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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES
PSEUDOCRÍTICAS DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL
PETRÓLEO
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO
PRESENTA:
MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA
DIRECTOR DE TESIS: DR. GUSTAVO JESÚS MARROQUÍN SÁNCHEZ
CIUDAD DE MEXICO SEPTIEMBRE 2016
SEP L:scuda Sup.:rior de lngeni0ría Química e Jndustria.s l'.xlnlcLÍV<b . :
SECRETARIA DE
EDUCACIÓN 1'0BUCA
Instituto Politécnico Nacional ,. ·.
Dt:PAR IAVlléNTO DL LV,'\U iM'ION Y S!Jil.llMll NTO :\C:\Dif\11l'O ·
T-066-16
Al C. Pasante: MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA
Boleta: 2010320215
1
8;w" ANOS IPN
Ciudad de México, 16 de agosto del 2016.
Carrera: IQP
Generación: 2009-2013
Mediante el presente se hace de su conocimiento que la Subdirección Académica a través de este Departamento
autoriza que el C. Dr. Gustavo Jesús Marroquín Sánchez. sea asesor en el tema que propone usted desarrollar
como prueba escrita en la opción Tesis Individual, con el título y contenido siguiente:
"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo".
Resumen. Introducción. Objetivos.
1.- El petróleo y sus productos. 11.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos.
111.- Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión pseudocrítica (Tc,Pc). IV.- Desarrollo experimental. V.- Análisis de resultados.
Conclusiones. Bibliografía. Anexos.
Se concede un plazo máximo de un año, a partir de esta fecha, para presentarlo a re asignado.
Dr. J e\ anchez Minero Presidente de la Academia de
Conocimientos Científicos.
c.c.p.- Evaluación y Seguimiento Académico c.c.p.- Control Escolar CRG/rcr
~~1 1
Dr. Gustavo Je ' Direct e esis
Ced. Pro. 6984596
~ G7~~~72 ;t/ lng. Víctor Manuel Feregrino Hernández
Subdirector Académico
SEP SECRETARÍA DE
EDUCACIÓN PÚBLICA
T-066-16
Al C. Pasante: MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA PRESENTE
hcucla Sureri<lr de lngc~Hcria ()uímica é Indw;tria' Lxlractiva> · : Instituto Politécnico Nacional ~~
DLPARTAMLN 1 ()DI LV :\LlL\CION Y SH¡{ !!Mil NTO t\C,\DL'VIICO :
8;~. ANOSIPN
Ciudad de México, a 16 de agosto de 2016
Boleta: 201032021S
Carrera: IQP
Generación: 2009-2013
Los suscritos tenemos el agrado de informar a usted, que habiendo procedido a revisar el borrador de la
modalidad de titulación correspondiente denominado:
"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo".
encontramos que el citado Trabajo de Tesis Individual, reúne los requisitos para autorizar el Examen Profesional y
PROCEDER A SU IMPRESIÓN según el caso, debiendo tomar en consideración las indicaciones y correcciones que al
respecto se le hicieron.
Dr. Gustavo Jesús 1er.
c.c.p.- Expediente CRGfrcr
Atentamente JURADO
Dr. Guillermo Centeno No/asco 2° Vocal
----------------,..¡ ( .
'·
Secretario
/ng. Jem:f.~ez Rodríguez 3er. Vocal
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AGRADECIMIENTOS
Este trabajo de tesis está dedicado con mucho cariño y respeto a las siguientes personas:
Madre, Padre, Leonarda, Wenceslao, Lucero, Yesenia, Rosario, Eloina, Anahí, Jovita,
Roselia, Raúl, Humberto, Sergio, Montserrat, Katia, Alejandro, Jesús, Leonardo y
Alondra, familia que siempre me ha apoyado en cualquier momento y en todas las etapas
de mi vida... Gracias.
A mi madre por ser la mujer fuerte y maravillosa que es.
A mi padre por su incondicional apoyo y entrega a su familia.
A mis hermanas por su cariño y paciencia.
A mis abuelos, Leonarda y Wenceslao por saber hacer de su familia, la mejor que hubiese
podido existir.
A mis amigos Ana, Esbeydy, César y Juan por acompañarme durante esta enorme
aventura de la carrera profesional.
A mis amigos Karla, Nadine, Noemí y Matuz por sus consejos y apoyo.
Al Doctor Gustavo Marroquín Sánchez por haber aceptado ser el asesor de este trabajo,
por su gran apoyo, paciencia y facilidades para que esta tesis pudiera convertirse en una
realidad.
Al Ingeniero Mauricio Chillón ✞ por ser un gran amigo, una persona admirable y por
ayudarme siempre en todo lo que pudo, mil gracias en donde quiera que esté.
Sonia, Tamara gracias por ayudarme y por ser excelentes personas.
A mis sinodales, por sus buenos comentarios y críticas constructivas hacia este trabajo.
A la ESIQIE por haberme formado de manera profesional y darme una carrera para poder
enfrentarme al mundo, al IPN por abrirme sus puertas al estudio y al aprendizaje.
Cuanto mayor sea el esfuerzo, mayor es la gloria – Pierre Corneille
El éxito es aprender a ir de fracaso en fracaso sin desesperar – Winston Churchill
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ÍNDICE Página
RESUMEN INTRODUCCIÓN OBJETIVOS
I III VI
I.- El petróleo y sus productos
1.1 Breve historia del petróleo 1.2 Origen del petróleo 1.3 Definición de petróleo 1.4 Importancia del petróleo 1.5 Breve descripción de una refinería 1.6 Composición elemental del petróleo 1.7 Productos derivados del petróleo
1.7.1 Gasolinas 1.7.2 Turbosina 1.7.3 Querosina 1.7.4 Diesel
1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA)
1 3 4 4 5 7 7 8
11 12 12 14
II.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos
2.1 Temperatura de ebullición 2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones 2.3 Temperaturas promedio de ebullición 2.4 Cálculo de las temperatura promedio de ebullición
2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica)
2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media Gravimétrica)
2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar) 2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media
Volumétrica Cúbica) 2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio
Medio)
15 15 16 16
16
16 17
17
18 2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio 2.6 Densidad 2.7 Gravedad específica y gravedad API 2.8 Factor de caracterización
2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP 2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW 2.8.3 Factor de caracterización
2.9 Masa molecular
18 20 22 23 24 24 25 25
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2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo 2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros
2.11.1 Método de la ecuación cuadrática 2.11.2 Método Riazi – Daubert 2.11.3 Método Lee – Kesler 2.11.4 Método UOP – 375
2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados 2.12.1 Método Riazi – Daubert 2.12.2 Método ASTM D2502
26 26 26 27 28 29 29 29 30
III.- Propiedades pseudocríticas:temperatura pseudocrítica, presión pseudocrítica (Tc, Pc)
3.1 Predicción de temperatura y presión críticas 3.1.1 Métodos Riazi – Daubert1 3.1.2 Correlaciones Riazi – Daubert4 3.1.3 Correlaciones Riazi – Daubert5 3.1.4 Método Lee – Kesler 3.1.5 Método Cavett 3.1.6 Método Winn – Mobil 3.1.7 Correlaciones de Tsonopoulos 3.1.8 Correlaciones Vetere 3.1.9 Correlaciones Sancet 3.1.10 Correlaciones Mohamad 3.1.11 Correlaciones Twu
3.2 Correlaciones para estimar temperatura pseudocrítica 3.2.1 Correlación Eaton – Porter 3.2.2 Correlación Cavett 3.2.3 Correlación Lee – Kesler 3.2.4 Correlación Riazi – Daubert 3.2.5 Correlación Brule 3.2.6 Correlación de Roess 3.2.7 Ecuación API
3.3 Correlaciones para estimar presión pseudocrítica 3.3.1 Correlación Lee – Kesler 3.3.2 Ecuación API
32 33 34 34 35 35 36 37 37 38 39 39 40 40 41 41 41 42 42 43 44 44 45
3.4 Procedimientos gráficos para estimar temperatura y presión pseudocrítica
3.4.1 Gráfica de Nelson 46 46
3.5 Procedimientos gráficos para estimar temperatura pseudocrítica 3.5.1 Gráfica Eaton Porter 3.5.2 Gráfica API 3.5.3 Gráfica de Nelson
3.6 Procedimientos gráficos para estimar presión pseudocrítica 3.6.1 Gráfica API 3.6.2 Gráfica API (2)
47 47 48 49 50 50 52
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IV.- Desarrollo experimental 4.1 Muestreo y caracterización de corrientes de hidrocarburos
4.1.1 Densidad ASTM 4.1.2 Azufre ASTM 4.1.3 Destilación ASTM
4.2 Propiedades de corrientes de hidrocarburos 4.3 Comportamiento de las curvas de destilación de los hidrocarburos
caracterizados
53 53 54 54 54
57
V.- Análisis de resultados 5.1 Resultados experimentales de la caracterización
5.1.1 Densidad 5.1.2 Gravedad específica 5.1.3 Curva de destilación 5.1.3.1 Temperaturas de ebullición de naftas y gasolinas 5.1.3.2 Temperaturas de ebullición de querosinas y diesel 5.1.3.3 Temperaturas de ebullición de gasóleo ligero
5.2 Desarrollo del programa 5.2.1 Temperaturas promedio 5.2.2 Masa molecular
5.3 Propiedades pseudocríticas: temperatura y presión 5.4 Propiedades pseudocríticas de naftas y gasolinas 5.5 Propiedades pseudocríticas de querosinas 5.6 Propiedades pseudocríticas de combustible diesel 5.7 Propiedades pseudocríticas de gasóleo ligero primario 5.8 Comportamiento de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos 5.9 Propiedades críticas de compuestos puros y comparación con los
productos del petróleo 5.10 Aplicación de las propiedades pseudocríticas
60 61 61 62 63 63 63 64 64 69 70 70 72 74 76 77
82 85
Conclusiones Bibliografía Anexo A Métodos ASTM para destilación de petróleo y sus fracciones Anexo B Métodos ASTM para densidad de petróleo y sus derivados Anexo C Método ASTM para estimación de masa molecular Anexo D Resultados de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de productos del petróleo
86 88
91
102 106 108
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ÍNDICE DE FIGURAS Página
Figura 1. Esquema general de una refinería. 6
Figura 2. Presiones y temperaturas pseudocríticas de fracciones del
petróleo e hidrocarburos.
46
Figura 3. Gráfica para temperatura pseudocrítica de petróleos. 47
Figura 4. Gráfica para temperaturas pseudocríticas de fracciones del
petróleo.
48
Figura 5. Masas moleculares, temperaturas pseudocríticas, factores de
caracterización y gravedad API de fracciones del petróleo.
49
Figura 6. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del
petróleo.
51
Figura 7. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del
petróleo.
52
Figura 8. Curva de destilación de naftas y gasolina Magna. 58
Figura 9. Curva de destilación de las querosinas. 58
Figura 10. Curva de destilación de los combustibles diesel. 59
Figura 11. Curva de destilación de los gasóleos ligeros primarios. 59
Figura 12. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de las temperaturas promedio, masa molecular y factor de caracterización.
65 Figura 13. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades
pseudocríticas (1).
65 Figura 14. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades
pseudocríticas (2).
66 Figura 15. Imagen del programa de cómputo en el resumen de los valores
calculados de las propiedades pseudocríticas.
66 Figura 16. Comportamiento de la temperatura pseudocrítica de
hidrocarburos.
80
Figura 17. Comportamiento de la presión pseudocrítica de hidrocarburos. 81
Figura 18. Gráfica para la determinación de masa molecular. 107
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ÍNDICE DE TABLAS Página
Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861. 3
Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería. 5
Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo. 7
Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería. 7
Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas. 10
Tabla 6. Especificaciones de la turbosina. 11
Tabla 7. Especificaciones del diesel. 13
Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA. 14
Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del
petróleo.
22
Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo. 26
Tabla 11. Intervalo de propiedades físicas para correlación de Roess. 43
Tabla 12. Intervalo de propiedades físicas de ecuación API para Tc. 44
Tabla 13. Intervalo de propiedades físicas para grafica API. 50
Tabla 14. Resultados de caracterización de gasolinas y querosinas. 55
Tabla 15. Resultados de caracterización de combustible diesel y gasóleo
ligero primario.
56
Tabla 16. Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados. 67
Tabla 17. Masas moleculares de los derivados del petróleo
caracterizados.
69
Tabla 18. Resumen de correlaciones. 82
Tabla 19. Composición de productos del petróleo. 83
Tabla 20. Comparación de propiedades pseudocríticas. 84
Tabla 21. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 1. 109
Tabla 22. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 2. 110
Tabla 23. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 3. 111
Tabla 24. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Magna 1. 112
Tabla 25. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 1. 113
Tabla 26. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 2. 114
Tabla 27. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 3. 115
Tabla 28. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 1. 116
Tabla 29. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 2. 117
Tabla 30. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 3. 118
Tabla 31. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 1. 119
Tabla 32. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 2. 120
Tabla 33. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 3. 121
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I
RESUMEN
En este trabajo se realizó una extensa revisión en la literatura sobre las
correlaciones disponibles para calcular las temperaturas y presiones
pseudocríticas de corrientes de hidrocarburos del petróleo (naftas, gasolinas,
querosinas, diesel y gasóleo ligero primario) que fueron muestreadas en diferentes
refinerías de México.
Los productos del petróleo se caracterizaron en el laboratorio y se determinaron la
densidad, gravedad API, destilación atmosférica (curva de destilación) y el
contenido de azufre.
Se desarrolló un programa de cómputo en Microsoft Excel en el cual se
programaron las correlaciones para calcular la masa molecular, gravedad API y
las temperaturas promedio (VABP: Volume Average Boiling Point, WABP: Weight
Average Boiling Point, MABP: Molal Average Boiling Point, CABP: Cubic Average
Boiling Point y MeABP: Mean Average Boiling Point), utilizando valores
experimentales tales como la densidad absoluta, la gravedad especifica (sg), el
peso específico (20/4ºC) y la curva de destilación ASTM D86. Posteriormente en
el mismo programa de cómputo Excel se programaron las diferentes correlaciones
reportadas en la literatura para el cálculo de las propiedades pseudocríticas
(temperatura: Tc y presión: Pc) para las corrientes de hidrocarburos desde
gasolina hasta gasóleo ligero primario, en las cuales se utilizaron las propiedades
previamente calculadas de acuerdo con el tipo de correlación.
De los cálculos de las propiedades pseudocríticas se obtuvieron los valores
promedio, mínimos, máximos y aquellos que presentaron valores repetitivos, así
como las correlaciones más adecuadas para calcular las propiedades
pseudocríticas de cada tipo de hidrocarburo.
Con base en lo anterior, se encontró que para naftas las correlaciones aplicables
con mayor grado de confiabilidad para el cálculo de temperatura pseudocrítica
son: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4, Vetere,
Mohamad, Eaton Porter, Cavett para Tc, Lee Kesler para Tc, Riazi Daubert para
Tc, Roess, y API para Tc. Mientras que para gasolina Magna son mejores las
correlaciones de Riazi Daubert5, Lee – Kesler, Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y
Twu.
Para querosinas, las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi
Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton
Porter, Cavett para Tc, Riazi Daubert para Tc, Brule y API para Tc,
IPN ESIQIE
II
son las que se pueden aplicar con confiabilidad para calcular temperaturas
pseudocríticas de estos derivados del petróleo.
Por otro lado, para el cálculo de temperaturas pseudocríticas de los combustibles
diesel las correlaciones recomendables son: Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,
Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu y Lee Kesler para Tc.
Las correlaciones apropiadas para calcular las temperaturas pseudocríticas para
gasóleos ligeros primarios son las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert3
y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad,
Twu así como Eaton Porter, Lee Kesler para Tc Riazi Daubert para Tc y Brule.
También se tienen algunas correlaciones que por los valores obtenidos se
consideran no confiables para calcular temperatura pseudocrítica, por ejemplo,
para naftas y gasolina Magna las correlaciones menos recomendadas son: Sancet
(valor mínimo) y Brule (valor máximo); para querosinas, combustibles diesel y
gasóleo ligero primario (GLP) no son recomendadas las correlaciones de Sancet
(valor mínimo) y Riazi Daubert4 (valor máximo), para combustible diesel se incluye
también como no recomendable la correlación de Roess.
Por otro lado, para la presión pseudocrítica, todas las correlaciones reportadas
pueden ser utilizadas para el cálculo de esta propiedad con las que se obtienen
valores confiables para cada tipo de hidrocarburos. La única correlación que no
presenta valores repetitivos con ningún otro dato obtenido de los diferentes
hidrocarburos es la correlación de Sancet y no es confiable para determinar la
propiedad pseudocrítica.
Se realizó una comparación con valores de propiedades críticas de hidrocarburos
puros, los cuales están presentes en las muestras estudiadas de productos del
petróleo. Se encontró que la temperatura pseudocrítica y la presión pseudocrítica
de las muestras de gasolina, nafta, querosina, combustible diesel y gasóleo ligero
primario se encuentran dentro del intervalo de los valores reportados en la
literatura para los hidrocarburos puros, por lo que se confirma que las propiedades
pseudocríticas obtenidas mediante las correlaciones y métodos matemáticos
estudiados son datos confiables.
En caso de no disponer de algún equipo o procedimiento experimental en un
laboratorio, las correlaciones que presentaron repetibilidad, pueden ser
recomendadas para ser aplicadas a productos del petróleo elaborados en México
y así obtener datos confiables de las propiedades pseudocríticas: temperatura
pseudocrítica y presión pseudocrítica.
IPN ESIQIE
III
INTRODUCCIÓN
La caracterización física y química del petróleo y sus productos es una actividad
importante para conocer la calidad de los hidrocarburos. A nivel mundial los
diversos petróleos se producen, transportan, comercializan o refinan con base en
la naturaleza química ó al tipo de petróleo, es decir, si estos son parafínicos,
nafténicos o aromáticos, o también si estos contienen concentraciones diferentes
de contaminantes tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, metales y asfaltenos [1].
El tipo de petróleo y sus propiedades definirán el uso hacia la producción de los
diversos productos o condiciones de operación para obtener los diferentes
combustibles. Los procesos usualmente utilizados para el mejoramiento de la
calidad de los productos de la destilación primaria del petróleo para elaborar los
combustibles son los procesos de hidrotratamiento catalítico, tales como la
hidrodesulfuración,.hidrodesnitrogenación,.hidrodesoxigenación,.hidrodesmetalización
hidrogenación e hidrodesintegración [1].
La calidad de las cargas a los diversos procesos y de los productos derivados se
cuantifica mediante la aplicación de técnicas de caracterización como los métodos
ASTM: American Society for Testing and Materials, UOP: Universal Oil Products,
IP: Institute of Petroleum, EPA: Environmental Protection Agency, etc., los cuales
son aplicados en los laboratorios de caracterización del petróleo o sus productos.
Las propiedades fundamentales del petróleo y sus productos determinadas en el
laboratorio son la densidad, gravedad API, contenido de azufre, contenido de sal,
viscosidad, azufre mercaptánico, punto de fluidez, índice de refracción, punto de
congelamiento, temperaturas de ebullición, curvas de destilación, etc. Estas
propiedades se obtienen siguiendo el procedimiento estandarizado del método
respectivo, en donde se utilizan equipos o accesorios para medir la propiedad. Sin
embargo, cuando no se dispone del equipo experimental, se emplean otros
procedimientos mediante correlaciones matemáticas o gráficas, con las cuales se
calculan de forma empírica y aproximada la propiedad de interés [2].
Cuando los hidrocarburos se someten a condiciones elevadas de presión y
temperatura para el mejoramiento de la calidad o eliminación de los diferentes
contaminantes, en diversas ocasiones se necesitan las propiedades a estas
condiciones para conocer el efecto de dichas condiciones sobre el fenómeno del
proceso. Estas propiedades pueden ser la viscosidad, la densidad, etc.
IPN ESIQIE
IV
Algunas de las propiedades a altas presiones o temperaturas no son fáciles de
obtener en el laboratorio, ya que la mayoría son determinadas a condiciones
atmosféricas.
Además, las propiedades a condiciones elevadas de presión y temperatura están
limitadas por la presión y temperatura pseudocríticas del hidrocarburo y por lo
tanto, es importante conocer previamente el valor de estas propiedades
pseudocríticas [3]. Sin embargo, esto no resulta sencillo porque los derivados del
petróleo están formados o constituidos de cientos de compuestos.
Para poder calcular con la mayor exactitud posible una propiedad pseudocrítica es
necesario, en el caso de mezclas complejas de hidrocarburos o derivados del
petróleo, contar con una buena base de datos experimentales que ayuden a
determinar las distintas correlaciones disponibles en la literatura. Por lo que para
la determinación de propiedades fácilmente medibles en un laboratorio de
caracterización del petróleo es necesario seguir lo más estrictamente posible con
las indicaciones de los métodos estandarizados y tratar de generar datos que sean
confiables y representativos para ser utilizados como parámetros de entrada en
las distintas correlaciones.
Asimismo conviene realizar una comparación entre los valores obtenidos de los
distintos modelos matemáticos para visualizar la diferencia existente entre ellos y
poder decir cuáles pueden ser los mejores y más convenientes a utilizar.
Por otro lado, es común confundir una propiedad crítica y una propiedad
pseudocrítica, sin embargo, la diferencia es muy sencilla y fácil de recordar, pues
una propiedad crítica o punto crítico es utilizado para referirse a sustancias puras,
en las cuales sus parámetros (presión crítica, temperatura crítica o volumen
crítico) no varían, ya que siempre tendrán los mismos valores en ese punto,
mientras que para una mezcla de composición compleja o desconocida como es el
caso de los hidrocarburos o de los derivados del petróleo es prácticamente
imposible que esos valores se conozcan con exactitud, esto debido a que los
componentes son distintos y por lo tanto, las temperaturas de ebullición de cada
uno también lo son y nunca podrán ser iguales; entonces en este caso se conoce
como punto pseudocrítico y las propiedades se denominan presión pseudocrítica y
temperatura pseudocrítica [3].
IPN ESIQIE
V
Las propiedades pseudocríticas como la temperatura pseudocrítica y la presión
pseudocrítica de las fracciones del petróleo son importantes para la estimación de
propiedades físicas y termodinámicas de dichas fracciones. La correcta
aproximación de dichas propiedades es necesaria para el diseño de equipos
utilizado en la refinación del petróleo tales como hornos de combustión, columnas
de destilación, intercambiadores de calor, torres de absorción y desorción así
como reactores de hidrotratamiento catalítico.
De acuerdo con esto y debido a la escasa información que existe sobre las
propiedades pseudocríticas en productos del petróleo y su correcta estimación, se
propone el presente trabajo cuyo propósito es determinar las propiedades
pseudocríticas de diferentes derivados del petróleo (gasolina, turbosina,
querosina, gasóleo ligero primario, combustible diesel) que puedan ser destilados
mediante el método ASTM D86 para obtener la curva de destilación, haciendo uso
también de otras propiedades físicas obtenidas de la caracterización, por ejemplo;
la densidad absoluta, de la cual se determinan la gravedad específica, el peso
específico a 20/4ºC y la gravedad API; la curva de destilación, con la que se
determinan las temperaturas promedio y la masa molecular mediante la aplicación
de las correlaciones específicas.
Las propiedades pseudocríticas se calculan a través de los métodos y
correlaciones correspondientes, cuyos valores son importantes para la
determinación de otras propiedades a condiciones de presión y temperatura de
algunos procesos de refinación del petróleo y tratamiento de sus derivados, así
también en el diseño en equipos sometidos a altas temperaturas y presiones de
operación.
IPN ESIQIE
VI
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Analizar las diferentes metodologías para determinar las temperaturas y presiones
pseudocríticas más precisas para productos derivados del petróleo.
OBJETIVOS PARTICULARES
Definir la importancia de las propiedades pseudocríticas para la
caracterización del petróleo o sus productos.
Revisar y analizar las metodologías disponibles en métodos ASTM y en
publicaciones científicas para el cálculo de propiedades pseudocríticas.
Identificar la metodología apropiada para calcular las propiedades
pseudocríticas de productos derivados del petróleo.
Comparar las metodologías aplicadas a la determinación de propiedades
pseudocríticas.
Definir las correlaciones más precisas para calcular las propiedades
pseudocríticas de corrientes derivadas del petróleo en México, para usarse
en el cálculo de otras propiedades y en el diseño de equipos de procesos.
IPN ESIQIE
1
Capítulo 1
El petróleo y sus productos
En este capítulo se describe el estado del arte sobre la historia del petróleo y
como se convirtió en una valiosa fuente de combustibles y de materias primas con
múltiples aplicaciones, así mismo se muestran las especificaciones de algunos
hidrocarburos utilizados como combustibles en motores de automóvil y aviones. La
calidad de estos combustibles se rige por propiedades físicas y químicas
determinadas por métodos ASTM y normas nacionales.
1.1 Breve historia del petróleo
La industria moderna del petróleo comenzó en la década de 1850 con su
descubrimiento en 1857 y su subsecuente comercialización en Pennsylvania en el
año de 1859. La era de la refinación actual comienza en 1862 con la aparición de
la primera destilación de petróleo. La historia del descubrimiento de la naturaleza
del petróleo es algo tortuosa pero digna de mención [1].
La perforación del pozo Drake en Oil Creek, Pennsylvania se convirtió en 1857 en
el primer pozo en extraer petróleo [1] y fue el acontecimiento que dio inicio a la era
de la producción de combustibles fósiles.
Después de la terminación del primero pozo por E. Drake, las áreas circundantes
fueron inmediatamente alquiladas e inició la perforación en gran escala. La
extracción de petróleo en los Estados Unidos incrementó de aproximadamente
2,000 barriles en 1859 a casi 3,000,000 de barriles en 1863 y aproximadamente a
10,000,000 de barriles en 1874. En 1861 la primera carga de petróleo, contenida
en barriles de madera, fue enviada a través del Atlántico hacia Londres, Inglaterra.
Para la década de 1870, las refinerías, carros – tanques, y tuberías se habían
convertido en rasgos característicos de la industria, bajo la dirección principal de la
Standard Oil, fundada por John D. Rockefeller.
Durante el resto del siglo XIX los Estados Unidos y Rusia fueron las dos regiones
en las que se llevaron a cabo grandes descubrimientos y extracciones de petróleo.
Al estallido de la Primera Guerra Mundial en 1914, estos países se convirtieron en
los mayores productores de petróleo aunque también se obtuvieron suministros de
Indonesia, Rumania y México.
IPN ESIQIE
2
En el año de 1945, los países del Medio Oriente cobraron importancia a través de
nuevos descubrimientos de vastas reservas de petróleo. Los Estados Unidos,
aunque continuaron siendo el mayor productor, también fueron los consumidores
más grandes, por lo que no exportaron petróleo en gran cantidad.
Las compañías petroleras se dieron cuenta de la necesidad de buscarlo en otras
partes y se realizaron descubrimientos significantes en Europa, África y Canadá.
En México, la primera refinería fue construida por la Waters Pierce Oil Co., en el
puerto de Veracruz en 1886. Su capacidad de procesamiento era de 500 barriles
por día (bpd) de petróleo [4].
Sin embargo, fue en Ébano, San Luis Potosí, donde inició la historia del petróleo
en México. En esa región, en 1903 la Mexican Petroleum Co., construyó la primera
refinería del país destinada a la producción de asfalto.
Al surgir Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1938, el país contaba con seis
refinerías, cuya capacidad total instalada era de 102 mil barriles por día (MBD) de
destilación primaria, 15 mil barriles por día en procesos de desintegración y 650
barriles por día de producción de lubricantes.
Fue así como a Petróleos Mexicanos (PEMEX) le fue entregada la responsabilidad
de garantizar el proceso de desarrollo del país, basado en la industria de la
refinación, columna dorsal de los energéticos.
Con este fin se implementó un plan general de reconstrucción de plantas y
aumento de capacidad y de incorporación de nuevos procesos para ajustar la
producción a la demanda, siempre creciente, tanto en calidad como en cantidad.
El sistema nacional de refinación se incrementó y así, en 1974 la capacidad
instalada del sistema nacional había alcanzado 760 MBD, esto es, 7.5 veces la
capacidad que se tenía en 1938 [4].
Aunque la refinación del petróleo ha crecido de manera compleja en los últimos
veinte años la baja calidad del petróleo, la volatilidad de su precio y las
regulaciones ambientales que requieren procesos de manufactura más limpios y
productos de mayor rendimiento presentan nuevos desafíos para la industria de la
refinación. La mejora de los procesos y el incremento de la eficiencia del uso de la
energía a través de la investigación y desarrollo tecnológico son la llave para
responder a los desafíos y mantener la viabilidad de la industria de la refinación
del petróleo [1].
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3
1.2 Origen del petróleo
El petróleo está disperso a través de toda la corteza terrestre, aguas someras y
lechos marinos a grandes profundidades, está dividido en grupos o estratos, y es
categorizado de acuerdo con su antigüedad. Estas divisiones son caracterizadas
por los distintos tipos de restos orgánicos, así como fósiles, minerales y otras
propiedades presentes en ellos, formando así una progresión cronológica que
indican las edades relativas de los estratos de la tierra.
El petróleo ha tenido aplicaciones por más de 6,000 años [1] y es por mucho la
fuente más común, para la obtención de combustibles líquidos. En la Tabla 1 [5]
se muestra un resumen de la historia del petróleo antes de 1861.
Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861 [5].
Fecha Descripción
3000 A.C. Los sumerios usaban el asfalto como adhesivo para hacer mosaicos. Los mesopotámicos lo usaban en canales de agua, juntas de botes y construcción de caminos. Los egipcios usaban brea en el embalsamiento de momias.
1500 A.C. Los chinos usaban petróleo para lámparas y como calefacción de hogares.
600 A.C. Confucio hablaba sobre la perforación a 30 metros de campos de gas natural en China.
600 – 500 A.C. Los árabes y persas mezclaban petróleo con cal viva para hacer fuego griego.
1500 – 1600 D.C. El aceite filtrado de las montañas Carpathian se usaba en el alumbrado público.
1735 D.C. El aceite es extraído de arenas petrolíferas en Alsace, Francia. 1800’s Se produce aceite en los Estados Unidos en campos de arenas
petrolíferas en Pennsylvania.
1847 James Oakes construye una refinería de aceite de roca en Inglaterra. La unidad procesaba 300 galones por día para producir queroseno para lámparas.
1848 F.N. Semyenov perfora el primer campo de aceite moderno cerca de Baku.
1849 El geólogo canadiense Abraham Gesner destila queroseno del petróleo.
1854 Ignacy Lukasiewicz perfora campos de aceite a 50 metros de profundidad en Bobrka, Polonia.
1858 Ignacy Lukasiewicz construye una destilería en Ulaszowice, Polonia. Se perfora el primer campo petrolero en América del Norte cerca de Petrolia, Ontario, Canadá.
1860 – 1861 Se construyen refinerías cerca de Oil Creek, Pennsylvania y Union County, Arkansas.
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4
1.3 Definición de petróleo
Los términos “petróleo” y los relacionados a “sus derivados” han sido usados por
siglos, pero es en la última década que más o menos se ha hecho un intento para
estandarizar la nomenclatura y terminología relacionada, sin embargo, la
confusión aún existe.
“Petróleo” y el término equivalente “crude oil” cubren un amplio intervalo de
materiales que consisten de mezclas de hidrocarburos y compuestos que
contienen diferentes cantidades de azufre, nitrógeno y oxígeno, los cuales varían
en volatilidad, gravedad específica y viscosidad [6].
La mayoría de esos hidrocarburos están constituidos principalmente de
compuestos parafinicos, nafténicos y aromáticos o combinaciones de estos [7].
Otro tipo de hidrocarburo encontrado en productos de refinería (como resultado de
reacciones químicas durante su procesamiento) son las olefinas (alquenos).
Generalmente se asume que las olefinas no están presentes en el petróleo, sino
que surgen debido a la descomposición química durante la destilación del
petróleo.
1.4 Importancia del petróleo
El petróleo tiene un valor mínimo en el mercado, pero cuando se refina
proporciona combustibles líquidos de gran valor, solventes, lubricantes y muchos
otros productos. Actualmente, los combustibles derivados del petróleo constituyen
una enorme cantidad de los suministros totales de la energía mundial [1].
Los productos del petróleo tienen una gran variedad de formas que van desde los
combustibles gaseosos y líquidos hasta los lubricantes casi sólidos.
Además, el asfalto (residuo de algunos procesos de refinería y a veces
considerado un producto sin uso) es ahora un producto de valor superior utilizado
para cubrir superficies de carretera y en la fabricación de materiales para techos e
impermeabilizantes varios.
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5
1.5 Breve descripción de una refinería
Una refinería es un grupo de plantas de manufactura integradas que varían en
número de acuerdo con la variedad de productos producidos y que son
seleccionadas para obtener una producción balanceada de productos
comerciables o rentables a partir de la destilación de petróleo y del mejoramiento
de los destilados en cantidades que están acorde con la demanda del mercado [1].
Cuenta con un sistema altamente complejo e integrado para la separación y
transformación de petróleo en una amplia variedad de productos.
Las actividades en la refinería empiezan con la recepción de petróleo para
almacenamiento e incluyen el desalado y la deshidratación y todas las
subsecuentes operaciones de manejo y refinación y terminan con el
almacenamiento, antes del envío de los productos refinados.
Sin embargo, las configuraciones varían de refinería a refinería. Algunas pueden
ser orientadas hacia la producción de gasolina, reformación y/o desintegración
catalítica, mientras otras pueden concentrarse en la producción de destilados
intermedios como el combustible para aviones y el gasóleo.
Al ser todas las refinerías diferentes también se tienen diferentes configuraciones
y por lo tanto, ninguna ilustración puede capturar todas las posibles
combinaciones de los procesos que se unen para comprender una refinería de
petróleo [5]. Pero a pesar de sus diferencias, la mayoría de las refinerías realizan
las siete operaciones enlistadas en la Tabla 2 [5]. También se puede observar una
configuración típica para una refinería [8] en la Figura 1.
Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería [5].
Separación
Destilación
Refinación con disolvente
Combinación
Polimerización catalítica
Alquilación
Conversión
Rechazo de carbón
Adición de hidrógeno
Tratamiento, acabado y mezclado
Gasolinas, queroseno y diesel
Lubricantes y ceras
Asfalto Reformación
Reformación catalítica
Protección al ambiente
Tratamiento de aguas residuales
Disposición de sólidos
Endulzamiento de gases amargos
Recuperación de azufre
Rearreglo o nueva disposición
Isomerización
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6
Figura 1.Esquema general de una refinería [8].
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7
1.6 Composición elemental del petróleo
Con pocas excepciones, las proporciones de los elementos carbón, hidrógeno,
nitrógeno, oxígeno, azufre y metales en el petróleo varían en los intervalos que se
muestran en la Tabla 3 [1].
Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo [1].
Elemento Composición, % peso
Carbón 83 – 87 Hidrógeno 10 – 14 Nitrógeno 0.1 – 2 Oxígeno 0.05 – 1.5 Azufre 0.05 – 6
Metales (Níquel y Vanadio) < 1000 ppm
1.7 Productos derivados del petróleo
Se dispone de una amplia variedad de productos obtenidos de la refinación del
petróleo, la mayoría de ellos son combustibles y fuentes de energía y otros más
son destinados como materia prima para petroquímica.
En la Tabla 4 se enlistan algunos productos obtenidos de la refinación del
petróleo, que se ordenan de menor a mayor temperatura de ebullición. En dicha
tabla se resumen los intervalos de la temperatura de ebullición y masa molecular
los cuales pueden variar respecto al esquema de refinación de cada complejo
industrial o país. [7].
Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería [7].
Producto Intervalo de temperatura de ebullición, °C
Masa molecular
Gas Licuado del Petróleo (LPG) - 42 – -0.6 44 – 58 Gasolina -0.6 – 204 100 – 110
Querosina 193 – 271 160 – 190 Diesel 271 – 343 245
Gasóleo pesado primario 343 – 427 320 Residuo atmosférico 427+ -
Gasóleo ligero ó gasóleo pesado de vacío
427 – 538 430
Residuo de vacío 538 + 800+ Coque 1093 + 2,500+
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8
A continuación se mencionan los principales productos derivados del petróleo
obtenidos de la refinación en México, definiciones y algunas especificaciones.
1.7.1 Gasolinas
En su forma comercial es una mezcla volátil de hidrocarburos líquidos, con
pequeñas cantidades de aditivos, apropiada para usarse como combustible en
motores de combustión interna con ignición por chispa eléctrica como los
automóviles, con un intervalo de temperatura de ebullición de aproximadamente
de 27 a 225ºC [9].
Las gasolinas pueden formularse por la combinación de cualquiera de los cuatro
grupos de hidrocarburos conocidos (parafinas, olefinas, nafténicos y aromáticos).
Sus especificaciones contemplan tanto propiedades físicas como químicas, ambas
están definidas para garantizar su manejo y distribución, su buen funcionamiento
en el automóvil así como la prevención del deterioro del medio ambiente.
Entre las propiedades físicas de las gasolinas se pueden mencionar la densidad o
su peso específico y la volatilidad, entre las químicas se encuentran el octanaje,
las gomas preformadas, el período de inducción, el contenido de azufre, la
corrosión, etc., que en la actualidad se establecen con el objeto de medir las
emisiones de contaminantes a la atmósfera.
Las propiedades físicas se definen para garantizar un manejo seguro del producto
en las instalaciones de almacenamiento y distribución, así mismo para indicar la
facilidad de uso en cualquier tipo de circunstancia dentro del motor de un vehículo.
Por ejemplo, la densidad, como propiedad física de una gasolina permite saber si
está formulada por componentes ligeros o pesados. Por otro lado, su volatilidad es
la tendencia a vaporizarse y es una de las propiedades físicas más importantes,
ya que afecta la economía del combustible, el fácil arranque y la manejabilidad del
vehículo.
Una gasolina necesita ser lo suficientemente volátil para quemarse, pero no tan
volátil como para ocasionar problemas con el conocido sello de vapor (vaporlock)
y la formación de hielo en el carburador bajo condiciones ambientales adversas.
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9
Uno de los parámetros que miden la volatilidad de una gasolina es su destilación,
la cual consiste en colocar un volumen preestablecido de producto y aplicarle
calor. Los vapores generados se condensan y el líquido obtenido se mide y se
registra la temperatura a la cual se alcanzó cada volumen condensado.
En complemento a la destilación de la gasolina se determina su presión de vapor,
esta es conocida como P.V.R. (Presión de Vapor Reid) y mide la presión ejercida
a una temperatura dada por el vapor formado sobre un volumen de líquido en un
recipiente cerrado.
Por otro lado las propiedades químicas son diferentes según el tipo de gasolina y
son controladas para el buen funcionamiento y durabilidad del motor, conjugando
esto con la prevención del deterioro del medio ambiente y la protección de la salud
de los seres humanos. Estas propiedades tienen efecto en la calidad de la
combustión del motor.
Otro parámetro muy importante para medir o conocer la calidad de una gasolina
es el número de octano, el cual es una medida de la calidad y capacidad
antidetonante de las gasolinas para evitar las detonaciones y explosiones en las
máquinas de combustión interna, de tal manera que se libere o se produzca la
máxima cantidad de energía útil [10].
Esta calidad antidetonante está basada en una escala arbitraria en la cual el
número de octano del heptano normal (muy detonante) es cero y el número de
octano del isooctano (2,2,4 trimetilpentano) (poco detonante) es 100.
Cuando un combustible es probado en un motor cilindro estándar se utilizan
mezclas de isooctano y de heptano normal como estándares.
El número de octano de una gasolina se obtiene del promedio aritmético del RON
(Research Octane Number) y MON (Motor Octane Number) y permite conocer el
desempeño esperado del combustible bajo cualquier condición del motor.
Por otro lado, existen componentes que se adicionan a la formulación de las
gasolinas cuya función es muy específica, tal es el caso de los compuestos
oxigenados como el Metil Terbutil Eter (MTBE), el Ter Amil Eter (TAME), el alcohol
etílico y el terbutílico; su incorporación tiene como objetivo proporcionar oxígeno a
la mezcla de aire/combustible para obtener una mejor combustión [11].
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10
Cabe mencionar que a finales de la década de los ochenta, Petróleos Mexicanos
(PEMEX) inició en conjunto con las autoridades ambientales un programa de
mejoramiento de combustibles, el cual en fechas recientes se ha hecho intensivo y
permanente, con el objetivo primordial de coadyuvar en el mejoramiento y
preservación de la calidad del aire.
Por tal motivo se han emitidos normas oficiales que regulan la calidad de
combustibles tales como la NOM–086–SEMARNAT–SENER–SCFI–2005
“Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental”
publicada en el Diario Oficial de la Federación el día 30 de Enero del 2006 [12], sin
embargo, esta norma ha sido sustituida recientemente por la Norma Oficial de
Emergencia, NOM–EM–005–CRE–2015 “Especificaciones de calidad de los
petrolíferos” publicada el día 30 de octubre de 2015 en el Diario Oficial de la
Federación [13].
Los logros alcanzados a la fecha son significativos, por ejemplo, las gasolinas que
se consumen hoy en día no contienen plomo y su octanaje es igual al de las
gasolinas Regular y Premium norteamericanas [13,14].
En la Tabla 5 se pueden apreciar los valores para algunas propiedades de las
gasolinas mexicanas [13].
Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas [13].
Producto: Método ASTM
PEMEX Premium
PEMEX Magna Propiedad Unidad
Gravedad específica a 20ºC/4ºC
Adimensional D1298 D4052
Informar Informar
Prueba doctor Adimensional D4952 Negativa 20 máximo
Negativa 20 máximo
Azufre mercaptánico mg/kg D3227 20 máximo 20 máximo Periodo de inducción minutos D525 300 mínimo 300
mínimo Número de octano (RON) - D2699 95 mínimo Informar Número de octano (MON) - D2700 Informar 82 mínimo Índice de octano Adimensional D2699
D2700 92 mínimo 87 mínimo
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11
1.7.2 Turbosina
Es un líquido claro con olor a aceite combustible e insoluble en agua, constituido
principalmente de hidrocarburos parafínicos y aromáticos. También es conocido
como jet fuel y su aplicación es como combustible para aviones [9].
La turbosina tiene un intervalo de temperatura de ebullición de 200 a 300°C
aproximadamente, este producto primario se somete a un proceso de
hidrodesulfuración para obtener un combustible que cumpla con las
especificaciones de contenido de aromáticos no mayor a 22% volumen y un peso
específico entre 0.772 y 0.837.
Por tratarse de un combustible con un intervalo de destilación intermedio entre la
gasolina y el diesel, suelen encontrarse en su composición algunos hidrocarburos
presentes en dichos combustibles, pero definitivamente son otros los compuestos
que por su mayor concentración le imprimen las propiedades que lo distinguen en
volatilidad, estabilidad, lubricidad, fluidez, corrosividad, etc. [15]. En la Tabla 6 [13]
se muestran las especificaciones de la turbosina mexicana.
Tabla 6. Especificaciones de la turbosina [13].
Propiedad Unidad Método ASTM Especificación
Densidad a 20ºC kg/L D1298 D4052
0.7720 a 0.8370
Gravedad API °API D287 D4052
37 a 51
Temperatura de inflamación ºC D56 38 mínimo Temperatura de congelación ºC D2386
D5972 D7153 D7154
-41 máximo
Azufre total mg/kg D4294 D5453 D2622 D7039 D7220
3000 máximo
Azufre mercaptánico mg/kg D3227 30 máximo Viscosidad cinemática a -20ºC cSt D445
D7042 8 máximo
Punto de humo y Naftalenos
mm mm, %vol
D1322 D1840
25 mínimo 18 mínimo 3 máximo
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12
1.7.3 Querosina
Es un líquido aceitoso, inflamable y de color amarillo pálido o incoloro con olor
característico. Es usado como combustible en lámparas, calentadores domésticos
u hornos industriales y en el campo de la aviación [16].
En su uso como combustible en turbinas de aviación se requieren propiedades
especiales como un alto punto de inflamación para el reabastecimiento seguro y
bajo punto de congelamiento para vuelos a elevadas altitudes [16].
Este combustible es un producto estable y no se requieren aditivos para mejorar
su calidad. Además de la eliminación de cantidades excesivas de aromáticos, las
fracciones de querosina pueden necesitar hidrotratamiento si se encuentran
presentes compuestos de azufre [16].
Este producto es un intermedio en volatilidad entre la gasolina y el gasóleo ligero
primario, que destila entre 150 – 300°C. El término “querosina” se aplica
incorrectamente y muy a menudo al aceite combustible, pero un aceite
combustible es en realidad cualquier producto de petróleo líquido que produce
calor cuando se quema en un recipiente adecuado o que produce energía cuando
se quema en un motor [1].
1.7.4 Diesel
Es un combustible líquido producido del hidrotratamiento catalítico del gasóleo
ligero primario y utilizado como combustible en los sectores automotriz, agrícola y
marino.
El diesel producido en las refinerías de PEMEX, cumple con los estándares de
calidad nacional e internacional y con lo exigido por los motores del parque
vehicular de las compañías automotrices que operan en México y el de los
vehículos de procedencia y fabricación extranjera. El consumo actual de
combustible diesel en México es de 385 miles de barriles diarios [17] y ha venido
incrementándose año tras año, lo que significa que hay una mayor demanda y la
necesidad de satisfacerla se vuelve un reto para la industria de los energéticos día
con día.
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13
Desde 1986, el diesel que se vende en México ha venido reduciendo
gradualmente los niveles de azufre, hasta llegar a un contenido máximo de 0.5%
para el diesel desulfurado y para pasar a 0.05% en el Pemex Diesel, éste último
con un contenido de aromáticos del 30% y con un índice de cetano de 52 a 55,
superando las especificaciones de este combustible producido en otros países.
La Tabla 7 muestra las especificaciones del diesel de uso automotriz y del diesel
agrícola y marino [13].
Tabla 7. Especificaciones del diesel [13].
Propiedad Nombre del producto
Propiedad Unidad Método ASTM
Diesel
Automotriz
Diesel agrícola/marino
Gravedad específica
a 20/4 °C
Adimensional D1298
D4052
informar informar
Temperatura de inflamación
°C D93
D7094
D3828
45.0 mínimo 60.0 mínimo
Temperatura de escurrimiento
°C D97 Marzo a octubre: 0 °C máximo; Noviembre a febrero: -5 °C máximo
Temperatura de nublamiento
°C D2500 Informar informar
Número de cetano y/o
Índice de cetano
Adimensional D613
D4737
D976
48 mínimo 45 mínimo
Azufre mg/kg
D4294
D5453
D2622
D7039
D7220
15 máximo
500 máximo resto del país
500 máximo
Residuos de carbón (en 10% del
residuo)
% masa D524 0.25 máximo 0.25 máximo
Agua y sedimento % vol. D2709 0.05 máximo 0.05 máximo
Viscosidad cinemática
a 40 °C
mm2/s D445 1.9 a 4.1 1.9 a 4.1
Contenido de aromáticos
% vol. D1319
D5186
30 máximo 30 máximo
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14
1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA)
Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos y aromáticos, derivados del
procesamiento del petróleo como destilados intermedios. Este producto es
utilizado como combustible en vehículos ligeros y pesados y su contenido máximo
de azufre total es de 15 mg/kg [15].
Es producido en las refinerías de Tula, Salamanca, Minatitlán y Cadereyta. En la
actualidad, Petróleos Mexicanos (PEMEX) distribuye diesel de ultrabajo azufre en
las zonas metropolitanas del Valle de México y Monterrey, así como en las
principales ciudades de la Frontera Norte, mientras que en la Zona Metropolitana
de Guadalajara la cobertura es parcial.
Una propiedad importante que mide la calidad estos combustibles diesel es el
número de cetano (algunas veces también llamado índice de cetano), el cual mide
la calidad de ignición de un combustible diesel, tiene influencia directa en el
arranque del motor y en su funcionamiento con sobrecarga [18].
La escala para este parámetro se basa en las propiedades de ignición de dos
hidrocarburos, el cetano (n-hexadecano) y el heptametilnonano.
El cetano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna un
número de cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y
se le ha asignado un número de cetano de 15 [18].
En las gasolinas, el número de octano de las parafinas disminuye a medida que se
incrementa la longitud de la cadena, mientras que en el diesel, el índice de cetano
se incrementa a medida que aumenta la longitud de la cadena [19].
En la Tabla No. 8 se muestran las especificaciones para el Diesel UBA en México [15].
Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA [15].
Propiedad Unidad Especificación
Azufre mg/kg 15 Temperatura de inflamación ºC 45
Temperatura de auto ignición
ºC 254 – 285
Gravedad específica - < 1 Viscosidad cinemática mm2/s 1.9 a 5.8 Solubilidad en agua g/100 mL a 20ºC Insoluble
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15
Capítulo 2
Propiedades fundamentales de los hidrocarburos
En este capítulo se hace una descripción sobre las distintas propiedades físicas
que se emplean para caracterizar a los hidrocarburos y que son calculadas
mediante correlaciones y métodos disponibles en la literatura. Estas propiedades a
su vez sirven para estimar otras propiedades de interés.
2.1 Temperatura de ebullición
Es la temperatura de vapor que se observa en la destilación atmosférica o a vacío
durante la ebullición del hidrocarburo. Cuando la presión utilizada en la prueba
experimental es diferente a la presión atmosférica, la temperatura observada debe
ser corregida a la presión de 760 mmHg para obtener la temperatura atmosférica
equivalente (TAE).
2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones
Las mezclas de hidrocarburos de composición compleja, no tienen temperaturas
de ebullición fijas.
Los métodos más eficaces para caracterizar estas mezclas de hidrocarburos o
cualquier producto del petróleo con respecto en la temperatura de ebullición son la
curva de destilación y las temperaturas promedio de ebullición [20].
La curva de destilación se obtiene mediante la aplicación de los métodos ASTM
D86 (destilación Engler), ASTM D2892 (destilación TBP), ASTM D1160 y ASTM
D5236. Estos métodos se describen en el Anexo A.
Las temperaturas promedio se calculan mediante procedimientos reportados en la
literatura [20].
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16
2.3 Temperaturas promedio de ebullición
Las temperaturas de ebullición de productos del petróleo son representadas por
las curvas de destilación ASTM o TBP.
De la curva de destilación se generan 5 temperaturas promedio de ebullición:
VABP, WABP, MABP, CABP y MeABP, donde cada una de estas temperaturas se
utilizan para determinar propiedades del petróleo o sus productos. Estas son
enlistadas a continuación.
2.4 Cálculo de las temperaturas promedio de ebullición
Las temperaturas promedio de ebullición de las sustancias o productos del
petróleo se calculan con varios procedimientos. Dichas temperaturas son
utilizadas para la estimación de otras propiedades como el factor de
caracterización, temperaturas críticas, presiones críticas o pseudocríticas y se
describen a continuación [20]:
2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica)
La temperatura media volumétrica, representa la media aritmética de las
temperaturas que corresponden al 10%, 30%, 50%, 70%, 90% volumen destilado
en la curva de destilación trazada por cualquiera de los métodos ASTM [20]. Se
calcula con la siguiente ecuación:
𝑉𝐴𝐵𝑃 =10% + 30% + 50% + 70% + 90%
5 (1)
Esta temperatura es la base para calcular las otras temperaturas promedio [20].
2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media Gravimétrica)
La temperatura media gravimétrica, está dada por la sumatoria de los productos
de la fracción peso y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes
de acuerdo con la siguiente ecuación [20]:
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17
𝑊𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑤𝑖𝑇𝑖
𝑖=𝑛
𝑖=1
(2)
Donde:
WABP = temperatura media gravimétrica
wi = fracción peso del componente i
Ti = temperatura de ebullición del componente i
2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar)
La temperatura media molar, está dada por la sumatoria de los productos de la
fracción molar y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes, de
acuerdo con la siguiente ecuación [20]:
𝑀𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑦𝑖𝑇𝑖
𝑖=𝑛
𝑖=1
(3)
En donde:
MABP = temperatura media molar
yi = fracción mol del componente i
Ti = temperatura de ebullición del componente i
2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica
Cúbica)
La temperatura media volumétrica cúbica, se calcula mediante la siguiente
expresión [20]:
𝐶𝐴𝐵𝑃 = [∑(𝑣𝑖)(𝑇𝑖)1
3
𝑖=1
]
3
(4)
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18
En donde:
CABP = temperatura media volumétrica cúbica, K
vi = fracción volumétrica del componente i
Ti = temperatura de ebullición del componente i, K
2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio Medio)
La temperatura promedio medio, representa la media aritmética de la temperatura
media molar y la temperatura media volumétrica cúbica de acuerdo con la
siguiente relación [20]:
𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃 =𝑀𝐴𝐵𝑃 + 𝐶𝐴𝐵𝑃
2 (5)
2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio
Para fracciones del petróleo en las cuales la fracción volumen, peso o mol de los
componentes es desconocida, las temperaturas de ebullición promedio se calculan
a través de las curvas de destilación ASTM D86 como se describe a continuación
[21]:
𝑉𝐴𝐵𝑃 =𝑇10 + 𝑇30+𝑇50+𝑇70+𝑇90
5 (6)
Donde:
𝑇10, 𝑇30, 𝑇50, 𝑇70, 𝑇90 son las temperaturas ASTM al 10, 30, 50, 70 y 90 % volumen
de destilado.
Un parámetro que caracteriza a la curva de destilación es la pendiente de una
línea recta entre los puntos 10 y 90%. Esta pendiente definida por “SL” se calcula
de la siguiente manera:
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19
𝑆𝐿 =𝑇90 − 𝑇10
80 (7)
Donde:
SL = Pendiente ASTM, °C (K)/%vol.
𝑇10 y 𝑇90 son las temperaturas ASTM D86 al 10 y 90% volumen de la curva de
destilación.
Para fracciones pesadas en que se disponen de los datos de destilación ASTM
D1160 o ASTM D5236, las temperaturas de ebullición se deberán convertir a
ASTM D86 y después calcular las temperaturas promedio de ebullición [21].
Las correlaciones matemáticas para la estimación de temperaturas promedio de
ebullición de fracciones del petróleo en términos de la temperatura media
volumétrica (VABP) y la pendiente ASTM (SL) se describen a continuación:
𝐴𝐵𝑃 = 𝑉𝐴𝐵𝑃 − ∆𝑇 (8)
ln(−∆𝑇𝑊) = −3.64991 − 0.02706(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 5.163875𝑆𝐿0.25 (9)
ln(∆𝑇𝑀) = −1.15158 − 0.01181(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 3.70612𝑆𝐿0.333 (10)
ln(∆𝑇𝐶) = −0.82368 − 0.08997(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.45 + 2.456791𝑆𝐿0.45 (11)
ln(∆𝑇𝑀𝑒) = −1.53181 − 0.0128(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)0.6667 + 3.646064𝑆𝐿0.333 (12)
Donde ABP es la temperatura promedio de ebullición como WABP, MABP, CABP
o MeABP y ∆T es la correspondiente corrección de temperatura para cada ABP.
Todas las temperaturas están en Kelvin.
VABP y SL están definidas en las ecuaciones (6) y (7). Una vez que ∆T es
calculada para cada caso, se determinar la correspondiente ABP de la ecuación
(8).
La temperatura más usada es la temperatura promedio medio (MeABP), la cual es
recomendada por Riazi [21] y se usa en diversas correlaciones matemáticas para
el cálculo de otras propiedades de los hidrocarburos.
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20
2.6 Densidad
Esta propiedad es quizás uno de los parámetros físicos más importantes en la
caracterización del petróleo y de sus derivados, así mismo es una propiedad
significativa para estimar su calidad [16].
La densidad está definida como masa por unidad de volumen de un fluido,
representada generalmente con la letra griega “rho” 𝜌 y puede ser expresada en
forma de densidad absoluta, densidad molar, volumen específico, volumen molar o
densidad reducida [21].
La definición clásica de densidad se presenta en la siguiente ecuación:
𝑑 =𝑚
𝑣 (13)
Donde:
d = densidad de la muestra
m = masa de la muestra
v = volumen de la muestra
La densidad calculada con la ecuación anterior se conoce también como densidad
absoluta.
Por otro lado, la propiedad general y arbitraria “gravedad específica” es más
ampliamente usada en la caracterización del petróleo y sus derivados [18]. Esta es
la relación de la densidad absoluta de una sustancia a una temperatura de prueba
con respecto a la densidad absoluta de una sustancia de referencia a una
temperatura especificada.
Las temperaturas de referencia para la gravedad específica en la industria del
petróleo corresponden a la densidad absoluta del hidrocarburo a 60°F y densidad
absoluta del agua a 60°F (60°F/60°F, 15.6°C/15.6°C).
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21
La densidad es influenciada por la composición química del petróleo y es conocido
que si incrementa la cantidad de compuestos aromáticos la densidad también
incrementará, mientras que un incremento en compuestos saturados resulta en un
decremento de la densidad [18].
Esta propiedad, para hidrocarburos se determina con los métodos ASTM D1298 y
ASTM D70.
Con el método ASTM D1298 se usa un hidrómetro, el cual es un accesorio de
vidrio que se sumerge dentro de la muestra a tratar. Después de un corto tiempo
de equilibrio dentro de la muestra flotará verticalmente a un cierto nivel. Este nivel
resulta cuando la masa del hidrómetro es igual al efecto de flotabilidad. A mayor
densidad de la muestra, menos se hundirá el hidrómetro en ella. El nivel de
equilibrio muestra la densidad en la escala calibrada. Este método es el más
simple y rápido [16].
Con el método ASTM D70 se usa un picnómetro. Este método consiste primero en
pesar el picnómetro sin muestra, después es llenado con la muestra y se vuelve a
pesar.
La densidad absoluta es después calculada usando la siguiente ecuación:
𝑑 =𝑊𝐹 − 𝑊𝐸
𝑉 (14)
Donde:
d = densidad de la muestra
WF = peso del picnómetro con muestra
WE = peso del picnómetro vacío
V = volumen de la muestra en el picnómetro
El método del picnómetro es el más exacto y puede ser aplicado a productos
pesados del petróleo líquidos y semisólidos [2].
Los métodos ASTM para la determinación de la densidad se describen en el anexo B.
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22
En la Tabla 9 se muestran los intervalos de densidad para algunos productos derivados del petróleo.
Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del petróleo [20].
Producto Densidad (a 20ºC y 1 atm), g/cm3
Gasolina 0.700 – 0.780 Turbosina 0.780 – 0.805 Querosina 0.818 – 0.830 Gasóleo 0.850 – 0.905
2.7 Gravedad específica y gravedad API
La densidad relativa estándar o gravedad específica es el cociente entre la
densidad del hidrocarburo a 15.56°C (60°F) y la del agua a la misma temperatura
[22], esta se conoce como densidad 15.56°C/15.56°C expresada en grados
centígrados o bien densidad 60°F/60°F en grados Fahrenheit y se expresa de la
siguiente manera:
𝑑15.56°𝐶15.56°𝐶 ó 𝑑60°𝐹
60°𝐹 (15)
La densidad se expresa igualmente en grados API como se muestra a
continuación:
𝐴𝑃𝐼 =141.5
𝑠𝑔− 131.5 (16)
Y por lo tanto, de la expresión anterior también se puede conocer la gravedad
específica:
𝑠𝑔 =141.5
𝐴𝑃𝐼 + 131.5 (17)
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23
Donde:
API = gravedad API
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
Salvo que se establezca otra cosa, los datos de la densidad relativa deben ser
referidos a dichas temperaturas para todos los productos, menos para los asfaltos
y aceites para carretera, que deben referirse a 25°C [23].
La gravedad específica 15.56°C/15.56°C difiere de la densidad15°C/4°C (d4°C15°C) en
que esta última es el cociente entre la densidad del hidrocarburo a 15°C y la del
agua a 4°C.
Se puede estimar la densidad relativa o gravedad específica a partir de la 𝑑4°𝐶15°𝐶
mediante la siguiente relación:
𝑠𝑔 = 1.002 𝑑4°𝐶15°𝐶 (18)
El intervalo de gravedad específica de petróleos usualmente va de 0.8 (45.3°API)
para los petróleos más ligeros hasta 1.0 (10°API) para petróleos asfálticos más
pesados [18].
2.8 Factor de caracterización
Desde el surgimiento de la industria del petróleo fue necesario definir un
parámetro de caracterización basado en parámetros medibles con el propósito de
clasificar al petróleo y sus derivados. El factor de caracterización de Watson (KW)
es uno de los primeros factores de caracterización y fue definido originalmente por
Watson y cols. de la UOP (Universal Oil Products). Por esta razón el parámetro es
también llamado factor de caracterización UOP [21]. Sin embargo, el
procedimiento de cálculo es distinto, ya que se utiliza diferente temperatura
promedio de ebullición.
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24
2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP
El factor de caracterización, K, de un petróleo se define como la raíz cúbica de su
temperatura media volumétrica cúbica (CABP), en Rankine, dividido por su
gravedad específica a 15.56°C/15.56°C o 60°F/60°F [24]. Este factor de
caracterización UOP, KUOP, se calcula de la siguiente manera:
𝐾𝑈𝑂𝑃 =(𝐶𝐴𝐵𝑃 + 459.7)
1
3
𝑠𝑔 (19)
Donde:
CABP = temperatura media volumétrica cúbica, °F
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
KUOP = factor de caracterización UOP
2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW
El factor de caracterización de Watson, se define por la siguiente ecuación [21]:
𝐾𝑊 =(1.8 × 𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃)
1
3
𝑠𝑔 (20)
Donde:
MeABP = Temperatura promedio medio, K
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
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25
2.8.3 Factor de caracterización
Está definido por la siguiente relación [25]:
𝐾 =1.2166√𝑉𝐴𝐵𝑃
3
𝑠𝑔 (21)
Donde:
VABP = temperatura media volumétrica, K
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
2.9 Masa molecular
La masa molecular de un componente puro es determinado mediante su fórmula
química y los pesos atómicos de sus elementos [21]. El valor es fácil de obtener
debido a que se conoce la estructura química de la molécula.
En los hidrocarburos se tienen diversas moléculas con diferentes temperaturas de
ebullición, por lo que se consideran una mezcla compleja y no es fácil conocer su
masa molecular.
Sin embargo, se disponen procedimientos experimentales como los métodos
ASTM que ayudan a medir el valor de estas mezclas complejas o se pueden
emplear otros procedimientos para calcular su valor, tales como las distintas
correlaciones disponibles en la literatura.
Es importante mencionar que la masa molecular es uno de los parámetros
importantes en la caracterización de hidrocarburos [21].
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26
2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo
Para las fracciones del petróleo, la masa molecular representa un valor promedio,
que es función de la composición de los hidrocarburos y aumenta conforme se
incrementa la temperatura de ebullición [20].
La masa molecular en las fracciones del petróleo, refleja indicaciones importantes
sobre la temperatura de ebullición y permite además determinar la fracción molar
de cualquier componente en una mezcla [2].
En la literatura especializada se encuentran reportados algunos resultados para
productos derivados del petróleo, como se muestran en la Tabla 10 [20].
Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo [20].
Fracción Masa Molecular
Gasolina 90 – 160 Turbosina 180 – 200 Querosina 210 – 260
Diesel 245 – + Aceites 300 – 500
2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros
Se disponen de correlaciones con las que se pueden estimar las masas moleculares de forma aproximada para hidrocarburos ligeros, tales como para gasolinas, turbosinas, querosinas, gasóleo ligero primario, combustible diesel.
2.11.1 Método de la ecuación cuadrática
La masa molecular promedio de productos derivados del petróleo se puede
calcular con la ayuda de las relaciones empíricas que tienen la siguiente forma
general [20]:
𝑀𝑚 = 𝑎 + 𝑏𝑇 + 𝑐𝑇2 (22)
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27
En donde:
Mm = masa molecular
T = temperatura media volumétrica del producto del petróleo, °C
a,b,c = constantes
𝑎 = (7𝐾 − 21.5) (23)
𝑏 = (0.76 − 0.04𝐾) (24)
𝑐 = (0.0003𝐾 − 0.00245) (25)
Por lo que la relación anterior se expresa:
𝑀𝑚 = (7𝐾 − 21.5) + (0.76 − 0.04𝐾)𝑇 + (0.0003𝐾 − 0.00245)𝑇2 (26)
K = Factor de caracterización
El error al utilizar esta relación está comprendido entre 1 y 1.5% comparado con
valores determinados experimental o gráficamente.
2.11.2 Método Riazi – Daubert
Riazi y Daubert desarrollaron la siguiente ecuación para estimar el valor de la
masa molecular de hidrocarburos; ésta fue modificada para fracciones pesadas
con intervalo de hasta 700 de masa molecular. La ecuación se plantea en términos
de gravedad específica “sg” y “Tb” y se define de la siguiente manera [21]:
𝑀𝑚 = 42.965[exp(2.097 × 10−4𝑇𝑏 − 7.78712𝑠𝑔 + 2.08476 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)] 𝑇𝑏1.26007𝑠𝑔4.98308 (27)
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28
Donde:
Mm = masa molecular, kg/kmol
Tb = temperatura promedio medio (MeABP), K
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
Esta ecuación puede ser aplicada a hidrocarburos en el intervalo de masa
molecular de 70 – 700, intervalo de temperatura de ebullición de 300 – 850 K y
gravedad API de 14.4 a 93 [21]. La ecuación (27) es precisa para fracciones
ligeras (Mm < 300) con un porcentaje promedio de desviación de 3.5%, pero para
fracciones más pesadas el porcentaje es de 4.7% [21].
2.11.3 Método Lee – Kesler
La correlación desarrollada por Lee – Kesler es la siguiente [21, 22]:
𝑀𝑚 = −12272.6 + 9486.4𝑠𝑔 + 𝑇𝑏(8.3741 − 5.9917𝑠𝑔) +
107
𝑇𝑏(1 − 0.77084𝑠𝑔 − 0.02058𝑠𝑔2) (0.7465 −
222.466
𝑇𝑏) +
1012
𝑇𝑏3(1 − 0.80882𝑠𝑔 + 0.02226𝑠𝑔2) (0.32284 −
17.3354
𝑇𝑏) (28)
Donde: Mm = masa molecular, kg/kmol
Tb = Temperatura promedio medio (MeABP), K, (hasta 750 K ó 477°C)
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
El método de Lee – Kesler también es aplicable para hidrocarburos en las que la
masa molecular está comprendido entre 60 y 650. El error medio es de 5%
aproximadamente.
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29
2.11.4 Método UOP 375
La masa molecular para fracciones del petróleo también puede estimarse a través
de la correlación dada por la UOP (Universal Oil Products), utilizando la
temperatura promedio medio (MeABP) y la gravedad específica a
15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F [24]. Dicha correlación es la siguiente:
𝑀𝑚 = 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑙𝑜𝑔 [(−0.000067214393 𝑠𝑔2 − 0.0013189667𝑠𝑔 + 0.0023229745)(𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃) +
(1.496307𝑠𝑔2 − 2.4028499𝑠𝑔 + 2.7013135) +
(−92.008149 + 240.43988𝑠𝑔 − 166.84095𝑠𝑔2
𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃) (29)
Donde:
Mm = masa molecular
MeABP = temperatura promedio medio (MeABP), °F
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados
Al igual que en el caso de hidrocarburos ligeros, se disponen de correlaciones con
las que se pueden estimar las masas moleculares de forma aproximada para
hidrocarburos pesados, tales como gasóleos o combustóleos. Dichas
correlaciones se describen a continuación:
2.12.1 Método Riazi – Daubert
Para fracciones pesadas es posible que no se cuente con la temperatura de
ebullición. Por esta razón Riazi y Daubert desarrollaron una correlación (mostrada
en la ecuación 30) de tres parámetros en términos de la viscosidad cinemática
para fracciones pesadas con un intervalo de masa molecular de 200 – 800 [21]:
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30
𝑀𝑚 = 223.56 [𝑣100(1.1228𝑠𝑔−1.2435)
𝑣210(3.4758−3.038𝑠𝑔)
] 𝑠𝑔−0.6665 (30)
Donde:
Mm = masa molecular, kg/kmol
𝑣100 = viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C), cSt
𝑣100 = viscosidad cinemática a 210°F (98.9°C), cSt
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
2.12.2 Método ASTM D2502
El método ASTM D2502 provee una gráfica para calcular la masa molecular de
hidrocarburos pesados usando la viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C) y 210°F
(98.9°C).
El procedimiento del método fue desarrollado de manera empírica por Hirschler en
1946 [21] y consta de las siguientes ecuaciones matemáticas:
𝑀𝑚 = 180 + 𝐾(𝐻(37.8) + 60) (31)
Donde:
𝐾 = 4.415 − 1.733 log10(𝑉𝑆𝐹 − 145) (32)
𝑉𝑆𝐹 = 𝐻(37.8) − 𝐻(98.9) (33)
𝐻 = 870 log10[log10(𝑣 + 0.6)] + 154 (34)
En la ecuación (34), se sustituyen los valores de las viscosidades cinemáticas ()
a 37.8°C (100°F) y 98.9°C (210°F) para obtener 𝐻(37.8) 𝑦 𝐻(98.9), respectivamente.
El método ASTM D2502 se describe en el Anexo C.
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31
Capítulo 3
Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión
pseudocrítica (Tc, Pc)
Las propiedades pseudocríticas, especialmente la presión, temperatura y el factor
acéntrico son parámetros de entrada importantes para las ecuaciones de estado y
correlaciones generalizadas en la estimación de propiedades físicas y
termodinámicas de los fluidos. Los pequeños errores en la predicción de estas
propiedades afectan de sobremanera las propiedades físicas calculadas [21].
Un estudio de la presión, el volumen y la temperatura de un componente puro
revela un estado único particular en el que las propiedades de un líquido y un
vapor llegan a ser indistinguibles el uno del otro. En ese estado, el calor latente de
vaporización se convierte en cero y no ocurre cambio de volumen cuando el
líquido es vaporizado. Este estado es llamado el estado crítico, y los parámetros
apropiados de estado son denominados presión crítica (Pc), volumen crítico (Vc) y
temperatura crítica (Tc) [3].
Debido a que el estado crítico de un componente es único, quizás no sea
sorprendente que el conocimiento de Tc y Pc por ejemplo, permite que se hagan
muchas predicciones en relación con las propiedades físicas de las sustancias y
de los hidrocarburos.
Estas predicciones están basadas en la ley de estados correspondientes que está
caracterizado por sus propiedades reducidas, por ejemplo, temperatura reducida
(Tr=T/Tc), presión reducida (Pr=P/Pc) y volumen reducido (Vr= V/Vc).
Sin embargo, es raro en la ingeniería del petróleo manejar sustancias puras, y
desafortunadamente la aplicación de la ley de estados correspondientes a
mezclas es complicada por el hecho de que el uso del punto crítico para una
mezcla no produce valores correctos de las propiedades reducidas.
Para propósitos de ingeniería, esta dificultad se resuelve con el uso de las
condiciones pseudocríticas, las cuales están basadas en presiones y temperaturas
críticas promedio molar de los compuestos de la mezcla. Aunque el uso de
condiciones pseudoreducidas para mezclas de hidrocarburos es generalmente
satisfactorio, esto no es verdadero para estados cercanos al punto pseudocrítico
verdadero, ni en general, para mezclas de vapor y líquido [3].
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32
La temperatura, presión y volumen en el estado pseudocrítico son de mucho
interés en la física del petróleo, particularmente en relación con las operaciones
modernas de refinación que se llevan a cabo a presiones y temperaturas muy
altas.
Los datos críticos son conocidos para la mayoría de los hidrocarburos puros de
masa molecular baja y generalmente se usan métodos estándar para tales
determinaciones.
La escaza información acerca del comportamiento de mezclas complejas ha
requerido que las presiones y temperaturas pseudocríticas sean usadas para
ciertas fracciones del petróleo y sus productos.
El punto pseudocrítico para una mezcla está definido como el promedio molar de
la temperatura y presión críticas de algunos constituyentes que forman la mezcla.
Esto puede ser usado como el punto crítico de una mezcla para el cálculo de las
presiones y temperaturas reducidas. Sin embargo, en el cálculo de las relaciones
de temperatura-presión-volumen de las mezclas por medio del punto
pseudocrítico, se debe reconocer que los valores no son precisos en la región del
punto pseudocrítico y no puede ser aplicado a mezclas de gases y líquidos [3].
3.1 Predicción de temperatura y presión pseudocríticas
En las correlaciones matemáticas de algunas propiedades, las propiedades
reducidas son útiles. Las propiedades reducidas están definidas como la relación
del valor actual de la propiedad y su valor crítico o pseudocrítico. Así para
volumen, temperatura o presión las relaciones son:
𝑉𝑟 =𝑉
𝑉𝑐 (35)
𝑇𝑟 =𝑇
𝑇𝑐 (36)
𝑃𝑟 =𝑃
𝑃𝑐 (37)
Algunos de los métodos ampliamente usados en la industria del petróleo se
describen en este capítulo. Estos procedimientos son desarrollados principalmente
con base en las propiedades críticas de hidrocarburos puros en los cuales los
datos experimentales validados están disponibles solo hasta C18 [21].
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33
3.1.1 Métodos Riazi Daubert1
Las ecuaciones simplificadas para calcular la temperatura y presión pseudocríticas
(Tc y Pc) de hidrocarburos en el intervalo de C5–C20 están desarrolladas en las
ecuaciones (38) y (39) como se muestra a continuación [21]:
𝑇𝑐 = 19.06232𝑇𝑏0.58848𝑠𝑔0.3596 (38)
𝑃𝑐 = 5.53027 × 107𝑇𝑏−2.3125𝑠𝑔2.3201 (39)
Donde Tc y Tb, que es la temperatura promedio medio (MeABP), están dados en
temperatura Kelvin y Pc está en bar. En la literatura, las ecuaciones anteriores se
refieren generalmente a métodos conocidos como métodos Riazi–Daubert o
métodos Riazi. Estas ecuaciones son recomendadas solo para hidrocarburos en el
intervalo de masa molecular de 70 a 300 y han sido ampliamente utilizadas en la
industria del petróleo. Sin embargo, estas correlaciones fueron reemplazadas con
correlaciones más precisas presentadas en las siguientes ecuaciones en términos
de Tb y sg y conocidos como Riazi Daubert2, como se indica a continuación:
𝑇𝑐 = 9.5233[exp (−9.314 × 10−4𝑇𝑏 − 0.544442𝑠𝑔 + 6.4791 × 10−4𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔]𝑇𝑏0.81067𝑠𝑔0.53691
(40)
𝑃𝑐 = 3.1958 × 105[exp(−8.505 × 10−3 ∗ 𝑇𝑏 − 4.8014𝑠𝑔 + 5.749 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]𝑇𝑏−0.4844𝑠𝑔4.0846
(41)
Estas correlaciones fueron adoptadas por el American Petroleum Institute (API) y
han sido utilizadas en software industrial bajo el nombre de “Método API” [21] o
Riazi Daubert3. Las mismas limitaciones y unidades aplicadas para las ecuaciones
(38) y (39) se aplican para estas ecuaciones. Para hidrocarburos pesados (>C20)
se usan las siguientes correlaciones matemáticas:
𝑇𝑐 = 35.9413[exp (−6.9 × 10−4𝑇𝑏 − 1.4442𝑠𝑔 + 4.91 × 10−4𝑇𝑏 × 𝑠𝑔)]𝑇𝑏0.7293𝑠𝑔1.2771 (42)
𝑃𝑐 = 6.9575[exp (−1.35 × 10−2𝑇𝑏 − 0.3129𝑠𝑔 + 9.174 × 10−3𝑇𝑏 × 𝑠𝑔)]𝑇𝑏0.6791𝑠𝑔−0.6807 (43)
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34
En donde Tc y Tb (temperatura promedio medio, MeABP) están dadas en Kelvin y Pc en bar.
Si fuese necesario estas ecuaciones pueden ser usadas para hidrocarburos en el
intervalo de C5 a C20 con buena precisión. La ecuación (42) predice los valores de
Tc de C5 – C50 con un promedio de porcentaje de desviación absoluta de 0.4 % y
la ecuación (43) predice Pc con un promedio de porcentaje de desviación absoluta
de 5.8%.
3.1.2 Correlaciones Riazi Daubert4
Otra expresión de las correlaciones de Riazi y Daubert para temperatura
pseudocrítica y presión pseudocrítica es la siguiente [26]:
𝑇𝑐 = 554.4[exp(−0.00013478𝑀𝑚 − 0.61641𝑠𝑔)]𝑀𝑚0.2998𝑠𝑔1.0555 (44)
𝑃𝑐 = 45 203[exp(−0.0018078𝑀𝑚 − 0.3084𝑠𝑔)]𝑀𝑚−0.8063𝑠𝑔1.6015 (45)
Las unidades de temperatura y presión son en Rankine y psia, respectivamente,
mientras que Mm es la masa molecular y sg es la gravedad específica a
15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.
Las ecuaciones (44) y (45) son utilizadas en el intervalo de masa molecular y
temperatura de ebullición de: 70 < Mm < 300 y 27°C < Tb < 338°C.
3.1.3 Correlaciones Riazi Daubert5
La versión original de las correlaciones de Riazi y Daubert se muestra a
continuación [27]:
𝑇𝑐 = 18.2394𝑇𝑏0.595251𝑠𝑔0.347420 (46)
𝑃𝑐 = 0.295152𝑇𝑏−2.20820𝑠𝑔2.22086 (47)
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35
En donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Kelvin, Tb es la temperatura
media molar (MABP) en Kelvin, Pc es la presión pseudocrítica en MPa y sg es la
densidad a 20°C.
Esta correlación es aplicable para derivados del petróleo con temperaturas de
ebullición de hasta 418°C y gravedad específica hasta de 1.1750.
3.1.4 Método Lee – Kesler
Lee y Kesler propusieron correlaciones para estimar Tc y Pc similares a sus
correlaciones para masa molecular [21] las cuales se muestran a continuación
𝑇𝑐 = 189.8 + 450.6𝑠𝑔 + (0.4244 + 0.1174𝑠𝑔)𝑇𝑏 + (0.1441 − 1.0069𝑠𝑔)105
𝑇𝑏 (48)
ln 𝑃𝑐 = 5.689 −0.0566
𝑠𝑔− (0.43639 +
4.1216
𝑠𝑔+
0.21343
𝑠𝑔2) × 10−3𝑇𝑏 +
(0.47579 +1.182
𝑠𝑔+
0.15302
𝑠𝑔2) × 10−6 × 𝑇𝑏2 − (2.4505 +
9.9099
𝑠𝑔2) × 10−10 × 𝑇𝑏3 (49)
Donde Tb es la temperatura promedio medio (MeABP), Tc es la temperatura
pseudocrítica, ambas en Kelvin y Pc está en bar. En estas ecuaciones se hicieron
intentos para mantener la coherencia interna entre Tc y Pc para que cuando Pc
sea igual a 1 atm, Tc sea igual o coincida con la temperatura normal de ebullición,
Tb.
Las correlaciones fueron recomendadas por los autores para el intervalo de masa
molecular de70 a 700 (C5 – C50, aproximadamente).
3.1.5 Método Cavett
Cavett desarrolló correlaciones empíricas para Tc y Pc en términos de la
temperatura de ebullición y de la gravedad API, las cuales están aún disponibles
en algunos simuladores de procesos y en algunos casos dan buenas estimaciones
de Tc y Pc para fracciones del petróleo ligeras a intermedias [21].
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36
Las ecuaciones son las siguientes:
𝑇𝑐 = 426.7062278 + (9.5187183 × 10−1)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) −
(6.01889 × 10−4)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 − (4.95625 × 10−3)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +
(2.160588 × 10−7)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)3 + (2.949718 × 10−6)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 +
(1.817311 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 (50)
log(𝑃𝑐) = 1.6675956 + (9.412011 × 10−4)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) −
(3.047475 × 10−6)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 − (2.087611 × 10−5)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +
(1.5184103 × 10−9)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)3 + (1.1047899 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 −
(4.8271599 × 10−8)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67) +
(1.3949619 × 10−10)(𝐴𝑃𝐼2)(1.8𝑇𝑏 − 459.67)2 (51)
En estas relaciones Pc está en bar, mientras que Tc y Tb están en temperatura
Kelvin y API es la gravedad API. Tb es la temperatura promedio medio (MeABP).
3.1.6 Método Winn – Mobil
Winn desarrolló un monograma para estimar varias propiedades físicas incluyendo
la masa molecular y la presión pseudocrítica para fracciones del petróleo mientras
que Mobil propuso un monograma similar para la estimación de la temperatura
pseudocrítica [21].
Los datos de entrada en ambos monogramas son la temperatura de ebullición (o
factor de caracterización de Watson, KW) y la gravedad específica “sg” (o la
gravedad API).
Estos monogramas fueron reducidos a formas de ecuación para aplicaciones
computacionales por Riazi y más tarde fueron reportados por Sim y Daubert [21].
Las ecuaciones son las siguientes:
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37
ln 𝑇𝑐 = −0.58779 + 4.2009𝑇𝑏0.08615𝑠𝑔0.04614 (52)
𝑃𝑐 = 6.148341 × 107𝑇𝑏−2.3177𝑠𝑔2.4853 (53)
Donde Tb es la temperatura promedio medio (MeABP), Tc es la temperatura
pseudocrítica, ambas en Kelvin y Pc en bar. En un análisis comparativo realizado
por los autores encontraron que los valores estimados de las correlaciones con los
valores de las figuras originales se tienen porcentajes de desviación absoluta de 1
y 1.5% para Tc y Pc, respectivamente.
3.1.7 Correlaciones de Tsonopoulos
Basado en las propiedades críticas de compuestos aromáticos, Tsonopoulos y
cols. propusieron las siguientes correlaciones para la estimación de Tc y Pc de
líquidos de carbón y fracciones ricas en aromáticos [21]:
log10 𝑇𝑐 = 1.20016 + 0.61954(log10 𝑇𝑏) + 0.48262(log10 𝑠𝑔) + 0.67365(log10 𝑠𝑔)2 (54)
log10 𝑃𝑐 = 7.37498 − 2.15833( log10 𝑇𝑏) + 3.34417(log10 𝑠𝑔) + 5.64019(log10 𝑠𝑔)2 (55)
Donde Tb (temperatura promedio medio, MeABP) y Tc están en Kelvin y Pc está
en bar. Estas correlaciones son recomendadas para fracciones líquidas de carbón
y se obtienen errores promedio de 0.7 y 3.5% para la estimación de temperatura y
presión pseudocríticas de hidrocarburos aromáticos.
3.1.8 Correlaciones Vetere
El objetivo de esta correlación fue desarrollar un método simple, seguro y
generalizado para la estimación de propiedades pseudocríticas de varios
compuestos polares y no polares así como de sus mezclas usando propiedades
fácilmente medibles, sin la necesidad de conocer la estructura química. Este
método fue usado para estimar propiedades pseudocríticas de más de 250
compuestos incluyendo hidrocarburos (C1 – C18) [28].
Vetere definió la ecuación (56) tanto para compuestos polares como no polares:
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38
𝜃 = exp(𝑎 + 𝑏𝑀𝑚 + 𝑐𝑇𝑏 + 𝑑𝜌 + 𝑒𝑇𝑏𝜌) (𝑀𝑓𝑇𝑏𝑔+ℎ𝑀𝑚
𝜌𝑖) (56)
Donde: θ es la temperatura pseudocrítica (Tc) en Kelvin o presión pseudocrítica
(Pc) en MPa. Tb es la temperatura promedio medio (MeABP) en Kelvin, ρ es la
densidad del líquido a 20°C y 1 atm en g/cm3 y Mm es la masa molecular.
La principal aplicación de la ecuación (56) no es estimar propiedades
pseudocríticas de gases ligeros en estado puro, sino estimar las propiedades de
mezclas que contengan tales compuestos y que tengan temperaturas promedio de
ebullición superiores a 293 K.
La ecuación (56) queda desarrollada con las siguientes expresiones:
𝑇𝑐 = exp(1.60193 + 0.00558𝑀𝑚 − 0.00112𝑇𝑏 − 0.52398𝜌 + 0.00104𝑇𝑏 × 𝜌) ×
(𝑀𝑚−0.06403𝑇𝑏0.93857−0.00085𝑀𝑚𝜌0.28290) (57)
𝑃𝑐 = exp(10.74145 + 0.07434𝑀𝑚 − 0.00047𝑇𝑏 − 2.10482𝜌 + 0.00508𝑇𝑏 × 𝜌) ×
(𝑀𝑚−1.18869𝑇𝑏−0.66773−0.01154𝑀𝑚𝜌1.53161) (58)
3.1.9 Correlaciones Sancet
Sancet usó el conjunto de datos proporcionado por Reid (1987) para establecer
una relación entre la masa molecular (Mm) y las propiedades críticas; la
temperatura pseudocrítica en Rankine y la presión pseudocrítica en psia [29]. Las
ecuaciones se muestran a continuación:
𝑃𝑐 = 82.82 + 653 exp(−0.007427𝑀𝑚) (59)
𝑇𝑐 = −778.5 + 383.5 ln(𝑀𝑚 − 4.075) (60)
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39
3.1.10 Correlaciones Mohamad
Las correlaciones propuestas son para estimar temperatura y presión
pseudocríticas principalmente. Fueron analizadas con 25 muestras de aceite de 14
campos del suroeste de Irán [29]. Las expresiones matemáticas son las
siguientes:
𝑃𝑐 = 36.02 × 𝑒𝑥𝑝(−0.01323𝑀𝑚) + 26.12 × 𝑒𝑥𝑝(−0.002561𝑀𝑚) (61)
𝑇𝑐 = 239.4 ln(𝑀𝑚) − 555.3 (62)
Donde Pc se obtiene en atm y Tc en temperatura Kelvin
Usualmente se recomiendan para hidrocarburos >C7
3.1.11 Correlaciones Twu
El método inicialmente correlaciona las propiedades de parafinas normales como
referencia. Los valores calculados fueron después ajustados para fracciones del
petróleo usando la diferencia entre gravedad específica de la fracción de
hidrocarburo y las parafinas normales con la misma temperatura de ebullición
como parámetro de corrección [26]. Las ecuaciones son las siguientes:
𝑇𝑐 = 768.071 + 1.7134(𝑇𝑏 − 459.67) − 0.10834 × 10−2(𝑇𝑏 − 459.67)2 +
0.3889 × 10−6(𝑇𝑏 − 459.67)3 − 0.89213 × 10−2(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼 +
0.53095 × 10−5(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼 + 0.32712 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼2 (63)
log 𝑃𝑐 = 2.829 + 0.9412 × 10−3(𝑇𝑏 − 459.67) − 0.30475 × 10−5(𝑇𝑏 − 459.67)2 +
0.15184 × 10−8(𝑇𝑏 − 459.67)3 − 0.20876 × 10−4(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼 +
0.11048 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼 − 0.4827 × 10−7(𝑇𝑏 − 459.67)𝐴𝑃𝐼2 +
0.1395 × 10−9(𝑇𝑏 − 459.67)2𝐴𝑃𝐼2 (64)
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40
Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Rankine, Tb es la temperatura
promedio medio (MeABP) en las mismas unidades y Pc es la presión
pseudocrítica en psia. También se utiliza la gravedad API como parámetro de
entrada.
3.2 Correlaciones para estimar temperatura pseudocrítica
Estas correlaciones reportadas son para estimar únicamente las temperaturas
pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se describen cada
una de dichas correlaciones.
3.2.1 Correlación Eaton – Porter
Es una ecuación empírica para calcular las temperaturas pseudocríticas de
petróleos, fue propuesta a partir de los valores obtenidos durante el desarrollo del
trabajo de Eaton y Porter junto con los datos de compuestos puros conseguidos
de varias fuentes en la literatura [30].
La ecuación desarrollada se muestra a continuación:
𝑇𝑐 = 180 + 1.75𝑎 − 0.00088𝑎2 (65)
Donde:
𝑎 = (𝑇𝑏 + 100)(𝑠𝑔) (66)
Tc = temperatura pseudocrítica, °F
Tb = temperatura de ebullición al 50% (destilación ASTM), °F
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
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41
3.2.2 Correlación Cavett
La correlación de Cavett se reportó para estimar la temperatura pseudocrítica y es
la siguiente [31]:
𝑇𝑐 = 768.07121 + 1.7133693𝑇𝑏 − 0.10834003 × 10−2𝑇𝑏2 − 0.89212579 × 10−2(𝐴𝑃𝐼)𝑇𝑏 +
0.38890584 × 10−6𝑇𝑏3 + 0.53094920 × 10−5(𝐴𝑃𝐼)𝑇𝑏2 +
0.32711600 × 10−7(𝐴𝑃𝐼2)𝑇𝑏2 (67)
Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Rankine (R), Tb es la temperatura
media volumétrica (VABP) en °F. La gravedad API también es utilizada.
3.2.3 Correlación Lee – Kesler
Otra correlación de Kesler y Lee es reportada en la siguiente ecuación [31]:
𝑇𝑐 = 341.7 + 811𝑠𝑔 + (0.4244 + 0.1174𝑠𝑔)𝑇𝑏 + (0.4669 − 3.2623𝑠𝑔) ×105
𝑇𝑏 (68)
Donde Tc es la temperatura pseudocrítica, Tb es la temperatura media volumétrica
(VABP) ambas en Rankine y sg es la gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó
60°F/60°F.
3.2.4 Correlación Riazi – Daubert
La siguiente correlación es reportada por Riazi y Daubert para estimar la
temperatura pseudocrítica [31]:
𝑇𝑐 = 24.2787𝑇𝑏0.58848𝑠𝑔0.3596 (69)
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42
Donde Tc y Tb están en Rankine y corresponden a la temperatura pseudocrítica y
la temperatura media volumétrica (VABP), respectivamente, sg es la gravedad
específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.
3.2.5 Correlación Brule
La correlación Brule para calcular la temperatura pseudocrítica es la siguiente [31]:
𝑇𝑐 = 429.138 + 0.886861𝑇𝑏 − 4.596433 × 10−4𝑇𝑏2 − 2.410089 × 10−3𝐴𝑃𝐼 × 𝑇𝑏 +
1.630489 × 10−7𝑇𝑏3 − 9.323778 × 10−7𝐴𝑃𝐼 × 𝑇𝑏2 − 1.430628 × 10−8𝐴𝑃𝐼2𝑇𝑏2 (70)
Donde Tc es la temperatura pseudocrítica en Kelvin, Tb es la temperatura media
volumétrica (VABP) en °F, además utiliza la gravedad API.
Las ecuaciones anteriores 67, 68, 69 y 70 están desarrolladas para fracciones del
petróleo.
Las correlaciones de Brule [31] y la correlación de Roess [32] son recomendadas
para predecir la Tc de manera satisfactoria para turbosinas, aunque también se
recomienda para otros derivados del petróleo.
3.2.6 Correlación de Roess
La ecuación de Roess se utiliza para calcular la temperatura pseudocrítica de una
fracción de petróleo. Se deben conocer o estimar la gravedad específica y la
temperatura media volumétrica (VABP) de la fracción [32].
La ecuación es la siguiente:
𝑇𝑐 = 186.16 + 1.6667∆ − 0.7127 × 10−3∆2 (71)
∆= (𝑠𝑔)(𝑉𝐴𝐵𝑃 + 100) (72)
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43
Donde:
Tc = temperatura pseudocrítica, °F
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
VABP = temperatura media volumétrica, °F
Esta ecuación fue evaluada con fracciones del petróleo caracterizadas por el
intervalo de propiedades físicas mostradas en la Tabla 11 [32]:
Tabla 11. Intervalo de propiedades físicas para correlación de Roess [32].
Propiedad Intervalo
Temperatura pseudocrítica, °C 288 – 538 Presión pseudocrítica, kg/cm2 17.5 – 49
Gravedad específica a 15.56°C/15.56°C 0.660 – 0.975
Los errores en las temperaturas pseudocríticas calculadas son alrededor del 1%
usando este procedimiento. La máxima desviación esperada es de -5.56°C y si los
intervalos de las propiedades físicas citadas son excedidos, el error puede ser
grande.
3.2.7 Ecuación API
La ecuación (73) se usa para calcular la temperatura pseudocrítica de fracciones
del petróleo [32].
Con este propósito, se deben conocer o estimar la gravedad específica y la
temperatura promedio medio (MeABP), la ecuación es la siguiente:
𝑇𝑐 = 10.6443[exp(−5.1747 × 10−4𝑇𝑏 − 0.54444𝑠𝑔 + 3.5995 × 10−4𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]
× 𝑇𝑏0.81067𝑠𝑔0.53691 (73)
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44
Donde:
Tc = temperatura pseudocrítica, R
Tb = temperatura promedio medio (MeABP), R
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
La ecuación (73) también puede expresarse en forma gráfica mostrada en la Figura 4 en términos del factor de caracterización de Watson (Kw) y de la gravedad API.
La ecuación (73) es válida sólo en el intervalo de propiedades mostradas en la
Tabla 12 [32]:
Tabla 12. Intervalo de propiedades físicas de ecuación API para Tc [32].
Propiedad Intervalo
Masa molecular 70 – 295 Temperatura de ebullición, °C 27 – 343
Gravedad API 6.6 – 95
3.3 Correlaciones para estimar presión pseudocrítica
Estas correlaciones reportadas son para estimar únicamente las presiones
pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se describen cada
una de dichas correlaciones.
3.3.1 Correlación Lee – Kesler
La ecuación de Kesler y Lee para presión pseudocrítica es la siguiente [26]:
𝑙𝑛 𝑃𝑐 = 8.3643 −0.0566
𝑠𝑔− (0.24244 +
2.2898
𝑠𝑔+
0.11857
𝑠𝑔2) × 10−3𝑇𝑏 +
(1.4685 +3.648
𝑠𝑔+
0.47227
𝑠𝑔2) × 10−7𝑇𝑏2 − (0.42019 +
1.6977
𝑠𝑔2) × 10−10𝑇𝑏3 (74)
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45
Las unidades de temperatura y presión son Rankine y psia respectivamente, se
usa la temperatura promedio medio (MeABP) como temperatura de ebullición,
mientras que sg es la gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F.
3.3.2 Ecuación API
La ecuación (75) calcula la presión pseudocrítica de fracciones del petróleo. La
gravedad específica y la temperatura promedio medio (MeABP) deben conocerse
o estimarse [32]. La ecuación es la siguiente:
𝑃𝑐 = 6.162 × 106[exp (−4.725 × 10−3𝑇𝑏 − 4.8014𝑠𝑔
+3.1939 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)]𝑇𝑏−0.4844𝑠𝑔4.0846 (75)
Donde:
Pc = presión pseudocrítica, psia
Tb = temperatura promedio medio (MeABP), R
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F
La ecuación (75) también se muestra en la Figura 7 en términos del factor de
caracterización de Watson y de la gravedad API y es válida también en el mismo
intervalo de valores de propiedades de la Tabla 12 [32]:
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46
3.4 Procedimientos gráficos para estimar temperatura y presión
pseudocrítica
Estas graficas reportadas en la literatura son para estimar las temperaturas y
presiones pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se
describen las gráficas correspondientes.
3.4.1 Gráfica de Nelson
La Figura 2 puede ser usada para estimar la temperatura y presión pseudocríticas
de hidrocarburos con altas temperaturas de ebullición o intervalo de fracciones
amplias, al igual que la Figura 5 [33].
Figura 2. Presiones y temperaturas pseudocríticas de fracciones del petróleo e
hidrocarburos [33].
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47
3.5 Procedimientos gráficos para estimar temperatura pseudocrítica
Estas gráficas reportadas son para estimar únicamente las temperaturas
pseudocríticas para el petróleo o sus productos, a continuación se describen cada
una de dichas gráficas.
3.5.1 Gráfica Eaton – Porter
Para el método Eaton – Porter en forma gráfica se usa la Figura 3 [30], que
permite determinar la temperatura pseudocrítica directamente si son conocidas la
gravedad específica y la temperatura al 50% de la destilación ASTM [30].
Figura 3. Gráfica para temperatura pseudocrítica de petróleos [30].
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48
3.5.2 Gráfica API
Esta gráfica se utiliza para estimar la temperatura pseudocrítica de fracciones del
petróleo y para usarla se deben calcular el factor de caracterización de Watson y
la gravedad API. La temperatura pseudocrítica se obtiene en Rankine [32].
Figura 4. Gráfica para temperaturas pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].
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49
3.5.3 Gráfica de Nelson
La Figura 5 puede ser usada para estimar la temperatura pseudocrítica de
hidrocarburos con altas de ebullición o intervalo de fracciones amplias [33].
Nótese que si dos propiedades son conocidas, todas las demás pueden ser
estimadas.
Figura 5. Masas moleculares, temperaturas pseudocríticas, factores de caracterización y
gravedad API de fracciones del petróleo [33].
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50
3.6 Procedimientos gráficos para estimar presión pseudocrítica
Estas gráficas son para estimar únicamente las presiones pseudocríticas para el
petróleo o sus productos, a continuación se describen cada una de dichas
gráficas.
3.6.1 Gráfica API
La presión pseudocrítica de una fracción de petróleo es estimada de la Figura 6, la
cual relaciona la presión pseudocrítica de fracciones derivadas del petróleo con la
pendiente ASTM, la temperatura media volumétrica ASTM en °F y la gravedad API
de la fracción.
Este método fue evaluado con datos de fracciones caracterizadas dentro del
siguiente intervalo de propiedades físicas [32]:
Tabla 13. Intervalo de propiedades físicas para gráfica API [32].
Propiedad Intervalo
Temperatura pseudocrítica, °C 288 – 538 Presión pseudocrítica, kg/cm2 3.5 – 49
Gravedad específica a 15.56°C/15.56°C 0.660 – 0.975
Los errores en el cálculo de las presiones pseudocríticas son de alrededor del 3%
(±16 psia) usando este método. La máxima desviación esperada es de 60 psia.
Se requieren los siguientes datos como parámetros de entrada:
Temperatura media volumétrica (VABP) en °F
Gravedad API
Pendiente ASTM
La presión pseudocrítica se obtiene en psia.
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51
Figura 6. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].
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52
3.6.2 Gráfica API (2)
La Figura 7 sirve para la estimación de presiones pseudocríticas de fracciones del
petróleo utilizando la gravedad API y el factor de caracterización de Watson para
su uso. Las líneas punteadas representan valores extrapolados y deben usarse
con precaución. La presión pseudocrítica se obtiene en psia [32].
Figura 7. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del petróleo [32].
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53
Capítulo 4
Desarrollo experimental
Con el fin de analizar las correlaciones descritas en el capítulo 3 con datos
experimentales, se muestrearon y caracterizaron diferentes tipos de hidrocarburos
procedentes de algunas de las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX).
4.1 Muestreo y caracterización de corrientes de hidrocarburos
Las corrientes de hidrocarburos muestreadas fueron naftas, gasolinas, querosinas,
gasóleo ligero primario y combustible diesel. Estas muestras se caracterizaron
para determinar la densidad, gravedad específica, gravedad API, contenido de
azufre y curva de destilación, empleando los métodos estandarizados siguientes:
Densidad: ASTM D4052
Gravedad API: ASTM D287
Azufre: ASTM D4294
Destilación atmosférica: ASTM D86
4.1.1 Densidad ASTM D4052
La densidad absoluta se midió a temperatura ambiente, sin embargo, se convirtió
a densidades relativas 15.56°C/15.56°C y 20°C/4°C, usando el procedimiento que
se reporta en la literatura [32]. La gravedad API se calculó con base en la
gravedad específica.
Así mismo, es importante señalar que las densidades tomadas para las muestras
de Magna 1, Diesel 1 y Diesel 2 se llevaron a cabo en un viscosímetro a la
temperatura deseada y solamente se modificó la temperatura a 15.56°C para
convertirla a gravedad específica.
Es conveniente mencionar que el peso específico 20/4ºC también fue usada con
algunas correlaciones matemáticas para la estimación de estas propiedades
pseudocríticas.
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54
4.1.2 Azufre ASTM D4294
El contenido de azufre se determinó con un equipo que emplea la técnica de rayos
X dispersiva. Este equipo arroja resultados confiables a una concentración >50
ppm. Esta propiedad solamente se determinó para conocer la calidad de las
corrientes, ya que no se considera en los cálculos de propiedades pseudocríticas
con las correlaciones matemáticas.
4.1.3 Destilación ASTM D86
Las curvas de destilación obtenidas por el método ASTM D86 son confiables y
esto representa que se cuente con una buena base de datos para utilizarlos como
parámetros de entrada en las distintas correlaciones y modelos para temperatura
pseudocrítica (Tc) y presión pseudocrítica (Pc). Con la curva de destilación de
cada hidrocarburo se calcularon las temperaturas promedio de ebullición de
acuerdo con el segundo método de cálculo descrito en el capítulo 2.
4.2 Propiedades de corrientes de hidrocarburos
Los resultados de la caracterización de gasolinas se muestran en la Tabla 14 y de
los gasóleos ligeros primarios o combustible diesel se observan en la Tabla 15.
Se observa que conforme la fracción es más pesada (de gasolina a gasóleo ligero
primario) la densidad aumenta y también se incrementa las temperaturas iniciales
y finales de ebullición debido a la diferente composición de los hidrocarburos, ya
que entre más pesado es el corte es mayor el número de carbonos.
Adicionalmente al aumentar las temperaturas de ebullición se incrementa el
contenido de azufre. La mayoría de los hidrocarburos hidrodesulfurados cumplen
con las especificaciones de combustibles para su comercialización reportados en
la Norma Oficial de Emergencia, NOM–EM–005–CRE–2015 “Especificaciones de
calidad de los petrolíferos” [32].
Los resultados también muestran que las naftas y gasolinas tienen mayor
gravedad API con respecto a los gasóleos ligeros primarios. Mientras menor es la
densidad de un hidrocarburo mayor será su gravedad API y por lo tanto, la
muestra es más ligera debido a la relación existente entre estas dos propiedades
que resultan ser inversamente proporcionales conforme a la ecuación (16) del
capítulo 2.
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55
Tabla 14. Resultados de caracterización de gasolinas y querosinas.
Propiedades Muestra Nafta 1
Muestra Nafta 2
Muestra Nafta 3
Muestra Magna 1
Muestra Querosina 1
Muestra Querosina 2
Muestra Querosina 3
Densidad experimental, g/cm3
0.7401 0.7401 0.7448 0.7648
0.8316 0.8163 0.8286
Temperatura de prueba de la densidad, ºC
22.9 23.0 23.3 15.56 22.3 23.3 23.4
Peso específico 20/4°C 0.7425 0.7426 0.7476 0.7608 0.8333 0.8188 0.8311
Gravedad específica, sg
0.7460
0.7461
0.7511
0.7655
0.8363
0.8218
0.8341
Gravedad API
58.18
58.15
56.89
53.35
37.70
40.68
38.14
Curva de destilación, °C 0%vol. 5%vol.
10%vol. 20%vol. 30%vol. 40%vol. 50%vol. 60%vol. 70%vol. 80%vol. 90%vol. 95%vol.
100%vol.
86.7 103.0 107.0 112.3 117.4 122.4 127.8 133.5 141.9 150.6 162.3 173.9 190.8
92.3 103.5 105.9 110.3 114.6 119.6 125.6 131.9 140.8 150.1 162.4 173.4 189.8
101.9 110.6 112.8 116.7 120.8 125.5 131.1 137.3 144.0 151.0 159.9 166.5 177.8
30.7 42.1 47.5 57.7 68.1 80.0 94.3
112.4 132.4 152.9 179.8 218.9 228.3
231.4 242.7 245.5 249.1 252.5 255.7 258.9 262.2 266.1 271.6 281.7 294.9 318.2
189.7 212.4 218.3 224.8 229.9 234.1 238.3 242.6 247.5 253.6 262.1 269.7 277.9
46.9 225.0 236.8 248.4 255.0 260.2 264.6 268.7 273.6 279.7 289.7 299.8 313.7
Azufre, %peso 0.0175 0.0170 0.0166 0.0215 0.8064 0.5311 0.0166
IPN ESIQIE
56
Tabla 15. Resultados de caracterización de combustible diesel y gasóleo ligero primario.
Propiedades Muestra Diesel 1
Muestra Diesel 2
Muestra Diesel 3
Muestra GLP 1
Muestra GLP 2
Muestra GLP 3
Densidad experimental, g/cm3
0.8317 0.8370
0.8178 0.8420 0.8543 0.8595
Temperatura de prueba de la densidad, ºC
23.4 15.56 15.56 23.1 22.9 22.7
Peso específico 20/4°C
0.8342
0.8338
0.8146
0.8442
0.8563
0.8614
Gravedad específica, sg
0.8372
0.8377
0.8185
0.8472
0.8592
0.8643
Gravedad API
37.52
37.41
41.38
35.52
33.19
32.22
Curva de destilación, °C
0%vol. 5%vol.
10%vol. 20%vol. 30%vol. 40%vol. 50%vol. 60%vol. 70%vol. 80%vol. 90%vol. 95%vol.
100%vol.
190.8 211.8 218.4 230.1 242.3 253.6 265.0 278.0 292.2 309.1 331.8 351.9 365.3
197.6 222.4 232.1 246.0 257.1 265.6 273.9 282.4 292.5 306.3 328.0 346.3 360.7
164.7 180.1 185.2 194.8 207.6 222.9 241.0 259.5 277.1 295.0 317.9 336.0 351.7
183.0 245.9 262.5 279.5 290.6 300.0 308.9 317.5 326.6 336.9 351.5 369.0 371.4
248.0 270.4 278.7 288.1 295.6 302.1 308.9 316.0 324.4 334.7 351.8 368.2 377.3
241.6 270.9 279.2 287.1 292.9 298.6 304.0 309.5 315.6 322.4 331.7 339.5 344.8
Azufre, %peso 0.0184 0.0188 0.0179 0.0765 1.1966 1.9460
IPN ESIQIE
57
4.3 Comportamiento de las curvas de destilación de los hidrocarburos caracterizados En las Figuras 8 a 11 se reportan las curvas de destilación de cada uno de los
hidrocarburos caracterizados. La temperatura que se reporta es la atmosférica
equivalente, y por lo tanto, se encuentra corregida a la presión de 760 mmHg. Se
observa que todas las curvas de destilación presentan el comportamiento típico,
es decir, la temperatura no es constante debido a que un hidrocarburo está
constituido de muchos componentes y estos ebullen a distintas temperaturas y por
tal motivo se obtiene una curva de destilación y no una línea recta como en el
caso de un compuesto puro.
En la Figura 8 se reportan las curvas de destilación para las naftas y gasolinas,
donde se observa que las naftas 1, 2 y 3 tienen similares temperaturas iniciales y
finales de ebullición (TIE, TFE), mientras que la Magna 1 tiene un comportamiento
diferente, ya que se trata de una gasolina comercial, la cual se encuentra
formulada de diferentes corrientes de gasolinas.
En la Figura 9 se muestran las curvas de destilación para las querosinas, en
donde se observa que las muestras 1 y 2 presentan temperaturas iniciales y
finales de ebullición distintas, la muestra de querosina 3 presenta una temperatura
de ebullición muy baja, esto indica que contiene una cantidad de fracción ligera
como podría ser nafta o turbosina.
En la Figura 10 se muestran las curvas de destilación de los combustibles diesel y
se observa que las muestras 1 y 2 presentan temperaturas iniciales y finales de
ebullición muy similares mientras que la muestra 3 tiene TIE y TFE diferentes a las
anteriores, sin embargo, se encuentra dentro del intervalo de temperatura de
ebullición de los combustibles diesel.
La Figura 11 muestra las curvas de destilación de los gasóleos ligeros primarios y
se observa que las temperaturas iniciales y finales son similares para las muestras
2 y 3, mientras que la muestra 1 tiene una TIE ligeramente menor, sin embargo,
estas muestras tienen el intervalo de ebullición típicos de los gasóleos ligeros
primarios.
IPN ESIQIE
58
Figura 8. Curvas de destilación de naftas y gasolina Magna.
Figura 9. Curvas de destilación de las querosinas.
0
50
100
150
200
250
0 20 40 60 80 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen destilado
Nafta 1
Nafta 2
Nafta 3
Magna 1
0
50
100
150
200
250
300
350
0 20 40 60 80 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen destilado
Querosina 1
Querosina 2
Querosina 3
IPN ESIQIE
59
Figura 10. Curvas de destilación de los combustibles diesel.
Figura 11. Curva de destilación de los gasóleos ligeros primarios.
150
200
250
300
350
400
0 20 40 60 80 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen destilado
Diesel 1
Diesel 2
Diesel 3
150
200
250
300
350
400
0 20 40 60 80 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen destilado
GLP 1
GLP 2
GLP 3
IPN ESIQIE
60
Capítulo 5
Análisis de resultados
En este capítulo se discuten los resultados obtenidos de la caracterización de los
distintos derivados del petróleo (naftas, gasolinas, querosinas, diesel y gasóleo
ligero primario) muestreados en distintas plantas de refinación del México. Así
también se discuten las propiedades calculadas en un programa desarrollado en
Excel y de las propiedades pseudocríticas (Tc y Pc) de todas las correlaciones
reportadas en literatura y descritas en el capítulo 3.
Entre las distintas propiedades que se analizaron están el contenido de azufre, la
densidad determinada a temperatura ambiente y que posteriormente se convirtió a
peso específico 20ºC/4ºC y 15.56ºC/15.56ºC (gravedad específica) por el método
de coeficientes de expansión. Con el método ASTM D287 se calculó la gravedad
API y con el método ASTM D86 se determinó experimentalmente la curva de
destilación de cada muestra de hidrocarburo y con ésta se calcularon las
temperaturas promedio de ebullición.
Para la estimación de los valores de temperatura y presión pseudocríticas de los
productos del petróleo se utilizaron tanto los datos obtenidos en el laboratorio de
caracterización (temperaturas de ebullición, densidad) como las que fueron
calculadas (gravedad específica, gravedad API, temperaturas promedio de
ebullición masa molecular, etc.). Estos datos fueron introducidos en las distintas
correlaciones y ecuaciones para calcular la temperatura pseudocrítica y la presión
pseudocrítica para cada muestra de los distintos derivados del petróleo.
5.1 Resultados experimentales de la caracterización
Después de caracterización de las muestras de derivados del petróleo por medio
de los métodos ASTM correspondientes y aplicables a los distintos cortes del
petróleo, se obtuvieron resultados verdaderos, congruentes y confiables. A
continuación se describen las propiedades físicas indispensables para la
estimación de las propiedades pseudocríticas.
IPN ESIQIE
61
5.1.1 Densidad
Esta propiedad fue analizada para cada muestra de hidrocarburos mediante el
método ASTM D4052, aunque también se disponen de los siguientes: ASTM
D1298 y ASTM D70. Tanto el método ASTM D4052 como el ASTM D1298
permiten medir experimentalmente la densidad y con esta propiedad se puede
calcular la gravedad específica (sg) y la gravedad API.
Para la estimación de propiedades pseudocríticas de los derivados del petróleo
caracterizados, la densidad absoluta no es usada como un parámetro de entrada
importante en las distintas correlaciones reportadas en literatura para estimar
estas propiedades pseudocríticas, excepto para las correlaciones de Vetere que
corresponden a las ecuaciones 57 y 58 del capítulo 3, en donde se utiliza el peso
específico 20/4°C como dato de entrada para realizar los cálculos de temperatura
y presión pseudocríticas.
La densidad absoluta a temperatura ambiente que se reportaron en las Tablas 14
y 15 es utilizada como base para calcular la densidad 20/4ºC y la gravedad
específica (15.56°C/15.56°C) mediante el método de coeficientes de expansión.
De acuerdo con lo reportado en la Norma Oficial de Emergencia, NOM–EM–005–
CRE–2015 “Especificaciones de calidad de los petrolíferos” [13] y a los datos
reportados por D. Chávez [20], las densidades de las muestras caracterizadas se
encuentran dentro de los parámetros establecidos en dichas referencias.
Se puede observar que las densidades de las muestras aumentan conforme el
corte se hace más pesado.
5.1.2 Gravedad específica
La gravedad específica es una propiedad física muy importante utilizada dentro de
la caracterización del petróleo y de sus derivados, estableciendo intervalos de esta
propiedad para clasificarlos y poder conocer la composición aproximada de
familias de hidrocarburos (parafinas, olefinas, naftenos y aromáticos), además de
que es una propiedad aún más importante y utilizada que la densidad absoluta.
Esta propiedad es calculada a partir de la densidad absoluta experimental
mediante el método de coeficientes de expansión. Sin embargo, también puede
utilizarse la ecuación 17 [22] si la gravedad API es conocida.
IPN ESIQIE
62
Esta propiedad es utilizada como dato de entrada en la mayoría de las
correlaciones para la estimación de propiedades pseudocríticas. Las correlaciones
que utilizan esta propiedad son las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi
Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4, Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil,
Tsonopoulos, Eaton Porter, Lee Kelser para Tc, Riazi Daubert para Tc, la ecuación
de Roess, la ecuación API para Tc y las ecuaciones de Lee Kesler y API para Pc.
La densidad absoluta, el peso específico 20/4°C y la gravedad específica
aumentan de hidrocarburos ligeros a pesados, mientras que la gravedad API
disminuye en el mismo orden para los muestras de hidrocarburos, esto debido a la
relación que existe entre la gravedad API y la gravedad específica mostrada en la
ecuación 17 [22] y en la cual se observa que esta propiedad es inversamente
proporcional a la gravedad específica (sg).
5.1.3 Curva de destilación
Una de las propiedades físicas más importantes dentro de la caracterización de
petróleos y de sus derivados es la destilación, la cual puede llevarse a cabo por
los métodos ASTM D86, ASTM D2892, ASTM D1160, ASTM D5236, ASTM D7344
y ASTM D7345.
Por el tipo de muestras, que se consideran ligeras, en este trabajo de tesis la
destilación fue llevada a cabo por el método ASTM D86.
Este método es el más confiable y adecuado para estas muestras, ya que van de
ligeros a intermedios, con poca o mínima cantidad de impurezas. El equipo con el
que se llevaron a cabo las destilaciones realiza la prueba a temperatura
atmosférica y de manera automática hace la corrección a temperatura atmosférica
equivalente (TAE) para cada temperatura correspondiente al porciento destilado
que se esté obteniendo, además de que proporciona la correspondiente curva de
destilación corregida para cada muestra.
IPN ESIQIE
63
Esta curva de destilación así como las respectivas temperaturas obtenidas
durante la prueba en cada porciento de destilado son de vital importancia para el
cálculo de las temperaturas promedio de ebullición (VABP: temperatura media
volumétrica, WABP: temperatura media gravimétrica, MABP: temperatura media
molar, CABP: temperatura media volumétrica cúbica y MeABP: temperatura
promedio medio) las cuales a su vez son parámetros de entrada esenciales para
el desarrollo del cálculo de las temperaturas y presiones pseudocríticas.
De acuerdo con la destilación ASTM D86, las muestras caracterizadas presentan
el siguiente intervalo de temperaturas iniciales y finales de ebullición:
5.1.3.1 Temperaturas de ebullición de naftas y gasolina
Las temperaturas iniciales de ebullición están en el intervalo de 86ºC – 102ºC,
mientras que las temperaturas finales están dentro del intervalo de 177ºC – 191ºC.
Por otro lado la gasolina Magna presenta una temperatura inicial menor de
ebullición con 30ºC y una temperatura final de 228ºC, aproximadamente.
5.1.3.2 Temperaturas de ebullición de querosina y diesel
Las muestras de querosina presentan temperaturas iniciales de ebullición entre
189°C – 232°C para las muestras de querosina 1 y 2, mientras que la muestra de
querosina 3 presenta una temperatura inicial de ebullición de 46.9°C debido a que
posiblemente en la destilación industrial se haya contaminado con fracción más
ligera. Considerando las tres muestras analizadas de querosinas, las temperaturas
finales de ebullición son de 278°C – 318°C.
Por otro lado, el diesel presenta temperaturas iniciales de ebullición de
164°C – 198°C y finales de 351°C – 365°C, aproximadamente.
5.1.3.3 Temperaturas de ebullición de gasóleo ligero primario
Finalmente el gasóleo ligero primario presenta temperaturas iniciales de ebullición
en el intervalo de 241°C a 248°C para las muestras 1 y 2, la muestra de gasóleo 1
tiene temperatura inicial de ebullición de 183°C. Las temperaturas finales de
ebullición se encuentran en el intervalo aproximado de 344°C a 377°C.
IPN ESIQIE
64
5.2 Desarrollo del programa
Se desarrolló un programa de cómputo en Office Excel, que permite calcular las
propiedades pseudocríticas, temperaturas promedio usando el método de la
pendiente SL, la gravedad API, los factores de caracterización así como la masa
molecular.
Para que el programa pueda realizar esta serie de cálculos se deben introducir las
temperaturas de ebullición obtenidas de la destilación ASTM D86 en Celsius, la
gravedad específica “sg”, así como el peso específico a 20/4ºC.
Para calcular las temperaturas y las presiones pseudocríticas, se programaron
todas las correlaciones de literatura mostradas en el capítulo 3 utilizando las
propiedades físicas necesarias. Los resultados de cada correlación y cada modelo
son obtenidos en diferentes unidades de temperatura y presión, por lo que para
homogenizar las unidades se hace la conversión correspondiente a temperaturas
Rankine (R), Kelvin (K), ºF (Fahrenheit) y ºC (Celsius) y de presión en psia, bar,
kg/cm2 y atm. En las Figuras 12 a 15 se muestran las imágenes de pantalla de los
cálculos que realiza el programa de cómputo desarrollado.
5.2.1 Temperaturas promedio
Con las ecuaciones 6 a la 12 se calculan las temperaturas promedio, para las
cuales se introducen las temperaturas al 10%, 30%, 50%, 70% y 90% volumen de
destilado en Celsius. Se calcula primero la temperatura media volumétrica (VABP),
que sirve como base para calcular las demás temperaturas promedio.
Estas temperaturas promedio se muestran tanto en temperaturas absolutas
(Rankine y Kelvin) como relativas (Celsius y Fahrenheit) y forman parte del
conjunto de datos que se utilizan con las correlaciones de las propiedades
pseudocríticas.
Es importante señalar que la temperatura más usada es la temperatura promedio
medio (MeABP), ya que algunas correlaciones no especifican que temperatura de
ebullición debe ser manejada para llevar a cabo el cálculo de las propiedades
pseudocríticas; esta temperatura es confiable porque es el promedio aritmético de
la temperatura media molar (MABP) y de la temperatura media volumétrica cúbica
(CABP). Las cinco temperaturas promedio de cada muestra se enlistan en la Tabla
16 en las cuatro escalas de temperatura (°C, °F, K, R).
IPN ESIQIE
65
Figura 12. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de las temperaturas promedio,
masa molecular y factor de caracterización.
Figura 13. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades
pseudocríticas (1).
IPN ESIQIE
66
Figura 14. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades
pseudocríticas (2).
Figura 15. Imagen del programa de cómputo en el resumen de los valores calculados de
las propiedades pseudocríticas.
IPN ESIQIE
67
Tabla 16. Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados.
Muestra VABP WABP MABP
ºC ºF K R ºC ºF K R ºC ºF K R
Nafta 1 131.28 268.30 404.43 727.97 132.71 270.88 405.86 730.55 125.10 257.19 398.25 716.86
Nafta 2 129.86 265.75 403.01 725.42 131.34 268.41 404.49 728.08 123.52 254.34 396.67 714.01
Nafta 3 133.72 272.70 406.87 732.37 134.90 274.82 408.05 734.49 128.53 263.36 401.68 723.03
Magna 1 104.42 219.96 377.57 679.63 109.40 228.92 382.55 688.59 84.96 184.92 358.11 644.59
Querosina 1 260.94 501.69 534.09 961.36 261.53 502.76 534.68 962.43 257.58 495.64 530.73 955.31
Querosina 2 239.22 462.60 512.37 922.27 240.00 464.00 513.15 923.67 235.06 455.11 508.21 914.78
Querosina 3 263.94 507.09 537.09 966.76 264.84 508.71 537.99 968.38 259.03 498.25 532.18 957.92
Diesel 1 269.94 517.89 543.09 977.56 272.29 522.12 545.44 981.79 257.54 495.57 530.69 955.24
Diesel 2 276.72 530.10 549.87 989.77 278.55 533.39 551.70 993.06 266.91 512.44 540.06 972.11
Diesel 3 245.76 474.37 518.91 934.04 248.91 480.04 522.06 939.71 229.78 445.60 502.93 905.27
GLP 1 308.02 586.44 581.17 1046.11 309.54 589.17 582.69 1048.84 299.44 570.99 572.59 1030.66
GLP 2 311.86 593.38 585.03 1053.05 313.05 595.48 586.20 1055.15 305.18 581.33 578.33 1041.00
GLP 3 304.68 580.42 577.83 1040.09 305.48 581.86 578.63 1041.53 300.04 572.07 573.19 1031.74
IPN ESIQIE
68
Tabla 16 (continuación). Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados.
Muestra CABP MeABP
ºC ºF K R ºC ºF K R
Nafta 1 129.71 265.48 402.86 725.15 127.38 261.28 400.53 720.95
Nafta 2 128.25 262.86 401.40 722.53 125.86 258.54 399.01 718.21
Nafta 3 132.37 270.27 405.52 729.94 130.43 266.78 403.58 726.45
Magna 1 99.81 211.66 372.96 671.33 92.29 198.13 365.44 657.80
Querosina 1 260.13 500.23 533.28 959.90 258.83 497.90 531.98 957.57
Querosina 2 238.23 460.81 511.38 920.48 236.61 457.90 509.76 917.57
Querosina 3 262.82 505.08 535.97 964.75 260.88 501.58 534.03 961.25
Diesel 1 267.40 513.31 540.55 972.98 262.34 504.20 535.49 963.87
Diesel 2 274.68 526.43 547.83 986.10 270.69 519.23 543.84 978.90
Diesel 3 242.47 468.45 515.62 928.12 235.97 456.75 509.12 916.42
GLP 1 306.25 583.26 579.40 1042.93 302.75 576.95 575.90 1036.62
GLP 2 310.47 590.85 583.62 1050.52 307.75 585.96 580.90 1045.63
GLP 3 303.65 578.57 576.80 1038.24 301.80 575.24 574.95 1034.91
IPN ESIQIE
69
5.2.2 Masa molecular
Esta propiedad física es calculada mediante las correlaciones de la ecuación
cuadrática (ecuación 26) y de Riazi Daubert (ecuación 27) descritas en el capítulo
2 para hidrocarburos ligeros, aunque también se cuenta con el método ASTM
D2502, sin embargo, se utiliza para muestras de hidrocarburos pesados. Los
datos de entrada para la correlación de la ecuación cuadrática es el factor de
caracterización y la temperatura media volumétrica (VABP) de la muestra,
mientras que el segundo método utiliza la gravedad específica “sg” y la
temperatura promedio medio (MeABP).
La masa molecular obtenida por la correlación de Riazi Daubert es la que se utiliza
para aquellas correlaciones en las que es esta propiedad es requerida como dato
de entrada para el cálculo de Tc y Pc tales como las correlaciones de Riazi
Daubert, Vetere, Sancet y Mohamad.
En la Tabla 17 se muestran las masas moleculares de los derivados del petróleo
tanto por el método de la ecuación cuadrática como con el de Riazi y Daubert.
Como se observa, la masa molecular aumenta conforme el hidrocarburo se hace
más pesado. Se considera más preciso el dato de masa molecular obtenida por el
método Riazi-Daubert porque ha sido ha sido utilizado en otros trabajos con
resultados confiables [21,32].
Tabla 17. Masas moleculares de los derivados del petróleo caracterizados.
Muestra Ecuación cuadrática Riazi - Daubert
Nafta 1 119.21 115.50
Nafta 2 118.27 114.63
Nafta 3 120.28 117.07
Magna 1 100.38 95.91
Querosina 1 210.23 201.39
Querosina 2 192.73 184.64
Querosina 3 213.61 203.49
Diesel 1 218.25 204.32
Diesel 2 225.26 211.70
Diesel 3 198.74 184.52
GLP 1 256.60 240.74
GLP 2 257.26 243.63
GLP 3 247.84 236.67
IPN ESIQIE
70
5.3 Propiedades pseudocríticas: temperatura y presión
Se analizaron todas las correlaciones disponibles en la literatura para el cálculo de
las propiedades pseudocríticas y los resultados se discuten para cada producto
del petróleo.
En las Tablas 21 a la 33 del Anexo D se reportan los resultados de las
temperaturas y presiones pseudocríticas obtenidas en diferentes unidades para Tc
y Pc. Para temperaturas en Rankine (R), Kelvin (K), ºF (Fahrenheit) y ºC (Celsius)
y para presión en psia, bar, kg/cm2 y atm.
Cabe aclarar que en las Tablas 21 – 33 se aprecian varias correlaciones de Riazi
Daubert con un superíndice, estas corresponden a las siguientes ecuaciones del
capítulo 3:
Riazi Daubert1, ecuaciones 38 y 39
Riazi Daubert2, ecuaciones 40 y 41
Riazi Daubert3, ecuaciones 42 y 43
Riazi Daubert4, ecuaciones 44 y 45
Riazi Daubert5, ecuaciones 46 y 47
5.4 Propiedades pseudocríticas de naftas y gasolinas
Las naftas y gasolinas son derivados del petróleo y de los cortes denominados
ligeros obtenidos de la destilación del petróleo y refinación. Sus propiedades
físicas y químicas son importantes en cuestión de especificaciones, dada la alta
demanda que se tiene respecto a ellas. Se deben verificar que la calidad sea la
adecuada y la estipulada en normas nacionales e incluso extranjeras.
Para determinar las propiedades pseudocríticas, es decir, la temperatura
pseudocrítica y la presión pseudocrítica fue necesario contar con una buena base
de datos confiables, estos fueron proporcionados por la caracterización en el
laboratorio y se utilizaron como datos de entrada para cada correlación reportada.
Se obtuvo un promedio aritmético de las distintas temperaturas y presiones
pseudocríticas arrojadas por todas las correlaciones para Tc y Pc, reportados en el
capítulo 3. A partir de esto se establecieron los valores mínimos y máximos
obtenidos para cada muestra, con el fin de detectar aquellas correlaciones que se
alejan del valor promedio. Se obtuvo lo siguiente:
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71
En la Tabla 21 se reportan las temperaturas pseudocríticas y las presiones
pseudocríticas calculadas con todas las correlaciones matemáticas de la muestra
Nafta 1, en donde se observa un valor promedio de la temperatura pseudocrítica
de 308.65ºC. Con la correlación de Sancet se obtiene una temperatura
pseudocrítica más baja (298.55ºC), mientras con la correlación de Brule se obtiene
el valor más alto (318.99ºC).
Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio fue de 26.82 atm, en donde con la
correlación de Sancet se obtuvo el valor más bajo (24.48 atm).
Para la muestra Nafta 2 los datos obtenidos son reportados en la Tabla 22, esta
muestra presenta el mismo comportamiento de la Nafta 1 en las propiedades
pseudocríticas calculadas con las correlaciones matemáticas y en específicas las
de Sancet y Brule. El valor promedio de la temperatura pseudocrítica es de 307.26
ºC, la mínima de 296.89ºC y la máxima de 317.78ºC.
Referente a la presión pseudocrítica se tiene un valor promedio de 27.03 atm y
una mínima de 24.60 que corresponde a la correlación de Sancet.
En la Tabla 23 se muestran los resultados de la muestra Nafta 3, la cual presenta
el mismo comportamiento para las Naftas 1 y 2 con un promedio de temperatura
pseudocrítica de 312.51ºC. La mínima fue 301.53ºC y la más alta de 322.18ºC con
las correlaciones de Sancet y Brule, respectivamente.
En cuanto a la presión pseudocrítica, se tiene un promedio de 26.76 atm. El valor
más bajo se obtiene con la ecuación de Sancet (24.26 atm).
En la Tabla 24 se reportan los resultados de la muestra Magna 1, observándose
un promedio de 280.99ºC de temperatura pseudocrítica, una mínima de 257.36ºC
y máxima de 297.90ºC con las correlaciones de Sancet y Brule, respectivamente.
Para la presión pseudocrítica, se tiene un valor promedio de 33.43 atm. Con la
correlación de Sancet se obtiene la presión pseudocrítica más baja (27.43 atm).
Con base en el análisis realizado para cada muestra de nafta o gasolina se tiene
lo siguiente:
Para la temperatura pseudocrítica de la Nafta 1, Nafta 2 y Nafta 3 los valores
repetitivos de 310, 308, 314 ºC, respectivamente, corresponden a las
correlaciones matemáticas siguientes: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi
Daubert3, Riazi Daubert4, Vetere, Mohamad, Eaton Porter, Cavett, Lee Kesler,
Riazi Daubert para Tc, Roess, y API para Tc.
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72
Las correlaciones para gasolina Magna 1 con valores repetitivos de 276°C
aproximadamente en temperatura pseudocrítica son Riazi Daubert5, Lee – Kesler,
Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y Twu.
Son en general recomendables para su aplicación en los cálculos de temperatura
pseudocrítica de naftas y gasolinas. Las mínimas diferencias entre los valores de
estos tipos de muestras puede deberse a que algunas no tienen tratamiento y
otras están hidrodesulfuradas, sin embargo, los resultados no se alejan en
grandes diferencias unos de los otros. Por otro lado, las correlaciones menos
recomendadas son: Sancet (valor mínimo) y Brule (valor máximo) porque sus
valores no repiten con las otras correlaciones.
Con respecto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para la Nafta 1,
Nafta 2, Nafta 3 y Magna 1 son de 26, 27, 26 y 33 atm, respectivamente, y
corresponden a todas las correlaciones, excepto la de Sancet, por lo tanto, todas
las demás correlaciones son confiables para el cálculo de esta propiedad.
5.5 Propiedades pseudocríticas de querosinas
Fueron analizadas tres muestras de querosinas y los datos obtenidos son
reportados y discutidos en esta sección. Se describen en primer lugar la
repetibilidad de las correlaciones para ser aplicadas a las querosinas y después
los valores promedio, mínimo y máximo de cada una.
Entonces, con base en los resultados obtenidos y mostrados en las Tablas 25, 26
y 27 se tiene lo siguiente:
Para las temperaturas pseudocríticas de la muestras de querosina 1, querosina 2
y querosina 3 los valores que repiten son de aproximadamente 445, 425 y 444ºC,
respectivamente, y corresponden a las siguientes correlaciones matemáticas:
Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett,
Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton Porter, Cavett, Riazi Daubert, Brule y
API para Tc. Por lo tanto, son recomendables para ser aplicadas en los cálculos
de temperaturas pseudocríticas de querosinas porque presentan mínimas
diferencias entre los valores obtenidos de cada muestra, lo cual no representa un
error alto y los resultados no se alejan en grandes diferencias unos de los otros.
IPN ESIQIE
73
Sin embargo, las correlaciones menos recomendadas son: Sancet (valor mínimo)
y Riazi Daubert4 (valor máximo) porque sus valores se alejan de aquellos que son
más repetitivos, con diferencias considerables respecto de las correlaciones más
confiables.
En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para las querosina 1
es de 19 atm y para las muestras 2 y 3 son de 18 atm, y corresponden a la
mayoría de las correlaciones, por lo tanto, dichas correlaciones se consideran
confiables.
Mientras que la correlación de Sancet es la que da el valor más bajo, al igual que
las naftas y gasolinas, y se considera la menos confiable de utilizar para el cálculo
de la presión pseudocrítica.
En relación con los valores promedio más bajos y altos de las temperaturas y las
presiones pseudocríticas de la Tabla 25 se discute lo siguiente:
Para la muestra de querosina 1, el valor promedio de la temperatura pseudocrítica
fue de 444.49ºC. La correlación de Sancet proporciona el valor más bajo con
420.30°C y la correlación de Riazi Daubert4 la temperatura más alta con 454.10°C.
En cuanto a la presión pseudocrítica, el promedio es de 18.16 atm con una mínima
de 15.59 atm con la correlación de Sancet.
En la Tabla 26 se reportan los datos de las propiedades pseudocríticas de la
muestra de querosina 2. Se obtuvo un valor promedio de 422.56ºC en temperatura
pseudocrítica. Esta muestra presenta un comportamiento similar al de la querosina
1 porque la correlación de Sancet muestra la temperatura pseudocrítica más baja
con 401.41 atm y la correlación de Riazi Daubert4 reporta la temperatura más alta
con 430.29 atm.
Por otro lado, en la presión pseudocrítica se tiene un valor promedio de 19.35 atm,
una mínima de 16.91 atm con la correlación de Sancet.
En la Tabla 27 son reportados los datos de temperatura y presión pseudocrítica de
la querosina 3 con un valor promedio de 445.90ºC para la temperatura
pseudocrítica, una mínima de 422.56°C y una máxima de 455.13°C. El
comportamiento es similar a las querosinas 1 y 2 con las correlaciones de Sancet
y Riazi Daubert4.
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74
Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio es de 17.87 atm, el valor más
bajo fue de 15.44 atm con la correlación de Sancet y esta misma no repite con los
valores calculados con las otras correlaciones, por consiguiente para calcular la
presión pseudocrítica se pueden usar todas las ecuaciones analizadas, excepto la
correlación de Sancet.
El comportamiento tanto en los valores de la temperatura pseudocrítica y presión
pseudocrítica es el mismo para las tres muestras de querosinas estudiadas
utilizando todas las correlaciones matemáticas, ya que los valores repetidos o
valores mínimos y máximos calculados corresponden a las mismas correlaciones
aplicadas.
5.6 Propiedades pseudocríticas de combustible diesel
Se analizaron 3 muestras de diesel (una de estas es diesel ultra bajo azufre o
diesel UBA). En las Tablas 28, 29 y 30 se reportan los resultados obtenidos para
cada muestra así como aquellas correlaciones que son más repetitivas y
confiables de usar para el cálculo de las correspondientes propiedades
pseudocríticas.
Para las temperaturas pseudocríticas de las muestras de diesel 1, 2 y 3 los valores
que repiten en su mayoría son 449, 455 y 421ºC, respectivamente, y
corresponden a las correlaciones matemáticas de Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,
Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu así como Lee Kesler para Tc. Se
recomiendan porque los valores arrojados por estas ecuaciones o métodos son
repetibles y los datos presentan un comportamiento similar entre ellos.
Estos valores presentan mínimas diferencias entre los resultados obtenidos para
cada muestra, lo cual no representa una variación significativa y los datos no se
alejan diferencias significativas unos de otros. Por otro lado, las correlaciones
menos recomendadas son los de Sancet (valor mínimo), Riazi Daubert4 y Roess
(valores máximos) porque sus valores no repiten con las otras correlaciones
enlistadas y se alejan con una variación mayor de los resultados obtenidos por los
otros métodos.
IPN ESIQIE
75
En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para diesel 1, 2 y 3
son 18, 17 y 19 atm, respectivamente, y corresponden a todas las correlaciones
matemáticas considerándose confiables para el cálculo de esta propiedad,
excepto la correlación de Sancet porque se aleja de los valores obtenidos de la
mayoría de las correlaciones con un valor por debajo de las demás ecuaciones y
por lo tanto, es considerado como no confiable.
Haciendo referencia a los valores promedio más bajas y más altas de las
temperaturas y presiones pseudocríticas se discute lo siguiente:
Para la muestra Diesel 1 los datos calculados de Tc y Pc son reportados en la
Tabla 28 y se observa un valor promedio de la temperatura pseudocrítica de
448.61 ºC, mientras que la temperatura mínima obtenida es de 423.45°C con la
correlación de Sancet, y la máxima es de 459.68°C con la ecuación de Roess.
Para presión pseudocrítica, el valor promedio es de 17.91 atm, la presión
pseudocrítica mínima es de 15.38 atm mediante la correlación de Sancet.
Para la muestra Diesel 2, los datos obtenidos de propiedades pseudocríticas se
reportan en la Tabla 29, en donde se observa un valor promedio de 455.24ºC, así
como una temperatura pseudocrítica mínima de 431.16°C y una máxima de
464.71ºC. Las correlaciones con las que se obtienen estos valores son Sancet y
Riazi Daubert4.
Por otro lado, la presión pseudocrítica tiene un valor promedio de 17.25 atm, la
más baja de 14.86 atm dada por la correlación de Sancet.
Esta muestra se comporta ligeramente diferente al diesel 1 en las correlaciones
para temperatura pseudocrítica mínima y máxima, mientras que para presión
pseudocrítica la correlación que determina el valor más bajo es con la de Sancet.
Los datos para la muestra de diesel 3 son reportados en la Tabla 30 y su
comportamiento es similar a la primera muestra de diesel, ya que los valores de Tc
y Pc son muy parecidos, así como las correlaciones que brindan los valores más
altos y más bajos. En este caso se tiene un valor promedio de 422.53ºC, con la
correlación de Sancet se tiene la temperatura más baja con 401.26ºC y con la
ecuación de Roess un valor de 433.44ºC.
Por otro lado, el valor promedio de la presión pseudocrítica es de 19.23 atm, una
presión mínima de 16.92 atm que corresponde a la correlación de Sancet.
IPN ESIQIE
76
5.7 Propiedades pseudocríticas de gasóleo ligero primario
Finalmente se reportan los resultados obtenidos para gasóleos ligeros primarios (3
muestras), las correlaciones que se ajustan a cada muestra en los valores más
bajos y más altos de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica son las
mismas para las tres muestras.
Con base en los resultados obtenidos de propiedades pseudocríticas para las
muestras de gasóleos se observa que las temperaturas pseudocríticas del gasóleo
ligero primario 1, 2 y 3 presentan valores que repiten en su mayoría en 483ºC,
490ºC y 488ºC, respectivamente, con los siguientes métodos: Riazi Daubert1,
Riazi Daubert3 y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos,
Vetere, Mohamad, Twu así como Eaton Porter, Riazi Daubert, Lee Kesler y Brule
que son correlaciones exclusivas para calcular temperaturas pseudocríticas. Estos
datos son similares entre ellos y por lo tanto, pueden considerarse confiables para
utilizarse en el cálculo de las propiedades pseudocríticas de gasóleos ligeros
primarios.
Por otro lado, las correlaciones menos recomendadas son Sancet (valor mínimo) y
Riazi Daubert4 (valor máximo) porque sus valores no repiten con las otras
correlaciones y presentan mayor diferencia en los resultados.
En cuanto a la presión pseudocrítica, los valores repetitivos para gasóleo ligero
primario 1 es de 15 atm, y para las muestras de gasóleo 2 y 3 son de 16 atm,
respectivamente, y corresponden a todas las correlaciones para calcular esta
propiedad pseudocrítica menos la de Sancet que al igual que las muestras de
hidrocarburos más ligeros presenta el valor más bajo y menos confiable de todos
los métodos disponibles.
Los datos para la muestra GLP 1 se muestran en la Tabla 31 con un valor
promedio de 483.20ºC para temperatura pseudocrítica. Se tiene una temperatura
mínima de 459.04°C con la correlación de Sancet y una máxima de 495.34°C para
la correlación de Riazi Daubert4.
Por otro lado, la presión pseudocrítica tiene un valor promedio de 15.26 atm. Se
tiene una presión mínima de 13.07 atm que corresponde a la correlación de
Sancet.
IPN ESIQIE
77
Los datos de la muestra GLP 2 se reportan en la Tabla 32 y se observa un valor
promedio de 490.02ºC para temperatura pseudocrítica; la temperatura mínima es
de 461.64ºC con la correlación de Sancet y la máxima es de 503.56ºC con Riazi
Daubert4.
Por otro lado, la presión pseudocrítica promedio es de 15.44 atm. La presión
pseudocrítica más baja de 12.91 atm corresponde a la correlación de Sancet.
Los datos de la muestra GLP 3 están reportados en la Tabla 33, se obtuvo un
valor promedio de 486.53ºC para Tc, con una mínima de 455.35ºC (correlación de
Sancet) y una máxima de 499.95ºC con la correlación de Riazi Daubert4.
El promedio de las presiones pseudocríticas es de 16.11 atm con una mínima de
13.30 atm para la correlación de Sancet.
Aunque cada muestra tiene valores máximos de presión pseudocrítica, estos
repiten con la mayoría de los datos obtenidos por las demás correlaciones y se
consideran confiables para ser aplicadas en el cálculo de presiones
pseudocríticas, excepto la correlación de Sancet.
5.8 Comportamiento de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos
Después de analizar las propiedades pseudocríticas (temperatura pseudocrítica y
presión pseudocrítica) de los diferentes productos del petróleo se observa lo
siguiente:
Entre más pesado es el corte del petróleo, es decir, de ligeros a intermedios y
pesados, como el gasóleo, la temperatura pseudocrítica aumenta, mientras que la
presión pseudocrítica disminuye.
La correlación que arroja los valores mínimos para todas las muestras para el
cálculo de temperaturas y presiones pseudocríticas (naftas, gasolinas, querosinas,
diesel y gasóleo ligero primario) es la de Sancet, esto es, difiere mucho del
promedio obtenido de los valores calculados por todas las correlaciones descritas
para cada muestra. Además de que su valor no es repetible con ninguna otra
correlación o método, lo que la convierte en la correlación menos recomendada de
utilizar para el cálculo de propiedades pseudocríticas.
IPN ESIQIE
78
Las temperaturas pseudocríticas, son valores que aunque repiten con varias
correlaciones presentan un comportamiento variable, es decir, su valores cambian
entre ellas, mientras que las presiones pseudocríticas son valores que se
mantienen más constantes con la mayoría de los métodos disponibles pues la
diferencia en la mayoría de resultados es de 1 ó 2 atm.
Las correlaciones reportadas como las más recomendadas pueden ser aplicadas
para el cálculo de propiedades pseudocríticas para derivados del petróleo de
México.
Aunque las correlaciones para el cálculo de propiedades pseudocríticas muestran
valores repetitivos, los autores como Riazi Daubert [26] y Mohamad [29] reportan
que los resultados obtenidos en sus trabajos son confiables debido al uso de las
correlaciones propuestas o mostradas, ya que algunas de ellas han sido
modificadas y mejoradas para su aplicación en muestras de hidrocarburos u otros
compuestos obteniendo mejores resultados.
Por otro lado, Riazi y cols. [28] reportan que los métodos como el de Vetere [28]
presentan un error mayor con respecto a los otros métodos utilizados en sus
respectivos estudios. Sin embargo, en las muestras caracterizadas que se
utilizaron en esta tesis esta correlación es una de las mejores, ya que los valores
obtenidos de temperatura y presión pseudocrítica por medio de este método son
similares o repetitivos con aquellos obtenidos por las demás correlaciones.
En trabajos como el de Mohamad [29] se reporta que la correlación de Sancet
proporciona resultados confiables para propiedades pseudocríticas pero para los
hidrocarburos reportados el error y la diferencias de valores es mayor comparado
con los resultados obtenidos por otros métodos, ya que se discutió previamente,
los resultados obtenidos presentan los valores más bajos para temperatura y
presión pseudocríticas de las muestras de naftas, gasolinas, querosinas, diesel y
gasóleos ligeros.
Otros autores como Roess y API [32], reportan que las correlaciones o métodos
que ellos usaron o desarrollaron pueden ser usados dentro de cierto intervalo de
propiedades físicas de los hidrocarburos para obtener mejores resultados y un
menor error en el cálculo de la temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica.
IPN ESIQIE
79
Es importante señalar que todas las muestras de hidrocarburos caracterizados
entran dentro del intervalo señalado para estos métodos así como de aquellos
otros que también presentan una delimitación de propiedades en las que pueden
ser utilizados y por lo tanto, los resultados resultan ser más confiables y el error
obtenido puede ser el mínimo reportado.
También es importante aclarar que la correlación de Riazi Daubert5 [27] para
presión pseudocrítica mostrada en la ecuación (47) proporciona un valor de cero
para todas las muestras de hidrocarburos y definitivamente no se puede utilizar
para el cálculo de Pc. Se dejó reportada solo con el objetivo de informar que no
debe ser utilizada bajo ninguna circunstancia y también es preciso aclarar que no
fue tomada en cuenta para la discusión de los resultados ni para la obtención del
valor promedio, valor mínimo y máximo.
Un resumen del comportamiento de las correlaciones utilizadas para la
determinación de la temperatura pseudocrítica se muestra en la Figura 16 y para
la presión pseudocrítica se observa en la Figura 17 donde se confirma que la
correlación de Sancet es la que difiere más significativamente en los valores con
respecto a las otras correlaciones tanto para calcular la temperatura y la presión
pseudocrítica.
Los números de correlaciones que se muestran en las Figuras 16 y 17
corresponden a las que se resumen en la Tabla 18.
IPN ESIQIE
80
Figura 16. Comportamiento de la temperatura pseudocrítica de hidrocarburos.
230.00
280.00
330.00
380.00
430.00
480.00
530.00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Tem
pe
ratu
ra p
seu
do
crit
ica,
°C
Correlaciones
Nafta1
Nafta2
Nafta3
Magna1
Querosina1
Querosina2
Querosina3
Diesel1
Diesel2
Diesel3
GLP1
GLP2
GLP3
Magna
Naftas
Querosinas y diesel
GLP
IPN ESIQIE
81
Figura 17. Comportamiento de la presión pseudocrítica de hidrocarburos.
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Pre
sio
n p
seu
do
crit
ica,
atm
Correlaciones
Nafta1
Nafta2
Nafta3
Magna1
Querosina1
Querosina2
Querosina3
Diesel1
Diesel2
Diesel3
GLP1
GLP2
GLP3
Magna
Naftas
Querosinas y diesel
GLP
IPN ESIQIE
82
Tabla 18. Resumen de correlaciones.
No. Temperatura pseudocrítica Presión pseudocrítica
1 Riazi-Daubert1,ecuación 38 Riazi-Daubert1, ecuación 39
2 Riazi-Daubert2, ecuación 40 Riazi-Daubert2, ecuación 41
3 Riazi-Daubert3, ecuación 42 Riazi-Daubert3, ecuación 43
4 Riazi-Daubert4, ecuación 44 Riazi-Daubert4, ecuación 45
5 Riazi-Daubert5, ecuación 46 Riazi-Daubert5, ecuación 47
6 Lee – Kesler, ecuación 48 Lee – Kesler, ecuación 49
7 Cavett, ecuación 50 Cavett, ecuación 51
8 Winn Mobil, ecuación 52 Winn Mobil, ecuación 53
9 Tsonopoulos, ecuación 54 Tsonopoulos, ecuación 55
10 Vetere, ecuación 57 Vetere, ecuación 58
11 Sancet, ecuación 60 Sancet, ecuación 59
12 Mohamad, ecuación 62 Mohamad, ecuación 61
13 Twu, ecuación 63 Twu, ecuación 64
14 Eaton Porter, ecuación 65
15 Cavett, ecuación 67
16 Lee – Kesler, ecuación 68
17 Riazi-Daubert, ecuación 69
18 Brule, ecuación 70
19 Roess, ecuación 71
20 API para Tc, ecuación 73
21 Lee – Kesler, ecuación 74
22 API para Pc, ecuación 75
5.9 Propiedades críticas de compuestos puros y comparación con los
productos del petróleo
Los productos del petróleo presentan una composición química en un intervalo de
número de carbonos, esta composición se muestra en la Tabla 19. Como se
observa el número de carbonos de la nafta oscila de C5 a C9, la turbosina y
querosina de C10 a C14 y gasóleo ligero primario C11 a C22.
IPN ESIQIE
83
Tabla 19. Composición de productos del petróleo.
Fracción del petróleo Composición aproximada
(intervalo de números de carbones)
Gases (Gas LP) C3 – C4
Nafta Primaria C5 – C9
Turbosina y Querosina C10 – C14
Gasóleo Ligero Primario C11 – C22
Gasóleo Pesado Primario C15 – C25
Lubricantes y combustóleo C20 – C35
Asfaltos Mayores a C35
Con base en lo anterior, se obtuvo de la literatura las propiedades críticas de los
compuestos puros parafínicos para comparación con las propiedades
pseudocríticas de los productos del petróleo considerando el intervalo del número
de carbono o compuestos presentes en dicho productos. En la Tabla 20 se
reportan las propiedades críticas de los compuestos puros y los valores promedio
de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos. Se observa que las
propiedades críticas de los compuestos puros presentes en las mezclas de
hidrocarburos corresponden al promedio de las propiedades pseudocríticas de los
productos del petróleo en el intervalo del número de carbonos (nafta, querosina,
diesel).
IPN ESIQIE
84
Tabla 20. Comparación de propiedades pseudocríticas.
Propiedades pseudocríticas
de hidrocarburos puros Propiedades pseudocríticas de muestras
de hidrocarburos caracterizados
Compuesto Tc (°C)
Pc (atm)
Muestra Tc (°C)
Pc (atm)
Nafta
y
gasolin
a C6 236.55 31.83 Nafta 1 308.65 26.82
C7 270.05 30.97 Nafta 2 307.26 27.03
C8 297.35 29.12 Nafta 3 312.51 26.76
C9 325.35 26.94 Magna 1 280.99 33.43
Turb
osin
a y
Quero
sin
a C10 348.95 25.01 Querosina 1 444.49 18.16
Gasó
leo
lig
ero
pri
mario y
die
se
l
C11 370.45 23.17 Querosina 2 422.56 19.35
C12 390.75 21.63 Querosina 3 445.90 17.87
C13 409.25 20.43 Diesel 1 448.61 17.91
C14 427.55 19.33 Diesel 2 455.24 17.25
C15 445.45 18.25 Diesel 3 422.53 19.23
C16 461.35 17.15 GLP 1 483.20 15.26
C17 476.05 16.35 GLP 2 490.02 15.44
C18 487.35 15.65 GLP 3 486.53 16.11
C19 497.85 15.06
C20 509.75 14.36
C21 520.15 13.83
C22 531.25 13.26
IPN ESIQIE
85
5.10 Aplicación de las propiedades pseudocríticas
El conocer y estudiar sobre las propiedades del punto crítico o pseudocrítico es de
gran importancia, ya que estas son aplicables en gran medida en diferentes áreas
de la industria del petróleo tales como en yacimientos, producción y refinación.
A partir de las propiedades de presión y temperatura pseudocrítica se puede
predecir el comportamiento de un yacimiento y así mismo en la etapa de
producción, ayudan a predecir si se producirán mezclas liquidas de hidrocarburos
o simplemente hidrocarburos en la fase gaseosa [44].
Dada la importancia de producir combustibles y productos útiles, estos
hidrocarburos pasarán a través de plantas de proceso en una refinería, en las
cuales es necesario aplicar la temperatura pseudocrítica debido a la relación que
existe con la temperatura de ebullición y la temperatura del proceso.
También debido a la insuficiente información que se posee, puesto que en la
industria petrolera no se trabajan con componentes puros si no con mezclas
multicomponente, se utiliza la temperatura y la presión pseudocríticas, las cuales
son el promedio de la temperatura y presión críticas molares de los diversos
compuestos de la mezcla y que pueden ser utilizadas como punto crítico o
pseudocrítico de una mezcla cuando se desean calcular las temperaturas y
presiones reducidas.
Como también reporta Mohamad y cols. [29], las propiedades críticas de
hidrocarburos sencillos o puros pueden ser utilizadas para calcular los valores de
las propiedades pseudocríticas en mezclas de hidrocarburos, y posteriormente ser
utilizadas con suficiente precisión en ingeniería de yacimientos o en cálculos para
la recuperación mejorada de hidrocarburos [29].
Actualmente se llevan a cabo diversos proyectos para mejorar la refinación del
petróleo en México, un tema novedoso es el de las refinerías modulares las cuales
presentan ciertas ventajas con respecto a los complejos tradicionales, aquí las
propiedades pseudocríticas tendrían gran importancia pues son necesarias para
poder simular los diferentes procesos dentro de una refinería así como en el
diseño de equipos. Con las correlaciones reportadas y el programa de cómputo
diseñado se podrían obtener estas propiedades y ser útiles y aplicables para los
nuevos proyectos y estudios del nuevo mercado de petróleo que se está
implementando, facilitando de esta manera el trabajo de hacer una investigación
en la literatura pues los datos obtenidos son confiables por la repetibilidad que
presentan.
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86
CONCLUSIONES
En este trabajo, se hizo una extensa revisión sobre las correlaciones disponibles
en literatura para calcular las propiedades pseudocríticas de hidrocarburos y se
aplicaron para corrientes de hidrocarburos producidos en distintas refinerías de
México y con base en los resultados obtenidos se tienen las siguientes
conclusiones:
Se desarrolló un programa de cómputo en Excel para calcular las propiedades
pseudocríticas (Temperatura pseudocrítica: Tc y presión pseudocrítica: Pc) a partir
de correlaciones matemáticas reportadas en la literatura.
Para naftas las correlaciones aplicables para el cálculo de la temperatura
pseudocrítica son: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4,
Vetere, Mohamad, Eaton Porter, Cavett para Tc, Lee Kesler para Tc, Riazi
Daubert para Tc, Roess, y API para Tc. Mientras que para gasolina Magna las
correlaciones de Riazi Daubert5, Lee – Kesler, Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y
Twu son confiables para el cálculo de esta propiedad.
Para querosinas, las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi
Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton
Porter, Cavett para Tc, Riazi Daubert para Tc, Brule y API para Tc, son las que se
pueden utilizar para calcular la temperatura pseudocrítica con mayor confiabilidad
y repetibilidad.
Para el combustible diesel las correlaciones que pueden ser utilizadas para el
cálculo de la temperatura pseudocrítica son: Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3,
Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu así como Lee Kesler para Tc.
Para gasóleos ligeros primarios las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi
Daubert3 y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos, Vetere,
Mohamad, Twu así como Eaton Porter, Lee Kesler para Tc, Riazi Daubert para Tc,
y Brule son las correlaciones específicas para calcular la temperatura
pseudocrítica y pueden ser aplicadas a estos tipos de hidrocarburos.
Se tienen también algunas correlaciones que se consideran no confiables para
calcular temperatura pseudocrítica porque sus valores no repiten con otras
correlaciones y la diferencia entre estos y el promedio varían considerablemente.
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87
Para naftas y gasolina Magna las correlaciones menos recomendadas son: Sancet
(valor mínimo) y Brule (valor máximo); para querosinas, diesel y gasóleo ligero
primario son Sancet (valor mínimo), Riazi Daubert4 (valor máximo) y Roess (valor
máximo y sólo para diesel).
Para las presiones pseudocríticas, todas las correlaciones disponibles son
aplicables para el cálculo de esta propiedad, porque los valores obtenidos para
cada tipo de hidrocarburo se comportan de manera similar unos con los otros y la
diferencia de valores es mínima. Sin embargo, la correlación de Sancet es la única
que no se ajusta o repite con las demás correlaciones, ya que proporciona el valor
más bajo en cada una de las muestras de hidrocarburos y por lo tanto no se
recomienda para determinar esta propiedad pseudocrítica.
La propiedades críticas de hidrocarburos puros que son conocidos que están
presentes en las muestras de hidrocarburos caracterizados, confirmaron que la
temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de las muestras de
hidrocarburos como la gasolina, la nafta, la querosina, el combustible diesel y el
gasóleo ligero primario se encuentran dentro del intervalo de las propiedades
críticas de los hidrocarburos puros.
En el estudio realizado en este trabajo se constató que las correlaciones
disponibles para la determinación de la temperatura pseudocrítica y presión
pseudocrítica pueden ser aplicadas a productos del petróleo elaborados en
México. Estas propiedades pseudocríticas se pueden utilizar posteriormente para
el cálculo de otras propiedades de los productos del petróleo, así como en
procesos de la industria del petróleo.
IPN ESIQIE
88
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33. W.L. Nelson, Petroleum Refinery Engineering, 4th edition, Mc Graw Hill,
1958.
34. ASTM D86. Método estándar para destilación de productos del petróleo a
presión atmosférica, 2012.
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90
35. ASTM D2892. Método de prueba estándar para la destilación de petróleo
(columna de 15 platos teóricos), 2013.
36. ASTM D1160. Método de ensayo estándar para destilación de productos
del petróleo a presión reducida, 2013.
37. ASTM D5236. Método de ensayo estándar para destilación de mezclas de
hidrocarburos pesados, 2011.
38. ASTM D7344. Método estándar para destilación de productos del petróleo a
Presión Atmosférica (Mini – Método), 2011.
39. ASTM D7345. Método estándar para destilación de productos derivados del
petróleo a presión atmosférica (Micro método de destilación), 2008.
40. ASTM D1298. Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa
o gravedad API de petróleo y productos líquidos del petróleo por el método
del hidrómetro, 2012.
41. ASTM D70. Método estándar para la densidad de materiales semi – sólidos
bituminosos (Método del Picnómetro), 2009.
42. ASTM D4052. Método estándar para densidad, densidad relativa y
gravedad API de líquidos por densímetro digital, 2011.
43. ASTM D2502. Método estándar para la estimación de masa molecular
relativa promedio de aceites del petróleo a partir de mediciones de
viscosidad, 2014.
44. http://oilworld2008.blogspot.mx/2009/06/presion-y-temperatura-critica-
del.html, “Presión y temperatura crítica del petróleo”, fecha de acceso: junio
2016.
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91
Anexo A Métodos ASTM para destilación de petróleo y sus fracciones
ASTM D86. Método de prueba estándar para la destilación de productos o
fracciones ligeras del petróleo a presión atmosférica
1. Alcance
1.1 Este método cubre la destilación atmosférica de productos derivados del
petróleo usando una unidad de destilación por lotes en el laboratorio para
determinar cuantitativamente las propiedades del intervalo de ebullición de
productos como: destilados ligeros e intermedios, combustibles para motores de
encendido por chispa en automóviles, combustibles para aviación, combustibles
para turbina de avión, diesel, mezclas de biodiesel hasta 20%, combustibles
marinos, gasolinas especiales, naftas, querosinas y combustibles para
quemadores [34].
1.2 Este método está designado para el análisis de combustibles destilados y no
es aplicable a productos que contengan cantidades apreciables de residuos.
1.3 A menos que se establezca otra cosa, los valores se encuentran en unidades
del Sistema Internacional de Unidades (SI) y deben considerarse como
estándares.
2. Resumen del método
2.1 Una muestra de 100 mL se destila bajo condiciones estándares. La destilación
se lleva a cabo en una unidad de destilación tipo Batch a presión atmosférica bajo
condiciones que simulen un plato de fraccionamiento teórico. Se realizan
observaciones sistemáticas de las lecturas de temperatura y volúmenes de los
condensados, dependiendo de las necesidades del usuario.
2.2 Los resultados son comúnmente expresados como “porciento evaporado o por
ciento recuperado” contra la correspondiente temperatura, los datos se dan en una
tabla o de manera gráfica (curva de destilación).
3. Significado y uso
3.1 El método de ensayo básico para la determinación del intervalo de ebullición
de un derivado del petróleo mediante la realización de una destilación simple por
lotes ha estado en uso desde que inició la industria del petróleo.
IPN ESIQIE
92
3.2 Las propiedades de la destilación de hidrocarburos tienen un efecto importante
en cuanto a seguridad y rendimiento, especialmente en el caso de combustibles y
solventes. El intervalo de ebullición proporciona información sobre la composición,
las propiedades físicas y químicas así como del comportamiento del combustible
durante su almacenamiento y uso. La volatilidad es el mayor determinante en
cuanto a la tendencia de una mezcla de hidrocarburos para producir vapores
explosivos de manera potencial.
3.3 Las propiedades de la destilación son importantes para gasolinas de aviación y
automotrices, afectando el arranque, el calentamiento y la tendencia al sello de
vapor a altas temperaturas de operación o grandes altitudes.
3.4 Los límites de la destilación a menudo se incluyen en las especificaciones de
los productos del petróleo, en acuerdos contractuales comerciales, procesos de
refinación y control y cumplimiento normativo.
4. Cálculos
Las lecturas de temperatura deben ser corregidas a 101.3 kPa (1 atm) mediante la
ecuación de Sydney Young. Para temperaturas en Celsius las ecuaciones son las
siguientes:
𝐶𝑐 = 0.0009(101.3 − 𝑃𝐾)(273 + 𝑡𝑐) (76)
𝐶𝑐 = 0.00012(760 − 𝑃)(273 + 𝑡𝑐) ( 77)
Para temperaturas en Fahrenheit, se usan las siguientes ecuaciones:
𝐶𝑓 = 0.00012(760 − 𝑃)(460 + 𝑡𝑓) ( 78)
IPN ESIQIE
93
Donde:
Cc y Cf = correcciones para ser agregadas algebraicamente a las lecturas de
temperaturas.
tc = temperatura observada, °C
tf = temperatura observada, °F
Pk = Presión barométrica en el tiempo y lugar de la prueba, kPa
P = Presión barométrica en el tiempo y lugar de la prueba, mmHg
Después de aplicar las correcciones, se usan las temperaturas corregidas para
todos los demás cálculos y reportes pertinentes.
Los resultados de este método consisten en una curva de destilación que indica la
temperatura en función del porciento de volumen destilado (punto inicial de
ebullición, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 y 95 del volumen destilado, punto
final de ebullición) [22] y es utilizado para productos cuyas temperaturas de
ebullición están comprendidos entre 0 y 400°C.
ASTM D2892. Método de prueba estándar para la destilación de petróleo (columna de 15 platos teóricos) 1. Alcance
1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de petróleo
estabilizado a una temperatura final de corte de 400°C. Este método emplea una
columna de fraccionamiento teniendo una eficiencia de 14 a 18 platos teóricos
operando con una relación de reflujo de 5:1 [35].
1.2 Este método puede ser aplicado a algunas mezclas de petróleo, excepto gas
licuado del petróleo, naftas muy ligeras y fracciones que tienen temperatura de
ebullición inicial de 400°C.
2. Resumen del método
2.1 Una muestra pesada de 1 a 30 litros de petróleo estabilizado se destila a una
temperatura máxima de 400°C.
IPN ESIQIE
94
2.2 Una relación de reflujo de 5:1 se mantiene en todas las presiones de
operación, a menos que las presiones de operación más bajas estén entre 0.674 y
0.270 kPa (5 – 2 mmHg), se admite un reflujo de 2:1.
2.3 Las lecturas de la temperatura, la presión y otras variables se registran en
intervalos y al final de cada corte o fracción.
2.4 De estos datos se trazan las curvas TBP en porciento masa o volumen o
ambas contra temperatura.
3. Significado y uso
3.1 Este método de prueba es uno de una serie de pruebas realizadas en un
petróleo para determinar su importancia. Proporciona una estimación de los
rendimientos de las fracciones de diferentes intervalos de ebullición y es por lo
tanto, valioso en discusiones técnicas en el ámbito comercial.
3.2 Este método corresponde a la eficiencia estándar de destilación de laboratorio
conocida como 15/5. Las fracciones obtenidas pueden analizarse como
producidas o combinadas para producir muestras para estudios analíticos, de
ingeniería y evaluaciones de la calidad del producto.
Al variar la carga de 1 a 30 litros se puede [22]:
Recoger los gases licuados, los cortes de destilación y un residuo
Determinar los rendimientos de los cortes a la vez en peso y en volumen
Trazar una curva de destilación representando la temperatura en función
del % en peso o en % en volumen recogido
El equipo permite la destilación a presión atmosférica y a presión reducida
(hasta 2 mmHg).
En efecto, si se sobrepasa la temperatura de 340 °C en el matraz de destilación se
produce un craqueo térmico del residuo. Si se detiene en este punto la destilación,
el residuo contenido en el matraz constituye el residuo atmosférico. Para poder
continuar con la destilación debe hacerse bajo vacío, lo que permite reducir la
temperatura en el matraz.
IPN ESIQIE
95
ASTM D1160. Método de prueba estándar para la destilación de fracciones
pesadas y residuos del petróleo a presión reducida
1. Alcance
1.1 Este método es llevado a cabo a presiones reducidas para productos del
petróleo y biodiesel que puede ser parcial o completamente vaporizados a una
temperatura máxima de 400°C [36].
2. Resumen del método
2.1 La muestra se destila a una presión controlada con precisión en un intervalo
de entre 0.13 y 6.70 kPa (1 – 50 mmHg) bajo condiciones que están diseñadas
para proveer aproximadamente un plato teórico. Los datos son obtenidos del
punto inicial, el punto final y una curva de destilación que relaciona porciento
volumen destilado y temperatura de ebullición equivalente atmosférica.
3. Significado y uso
3.1 Este método es utilizado para determinar las propiedades de la destilación de
productos derivados del petróleo, biodiesel y fracciones que pueden craquearse si
se destilan a presión atmosférica. El intervalo de ebullición, obtenido a condiciones
diseñadas para obtener aproximadamente un plato teórico, puede ser usado en
cálculos de ingeniería para el diseño de equipo de destilación, preparación de
mezclas apropiadas con propósitos industriales, para determinar el cumplimiento
de las normas regulatorias o para establecer la rentabilidad de los productos como
carga a equipos de proceso.
3.2 Muchos correlaciones de diseño de ingeniería se han desarrollado con los
datos obtenidos por este método de ensayo. Estos métodos correlativos se utilizan
ampliamente en la práctica de ingeniería actual.
La presentación de resultados consiste en una curva de destilación en la cual
aparecen el volumen destilado, la temperatura de ebullición a presión reducida y la
temperatura de ebullición corregida a presión atmosférica [22].
4. Cálculos
4.1 Se debe realizar la conversión de temperaturas observadas a presión reducida
a temperaturas equivalentes atmosféricas (TAE), es decir, a 101.3 kPa (1.0328
kg/cm2), mediante las ecuaciones de Maxwell y Bonnell:
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96
𝐴𝐸𝑇 =748.1𝐴
[1
(𝑇+273.1)] + 0.3891𝐴 − 0.00051606
− 273.1 (79)
Donde:
AET = temperatura equivalente atmosférica, °C
T = temperatura observada, °C
Para “A” se tienen dos ecuaciones:
La primera de ellas es la ecuación (80)
𝐴 =5.143222 − 0.972546 log10 𝑃
2579.329 − 95.76 log10 𝑃 (80)
Donde:
P = Presión de operación, kPa (P ≥ 0.266 kPa o P≥0.0027 kg/cm2).
Y la segunda ecuación es la (81), que se muestra a continuación:
𝐴 =5.994295 − 0.972546 log10 𝑃
2663.129 − 95.76 log10 𝑃 (81)
Donde:
P = Presión de operación, mmHg (P ≥ 2mmHg o P ≥ 0.0027 kg/cm2).
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97
Si las presiones de operación son: P < 0.266 kPa (<2 mmHg o 0.0027 kg/cm2),
entonces “A” se calcula mediante las ecuaciones (82) y (83):
𝐴 =5.897249 − 0.987672 log10 𝑃
2962.909 − 43.00 log10 𝑃 (82)
Donde: P es la presión de operación en kPa
𝐴 =6.761559 − 0.987672 log10 𝑃
3000.538 − 43.00 log10 𝑃 (83)
Donde: P es la presión de operación en mmHg
ASTM D5236. Método de prueba estándar para la destilación de fracciones pesadas y residuos del petróleo a presión reducida
1. Alcance
1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de mezclas de
hidrocarburos pesados que tienen temperatura inicial de ebullición arriba de
150°C, como petróleos, petróleos destilados, residuos y mezclas sintéticas.
1.2 El método de destilación recomendado para petróleos arriba del punto de corte
de 400°C es el método D2892. Este método puede ser utilizado para petróleos con
temperatura inicial de ebullición arriba de 150°C [37].
2. Resumen del método
2.1 Un volumen pesado de muestra se destila a presiones absolutas entre 6.6 y
0.013 kPa (50 y 0.1 mmHg) bajo condiciones específicas. Los cortes se toman a
temperaturas preseleccionadas. Los registros de temperatura de vapor, la presión
de operación y otras variables se realizan en intervalos, incluyendo cada punto de
corte.
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98
2.2 Se obtiene la masa de cada fracción. Los rendimientos por masa son
calculados de la masa de cada fracción respecto a la recuperación de masa total.
2.3 Se obtiene la densidad de cada fracción. El rendimiento de la destilación por
volumen se calcula a partir del volumen calculado para cada fracción a 15°C
(59°F) en relación con la recuperación total.
2.4 Las curvas de destilación de temperatura contra porciento masa o volumen, o
ambos, se dibujan usando los datos de los dos puntos anteriores.
3. Significado y uso
3.1 Este método es uno de varios, dirigidos a mezclas de hidrocarburos pesados
con el fin de caracterizarlos para una refinería.
3.2 Las fracciones obtenidas por este método pueden ser usadas solas o en
combinación con otras para producir muestras para estudios analíticos y
evaluaciones de calidad.
3.3 Los detalles de los puntos de corte deben ser preestablecidas antes de que
comience la prueba.
4. Cálculos
4.1 Se utilizan las mismas ecuaciones aplicadas en el método ASTM D1160 [36]
para la conversión de temperaturas observadas a temperaturas equivalentes
atmosféricas (AET) son aplicadas a este procedimiento.
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99
ASTM D7344. (Equivalente a ASTM D86) Método de prueba estándar para
destilación de productos del petróleo a presión atmosférica (mini–método)
1. Alcance
1.1 Este método cubre el procedimiento para la destilación de productos derivados
del petróleo en el intervalo de 20 – 400°C (68 – 752°F) usando un aparato de
destilación automático en pequeño [38].
1.2 Este método es aplicable a productos como: destilados ligeros e intermedios,
combustibles para motores de encendido por chispa para automóviles que
contengan arriba de un 10% de etanol, combustibles de aviación, turbosina, diesel
bajo en azufre, naftas, querosinas y combustibles para quemadores.
2. Resumen del método
2.1 Se destila una muestra bajo ciertas condiciones preestablecidas. El volumen
puede variar de 3 a 6 mL. La destilación se lleva a cabo en un aparato de
destilación automático miniaturizado a presión ambiente bajo condiciones
diseñadas para establecer un plato teórico. Las lecturas de temperatura de vapor y
volúmenes de condensado son monitoreados continuamente. Después de la
prueba, se registran las pérdidas de muestra y residuos.
2.2 Al concluir la prueba, las temperaturas son corregidas automáticamente para
presión barométrica, usando para ello la lectura obtenida de un transductor de
presión incorporado.
2.3 Los resultados son comúnmente expresados como porciento evaporado o
porciento recuperado contra la correspondiente temperatura y los datos se dan en
una tabla o gráficamente, como una curva de destilación.
3. Significado y uso
3.1 Las propiedades de la destilación de hidrocarburos tienen un efecto importante
en cuanto a seguridad y rendimiento, especialmente en el caso de combustibles y
solventes. El intervalo de ebullición proporciona información de la composición, las
propiedades y el comportamiento del combustible durante su almacenamiento y
uso. La volatilidad es el mayor determinante en cuanto a la tendencia de una
mezcla de hidrocarburos para producir vapores explosivos de manera potencial.
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100
3.2 Las propiedades de la destilación son importantes para gasolinas de aviación y
automotrices, afectando el arranque, el calentamiento y la tendencia al sello de
vapor a altas temperaturas de operación o grandes altitudes, o ambas. La
presencia de componentes con alta temperatura de ebullición en estos y otros
combustibles puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos
de combustión sólidos.
3.3 Los límites de la destilación a menudo se incluyen en las especificaciones de
los productos del petróleo, en acuerdos contractuales comerciales, procesos de
refinación y control y cumplimiento normativo.
4. Cálculos
4.1 Las mismas ecuaciones utilizadas en el método ASTM D86 [34] son aplicadas
a este procedimiento para obtener la corrección a presión atmosférica (101.3 kPa
o 1.0328 kg/cm2).
ASTM D7345. (Equivalente al ASTM D86) Método de prueba estándar para la
destilación de productos derivados del petróleo a presión atmosférica (micro
método de destilación)
1. Alcance
1.1 Este método cubre un procedimiento para la destilación de productos
derivados del petróleo que cubre un intervalo de ebullición de 20 a 400°C a
presión atmosférica usando un aparato micro automático de destilación [39].
1.2 Este método es aplicable a destilados ligeros a intermedios, combustibles para
motores de encendido por chispa para automóviles, combustibles para motores de
encendido por chispa para automóviles que contengan arriba del 10% de etanol,
naftas, turbosinas, diesel bajo en azufre, entre otros.
1.3 Este método también es aplicable a hidrocarburos con un intervalo de
ebullición estrecho como solventes orgánicos o compuestos oxigenados.
1.4 Este método no es aplicable para productos que contienen cantidades
apreciables de residuos.
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101
2. Resumen del método
2.1 Una muestra se traslada al frasco de destilación, se coloca en posición sobre
el aparato automático y se calienta el fondo de este.
2.2 El aparato automático mide y registra muestras de vapor, las temperaturas de
líquidos y la presión en el frasco de destilación. Se realizan registros automáticos
a lo largo del método y los datos se almacenan en la memoria del aparato.
2.3 Los resultados son comúnmente expresados como porciento evaporado o
porciento recuperado contra la correspondiente temperatura, los datos se dan en
una tabla o gráficamente.
3. Significado y uso
3.1 Las propiedades de la destilación de hidrocarburos tienen un efecto importante
en cuanto a seguridad y rendimiento, especialmente en el caso de combustibles y
solventes. El intervalo de ebullición proporciona información de la composición, las
propiedades y el comportamiento del combustible durante su almacenamiento y
uso. La volatilidad es el mayor determinante en cuanto a la tendencia de una
mezcla de hidrocarburos para producir vapores explosivos de manera potencial.
3.2 Las propiedades de la destilación son importantes para gasolinas de aviación y
automotrices, afectando el arranque, el calentamiento y la tendencia al sello de
vapor a altas temperaturas de operación, grandes altitudes, o ambas. La presencia
de componentes con alta temperatura de ebullición en estos y otros combustibles
puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos de
combustión sólidos.
3.3 Este método puede ser aplicado a productos contaminados o mezclas de
hidrocarburos, ya que arroja una rápida proyección de la calidad del producto.
3.4 Este método de prueba utiliza un micro aparato de destilación automática,
proporciona resultados rápidos utilizando un volumen de muestra pequeño y
elimina la mayor parte del tiempo del operador y de la subjetividad en comparación
con el método de ensayo D86.
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102
Anexo B Métodos ASTM para densidad de petróleo y sus derivados
ASTM D1298. Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o
gravedad API de petróleo y productos líquidos del petróleo por el método del
hidrómetro
1. Alcance
1.1 Este método es utilizado para estimar la densidad, la densidad relativa o la
gravedad API usando un hidrómetro de vidrio en conjunto con una serie de
cálculos, para el petróleo, productos derivados del petróleo, o mezclas de petróleo
normalmente manejados como líquidos con presión de vapor Reid de 101.325 kPa
(14.696 psi) o menos. Los valores se determinan a temperaturas existentes y
corregidas a 15.56°C o 60°F por medio de una serie de cálculos y tablas
estándares internacionales [40].
1.2 Las lecturas iniciales obtenidas del hidrómetro son lecturas del hidrómetro
incorrectas y no medidas de densidad.
Las lecturas se miden en un densímetro, ya sea a la temperatura de referencia o a
otra temperatura que sea conveniente y las lecturas son corregidas por el efecto
del menisco, los efectos de expansión térmica del vidrio, efectos de la temperatura
de calibración y a la temperatura de referencia por medio de tablas de medición
del petróleo.
1.3 Las lecturas determinadas como densidad, densidad relativa o gravedad API
pueden ser convertidas a valores equivalentes en otras unidades o temperaturas
de referencias por medio de procedimientos de conversión.
1.4 Las lecturas iniciales del hidrómetro determinadas en el laboratorio deben ser
registradas antes de llevar a cabo los cálculos.
1.5 Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como estándar.
2. Resumen del método
2.1 La muestra es llevada a una temperatura específica y una parte es transferida
a un hidrómetro cilíndrico que ha sido llevado a aproximadamente la misma
temperatura.
IPN ESIQIE
103
Después de que la temperatura de equilibrio ha sido alcanzada, se lee la escala
del hidrómetro y se toma la temperatura de la muestra.
2.2 Si es necesario, el hidrómetro cilíndrico y su contenido son colocados en un
baño de temperatura constante para evitar una variación excesiva de temperatura
durante el ensayo.
3. Significado y uso
3.1 Este procedimiento es más rentable para la determinación de la densidad,
densidad especifica (gravedad específica) o gravedad API de líquidos
transparentes de baja viscosidad. Este procedimiento también puede ser usado
para líquidos viscosos dando el tiempo suficiente para que el hidrómetro alcance
la temperatura de equilibrio.
3.2 La densidad, densidad relativa o gravedad API es un factor determinante de la
calidad y el precio del petróleo.
Sin embargo, esta propiedad del petróleo es un indicativo incierto de su calidad a
menos que esté correlacionado con otras propiedades.
ASTM D70. Método estándar para la determinación de densidad en
materiales bituminosos semi–sólidos (Método del picnómetro)
1. Alcance
1.1 Este método cubre la determinación de la densidad relativa y densidad de
materiales bituminosos semi – sólidos, asfaltos y cementos usando un picnómetro
[41].
2. Resumen del método
2.1 La muestra se coloca en un picnómetro calibrado. El picnómetro y la muestra
son pesadas, después el volumen remanente se llena con agua. El picnómetro
lleno se lleva a la temperatura de prueba o de ensayo y se pesa. La densidad de
la muestra se calcula a partir de su masa y la masa de agua desplazada por la
muestra en el picnómetro lleno.
IPN ESIQIE
104
3. Significado y uso
3.1 Los valores de densidad se utilizan para la conversión de volúmenes a
unidades de masa y para la corrección de los volúmenes medidos de la
temperatura de medición a una temperatura estándar utilizando el método ASTM
D4311.
4. Cálculos
4.1 Calcular la densidad relativa o gravedad específica con la siguiente ecuación:
𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 = 𝑠𝑔 =𝐶 − 𝐴
[(𝐵 − 𝐴) − (𝐷 − 𝐶)] (84)
Donde:
A = masa del picnómetro (con tapón)
B = masa del picnómetro llenado con agua
C = masa del picnómetro parcialmente lleno con asfalto
D = masa del picnómetro con asfalto y agua
4.2 Calcular la densidad absoluta con la siguiente ecuación:
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 𝑑 = 𝑠𝑔 × 𝑊𝑇 (85)
Donde:
WT = densidad del agua a la temperatura de prueba, kg/m3
IPN ESIQIE
105
ASTM D4052 Método de prueba estándar para estimar densidad, densidad
relativa y gravedad API de líquidos utilizando un densímetro digital
1. Alcance
1.1 Este método cubre la determinación de la densidad, densidad relativa y
gravedad API de destilados del petróleo y aceites viscosos que pueden ser
manejados de una manera normal como líquidos a la temperatura de la prueba
usando el equipo en forma manual o automática en la inyección de la muestra. Su
aplicación está restringida a líquidos con presiones de vapor totales por debajo de
100 kPa y viscosidades debajo de 15,000 mm2/s (cSt) a la temperatura de la
prueba [42].
Algunos ejemplos de productos que pueden analizarse por este método son:
gasolinas y mezclas de gasolina oxigenada, diesel, combustible para avión
(turbosinas), aceites base, ceras y lubricantes.
1.2 Este método no debería ser aplicado a muestras de color oscuro en las que la
ausencia de burbujas de aire en la muestra no pueda ser establecida con certeza.
1.3 Las unidades de medición de densidad son gramos por mililitro (g/mL) o
kilogramos por metro cúbico (kg/m3).
2. Resumen del método
2.1 Un pequeño volumen (aproximadamente 1 a 2 mL) de muestra líquida es
introducido en un tubo de muestra oscilante y el cambio en la frecuencia de
oscilación causada por el cambio en la masa del tubo es usada en conjunto con
los datos de calibración para determinar la densidad, la densidad relativa o la
gravedad API de la muestra.
3. Significado y uso
3.1 La densidad es una propiedad física fundamental que puede ser usada en
conjunto con otras propiedades para caracterizar fracciones de petróleo ligeras y
pesadas.
IPN ESIQIE
106
Anexo C Método ASTM para estimación de masa molecular
ASTM D2502. Método de prueba estándar para la estimación de masa molecular relativa promedio de productos derivados del petróleo a partir de mediciones de viscosidad
1. Alcance
1.1 Este método cubre la estimación de la masa molecular relativa promedio de
productos derivados del petróleo a partir de la viscosidad cinemática a 100°F y
210°F. Es aplicable a muestras que cubren el intervalo de 250 – 700 de masa
molecular. No debe ser aplicado a muestras que tengan composiciones extremas
o un intervalo muy estrecho de masa molecular [43].
2. Resumen del método
2.1 Se determina la viscosidad cinemática del aceite a 100°F y 210°F. Se
establece una función “H” de la viscosidad a 100°F como referencia. El valor de
“H” y la viscosidad a 210°F son usados para estimar la masa molecular relativa
promedio a partir de la Figura 18.
3. Significado y uso
3.1 Este método provee un medio de calcular la masa molecular relativa promedio
de derivados del petróleo a partir de otras mediciones físicas.
3.2 La masa molecular relativa promedio es una constante física fundamental que
puede ser usada en conjunto con otras propiedades físicas para caracterizar
mezclas de hidrocarburos.
4. Ejemplo
Datos de viscosidad, cSt:
100°F = 179
210°F = 9.72
Localizar en la Tabla 1 del método ASTM D2502 (consultar método) el valor para
“H” a partir de la viscosidad a 100°F.
En este caso para 179 cSt el valor correspondiente es H = 461.
IPN ESIQIE
107
Usando H = 461 y la viscosidad a 210°F = 9.72, entrar a la gráfica (Figura 18) y
leer el valor promedio de masa molecular. En este caso con los datos obtenidos la
masa molecular resulta de 360 g/mol o kg/kmol.
Figura 18. Gráfica para la determinación de masa molecular
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108
Anexo D Resultados de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de
productos del petróleo
IPN ESIQIE
109
Tabla 21. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 1. Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 26.85 bar 389.39 26.85 27.37 26.50
Riazi-Daubert2 27.23 bar 394.97 27.23 27.76 26.88
Riazi-Daubert3 27.37 bar 397.02 27.37 27.90 27.02
Riazi-Daubert4 396.02 psia 396.02 27.30 27.83 26.95
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 27.56 bar 399.70 27.56 28.09 27.20
Cavett 27.68 bar 401.52 27.68 28.22 27.32
Winn Mobil 27.56 bar 399.80 27.56 28.10 27.20
Tsonopoulos 26.51 bar 384.49 26.51 27.02 26.16
Vetere 2.71 MPa 393.01 27.10 27.62 26.74
Sancet 359.76 psia 359.76 24.80 25.28 24.48
Mohamad 27.25 atm 400.42 27.61 28.14 27.25
Twu 407.43 psia 407.43 28.09 28.63 27.72
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 400.09 psia 400.09 27.58 28.12 27.22
API para Pc 394.97 psia 394.97 27.23 27.76 26.88
Promedio 26.82
Valor mínimo 24.48
Valor máximo 27.72
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 583.46 K 1050.22 583.46 590.55 310.31
Riazi-Daubert2 583.45 K 1050.22 583.45 590.55 310.30
Riazi-Daubert3 584.74 K 1052.53 584.74 592.86 311.59
Riazi-Daubert4 1050.48 R 1050.48 583.60 590.81 310.45
Riazi-Daubert5 580.55 K 1044.98 580.55 585.31 307.40
Lee - Kesler 579.45 K 1043.01 579.45 583.34 306.30
Cavett 578.75 K 1041.75 578.75 582.08 305.60
Winn Mobil 576.77 K 1038.19 576.77 578.52 303.62
Tsonopoulos 578.21 K 1040.78 578.21 581.11 305.06
Vetere 581.75 K 1047.15 581.75 587.48 308.60
Sancet 1029.05 R 1029.05 571.70 569.38 298.55
Mohamad 581.67 K 1047.00 581.67 587.33 308.52
Twu 1041.76 R 1041.76 578.75 582.09 305.60
Eaton Porter 588.45 °F 1080.12 71.55 588.45 309.14
Cavett 1048.25 R 1048.25 582.36 588.58 309.21
Lee - Kesler 1049.24 R 1049.24 582.91 589.57 309.76
Riazi-Daubert 1056.23 R 1056.23 586.80 596.56 313.65
Brule 592.14 K 1065.85 592.14 606.18 318.99
Roess 590.29 °F 1049.96 72.57 590.29 310.16
API para Tc 1050.20 R 1050.20 583.44 590.53 310.29
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 308.65
Valor mínimo 298.55
Valor máximo 318.99
IPN ESIQIE
110
Tabla 22. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 2.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 27.09 bar 392.95 27.09 27.62 26.74
Riazi-Daubert2 27.47 bar 398.36 27.47 28.00 27.11
Riazi-Daubert3 27.59 bar 400.12 27.59 28.12 27.23
Riazi-Daubert4 399.12 psia 399.12 27.52 28.05 27.16
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 27.80 bar 403.16 27.80 28.33 27.43
Cavett 27.90 bar 404.70 27.90 28.44 27.54
Winn Mobil 27.82 bar 403.47 27.82 28.35 27.45
Tsonopoulos 26.74 bar 387.76 26.74 27.25 26.39
Vetere 2.73 MPa 395.85 27.29 27.82 26.94
Sancet 361.54 psia 361.54 24.93 25.41 24.60
Mohamad 27.38 atm 402.38 27.74 28.28 27.38
Twu 410.47 psia 410.47 28.30 28.85 27.93
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 403.55 psia 403.55 27.82 28.36 27.46
API para Pc 398.36 psia 398.36 27.47 28.00 27.11
Promedio 27.03
Valor mínimo 24.60
Valor máximo 27.93
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 582.18 K 1047.93 582.18 588.26 309.0
Riazi-Daubert2 582.08 K 1047.74 582.08 588.07 308.93
Riazi-Daubert3 583.43 K 1050.18 583.43 590.51 310.28
Riazi-Daubert4 1048.33 R 1048.33 582.40 588.66 309.25
Riazi-Daubert5 579.20 K 1042.56 579.20 582.89 306.05
Lee - Kesler 578.12 K 1040.61 578.12 580.94 304.97
Cavett 577.36 K 1039.25 577.36 579.58 304.21
Winn Mobil 575.49 K 1035.88 575.49 576.21 302.34
Tsonopoulos 576.87 K 1038.37 576.87 578.70 303.72
Vetere 580.25 K 1044.45 580.25 584.78 307.10
Sancet 1026.07 R 1026.07 570.04 566.40 296.89
Mohamad 579.87 K 1043.76 579.87 584.09 306.72
Twu 1039.26 R 1039.26 577.37 579.59 304.22
Eaton Porter 584.72 °F 1076.39 69.47 584.72 307.07
Cavett 1045.93 R 1045.93 581.07 586.26 307.92
Lee - Kesler 1047.03 R 1047.03 581.68 587.36 308.53
Riazi-Daubert 1054.10 R 1054.10 585.61 594.43 312.46
Brule 590.93 K 1063.67 590.93 604.00 317.78
Roess 587.90 °F 1047.57 71.24 587.90 308.84
API para Tc 1047.72 R 1047.72 582.07 588.05 308.92
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 307.26
Valor mínimo 296.89
Valor máximo 317.78
IPN ESIQIE
111
Tabla 23. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 3.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 26.80 bar 388.70 26.80 27.32 26.45
Riazi-Daubert2 27.19 bar 394.42 27.19 27.72 26.84
Riazi-Daubert3 27.30 bar 396.02 27.30 27.83 26.95
Riazi-Daubert4 394.29 psia 394.29 27.19 27.71 26.83
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 27.57 bar 399.83 27.57 28.10 27.21
Cavett 27.68 bar 401.44 27.68 28.21 27.32
Winn Mobil 27.55 bar 399.52 27.55 28.08 27.19
Tsonopoulos 26.42 bar 383.23 26.42 26.93 26.08
Vetere 2.70 MPa 391.85 27.02 27.54 26.66
Sancet 356.55 psia 356.55 24.58 25.06 24.26
Mohamad 27.01 atm 396.92 27.37 27.89 27.01
Twu 407.73 psia 407.73 28.11 28.65 27.74
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 400.21 psia 400.21 27.59 28.13 27.23
API para Pc 394.42 psia 394.42 27.19 27.72 26.84
Promedio 26.76
Valor mínimo 24.26
Valor máximo 27.74
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 587.51 K 1057.52 587.51 597.85 314.36
Riazi-Daubert2 587.56 K 1057.60 587.56 597.93 314.41
Riazi-Daubert3 588.79 K 1059.82 588.79 600.15 315.64
Riazi-Daubert4 1058.80 R 1058.80 588.22 599.13 315.07
Riazi-Daubert5 584.90 K 1052.83 584.90 593.16 311.75
Lee - Kesler 583.43 K 1050.17 583.43 590.50 310.28
Cavett 582.82 K 1049.07 582.82 589.40 309.67
Winn Mobil 580.67 K 1045.21 580.67 585.54 307.52
Tsonopoulos 582.18 K 1047.93 582.18 588.26 309.03
Vetere 585.61 K 1054.10 585.61 594.43 312.46
Sancet 1034.42 R 1034.42 574.68 574.75 301.53
Mohamad 584.90 K 1052.82 584.90 593.15 311.75
Twu 1049.08 R 1049.08 582.82 589.41 309.67
Eaton Porter 596.46 °F 1088.13 75.99 596.46 313.59
Cavett 1054.55 R 1054.55 585.86 594.88 312.71
Lee - Kesler 1055.41 R 1055.41 586.34 595.74 313.19
Riazi-Daubert 1062.58 R 1062.58 590.32 602.91 317.17
Brule 595.33 K 1071.59 595.33 611.92 322.18
Roess 596.87 °F 1056.54 76.22 596.87 313.82
API para Tc 1057.58 R 1057.58 587.55 597.91 314.40
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 312.51
Valor mínimo 301.53
Valor máximo 322.18
IPN ESIQIE
112
Tabla 24. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Magna 1.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 35.23 bar 511.03 35.23 35.91 34.77
Riazi-Daubert2 34.79 bar 504.64 34.79 35.47 34.34
Riazi-Daubert3 33.87 bar 491.25 33.87 34.52 33.43
Riazi-Daubert4 493.75 psia 493.75 34.04 34.70 33.60
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 35.34 bar 512.55 35.34 36.02 34.88
Cavett 34.22 bar 496.35 34.22 34.88 33.77
Winn Mobil 36.35 bar 527.18 36.35 37.05 35.87
Tsonopoulos 34.00 bar 493.07 34.00 34.65 33.55
Vetere 3.31 MPa 479.52 33.06 33.70 32.63
Sancet 403.12 psia 403.12 27.79 28.33 27.43
Mohamad 30.56 atm 449.09 30.96 31.56 30.56
Twu 499.47 psia 499.47 34.44 35.10 33.99
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 513.03 psia 513.03 35.37 36.05 34.91
API para Pc 504.65 psia 504.65 34.79 35.47 34.34
Promedio 33.43
Valor mínimo 27.43
Valor máximo 35.87
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 557.97 K 1004.35 557.97 544.68 284.82
Riazi-Daubert2 554.59 K 998.26 554.59 538.59 281.44
Riazi-Daubert3 557.78 K 1004.00 557.78 544.33 284.63
Riazi-Daubert4 1011.46 R 1011.46 561.92 551.79 288.77
Riazi-Daubert5 549.59 K 989.27 549.59 529.60 276.44
Lee - Kesler 551.19 K 992.14 551.19 532.47 278.04
Cavett 549.18 K 988.52 549.18 528.85 276.03
Winn Mobil 550.61 K 991.10 550.61 531.43 277.46
Tsonopoulos 550.80 K 991.44 550.80 531.77 277.65
Vetere 548.02 K 986.44 548.02 526.77 274.87
Sancet 954.91 R 954.91 530.51 495.24 257.36
Mohamad 537.18 K 966.92 537.18 507.25 264.03
Twu 988.52 R 988.52 549.18 528.85 276.03
Eaton Porter 537.27 °F 1028.94 43.11 537.27 280.70
Cavett 1010.19 R 1010.19 561.21 550.52 288.06
Lee - Kesler 1013.28 R 1013.28 562.93 553.61 289.78
Riazi-Daubert 1023.83 R 1023.83 568.79 564.16 295.64
Brule 571.05 K 1027.89 571.05 568.22 297.90
Roess 551.62 °F 1011.29 51.09 551.62 288.68
API para Tc 998.24 R 998.24 554.58 538.57 281.43
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 280.99
Valor mínimo 257.36
Valor máximo 297.90
IPN ESIQIE
113
Tabla 25. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 1.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 18.15 bar 263.31 18.15 18.50 17.92
Riazi-Daubert2 18.58 bar 269.45 18.58 18.94 18.33
Riazi-Daubert3 19.34 bar 280.45 19.34 19.71 19.08
Riazi-Daubert4 252.91 psia 252.91 17.44 17.77 17.21
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 19.13 bar 277.49 19.13 19.50 18.88
Cavett 17.79 bar 257.99 17.79 18.13 17.56
Winn Mobil 18.97 bar 275.09 18.97 19.33 18.72
Tsonopoulos 18.45 bar 267.57 18.45 18.80 18.21
Vetere 1.82 MPa 263.49 18.17 18.52 17.93
Sancet 229.15 psia 229.15 15.80 16.10 15.59
Mohamad 18.10 atm 266.05 18.34 18.70 18.10
Twu 285.73 psia 285.73 19.70 20.08 19.44
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 277.78 psia 277.78 19.15 19.52 18.90
API para Pc 269.45 psia 269.45 18.58 18.94 18.34
Promedio 18.16
Valor mínimo 15.59
Valor máximo 19.44
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 718.44 K 1293.20 718.44 833.53 445.29
Riazi-Daubert2 723.04 K 1301.48 723.04 841.81 449.89
Riazi-Daubert3 716.74 K 1290.12 716.74 830.45 443.59
Riazi-Daubert4 1309.05 R 1309.05 727.25 849.38 454.10
Riazi-Daubert5 716.93 K 1290.48 716.93 830.81 443.78
Lee - Kesler 713.44 K 1284.19 713.44 824.52 440.29
Cavett 719.04 K 1294.28 719.04 834.61 445.89
Winn Mobil 711.22 K 1280.20 711.22 820.53 438.07
Tsonopoulos 717.06 K 1290.70 717.06 831.03 443.91
Vetere 720.24 K 1296.43 720.24 836.76 447.09
Sancet 1248.22 R 1248.22 693.45 788.55 420.30
Mohamad 714.77 K 1286.59 714.77 826.92 441.62
Twu 1294.29 R 1294.29 719.05 834.62 445.90
Eaton Porter 835.11 °F 1326.78 208.58 835.11 446.17
Cavett 1297.43 R 1297.43 720.80 837.76 447.65
Lee - Kesler 1287.10 R 1287.10 715.06 827.43 441.91
Riazi-Daubert 1296.21 R 1296.21 720.12 836.54 446.97
Brule 719.42 K 1294.96 719.42 835.29 446.27
Roess 844.38 °F 1304.05 213.73 844.38 451.32
API para Tc 1301.44 R 1301.44 723.02 841.77 449.87
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 444.49
Valor mínimo 420.30
Valor máximo 454.10
IPN ESIQIE
114
Tabla 26. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 2.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 19.24 bar 279.05 19.24 19.61 18.99
Riazi-Daubert2 19.70 bar 285.68 19.70 20.08 19.44
Riazi-Daubert3 20.31 bar 294.58 20.31 20.70 20.05
Riazi-Daubert4 273.08 psia 273.08 18.83 19.19 18.58
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 20.27 bar 294.06 20.27 20.67 20.01
Cavett 19.41 bar 281.49 19.41 19.78 19.15
Winn Mobil 20.05 bar 290.76 20.05 20.43 19.79
Tsonopoulos 19.39 bar 281.19 19.39 19.76 19.13
Vetere 1.95 MPa 283.47 19.54 19.92 19.29
Sancet 248.53 psia 248.53 17.14 17.47 16.91
Mohamad 19.41 atm 285.23 19.67 20.05 19.41
Twu 304.75 psia 304.75 21.01 21.42 20.74
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 294.36 psia 294.36 20.30 20.69 20.03
API para Pc 285.69 psia 285.69 19.70 20.08 19.44
Promedio 19.35
Valor mínimo 16.91
Valor máximo 20.74
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 696.24 K 1253.23 696.24 793.56 423.09
Riazi-Daubert2 700.12 K 1260.21 700.12 800.54 426.97
Riazi-Daubert3 695.60 K 1252.08 695.60 792.41 422.45
Riazi-Daubert4 1266.19 R 1266.19 703.44 806.52 430.29
Riazi-Daubert5 694.42 K 1249.95 694.42 790.28 421.27
Lee - Kesler 691.57 K 1244.83 691.57 785.16 418.42
Cavett 696.25 K 1253.26 696.25 793.59 423.10
Winn Mobil 688.83 K 1239.89 688.83 780.22 415.68
Tsonopoulos 693.81 K 1248.86 693.81 789.19 420.66
Vetere 698.03 K 1256.46 698.03 796.79 424.88
Sancet 1214.21 R 1214.21 674.56 754.54 401.41
Mohamad 693.99 K 1249.18 693.99 789.51 420.84
Twu 1253.27 R 1253.27 696.26 793.60 423.11
Eaton Porter 799.71 °F 1291.38 188.91 799.71 426.51
Cavett 1257.24 R 1257.24 698.47 797.57 425.32
Lee - Kesler 1248.50 R 1248.50 693.61 788.83 420.46
Riazi-Daubert 1257.00 R 1257.00 698.33 797.33 425.18
Brule 698.63 K 1257.54 698.63 797.87 425.48
Roess 804.40 °F 1264.07 191.52 804.40 429.11
API para Tc 1260.18 R 1260.18 700.10 800.51 426.95
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 422.56
Valor mínimo 401.41
Valor máximo 430.29
IPN ESIQIE
115
Tabla 27. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 3.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 17.88 bar 259.39 17.88 18.23 17.65
Riazi-Daubert2 18.28 bar 265.07 18.28 18.63 18.04
Riazi-Daubert3 19.00 bar 275.55 19.00 19.37 18.75
Riazi-Daubert4 248.96 psia 248.96 17.17 17.50 16.94
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 18.80 bar 272.64 18.80 19.16 18.55
Cavett 17.44 bar 252.98 17.44 17.78 17.21
Winn Mobil 18.68 bar 270.87 18.68 19.04 18.43
Tsonopoulos 18.18 bar 263.65 18.18 18.53 17.94
Vetere 1.78 MPa 258.89 17.85 18.19 17.62
Sancet 226.88 psia 226.88 15.64 15.94 15.44
Mohamad 17.95 atm 263.81 18.19 18.54 17.95
Twu 280.83 psia 280.83 19.36 19.74 19.11
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 272.92 psia 272.92 18.82 19.18 18.57
API para Pc 265.08 psia 265.08 18.28 18.63 18.04
Promedio 17.87
Valor mínimo 15.44
Valor máximo 19.11
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 719.39 K 1294.90 719.39 835.23 446.24
Riazi-Daubert2 724.01 K 1303.22 724.01 843.55 450.86
Riazi-Daubert3 717.79 K 1292.02 717.79 832.35 444.64
Riazi-Daubert4 1310.90 R 1310.90 728.28 851.23 455.13
Riazi-Daubert5 717.44 K 1291.39 717.44 831.72 444.29
Lee - Kesler 714.30 K 1285.74 714.30 826.07 441.15
Cavett 720.12 K 1296.22 720.12 836.55 446.97
Winn Mobil 712.29 K 1282.12 712.29 822.45 439.14
Tsonopoulos 718.05 K 1292.49 718.05 832.82 444.90
Vetere 721.29 K 1298.31 721.29 838.64 448.14
Sancet 1252.29 R 1252.29 695.71 792.62 422.56
Mohamad 717.26 K 1291.07 717.26 831.40 444.11
Twu 1296.23 R 1296.23 720.13 836.56 446.98
Eaton Porter 841.36 °F 1333.03 212.05 841.36 449.64
Cavett 1300.79 R 1300.79 722.66 841.12 449.51
Lee - Kesler 1289.95 R 1289.95 716.64 830.28 443.49
Riazi-Daubert 1299.26 R 1299.26 721.81 839.59 448.66
Brule 720.81 K 1297.46 720.81 837.79 447.66
Roess 847.39 °F 1307.06 215.40 847.39 452.99
API para Tc 1303.19 R 1303.19 723.99 843.52 450.84
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 445.90
Valor mínimo 422.56
Valor máximo 455.13
IPN ESIQIE
116
Tabla 28. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 1.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 17.93 bar 259.99 17.93 18.27 17.69
Riazi-Daubert2 18.33 bar 265.89 18.33 18.69 18.09
Riazi-Daubert3 19.10 bar 276.96 19.10 19.46 18.85
Riazi-Daubert4 249.01 psia 249.01 17.17 17.50 16.94
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 18.87 bar 273.68 18.87 19.23 18.62
Cavett 17.46 bar 253.24 17.46 17.80 17.23
Winn Mobil 18.73 bar 271.66 18.73 19.09 18.49
Tsonopoulos 18.24 bar 264.51 18.24 18.59 18.00
Vetere 1.79 MPa 259.29 17.88 18.22 17.64
Sancet 226.00 psia 226.00 15.58 15.88 15.38
Mohamad 17.89 atm 262.93 18.13 18.48 17.89
Twu 281.57 psia 281.57 19.41 19.79 19.16
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 273.97 psia 273.97 18.89 19.25 18.64
API para Pc 265.90 psia 265.90 18.33 18.69 18.09
Promedio 17.91
Valor mínimo 15.38
Valor máximo 19.16
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 721.50 K 1298.71 721.50 839.04 448.35
Riazi-Daubert2 726.20 K 1307.16 726.20 847.49 453.05
Riazi-Daubert3 719.69 K 1295.45 719.69 835.78 446.54
Riazi-Daubert4 1314.99 R 1314.99 730.55 855.32 457.40
Riazi-Daubert5 717.17 K 1290.91 717.17 831.24 444.02
Lee - Kesler 716.42 K 1289.56 716.42 829.89 443.27
Cavett 722.21 K 1299.98 722.21 840.31 449.06
Winn Mobil 714.36 K 1285.85 714.36 826.18 441.21
Tsonopoulos 720.27 K 1296.49 720.27 836.82 447.12
Vetere 723.31 K 1301.96 723.31 842.29 450.16
Sancet 1253.88 R 1253.88 696.60 794.21 423.45
Mohamad 718.24 K 1292.83 718.24 833.16 445.09
Twu 1299.99 R 1299.99 722.22 840.32 449.07
Eaton Porter 843.49 °F 1335.16 213.23 843.49 450.83
Cavett 1311.29 R 1311.29 728.50 851.62 455.35
Lee - Kesler 1300.00 R 1300.00 722.22 840.33 449.07
Riazi-Daubert 1309.53 R 1309.53 727.52 849.86 454.37
Brule 726.19 K 1307.15 726.19 847.48 453.04
Roess 857.63 °F 1317.30 221.09 857.63 458.68
API para Tc 1307.12 R 1307.12 726.18 847.45 453.03
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 448.61
Valor mínimo 423.45
Valor máximo 458.68
IPN ESIQIE
117
Tabla 29. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 2.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 17.32 bar 251.20 17.32 17.65 17.09
Riazi-Daubert2 17.67 bar 256.31 17.67 18.01 17.44
Riazi-Daubert3 18.42 bar 267.12 18.42 18.77 18.18
Riazi-Daubert4 238.98 psia 238.98 16.48 16.79 16.26
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 18.15 bar 263.31 18.15 18.50 17.92
Cavett 16.61 bar 240.87 16.61 16.93 16.39
Winn Mobil 18.10 bar 262.48 18.10 18.45 17.86
Tsonopoulos 17.66 bar 256.20 17.66 18.01 17.43
Vetere 1.71 MPa 247.55 17.07 17.40 16.84
Sancet 218.36 psia 218.36 15.06 15.35 14.86
Mohamad 17.38 atm 255.37 17.61 17.95 17.38
Twu 270.45 psia 270.45 18.65 19.01 18.40
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 263.59 psia 263.59 18.17 18.52 17.94
API para Pc 256.31 psia 256.31 17.67 18.01 17.44
Promedio 17.25
Valor mínimo 14.86
Valor máximo 18.40
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 728.26 K 1310.87 728.26 851.20 455.11
Riazi-Daubert2 733.14 K 1319.66 733.14 859.99 459.99
Riazi-Daubert3 726.29 K 1307.33 726.29 847.66 453.14
Riazi-Daubert4 1328.15 R 1328.15 737.86 868.48 464.71
Riazi-Daubert5 724.56 K 1304.21 724.56 844.54 451.41
Lee - Kesler 722.95 K 1301.32 722.95 841.65 449.80
Cavett 729.25 K 1312.65 729.25 852.98 456.10
Winn Mobil 721.36 K 1298.45 721.36 838.78 448.21
Tsonopoulos 727.37 K 1309.27 727.37 849.60 454.22
Vetere 729.83 K 1313.70 729.83 854.03 456.68
Sancet 1267.75 R 1267.75 704.31 808.08 431.16
Mohamad 726.73 K 1308.11 726.73 848.44 453.58
Twu 1312.67 R 1312.67 729.26 853.00 456.11
Eaton Porter 855.02 °F 1346.69 219.64 855.02 457.24
Cavett 1321.56 R 1321.56 734.20 861.89 461.05
Lee - Kesler 1309.54 R 1309.54 727.52 849.87 454.37
Riazi-Daubert 1319.41 R 1319.41 733.00 859.74 459.85
Brule 731.16 K 1316.08 731.16 856.41 458.01
Roess 867.33 °F 1327.00 226.48 867.33 464.07
API para Tc 1319.63 R 1319.63 733.13 859.96 459.98
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 455.24
Valor mínimo 431.16
Valor máximo 464.71
IPN ESIQIE
118
Tabla 30. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 3. Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 19.12 bar 277.27 19.12 19.49 18.87
Riazi-Daubert2 19.56 bar 283.63 19.56 19.93 19.30
Riazi-Daubert3 20.14 bar 292.04 20.14 20.52 19.87
Riazi-Daubert4 271.81 psia 271.81 18.74 19.10 18.50
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 20.11 bar 291.63 20.11 20.50 19.84
Cavett 19.28 bar 279.57 19.28 19.65 19.02
Winn Mobil 19.91 bar 288.71 19.91 20.29 19.65
Tsonopoulos 19.26 bar 279.28 19.26 19.63 19.00
Vetere 1.94 MPa 281.15 19.38 19.76 19.13
Sancet 248.68 psia 248.68 17.15 17.48 16.92
Mohamad 19.42 atm 285.39 19.68 20.06 19.42
Twu 302.49 psia 302.49 20.86 21.26 20.58
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 291.93 psia 291.93 20.13 20.52 19.86
API para Pc 283.63 psia 283.63 19.56 19.93 19.30
Promedio 19.23
Valor mínimo 16.92
Valor máximo 20.58
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 694.72 K 1250.49 694.72 790.82 421.57
Riazi-Daubert2 698.57 K 1257.42 698.57 797.75 425.42
Riazi-Daubert3 694.26 K 1249.66 694.26 789.99 421.11
Riazi-Daubert4 1263.16 R 1263.16 701.75 803.49 428.60
Riazi-Daubert5 688.88 K 1239.99 688.88 780.32 415.73
Lee - Kesler 690.04 K 1242.07 690.04 782.40 416.89
Cavett 694.78 K 1250.60 694.78 790.93 421.63
Winn Mobil 687.38 K 1237.29 687.38 777.62 414.23
Tsonopoulos 692.25 K 1246.05 692.25 786.38 419.10
Vetere 696.44 K 1253.59 696.44 793.92 423.29
Sancet 1213.94 R 1213.94 674.41 754.27 401.26
Mohamad 693.83 K 1248.89 693.83 789.22 420.68
Twu 1250.62 R 1250.62 694.79 790.95 421.64
Eaton Porter 801.71 °F 1293.38 190.02 801.71 427.61
Cavett 1265.49 R 1265.49 703.05 805.82 429.90
Lee - Kesler 1255.77 R 1255.77 697.65 796.10 424.50
Riazi-Daubert 1264.58 R 1264.58 702.55 804.91 429.40
Brule 702.31 K 1264.16 702.31 804.49 429.16
Roess 812.19 °F 1271.86 195.85 812.19 433.44
API para Tc 1257.39 R 1257.39 698.55 797.72 425.40
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 422.53
Valor mínimo 401.26
Valor máximo 433.44
IPN ESIQIE
119
Tabla 31. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 1. Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 15.57 bar 225.86 15.57 15.87 15.37
Riazi-Daubert2 15.77 bar 228.66 15.77 16.07 15.56
Riazi-Daubert3 16.53 bar 239.77 16.53 16.85 16.32
Riazi-Daubert4 207.55 psia 207.55 14.31 14.59 14.12
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 16.10 bar 233.46 16.10 16.41 15.89
Cavett 13.96 bar 202.49 13.96 14.23 13.78
Winn Mobil 16.30 bar 236.38 16.30 16.61 16.08
Tsonopoulos 16.06 bar 232.89 16.06 16.37 15.85
Vetere 1.46 MPa 212.24 14.63 14.92 14.44
Sancet 192.07 psia 192.07 13.24 13.50 13.07
Mohamad 15.59 atm 229.12 15.80 16.10 15.59
Twu 237.39 psia 237.39 16.37 16.68 16.15
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 233.71 psia 233.71 16.11 16.42 15.90
API para Pc 228.67 psia 228.67 15.77 16.07 15.56
Promedio 15.26
Valor mínimo 13.07
Valor máximo 16.32
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 756.29 K 1361.32 756.29 901.65 483.14
Riazi-Daubert2 761.85 K 1371.33 761.85 911.66 488.70
Riazi-Daubert3 753.08 K 1355.54 753.08 895.87 479.93
Riazi-Daubert4 1383.27 R 1383.27 768.49 923.60 495.34
Riazi-Daubert5 753.47 K 1356.24 753.47 896.57 480.32
Lee - Kesler 750.14 K 1350.25 750.14 890.58 476.99
Cavett 757.97 K 1364.34 757.97 904.67 484.82
Winn Mobil 750.21 K 1350.38 750.21 890.71 477.06
Tsonopoulos 756.91 K 1362.44 756.91 902.77 483.76
Vetere 757.01 K 1362.61 757.01 902.94 483.86
Sancet 1317.95 R 1317.95 732.19 858.28 459.04
Mohamad 757.50 K 1363.49 757.50 903.82 484.35
Twu 1364.36 R 1364.36 757.98 904.69 484.83
Eaton Porter 901.07 °F 1392.74 245.22 901.07 482.82
Cavett 1371.92 R 1371.92 762.18 912.25 489.03
Lee - Kesler 1357.23 R 1357.23 754.01 897.56 480.86
Riazi-Daubert 1368.64 R 1368.64 760.36 908.97 487.21
Brule 756.23 K 1361.22 756.23 901.55 483.08
Roess 914.39 °F 1374.06 252.62 914.39 490.22
API para Tc 1371.29 R 1371.29 761.83 911.62 488.68
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 483.20
Valor mínimo 459.04
Valor máximo 495.34
IPN ESIQIE
120
Tabla 32. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 2.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 15.77 bar 228.73 15.77 16.07 15.56
Riazi-Daubert2 16.04 bar 232.70 16.04 16.35 15.83
Riazi-Daubert3 17.00 bar 246.54 17.00 17.33 16.78
Riazi-Daubert4 208.37 psia 208.37 14.37 14.64 14.18
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 16.42 bar 238.18 16.42 16.74 16.21
Cavett 14.04 bar 203.62 14.04 14.31 13.86
Winn Mobil 16.54 bar 239.93 16.54 16.86 16.33
Tsonopoulos 16.34 bar 236.98 16.34 16.65 16.13
Vetere 1.48 MPa 214.31 14.78 15.06 14.58
Sancet 189.74 psia 189.74 13.08 13.33 12.91
Mohamad-H-S 15.43 atm 226.76 15.63 15.94 15.43
Twu 240.53 psia 240.53 16.58 16.90 16.37
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 238.44 psia 238.44 16.44 16.76 16.22
API para Pc 232.71 psia 232.71 16.04 16.35 15.83
Promedio 15.44
Valor mínimo 12.91
Valor máximo 16.78
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 764.00 K 1375.21 764.00 915.54 490.85
Riazi-Daubert2 769.99 K 1385.99 769.99 926.32 496.84
Riazi-Daubert3 759.88 K 1367.78 759.88 908.11 486.73
Riazi-Daubert4 1398.08 R 1398.08 776.71 938.41 503.56
Riazi-Daubert5 761.72 K 1371.09 761.72 911.42 488.57
Lee - Kesler 757.96 K 1364.34 757.96 904.67 484.81
Cavett 765.37 K 1377.67 765.37 918.00 492.22
Winn Mobil 757.79 K 1364.03 757.79 904.36 484.64
Tsonopoulos 765.16 K 1377.28 765.16 917.61 492.01
Vetere 764.51 K 1376.12 764.51 916.45 491.36
Sancet 1322.62 R 1322.62 734.79 862.95 461.64
Mohamad 760.36 K 1368.65 760.36 908.98 487.21
Twu 1377.69 R 1377.69 765.38 918.02 492.23
Eaton Porter 906.99 °F 1398.66 248.51 906.99 486.10
Cavett 1383.58 R 1383.58 768.66 923.91 495.51
Lee - Kesler 1369.81 R 1369.81 761.01 910.14 487.86
Riazi-Daubert 1380.95 R 1380.95 767.19 921.28 494.04
Brule 763.70 K 1374.67 763.70 915.00 490.55
Roess 926.15 °F 1385.82 259.16 926.15 496.75
API para Tc 1385.95 R 1385.95 769.97 926.28 496.82
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 490.02
Valor mínimo 461.64
Valor máximo 503.56
IPN ESIQIE
121
Tabla 33. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 3.
Presión pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad psia bar kg/cm2 atm
Riazi-Daubert1 16.37 bar 237.49 16.37 16.69 16.16
Riazi-Daubert2 16.75 bar 242.87 16.75 17.07 16.53
Riazi-Daubert3 17.83 bar 258.59 17.83 18.17 17.60
Riazi-Daubert4 217.72 psia 217.72 15.01 15.30 14.81
Riazi-Daubert5 0.00 MPa 0.00 0.00 0.00 0.00
Lee - Kesler 17.20 bar 249.47 17.20 17.53 16.98
Cavett 14.83 bar 215.06 14.83 15.11 14.63
Winn Mobil 17.19 bar 249.37 17.19 17.52 16.97
Tsonopoulos 16.97 bar 246.09 16.97 17.29 16.75
Vetere 1.56 MPa 226.07 15.59 15.89 15.38
Sancet 195.42 psia 195.42 13.47 13.73 13.30
Mohamad 15.82 atm 232.50 16.03 16.34 15.82
Twu 251.77 psia 251.77 17.36 17.69 17.13
Eaton Porter
Cavett
Lee - Kesler
Riazi-Daubert
Brule
Roess
API para Tc
Lee - Kesler 249.74 psia 249.74 17.22 17.55 16.99
API para Pc 242.87 psia 242.87 16.75 17.07 16.53
Promedio 16.11
Valor mínimo 13.30
Valor máximo 17.60
Temperatura pseudocrítica
Métodos Resultado Unidad R K °F °C
Riazi-Daubert1 761.01 K 1369.81 761.01 910.14 487.86
Riazi-Daubert2 767.06 K 1380.71 767.06 921.04 493.91
Riazi-Daubert3 756.63 K 1361.94 756.63 902.27 483.48
Riazi-Daubert4 1391.59 R 1391.59 773.10 931.92 499.95
Riazi-Daubert5 759.24 K 1366.63 759.24 906.96 486.09
Lee - Kesler 755.30 K 1359.54 755.30 899.87 482.15
Cavett 762.06 K 1371.71 762.06 912.04 488.91
Winn Mobil 754.44 K 1358.00 754.44 898.33 481.29
Tsonopoulos 762.07 K 1371.73 762.07 912.06 488.92
Vetere 761.84 K 1371.31 761.84 911.64 488.69
Sancet 1311.30 R 1311.30 728.50 851.63 455.35
Mohamad 753.42 K 1356.15 753.42 896.48 480.27
Twu 1371.72 R 1371.72 762.07 912.05 488.92
Eaton Porter 904.05 °F 1395.72 246.88 904.05 484.47
Cavett 1375.85 R 1375.85 764.36 916.18 491.21
Lee - Kesler 1363.40 R 1363.40 757.44 903.73 484.29
Riazi-Daubert 1373.84 R 1373.84 763.25 914.17 490.10
Brule 760.74 K 1369.33 760.74 909.66 487.59
Roess 919.84 °F 1379.51 255.65 919.84 493.25
API para Tc 1380.67 R 1380.67 767.04 921.00 493.89
Lee - Kesler
API para Pc
Promedio 486.53
Valor mínimo 455.35
Valor máximo 499.95