ASTM PETROLEO
ESPOCH SILVIA MARZANO 25-7-2017
NORMAS ASTM E INEN PARA DENSIDAD API, DESTILACIÓN, PUNTO DE INFLAMACIÓN E IGNICIÓN, VISCOSIDAD, CORROSIÓN LAMINA DE CU, PRESIÓN DE VAPOR REID Normas ASTM Desde su fundación en 1898, ASTM International (American Society for Testing and Materials) es una de las organizaciones internacionales de desarrollo de normas más grandes del mundo. En ASTM se reúnen productores, usuarios y consumidores, entre otros, de todo el mundo, para crear normas de consenso voluntarias. Las normas de ASTM International se usan en investigaciones y proyectos de desarrollo, sistemas de calidad, comprobación y aceptación de productos y transacciones comerciales por todo el mundo. Son unos de los componentes integrales de las estrategias comerciales competitivas de hoy en día. (AEC, 2017) La determinación de la densidad, de la densidad relativa o de la gravedad API se puede realizar fácilmente a través de dos ensayos normalizados por el método de hidrómetro: ASTM-D 1298, ASTM D 287, gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo. Un método instrumental que ha ido ganando en popularidad es el ASTM D 5002, densidad y densidad relativa por analizador digital. Otra norma que utiliza un medidor digital de densidad es el ASTM D 4052 para líquidos en general. La determinación del Contenido de Azufre se realiza mediante el ensayo normalizado ASTM-D 4294 método instrumental, azufre en productos de petróleo por fluorescencia espectroscopia por energía dispersiva de rayos X, que tiene mejor repetibilidad que el ASTM D 1552, método a alta temperatura el cual fue ampliamente usado para la determinación del azufre total. El residuo atmosférico se destila en una columna diferente capaz de trabajar a vacío, entre 1 y 50 mm de Hg, con lo que se alarga la destilación que sin superar la temperatura del vapor los 400 ºC, es posible llegar a temperaturas equivalentes a presión atmosférica entre 560 y 580 ºC sin que ocurra craqueo. La norma ASTM D 1160 detalla el método empleado. En la destilación a vacío siempre queda un residuo: el producto que no ha destilado a las temperaturas antes indicadas y que constituye el denominado residuo de vacío. La propia norma ASTM D 1160 proporciona las tablas necesarias para el paso de las temperaturas de destilación a determinadas condiciones de vacío a las equivalentes a presión atmosférica. Al trabajar a vacío, los datos de una curva ASTM D 1160 son bastante aproximados a los de una curva TBP. Utilizando unos sistemas de cálculo adecuado se integran las dos curvas obtenidas, la atmosférica y la de vacío, en una sola curva TBP. Las propiedades de los asfaltos que se ensayan son:
Viscosidad: La viscosidad se mide generalmente a altas temperaturas, a las cuales ellos están en fase líquida. Las normas por la que se determina son ASTM D 2171 y ASTM D-2071. Penetración: Indica la distancia a la que una aguja estándar, de punta roma, penetra verticalmente dentro de la muestra de asfalto, bajo condiciones prefijadas de carga, tiempo y temperatura. Se mide en décimas de milímetro. Se determina según las normas ASTM D-5, IP-49, COVENIN 1105, PDVSA 4042. Punto de Ablandamiento Ring and Ball (R&B): Es la temperatura a la cual un asfalto adquiere un determinado grado de consistencia que le permite a una bola estándar de acero atravesar por un orificio especificado según la prueba. La norma por la que se determina ASTM D-36, API58, COVENIN 419 y PDVSA 4115. - Ductilidad: mide la máxima elongación que puede resistir un asfalto antes de romperse al ser estirado en las condiciones que determina la prueba. Se
determina según las normas ASTM D-113, DIN 1995-U7, COVENIN 1123, PDVSA 4020 (ASTM, s.f.)
FORMACIÓN DEL PETRÓLEO El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos se mezclan con las finas arenas y limos que cae al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. (Salazar, 2011)
NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 1489:2012 PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO. 1. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 810 Productos de petróleo. Determinación de la viscosidad cinemática y dinámica en líquidos transparentes y opacos. 2. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 926 Productos de petróleo. Ensayos de destilación. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 927 Productos de petróleo. Determinación de la corrosión sobre la lámina de cobre. 3. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 930 Petróleo crudo y sus derivados. Muestreo. 4. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1490 Productos derivados del petróleo. Determinación del contenido de azufre. Método de la bomba. 5. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1491 Productos de petróleo. Determinación del residuo de carbón Conradson. 6. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1492 Productos de petróleo. Determinación de cenizas. 7. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1493 Productos de petróleo. Determinación del punto de inflamación en vaso cerrado (Pensky-Martens). 8. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1494 Productos de petróleo. Determinación de agua y sedimento por centrifugación. 9. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1495 Productos de petróleo. Determinación del índice de cetano calculado. 10. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2266 Transporte, almacenamiento y manejo de materiales peligrosos. Requisitos. 11. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2336 Productos derivados del petróleo. Procedimiento para la inspección de calidad de los derivados del petróleo. 12. Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2341 Derivados del petróleo. Productos relacionados con el petróleo y afines. Definiciones. 13. Norma Americana ASTM 4294 Method for Sulfur in Petroleum and petroleum Products by Energy-Dispensive X-Ray Fluorescence. Spectrometry. (INEN, 2013)
MÉTODO DE PRUEBA ESTÁNDAR PARA LA DESTILACIÓN DE PRODUCTOS DEL PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDO A PRESIÓN ATMOSFÉRICA. ASTM D862 El Método de Ensayo ASTM D 86 para la destilación provee otra medida de la volatilidad de los combustibles. Se señala los límites para la temperatura del punto final y las temperaturas para el 10%, 50% y 90% de destilado. Estas características de la destilación, junto con la presión de vapor y la relación V/L, influyen en las siguientes características del funcionamiento de los vehículos: arranque, facilidad de manejo, sello de vapor, dilución del aceite de motor, economía de combustible y congelamiento del carburador. La temperatura del 10% evaporado del combustible debería ser lo suficientemente baja para asegurar el arranque a las temperaturas normales. Los combustibles que tengan las mismas temperaturas para el 10% y el 90% evaporado pueden variar considerablemente en la facilidad de manejo debido a las diferencias en las temperaturas de ebullición de las fracciones intermedias. La facilidad de manejo y el funcionamiento en mínimo son influenciados por la temperatura del 50% evaporado. Las temperaturas del 90% evaporado y el punto final deberían ser lo suficientemente bajas para reducir al mínimo la dilución del aceite de motor. El equipo comprende un matraz de destilación con capacidad para 100 ó 200 cm3 de producto, en el que se calienta y destila éste a una velocidad determinada. Los vapores formados se condensan en un tubo de cobre inmerso en una mezcla de agua y hielo triturado y, después, se recogen en una probeta graduada. El técnico anota la temperatura a la que condensa la primera gota de a la salida del tubo como principio de destilación. A continuación, se toma la temperatura regularmente a medida que se destilan y recogen en la probeta 5, 10, 20,…, 90 y 95 % del producto. Finalizada la destilación, basta seguir la temperatura, que pasa por un máximo, y después decrece como consecuencia de la alteración térmica de las últimas trazas de líquido que quedan en el matraz. La temperatura máxima es el punto final de destilación, correspondiente a un recuperado de destilado del d %. Previo enfriamiento del matraz, se mide en el mismo la cantidad de líquido residual, es decir, un residuo r %. El balance volumétrico de la operación hace aparecer una porción de pérdidas, p %, tal que:
d + r + p = 100 Teniendo en cuenta la precisión de este balance, las pérdidas corresponden, sensiblemente, a las fracciones de muy bajo peso molecular que han destilado al principio del calentamiento y no se han condensado en el tubo. La importancia de las pérdidas está estrechamente relacionada con la volatilidad de la muestra. Finalmente, estos resultados se trasladan a un diagrama que tiene, como coordenadas, el tanto por ciento que ha destilado vs la temperatura. Las pérdidas se sitúan al principio, de modo que todas las abscisas del tanto por ciento que ha destilado deben ser aumentadas en el valor p de las pérdidas. Así se encuentra después del punto final (PF), el valor del residuo r. A continuación, todos los puntos obtenidos se unen con una línea llamada curva de destilación A. S. T. M. del producto.
Sin querer anticipar las conclusiones relativas a la destilación, este ensayo, como el anterior, presenta muchas imperfecciones con relación a las destilaciones precisas que es posible realizar. Las temperaturas tomadas no corresponden al paso del vapor puro por la boca del matraz. Sin embargo, es evidente que, según la composición del producto, los principios y finales de destilación serán diferentes; asimismo, los puntos intermedios pueden estar distribuidos de otro modo. Se puede, pues, decir que la curva de destilación refleja en cierto sentido la composición del producto y que la comparación de las curvas A. S. T. M. permite deducir ciertas conclusiones sobre la distribución de los hidrocarburos en las muestras analizadas. Es éste un criterio de identificación utilizado en particular por los controles de caracterización de cada producto. Con frecuencia se encontrarán, también, especificaciones de productos de petróleo definidos por sus curvas de destilación como en el caso de las naftas Por último, la curva de destilación A. S. T. M. es importante para la regulación de las torres de destilación, al dar a conocer la calidad del fraccionamiento entre dos extracciones sucesivas.
MÉTODO DE PRUEBA ESTÁNDAR PARA PRESIÓN DE VAPOR DE PRODUCTOS DE PETRÓLEO ( MÉTODO REID) ASTM D-323.3 La presión de vapor Reid (o Reid Vapor Pressure ,RVP.) está normalizada por la A.S.T.M. D 323 para presión de vapor de las naftas, y la D 1267 para medir la presión de vapor de gases licuados. La presión de vapor del combustible debe ser lo suficientemente alta para asegurar un fácil arranque del motor, pero no tan alta que pueda contribuir a que se forme el sello de vapor o excesiva emisión de vapores y pérdidas durante el funcionamiento. En el caso de los gases licuados de petróleo, el análisis se realiza de manera semejante, pero la cámara de aire se purga al principio con gas, de modo que, en estas condiciones, se obtiene la medida de la presión de vapor verdadera que se expresa en Kgf/cm2 , Ibf/pulg2 ó kPascal manométrica. El ensayo de presión de vapor es muy importante, pues indica, de una manera indirecta, el contenido de productos de bajo peso molecular en las naftas, que condicionan la seguridad durante el transporte, las pérdidas en el almacenamiento y la volatilidad de las mismas. Presión de vapor es una propiedad física importante de líquidos volátiles. Este método de prueba se utiliza para determinar la presión de vapor a 37.8°C (100°F) de productos derivados del petróleo y los aceites con punto de ebullición inicial por encima de 0°C (32°F).El procedimiento A se aplica a la gasolina y otros productos derivados del petróleo con una presión de vapor de menos de 180 KPa (26 psi).
MÉTODO DE PRUEBA ESTÁNDAR PARA PUNTO DE INFLAMACIÓN POR EL PROBADOR DE COPA CERRADA PENSKY-MARTENS. ASTM D93-02.4 Punto de inflamación, n — en productos derivados del petróleo, la temperatura más baja corregida a una presión barométrica de 101.3 kPa (760 mm Hg), en la que la aplicación de una fuente de ignición hace que los vapores de un espécimen de la muestra se enciendan bajo las condiciones especificadas por el método de prueba. La muestra se debe calentar a una velocidad constante y lentamente, con agitación continua. Una llama pequeña se debe aplicar a la copa a intervalos regulares, interrumpiendo simultáneamente la agitación. El punto de inflamación corresponderá a la temperatura más baja a la que, la aplicación de la llama, inflama el vapor sobre la muestra. Este método de prueba cubre la determinación del punto de inflamación de los productos derivados del petróleo en el rango de temperatura de 40 a 360°C por un aparato manual de copa cerrada Pensky-Martens o un aparato automatizado de copa cerrada Pensky-Martens.
COLOR Este ensayo está codificado por las normas A.S.T.M. siguientes:
D 156 color Saybolt, para los productos más livianos que el gas-oil. D 155 color Union, para los aceites. y D 1500 (A.S.T.M. color scale).
El principio del colorímetro Saybolt consiste en la comparación del color de vidrios coloreados normalizados con el del producto contenido en un tubo; para ello, se ajusta la altura del líquido en el tubo hasta obtener la misma impresión de intensidad luminosa. Una tabla da el número de color en función de esta altura. En el colorímetro Union, se busca, por el contrario, la combinación de vidrios normalizados que dé el mismo color que un determinado espesor de producto En los productos livianos, el color es un criterio de la calidad del fraccionamiento; el gasoil, en particular, no debe estar contaminado por trazas de productos asfálticos negros. En cuanto a los aceites, su color es función de los tratamientos de refinación sufridos: amarillo - rojo para las fracciones parafínicas y azul - verde para las fracciones nafticas. Por otra parte, la intensidad del color es función, a su vez, del grado de refinación
METODO DE ENSAYO ESTANDAR PARA LA VISCOSIDAD CINEMATICA EN LIQUIDOS TRANSPARENTES Y OPACOS. ASTM D-445.5 Este Método de Ensayo especifica un procedimiento para la determinación de la viscosidad cinemática, en productos de petróleo líquidos, tanto transparentes como opacos, mediante la medición del tiempo en que un volumen de líquido fluye bajo efecto de la gravedad a través de un viscosímetro capilar de vidrio calibrado. El rango de viscosidades cinemáticas comprendido en este Método de Ensayo es de 0.2 a 300 000 mm2/s.
NORMA A.S.T.M. D-4057 (MUESTREO REPRESENTATIVO Y UNIFORME DE MUESTRAS DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DE PETRÓLEO CON T.V.R. MENOR A 26 PSI) Es para muestreo continuo e individual. No es apta para productos que son gases a temperatura ambiente. Para el muestreo en tanque hay que tener en cuenta:
Si el tanque presenta una heterogeneidad. Si el contenido es homogéneo desde el tope hasta el fondo del tanque, cosa muy rara en el tratamiento de sistemas con petróleo.
El muestreo será aceptable si cumple:
Que el tanque tenga el componente pesado separado, por ej. agua. Que el tanque esté equipado con descarga para componentes pesados. Que el componente más pesado no se muestrée.
Usualmente los sistemas de petróleo son heterogéneos. En estos casos se recomienda el muestreo automático, considerando las determinaciones de agua y sedimentos y densidad. En forma general, los datos con los que se deben identificar las muestras, son:
Tomada de Temperatura de muestreo Caudal de aporte de la corriente muestreada o volumen del recipiente muestreado según se tome en conducto o en tanque Porcentaje de agua Tenor salino
Además la identificación deberá contener toda aquella información que se considere necesario para tener en cuenta en el momento de la evaluación de los resultados.
NORMA ASTM G205 describe métodos para determinar la corrosividad del petróleo crudo por una combinación de tres propiedades: (1) la emulación del agua y el petróleo, (2) la humectabilidad de la superficie del gasoducto y (3) la corrosividad de la fase acuosa en presencia de petróleo crudo. Según los resultados, la norma clasifica el petróleo crudo en hidrocarburos corrosivos, neutros, inhibitorios y preventivos. Para evaluar completamente la corrosividad del petróleo crudo en condiciones de operación en gasoductos, deberían usarse los tres métodos descritos en la norma ASTM G205 porque cada metodología evalúa diferentes propiedades
CENIZAS Y RESIDUO DE CARBONO CONRADSON El ensayo de cenizas está regulado por las normas A.S.T.M. D 482, mientras que el residuo de carbono Conradson viene especificado por la norma A.S.T.M. D 189.
El contenido cenizas se determina en los productos pesados, para lo cual se calcinan en un crisol evitando la inflamación de los vapores. A continuación se incinera el residuo de carbono con una llama muy caliente, para quemar el carbón. Después de enfriamiento y desecación, quedan solamente las cenizas, constituidas por sales minerales no volátiles. La determinación del residuo de carbono Conradson se aplica a los productos no volátiles, que se evaporan y someten a pirólisis en un crisol. Después se inflaman los vapores y, cuando cesa la combustión, se calcina al rojo el residuo en el crisol. Previo enfriamiento y desecación, se obtiene un residuo de coque del cual se deduce el contenido en cenizas para conocer el residuo de carbono Conradson (CCR). El contenido en cenizas da idea de la cantidad de residuo sólido que un gasoil, por ejemplo, dejaría en los cilindros en las mejores condiciones de combustión completa, mientras que el residuo de carbono da idea de la tendencia a formar coque o depósitos carbonosos en el curso de una combustión incompleta del fuel-oil.
AZUFRE La determinación del contenido de compuestos sulfurados está prevista por las normas siguientes:
A.S.T.M. D 1266: método de la lámpara. A.S.T.M. D 129: método de la bomba. A.S.T.M. D 1551: método del tubo de cuarzo (de Grote). A.S.T.M. D 484 A.S.T.M. D 130: lámina de cobre
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
http://www.gustato.com/petroleo/analisiscrudos.html http://www.astm.org/SNEWS/SPANISH/SPSO13/nadkarnihepburn_spso13.html http://www.astm.org/SNEWS/SPANISH/SPND12/g0105_spnd12.html http://www.academia.edu/6544461/NORMAS_ASTM_CURSO_PROCESOS_DE_RE FINACION http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/893 http://www.modeladoeningenieria.edu.ar/mei/repositorio/catedras/pii/ANALISISDELP ETROLEO.pdf
Trabajos citados AEC. (2017). Asociación Española para la Calidad (AEC) . Obtenido de https://www.aec.es/web/guest/centro-conocimiento/normas-astm ASTM, N. (s.f.). EL PETRÓLEO CRUDO . Obtenido de http://educaciones.cubaeduca.cu/medias/pdf/2428.pdf INEN. (14 de 06 de 2013). ENMIENDA. Obtenido de http://www.controlhidrocarburos.gob.ec/wpcontent/uploads/downloads/2016/06/NTE-INEN-1489-7-ENMIENDA-1.pdf Salazar, L. M. (2011). Gravedad API para clasificación del petróleo. Obtenido de http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/6013/1/45382_1.pdf
