El desarrollo de los diferentes procesos de refino ha respondido desde un principio a la necesidad de producir mayor y mejor calidad de productos sin olvidar las exigencias medioambientales cada vez más restrictivas, con el objetivo de incorporar el máximo valor añadido al producto refinado al mínimo costo posible.
En general, cada refinería se alimenta de varios crudos de distinta procedencia y, por tanto, de distintas características, seleccionados previamente teniendo en cuenta sus precios de adquisición y los rendimientos de las distintas fracciones que van a proporcionar los productos finales que demanda el mercado, de forma que se obtenga el máximo beneficio de explotación
En cualquier caso, la rentabilidad del negocio del refino depende de una gran cantidad de factores.
Junto con todas las inversiones asociadas al proyecto, existen RIESGOS ASOCIADOSa la evolución de los precios:
la regulación de los productos
la promoción de combustibles alternativos
las restricciones ambientales sobrevenidas
Además, en el caso del petróleo, la evolución de los precios está sometida a una gran volatilidad debido a la actuación de la OPEP y a factores geopolíticos de difícil valoración
A pesar de la variabilidad de los distintos factores que afectan a la rentabilidad de una refinería, es posible optimizar la misma durante su funcionamiento en base a una adecuada utilización de los recursos disponibles:
Tipos de crudo disponibles
Unidades de conversión de la refinería
Además de tener en consideración las restricciones que se puedan imponer exteriormente, por ejemplo de tipo ambiental.
Dada la complejidad de los procesos involucrados, se suele llevar a cabo una formulación matemática que recoja las distintas variables involucradas y que permita tanto una visión de la gestión a corto plazo como la planificación a más largo plazo
La medición del resultado económico de la actividad de refinación se realiza mediante un indicador que, generalmente, aunque existen diversas metodologías de cálculo, se mide como margen de contribución (ingresos por ventas totales menos costos de aprovisionamiento y otros costos variables) en valores unitarios expresados en $US/barril.
Los costos de inversión de una refinería adaptada a la actual demanda son 4 veces superiores a los de una refinería simple de 1970 y el doble de una convencional de 1980.
El costo de inversión de una refinería depende principalmente de la capacidad de destilación y de la complejidad de la misma
Los análisis potenciales de mejora de estos márgenes, siempre llegan a la conclusión de que las actuaciones más interesantes están en los márgenes brutos (diferencia entre el valor de los productos obtenidos del crudo procesado en una refinería y el costo de dicho crudo puesto en la refinería) y que es, tanto en la selección adecuada de crudos como en la mejora de los rendimientos, donde pueden conseguirse resultados tangibles inmediatos, mientras que la reducción de los costos operativos, aunque no despreciable, tiene posibilidades mas limitadas.
En la estructura de costos operativos, destaca la participación de la energía, que concentra casi la mitad de dichos costo
El margen de refinación permite medir cómo de competitiva es, comparativamente, una refinería o un sistema de refino en función de su esquema.
Su eficiencia en la planificación operativa, al carácter deficitario o excedentario de los productos finales comercializados en su ámbito geográfico de influencia y, obviamente, de la gestión y eficacia operativa de los gestores.
El análisis y seguimiento de los márgenes de refinación es consecuentemente, un elemento esencial en la gestión de la industria del refino.No existe una metodología única de cálculo de los márgenes, por lo que es altamente improbable que los márgenes de una compañía coincidan con los de cualquier otra aun cuando pudieran estar utilizando una misma calidad de crudos como materia prima.En función de la ubicación geográfica y del carácter excedentario o deficitario de sus productos, cada refinería calculará los precios de los productos refinados en términos CIF o FOB o una combinación de ambos, o empleará como mercado de referencia (dentro de Europa) el NWE (North West Europe) o el MED (Mediterráneo).
En caso de Bolivia, el WTI.
Diversos organismos (incluida la Agencia Internacional de Energía, que sirve de referencia a nivel internacional) y entidades financieras, además de consultoras especializadas, calculan en base a sus propios parámetros y metodología, los márgenes de refinación.
Utilizando como referencia los Márgenes de la AIE,los márgenes de refinación se han venido incrementando desde el año 2002 impulsados por la demanda de productos refinados, que ha crecido de forma más rápida que la capacidad de producción de la industria refinera.
Esta coyuntura de márgenes crecientes ha favorecido especialmente a las refinerías con mayor grado de conversión debido a la apertura del diferencial entre crudos de mayor calidad respecto a los crudos más pesados y con mayor contenido en azufre.
Por mercados, el incremento de los márgenes europeos ha sido más evidente en el mercado del Mediterráneo que en el del Mar del Norte, debido básicamente a la ampliación del diferencial de precios de los respectivos crudos de referencia (Ural y Brent) y al especialmente elevado déficit de gasóleos en el ámbito mediterráneo.
Los productos derivados del crudo de petróleo, para poder ser comercializados a consumidor final, deben ajustarse a unos parámetros técnicos y medioambientales de obligado cumplimiento a los que se denomina especificaciones.
Las instituciones comunitarias han venido adoptando sucesivas directivas orientadas a la fijación de especificaciones, cada vez más estrictas, de los diferentes productos petrolíferos, con el fin de mejorar la calidad del aire y proteger el medioambiente
Productos Regulados:
Gasolina Especial
Gasolina Premium
Gasolina de Aviación
Diesel Oil
Jet Fuel Se venden en el Mercado Interno, los precios sonreguladospor el Estado
Kerosene
Productos No Regulados:
Crudo Reconstituido
Aceites Lubricante Se venden en el Mercado Interno, pero principalmente en el ercado Externo, los precios no sonreguladospor el Estado
Asfalto
Excedentes de productos
Modelo de optimizacion economica para el calculo de las tarifas parar el servicio de refinación
Maximizar el ingreso para el Estado
Asignar crudo a las refinerías
Calcular la tarifa de servicio de cada refinería (carburantes y lubricantes)
Capitulo 11111111
Mezcla compleja de hidrocarburos líquidos,compuesto en mayor medida de carbono ehidrógeno, con pequeñas cantidades denitrógeno, oxígeno y azufre, formado por ladescomposición y transformación de restosanimales y vegetales que han estado enterrados a grandes profundidades durante varios siglos.Mezcla compleja no homogénea dehidrocarburos insolubles en agua Mezcla de hidrocarburos que se encuentran enforma natural, generalmente en estado líquido,que pueden incluir compuestos de azufre,nitrógeno, oxígeno, metales y otros elementos
PETROLEO: Los hidrocarburos que en condicionesnormalizadas de temperatura y presión se presentan
en estado líquido, así como la GASOLINA NATURALy los HIDROCARBUROS LIQUIDOS que se obtienenen los procesos de separación del gas.
HIDROCARBUROS: Son los compuestos de carbonoe hidrógeno, incluyendo los elementos asociados, quese presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o enel subsuelo, cualquiera sea su estado físico, que
conforman el GAS NATURAL, PETROLEO y susPRODUCTOS DERIVADOS, incluyendo el GAS
LICUADO DE PETROLEO producido en refinerías y plantas de extracción de licuables. GAS NATURAL: Son los hidrocarburos, conpredominio de metano, que en condicionesnormalizadas de presión y temperatura se presentanen la naturaleza en estado gaseoso. GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP): Es la mezcla
de propano y butano en proporciones variables. ElGLP es producido en plantas y refinerías.
PRODUCTOS DERIVADOS DEL GAS: Son los
productos que provienen de la separación y/o industrialización del gas. PRODUCTOS REGULADOS: Cualquier productoderivado de los hidrocarburos que tiene un precio final regulado por la autoridad competente
PRODUCTOS REFINADOS DE HIDROCARBUROS:
Son los productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que se obtienen de los procesos de Refinación del Petróleo.
REFINACION: Son los procesos que convierten el Petróleo en productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos,solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos.
INDUSTRIALIZACION: Son las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los
procesos industriales y termoeléctricos que tienen por finalidad añadir valor agregado al Gas Natural:
Petroquímica, Gas a Líquidos (GTL), producción de fertilizantes, úrea, amonio, metanol y otros.
LICUABLES DEL GAS NATURAL: Hidrocarburos que en las Plantas de Extracción pasan al estado líquido.
Propano y butano (componentes del GLP) y pentanos y superiores (componentes de la Gasolina Natural
Regalamento para la construccion yoperación de refinerias planta petroquimicas y unidades de proceso
Decreto supreno 25502
ARTICULO 1.- El presente Reglamento está orientado a establecer las normas y disposiciones para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de Refinerías, Plantas Petroquímicas y Unidades de
Proceso de hidrocarburos, donde se efectúan procesos de refinación de petróleo, producción de aceites lubricantes y grasas, asfaltos naturales, productos petroquímicos básicos y el procesamiento de gas
natural y condensado
REFINERIA: Es el conjunto de instalaciones definidas como Unidad ó Unidad Integrada, que refinan Materia
Prima, para transformarla en productos intermedios y terminados .
También se incluyen las facilidades correspondientes a estación de bombeo y transferencia, playa de tanques, haz de cañerías, cargaderos, separadores de aceite, plantas de mezclado de productos químicos, teas, líneas de explotación e instalaciones auxiliares, que forman una misma industria rodeada por un vallado común, incluso cuando existan playas de tanques de almacenamiento, cargaderos de camiones o vagones cisternas separados del resto de las instalaciones y cada uno con su vallado particular, siempre que estén unidos por tuberías con las unidades de proceso y recinto principal.
UNIDAD DE PROCESO: Es el conjunto de equipos e instalaciones donde se efectúan una serie de operaciones físicas y químicas destinadas a separar, purificar ó cambiar la estructura molecular de la Materia Prima en productos intermedios y finales Está conformada por uno o varios procesos físico
químicos que constituyen una operación completa determinada. Cada unidad toma el nombre del proceso que le es más característico o representativo de su función principal tal como: Unidad de Destilación de Crudo, Unidad de Reformación Catalítica de Gasolina, Unidad de Cracking Catalítico, Unidad de
Alto Vacío, Unidad de desparafinado de aceites, Unidad de hidroterminado de aceites, etc
PLANTA PETROQUIMICA: Instalaciones destinadas aprocesos que permiten reestructurar las moléculas delos hidrocarburos en polímeros, resinas, plásticos,fertilizantes etc. los cuales son comúnmente denominados como productos petroquímicos.
GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP): Hidrocarburos que, a condiciones normales de presión y temperatura, se encuentran en estado gaseoso, pero a la temperatura normal y moderadamente altas presiones
son licuables. Está compuesto usualmente de mezclas de propano, propileno, butanos y butilenos. Se le
almacena en estado líquido, en recipientes a presión
los requisitos son :
autorización de construccion
evaluacion trecnica operativa
licencia de operación
regalamento de calidad de lubricantes y carbuirantes d s 24673
CAPITULO 2
El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro ala que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono,
se le denomina hidrocarburo. El petróleo es un líquido insoluble en agua y de menor
densidad que ella. Dicha densidad está comprendidaentre 0.75 y 0.95 gr/cc. Sus colores varían del amarillo
pardusco hasta el negro. Hidrocarburo que puede estar en estado líquido o en
estado gaseoso. En el primer caso es un aceite al quetambién se le dice crudo. En el segundo se le conoce
como gas natural.
En cuanto al gas natural, está constituidopreponderantemente por metano, que es el más simplede los hidrocarburos pues contiene un solo átomo decarbono. En menos proporción puede contenerhidrocarburos dehasta 4 átomos de carbono y,además, anhídrido carbónico e impurezas como
sulfuro de hidrógeno. Los combustibles fósiles son fuente de energía cuandosus moléculas de hidrocarburo, entrando encombustión en combinación con el aire dentro de unmotor, caldera o turbina, generan calor
El problema de la génesis del petróleo ha sido, pormucho tiempo, un tópico de investigación de interés.
Se sabe que la formación del petróleo esta asociada aldesarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en
ambientes marinos o próximos al mar, y que es elresultado de procesos de descomposición deorganismos deorigen vegetal y animal que en tiemposremotos quedaron incorporados en esos depósitos
1ra ETAPA
Depósitos de organismos de origen vegetal y animal seacumulan en el fondo de mares internos (lagunas
marinas). Las bacterias actúan, descomponiendo losconstituyentes carbohidratos en gases y materiassolubles en agua, y de esta manera son desalojadosdel depósito. Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y
otras materias estables, solubles en aceite
2da ETAPA
A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO2 de los compuestos con grupos
carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso.
La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas(protopetróleo).
3ra ETAPA
Los compuestos no saturados, en presencia decatalizadores naturales, se polimerizan y ciclizan para
dar origen a hidrocarburos de tipo nafténicos yparafínicos. Los aromáticos se forman,presumiblemente, por reacciones de condensaciónacompañando al craqueo y ciclizacion, o durante ladescomposición de las proteínas.
CONCLUSION.-
Podemos concluir que a pesar de las innumerablesinvestigaciones que se han realizado, no existe una
teoría infalible que explique sin lugar a dudas el origendel petróleo pues ello implicaría poder descubrir losorígenes de la vida misma.
Clasificacion
Composición
Este tipo de clasificación depende estrictamente de la presencia de ciertos componentes químicos en el
petróleo, así como de la unión de éstos en elementos más complejos. Su importancia radica en las características particulares que cada uno de estos elementos le añade al petróleo.
PARAFINICO: cuyo componente principal es el compuesto químico llamado parafina.
Son muy fluidos y de color claro. Proporcionan una mayor cantidad de nafta (usada para
obtener solventes de pintura, productos de lavado al seco o gasolinas) y lubricantes que
los otros tipos de petróleo en el proceso de refinació (metano etano propano)
oleofinicos
NAFTENICO: siendo sus componentes principales los naftenos. Son petróleos mas
viscosos y de coloración oscura.
AROMATICO: siendo sus componentes principales los anillos bencénicos ehidrocarburos aromáticos. Son petróleos muy viscosos y de coloración oscura.Generan una gran cantidad de residuos tras el proceso de refinación.
Densidad
La referencia que sustenta esta clasificación es lagravedad API (del Instituto de Petróleo Americano),que es una “medida de densidad”. La densidad es una propiedad física que mide lacantidad de masa contenida en un determinado
volumen. La Gravedad API se basa en la comparación de ladensidad del petróleo con la densidad del agua, esdecir, se busca determinar si el petróleo es más livianoo pesado que ésta última. La clasificación propuestapor el Instituto de Petróleo Americano indica que a una mayor gravedad API el petróleo será más liviano
Cabe indicar que los petróleos ligeros son también losmás requeridos en el mercado, y al mismo tiempo los
de mayor precio, ya que los costos tanto de extraccióncomo de refinación son menores encomparaciónconpetróleospesados. Así, se da una relación directaentre la gravedad API y la calidad del petróleo,petróleos más ligeros tienen una mayor calidad, yrequieren de menores costos para ser aprovechadosque aquellos más pesados. PETROLEO DENSIDAVEDADAPI
Extrapesado >1.0 10
Pesado 1.0 – 0,92 10,0 – 22,3
Mediano 0,92 – 0,87 22,3 – 31,1
Ligero 0,87 – 0,83 31,1 – 39
Superligero < 0,83 >
Contenido de azufre El azufre es uno de los componentes que estánpresentes en los hidrocarburos.
Su presencia en los hidrocarburos implica la necesidadde mayores procesos de refinamiento, y por ende unmayor costo final, razón por la cual la presencia deazufre es también un determinante del valor comercialdel petróleo.
PETROLEO DULCE (Sweet Crude Oil), es aquel quecontiene menos de 0.5% de contenido de azufre.
Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usadopara ser procesado como gasolina.
PETROLEO AGRIO (Sour Crude Oil), es aquel quecontiene al menos 1% de contenido de azufre en su
composición.Debido a la mayor presencia de azufre su costo derefinamiento es mayor, razón por la cual es usado
mayormente en productos destilados como el diesel,dado su menor costo de tratamiento
curva astmCurva acumulativa dedistribución de puntos deebullición. Estas curvas tienen forma
de S, con un punto deinflexión coincidente conel máximo de lagaussiana asoc
Equipo de destilación
empaquetado
tbp Esta metodología cuenta con reflujo de condensados, deforma de lograr el equilibriomas próximo al ideal
Con un volumen de 3000 cm3, se puede lograr una separación de los cortes y así poder estudiar cada uno de ellos
vaporizacion flas
Vaporización continua de equilibrio.Expresa el % vaporizado de un petróleo o derivado enfunción de la temperatura de equilibrio
miércoles, 24 de junio de 2009
PUNTO DE INFLAMACIÓN Y CALOR DE COMBUSTIÓN
1. OBJETIVO.-
1.1 OBJETIVO GENERAL:
Determinar la calidad del petróleo, gas natural y sus derivados en cuanto se refiere a características de seguridad industrial (Punto de Inflamación) y la comercialización de los mismos (Calor de Combustión).
1.2 OBJETIVO ESPECIFICO:
Calcular el punto de inflamación de un determinado corte de petróleo.
Mediante este calculo verificar la relación del punto de inflamación con el calor de combustión
2. MARCO TEORICO:
2.1.-PUNTO DE INFLAMACIÓN
Se denomina punto de inflamación de un líquido a la temperatura mínima a la cual vapores de hidrocarburos que se desprenden forman con el aire que se encuentra sobre el líquido, una mezcla que se inflama al acercársele una llama. El punto de inflamación se determina calentando en un recipiente adecuado la fracción de petróleo y acercando a la atmósfera que se encuentra sobre el líquido que se calienta, una llama de dimensiones prefijadas y verificando la temperatura de inflamación a intervalos de 1°C., para derivados con punto de inflamación inferior a los 100°C.; y cada 2°C. para derivados con punto de ebullición superior a los 100°C. La descripción del método A.S.T.M.-D 93-22, por ejemplo, sirve para la determinación del Punto de Inflamación del Fuel Oil, en un aparato llamado "Pensky-Martens".
La temperatura mínima a la cual se produce el encendido (se observa una llama sobre el líquido), se denomina punto de inflamación. Este calentamiento puede hacerse en un recipiente abierto como aparato de CLEVELAND, y a este punto de inflamación se denomina "punto de inflamación en vaso abierto", o bien puede realizarse en recipiente cerrado , Pensky-Martens
MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INFLAMACIÓN:
MÉTODO DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup
2.2 MÉTODO DE PRUEBA
Para determinaciones del punto de inflamación de lubricantes, aceites lubricantes, líquidos conteniendo sólidos y líquidos suspendidos que tienden a formar una superficie de film durante la prueba.
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup.
- Conforme con ASTM D93 y especificaciones relacionadas
-Preferencia de unidad eléctrica o gas.
Determina puntos de inflamación para una extensa gama de productos por método a copa cerrada con agitador de muestra a baja velocidad. Usado extensivamente en regulaciones para detección de contaminación de materiales volátiles e inflamables en aceites de gasolina y aceites lubricantes. y para caracterización muestras peligrosas.
Mecanismo operador se abre y aplica una llama al mover un botón. Cubierta cabe sobre copa de latón e incluye llama piloto. Punto de referencia para llama de prueba. agitador incorporado y férula de termómetro de latón chapado.
Modelo electrónicamente calentado con un calentador de nickel-cromo con control de variable para precisa proporción de temperaturas. Unidad del calentador esta encerrada en una caja de acero inoxidable con aberturas de enfriamiento. Incluye receptáculo y switcch para accesorios agitador de baja velocidad.
Modelo calentado por gas tiene quemador natural de gas hecho de nickel chapado de latón. (especifique cuando ordene ). Ambos modelos están montados en una base de hierro segura. sst iron base.
Ámbito y Aplicación: El método 1010 Utiliza el probador d COPA CERRADA PENSKY – MARTENS para determinar el punto de inflamación de residuos líquidos, incluyendo aquellos que tienden a formar una película superficial bajo las condiciones del método. Este método también se utiliza para determinar la inflamabilidad de los residuos líquidos que contienen sólidos suspendidos no filtrables.
Resumen del Método: La muestra se debe calentar a una velocidad constante y lentamente, con agitación continua. Una llama pequeña se debe aplicar a la copa a intervalos regulares, interrumpiendo simultáneamente la la agitación. El punto de inflamación corresponderá a la temperatura más baja a la que, la aplicación de la llama, inflama el vapor sobre la muestra.
Aparatos y Materiales:
Probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, según se ilustra en la figura.
Termómetros: se deben usar tres termómetros estándares con el PROBADOR DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS como sigue:
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los limites de 10 a 60 °C, se debe usar un termómetro de rango bajo PENSKY – MARTENS, cuyo rango varie entre -5 a 110°C o equivalente.
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los límites de 60 a 140 °C, se debe usar un termómetro de rango medio PENSKY – MARTENS, con un rango entre 20 a 150 °C o equivalente.
Para pruebas en que las lecturas indicadas caen entre 130 a 370°C, se debe usar un termómetro de alto rango PENSKY .- MARTENS, con un rango alto o medio.
Reactivos
Calibración: El p – xileno debe conformarse a las siguientes características:
Gravedad especifica de 0.860 mínima hasta 0.866 como máxima, (15.56 /15.56°C).
Rango de ebullición: 2°C desde el comienzo del secado, punto caundo se prueba de acuerdo co el método D850 o D1078 de la ASTM. El rango debe incluir el punto de ebullición del p – xileno puro, que es de 138.35°C.
Pureza: 95 % como mínimo con punto de congelamiento de 11.23 °C, calculado de acuerdo a el método D1016 de la ASTM, a partir del punto de congelamiento determinado experimentalmente mediante el método D1015 de la ASTM.
Muestreo, Preservación y Manejo: Se pueden obtenr puntos de inflamación erróneamente altos se no se toman precauciones para evitar la perdida de material volátil. No se deben abrir los recipientes en forma innecesaria, ni hacer transferencias a menos que la temperatura de la muestra este por lo menos 8 °C por debajo del punto de inflamación esperado. No se deben usar para estos métodos de prueba recipiente dañados ( con fugas)
No se deben guardar muestras en recipientes plásticos(polietileno, polipropileno), ya que el material volátil puede escapar por las paredes del envase.
Obtener una muestra de acuerdo con las instrucciones entregadas en el método D 4057 de la ASTM.
Las muestras de residuos muy viscosos pueden ser calentadas hasta que estén razonablemente líquidas antes de ser probadas. Sin embargo, ninguna muestra se debe calentar a una temperatura superior a 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Si la muestra contiene agua, esta se puede eliminar ya sea con cloruro de calcio o simplemente por filtración (papel filtro o algodón absorbente seco). Se puede calentar la muestra pero no por periodos prolongados y además teniendo la precaución de que la temperatura se mantenga siempre 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Nota: Si se sospecha que la muestra contiene contaminantes volátiles, se debe omitir el tratamiento descrito anteriormente.
Calibración: Determinar el punto de inflamación del p – xileno. Cuando el probador esté operando adecuadamente, se obtendrá el valor de 27.2 +- 1.1 °C.
Se advierte que el p – xileno es extremadamente inflamable. Dañino si se inhala. Manténgalo lejos del calor, chispas y llama abierta. Mantener cerrado el recipiente. Evitar la acumulación de vapores y eliminar todas las fuentes de inflamación, en especial, los aparatos y calentadores eléctricos que no sean a prueba de gases explosivos. Evitar respirar el vapor y el rocío, así como también el contacto prolongado con la piel.
Si el punto de inflamación obtenido para el p – xileno no está dentro de los límites establecidos, revisar la condición y operación de los aparatos, en especial, en cuanto a la firmeza de la tapa, la acción de la cerradura y la posición de la llama.
Si es necesario, después del ajuste, repetir la prueba. El p – xileno con un punto de inflamación de 27.2 +- 1.1 °C no es una referencia adecuada para los rangos altos de temperatura del probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, que puede llegar a 370 °C
2.3 PROCEDIMIENTOS:
Procedimiento A: Determinación del punto de inflamación de líquidos comunes.
Limpiar y secar bien todas las partes de la copa y sus accesorios antes de comenzar la prueba, asegurándose de retirar cualquier solvente que se haya usado para limpiar el aparato. Llenar la copa con la muestra de residuo a probar hasta el nivel indicado por la marca de llenado. Colocar la tapa sobre la copa y ubicar este última en la placa calefactora. Asegurándose de tener adecuadamente conectado el dispositivo que traba o fija la ubicación de la tapa. Insertar el termómetro. Llevar el residuo a probar a una temperatura de 15+-5°C o 11°C menor al punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Encender la llama de prueba y ajustarla a 4 mm de diametro. Calentar a una velocidad tal que la temperatura, indicada por el termómetro, aumente 5 a 6 °C/min. Conectar el agitador entre 90 y 120 RPM.
Se se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación de 110 °C o menor, aplicar la llama cuando la temperatura de la muestra se encuentre entre 17 °C a 28 °C por debajo del punto de inflamación esperado y, de ahí en adelante, en cada lectura de temperatura que sea múltiplo de 1°C. Aplicar la llama de pruebas accionando el mecanismo de la tapa que controla la cerradura y el quemado de la llama de prueba, de modo que la tapa que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que la llama baje hasta el espacio con vapor en la copa en 0.5 segundos, dejar ahí 1 segundo y llevar, rápidamente a su posición original. No se debe agitar la muestra cuando se aplica la llama.
Si se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación superior a 110 °C, aplicar la llama de prueba, tal como se describe anteriormente a cada lectura de 17 °C a 28°C bajo el punto de inflamación esperado.
Registra el punto de inflamación observado, la lectura de temperatura en el momento en que la aplicación de la llama produzca una llama distinta en el interior de la copa. No confunda el punto de inflamación verdadero con el halo azuloso que a veces rodea la llama de prueba en aplicaciones previas a la que se produce la inflamación real
Procedimiento B: Determinación del punto de inflamación de sólidos suspendidos y materiales altamente viscosos.
Llevar el material a probar y el probador a una temperatura d 15 +- 5°C o 11°C por debajo del punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Conectar el agitador a 250+-10RPM. Elevar la temperatura durante toda la prueba a una velocidad no menor a 1, ni mayor a 1.5 °C/min. Con la excepción de estos requisitos para velocidades de agitación y calentamiento, proceder según se indica procedimiento A
Calculo e Informe: Se debe registrar la presión barométrica ambiente en el momento de la prueba. Cuando la presión difiera de 101.3 KPa (760 mm Hg), se debe corregir el punto de inflamación como sigue:
Punto de inflamación corregido= C + 0.25 (101.3-p) (1)
Punto de inflamación corregido= C + 0.033 (7603-P) (2)
Donde :
C= Punto de inflamación observado, °C.
P=presión barométrica ambiente, KPa.
P=presión barométrica ambiente, mm Hg.
El punto de inflamación observado © debe ser corregido al 0.5 °C más cercano.
El valor de el punto de inflamación así obtenido se informa como el punto de inflamación método de COPA CERRADA PENSKY MARTENS ASTM D93-IP 34.
La presión barométrica usada en este cálculo es la presión ambiente del lugar conde se realiza la prueba. Muchos barómetros aneroides, tales como los usados en las estaciones meteorológicas y aeropuertos, están corregidos o calibrados para entregar lecturas a nivel del mar. Por lo tanto, tales lecturas no son validas para esta prueba.
La determinación del punto de inflamación en vaso abierto se emplea para aceites lubricantes pesados (derivados con punto de inflamación superior a los 80 °C., y la inflamación en vaso cerrado son más para determinaciones de fracciones tales como el kerosene, diesel oil y el fuel oil, (derivados con punto de inflamación inferior a los 80 °C.).-
El punto de inflamación en vaso abierto se efectúa generalmente con el aparato de "Cleveland", y la determinación en vaso cerrado puede efectuarse ya sea con el aparato de: Tagliabue, usado en EUA para el kerosene, o con el de Pensky Martens, usado generalmente en Europa para todos los combustibles (en Norte América especialmente para los fuel oils o derivados con puntos de inflamación superior a 79 °C.) cuya temperatura de inflamación se desea determinar en vaso cerrado. El Punto de inflamación de los derivados de petróleo nos indica que la velocidad con que se producen los vapores a esa temperatura y es suficiente para producir una mezcla inflamable con el aire que la rodea. Es ésta una característica que deben conocer aquellos que emplean estos productos, pues da una idea exacta del grado de inflamabilidad del mismo cuando se tiene en un recipiente cualquiera.
En el caso de los aceites lubricantes, no solamente nos indica la temperatura máxima a que se puede hacer llegar un cojinete en trabajo sin que haya peligro de inflamación, sino que nos da una idea del grado de fraccionamiento del aceite, indicándonos la presencia de pequeñas cantidades de fracciones livianas que lo hacen ineficiente, aumentando su consumo y reduciendo su viscosidad a la temperatura de trabajo. El Punto de Inflamación de los derivados de petróleo disminuye en forma proporcional con su densidad y con la presión a la que se encuentran.
El Punto de Inflamación dijimos que era la temperatura mínima en que los vapores desprendidos de un líquido formaban una mezcla inflamable a temperatura ambiente. Se ha encontrado que si la proporción de vapores diluidos en el aire es inferior o superior a un porcentaje determinado, la mezcla no puede inflamarse y continuar quemándose. Se conocen como límites inferior y superior de inflamación, las proporciones mínima y máxima de vapores que deben estar presentes en una atmósfera de aire para que la mezcla se inflame con una llama.
Ahora bien, cuando se tiene en la mezcla una proporción determinada de vapores y aire, la mezcla se inflama en forma explosiva, es decir con un gran desarrollo de calor y presión. La temperatura de inflamación es siempre inferior a la de explosión; de aquí la importancia de conocer la primera.
La proporción de vapores y aire para formar la mezcla inflamable o explosiva varía de acuerdo a las características de cada hidrocarburo y de la temperatura y la presión inicial de la mezcla.
El aumento de presión o de temperatura reduce el límite inferior de inflamabilidad de los hidrocarburos. Erickson ha encontrado que el producto del calor de combustión de un hidrocarburo por la concentración en porcentaje del límite inferior de inflamabilidad, es una constante para los gases y vapores de una misma serie de hidrocarburos. Por lo tanto conociendo la constante para un hidrocarburo de cada serie, se puede calcular el límite de inflamación de los demás hidrocarburos de la misma serie.
1.1 OBJETIVO GENERAL:
Determinar la calidad del petróleo, gas natural y sus derivados en cuanto se refiere a características de seguridad industrial (Punto de Inflamación) y la comercialización de los mismos (Calor de Combustión).
1.2 OBJETIVO ESPECIFICO:
Calcular el punto de inflamación de un determinado corte de petróleo.
Mediante este calculo verificar la relación del punto de inflamación con el calor de combustión
2. MARCO TEORICO:
2.1.-PUNTO DE INFLAMACIÓN
Se denomina punto de inflamación de un líquido a la temperatura mínima a la cual vapores de hidrocarburos que se desprenden forman con el aire que se encuentra sobre el líquido, una mezcla que se inflama al acercársele una llama. El punto de inflamación se determina calentando en un recipiente adecuado la fracción de petróleo y acercando a la atmósfera que se encuentra sobre el líquido que se calienta, una llama de dimensiones prefijadas y verificando la temperatura de inflamación a intervalos de 1°C., para derivados con punto de inflamación inferior a los 100°C.; y cada 2°C. para derivados con punto de ebullición superior a los 100°C. La descripción del método A.S.T.M.-D 93-22, por ejemplo, sirve para la determinación del Punto de Inflamación del Fuel Oil, en un aparato llamado "Pensky-Martens".
La temperatura mínima a la cual se produce el encendido (se observa una llama sobre el líquido), se denomina punto de inflamación. Este calentamiento puede hacerse en un recipiente abierto como aparato de CLEVELAND, y a este punto de inflamación se denomina "punto de inflamación en vaso abierto", o bien puede realizarse en recipiente cerrado , Pensky-Martens
MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INFLAMACIÓN:
MÉTODO DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup
2.2 MÉTODO DE PRUEBA
Para determinaciones del punto de inflamación de lubricantes, aceites lubricantes, líquidos conteniendo sólidos y líquidos suspendidos que tienden a formar una superficie de film durante la prueba.
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup.
- Conforme con ASTM D93 y especificaciones relacionadas
-Preferencia de unidad eléctrica o gas.
Determina puntos de inflamación para una extensa gama de productos por método a copa cerrada con agitador de muestra a baja velocidad. Usado extensivamente en regulaciones para detección de contaminación de materiales volátiles e inflamables en aceites de gasolina y aceites lubricantes. y para caracterización muestras peligrosas.
Mecanismo operador se abre y aplica una llama al mover un botón. Cubierta cabe sobre copa de latón e incluye llama piloto. Punto de referencia para llama de prueba. agitador incorporado y férula de termómetro de latón chapado.
Modelo electrónicamente calentado con un calentador de nickel-cromo con control de variable para precisa proporción de temperaturas. Unidad del calentador esta encerrada en una caja de acero inoxidable con aberturas de enfriamiento. Incluye receptáculo y switcch para accesorios agitador de baja velocidad.
Modelo calentado por gas tiene quemador natural de gas hecho de nickel chapado de latón. (especifique cuando ordene ). Ambos modelos están montados en una base de hierro segura. sst iron base.
Ámbito y Aplicación: El método 1010 Utiliza el probador d COPA CERRADA PENSKY – MARTENS para determinar el punto de inflamación de residuos líquidos, incluyendo aquellos que tienden a formar una película superficial bajo las condiciones del método. Este método también se utiliza para determinar la inflamabilidad de los residuos líquidos que contienen sólidos suspendidos no filtrables.
Resumen del Método: La muestra se debe calentar a una velocidad constante y lentamente, con agitación continua. Una llama pequeña se debe aplicar a la copa a intervalos regulares, interrumpiendo simultáneamente la la agitación. El punto de inflamación corresponderá a la temperatura más baja a la que, la aplicación de la llama, inflama el vapor sobre la muestra.
Aparatos y Materiales:
Probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, según se ilustra en la figura.
Termómetros: se deben usar tres termómetros estándares con el PROBADOR DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS como sigue:
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los limites de 10 a 60 °C, se debe usar un termómetro de rango bajo PENSKY – MARTENS, cuyo rango varie entre -5 a 110°C o equivalente.
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los límites de 60 a 140 °C, se debe usar un termómetro de rango medio PENSKY – MARTENS, con un rango entre 20 a 150 °C o equivalente.
Para pruebas en que las lecturas indicadas caen entre 130 a 370°C, se debe usar un termómetro de alto rango PENSKY .- MARTENS, con un rango alto o medio.
Reactivos
Calibración: El p – xileno debe conformarse a las siguientes características:
Gravedad especifica de 0.860 mínima hasta 0.866 como máxima, (15.56 /15.56°C).
Rango de ebullición: 2°C desde el comienzo del secado, punto caundo se prueba de acuerdo co el método D850 o D1078 de la ASTM. El rango debe incluir el punto de ebullición del p – xileno puro, que es de 138.35°C.
Pureza: 95 % como mínimo con punto de congelamiento de 11.23 °C, calculado de acuerdo a el método D1016 de la ASTM, a partir del punto de congelamiento determinado experimentalmente mediante el método D1015 de la ASTM.
Muestreo, Preservación y Manejo: Se pueden obtenr puntos de inflamación erróneamente altos se no se toman precauciones para evitar la perdida de material volátil. No se deben abrir los recipientes en forma innecesaria, ni hacer transferencias a menos que la temperatura de la muestra este por lo menos 8 °C por debajo del punto de inflamación esperado. No se deben usar para estos métodos de prueba recipiente dañados ( con fugas)
No se deben guardar muestras en recipientes plásticos(polietileno, polipropileno), ya que el material volátil puede escapar por las paredes del envase.
Obtener una muestra de acuerdo con las instrucciones entregadas en el método D 4057 de la ASTM.
Las muestras de residuos muy viscosos pueden ser calentadas hasta que estén razonablemente líquidas antes de ser probadas. Sin embargo, ninguna muestra se debe calentar a una temperatura superior a 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Si la muestra contiene agua, esta se puede eliminar ya sea con cloruro de calcio o simplemente por filtración (papel filtro o algodón absorbente seco). Se puede calentar la muestra pero no por periodos prolongados y además teniendo la precaución de que la temperatura se mantenga siempre 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Nota: Si se sospecha que la muestra contiene contaminantes volátiles, se debe omitir el tratamiento descrito anteriormente.
Calibración: Determinar el punto de inflamación del p – xileno. Cuando el probador esté operando adecuadamente, se obtendrá el valor de 27.2 +- 1.1 °C.
Se advierte que el p – xileno es extremadamente inflamable. Dañino si se inhala. Manténgalo lejos del calor, chispas y llama abierta. Mantener cerrado el recipiente. Evitar la acumulación de vapores y eliminar todas las fuentes de inflamación, en especial, los aparatos y calentadores eléctricos que no sean a prueba de gases explosivos. Evitar respirar el vapor y el rocío, así como también el contacto prolongado con la piel.
Si el punto de inflamación obtenido para el p – xileno no está dentro de los límites establecidos, revisar la condición y operación de los aparatos, en especial, en cuanto a la firmeza de la tapa, la acción de la cerradura y la posición de la llama.
Si es necesario, después del ajuste, repetir la prueba. El p – xileno con un punto de inflamación de 27.2 +- 1.1 °C no es una referencia adecuada para los rangos altos de temperatura del probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, que puede llegar a 370 °C
2.3 PROCEDIMIENTOS:
Procedimiento A: Determinación del punto de inflamación de líquidos comunes.
Limpiar y secar bien todas las partes de la copa y sus accesorios antes de comenzar la prueba, asegurándose de retirar cualquier solvente que se haya usado para limpiar el aparato. Llenar la copa con la muestra de residuo a probar hasta el nivel indicado por la marca de llenado. Colocar la tapa sobre la copa y ubicar este última en la placa calefactora. Asegurándose de tener adecuadamente conectado el dispositivo que traba o fija la ubicación de la tapa. Insertar el termómetro. Llevar el residuo a probar a una temperatura de 15+-5°C o 11°C menor al punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Encender la llama de prueba y ajustarla a 4 mm de diametro. Calentar a una velocidad tal que la temperatura, indicada por el termómetro, aumente 5 a 6 °C/min. Conectar el agitador entre 90 y 120 RPM.
Se se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación de 110 °C o menor, aplicar la llama cuando la temperatura de la muestra se encuentre entre 17 °C a 28 °C por debajo del punto de inflamación esperado y, de ahí en adelante, en cada lectura de temperatura que sea múltiplo de 1°C. Aplicar la llama de pruebas accionando el mecanismo de la tapa que controla la cerradura y el quemado de la llama de prueba, de modo que la tapa que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que la llama baje hasta el espacio con vapor en la copa en 0.5 segundos, dejar ahí 1 segundo y llevar, rápidamente a su posición original. No se debe agitar la muestra cuando se aplica la llama.
Si se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación superior a 110 °C, aplicar la llama de prueba, tal como se describe anteriormente a cada lectura de 17 °C a 28°C bajo el punto de inflamación esperado.
Registra el punto de inflamación observado, la lectura de temperatura en el momento en que la aplicación de la llama produzca una llama distinta en el interior de la copa. No confunda el punto de inflamación verdadero con el halo azuloso que a veces rodea la llama de prueba en aplicaciones previas a la que se produce la inflamación real
Procedimiento B: Determinación del punto de inflamación de sólidos suspendidos y materiales altamente viscosos.
Llevar el material a probar y el probador a una temperatura d 15 +- 5°C o 11°C por debajo del punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Conectar el agitador a 250+-10RPM. Elevar la temperatura durante toda la prueba a una velocidad no menor a 1, ni mayor a 1.5 °C/min. Con la excepción de estos requisitos para velocidades de agitación y calentamiento, proceder según se indica procedimiento A
Calculo e Informe: Se debe registrar la presión barométrica ambiente en el momento de la prueba. Cuando la presión difiera de 101.3 KPa (760 mm Hg), se debe corregir el punto de inflamación como sigue:
Punto de inflamación corregido= C + 0.25 (101.3-p) (1)
Punto de inflamación corregido= C + 0.033 (7603-P) (2)
Donde :
C= Punto de inflamación observado, °C.
P=presión barométrica ambiente, KPa.
P=presión barométrica ambiente, mm Hg.
El punto de inflamación observado © debe ser corregido al 0.5 °C más cercano.
El valor de el punto de inflamación así obtenido se informa como el punto de inflamación método de COPA CERRADA PENSKY MARTENS ASTM D93-IP 34.
La presión barométrica usada en este cálculo es la presión ambiente del lugar conde se realiza la prueba. Muchos barómetros aneroides, tales como los usados en las estaciones meteorológicas y aeropuertos, están corregidos o calibrados para entregar lecturas a nivel del mar. Por lo tanto, tales lecturas no son validas para esta prueba.
La determinación del punto de inflamación en vaso abierto se emplea para aceites lubricantes pesados (derivados con punto de inflamación superior a los 80 °C., y la inflamación en vaso cerrado son más para determinaciones de fracciones tales como el kerosene, diesel oil y el fuel oil, (derivados con punto de inflamación inferior a los 80 °C.).-
El punto de inflamación en vaso abierto se efectúa generalmente con el aparato de "Cleveland", y la determinación en vaso cerrado puede efectuarse ya sea con el aparato de: Tagliabue, usado en EUA para el kerosene, o con el de Pensky Martens, usado generalmente en Europa para todos los combustibles (en Norte América especialmente para los fuel oils o derivados con puntos de inflamación superior a 79 °C.) cuya temperatura de inflamación se desea determinar en vaso cerrado. El Punto de inflamación de los derivados de petróleo nos indica que la velocidad con que se producen los vapores a esa temperatura y es suficiente para producir una mezcla inflamable con el aire que la rodea. Es ésta una característica que deben conocer aquellos que emplean estos productos, pues da una idea exacta del grado de inflamabilidad del mismo cuando se tiene en un recipiente cualquiera.
En el caso de los aceites lubricantes, no solamente nos indica la temperatura máxima a que se puede hacer llegar un cojinete en trabajo sin que haya peligro de inflamación, sino que nos da una idea del grado de fraccionamiento del aceite, indicándonos la presencia de pequeñas cantidades de fracciones livianas que lo hacen ineficiente, aumentando su consumo y reduciendo su viscosidad a la temperatura de trabajo. El Punto de Inflamación de los derivados de petróleo disminuye en forma proporcional con su densidad y con la presión a la que se encuentran.
El Punto de Inflamación dijimos que era la temperatura mínima en que los vapores desprendidos de un líquido formaban una mezcla inflamable a temperatura ambiente. Se ha encontrado que si la proporción de vapores diluidos en el aire es inferior o superior a un porcentaje determinado, la mezcla no puede inflamarse y continuar quemándose. Se conocen como límites inferior y superior de inflamación, las proporciones mínima y máxima de vapores que deben estar presentes en una atmósfera de aire para que la mezcla se inflame con una llama.
Ahora bien, cuando se tiene en la mezcla una proporción determinada de vapores y aire, la mezcla se inflama en forma explosiva, es decir con un gran desarrollo de calor y presión. La temperatura de inflamación es siempre inferior a la de explosión; de aquí la importancia de conocer la primera.
La proporción de vapores y aire para formar la mezcla inflamable o explosiva varía de acuerdo a las características de cada hidrocarburo y de la temperatura y la presión inicial de la mezcla.
El aumento de presión o de temperatura reduce el límite inferior de inflamabilidad de los hidrocarburos. Erickson ha encontrado que el producto del calor de combustión de un hidrocarburo por la concentración en porcentaje del límite inferior de inflamabilidad, es una constante para los gases y vapores de una misma serie de hidrocarburos. Por lo tanto conociendo la constante para un hidrocarburo de cada serie, se puede calcular el límite de inflamación de los demás hidrocarburos de la misma serie.
viernes, 19 de junio de 2009
Conceptos de reservas
1.- Defina la gravedad específica y la gravedad API del petróleo
R.- La gravedad específica del petróleo es la relación de la densidad del petróleo con respecto a la densidad del agua, valores que son medidos a condiciones normales de presión Temperatura (60 ºF; 14.7 Psi)
La gravedad API es la medida de gravedad preferida en la industria petrolera. Esta escala de gravedad precisamente se relaciona a la gravedad específica por lo siguiente expresión:
2.- Defina el peso molecular aparente y la gravedad específica del gas natural
R. Si yi representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación:
Donde: Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas
Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla
yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla
La gravedad específica se define como la relación de la densidad del gas a la densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se usan al definir la gravedad específica del gas:
Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como:
donde γg = gravedad específica del gas
ρaire = densidad del aire
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96
Ma = peso molecular aparente del gas
Psc = presión estándar, psia
Tsc = temperatura estándar, °R
3.- Defina el factor z de los gases reales
R.- Es la relación del volumen real de un gas respecto del volumen ideal o teorico que este gas presenta, y está definido mediante la siguiente ecuación a condiciones estándar:
4.- Describa la compresibilidad isotérmica del gas
R.- La compresibilidad isotérmica está definida como el cambio en volumen por unidad de volumen para un cambio unitario en la presión:
5.- Dentro de la industria petrolera cual es la diferencia entre gas ideal y gas real
R.- Un gas ideal, es un gas hipotético que se comporta de una manera simple la cual está formada por partículas puntuales, se asume que el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas. También se asume que estas moléculas no tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre ellas, y que todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas. La ecuación que describe su comportamiento, es la ecuación de estado:
PV = nRT
Mientras que en un gas real ya no es considerado como gas ideal, los gases reales se comportan de modo diferente a los gases ideales, para el estudio de los gases reales si tomamos en cuenta muchos aspectos que no se consideraba en los gases ideales por ejemplo en estos ya no consideramos insignificante al volumen ocupado por las moléculas. Básicamente la desviación de los gases reales de las condiciones de la ley de gas ideal se incrementa a medida que crece la presión y temperatura y varía ampliamente con la composición del gas
PV= znRT
6.- Qué métodos se usa para ajustar las propiedades seudo críticas de los gases para determinar la presencia de los componentes no hidrocarburos
R.- Los métodos que se utilizan son:
Método de corrección Wichert-Aziz
Método de corrección Carr-Kobayashi-Burrows
7.- Qué métodos se usa para el cálculo del factor z
R.- Los métodos utilizados son:
Basado en el concepto de propiedades seudo reducidas, Standing y Katz
Brown y socios (1948) presentaron un método gráfico para una aproximación de la presión seudo crítica y temperatura seudo crítica de los gases.
R.- La gravedad específica del petróleo es la relación de la densidad del petróleo con respecto a la densidad del agua, valores que son medidos a condiciones normales de presión Temperatura (60 ºF; 14.7 Psi)
La gravedad API es la medida de gravedad preferida en la industria petrolera. Esta escala de gravedad precisamente se relaciona a la gravedad específica por lo siguiente expresión:
2.- Defina el peso molecular aparente y la gravedad específica del gas natural
R. Si yi representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación:
Donde: Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas
Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla
yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla
La gravedad específica se define como la relación de la densidad del gas a la densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se usan al definir la gravedad específica del gas:
Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como:
donde γg = gravedad específica del gas
ρaire = densidad del aire
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96
Ma = peso molecular aparente del gas
Psc = presión estándar, psia
Tsc = temperatura estándar, °R
3.- Defina el factor z de los gases reales
R.- Es la relación del volumen real de un gas respecto del volumen ideal o teorico que este gas presenta, y está definido mediante la siguiente ecuación a condiciones estándar:
4.- Describa la compresibilidad isotérmica del gas
R.- La compresibilidad isotérmica está definida como el cambio en volumen por unidad de volumen para un cambio unitario en la presión:
5.- Dentro de la industria petrolera cual es la diferencia entre gas ideal y gas real
R.- Un gas ideal, es un gas hipotético que se comporta de una manera simple la cual está formada por partículas puntuales, se asume que el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas. También se asume que estas moléculas no tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre ellas, y que todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas. La ecuación que describe su comportamiento, es la ecuación de estado:
PV = nRT
Mientras que en un gas real ya no es considerado como gas ideal, los gases reales se comportan de modo diferente a los gases ideales, para el estudio de los gases reales si tomamos en cuenta muchos aspectos que no se consideraba en los gases ideales por ejemplo en estos ya no consideramos insignificante al volumen ocupado por las moléculas. Básicamente la desviación de los gases reales de las condiciones de la ley de gas ideal se incrementa a medida que crece la presión y temperatura y varía ampliamente con la composición del gas
PV= znRT
6.- Qué métodos se usa para ajustar las propiedades seudo críticas de los gases para determinar la presencia de los componentes no hidrocarburos
R.- Los métodos que se utilizan son:
Método de corrección Wichert-Aziz
Método de corrección Carr-Kobayashi-Burrows
7.- Qué métodos se usa para el cálculo del factor z
R.- Los métodos utilizados son:
Basado en el concepto de propiedades seudo reducidas, Standing y Katz
Brown y socios (1948) presentaron un método gráfico para una aproximación de la presión seudo crítica y temperatura seudo crítica de los gases.
jueves, 18 de junio de 2009
PRESION Y TEMPERATURA CRITICA DEL PETROLEO
1. INTRODUCCION
Cuando un compuesto puro se calienta a la presión atmosférica, alcanza finalmente su punto de ebullición y se vaporiza completamente a una temperatura constante a menos que la presión sea incrementada. Si esta aumenta el vapor se condensa completamente y no puede ser vaporizado nuevamente a menos que se aumente también la temperatura. Este mecanismo, de aumentar alternativamente la presión y la temperatura, se puede aplicar hasta ciertos límites elevados de presión y temperatura, por encima de los cuales el material ya no puede ser condensado, prescindiendo de la presión aplicada, este se llama punto crítico.
El punto crítico de una mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa permanecen iguales.
En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla
Pero recordando que el fraccionamiento de una mezcla es imposible en el punto crítico el grado de aproximación de este sirve como guía aproximada para factibilidad de separar componentes por fraccionamiento
La presión y temperatura crítica de los hidrocarburos son función principalmente de la naturaleza química y el peso molecular.
Los gases no se pueden licuefacear a temperaturas por encima de la temperatura crítica porque en este punto las características de los gases y de los líquidos son las mismas, y no hay base sobre la cual distinguir entre los gases y los líquidos. La presión del vapor de un líquido a la temperatura crítica se llama la presión crítica (Pc). La presión del vapor de un líquido nunca es más grande que esta presión crítica.
Hay una correlación obvia entre la temperatura crítica y el punto de ebullición de los gases. Estas propiedades están relacionadas porque ambas son medidas indirectas de la fuerza de atracción entre las partículas en la fase gaseosa, esta correlación es de gran utilidad puesto que esta se aplica grandemente en las industrias, refinerías, plantas de procesamiento, etc.
2. PLANEAMIENTO Y JUSTIFICACION
Al estudiar e investigar sobre la aplicación de estas propiedades criticas se observo que tiene un sinfín de aplicaciones y que existen investigadores que lo realizan.
Asi pues se vio que dentro de la industria petrolera específicamente en el area de reservorios existe una gran cantidad de investigadores que lo realizan pero el estudio implica tiempo Conocer y estudiar sobre las propiedades del punto crítico es de gran importancia, puesto que estas son aplicables en gran medida tanto el área de reservorios, producción, refinación, etc.
A partir de las propiedades de presión y temperatura crítica se puede predecir el comportamiento de un reservorio y así mismo en la etapa de producción nos ayuda predecir si se producirán mezclas liquidas de hidrocarburos o simplemente hidrocarburos en la fase gaseosa. Debido a la importancia de adquirir productos más útiles, estos hidrocarburos pasaran a través de plantas de proceso y refinerías, en las cuales generalmente es aplicable la temperatura del punto crítico puesto que esta tiene correlación con la temperatura de ebullición.
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 tempera y presión pseudocriticas, el cual es el promedio de la temperatura y presión criticas mólales de los diversos materiales que constituyen la mezcla. Las cuales se pueden utilizar como punto crítico de una mezcla cuando se desean calcular las temperaturas y presiones reducidas.
Cuando un compuesto puro se calienta a la presión atmosférica, alcanza finalmente su punto de ebullición y se vaporiza completamente a una temperatura constante a menos que la presión sea incrementada. Si esta aumenta el vapor se condensa completamente y no puede ser vaporizado nuevamente a menos que se aumente también la temperatura. Este mecanismo, de aumentar alternativamente la presión y la temperatura, se puede aplicar hasta ciertos límites elevados de presión y temperatura, por encima de los cuales el material ya no puede ser condensado, prescindiendo de la presión aplicada, este se llama punto crítico.
El punto crítico de una mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa permanecen iguales.
En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla
Pero recordando que el fraccionamiento de una mezcla es imposible en el punto crítico el grado de aproximación de este sirve como guía aproximada para factibilidad de separar componentes por fraccionamiento
La presión y temperatura crítica de los hidrocarburos son función principalmente de la naturaleza química y el peso molecular.
Los gases no se pueden licuefacear a temperaturas por encima de la temperatura crítica porque en este punto las características de los gases y de los líquidos son las mismas, y no hay base sobre la cual distinguir entre los gases y los líquidos. La presión del vapor de un líquido a la temperatura crítica se llama la presión crítica (Pc). La presión del vapor de un líquido nunca es más grande que esta presión crítica.
Hay una correlación obvia entre la temperatura crítica y el punto de ebullición de los gases. Estas propiedades están relacionadas porque ambas son medidas indirectas de la fuerza de atracción entre las partículas en la fase gaseosa, esta correlación es de gran utilidad puesto que esta se aplica grandemente en las industrias, refinerías, plantas de procesamiento, etc.
2. PLANEAMIENTO Y JUSTIFICACION
Al estudiar e investigar sobre la aplicación de estas propiedades criticas se observo que tiene un sinfín de aplicaciones y que existen investigadores que lo realizan.
Asi pues se vio que dentro de la industria petrolera específicamente en el area de reservorios existe una gran cantidad de investigadores que lo realizan pero el estudio implica tiempo Conocer y estudiar sobre las propiedades del punto crítico es de gran importancia, puesto que estas son aplicables en gran medida tanto el área de reservorios, producción, refinación, etc.
A partir de las propiedades de presión y temperatura crítica se puede predecir el comportamiento de un reservorio y así mismo en la etapa de producción nos ayuda predecir si se producirán mezclas liquidas de hidrocarburos o simplemente hidrocarburos en la fase gaseosa. Debido a la importancia de adquirir productos más útiles, estos hidrocarburos pasaran a través de plantas de proceso y refinerías, en las cuales generalmente es aplicable la temperatura del punto crítico puesto que esta tiene correlación con la temperatura de ebullición.
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 tempera y presión pseudocriticas, el cual es el promedio de la temperatura y presión criticas mólales de los diversos materiales que constituyen la mezcla. Las cuales se pueden utilizar como punto crítico de una mezcla cuando se desean calcular las temperaturas y presiones reducidas.
martes, 16 de junio de 2009
G T L
Antes de decir que es el GTL se debe conocer el concepto de Industrializacion del gas, se entiende por “industrializacion del gas” a las actividades de transformación quimica de los hidrocarburos y a los procesos que tiene por finalidad añadir valor agregado al gas natural.
El GTL es el proceso de cambio de un gas a liquido (GTL) este ha sido bautizado como la nueva petroquimica o el “combustible del futuro” . Contrario a la denominada petroquimica tradicional, que uriliza el gas etano, este tipo de petroquimica usa la mayor parte del gas natural, es decir el gas metano, y lo comvierte en combustibles liquidos para esto se necesita saber la propiedades criticas de los componentes del gas natural para asi hacer el proceso de tranforamcion de gas a liquido .
En este procedimiento el metano se comvierte primero en “gas de sontesis” . Este gas sintetico, se mezcla despues con dioxido de carbono. Oxigeno o agua, para provocar reacciones químicas que derivan en una gran diversidad de combustibles. Los combustibles que se logran a travez del GTL tiene la particularidad de ser menos contaminantes que los derivados del petroleo, por eso es muy cotizado por los paises industrializados y los consumidores que pueden costearlos.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROYECTO DE GTL EN BOLIVIA
a) VENTAJAS: Entre las ventajas de este proyecto en Bolivia se tiene:
Ø Es un proceso que utiliza principalmente el gas metano lo cual existe en abundancia en las reservas bolivianas.
Ø Con el proceso del GTL se producen biocombustibles lo cual estos no dañan el medio ambiente.
Ø La demanda de combustibles no contaminantes es alta en el mercado internacional.
Ø Se transporta con la misma facilidad que los derivados del petroleo y por lo tanto su comercializacion y almacenaje es mas eficiente y menos costoso.
Ø Parte de la producción de GTL podria abastecer a menor costo al mercado interno boliviano.
Ø El proceso de GTL produce paralelamente elevadas cantidades de agua para el consumo.
b) DESVENTAJAS.- Entre las desventajas de este proyecto es:
Ø La eficiencia de la rpoducción y comercialización de GTL debe ser probada en costosos proyectos piloto.
Ø Se necesitan grandes inversiones para instalar una palnta de producción de GTL un minimo entre 600 y 1000 millones de dolares.
Ø En mercados pequeños y economias en desarrollo, Los combustibles producidos con GTL, son caros y por lo tanto poco accesibles en el mercado local.
Ø La mayoria de los proceso de GTL estan patentados y dirigidos por empresas transnacionales.
GNL: El gas natural licuado (GNL) es un proceso fisico por el cual el gas metano se licua comvierte a liquido para ser transportados a grandes distancias de manera mas eficiente.
Por eso el GNL no se considera como un proceso de industrializacion del gas natural, pues cuandoi llega a su destino debe ser revaporizado es decir comvertido otra vez a su estado gaseoso para ser utilizado.
¿Como se hace? Al enfriarse a una temperatura de -161 ºC, el gas metano se comvierte en GNL, un liquido tranparente, incoloro y muy liviano, cuyo volumen se reduce mas de 600 veces.
¿Por qué se hace? Porque a grandes distancias el gas no puede tranportarse por gasoductos. Con el GNL grandes volumenes de gas pueden ser trasladados en barcos especiales a grandes distancias.
Un proyecto de GNL mediano puede llegar a costar aproximadamente tres mil millones de dolares, sin embargo este tipo de procesos permite utilizar o comercializar por separado los licuables y liquidos que tambien se obtienen con la explotación del gas natural.
El GTL es el proceso de cambio de un gas a liquido (GTL) este ha sido bautizado como la nueva petroquimica o el “combustible del futuro” . Contrario a la denominada petroquimica tradicional, que uriliza el gas etano, este tipo de petroquimica usa la mayor parte del gas natural, es decir el gas metano, y lo comvierte en combustibles liquidos para esto se necesita saber la propiedades criticas de los componentes del gas natural para asi hacer el proceso de tranforamcion de gas a liquido .
En este procedimiento el metano se comvierte primero en “gas de sontesis” . Este gas sintetico, se mezcla despues con dioxido de carbono. Oxigeno o agua, para provocar reacciones químicas que derivan en una gran diversidad de combustibles. Los combustibles que se logran a travez del GTL tiene la particularidad de ser menos contaminantes que los derivados del petroleo, por eso es muy cotizado por los paises industrializados y los consumidores que pueden costearlos.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROYECTO DE GTL EN BOLIVIA
a) VENTAJAS: Entre las ventajas de este proyecto en Bolivia se tiene:
Ø Es un proceso que utiliza principalmente el gas metano lo cual existe en abundancia en las reservas bolivianas.
Ø Con el proceso del GTL se producen biocombustibles lo cual estos no dañan el medio ambiente.
Ø La demanda de combustibles no contaminantes es alta en el mercado internacional.
Ø Se transporta con la misma facilidad que los derivados del petroleo y por lo tanto su comercializacion y almacenaje es mas eficiente y menos costoso.
Ø Parte de la producción de GTL podria abastecer a menor costo al mercado interno boliviano.
Ø El proceso de GTL produce paralelamente elevadas cantidades de agua para el consumo.
b) DESVENTAJAS.- Entre las desventajas de este proyecto es:
Ø La eficiencia de la rpoducción y comercialización de GTL debe ser probada en costosos proyectos piloto.
Ø Se necesitan grandes inversiones para instalar una palnta de producción de GTL un minimo entre 600 y 1000 millones de dolares.
Ø En mercados pequeños y economias en desarrollo, Los combustibles producidos con GTL, son caros y por lo tanto poco accesibles en el mercado local.
Ø La mayoria de los proceso de GTL estan patentados y dirigidos por empresas transnacionales.
GNL: El gas natural licuado (GNL) es un proceso fisico por el cual el gas metano se licua comvierte a liquido para ser transportados a grandes distancias de manera mas eficiente.
Por eso el GNL no se considera como un proceso de industrializacion del gas natural, pues cuandoi llega a su destino debe ser revaporizado es decir comvertido otra vez a su estado gaseoso para ser utilizado.
¿Como se hace? Al enfriarse a una temperatura de -161 ºC, el gas metano se comvierte en GNL, un liquido tranparente, incoloro y muy liviano, cuyo volumen se reduce mas de 600 veces.
¿Por qué se hace? Porque a grandes distancias el gas no puede tranportarse por gasoductos. Con el GNL grandes volumenes de gas pueden ser trasladados en barcos especiales a grandes distancias.
Un proyecto de GNL mediano puede llegar a costar aproximadamente tres mil millones de dolares, sin embargo este tipo de procesos permite utilizar o comercializar por separado los licuables y liquidos que tambien se obtienen con la explotación del gas natural.
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