Caracterizacion Del Crudo

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA COMANDANTE SUPREMO

“HUGO RAFAEL CHÁVEZ FRÍAS”

NÚCLEO ZULIA, EXTENSIÓN MARACAIBO

AMPLIACIÓN B.C.V.

REALIZADO POR:

ESCOBAR M. José E.

LEÓN L. Dessire Del C.

OCHOA R. Yuleidis Del C.

VELANDIA R. Geiber J.

Sección: 06–IPE–D02

PROFESOR:

ING. URDANETA Miguel

CÁTEDRA: Ingeniería del Gas

MARACAIBO, JUNIO DE 2013

ÍNDICE

Pág.

Introducción…………………………………………………………………………………………… 3

Caracterización del crudo………………………………………………………………………….... 4

Caracterización de un crudo mediante el factor Kuop y el factor de Watson…………… 4

Caracterización de una fracción del petróleo por su índice de refracción, su densidad y su peso molecular (método ndM)…………………………………………………………….. 5

Caracterización de fracciones del petróleo a partir de reacciones químicas……………. 7

Propiedades fisicoquímicas globales de los crudos del petróleo…………………………. 8

Densidad………………………………………………………………………………….. 9

Viscosidad……………………………………………………………………………….. 10

Contenido de azufre……………………………………………………………………. 11

Contenido de Nitrógeno………………………………………………………………... 12

Contenido de agua……………………………………………………………………... 12

Contenido de sedimento……………………………………………………………….. 13

Contenido de sales……………………………………………………………………... 14

Operaciones de destilación ASTM y segregaciones……………………………………… 15

Conclusiones……………………………………………………………………………………....... 16

Bibliografía…………………………………………………………………………………………… 17

INTRODUCCIÓN

El petróleo crudo es la materia prima principal de la industria de Refinación del Petróleo, está constituido por una mezcla de diferentes tipos de hidrocarburos, cuyas moléculas se componen de Carbono e Hidrógeno, con un pequeño porcentaje de otros elementos conformando hidrocarburos de estructuras más o menos complejas como compuestos heterocíclicos de nitrógeno, oxígeno y azufre, compuestos órgano metálicos, además contiene sedimentos inorgánicos y agua.

Los productos de licuefacción del carbón, como el petróleo, están compuestos principalmente de hidrocarburos que son muy variables en las propiedades en función de la materia prima utilizada y las condiciones de transformación. En 1933, Watson y Nelson hizo hincapié en que el valor de los datos sobre las propiedades físicas, fracciones de petróleo, es limitado por la dificultad de correlacionarlos en relaciones de la aplicabilidad general.

Las propiedades del crudo tales como los °API, mediante la prueba ASTM es de gran importancia porque nos permiten clasificar los crudos a través de su peso; la viscosidad cinemática, determinada a través de tubos capilares siguiendo la norma ASTM; el porcentaje de asfáltenos, es importante para la industria petrolera para predecir problemas operacionales y seleccionar un tratamiento adecuado.

Existen diferencias entre la calidad de las diferentes fracciones obtenidas por destilación y las que resultan de su tratamiento. Es por ello que se debe clasificar de acuerdo a su carácter dominante, es decir, en tres series químicas principales que las forman, los cuales son: parafínica, nafténico y aromático. Los contenidos de sales son importantes determinarlos, por los problemas de corrosión que puedan originar. Generalmente, se determinan como cloruros realizando una extracción con agua y determinando en el extracto la cantidad de cloruros presente por cualquier método volumétrico.

CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO

CARACTERIZACIÓN DE UN CRUDO MEDIANTE EL FACTOR KUOP Y EL FACTOR DE WATSON

Los productos de licuefacción del carbón, como el petróleo, están compuestos principalmente de hidrocarburos que son muy variables en las propiedades en función de la materia prima utilizada y las condiciones de transformación. En 1933, Watson y Nelson hicieron hincapié en que el valor de los datos sobre las propiedades físicas fracciones de petróleo es limitada por la dificultad de correlacionándolos en relaciones de aplicabilidad general. Científicos e ingenieros han definido como un conjunto de matemáticos y expresiones gráficas, o correlaciones, que permiten la estimación de las propiedades de estas mezclas complejas.

El factor de caracterización de Kuop fue introducido por los investigadores de la sociedad “Universal Oil Products Company” en 1993 para denotar las fracciones de hidrocarburos del petróleo. Dicho factor parte de la base de que la densidad de los hidrocarburos está ligada a la relación H/C (por tanto a su carácter químico) y que su punto de ebullición está relacionado con el número de átomos de carbono. Así se ha definido un factor de caracterización Kuop o (Kw) para los hidrocarburos puros que dependen únicamente de su punto de ebullición y su densidad.

Kuop=〖((T)⁄(1,8))〗^(1,3)/S

Siendo T la temperatura de ebullición en Kelvin y S la densidad relativa estándar. Así, la Kuop de los hidrocarburos puros es de:

13 para las parafinas,

12 para los hidrocarburos en los que el peso relativo de las cadenas y de los anillos son equivalentes ,

11 para naftenos puros,

10 para aromáticos puros.

Para extender la aplicación de ese factor de caracterización a las mezclas complejas de hidrocarburos como son las fracciones de petróleo, ha sido necesario introducir el concepto de temperatura media ponderada de ebullición, calculada a partir de las curvas de destilación ASTM TBP. La temperatura media ponderada (TMP) se define a partir de la temperatura a la que destila el 10, 20, 50, 80 0 90% del producto estudiado. En la fórmula del cálculo de Kuop sustituirá a la temperatura de ebullición del cuerpo puro.

Se define de la siguiente forma:

Para un crudo, a partir de su curva de TBP, la temperatura media ponderada (en volumen) es:

T=(T_20+T_50+T_80)/3

Para una fracción de petróleo, a partir de su curva de destilación ASTM, la temperatura media ponderada (en volumen) es:

T=(T_10+〖2T〗_50+T_90)/4

Donde T_i representa a la temperatura a la que ha destilado un compuesto i del petróleo. De esta forma se puede calcular de forma rápida el Kuop de una fracción del petróleo a partir de datos fácilmente disponibles como su densidad y su curva de destilación. Este valor de Kuop comprendido entre 10 y 13 definirá, al igual que para los productos puros, el carácter químico de la fracción. Se trata de una indicación muy valiosa, y muy utilizada en el refino, aunque proporciona menos proporción que la que se obtiene por métodos físicos más modernos.

CARACTERIZACIÓN DE UNA FRACCIÓN DEL PETRÓLEO POR SU ÍNDICE DE REFRACCIÓN, SU DENSIDAD Y SU PESO MOLECULAR (MÉTODO ndM)

Al igual que la densidad, el índice de refracción n de los hidrocarburos varia a la vez con la estructura química (van en el sentido n parafinas < n naftenos < n aromáticos) y con el peso molecular, con el que crece. A partir de multitud de resultados, obtenidos por análisis complejos de diversos cortes estrechos (método de Waterman), se han establecido correlaciones entre el índice de refracción, densidad y peso molecular por una parte, y los porcentajes de carbono parafínico, nafténico y aromático por otra (ver Tabla 1). Es preciso, como en toda correlación, evitar utilizarlas fuera del rango para el que se ha establecido. Este método, comúnmente llamado ndM, se utiliza principalmente para los destilados al vacío y aceites.

Tabla 1. Métodos ndM (Wuithier, 1965).

Donde:

% C_A … porcentaje en peso de carbonos aromáticos,

% C_n … porcentaje en peso de carbonos nafténicos,

% C_p … porcentaje en peso de carbonos parafínicos,

% C_a … porcentaje en peso de carbono en anillos,

R_a … numero de anillos aromáticos en una molécula media,

R_n … numero de anillos nafténicos en una molécula media,

R_t … numero de total de anillos en una molécula media,

S … porcentaje en peso de azufre.

A propósito de este método ndM se deben realizar las siguientes puntualizaciones:

Índice de refracción: Es uno de los ensayos más precisos que se pueden realizar en una fracción

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