1. Objetivos. Caracterizar un crudo. Realizar las gráficas ASTM(D86) y TBP. Determinar el tipo de crudo según su clasificación. Determinar la distribución del crudo. 2. Fundamento teórico.
Presión de vapor Reid.- La presión de vapor Reid es un ensayo empírico que mide la presión en libras/pulgadas 2 (psi) ejercida por los vapores o componentes livianos del crudo o de un producto del petróleo, en un recipiente cerrado a una temperatura de 100 °F (38 °C). Una alta presión de vapor del crudo nos indica que hay presencia de productos livianos en él y que durante el procesamiento se quemarán en la antorcha. Si no hay un sistema de recuperación adecuado. Punto de escurrimiento.- Temperatura a la cual deja de fluir un líquido cuando es enfriado, por precipitación de cristales de parafina sólida. La temperatura de escurrimiento es muy importante, ya que en caso de descarga de crudos parafínicos usando terminales marítimos con líneas submarinas de cierta longitud, la temperatura del crudo puede descender bajo el punto de escurrimiento, haciendo que se deposite cera o parafina sólida en las líneas, impidiendo el flujo. Asfaltenos.- Son compuestos poliaromáticos, insolubles en n-heptano, con un número de átomos de carbono superior a 50. El contenido de asfaltenos de un crudo puede ser el causante de depósitos en intercambiadores y/o líneas. En efecto, la mezcla de un crudo con alto contenido de asfáltenos con un crudo parafínico, puede desplazar el equilibrio en que se encuentran los asfáltenos, precipitándolos. Un alto contenido de asfáltenos asegura que el pitch de vacío servirá para producir asfalto. Azufre.- El contenido de azufre permite visualizar dificultades en el cumplimiento de especificaciones de productos y de emisiones a la atmósfera ya que se necesita disponer de unidades de tratamiento para cumplirlas, además es veneno para algunos catalizadores. También permite visualizar si la metalurgia de la planta es la adecuada para procesarlo. Se expresa en porcentaje en peso de azufre. Se puede clasificar: Dulce: %S<0,5% Amargo: 0,5%<%S<1,5 0,5%<%S<1,5% %
3. Procedimiento manual.
Se tiene el siguiente crudo cuyas propiedades se muestra en los siguientes reportes de laboratorio.
Tabla 1. Reportes de laboratorio. % Vol
PI 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 PF
Solo se tomara en cuenta los valores marcados.
T[ASTM(D86)] T[ASTM(D86)] [ºC] [ºF] Propiedades: 58,7 137,66 Densidad [g/cc]=0,91 113,3 151,4 304,52 Viscosidad cinemática [cSt]: 179,8 216,4 a 38 ºC (100 ºF)= 31,0 245,5 a 50 ºC (122 ºF)= 19,0 272,5 522,5 a 60 ºC (140 ºF)= 13,0 298,2 a 100 ºC (210 ºF)= 2,8 321,8 %S (%peso)= 1,52% 346 Punto flash [ºC]= -31 372,8 703,04 Presión de vapor Reid [kPa]= 25 402,6 Punto de escurrimiento [ºC]= -29 434,9 Asfáltenos (%peso)= 5 471,1 494 921,2 502,6 507,7 515,2 518,1 964,58 523,3 528,6 983,48
1º Paso: convertir de ASTM(D86) a TBP. Requerimos las constantes de relación ASTM(D86)-TBP.
Tabla 2. Constantes de relación ASTM(D86)-TBP. yi 1 2 3 4 5 6
% Vol 100-90 90-70 70-50 50-30 30-10 10-0
a 0,117980 3,041900 2,528200 3,03500 4,90040 7,401200
b 1,66060 0,75497 0,82002 0,80076 0,71644 0,60244
xi = T86 T86
(,, )
86 = ln ln 86 =1,0,082587180 ln 86, = ln (0,87180 ) ||× 86, = 0,87180 , = 0,87180 × 86 ….1 , = 0,8 7180 × 703, 0 4 = 725,85 º ….2 = × , = = 725,85 =531,3,03500 ×703, 0 45225 5 4 º = = , = 531,544, 9 0040 × 522, 5 304, 5 2 = 299, 5 0 º = = , = 299,50 7,401200 × 304, 8 2 137, 6 6 = 138, 0 1 º , = + = 725,85 =+ 935, 2,528200 × 921, 2 703, 0 4 0 9 º = + + = + , = 935,09 +3,041900 × 964, 5 8 921, 2 = 987,48 º = + + + = + = 987,48 +0,117980 × 983,48 964,58,
Reemplazando en ecuación 1
Por el método de Riazi y Daubert.
Tabla 3. Temperatura TBP. % Vol T(TBP) [ºF] 0 138,01 10 299,50 30 531,54 50 725,85 70 935,09 90 987,48 100 1003,03
= 1003,03 º = + + 5 + + = 299,50+531,54 +725,585+935,09 +987,48 = 695,89 º 5 0 = 90 10 = 987,48299, 80 = 8,60 , ln∆ = 0,94402 0,00865 × 32, + 2,99791 × ,, ln∆ = 0,94402 0,00865 × 695,8932 + 2,99791 × 8,60 ∆= 93,25 º = ∆4= 695,8993,25
2º Paso: Calcular el factor de caracterización.
= 602,64 º = 1062,64 1062,64 = = 0,91 = 11,21 ≅ 11 → é
3º Paso: Densidad, SG, API.
= 0,91 = 0,91 = 141,5 131,5 = 10,41,915 131,5 = 23,995 ≅ 24 → ó á . % = 1,52% → ó
4º Paso: Contenido de azufre.
5º Paso: Peso molecular.
Para petróleo pesado:
= 1,2435 +1,1228 × = 1,2435 +1,1228 × 0,91 = 0,2218 = 3,4758 3,068× = 3,4758 3,068× 0,91 = 0,6839 = 0, 6 665 = 223,56× × × = 223,56× 31,0−, × 2,8, × 0,91−, = 224,76 [ ] 4. Procedimiento en HYSYS.
1º Paso: Abrir el programa Aspen HYSYS V10, una vez abierto el programa crear un nuevo proyecto.
Crea un nuevo archivo.
2º Paso: Insertar los componentes que formaran parte nuestro crudo.
Lista de componentes. Con este botón añadimos los componentes.
Presionamos doble clic para agregar el componente en nuestra lista de componentes.
3º Paso: Una vez agregados nuestros componentes (hasta decano) elegir el paquete de fluidos, que en este caso seleccionaremos Peng-Robinson. Posteriormente presionamos Oil Manager.
Paquete de fluidos.
Presionar Oil Manager.
Peng-Robinson.
4º Paso:
Presionamos en Input Assay. Luego añadimos.
Cambiamos el valor a Used.
Llenamos estos dos parámetros.
Seleccionamos el tipo de dato TBP.
Presionamos Edit Assay (Editar ensayo).
Llenamos la tabla con nuestros valores de la tabla 1.
Presionamos Calcular. Posteriormente presionamos Output Blend.
5º Paso:
Presionamos añadir.
Seleccionar Assay-1 y presionar Add (añadir).
Una vez añadido presionamos Install Oil (instalar petróleo).
Agregamos un nombre y presionamos Install (Instalar).
6º Paso: Realizado esto podemos obtener los resultados como ser la distribución del crudo (Distribution Plot), Curvas de destilación o propiedades del crudo (Property Plod) y Tablas (tables).