Destilacion Del Petroleo.docx

DESTILACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS A PRESIÓN ATMOSFÉRICA. 1. OBJETIVO GENERAL  Caracterizar la muestra de petróleo. 1.1. OBJETIVOS ESPECIFICOS  Determinar cuantitativamente las características de rango de ebullición de una muestra de petróleo.  Determinar la curva de punto de ebullición de la muestra de petróleo.  Determinar la temperatura a la que se recoge la primera gota de condensado (IBP)  Determinar la temperatura cuando casi toda la mezcla esta destilada (EB vol. 95%).  Determinar la temperatura media de ebullición. 2. FUNDAMETO TEORICO INTRODUCION Una refinería de petróleo es una colección de operaciones unitarias, tales como fraccionamiento, bombas e intercambiadores de calor. El análisis y diseño de estas unidades requieren el conocimiento de las propiedades termodinámicas y físicas del crudo de petróleo. La Tabla 1 enumera las propiedades termo físicas necesarias para el diseño y operación de casi todos los equipos de procesamiento. (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010)

PREDICCIÓN DE PROPIEDADES TERMO FÍSICAS Propiedades termodinámicas Entalpía Capacidad calorífica Factores de compresibilidad Valores K de equilibrio Curvas de flash Propiedades del transporte Viscosidad Conductividad térmica Difusividad Propiedades físicas Densidades Volúmenes Tabla 1 En una refinería debido a la complejidad de la composición de las fracciones petróleo crudo no es posible medir o calcular con exactitud todas estas propiedades. Además, los métodos de cálculo desarrollados para hidrocarburos puros no siempre son aplicables. Por lo tanto, a lo largo de los años los ingenieros de refinación de petróleo han desarrollado métodos especiales o correlaciones para estimar las propiedades de una fracción o un crudo de petróleo fácilmente. La caracterización de fracciones de petróleo requiere varias medidas de laboratorio, entre esas esta la determinación de la “Curva de punto de ebullición de la muestra”. (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010)

En consecuencia la destilación en laboratorio es la primera operación a realizar ya que nos dará rendimientos de los primeros cortes: gasolina, queroseno, etc., y permitirá la determinación de sus características. (Waquier, Vol I) Es importante aclarar la diferencia entre la caracterización de aceites crudos y las fracciones estrechas de petróleo en ebullición. Para los aceites crudos, las propiedades de la carga no se pueden usar directamente para estimar las propiedades de la mezcla. Mientras que para fracciones de ebullición estrecha, como el punto de ebullición promedio, gravedad específica y peso molecular pueden usarse directamente para predecir muchas otras propiedades como se describe en la API Technical Data Book—Petroleum Refining (API-TDB) (API, 1993). (Fahim, AlSahhaf, Elkilani, 2010) A continuación se dará una definición de curvas de punto de Ebullición y Destilación. 2.1. CURVAS DE PUNTO DE EBULLICIÓN Y DESTILACIÓN Los compuestos puros tienen un valor único para el punto de ebullición; Sin embargo, para las mezclas, la temperatura a la que ocurre la vaporización varía desde el punto de ebullición del componente más volátil hasta el punto de ebullición del componente menos volátil. Por lo tanto, el punto de ebullición de una mezcla definida puede estar representado por una serie de puntos de ebullición para los componentes existentes en la mezcla con respecto a su composición. Para una fracción de petróleo de composición desconocida, el punto de ebullición puede ser presentado por una curva de temperatura versus vol % (o fracción) de la mezcla vaporizada. (Riazi, 2005) Diferentes mezclas tienen diferentes curvas de punto de ebullición como se muestra en la Figura 1, para un gasóleo de petróleo. El punto de ebullición del componente más ligero de una mezcla de petróleo se denomina punto inicial de ebullición (IBP) y el punto de ebullición del compuesto más pesado se denomina el punto de ebullición final (FBP). En algunas referencias, la FBP también se denomina punto final. La diferencia Entre FBP e IBP se llama rango de punto de ebullición o simplemente intervalo de ebullición. (Riazi, 2005) Para fracciones de petróleo derivadas de un aceite crudo, aquellas con un rango de ebullición más amplio contienen más compuestos que las fracciones con un intervalo de ebullición más estrecho. Esto se debe a la continuidad de los compuestos de hidrocarburos en una fracción. Para un componente puro, el intervalo de ebullición es cero y tiene una curva de destilación horizontal como se muestra en la Figura 1 (tres compuestos de n-alcano de C14, C16 y C19). Para la muestra de gasóleo mostrada en la Figura 1. El IBP es 248 C (477 F) y el FBP es 328 C (621 F). Por lo tanto, su intervalo de ebullición es de 80 C (144 F) (Riazi, 2005) Los aceites crudos tienen intervalos de ebullición de más que 550 ° C 1000 F), donde las FBP no son precisas. En general, los valores reportados como IBP y FBP son menos fiables que otros puntos. FBP es de hecho la temperatura máxima durante el ensayo y su medición es especialmente difícil e inexacta. Para fracciones pesadas es posible que algunos compuestos pesados no se vaporicen y la temperatura más alta medida no responda al punto de ebullición del componente más pesado presente en la mezcla. Si la temperatura se mide hasta, el 60% vaporizado, entonces el 40% restante de la fracción se llama residuo. (Riazi, 2005) Existen varios métodos para medir y reportar los puntos de ebullición de las fracciones de petróleo que se describen a continuación. Pero antes describiremos la clasificación que realiza el autor Wauquier respecto a la destilación en laboratorio.

Figura 1. Curva de destilación para un gasóleo y tres hidrocarburos puros.

Fuente: (Riazi, 2005) 2.2. FRACCIONAMIENTO ANALITICOS Y PREPARATIVOS Se distinguen las destilaciones preparativas destinadas a separar las fracciones para su análisis posterior y las destilaciones analíticas no preparativas destinadas a caracterizar la propia carga. (Waquier, Vol I) 2.2.1. DESTILACION NO PREPARATIVA Esta destilación corresponde al método ASTM D86. Es uno de los métodos más simples y antiguos para medir y reportar los puntos de ebullición de las fracciones de petróleo y se realiza principalmente para productos como naftas, gasolinas, querosenos, gasóleos, y productos similares. Sin embargo, esta prueba no puede llevarse a cabo para mezclas que contienen gases muy ligeros o compuestos muy pesados que no pueden ser vaporizados. (Riazi, 2005) La figura 2 muestra un esquema de equipo de destilación fraccionada de laboratorio ASTM, en el cual en el balón A se carga un volumen de producto a fraccionar. En este caso el volumen de la muestra será 100 ml, se calienta con B y se recibe el destilado en C midiéndolo. La temperatura de los vapores se toma en D con un termómetro, haciendo coincidir las lecturas de volumen de destilado y temperatura. (Cerutti, Vol I)

En muchos casos sólo se reportan unas pocas temperaturas. Se utiliza un termómetro expuesto y se informan las temperaturas sin correcciones de vástago. Para productos pesados, las temperaturas se reportan en un máximo de 90, 70 o incluso 50% de volumen vaporizado. Esto es debido al cracking de hidrocarburos pesados a altas temperaturas en las que las temperaturas de vaporización no representan los puntos de ebullición de los compuestos originales en la mezcla. El efecto de craqueo es significativo a temperaturas por encima de 350 ° C (660 F) Sin embargo, las temperaturas ASTM D 86 reportadas arriba de 250 C (480 F) deben usarse con precaución. (Riazi, 2005) Las correcciones aplicadas para considerar los efectos del cracking son aplicables de 250 a 500 C. Sin embargo, estos procedimientos no han sido ampliamente utilizados y generalmente no han sido confirmados En las nuevas revisiones de la API-TDB no se ha recomendado ninguna corrección para el craqueo en las temperaturas ASTM D 86. Un aparato para medir la destilación de fracciones de petróleo según el método ASTM D 86 se muestra en la figura 3. (Riazi, 2005) Figura 2. Destilación atmosférica ASTM D86

Fuente: (Cerutti, Vol I) El método ASTM D86 se trata esencialmente de una destilación discontinua con una etapa de equilibrio y sin reflujo y una separación mínima de los componentes de las fracciones. Los productos pesados del petróleo, que se descomponen en el método ASTM D86 pueden ser parcialmente o completamente vaporizados a una temperatura máxima de 400 C (750 F) y presiones de hasta 1 mm Hg, utilizando el método ASTM D1160. La temperatura a la que se recoge la primera gota de condensado es llamado punto inicial de ebullición (IBP). El punto final (EP) es la máxima temperatura del vapor cuando casi toda la muestra es destilada (por encima del 95%). Las temperaturas de ebullición a presiones subatmosféricas (menos de 760 mm Hg) pueden convertirse en NBPs (a 760 mm Hg) usando el procedimiento 5A1.13 de API-TDB (API, 1993). (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010)

Cabe aclarar que la temperatura del vapor cuando la primera gota (FD) de condensado gotea del condensador demora en no menos de 5 o más de 10 min y este se registra como el "punto inicial de ebullición" (Nelzon, xxxx) El ensayo se lleva a cabo a presión atmosférica con 100 ml de muestra y el resultado se muestra como una curva de destilación con temperaturas de 0, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 95 y 100 % Volumen vaporizado. El punto de ebullición final (al 100%) es el valor menos preciso y es usualmente menor que el punto de ebullición final real. (Riazi, 2005) En la figura 4 se muestra una curva ASTM típica que, como se observa, es una curva acumulativa de distribución de puntos de ebullición. Estas curvas tienen forma de S, con un punto de inflexión coincidente con el máximo de la gaussiana asociada. Las correlaciones de propiedades físicas de petróleo y fracciones se hacen utilizando la temperatura media de destilación ASTM, esta corresponde al 50 % de volumétrico destilado. (Cerutti, Vol I) Figura 3. Aparatos experimentales para medir el punto de ebullición de las fracciones del petróleo según el método ASTM D 86 (cortesía del Instituto de Investigaciones Científicas de Kuwait)

Fuente: (Riazi, 2005)

Figura 5. Curva de destilación acumulativa y de distribución.

Fuente: (Cerutti, Vol I) En consecuencia debido a que las destilaciones ASTM se llevan a cabo rápidamente y han sido automatizados, requieren sólo una pequeña muestra, y son bastante reproducibles y son ampliamente utilizados. (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010) 2.2.2. DESTILACION PREPARATIVA DE LABORATORIO. Como antecedentes se puede mencionar que los datos de la destilación ASTM D 86 no representan el punto de ebullición real de los componentes en una fracción de petróleo. Los ingenieros de proceso están más interesados en el punto de ebullición (TBP) real o verdadero de los cortes en una mezcla de petróleo. (Riazi, 2005) Este tipo de destilación esta descrita en el método ASTM D2892 donde la carga puede variar de 0.5 a 30 L lo cual permite:   

Recoger los gases licuados, los cortes de destilación y un residuo; La determinación de los rendimientos de los cortes a la vez en peso y en volumen; El trazado de una curva de destilación representado la temperatura en función del % en peso o % en volumen. (Waquier, Vol I)

Este método se aplica a los crudos de petróleo estabilizados (desbutanizados) pero puede aplicarse también a cualquier mezcla de fracciones petrolíferas salvo a los gases licuados de petróleo, naftas muy ligeras y a las fracciones que posean un punto inicial de ebullición superior a los 400 C. (Waquier, Vol I) En los siguientes párrafos observaremos las diferentes similitudes y diferencias mencionadas de cada autor. 

Los datos de TBP atmosféricos se obtienen mediante la destilación de una mezcla de petróleo definida por una columna de 15 a 18 platos teóricos con una relación de reflujo





5:1, y se la conoce bajo el nombre de Curva de verdaderos puntos de ebullición (TBP True Boiling Point) (Waquier, Vol I) Los datos de TBP atmosféricos se obtienen mediante la destilación de una mezcla de petróleo usando una columna de destilación con 15-100 placas teóricas a relaciones de reflujo relativamente altas (es decir, 1-5 o mayor). (Riazi, 2005) Se realiza en columnas con 15 placas teóricas o etapas de equilibrio y una relación de reflujo de 5 (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010).

El funcionamiento es de 760 mm Hg para los puntos de ebullición por debajo de 400 ° C (750 ° F). Para fracciones de punto de ebullición más alto, la destilación se lleva a cabo a presiones reducidas tan bajas como 2 mm Hg hasta 0,5 mm Hg. (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010). En efecto si 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 cosntituye el residuo atmosférico. Para poder continuar con la destilación, se realiza lo anteriormente mencionado, se la lleva acabo a presiones reducidas, lo cual permite reducir la temperatura en el matraz. (Waquier, Vol I) Los resultados de las operaciones de vacío se extrapolan a la presión atmosférica donde la temperatura si la destilación hubiese continuado a presión atmosférica seria 530 C como el punto de ebullición máximo. El residuo del matraz constituye el residuo de vacío. (Waquier, Vol I) El aparato de salida laboratorio de TBP tendrá el tubo de salida de vapores E, (Figura 2), más largo y empaquetado (relleno), para aumentar por mayor superficie el contacto Liquido-vapor, pudiendo contar con lo mencionado anteriormente, una forma de reflujo de condensados de forma de lograr un equilibrio los más próximo al ideal. En la figura 6 observamos el equipo de destilación de TBP de laboratorio. (Cetutti, Vol I) Figura 6. Equipo de destilación de TBP de laboratorio.

Fuente: (Cerutti, Vol I)

La falta de un aparato estandarizado y un procedimiento operativo es una desventaja, pero las variaciones entre los datos de TBP reportados por diferentes laboratorios para la misma muestra son pequeñas. La medición de los datos de TBP es más difícil que los datos de ASTM D 86 en términos de tiempo y costo. (Riazi, 2005) El alto grado de fraccionamiento en esta prueba proporciona una distribución de componentes precisa. Debido a que el grado de separación para una prueba de destilación TBP es mucho mayor que el de la prueba de destilación ASTM. (Fahim, Al-Sahhaf, Elkilani, 2010). Las curvas TBP y ASTM D 86 para una muestra de queroseno se muestran en la Figura 7 basado en los datos proporcionados por Lenoir y Hipkin [1]. Como se muestra en esta figura, el IBP de la curva TBP es menor que el IBP de la curva ASTM D 86, mientras que la curva FBP de la TBP es superior a la de la curva ASTM. Por lo tanto, el intervalo de ebullición basado en ASTM D 86 es menor que el intervalo de ebullición real. En TBP, el IBP es la temperatura de vapor que se observa en el instante en que la primera gota de condensado cae del condensador. (Riazi, 2005) Figura 7. Curvas ASTM D86 y TBP para una muestra de queroseno

Fuente: (Riazi, 2005) 3. TERMINOLOGIA 3.1. DEFINICIONES. 3.1.1. VOLUMEN DE CARGA es el volumen de la muestra, 100 Ml, cargado en el matraz de destilación a la temperatura especificada en la Tabla 1. 3.1.2. DESCOMPOSICIÓN DE UN HIDROCARBURO es la pirolisis o cracking de una molécula que produce moléculas más pequeñas con puntos de ebullición más bajos que la molécula original. 3.1.2.1. PUNTO DE DESCOMPOSICION es la lectura del termómetro corregido que coincide con las primeras indicaciones de la descomposición crónica del líquido en el matraz. 3.1.3. PUNTO SECO es la lectura del termómetro corregido que se observa en el instante en que la última gota de líquido (excluyendo cualquier gota o película de líquido en el lado del

frasco o en el sensor de temperatura), se evapora desde el punto más bajo del matraz de destilación. 3.1.3.1. DISCUSIÓN-EL PUNTO FINAL (punto final de ebullición), en lugar del punto seco, está destinado para uso general. El punto seco puede ser reportado en relación con naftas de propósito especial, tales como las utilizadas en la industria de la pintura. Además, se sustituye el punto final (punto de ebullición final) siempre que la muestra sea de tal naturaleza que la precisión del punto final (punto de ebullición final) no pueda cumplir de forma consistente los requisitos dados en la sección de precisión. 3.1.4. ASIMIENTO DINÁMICO es la cantidad de material presente en el cuello del frasco, en el brazo lateral del matraz, y en el tubo condensador durante la destilación. 3.1.5. EFECTO DE VÁSTAGO EMERGENTE es el desplazamiento de la temperatura lectura causada por el uso de termómetros de inmersión total Hg-en-vidrio en el modo de inmersión parcial. 3.1.5.1. DISCUSIÓN En el modo de inmersión parcial, una parte del hilo de mercurio, es decir, la parte emergente, está a una temperatura inferior a la porción sumergida, dando como resultado una contracción del hilo de mercurio y una lectura de temperatura más baja. 3.1.6. PUNTO FINAL (EP) O PUNTO DE EBULLICIÓN FINAL (FBP) máxima lectura del termómetro corregido obtenida durante la prueba. 3.1.7. PÉRDIDAS FRONTALES Son pérdidas por evaporación durante transferencia inferior del cilindro receptor al matraz de destilación, pérdida de vapor durante la destilación y vapor no condensado en el matraz al final de la destilación. 3.1.8. PUNTO INICIAL DE EBULLICIÓN (IBP) lectura del termómetro corregido que se observa en el instante en que la primera gota de condensado cae desde el extremo inferior del tubo condensador. 3.1.9. PORCENTAJE EVAPORADO suma del porcentaje recuperado y el porcentaje de pérdida. 3.1.10. PÉRDIDA PORCENTUAL (o pérdida observada), n-cien Menos el porcentaje de recuperación total. 3.1.10.1. Pérdida corregida, pérdida de n por ciento corregida para la presión barométrica. 3.1.11. PORCENTAJE RECUPERADO volumen de condensado observado en el cilindro receptor, expresado como porcentaje del volumen de carga, asociado a una lectura simultánea de la temperatura. 3.1.12. POCENTAJE DE RECUPERACIÓN porcentaje máximo recuperado, según se observa de acuerdo con 10.14. 3.1.12.1. RECUPERACIÓN DE PORCENTAJE corregido porcentaje de recuperación, ajustado por la diferencia entre la pérdida observada y la pérdida corregida, tal como se describe en la ecuación 8. 3.1.12.2. POR CIENTO DE RECUPERACIÓN TOTAL porcentaje combinado de recuperación y el residuo en el matraz , Según se determina de acuerdo con 11.1. 3.1.13. POR CIENTO DE RESIDUO volumen de residuo en el frasco, medido de acuerdo con 10.19, y expresado como un porcentaje del volumen de carga. 3.1.14. TASA DE CAMBIO (O PENDIENTE) cambio en la lectura de la temperatura por porcentaje evaporado o recuperado, como se describe en 13.2. 3.1.15. RETARDO DE TEMPERATURA desplazamiento entre la lectura de temperatura obtenida por un sensor de temperatura y la temperatura verdadera en ese momento. 3.1.16. DISPOSITIVO DE MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA termómetro n-a, como se describe en 6.3.1, o un sensor de temperatura, como se describe en 6.3.2.

3.1.17. LECTURAS DE TEMPERATURA temperatura obtenida por un dispositivo o sistema de medición de la temperatura que sea igual a la lectura del termómetro descrita en 3.1.18. 3.1.17.1. LECTURA DE LA TEMPERATURA CORREGIDA lectura de la temperatura, como se describe en 3.1.17, corregida para la presión barométrica. 3.1.18. LECTURA DEL TERMÓMETRO (o resultado del termómetro) temperatura del vapor saturado medida en el cuello del matraz por debajo del tubo de vapor, determinada por el termómetro prescrito en las condiciones del ensayo. 3.1.18.1. LECTURA DEL TERMÓMETRO CORREGIDO lectura del termómetro, tal como se describe en 3.1.18, corregida para la presión barométrica