Practica#1.Lab de Ope2

La Universidad del Zulia Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Química Laboratorio de Operaciones Unitarias II

Practica # 1 Caracterización de Fracciones de Crudo

Realizado por: Andry Bohórquez C.I: 17.309.252

Fecha de realización: 23/10/2007 Fecha de entrega: 16/11/2007

RESUMEN Este informe presenta su base en el estudio de la caracterización de fracción de crudo (kerosén) el objetivo general es caracterizar una fracción de crudo a partir de los datos obtenidos mediante los métodos de ensayos normalizados ASTM D-86 (destilación de fracción de crudo de petróleo) y ASTM D-287 (determinaci (determinación ón de la gravedad API del petróleo crudo y productos del petróleo) petróleo) y en el cual se hará comparaciones con los métodos normalizados ASTM D-86, TBP y EFV para comprobar su confiabilidad. Se podrá comprobar que por los distintos métodos, la fracción de crudo (kerosén) es liviana y que de los ensayos estudiados el que presenta mayor confiabilidad es el EFV y también estudiándose así otras propiedades críticas que caracterizan al crudo.

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INDICE Página 1.- Introducción

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2.- Revisión Bibliográfica

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3.- Marco metodológico

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4.- Resultados y discusión

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5.- Conclusiones

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6.- Recomendaciones

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7.- Referencias bibliográficas

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8.- Apéndice

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9.- Anexos

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INTRODUCCION En el siguiente informe se presenta el estudio realizado para la caracterización de una fracción de crudo (Kerosén).Los datos registrador durante el desarrollo de la practica se obtuvieron a través de los métodos de ensayos normalizados A.S.T.M D-287 (Determinación de la gravedad API del petróleo crudo y derivados) y A.S.T.M D-86 (Destilación de fracciones de crudo de petróleo), donde en el primer ensayo (A.S.T.M D-287) se mide la gravedad API que posteriormente es corregida para la obtención del valor a la temperatura requerida por el método. El segundo método normalizado (A.S.T.M D-86) la muestra es calentada, y durante el calentamiento se fueron registrando los valores de temperaturas para diferentes volúmenes de destilado tomados, desde la obtención de la primera gota hasta el punto final. Dichos valores de temperaturas fueron corregidas mediante ecuaciones empíricas para luego obtener los rangos de temperatura TBP y EFV. Estos métodos son bastante rápidos, fáciles de ejecutar, y los más adecuados para la fracción de crudo utilizada, de allí la escogencia de los mismos. En Venezuela y el resto del mundo la historia del petróleo y su producción data desde mediados del siglo XIX, teniendo el mayor auge a comienzos del siglo XX hasta nuestros días debido a la amplia gama de productos que pueden obtenerse del crudo de petróleo mediante un tratamiento de refinación; el kerosene se extraía por técnicas rudimentarias de destilación y se vendía para el alumbrado, mientras que el asfalto se empleaba para pavimentar calles. Más tarde, y con el nacimiento del motor de explosión, el hombre se percató de otros usos del petróleo, que se extienden hasta las investigaciones actuales que han demostrado que éste es en realidad una fuente inagotable de energía para la humanidad. La destilación es un proceso fundamental en la industria de refinación del petróleo, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. El petróleo se separa en fracciones que después de procesamiento adicional, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado. Las características del crudo, así como la cantidad y calidad de productos que se desean obtener determinan los procesos que deben incorporarse a la refinería, es por ello la importancia de la caracterización del crudo a si como sus fracciones con los métodos desarrollados en la práctica, en donde se utiliza para la destilación A.S.T.M D 86 un equipo de marca FOEHLZR INSTRUMENT CO INC, con todos los accesorio necesarios, trabajando a condiciones de presión atmosférica de 758 mmHg y temperatura ambiente de 23 º C.

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REVISION BIBLIOGRAFICA 1. Definición de términos básicos: 1.1. Caracterizar: Consiste en aportar información sobre propiedades, componentes o partes, causas, origen, o cualquier otro tipo de datos que permitan adscribir el concepto a un compuesto o mezcla determinada. 1.2. Crudo: Líquido aceitoso, de color oscuro, olor característico, más ligero que el agua, constituido por una mezcla de hidrocarburos líquidos naturales, que se encuentra generalmente almacenado en rocas del interior de la corteza terrestre; que no ha sido pasado por ningún proceso de refinación. 1.3. Fracciones de crudo: son los derivados del petróleo obtenidos a partir de la destilación directa (primera destilación) del petróleo y que sirven de materia prima o base para la realización de otros compuestos. 1.4. Método de ensayo normalizado: Consiste en una serie de pruebas o ensayos para determinar y caracterizar compuestos y mezclas según sus propiedades físico-químicas las cuales ya están especificadas y normalizadas, estas no pueden cambiar ya que son propias de cada compuesto. Permiten comparar los resultados obtenidos por el analista con resultados obtenidos por otros analistas en diferentes laboratorios a la misma muestra. Una de las ventajas de estos ensayos es que no se necesita mucha cantidad de muestra para su realización. Un mismo ensayo no se le hace a todas las fracciones de crudo, esto depende del uso y aplicación que se requiera dar a cada fracción. Uno de los métodos de ensayo normalizado más conocidos y mas aplicados son los ASTM. 1.5. Aromático: Compuesto cuya molécula encierra como mínimo un núcleo bencénico o todo compuesto que presente aroma u olor agradable. 1.6. Craqueo térmico: Es un proceso químico en el cual se utiliza el calor y altas presiones para romper la molécula de un compuesto complejo, para producir así compuestos más simples. 1.7. Craqueo catalítico: Es un proceso químico donde se utiliza la ayuda de un catalizador sumada al calor y la presión, para favorecer el fraccionamiento de compuestos más livianos y produce más y mejor compuesto como resultado. 1.8. Coquización: Es un proceso del cual se obtiene un producto residual con alto contenido de carbono llamado coque, resultante de la pirólisis de las fracciones pesadas obtenidas en el refino del petróleo. 1.9. Fracciones ligeras: Las fracciones de bajo peso molecular y bajo punto de ebullición que emergen de la parte superior de la columna de fraccionamiento durante la refinación del aceite. 1.10.Fracciones pesadas: También conocidas como productos pesados, estos son los aceites formados de moléculas grandes que emergen del fondo de una columna fraccionadora, durante la refinación del aceite. 1.11.Gas licuado de petróleo (GLP): Es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano. 1.12.Gasóleo: también denominado gasoil o diesel, es un líquido de color blancuzco o verdoso y de densidad sobre 850 kilogramos por metro cúbico, compuesto fundamentalmente por parafinas y utilizado principalmente como combustible en motores diesel y en calefacción. 1.13.Gasolina: Es una mezcla de hidrocarburos derivada del petróleo que se utiliza como combustible en motores de combustión interna. 1.14.Gravedad API: Es una escala arbitraria (escogida por el instituto americano de petróleo), en la cual la gravedad especifica del agua pura, es tomada como 10. Los líquidos más pesados que 5

el agua tienen valores menores que 10. Da una idea de la composición más o menos ligera del crudo Si se trata de un crudo más ligero, la obtención de productos de mayor valor añadido, gasolinas y gasóleos será más sencilla mientras que si es más pesado, la obtención de estos productos requieren un esquema de refino más complejo. 1.15.Gravedad específica: Es una comparación de la densidad de una sustancia con la densidad del agua. La gravedad especifica es adimensional y numéricamente coincide con la densidad; esta definida como el peso unitario de la sustancia, dividida por el peso unitario del agua destilada a 4 ºC. 1.16.Hidrocarburo: son compuestos orgánicos formados únicamente por carbono e hidrógeno. Consisten en un armazón de carbono al que se unen átomos de hidrógeno. Forman el esqueleto de la materia orgánica. 1.17.Kerosén: El kerosene es una fracción refinada del petróleo crudo utilizada normalmente para alumbrar, calentar, cocinar, así como combustible para motores diesel, tractores, cohetes, mecheros y como base para insecticidas. Por mucho tiempo fue empleado para el alumbrado de las casas y largamente conocido como combustible para lámparas. Es de color amarillento y es catalogado como un aceite ligero. 1.18.Nafta: Son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados, parcialmente obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Diferentes tipos de empresas y refinerías producen generalmente dos tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas o gasolinas son altamente inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios agrícolas como solventes, también tiene uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos. 1.19.Numero de octano: es una escala que mide la resistencia que presenta un combustible (como la gasolina) a detonar prematuramente cuando es comprimido dentro del cilindro de un motor . 1.20.Petróleo: es una mezcla en la que coexisten en fases sólida, liquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por átomos de carbono e hidrogeno y pequeñas proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales, ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía entre ámbar y negro. La palabra petróleo significa aceite de piedra. 1.21.Residuo: Es la parte del petróleo que sale por el fondo de la columna de destilación que no fue convertida en producto final. 1.22.Volátil: Es la capacidad de cualquier liquido de evaporarse a temperatura y presión normal. 2. Tipos de bases del crudo de petróleo. En los pozos del mundo hay muchas clases de crudos. Algunos son tan altos en su densidad como lo es el agua, y carecen casi tanto de color; otros son un poco más espesos, quizás de color pardo, verde, o color de ámbar; y otros son negros y pegajosos como alquitrán derretido. 

Crudos de base nafténica. Estos se encuentran generalmente en Rusia, en Perú y en los yacimientos petrolíferos de los Estados Unidos de California y en la costa del Golfo de México. Por lo general contienen una porción relativamente grande de fracciones volátiles; es decir, compuestos que se evaporan con facilidad, y en algunos casos aislados so tan livianos que es casi gasolina pura. 

Crudos de Base Parafínica. Los yacimientos de Pensilvana, West Virginia y de la parte central de los Estados Unidos nos dan los ejemplos más conocidos de esta clase de crudos. Las parafinas Livianas nos dan buenos aceites 6

combustibles para usos domésticos que no producen humo cuando se queman; otros tienen una viscosidad constante y tienden a resistir el calor, y por consecuencia son especialmente apropiados para la manufactura de lubricantes. Las parafinas más espesas contienen cristales blancos y blandos, cuando son aislados y refinados proporcionan el producto común llamada cera parafinita. 

Crudos de Base Aftáltica. México y Venezuela, y también algunos yacimientos situados en California, dan ejemplos de estos tipos de crudo. Poseen una estructura química bastante compleja y no muy bien entendida, y contienen además de carbono he Hidrogeno una gran cantidad de Azufre. En la destilación avanzada o más compleja rinden una cantidad relativamente grande de alquitrán y asfalto, además los crudos de base Aftálica nos dan la mayor parte de nuestros aceites pesados. 

Crudos de Base Mixta. Ningún crudo es completamente nafténico, parafínico y Asfáltica solo que la proporción de uno de estos tipos cuando predomina enormemente sobre otra se clasifica de esa forma, pero cuando el crudo posee compuestos parafínicos, nafténico y asfálticos en proporciones uniforme o muy uniformes no es correcto ponerlos en las clasificaciones anteriores, por lo tanto se convierten en crudos de base mixta. 3. ¿Qué es la gravedad API? Cuando se habla de la gravedad del petróleo y de sus productos, generalmente se utiliza la gravedad API (American Petroleum Institute) en lugar de la gravedad específica, relacionándose estas de la siguiente manera: Gr Esp =

141,5 Gr. API @60 º F

+ 131,5

La gravedad específica y los ºAPI son expresiones de la densidad o peso de un volumen unitario de sustancia. El peso Específico es la relación entre el peso de un volumen unitario de aceite y el peso de un volumen igual de agua a temperatura Standard. Salvo que se establezca otra cosa estos datos deben ser referidos a 15.56º C (60º F) para todos los productos, menos para asfaltos y aceites para carreteras, que deben referirse a 25º C. Las gravedades de todas las sustancias que bajo condiciones normales están en un líquido, para los trabajos de control de una refinería, se miden utilizando el hidrómetro y debido a que esta propiedad varía con cambios de la temperatura, la gravedad que e observa a cualquier temperatura siempre se corrige a la que sería a 60º F., y para esto se emplean tablas oficiales de corrección. La gravedad juega un papel muy importante en el control de las operaciones de la refinería. El ensayo ASTM D 287 se hace con rapidez y facilidad, y proporciona un dato muy útil para el control de un proceso. Las gravedades de todos los productos líquidos se toman a intervalos regulares en todas las refinerías y de los resultados que se obtengan, los operarios puedan ver inmediatamente la manera en que va progresando el proceso. Generalmente, le importa poco al cliente la gravedad de un producto refinado. Sin embargo la gravedad si tiene bastante importancia cuando se trata de aceites combustibles: mientras más altas son las gravedades API más será el calor que se obtendrá del aceite combustible por libra (por peso), pero menos será el calor que se obtendrá de él por galón (por volumen). Los productos con frecuencia se venden a base del volumen que entregue, corregidos a lo que sería a 60º F.

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4. ¿Cómo se clasifican los crudos según su gravedad API? Para efectos de fiscalización, el Manual de Inspección del Ministerio de Energía y Minas tiene una clasificación sobre la base de la gravedad API a 15,6 ºC (60ºF) y el punto de fluidez de los crudos. Esta clasificación es la siguiente: Condensados naturales, de gravedad es igual o mayor a 50º API. Petróleo liviano, con gravedad entre 30,0 y 49,9 º API. Petróleo mediano, con gravedad entre 23,0 y 29,9 º API. Petróleo pesado, con gravedad menor a 23,0 º API. Petróleo parafínico, con fluidez igual o mayor a 20,0 º API. Petróleo intermedio, con fluidez entre 0 º y 20,0º API. Petróleo nafténico, con fluidez menor a 0 ºAPI Grav. API = (141,5/grav.esp) - 131,5 5. ¿Que es un Hidrómetro o densímetro? Es un instrumento que sirve para determinar la densidad relativa de los líquidos. Típicamente está hecho de vidrio y consiste de un cilindro y un bulbo pesado para que flote derecho. El líquido se vierte en una jarra alta, y el hidrómetro gradualmente se baja hasta que flote libremente. El punto en cual la superficie del líquido toca el cilindro del hidrómetro se calcula. Hidrómetros generalmente contienen una escala de papel dentro de ellos para que se pueda leer directamente la gravedad específica en gramos por centímetros cúbicos. En líquidos ligeros como queroseno, gasolina, y alcohol, el hidrómetro debe hundir más para disponer el peso del líquido que en líquidos pesados como agua salada, leche, y ácidos. De hecho, es usual tener dos instrumentos separados, uno para los líquidos y uno para los líquidos ligeros teniendo en diferencia la posición de las marcas medidas. 6. Curvas ASTM, TBP y EFV. La destilación ASTM y TBP se caracterizan por ser destilaciones de tipo diferenciales ya que al producirse cierta elevación de temperatura, tiene lugar el correspondiente desprendimiento de vapor. A medida que este vapor se separa y se eleva nuevamente la temperatura, se produce otro desprendimiento de vapor, en cambio la destilación EFV el vapor generado siempre se mantiene en intimo contacto físico con el liquido remanente hasta que se completa el calentamiento, y es por ello que se obtienen diferentes resultados de las de este tipo de destilación (EFV) ya que el modo de separar el vapor tiene un efecto cuantitativo sobre la composición del destilado y del liquido remanente, y los resultados de la destilación ASTM difieren de los de la destilación TBP debido a que el procedimiento de las pruebas es distinto, habiendo mayor capacidad para fraccionar en la TBP. Como se observa en las curvas la de la destilación EFV posee menor capacidad de separación (no hay fraccionamiento) debido a que los rangos de temperatura se encuentran entre la temperatura de burbuja y la temperatura de ebullición del componente más pesado, en cambio es la destilación TBP la que posee la mayor capacidad de fraccionamiento como se dijo anteriormente reflejándose esto en su curva de destilación. Las tres destilaciones se pueden relacionar empíricamente a presión atmosférica a través de los métodos del API DATA BOOK-Petroleum Refinig. Mediante los datos obtenidos de la destilación ASTM se pueden calcular una serie de propiedades importantes para la fracción de crudo analizada tales como: Las propiedades críticas de la fracción analizada , el peso molecular, la esfericidad de las moléculas, el grado de instauración mediante la relación C/H, el punto de anilina ( el cual da una idea de la aromaticidad) , el factor de caracterización de Watson ( el cual es un promedio de todas las constantes de equilibrio de los componentes de la fracción analizada, indicando si el crudo es pesado, liviano, extra pesado). 8

7. Investigue acerca del peso molecular, factor acéntrico, punto de anilina, factor de caracterización de Watson y la relación carbono-hidrogeno.  Peso molecular promedio: Suma de los pesos atómicos de todos los átomos que forman una molécula de un elemento o compuesto químico. 

Factor acéntrico: Se define como un parámetro necesario para calcular el factor de compresibilidad de un gas, éste mide la desviación del gas respecto a gases como el criptón, xenón y argón (también llamados fluidos simples) para los cuales el factor acéntrico toma el valor de cero. El factor acéntrico mide la esfericidad de la molécula, es decir nos da un número que representa todas las fuerzas presentes en ella no sólo las del centro sino las de toda la molécula. 

Punto de Anilina Es la temperatura crítica de solución de una mezcla de volúmenes iguales de anilina y del hidrocarburo. En otras palabras, es la temperatura misma en que se encuentra miscibles volúmenes iguales de la anilina y la muestra. Este punto de anilina nos da a conocer el grado de afinidad que posee la muestra con compuestos orgánicos. Es una prueba muy útil en la evaluación de la solvencia de las naftas del petróleo y se realiza calentando una mezcla homogénea de anilina y nafta enfriándola hasta que aparezcan las dos fases. Esta temperatura es el punto de anilina. 

Factor de caracterización de Watson Es el índice de mayor utilidad definido de la siguiente manera: K= TB / S donde: TB es el promedio del punto de ebullición molal en º F y S es el peso especifico a 15,6º C (60º F). Mediante este factor se puede tener una buena idea del grado de parafinidad de las fracciones. Este factor ha sido útil en la correlación de muchas propiedades entre las cuales están el contenido de hidrógeno, el punto de anilina, el índice de viscosidad entre otras. 

Relación Carbono-Hidrogeno: Es una medida de la proporción de átomos de carbono que existe en un compuesto químico o mezcla con respecto al numero de átomos de hidrogeno que este presenta. De los combustibles fósiles, la relación carbono-hidrógeno más elevada la tiene el carbón; el petróleo tiene 1 átomo de carbono por 2 de hidrógeno (aproximadamente, debería decir el especialista), mientras el gas (metano) la tiene solo uno a cuatro.

8. Principales derivados del petróleo y sus usos.

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9. Diferentes tipos de gasolina. 10

Lo primero que hay que conocer es el origen de este combustible. La gasolina es un derivado del petróleo que se obtiene a través de complejos procesos, en los que intervienen hidrocarburos como parafinas, olefinas, nafteno y aromáticos, junto con otras sustancias. Las motocicletas y automóviles son los que principalmente alimentan sus motores con este producto. Existen diversos tipos de gasolina, que difieren entre sí por dos características básicas: octanaje y plomo. El octanaje se refiere a la unidad específica en la que se expresa el poder antidetonante de la gasolina, es decir, señala la presión y la temperatura a la que puede ser sometida sin que se produzca su explosión espontánea. El número de octanos que posee la gasolina originalmente es aproximadamente 76, sin embargo, se le suelen agregar ciertos químicos a base de plomo para aumentarlo. En Venezuela, existieron durante muchos años tres octanajes 87, 91 y 95, que variaban entre sí por la cantidad de antidetonante que incluían. Las gasolinas con altos índices ocasionan una combustión más suave y efectiva. No obstante, si se le agrega a un automóvil combustible de un octanaje menor al requerido, llevaría a cabo la combustión muy rápidamente y el pistón sufriría gravemente, disminuyendo el rendimiento del motor y pudiendo ocasionar graves averías en el futuro. Por otra parte, cabe destacar que en un principio sólo existía gasolina con plomo (GCP). Sin embargo, a partir de la década de los 70 se iniciaron esfuerzos para eliminar este componente, dados sus grandes efectos contaminantes y lo nocivo que resulta para la salud de los seres humanos. Desde entonces, en las refinerías de todo el mundo se comenzó a trabajar en pro de descubrir compuestos con las mismas propiedades antidetonantes del plomo. Así, se llegó a éteres como el MTBE y TAME y a procesos como la reformación de naftas, la desintegración catalítica, la isomerización y la alquilación. Los motores de los vehículos también han tenido que ser modificados, pues para manejar adecuadamente el combustible sin plomo es básica la presencia de un catalizador o convertidor catalítico, que transforme los químicos tóxicos sobrantes en materiales inocuos como el agua y el dióxido de carbono. De lo contrario, el exceso será emitido a la atmósfera ocasionando graves daños a la salud. Por ello, es preferible que los autos que no estén acondicionados para emplear la gasolina sin plomo (GSP) utilicen la tradicional con plomo. Cabe destacar que en Venezuela, la empresa Petróleos de Venezuela afirma que la GSP está especialmente diseñada para ser usada en todos los automóviles, desde que en septiembre de 2002 se eliminarán la gasolina con plomo de 87 y 95 octanos, dejando sólo la GCP de 91 y la GSP de 95. Igualmente, es fundamental resaltar que los motores que funcionan con gasolina sin plomo no pueden, bajo ninguna circunstancia, emplear gasolina con plomo pues esta sustancia se fija en las celdas del convertidor catalítico obstruyéndolo por completo. En consecuencia, se pierde la garantía del vehículo y es necesario el reemplazo de la pieza completa y la limpieza profunda de motor, inyectores, tanque de combustible y de todos sus conductos. Las gasolinas varían de país a país, y el porcentaje de plomo y sustancias como MTBE contenidas en éstas también. Es decir, que cada nación produce o compra un combustible que responde directamente a las características de su parque automotor. 10. El kerosén y sus propiedades. El kerosén es una fracción refinada del petróleo crudo utilizada normalmente para alumbrar, calentar, cocinar, así como combustible para motores diesel, tractores, cohetes, mecheros y como base para insecticidas. Por mucho tiempo fue empleado para el alumbrado de las casas y largamente conocido como combustible para lámparas. Es de color amarillento y es catalogado como un aceite ligero.

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Este derivado del petróleo es recuperado del petróleo crudo por destilación. Su porcentaje de pureza varía de crudo en crudo. Su consumo ha disminuido gracias a la formación de urbanizaciones, electrificación, y al gran número de substitutos como el LPG, la energía solar, y algunas convencionales y no tan convencionales fuentes de energía. El consumo de kerosén, comparado con otras fracciones del petróleo es menor en países desarrollados que en países subdesarrollados o en vías de desarrollo. Debido a que es muy frecuente el uso del mismo como desinfectante y repelente de insectos su disposición sobre el suelo es práctica normal en los medios rurales. De manera general, el kerosén es un hidrocarburo derivado del petróleo que es un líquido oleaginoso inflamable, cuyo color varía de incoloro a negro y consiste en una mezcla compleja de cientos de compuestos diferentes, la mayoría de estos son los hidrocarburos compuestos que contienen átomos de carbono e hidrógeno, formando moléculas de hasta 50 átomos de carbono las cuales presentan pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno, oxígeno y metales pesados, los cuales no se encuentran en estado libre sino formando parte de las moléculas de los hidrocarburos. La masa molecular del kerosén es de aproximadamente 170 g/mol. La composición aproximada que presenta el mismo se mueve en el rango de C12-C16, hirviendo normalmente entre los 150°C y los 235-315 °C. Sus propiedades difieren según la zona substancialmente en composición, sulfuro, cicloparafinas, y contenido aromático. Por ejemplo, el kerosén utilizado para la iluminación es un destilado inmediato de crudos parafinados o mezclados y destilados tratados con solventes de los crudos aromáticos. Para utilizar en lámparas, un combustible altamente parafinado es deseado ya que los aromáticos y la nafta dan un efecto humeante al arder. Para esquivar la contaminación atmosférica, el contenido de azufre no debe exceder de 0,125% (por especificación del gobierno Estadounidense). Su potencia calorífica varía de 11.000 a 11.700 Kcal/Kg. Algunas otras especificaciones del gobierno americano convienen que: 

El punto final de destilación sea de 529°C como máximo, y  El un punto de inflamación de 46,1°C como mínimo. Este último es para reducir el riesgo de explosión. Algunas características más generales físicas y químicas del kerosén son las siguientes:  Presenta un olor característico,  Insoluble en agua, 3  Densidad: 0,80 g/cm ,  Ph: no existe información, 3  Densidad de vapor: 4,5 g/cm ,  Presión de vapor: 0,5mm de Hg a 20°C, y  Punto de Congelación: -18°C.

MARCO METODOLOGICO 12

Laboratorio de Operaciones Unitarias II La Universidad del Zulia Lab. de Ingeniería Química

Practica Nº 1: Caracterización de Fracciones de Crudo

ProcedimientoN.°:1 LOOUUII_PN_100 Pág. N.° 1 de 5 Emisión: Septiembre 2007 N.° de Revisión: 2 Edición N.° 1

Asunto: Procedimiento Experimental para Caracterización de fracciones de Crudo Propósito:

Precauciones de Seguridad:

Guiar a los alumnos del laboratorio de Operaciones Unitarias II, a caracterizar una fracción de crudo a partir de datos obtenidos siguiendo la metodología de los ensayos normalizados ASTM D-86 y ASTM D-287 Equipo de protección personal: Usar obligatoriamente lentes de • seguridad, bata de laboratorio y guantes de látex. Conocer los riesgos que implica ingerir o inhalar durante • mucho tiempo el kerosén. Realizar cualquier trasvase de la muestra en zonas que tengan • desagüe. Disponer de una cuadrilla de bomberos situados en las • cercanías del área de procesamiento principal. Disponer de teléfonos de emergencias para atención en el sitio • o traslado de los lesionados.

Precauciones Ambientales:

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Referencias:

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Prerrequisitos:

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Evitar desechar kerosén en desagües. Guía práctica del Laboratorio de Operaciones Unitarias II. MSDS Kerosene. ASTM D-86 Sandard test method for distillation of Petroleum Products. ASTM D-287 Standard method of test for API gravity of crude petroleum and petroleum products (Hydrometer method). ASTM E-133 Standard Specifications for Distillation Equipment. ASTM E-1 Standard Specification for ASTM Thermometers. ASTM E-100 Standard Specification for ASTM Hydrometers. Disponibilidad de grandes cantidades de la muestra (Kerosén). Disponibilidad de Hidrómetro bajo especificaciones de la ASTM D-287 (1H a 10H). Disponibilidad de termómetro para ASTM D-287 (12F).

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La Universidad del Zulia Lab. de Ingeniería Química

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Disponer de un termómetro adecuado, según las especificaciones de la norma ASTM-D86 (8C(8F)) Disponer de una toma de corriente cercana al sitio de trabajo. Disponibilidad de cilindros graduados de gran capacidad como para contener cantidades apropiadas para la ejecución del ensayo ASTM D-287. Disponer de Equipos para realizar el ensayo D-86 según la norma ASTM E-133. Disponer de un matraz Engler (B) y un cilindro graduado (B) según las especificaciones de la norma ASTM E-133.

Procedimiento Detallado de la norma ASTM D-287

PASOS

ACCIONES

1.- Extraiga del horno el 1.1.- Cumpla con todas las normas de seguridad personal, proceda a material de laboratorio a retirar del horno con sumo cuidado el material a utilizar. usar para los ensayos, limpios y secos. 2.1.- Tome el valor de presión atmosférica de un instrumento

2.- Medición de la Presión adecuado. Atmosférica. 2.2.- Emplee las correcciones necesarias según el manual del 3.- Medición Temperatura Laboratorio 4.- Preparación muestra

de

de

la del

instrumento. 2.2.- Emplee un termómetro simple y obtenga la temperatura del laboratorio, en la zona cercana de la ejecución de los ensayos.

la 4.1.- Use un cilindro graduado (2000 ml de capacidad), agregue lentamente el kerosén hasta una cantidad aproximada de 1500 ml.

Nota: Debe trasvasar lentamente al kerosén al cilindro graduado con la finalidad de evitar la pérdida de las fracciones más volátiles disueltas en la muestra, es decir, evitar la formación de espuma; lo cual puede originar errores en la obtención de resultados. Realice la medición en una zona libre de corrientes de aire.

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Practica Nº 1: Caracterización de Fracciones de Crudo


5.1.- Use un termómetro adecuado (ver referencias), proceda a ejecutar movimientos lentos y circulares, hacia arriba y hacia abajo 5.- Medición de la por algunos segundos en la muestra de forma tal de homogeneizar la temperatura antes de la medición. ejecución del ensayo 5.2.- Tome el valor de temperatura sin sacar el bulbo del termómetro de la muestra. Nota: Al agitar la muestra con el termómetro no se deben tocar las paredes del recipiente, todo esto con la finalidad de obtener la temperatura real de la muestra. 6.1.- Con sumo cuidado, proceda a sumergir el hidrómetro (ver referencias) en la muestra de forma tal que no quede apoyado en las paredes del recipiente. 6.- Medición de la gravedad 6.2.- Espere estabilidad de las fuerzas en el instrumento. API. 6.3.- Toma el valor de la gravedad API en la escala correspondiente (parte inferior del menisco). 6.4.- Retire el instrumento y límpielo de forma adecuada. Nota: El valor de gravedad API obtenido se debe corregir a 60°F de no tener la muestra a dicha temperatura, para ello usar las tablas de “Petroleum Measurement Tables”.

Nota: La norma plantea la necesidad de repetir el paso 5 después del ensayo para verificar que la temperatura no varíe mas de 1 °F, esto con la finalidad de obtener un valor estable y representativo de la propiedad de la muestra. Procedimiento Detallado de la norma ASTM D-86

PASOS

ACCIONES 1.1.- Verifique en la tabla de la norma ASTM D-86 los rangos de

1.Seleccionar las temperatura inicial de ebullición y punto final esperados condiciones apropiadas según el tipo de muestra teóricamente para la muestra. aplicando la clasificación ASTM D-86 1.2- Con esto las condiciones de operación según la norma quedan establecidas por lo que se debe buscar el material especificado para el ensayo.

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2.- Preparar el condensador del equipo

3.- Encender el equipo.

4.- Preparación muestra

5.- Medición del Inicial de ebullición.

de

la

Punto


2.1.- Disponga de hielo picado preparado con anterioridad, proceda a colocarlo en el equipo de destilación (Koehler Instrument co, inc) cuidadosamente. 2.2.- En el caso de haber agregado grandes cantidades de agua, purgue de forma adecuada según el tipo de equipo lo permita. 2.3.- Garantice que la temperatura alcanzada por el condensador, es la esperada según la norma. 3.1- Conecte a la toma de corriente el equipo. 3.2.- Encienda el equipo en el botón adecuado. 4.1.- Use un cilindro graduado para medir 100 ml de la muestra problema. 4.2.- En un matraz Engler (seleccionado según el grupo al que pertenezca la muestra según la norma), agregue la muestra con cuidado de que nada de líquido pase al tubo de vapores. 4.3.- Coloque un tapón al matraz que sirva a la vez de apoyo para el termómetro que se debe colocar tal y como lo especifica la norma (referencia de la parte baja del tubo de vapores debe coincidir con el inicio del hilo de mercurio, y lograr una posición perpendicular del instrumento). 4.4.- Coloque el matraz en el equipo de tal forma que la distancia del tubo de vapores que no entre al equipo este dentro del rango que especifica la norma. 5.1.- Coloque el cilindro de tal forma que el tubo de cobre del equipo de destilación quede de forma más o menos concéntrica, garantizando así la localización precisa de la salida de la primera gota. 5.2.- El experimentador encargado debe hacer una señal de alerta al que se encarga de tomar las medidas de temperatura, para que registre la temperatura a la cual se dio el hecho, valor que se registra como el punto inicial de ebullición.

Nota: La norma recomienda verificar el tiempo transcurrido desde que se enciende la resistencia hasta la visualización de la primera gota sea entre 5 a 10 min. 6.Medición de las 6.1.- Una vez que se registra el punto inicial de ebullición, debe Temperaturas a distintos pegar a las paredes del recipiente el tubo de cobre, garantizando así porcentajes recuperados. una lectura mas eficiente de los porcentajes (se evita que la caída de líquido afecte las mediciones).

16




6.2.- Conforme se alcancen los porcentajes requeridos se indica al experimentador que se encarga de leer las temperaturas, que registre los valores correspondientes.

Nota: La norma recomienda verificar que la rata de condensación sea de 4 a 5 ml por minuto.

7.- Medición del punto final

7.1.- Cuando se alcance el 95 % de recuperado, se debe aumentar la resistencia al valor suministrado por el profesor.

Nota: La norma recomienda verificar que desde que se aumenta la resistencia, hasta el instante en el cual se registra el punto final, no debe ser mayor a 5min.

8.- Medición del porcentaje 8.1.- Registre el volumen obtenido y verifique el valor obtenido 2 recuperado min después. 8.2.- Repita la acción anterior, hasta que dos lecturas coincidan.

9.- Medición del Porcentaje 9.1.- Con mucho cuidado, mida el residuo que queda en el matraz de residuo Engler después de la experiencia 10.- Limpieza instrumentos

de

los

10.1.- Todos los equipos utilizados, deben ser lavados con alcohol. 10.2- Guarde el equipo en el horno.

RESULTADOS Y DISCUSIONES Datos experimentales. 

Datos generales: 17

Muestra: Kerosén Presión Atmosférica [Pa]: 758 mmHg Temperatura Ambiente [Ta]: 23 ºC 

Método de ensayo normalizado ASTM D-287: Tabla N.1: Temperatura y gravedad ºAPI de la muestra analizada

Temp. de la muestra antes de la medición [Tma] (ºC)

Gravedad API (ºAPI)

Temp. de la muestra después de la medición [Tmd] (ºC)

24

39

24

Fuente: La temperatura fue medida con un termómetro de mercurio de precisión de 1 ºC, la gravedad ºAPI fue medida con un Higrómetro de precisión 1ºAPI, con las especificaciones establecidas en la norma ASTM D-287. 

Método de ensayo normalizado ASTM D-86: Tabla N.2: Temperatura de los vapores del destilado Vs. volumen recuperado

Volumen recuperado [Vr] (ml)

Temperaturas [T] (ºC)

Punto inicial de ebullición 5 10 15 20 30 40 50 60 70 80 85 90 95 Punto final de ebullición

155

Porcentaje Recuperado [PRC] (%) Porcentaje Residuo [PRS] (%) Porcentaje Perdidas [L] (%)

97

161 169 178 184 189 197 206 215 226 239 247 256 271 276 1,5 1,5

Fuente: Las temperaturas fueron medidas con un termómetro de mercurio de precisión de 1 ºC, los volúmenes del kerosén recuperado fueron medidos con un cilindro graduado marca KIMAX graduado de 100 ml y precisión 1ml

Resultados y discusiones.

18

Grafico Nº1: Curvas de las temperaturas ASTM D-86, TBP Y EFV vs el %Evaporado. 550

500

F º ( 450 a r u t a 400 r e p m e 350 T ASTM D-86 TBP

300

EFV

250 0

20

40

60

80

100

%Evaporado

Tabla N.5: Temperaturas ASTM D-86, TBP y EFV para10%, 30%, 50 %, 70% y 90% de evaporados Temperatura (ºF) [T] Temperatura (ºF) [T] Temperatura (ºF) [T] %Evaporados de ASTM D-86 de TBP de EFV 10 30 50 70 90

332 371 401 436 494

289 353 401 451 519

354 377 393 411 441

Por medio de la grafica #1 se observa experimentalmente que a medida que aumenta la temperatura también aumenta proporcionalmente el % evaporado lo que demuestra que en la fracción de crudo analizada existen varios tipos de hidrocarburos que van desde livianos a pesados. Aproximadamente cuando ocurre un 50% evaporado las temperaturas son cercanas para las tres curvas ya que es el punto medio de la mezcla y es el punto de donde parten los cálculos por correlaciones de las otras curvas. Se logra apreciar que el punto inicial de ebullición (IBP) para TBP es menor que el IBP de ASTM y este a su vez es menor que el IBP de EFV además se aprecia que el punto final de ebullición (EP) de TBP es mayor que el de ASTM y este es mayor que el EP de EFV. Se observa que la curva ASTM se podría ver como un promedio de las curvas TBP y EFV debido a que la destilación en este ensayo contiene una etapa de equilibrio y el único reflujo es solo una parte de condensado que se forma en la parte superior del matraz lo cual permite la destilación de sus componentes uno a uno en orden creciente según sus puntos de ebullición. Con los valores que se obtienen se puede guiar el analista acerca de el comportamiento de la fracción analizada que es el kerosén, ya que el esta compuesto por una diversa gama de hidrocarburos de diferentes pesos. Como se puede observar las curvas de destilación en los tres ensayos el comportamiento fue ascendente debido a que los livianos son más volátiles y necesitan menos energía

19

que los compuestos mas pesados. Para la ASTM D-86 tenemos un rango de (332 - 494) ºF, para la TBP observamos un rango de (289 - 519) ºF y para la EFV se tiene rangos de (354 - 441) ºF

Tabla N.6: Propiedades críticas y pseudo críticas, factor acéntrico, gravedad ºAPI VABP, MABP, CABP, WABP y MeABP

Temperatura crítica [Tc] (ºF) Temperatura pseudo crítica [Tpc] (ºF) Presión crítica [Pc] (psia) Presión pseudo crítica [Ppc] (psia) Gravedad ºAPI corregida Factor Acéntrico Volumetric average boiling point [VABP] (ºF) Weight average boiling point [WABP] (ºF) Cubic average boiling point [CABP] (ºF) Mean average boiling point [MeABP] (ºF) Molal average boiling point [MABP] (ºF)

758 735 429 363 37,88 0,41 407 411 403 396 389

Fuente: Los valores de esta tabla fueron calculadas con correlaciones y monogramas dados d e la technical data book que se encuentran en el apéndice.

Para el control de procesos en refinerías es necesario conocer las propiedades críticas como son la temperatura y presión ya que son una fuente para determinar bajo que condiciones se puede operar óptimamente en el proceso en el que este involucrado este hidrocarburo. De acuerdo a la teoría con ºAPI=37,88 se puede decir que el kerosén es un compuesto liviano en comparación con el crudo, El factor acéntrico es un factor que indica esfericidad por lo tanto el valor obtenido de 0,41 se traduce en que el kerosén no tiene átomos esféricos

Tabla N.7: Relación C/H, factor de Watson, punto de Anilina y peso molecular. Relación C/H 6,75 Factor Watson

11,34

Punto de anilina (ºF)

109

Peso molecular (g/mol)

155

Fuente: Estos valores fueron tomados de los monogramas dados p or la Technical data book que se encuentran el apéndice

La relación carbono/hidrogeno es relativamente alta lo que indica que presenta un alto grado de instauración. El factor de Watson y el punto de la anilina nos indican que tiene un bajo contenido de compuestos aromáticos y que tiene bajo poder como disolvente ante plásticos, gomas, etc. Además este factor evidencia que se trata de un compuesto de base Naftenica y según W.L, Nelson se encuentra dentro del rango del peso molecular para los Kerosenes.

CONCLUSIONES 20

A partir del trabajo realizado en el laboratorio se puede concluir: La caracterización del crudo por el ensayo ASTM D-86 permite caracterizar una fracción de crudo con cierto grado de precisión, para su efecto existen otros Métodos los cuales son el TBP y EFV en las que también se pueden confiar por resultados aproximados. El método EFV presenta una gran confiabilidad en sus resultados ya que posee un alto rango en lo que presenta un punto de ebullición. La gravedad API medida al kerosén indica que es una fracción liviana y eso coincide con textos y guías de referencia. La base del kerosén es nafténica según el factor de Watson. El factor acéntrico según su resultado indica que el kerosén no pose átomos esféricos. El punto de anilina nos indica el grado de aromaticidad, su rango es equitativo. El factor Watson nos dice la base del crudo presentando esta una base nafténica. La relación carbono – hidrógeno predice que posee tanta instauración como saturación ya que su grado de la relación se encuentra en el intermedio del rango comparativo. El cambio de color de la muestra se debe a que los derivados del petróleo se necesitan diferenciar, lográndose esto mediante una adición de pigmentos, los cuales no deben ser volátiles para evitar una posible confusión en el traslado o desembarque de una carga de querosén o cualquier otro derivado. En la destilación estos pigmentos quedan en el residuo junto con las impurezas de la muestra. El kerosén se le puede dar su uso comercial empleándose en combustible para aviones llamado Turbosene y también puede ser usado para trabajos ordinarios los cuales necesitan la presencia de un combustible después de tener un procesamiento previo.

RECOMENDACIONES 21



La fracción de crudo analizada debe estar lo menos contaminada posible para así obtener en porcentaje de recuperado lo mayor posible.  Los aparatos y equipos en los cuales esta involucrado el proceso debe estar operando lo más eficientemente posible para obtener unos resultados esperados.  La termocupla no debe hacer contacto con la fracción de crudo a utilizar.  Evitar el contacto excesivo con la mesa de trabajo ya que podría ocasionar imprecisión al momento de hacer la medición y por ende de tomar la temperatura.  Tomar todos los correctivos necesarios con respecto al equipo, esto involucra salida, fluido, etc., verificar las fallas que son fugas, derrames, averías, e tc.  Se debe hacer el mantenimiento preventivo de los equipos para el proceso para estudios posteriores sean de resultados óptimos.  La termocupla no debe hacer contacto con la fracción de crudo a utilizar. De forma general, se debe seguir con cuidado y sin obviar ningún paso lo recomendado por la ASTM para cada ensayo. De igual manera los equipos usados en la práctica deben ser los especificados por las normas estandarizadas para garantizar los resultados y evitar en lo posible errores causados por inoperancia o por el uso inadecuado de los equipos.

22

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS. 

Perry, R. H. y Green, D. W. Manual del Ingeniero Químico, 7ma. Edición  Treybal, Robert. Operaciones de Transferencia de Masa. Editorial Mc. Graw Hill. Segunda Edición. México. 1988.  American Society for Testing and Materials. Book of ASTM Standards. Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products ASTM D 86.  American Society for Testing and Materials. Book of ASTM Standards. Standard Test Method ASTM D 287.  http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo.shtml  http://www.wikipedia.com/kerosene/propiedades

23

APÉNDICE 1. Cálculos preliminares. 1.1. Cálculo de la gravedad ºAPI corregida a 60 ºF para el ensayo ASTM – 287. Para calcular la gravedad corregida a 60 ºF, se entra en la tabla N º5 con la gravedad ºAPI medida en el laboratorio a la temperatura ambiente y se toma el valor de la ºAPI a 60 ºF. ºAPI medido en el laboratorio = 39 ºAPI Temp. Ambiente = 24 ºC Entrando en la tabla Nº5 ---- ºAPI corregida = 37,88 ºAPI

1.2. Cálculos preliminares para temperaturas para la norma ASTM –D86: 1.2.1. Temperaturas de la prueba de ºC @ ºF. T (ºF)= (1.8 x T (ºC)) + 32 Para T = 226 ºC a 70 ml. Vr : T (ºF)=(1.8 x 226.0) + 32 = 438.8 ºF

1.2.2. Corrección de las temperaturas por presión atmosférica diferente a 760 mmHg. T760= T p + 0.00012 x (760-P)·(460+ T p) Donde: T p= Temperatura a corregir (ºF) P= Presión atmosférica medida en el laboratorio (mmHg) Para T= 438.8 a 70 ml Vr: T760= 438.8 + 0.00012 x (760 – 758)·(460 + 438.8) = 439.02 ºF 1.2.3.

Corrección de las temperaturas por perdidas. T = T L +

((T H

− T L ) * ( R − R L ))

( R

H

− R L )

Donde: T= Temperatura de porcentaje evaporado R= % recuperado R H= % Recuperado adyacente y más alto que R, (R ↑+Lc) TH= Temperatura a R H R L= % Recuperado adyacente y más bajo que R, (R ↓+ Lc) TL= Temperatura a R L

1.2.3.1. Cálculo de las Pérdidas corregidas. Lc = A.L+ B Donde: Lc= Perdida corregidas L= Perdida medida en el laboratorio A y B= Constantes de la tabla Nº6 ASTM-D86 Para P = 758 mmHg → A = 0,9714 y B = 0,0142 Lc = 0,9714(1,5) + 0,0142 = 1,4713 ml

24

1.2.3.2. Cálculos de los porcentajes evaporados. Pe= Pr + Lc Donde: Pe = Porcentaje evaporado Pr = Porcentaje recuperado Lc = Pérdidas corregidas. Para 70% recuperado: Pe = 70 %+ 1,4713 = 71,4713 %

Cálculo de las temperaturas corregidas por pérdidas a porcentajes evaporados.

1.2.3.3.

T = T L +

((T H

− T L ) * ( R − R L ))

( R

H

− R L )

Para 70 % Evaporado: R = 70 ; R H = 70 + 1,4713 = 71,4713 ; TH = 439,015712 ºF ; R L= 60 + 1,4713 = 61,4713 ; TL= 419,21096 ºF T 70% Evap .

1.2.4.

= 419 ,21 +

(( 439 ,02

− 419 ,21) * (70 − 61,43 )) = 436 ,10 º F ( 71,43 − 61,43 )

Corrección de las temperaturas que excedan los 475 ºF por craqueo. T corregida = 10 (-1.587 + 0.004735.T) + T Para 90 % recuperado: T corregida = 10 (-1.587 + 0.004735x 488,26) + 488,26 = 493,57 ºF

2. Cálculo de la curva TBP. Usando la figura 3A1.1 se entra en el eje X con la T50% Evap. ASTM-D86, se entra y se intercepta la curva y le lee en el eje Y el valor correspondiente a ∆F50%; donde sumado con el valor de T50% Evap. ASTM-D86 obtenemos TBP50%. T(50%) Evap ASTM-D86 = 400,62 ºF El valor del ∆F(50%) = 0 TTBP 50%= T50% Evap. ASTM D-86 + ∆F(50%) TTBP50% = 400,62 + 0 = 400,62º F Luego calcula la diferencia entre las T(50%-30%) ASTM D-86, se entrar en el eje X, se intercepta la curva correspondiente al 30% a 50%, luego se puede leer en el eje Y el valor correspondiente de la diferencia entre las ΔTTBP(30%-50%), con este valor se utiliza la siguiente formula para hallar la TTBP al porcentaje deseado: TTBP 30%= TTBP 50% - ∆ TTBP (30% - 50%) ∆TASTM (30% - 50%) = 29,55 ºF;

25

Entrando a la grafica se obtiene el ∆TTBP = 48 ºF Entonces: TTBP 30% = 400,62 - 48 = 352,62º F NOTA: esto es valido para un solo rango de temperatura específico

3. Cálculo de la curva EFV. Se calcula la pendiente de la curva ASTM D-86 entre (10 – 70)% de evaporación y con este valor se entra a la fig. 3B1.1 se intercepta la curva correspondiente al valor obtenido de la pendiente, se lee en el eje Y para obtener el valor de ∆F. A este valor se suma a la temperatura 50% Evaporación ASTMD86 para obtener TEFV 50% m(10 −70 )% =

436 ,10184 − 332 ,15273 70 − 10

⇒ m(10 −70 )% = 1,73

º F %

∆ F = −8 T EFV 50% = T ASTM _ D − 86 + ∆ F 50%

= 400 ,62 − 8 TEFV 50%= 392,62 ºF T EFV 50%

Luego halla la diferencia entre las temp. ASTM-D86 de 30% y 50% evap. y entrar en el eje x de la fig. 3B1.2 y cortar la curva “30% a 50%”, se traza la perpendicular hacia el eje y, lea el valor de la diferencia entre las Temp. EFV de 30% y 50% evap. y con este valor utilice la siguiente formula para hallar la TEFV 30%: TEFV 30%= TEFV 50% - Δ TEFV ∆TASTM(30% a 50%) = 29,5 ºF; entrando a la grafica se obtiene el ∆TEFV = 16 ºF Entonces: TEFV 30%= 392,62 - 16 = 376,62º F

4. Cálculo de VABP, MABP, CABP, MeABP. Con la formula siguiente se calcula el VABP: VABP =

T ASTM @ 10% + T ASTM @ 30% + T ASTM @ 50% + T ASTM @ 70% + T ASTM @ 90%

5

=    VABP= 406,70 ºF VABP

332 ,15273

+ 371,07524 + 400 ,62299 + 436 ,10184 + 493 ,56830   5 

Se calcula pendiente entre el (10-90)% de Evaporación. para las TASTM D-86. Se entra con la pendiente en la figura 2B1.1 y se intercepta las curvas WABP, CABP, MABP y MeABP en el valor de VABP, se trazan las respectivas perpendiculares y se lee en el eje Y se toma el valor de las correcciones que sumadas al VABP proporcionara los valores correspondiente a WABP, CABP, MABP y MeABP m( 90 −10 )% =

493 ,56830 − 332 ,15273 90 − 10

⇒ m( 90 −10 )% =

2,02

º F %

∆FMABP= -18 ºF , ∆FWABP= 4 ºF , ∆FMeABP= -11 ºF , y ∆FCABP= -4 ºF 26

Al tomar las correcciones se le suma a VABP = 406,70 ºF y se dan los valores correspondientes a WABP, CABP, MABP y MeABP entonces: WABP = VABA + ∆ F WABP ⇒ WABP =

( 406,70 + 4 ) ⇒ WABP = 410,70º F

MABP = VAPB + ∆ F MABP ⇒ MABP =

( 406,70 − 18) ⇒ MABP = 388,70º F

CABP = VABP + ∆ F CABP ⇒ CABP = ( 406 ,70 − 4) ⇒ CABP =

402 ,70 º F

MeABP = VABP − ∆ F MeABP ⇒ MeABP = ( 406 ,70 −11) ⇒ MeABP = 395 ,70º F

5. Cálculo de las propiedades criticas del Kerosén utilizado en la práctica. 5.1. Calculo de la temperatura crítica. En el nomograma 4A1.2 con ºAPI= 37,88 y WABP = 410,70 ºF al unir los puntos se tiene: Tc = 758 ºF

5.2.

Cálculo de la Temperatura Pseudo crítica. En el nomograma 4A1.2 con ºAPI = 37.5 y MABP = 388,70 ºF al unir los puntos se tiene: Tpc = 735 ºF

5.3.

Cálculo de la Presión pseudo crítica. En el nomograma 4B1.2 y con ºAPI= 37,88 y MeABP= 395,70 ºF se obtiene al unir los puntos Ppc= 363 psia

5.4.

Calculo de la Presión crítica. En el nomograma con la relación

T C ( R) T PC ( R )

=

1217 ,67 1194 ,67

= 1.019

y Ppc = 363 psia se obtiene al

unir los puntos Pc = 429 psia

6. Cálculo del factor acéntrico. En la figura 2B2.3, con la Tpc, MABP y Ppc; se traza la trayectoria indicada en la figura y se obtiene ω= 0,41

7. Cálculo de la relación C/H, peso molecular, punto de anilina y factor de Watson. De la figura 2B2.1 con ºAPI = 37.88 y MeABP = 395,70 ºF al unir los puntos correspondientes se obtienen los siguientes valores: C/H = 6,75 Peso molecular = 155 g/mol Punto de Anilina = 109 F Factor de Watson = 11.34 K

27

28

Practica#1.Lab de Ope2

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