétrico para las destilaciones ASTM-D86, TBP y EFV Tabla Nº2: Temperaturas de Ebullición promedio, obtenidas del gráfico 2B1.1 Puntos de Ebullición [ºF]. VABP 576 MABP 570,5 WABP 577 CABP 574,5 MeABP 573

Tabla Nº3: Propiedades Críticas de la Mezcla Petrolífera obtenidas a partir de los puntos de Ebullición Promedio.

Tabla Nº4: Propiedades de la Mezcla Petrolífera determinadas a partir del gráfica 2B2.1 Propiedades Factor Acéntrico K Punto de Anilina [ºF] Peso Molecular[gr/mol] RC/H 4.

0,66 11,7 160 240 7,3

ANÁLISIS 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 temperaturas razonables para cada uno de los métodos y un comportamiento sujeto a lo esperado teóricamente. Se puede observar como las tres curvas que se interceptan alrededor del 10% y el 20% de volumen destilado, debido a que tratándose de la misma muestra tendrá un rango de puntos de ebullición particular. Según fuentes teóricas, tomando como referencia el rango de destilación de la muestra y el ° API, se comprobó que el hidrocarburo analizado o caracterizado es una Nafta pesada, compuesta principalmente por hidrocarburos cíclicos y aromáticos ya que sus grados API es de 33,22 y el rango de destilación del mismo se encuentra entre 515 ºF a 643,3 ºF. Para la determinación de los puntos de ebullición correspondientes a la fracción estudiada, los valores para VAPB, MABP, WABP, CABP y MeABP son de 576; 570,5; 577; 574.5; 573 (°F) respectivamente, la mezcla estudiada se encontraba en fase liquida, dada la relación de C/H obtenida la cual fue 7,3; El factor K determinado fue 11,7 por lo que la muestra entra en la clasificación de naftenos lo que se corresponde con el rango de temperatura

de ebullición. La temperatura correspondiente al punto de anilina fue de 160 ºF el cual es un valor relativamente bajo que indica que la muestra posee un alto contenido de aromáticos. En cuanto al factor acéntrico obtenido el cual es de 0,66. 5.

CONCLUSIONES:

 Se graficaron las curvas ASTM D-86, TBP y EFV comprobándose que se ajustaban al comportamiento teórico.  A partir de datos de una destilación ASTMD86, es posible la caracterización de una mezcla petrolífera obteniendo las curvas TBP y EFV.  La destilación TBP es más eficiente para propiciar la separación que la destilación EFV.  Se recomienda verificar la congruencia entre las unidades de los datos y los requeridos por las formulas y gráficas.  Se recomienda tomar más de dos cifras significativas.  Se recomienda verificar los valores arrojados por los equipos de destilación 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS  Perry Robert. Manual del Ingeniero Químico. Editorial McGraw Hill, 7 ma edición. Volumen II Pág. 13-105; Figura 13.82, “Curvas de destilación ASTM-D86 representativas”.  www.iae.org.ar/archivos/educ9.pdf NOMENCLATURA Tcr: Temperatura Crítica Real [ºF]. Tsc: Temperatura Pseudocrítica [ºF]. Psc: Presión Pseudocrítica [Psia]. K: Factor de Caracterización de Watson. RC/H: Relación Carbono/Hidrogeno MABP: Punto de Ebullición Promedio Molal [ºF]. WABP: Punto de Ebullición Promedio de Peso [ºF]. CABP: Punto de Ebullición Promedio Cúbico [ºF].

MeABP: Punto de Ebullición Promedio Medio [ºF]. Temp.: Temperatura [ºF]. IBP: Initial Boiling Point (Temperatura Inicial de Ebullición) [ºF]. PF: Punto Final de Ebullición [ºF]. ºAPI: Grados API (American Petroleum Institute). TBP: True Boiling Point (Verdadero Punto de Ebullición) [ºF]. EFV: Equilibrium Flash Vaporization (Vaporización Flash en Equilibrio) [ºF]. ∆F TBP: Variación de TBP. [ºF]. ABP: Punto de Ebullición Promedio [ºF]. VABP: Punto de Ebullición Promedio Volumétrico [ºF]. APÉNDICES Cálculos para determinar la gráfica TBP. A partir de los datos de la tabla N° 1, calculamos la temperatura correspondiente a la temperatura de ebullición la cual se ubica al 50% de rendimiento ASTM D-86 y se corrige con la fig. 3 A1.1 curva ASTM D-86 ATBP. T TBP 50% = TASTM 50% + AF TBP AF TBP: (7) Obtenido de la grafica 3.A.1.1 T TBP 50%= (300,22 + (7)) °C=307,22°C =585°F Cálculos para determinar las diferencias de temperatura ∆T ASTM 50-30= TASTM,50 – TASTM,30 ∆T ASTM 0-10 = (285, 72 -268, 33) °C =17, 39°C ∆T ASTM 10-30 = (294-285, 72) °C=8, 78°C ∆T ASTM 30-50 = (300, 22-294) °C= 6, 22°C ∆T ASTM 50-70 = (307, 38-300, 22) °C=7, 16 °C ∆T ASTM 70-90 = (323, 88 -307, 38) °C=16, 5 °C ∆T ASTM 90-100 = (339, 61-323, 88) °C=15,73 °C

Por la parte superior de la grafica 3.A.1.1 cortando con los valores ∆TASTM 2-1 obtenemos los ∆TTBP. ∆T TBP 0-10 = 31,5 °C ∆T TBP 10-30 = 18 °C ∆T TBP 30-50 = 11,5°C

∆T TBP 50-70 = 12 °C ∆T TBP 70-90 = 22 °C ∆T TBP 90-100 = 18 °C ∆TTBP 30-50 = TTBP 50% - TTBP 30%

∆T ASTM 50-70 = TASTM 70% - TASTM 50% = (585,3572,4) °F = 12,9°F ∆T ASTM 70-90 = TASTM 90% - TASTM 70% = (615-585, 3) °F = 29, 7°F ∆TASTM 90-100 = TASTM 100% - TASTM 90% = (643, 3615) °F = 28, 3°F

Despejamos TTBP 30% y obtenemos: TTBP 30% = TTBP 50% - ∆TTBP 50-30 = (307, 22-11, 5) °C= 295, 72 °C =564, 29°F TTBP 10% = TTBP 30% - ∆TTBP 30-10 = (295, 72-18) °C=277, 72 °C =531, 89°F TTBP 0% = TTBP 10% - ∆TTBP 10-0 = (277, 72-31, 5) °C=245, 72 °C =474, 29°F TTBP 70% = TTBP 70-50% + ∆TTBP 50 = (12+307, 22) °C=319, 22 °C =606, 59°F TTBP 90% = TTBP 90-70% + ∆TTBP 70 = (22+319, 22) °C=341, 22 °C = 646, 19°F TTBP 100% = TTBP100-90% + ∆TTBP 90 = (18+341, 22) °C=359, 22°C =678, 59°F Cálculos para la transformación de la curva de destilación ASTM D-86 A EFV. Determinación de la pendiente MASTM (10-70%) = (TASMT70% - TASMT10%)/ (70-10) MASTM (10-70%) = (307,38 – 285,72)/ (70-10) = 0,361 Calculando T EFV 50% T EFV 50% = TASTM 50% + ∆ F EFV ∆ F EFV = 0,41 obtenido de la grafica 3B.1.1 T EFV 50% = 307, 22+0, 41= 307,63 Con el valor de la pendiente y la T ASTM 50% obtenemos ∆ F EFV =4,1 Cálculos para determinar las diferencias de temperatura ∆TASTM 0-10 = TASTM,10% - TASTM,0% = (540-515) °F= 25 °F ∆TASTM 10-30 = TASTM 30% - TASTM 10% = (561,2546,3) °F = 14,9°F ∆TASTM 30-50 = TASTM 50% - TASTM 30% = (572,4561,2) °F = 11,2°F

Con los ∆TASTM 2-1 leemos en la fig. 3B1.2 ∆T EFV cortando con la curva ∆TASTM 2-1 ∆T EFV 0 – 10 = 12 ∆T EFV 10-30 = 8 °F ∆T EFV 30-50 = 6 °F ∆T EFV 50-70 = 4,5 °F ∆T EFV 70-90 = 12,5 °F ∆T EFV 90-100 = 8 °F ∆ T EFV, 30 = TEFV, 50 - TEFV, 50-30 = (307,63 -6) = 301,63°F ∆ T EFV, 10 = TEFV, 30 - TEFV, 30-10 = (301,63 -8) = 293,63°F ∆ T EFV, 0 = TEFV, 10 - TEFV, 10-0 = (293,63 -12) = 281,63°F ∆ T EFV, 70 = TEFV, 50 + TEFV, 70-50 = 307,63 +4,5 = 312,13°F ∆ T EFV, 90 = TEFV, 90-70 + TEFV,70 = (306,13+12,5) = 318,63°F ∆ T EFV, 100 = TEFV, 100-90 + TEFV, 90 = (318, 63+8) = 326, 63°F Cálculos para la determinación de los Puntos de ebullición. VABP= TASTM,10+TASTM,30+TASTM,50+TASTM,70+TASTM,90 5 VABP= 546, 3+561, 2+572, 4+585, 3+615 5 VABP= 576 ºF MASTM (10-90) = TASTM90 – TASTM10 90-10 MASTM (10-90) = 615-546, 3 = 0, 85875 90-10 Determinación de MABP, CABP, WABP, MeABP

MABP  VABP  FM CABP  VABP  FC WABP  VABP  FW MeABP  VABP  FMe

Punto anilina = 160°F C/H= 7, 3 PM=240gr/mol

∆FM, ∆FC, ∆FW, FMe Se obtienen de la gráfica anexa N° 2.B.1.1 en función a la pendiente MASTM (10-90) %= 0,85875 FM  5,5º F FC  1,5º F FW  1º F FMe  3º F

MABP  (576  ( 5,5)) F  570,5 F CABP  (576  ( 1,5)) F  574,5 F WABP  (576  1) F  577 F MeABP  (576  ( 3)) F  573 F

Determinación de las propiedades. Tcr (temperatura crítica real) = La leemos en la grafica 4.A.1.2 en función a los °API del hidrocarburo y WABP. Tsc (temperatura Pseudocrítica) = La leemos en la grafica 4.A.1.2 en función a los °API del hidrocarburo y MABP. Tcr=900°F Tsc=890°F Psc (Presión seudo crítica)= La leemos en la grafica 4.B.1.2 en función a los °API del hidrocarburo y MeABP. Psc= 250 psia Factor acéntrico, la leemos en la grafica 2.B.2.3 en función a los Tsc, Psc y MABP del hidrocarburo. Factor acéntrico=0,66 Factor K, peso molecular (PM), punto de anilina (Ta) y relación C/H se lee en la grafica: 2.B.2.1 en función al ° API del hidrocarburo y MeABP. K=11, 7

LABORATORIO DE UNITARIAS II Profesor Ing.: Jhoemar Almera BACHILLERES Elizabeth Díaz C.I: 15.593.46 Sección 51