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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARACTERIZACIÓN Y EVALUACIÓN DE NAFTAS INESTABLES DE LA
REFINERÍA ESMERALDAS
TRABAJO DE TITULACIÓN, MODALIDAD PROPUESTA TECNOLÓGICA PARA
LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO
AUTORA: TOASA LLUMIGUSÍN NATHALY MARIBEL
QUITO
2019
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA
CARRERA DE INGENIERIA QUIMICA
Caracterización y evaluación de naftas inestables de la Refinería Esmeraldas
Trabajo de titulación, modalidad propuesta tecnológica para la obtención del título de
Ingeniero Químico
Autora: Nathaly Maribel Toasa Llumigusín
Tutor: Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe
QUITO
2019
i
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Nathaly Maribel Toasa Llumigusín en calidad de autor y titular de los derechos
morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Caracterización y evaluación de Naftas
Inestables de la Refinería Esmeraldas” modalidad Propuesta Tecnológica, de
conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL
DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de
la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva
para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi
favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo
dispuesto en el Art. 144 de la ley orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad
de toda responsabilidad.
En la ciudad de Quito, a los 16 días del mes de mayo del 2019
Nathaly Maribel Toasa Llumigusín
C.C. 172548088-1
ii
APROBACIÓN DEL TUTOR
Yo, Ing., Luis Alberto Calle Guadalupe en calidad de tutor del trabajo de titulación,
modalidad propuesta tecnológica con el tema “Caracterización y Evaluación de naftas
inestables de la Refinería Esmeraldas”, elaborado por la estudiante Nathaly Maribel
Toasa Llumigusín de la Carrera de Ingeniería Química, Facultad de Ingeniería Química
de la Universidad Central del Ecuador, considero que el mismo reúne los requisitos y
méritos necesarios, para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que
se designe, por lo que lo APRUEBO, a fin de que el trabajo sea habilitado para continuar
con el proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito, a los 16 días del mes mayo del 2019.
--------------------------------------------
Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe
C.C: 1705283446
iii
DEDICATORIA
A mi padre Marcelo quien ha sido mi fortaleza y
confort a lo largo de este camino, con su amor me ha
enseñado que a base de sacrificio y mucho esfuerzo
los sueños y anhelos se pueden alcanzar.
A mi amorosa madre Nelly con su amor incondicional
a tenido las palabras precisas y los brazos abiertos
para no dejarme rendir cuando más difícil parecía.
A mi hermana Fernanda quien ha estado a mi lado en
los buenos y malos momentos, con su amor me ha
demostrado que siempre estaremos unidas por el
mismo corazón. Te admiro y te quiero.
A mi padrino Hernán quien siempre ha estado
pendiente de mí con su cariño y sus palabras de
aliento.
A mi pequeño hermanito Camilo que llego a nuestras
vidas con mucha ternura, compartiéndome siempre
su cariño fraternal y la nobleza de su corazón a pesar
de la distancia.
A mis amigos incondicionales David y Jorge quienes
han compartido este duro camino, demostrándome su
cariño y apoyo a lo largo de estos años.
Difícil pero no imposible.
NATHALY.
iv
AGRADECIMIENTOS
A María Auxiliadora, a mis padres y hermana que me enseñaron valores, y me dieron
todo su apoyo con su amor incondicional.
A la Facultad de Ingeniería Química que me abrió las puertas y me formo en su casa con
los mejores maestros.
Al área de investigación de la Facultad de Ingeniería Química al Ing. Pablo Londoño, Ing.
Joselyn Villamarín e Ing. Joselyn Alvear que me permitieron realizar el presente trabajo,
compartiendo su conocimiento y facilitándome el uso de los laboratorios.
Al departamento de petróleos, energía y contaminación (DPEC) y a su personal que me
facilito los materiales y reactivos para el desarrollo del presente trabajo de titulación.
A EPP-Petroecuador Refinería Esmeraldas y al Ing. Henry Troya por brindarme la
información necesaria y facilitarme las muestras que se usaron para realizar el trabajo de
titulación.
A mi tutor Ing. Luis Calle que con su conocimiento y amistad supo guiarme
adecuadamente para culminar este trabajo.
A mis queridas amigas Jacky, Kary, Pollito, Stefy, Johanita, Katy Liz por brindarme su
sincera amistad y apoyo en todo momento, las quiero mucho.
v
CONTENIDO
Pág.
LISTA DE TABLAS ....................................................................................................... xi
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................... xiv
LISTA ANEXOS ........................................................................................................... xvi
SIMBOLOGIA ............................................................................................................ xviii
RESUMEN .................................................................................................................... xix
ABSTRACT ................................................................................................................... xx
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 1
1. MARCO TEORICO .................................................................................................. 2
1.1. Nafta inestable .......................................................................................................... 2
1.2. Composición química de las naftas ........................................................................... 3
1.3. Caracterización de productos petrolíferos según su carácter dominante a partir de
las propiedades físicas globales. ....................................................................................... 4
1.3.1. Factor de caracterización Kuop .............................................................................. 4
1.4. Caracterización de productos petrolíferos a través del método cromatográfico. ...... 6
1.4.1. Medida de hidrocarburos contenido en naftas por cromatografía .......................... 6
1.4.2. Identificación de componentes por DHA método ASTM D 5134 ......................... 6
1.5. Evaluación de las naftas ............................................................................................ 7
1.5.1. Propiedades fisicoquímicas globales de las naftas ................................................. 7
1.5.2. Densidad °API ........................................................................................................ 7
1.5.3. Contenido de azufre ................................................................................................ 8
1.5.4. Contenido de Agua ................................................................................................. 9
1.5.5. Contenido de Metales ........................................................................................... 10
vi
1.5.6. Prueba Doctor ....................................................................................................... 10
1.5.7. Análisis DHA ....................................................................................................... 10
1.5.8. Número de octano ................................................................................................. 11
1.6. Destilación ASTM de las naftas .............................................................................. 11
1.7. Curvas de destilación ASTM ................................................................................... 12
1.8. Representación gráfica de los análisis ..................................................................... 12
1.9. Estabilidad de los productos petrolíferos................................................................. 13
2. PARTE EXPERIMENTAL ..................................................................................... 16
2.1. Materiales y Equipos ............................................................................................... 16
2.2. Sustancias y Reactivos ............................................................................................ 17
2.3. Procedimiento .......................................................................................................... 17
2.3.1 Procedimiento para el muestreo de productos petrolíferos (Norma INEN 930) ... 17
2.3.2 Procedimiento para determinar densidad °API por el método del hidrómetro
(ASTM D-287) ............................................................................................................... 18
2.3.3 Procedimiento para la destilación ASTM. (ASTM D-86) ..................................... 19
2.3.4 Procedimiento para determinar el contenido de agua por destilación (ASTM D-
4007) ............................................................................................................................... 19
2.3.5 Procedimiento para determinar el contenido de Azufre en productos petrolíferos
(ASTM D-4294) ............................................................................................................. 20
2.3.6 Procedimiento para determinar el contenido de Metales en productos petrolíferos
(ASTM D-5863) ............................................................................................................. 21
2.3.7 Procedimiento para la prueba doctor. (ASTM D-4952) ........................................ 21
2.3.8 Procedimiento para análisis cromatográfico DHA (ASTM D-5134) .................... 22
2.3.9 Procedimiento para determinar el número de octano de las naftas (ASTM D-2699)
........................................................................................................................................ 22
2.3.10 Procedimiento para determinar la estabilidad de las naftas (ASTM E-691) ....... 24
2.4. Diseño experimental ................................................................................................ 24
vii
2.5 Datos Experimentales ............................................................................................... 27
2.5.1 Caracterización de las naftas a través de ensayos ASTM. .................................... 27
2.5.2 Datos de densidad API .......................................................................................... 27
2.5.3 Datos de destilación ASTM D-86 ......................................................................... 28
2.5.4 Datos de agua por destilación ................................................................................ 30
2.5.5 Datos de contenido de azufre, %S ......................................................................... 31
2.5.6 Datos del contenido de metales en naftas. ............................................................. 33
2.5.7 Datos de prueba Doctor ......................................................................................... 33
2.5.8 Indicadores de la prueba para prueba doctor ......................................................... 34
2.5.9 Datos análisis DHA ............................................................................................... 34
2.5.10 Análisis PIONA de las naftas .............................................................................. 34
2.5.11 Datos de peso molecular y densidad relativa....................................................... 35
2.5.12 Datos para determinar el número de octano. ....................................................... 36
2.5.13 Datos para determinar estabilidad en las naftas................................................... 37
3. CALCULOS ............................................................................................................ 38
3.1. Cálculo de la corrección de la densidad API a temperatura estándar a 60°F .......... 38
3.2. Calculo de la destilación ASTM D 86 ..................................................................... 39
3.2.1 Calculo del volumen de pérdidas (VP). ................................................................. 39
3.2.2 Calculo de las temperaturas de ebullición corregidas a la presión del laboratorio.39
3.2.3 Calculo de la temperatura de ebullición corregida a la presión estándar .............. 40
(760 mmHg). .................................................................................................................. 40
3.3 Calculo del contenido de agua por destilación para las naftas. ................................ 40
3.4. Calculo del peso molecular W a través de cartas .................................................... 41
3.5. Cálculo de la temperatura media ponderada (tma) .................................................. 41
3.5.1. Cálculo del parámetro S ....................................................................................... 41
3.5.2. Cálculo de la temperatura media volumétrica (Tmv) .......................................... 41
viii
3.5.3. Cálculo de la temperatura media ponderada......................................................... 42
3.5.4. Cálculo del peso molecular................................................................................... 42
3.6 Calculo del factor de caracterización Kuop .............................................................. 42
3.7 Cálculo del análisis PIONA promedio ..................................................................... 42
3.8 Calculo contenido de azufre promedio ..................................................................... 43
3.9 Calculo del contenido de metales ............................................................................. 43
3.10 Calculo para determinar el número de octano. ....................................................... 44
3.11 Calculo para determinar la estabilidad en las naftas............................................... 45
3.11.1. Calculo del promedio de los resultados obtenidos de cada muestra, del primer
periodo: ........................................................................................................................... 45
3.11.2. Calculo del promedio de los resultados obtenidos de cada muestra, del segundo
periodo: ........................................................................................................................... 45
3.11.3. Calculo de la diferencia del promedio general, así:............................................ 46
3.11.4. Calculo de la desviación estándar por reproducibilidad. .................................... 46
4. RESULTADOS ....................................................................................................... 47
4.1 Resultados densidad API corregida a 60°F .............................................................. 47
4.2. Resultados de la densidad relativa ........................................................................... 47
4.3 Resultados de la temperatura de ebullición de la destilación ASTM D-86 a presión
de 760 mmHg en °C para todas las naftas. ..................................................................... 48
4.4 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del primer muestreo. ..... 49
4.5 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del segundo muestreo. .. 49
4.6 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del tercer muestreo. ...... 50
4.7 Resultados de la temperatura media ponderada de ebullición. ................................. 50
4.8 Resultados del peso molecular y factor de caracterización Kuop obtenidos a través
de cartas. ......................................................................................................................... 51
4.9 Resultados análisis PIONA de las naftas. ................................................................. 51
4.9.1 Resultados análisis PIONA promedio de las naftas. ............................................. 51
ix
4.9.2 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de las naftas. ..................... 52
4.9.3 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta HDS. ............... 52
4.9.4 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta HDT. ............... 53
4.9.5 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta CCR ................ 53
4.9.6 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta VIS2. ............... 54
4.9.7 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta VIS1. ............... 54
4.10 Resultados del número de octano promedio calculado para todas las naftas. ........ 55
4.11 Resultados del número de componentes totales de las naftas ................................ 55
4.12 Resultados contenido de azufre promedio para todas las naftas ............................ 56
4.13 Representación gráfica del contenido de azufre promedio para todas las naftas. .. 56
4.14 Resultados de la caracterización de las naftas. ....................................................... 57
4.15 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas. .................................... 58
4.16 Resultados de la caracterización de las impurezas presentes de las naftas. ........... 59
4.17 Representación gráfica de los metales presentes en las naftas. .............................. 60
4.18 Representación gráfica de metales presentes en la nafta HDS ............................... 60
4.19 Representación gráfica de metales presentes en la nafta HDT ............................... 61
4.20 Representación gráfica de metales presentes en la nafta CCR ............................... 61
4.21 Representación gráfica de metales presentes en la nafta NV-NC1 ........................ 62
4.22 Representación gráfica de metales presentes en la nafta NV-NC2 ........................ 62
4.23 Resultados cualitativos de la prueba doctor ........................................................... 63
4.24 Análisis Estadístico. ............................................................................................... 64
4.24.1 Análisis de varianza de un factor para la nafta HDS al 50% volumen. ............... 65
4.24.2 Análisis de varianza de un factor para la nafta HDT al 50% volumen ............... 65
4.24.3 Análisis de varianza de un factor para la nafta CCR al 50% volumen ................ 66
4.24.4 Análisis de varianza de un factor para la nafta NC-VIS2 al 50% volumen ........ 67
4.24.5 Análisis de varianza de un factor para la nafta VIS1 al 50% volumen ............... 67
x
4.25 Resultados del análisis de estabilidad al 10%,50%, 90% volumen. ....................... 68
4.26 Comparación de varias muestras. ........................................................................... 69
4.27 Tabla ANOVA para todas las naftas ...................................................................... 70
4.28 Análisis de conglomerados (Análisis de clúster) .................................................... 71
5. DISCUSIÒN ............................................................................................................ 79
6. CONCLUSIONES ................................................................................................... 82
7. RECOMENDACIONES ......................................................................................... 83
CITAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................... 84
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 86
10. ANEXOS .................................................................................................................. 88
xi
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Número de isómeros presentes en hidrocarburos. .............................................. 6
Tabla 2. Clasificación de hidrocarburos en función de su densidad ................................ 8
Tabla 3. Clasificación de hidrocarburos en función de su %S. ........................................ 8
Tabla 4. Datos para densidad API en naftas primer muestreo........................................ 27
Tabla 5. Datos para densidad API naftas segundo muestreo .......................................... 27
Tabla 6. Datos para densidad API naftas tercer muestreo .............................................. 28
Tabla 7. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas primer muestreo ...................... 28
Tabla 8. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas segundo muestreo .................... 29
Tabla 9. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas tercer muestreo ........................ 29
Tabla 10. Datos destilación ASTM D-86 de naftas tercer muestreo. (Continuación) .... 30
Tabla 11. Datos de agua por destilación en naftas primer muestreo .............................. 30
Tabla 12. Datos de agua por destilación en naftas segundo muestreo ........................... 30
Tabla 13. Datos de agua por destilación en naftas tercer muestreo ................................ 31
Tabla 14. Datos de azufre en naftas primer muestreo .................................................... 31
Tabla 15. Datos de azufre en naftas segundo muestreo .................................................. 32
xii
Tabla 16. Datos de azufre en naftas tercer muestreo ...................................................... 32
Tabla 17. Datos promedio de concentración de metales en naftas ................................. 33
Tabla 18. Datos cualitativos prueba doctor test .............................................................. 33
Tabla 19. Indicador de relación entre la muestra y el azufre .......................................... 34
Tabla 20. Datos Análisis PIONA de las Naftas primer muestreo .................................. 34
Tabla 21. Análisis PIONA de las Naftas segundo muestreo .......................................... 35
Tabla 22. Análisis PIONA de las Naftas tercer muestreo .............................................. 35
Tabla 23. Peso molecular y densidad relativa para las naftas ........................................ 35
Tabla 24. Datos de lectura promedio para determinar el número de octano .................. 36
Tabla 25. Datos para la estabilidad de naftas del primer periodo................................... 37
Tabla 26. Datos para la estabilidad de naftas del segundo periodo ................................ 37
Tabla 27. Resultado de densidad °API corregida a 60°F. .............................................. 47
Tabla 28. Resultado de la densidad relativa ................................................................... 47
Tabla 29. Resultados de la temperatura de ebullición corregidas a 760mmHg en °C de
las naftas. ........................................................................................................................ 48
Tabla 30. Temperatura media ponderada de ebullición de las naftas ............................. 50
Tabla 31. Peso molecular y factor de caracterización Kuop de las naftas...................... 51
Tabla 32. Análisis PIONA promedio de las naftas ......................................................... 51
Tabla 33. Número de octano promedio calculado para todas las naftas......................... 55
Tabla 34. Número de componentes totales para todas las naftas ................................... 55
xiii
Tabla 35. Contenido de azufre promedio para todas las naftas ...................................... 56
Tabla 36. Resultados de la caracterización de las naftas ................................................ 57
Tabla 37. Caracterización de las impurezas para todas las naftas .................................. 59
Tabla 38. Resultados prueba doctor para todas las naftas .............................................. 63
Tabla 39. Resumen estadístico para nafta HDS ............................................................. 65
Tabla 40. Análisis de varianza para nafta HDS al 50% volumen................................... 65
Tabla 41. Resumen estadístico para nafta HDT ............................................................. 65
Tabla 42. Análisis de varianza para nafta HDT al 50% volumen .................................. 66
Tabla 43. Resumen estadístico para nafta CCR ............................................................. 66
Tabla 44. Análisis de varianza para nafta CCR al 50% volumen................................... 66
Tabla 45. Resumen estadístico para nafta NC-VIS2 ...................................................... 67
Tabla 46. Análisis de varianza para nafta NC-VIS2 al 50% volumen ........................... 67
Tabla 47. Resumen estadístico para nafta NC-VIS1 ...................................................... 67
Tabla 48. Análisis de varianza para nafta NC-VIS1 al 50% volumen ........................... 67
Tabla 49. Resumen del análisis de la estabilidad de naftas ............................................ 68
Tabla 50. Resumen estadistico ....................................................................................... 69
xiv
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1 Diagrama de la clasificación y uso de las naftas ................................................ 2
Figura 2. Composición química de las naftas. .................................................................. 3
Figura 3 Clasificación del factor Kuop de los Hidrocarburos .......................................... 5
Figura 4. Representación gráfica de agua e hidrocarburos. .............................................. 9
Figura 5. Curvas de destilación por tipo de hidrocarburo. ............................................. 12
Figura 6. Características para obtener la estabilidad. ..................................................... 13
Figura 7. Diseño Experimental ....................................................................................... 26
Figura 8. Destilación ASTM D-86 ................................................................................. 89
Figura 9. Agua por destilación ....................................................................................... 89
Figura 10. Contenido de Azufre ..................................................................................... 90
Figura 11. Densidad °API ............................................................................................... 90
Figura 12. Análisis número de octano ............................................................................ 91
Figura 13. Equipo para digestión de metales .................................................................. 91
Figura 14. Preparación de muestras para la digestión .................................................... 92
Figura 15. Muestras digestadas ...................................................................................... 92
xv
Figura 16. Equipo de absorción atómica ........................................................................ 93
Figura 17. Cromatógrafo de gases .................................................................................. 93
Figura 18. Preparación de viales para cromatografía ..................................................... 94
Figura 19. Prueba doctor ................................................................................................ 94
Figura 20. Equipo medidor de octano ............................................................................ 95
Figura 21. Preparación de soluciones ............................................................................. 95
Figura 22. Petroleum Measurement Tables, Tabla 5B para derivados ........................... 96
Figura 23. Carta Average Boiling Point of Petroleum Fractions ................................... 97
Figura 24. Carta Molecular Weight vs Boiling Point and Gravity ................................. 98
Figura 25. Carta Characterization Factor vs Boiling Point and Gravity ........................ 99
Figura 26. Tablas anexas norma ASTM D-86 .............................................................. 100
Figura 27. Requisitos para nafta industrial pesada y liviana ........................................ 101
Figura 28. Requisitos de nafta industrial pesada y liviana. (Continuación) ................. 102
Figura 29. Alcance de la norma ASTM E-691 ............................................................. 103
Figura 30. Reporte fotográfico del rango de calibración de metales ............................ 107
Figura 31.Reporte fotográfico del rango de calibración de metales ............................. 108
Figura 32. Reporte fotográfico de los resultados de contenido de azufre .................... 109
xvi
LISTA ANEXOS
Pág.
Anexo A. Reporte fotográfico de los equipos de ensayo ............................................... 89
Anexo B. Tabla 5B para interpolar y calcular °API ...................................................... 96
Anexo C. Carta average boiling point of petroleum fractions para determinar el factor de
correction (F). ................................................................................................................. 97
Anexo D. Carta molecular weight vs boiling point and gravity para determinar el peso
molecular ........................................................................................................................ 98
Anexo E. Carta characterization factor vs boiling point and gravity para determinar el
factor de caracterización Kuop ....................................................................................... 99
Anexo F. Tablas anexas de la norma ASTM D-86....................................................... 100
Anexo G. Requisitos para naftas INEN 2253 ............................................................... 101
Anexo H. Continuación requisitos para naftas INEN 2253.......................................... 102
Anexo I. Anexo del alcance de la norma ASTM E-691 ............................................... 103
Anexo J. Reporte del análisis DHA de naftas del primer muestreo. ............................ 104
Anexo K. Continuación reporte del análisis DHA de naftas del primer muestreo. ...... 105
Anexo L. Reporte del análisis DHA – Densidad relativa ............................................. 106
Anexo M. Reporte de calibración y contenido de metales para las naftas ................... 107
Anexo N. Reporte de calibración y contenido de metales para las naftas .................... 108
Anexo O. Reporte de resultados contenido de azufre .................................................. 109
xvii
Anexo P. Resultados StartGraphics .............................................................................. 110
Anexo Q. Reporte de resultados por StartGraphics ..................................................... 111
xviii
SIMBOLOGÍA
M1: Primer muestreo
M2: Segundo muestreo
M3: Tercer muestreo
N-HDS: Nafta de hidrodesulfuración
N-HDT: Nafta de hidrotratamiento
N-CCR: Nafta de reformado catalítico
N-VIS1: Nafta de viscorreductora 1
N-VIS2: Nafta de viscorreductora 2
Tob: Temperatura observada
Tamb: Temperatura ambiente
xix
Caracterización y evaluación de naftas inestables de la Refinería Esmeraldas
Autora: Nathaly Maribel Toasa Llumigusín
Tutor: Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe
RESUMEN
Se realizó la caracterización fisicoquímica y evaluación de naftas inestables de la
Refinería Esmeraldas mediante ensayos ASTM y análisis cromatográfico.
Se recolectaron cinco muestras de naftas en diferentes puntos de procesamiento,
siguiendo los parámetros de muestreo, las mismas que para su análisis se transportaron
en refrigeración evitando la volatilización y manteniendo la temperatura baja. Se
realizaron ensayos ASTM de: densidad API, destilación, contenido de azufre, % de
familias hidrocarburíferas, agua por destilación, prueba doctor, contenido de metales y el
análisis detallado de hidrocarburos-DHA utilizando el método cromatográfico, del mismo
se obtuvo la cuantificación e identificación de los componentes de las muestras y de otras
propiedades físicas que se calcularon con estos datos. Se determinó y se evaluó la
estabilidad de las naftas a partir de la destilación ASTM D-86 en los puntos de ebullición
al 10%, 50% y 90% v/v.
Se concluye que mediante la representación gráfica y el análisis estadístico ANOVA, que
las naftas son estables en un periodo corto de tiempo (dos meses) y que la evaluación es
conveniente en cuanto al grado corrosivo, calidad, compuestos de azufre o del posible
envenenamiento de los catalizadores, y que las naftas pueden ser pretratadas para mejorar
el control de operación en los procesos de refinación.
PALABRAS CLAVES: NAFTAS/CARACTERIZACIÓN FISICOQUÍMICA/
ENSAYOS ASTM/ ANÁLISIS DHA/ ESTABILIDAD/EVALUACIÓN.
xx
Characterization and evaluation of unstable naphtha esmeraldas refinerys
Author: Nathaly Maribel Toasa Llumigusín
Tutor: Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe
ABSTRACT
The physicochemical characterization and evaluation of unstable naphtha of the
esmeraldas refinery was carried out by ASTM assay and chromatographic analysis.
Five samples of naphtha were collected at different processing points, following the
sampling parameters, the same as for analysis were transported in refrigeration avoiding
volatilization and keeping the temperature low. ASTM test were performed on: API
density, distillation, Sulphur content, hydrocarbons families, water by distillation, doctor
test, metal content and detailed analysis of hydrocarbons-DHA using the
chromatographic method, it obtained the quantification and identification the components
of the samples and other physical properties that were calculated with this data. The
stability of the naphtha was determined and assessed from the distillation ASTM D-86 at
boiling points of 10%, 50% and 90% v/v.
It is concluded that by means of the graphical representation and the statistical analysis
ANOVA, that naphtha are stable in a short time (two months) and the evaluation is
suitable especially as to the corrosive grade, quality, Sulphur content or the possible
poisoning of catalysts refers, and that naphtha can be pretreated to improve operation
control in refinery process.
KEYWORDS: NAPHTHAS/ CHEMICALPHYSICAL CHARACTERIZATION /
ASTM TESTING / DHA ANALYSIS /STABILITY/EVALUATION.
1
INTRODUCCIÓN
En el Ecuador existen pocos estudios con referencia a la caracterización de naftas, aunque
hay más información con relación a otros hidrocarburos, se ha visto necesario ampliar el
tema con relación a las naftas inestables. Se denominan naftas inestables a aquellos
derivados de hidrocarburos que presentan componentes con alta volatilidad, las mismas
están constituidos por alquenos de cadenas largas y carbonos que van desde C3 hasta C13
respectivamente, conformando una constitución amplia de los tipos de carbonos
presentes.
Las naftas se encuentran constituidas por grupos parafínicos, olefínicos, isoparafínicos y
nafténicos, los cuales están en diferentes porcentajes y determinan el mayor contenido de
estos en las naftas de estudio. En el presente trabajo se realizó la caracterización
fisicoquímica de las naftas inestables de la Refinería Esmeraldas y la evaluación de
estabilidad de las naftas a través de un análisis estadístico según la norma ASTM E-691.
Primero se realiza la caracterización mediante ensayos ASTM como: Densidad °API,
agua por destilación, destilación ASTM D-86, azufre, metales y el análisis cualitativo
prueba doctor para muestras de nafta tomadas en diferentes puntos referenciales del
proceso de refinación, también se apoya este estudio con un análisis de cromatografía
para determinar cualitativa y cuantitativamente los componentes y otras propiedades
fisicoquímicas más detalladas mediante el método de análisis DHA.
Los parámetros para caracterizar son marcados debido a los requerimientos en los
procesos de refinación de la Refinería Esmeraldas ya que con los resultados de este
estudio se busca analizar la información y generar un criterio para la evaluación de las
naftas inestables. A través de la evaluación se puede dar pautas para controlar o buscar
alternativas al grado de afectación que puede provocar fallas en los procesos de refinación
debido al grado corrosivo, asentamiento de sales, contenido de agua entre los más
importantes y de esta manera garantizar una mejor calidad en los productos terminados y
cumplir con las especificaciones de distribución del mercado ecuatoriano.
Finalmente, con los resultados obtenidos se puede realizar otros estudios en las naftas
inestables o en diferentes derivados para así comparar y analizar los resultados.
2
1. MARCO TEÓRICO
1.1. Nafta inestable
La nafta inestable es aquella nafta que presenta un elevado contenido de azufre con
relación a otros hidrocarburos pertenecientes a la misma familia por su olor singular y el
color característico. Las naftas son derivados de hidrocarburos que tienen diferentes
características fisicoquímicas, dependiendo del proceso de refinación del que provengan.
Entre los parámetros más representativos se tiene el grado °API, según su rango permite
clasificar como livianas o pesadas, la nafta ligera es de color transparente con olor
predominante de azufre, si el producto se encuentra fuera de especificaciones va
cambiando su apariencia de color transparente a amarillo claro, por otra parte, para la
nafta pesada entre sus características físicas presenta un color obscuro y un olor
prominente de azufre.
Las naftas inestables están constituidas por hidrocarburos parafínicos, nafténicos,
olefínicos y aromáticos que los catalogan como mezclas complejas y de gran volatilidad.
A su vez tienen características físicas y químicas muy variables, también, su composición
química es muy amplia y depende principalmente de la etapa de procesamiento, las cuales
varían independientemente de su origen. (Gary, 2007)
Figura 1 Diagrama de la clasificación y uso de las naftas
NAFTAS
LIGERAS
PESADAS
FRACCIONES DE
HIDROCARBUROS
GASOLINAS
OLEFINAS
Por Destilación
Por Desintegración
3
1.2. Composición química de las naftas
Está compuesto principalmente de grupos parafínicos, isoparafínicos, olefínicos,
aromáticos y nafténicos, son isómeros que se constituyen de cadenas largas de carbono e
hidrogeno. Estas contienen compuestos orgánicos de la familia de los aromáticos
monocíclicos o policíclicos con moléculas formadas por cadenas largas de átomos de
carbono e hidrógeno. Las naftas son compuestos derivados de la refinación del petróleo
que cuentan con un numero de octano de relativamente bajo, que al pasar por el proceso
de desulfuración y reformado catalítico logran romper los dobles enlaces presentes y
pasar de cadenas largas a cadenas de hidrocarburos más pequeñas hasta elevar el octanaje
sustancialmente, el cual es esencial para las especificaciones base para gasolinas.
Figura 2. Composición química de las naftas.
En la figura 1 se puede observar la composición química en hidrocarburos donde se
diferencia el tipo de grupo así: olefínicos, parafínicos, aromático y nafténicos que son
grupos de átomos con uno o más enlaces simples y dobles.
La presencia de cualquier grupo de estos en una nafta es de gran importancia ya que
permite cualificar y cuantificar la composición y el tipo de grupo presente dentro de los
productos petrolíferos de estudio. Estas familias indican:
Olefinas: son alquenos que tienen al menos un enlace doble.
Parafinas: son alcanos lineales o ramificados denominados isoparafínas.
Aromáticos: son cicloalcanos con núcleo bencénico
COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LAS NAFTAS
Parafinas Olefinas Aromaticos Naftenicos
4
1.3. Caracterización de productos petrolíferos según su carácter dominante a
partir de las propiedades físicas globales.
En base a las diferencias que se presentan entre la calidad de las diferentes fracciones
obtenidas por destilación en los procesos de refinación y de los subproductos que se
obtienen a través de los tratamientos posteriores, es necesario clasificar a los productos
petrolíferos según su carácter dominante, es decir, según los grupos químicos más
representativos que las conforman respectivamente: parafínicos, naftenica y aromática.
(Gary, 2007)
Mediante la caracterización se trata de identificar y estimar grupos de compuestos que se
comportan químicamente de la misma manera que los miembros de las tres familias de
hidrocarburos principales:
Parafínicos < nafténicas < aromáticas
Para propósitos de refinación se necesita, no tanto el valor exacto de cada hidrocarburo
presente, sino de determinar lo que concierne a las propiedades de los hidrocarburos que
se debe retener o eliminar para que los productos finales guarden ciertas características
funcionales. (Nelson, 1958)
Entonces los métodos deben orientarse a distinguir entre los grupos insaturados de los
saturados así:
a) Parafínicos: cadena saturada
b) Naftenicos: Anillo saturado
c) Aromático: anillos insaturados
Dentro del ámbito de caracterización se marca los parámetros de análisis de mayor
influencia que permitan identificar un análisis fisicoquímico más amplio en relación con
las naftas de estudio y en base a los procedimientos según las normas ASTM.
1.3.1. Factor de caracterización Kuop
El factor Kuop es un valor que permite identificar el carácter químico de las fracciones
de hidrocarburos en cuanto a su composición se refiere (base naftenica, parafínicos,
aromática y mixta), es también de gran importancia para estimar las correlaciones entre
la parafinidad, aromaticidad y el rendimiento. Dicho factor es apropiado para productos
5
de hidrocarburos puros que dependen de la densidad y del punto de ebullición, este último
tiene relación con el número de átomos de carbono presentes en los productos
petrolíferos.
Para identificar el valor del factor de caracterización Kuop según el rango establecido
para diferentes hidrocarburos y derivados se tiene la siguiente clasificación:
Figura 3 Clasificación del factor Kuop de los Hidrocarburos, (Gary, 2007)
Para determinar el factor Kuop de los hidrocarburos y sus derivados se obtiene de dos
formas de cálculo, la primera mediante la carta “Characterization Factor vs Boiling Point
and Gravity” y la segunda mediante la siguiente expresión matemática:
𝑲𝑼𝑶𝑷 = √𝑻𝒃
𝟑
𝝆𝟏𝟓.𝟔°𝑪 / 𝟏𝟓.𝟔°𝑪 (1)
Donde:
Tb= Temperatura media de ebullición (R).
ρ= Densidad relativa a 15,6 °C/15,6°C.
Fact
or
de
Cara
cter
izaci
on
, K
uop 13: Hidrocarburos parafinicos
12: Hidrocarburos mixtos con ciclos y cadenas equivalentes.
11: Hidrocarburos naftenicos puros
10: Hidrocarburos aromaticos puros
6
1.4. Caracterización de productos petrolíferos a través del método cromatográfico.
1.4.1. Medida de hidrocarburos contenido en naftas por cromatografía
Este análisis permite cuantificar y cualificar los componentes principales de una nafta
obtenida por destilación, estos son identificados mediante cromatografía después de
separarlos en la columna capilar de fibra de vidrio.
“El resultado de un cromatograma nos da la información del número de componentes
detallado y el tipo al que pertenecen, donde esta composición de hidrocarburos ligeros es
significativa para la operación en refinería donde se debe tomar en cuenta que son de
influencia sobre el manejo de los catalizadores, mezclas y el valor económico de diversas
corrientes, las cuales pueden estar apoyadas por un análisis de muestras liquidas por
cromatografía”. (Sinche, 2012)
Tabla 1. Número de isómeros presentes en hidrocarburos. (Sinche, 2012)
Tipo Número de Carbonos
Parafinas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Olefinas 1 1 1 2 3 5 9 18 35 75 160 300
Nafténicos - 1 1 5 7 21 52 140 450 1000 - -
Aromáticos - - - - 1 1 4 8 23 53 300 -
En la Tabla 1 se puede observar la clasificación del tipo de carbono y del tipo de grupo
presentes en una muestra de hidrocarburos, en la cual determina el número de isómeros
presentes por grupo, permitiendo una identificación más apropiada a través del análisis
DHA.
1.4.2. Identificación de componentes por DHA método ASTM D 5134
“Este método se realiza al acoplar la columna capilar a un espectrómetro de masas, el cual
separa los componentes y luego los identifica, cabe recalcar que una nafta puede contener
por lo menos 200 compuestos los mismos no se repiten con regularidad. El control de la
estabilidad y reproducibilidad de las temperaturas de los hornos del cromatógrafo
permiten realizar una identificación automática de los cromatogramas lo que admite que
todos los componentes que lo constituyen queden cuantificados y cualificados.
7
A partir del análisis DHA se puede calcular propiedades físicas de las muestras como la
densidad, peso molecular, índices de octano, contenido de hidrogeno y carbono, entre
otras.
Un análisis cromatográfico da una amplia información cualitativa a partir de un sistema
de detección adecuado para determinar y evaluar los analitos separados, de manera que
se utiliza un detector que permita obtener un espectro para cada compuesto mientras que
un análisis a nivel cuantitativo permite identificar las especies de manera que en los
espectrogramas compare la altura, el área o el pico del analito con la de uno o más
patrones que estén bajo las mismas condiciones cromatográficas”. (Sinche, 2012)
1.5. Evaluación de las naftas
1.5.1. Propiedades fisicoquímicas globales de las naftas
“Es de gran importancia determinar las propiedades físicas globales de las naftas ya que
condicionan su pretratamiento es decir todo aquello que se encuentre relacionado con la
separación o elaboración de las gasolinas comerciales también el campo de producción,
transporte, almacenamiento y precio.
El análisis detallado de las propiedades de los productos petrolíferos es determinante a
nivel económico y técnico, ya que en los procesos de refinación es de gran valía al
manejar las variables operacionales adecuadas y la selección de las cargas de las distintas
unidades de separación, conversión y transformación, de esta manera se puede cumplir
con las especificaciones técnicas del mercado y la comercialización”. (Nelson, 1958)
1.5.2. Densidad °API
La densidad °API es determinante a nivel comercial ya que la calidad y el precio de los
hidrocarburos y sus derivados depende en gran parte de esta propiedad. La densidad °API
se expresa matemáticamente de la siguiente manera.
°𝐴𝑃𝐼 =141.5
( 𝜌 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎60
60 ) °𝐹
− 131.5 (2)
Se clasifican los hidrocarburos de petróleo en función de la densidad en cuatro categorías
como se muestra a continuación.
8
Tabla 2. Clasificación de hidrocarburos en función de su densidad
(Wauquier, 2004)
Tipo de Hidrocarburo °API
Ligeros 30-50
Medios 20-30
Pesados 10-20
Extrapesados <10
1.5.3. Contenido de azufre
Los productos petrolíferos contienen gran contenido de azufre debido a su proceso de
refinación del que provienen, predomina el sulfuro de hidrógeno disuelto y en algunos
casos azufre en suspensión. Para este análisis según la ley de hidrocarburos vigente
encontramos tabulado el contenido de azufre total de una nafta el cual está comprendido
entre 0,05 y2 % en peso.
Determinar el contenido de azufre es de gran valía ya que los compuestos azufrados en
productos petrolíferos generan ácidos y estos son precursores de un alto grado de
corrosión al depositarse en los domos y el fondo en la destilación. Por otra parte, si el
contenido de azufre es elevado se considera que son precursores del envenenamiento de
los catalizadores utilizados en los procesos de refinación.
Tabla 3. Clasificación de hidrocarburos en función de su %S.
(Ley de Hidrocarburos, Vigente)
Tipo de Hidrocarburo %S °API
Liviano-Dulce 0.05 35-60
Liviano-Agrio >0.5 35-60
Liviano-Medio-Agrio 0.11 26-35
Mediano-Agrio >1.1 26-35
Pesados-Dulce 0.11 10-26
Pesados-Agrio >1.1 10-26
9
En la tabla 3 se puede observar el contenido de azufre presente por tipo de hidrocarburo
y grado °API, es de gran importancia identificar los rangos admitidos para su operación
en el proceso de refinación y la comercialización. Es una de las evaluaciones más
representativas ya que limita o condiciona los valores máximos admisibles de contenido
de azufre contra la acción corrosiva o el envenenamiento catalítico. Sin embargo, el
indicador más representativo en cuanto a calidad y precio como base para la obtención de
gasolinas es el contenido de azufre.
1.5.4. Contenido de Agua
El contenido en agua presente en hidrocarburos es determinante, en la refinación, compra,
venta o transferencia de los hidrocarburos y sus derivados. Desde su captación y al pasar
durante el proceso de refinación los hidrocarburos tienen por lo general bajo contenido
de agua, sin embargo, este parámetro puede aumentar hasta el 3% durante el transporte y
el almacenamiento.
En los hidrocarburos y sus derivados, el agua se encuentra en forma de emulsión más o
menos estable o disuelta en pequeñas cantidades; esta estabilidad indica la presencia de
ácidos nafténicos, mercaptanos y asfáltenos que pueden ser detectados por métodos
cualitativos. Sin embargo, para cumplir con las especificaciones establecidas por el
mercado para las naftas como base a la formación de gasolinas es no superar el porcentaje
de agua limitado.
Figura 4. Representación gráfica de agua e hidrocarburos. (Bill, 2000)
10
1.5.5. Contenido de Metales
Existen metales de carácter dominante que pueden estar presentes en naftas, el estudio de
estos es evaluar cuan es la incidencia de estos en la parte de producción y refino.
Metales como Na, Mg, Ca son de gran valía ya que en altas cantidades generan
incrustaciones en las paredes generando que se disminuya el diámetro de las tuberías, lo
que provoca una disminución en la producción.
Por otra parte, en los procesos de refinación las sales formadas a partir de estos metales
(Na, Mg, Ca) se depositan en las tuberías, tubos de hornos y tubos de intercambiadores
los cuales provocan una disminución en la transferencia de calor generando puntos
calientes y la fácil deposición de coque.
La presencia de Hg, Pb, As y otros metales pesados en altas concentraciones es
indeseable, pues existe probabilidad de transferencia de estos a los productos petrolíferos.
Asimismo, la presencia de metales pesados, aún en concentraciones tan bajas como 0.05
mg/L (50 ppb), es altamente dañina para los catalizadores de platino y zeolitas, usados
durante la refinación del petróleo.
1.5.6. Prueba Doctor
Este método es adecuado para determinar la presencia de azufre de mercaptanos en
productos petrolíferos que sean de un olor dulce por razones comerciales, especialmente
en naftas.
Es un método cualitativo que permite identificar las trazas de azufre presente como
mercaptanos o como sulfuro de hidrógeno, la presencia de estos en los combustibles y
solventes destilados pueden atacar a muchas estructuras metálicas siendo precursor de
corrosión por otra parte el resultado negativo en la prueba doctor asegura que la
concentración de estos compuestos es insuficiente para causar tales problemas en uso
normal.
1.5.7. Análisis DHA
“Un análisis cromatográfico DHA da una amplia información cualitativa y cuantitativa si
se escoge el sistema de detección adecuado para determinar y evaluar los analitos
separados, estos a su vez nos permiten valorar la cantidad de componentes presentes en
las naftas de los distintos procesos de refinación que provienen.
11
A partir de los cromatogramas obtenidos con diferentes fases móviles (para cromatografía
liquida) se obtiene datos adicionales como el análisis PIONA, numero de ron, puntos de
ebullición los cuales nos permiten comparar valores entre los ensayos cromatográficos y
los ensayos ASTM”. (Sinche, 2012)
1.5.8. Número de octano
Se denomina octanaje o número de octano (RON) a la medida de la capacidad
antidetonante de los hidrocarburos para evitar explosiones o detonaciones bruscas en
máquinas de combustión interna. Para determinar la capacidad antidetonante de un
hidrocarburo, se realizan corridas de prueba en un equipo medidor de octanaje, donde se
calcula a partir de la altura del tornillo de un combustible de verificación por dos veces
consecutivas siguiendo la norma ASTM D-2699.
Es de gran importancia determinar este parámetro para prevenir problemas de
detonaciones bruscas en el interior de máquinas de combustión interna, lo cual genera un
bajo rendimiento de los combustibles y un funcionamiento inadecuado que a su vez
provoca una alta contaminación por la emisión de los gases.
1.6. Destilación ASTM de las naftas
Este método cubre la destilación atmosférica de los productos de petróleo y combustibles
líquidos, la unidad de destilación determina cuantitativamente los rangos característicos
de ebullición de combustibles.
Las características de destilación son extremadamente importantes para gasolinas,
arranque, precalentamiento y tendencias del bloqueo de vapor al operar a altas
temperaturas donde la presencia de componentes de alto punto de ebullición en estos y
otros combustibles puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos
sólidos de la combustión. (Gary, 2007)
Mediante la destilación ASTM se marcan los cortes de destilación obteniendo la
temperatura de ebullición con respecto al porcentaje de volumen de destilación, por otra
parte, el límite de destilación es por lo general incluido en las especificaciones de
derivados del petróleo, a nivel comercial en el proceso de aplicación de control de
refinerías y para el cumplimiento de especificaciones.
12
1.7. Curvas de destilación ASTM
En el ámbito de evaluaciones entre otros ensayos las curvas ASTM son de gran
importancia, en ellas se muestra la relación de la temperatura de ebullición contra el
porcentaje de volumen de destilado. Se toma a referencia la norma INEN 2253 que
muestra las especificaciones para naftas industriales livianas o pesadas y por lo tanto
marca un rango de temperatura entre otros parámetros el cual permite analizar los
resultados obtenidos con una curva de referencia y de esta manera realizar una evaluación
adecuada en base a la caracterización planteada.
Figura 5. Curvas de destilación por tipo de hidrocarburo. (Gary, 2007)
1.8. Representación gráfica de los análisis
Las representaciones graficas son de gran valía, en ellas nos permite evaluar cuantitativa
y cualitativamente los resultados obtenidos y una mejor visualización de los resultados
reproducidos a través de una tabla de resultados. Nos permite comparar entre muestras y
entre ensayos cada parámetro propuesto, para así dar un criterio más adecuado según el
análisis requerido, a su vez nos admite comparar el comportamiento de cada nafta según
el parámetro de estudio y sintetizando los resultados.
13
1.9. Estabilidad de los productos petrolíferos.
El criterio de la estabilidad es apropiado para determinar el efecto que tiene la ausencia
de este sobre los resultados y la evaluación, para realizar un estudio de estabilidad se ha
tomado como fundamento la norma ASTM E-691 donde este método de prueba engloba
la estabilidad de los combustibles cuyo punto de inflamación sea mayor a 38°C y una
Presión de Vapor Reíd ≤ 15 psi, dadas estas condiciones y mediante un análisis
estadístico se puede determinar la estabilidad de las muestras de estudio para garantizar
una evaluación adecuada en los parámetros marcados.
Para dar un criterio de evaluación se debe tomar las siguientes consideraciones:
a) Ser estables durante el tiempo de caracterización.
b) Condiciones extremas.
c) Realizar los ensayos ASTM al inicio de la caracterización y al final.
d) Tomar el ensayo más representativo de los parámetros.
Esta evaluación es de gran utilidad cuando los combustibles han sido almacenados
durante largos periodos de tiempo y en este lapso pueden sufrir contaminación o
degradación, también causar inconvenientes por oxidación provocando la formación de
residuos y gomas.
Figura 6. Características para obtener la estabilidad.
ESTABILIDAD
Analisis Estadistico
Condiciones iniciales al inicio de la
caracterizacion
Condiciones finales al final
de la caracterizacion
14
1.10 Análisis de clúster (método de conglomerados)
El Análisis Clúster, conocido como Análisis de Conglomerados, es una técnica estadística
multivariante que busca agrupar elementos (o variables) tratando de lograr la máxima
homogeneidad en cada grupo y la mayor diferencia entre los grupos.
Tienen aplicación en muchas áreas de investigación, sin embargo, junto con los beneficios
existen algunos inconvenientes. El Análisis Clúster es una técnica descriptiva, ateórica y
no inferencial que no tiene bases estadísticas sobre las que deducir inferencias estadísticas
para una población a partir de una muestra, es un método basado en criterios geométricos
y se utiliza fundamentalmente como una técnica exploratoria y descriptiva.
Los conglomerados se agrupan en dos categorías:
Partición: Método de dividir el conjunto de observaciones en k conglomerados
(clúster), en donde k lo define inicialmente el usuario.
Jerárquicos: Método que entrega una jerarquía de divisiones del conjunto de
elementos en conglomerados.
1.10. 1 Pasos para la realización de un análisis de conglomerados
Planteamiento del problema
Elección de una medida de distancia o semejanza
Selección de un procedimiento de conglomeración
Decisión sobre un numero de conglomeración
Interpretación y descripción de los conglomerados
Evaluación de la confiabilidad y la validez
1.10.2 Descripción del análisis de clúster
Elección de las variables en que se basara el agrupamiento.
El conjunto de variables debe describir la semejanza entre los dos objetos en términos
relevantes para el problema.
Se requiere de muestras relativamente grandes para poder tener un análisis preciso.
15
Elección de la medida de distancia
Se necesita una medida para evaluar que tan semejantes o diferentes son dichos datos.
La distancia de semejanza a utilizar es la distancia euclidiana, la distancia más común y
más apropiada.
Los objetos separados por una distancia menor son más similares entre sí, que aquellos
que tienen distancias mayores.
Elección del procedimiento de conglomeración
Este procedimiento puede ser jerárquico, no jerárquico u otros, para este estudio se utilizó
el método jerárquico por aglomeración para formar y agrupar objetos en conglomerados
similares. También en base a un dendograma (diagrama tipo árbol) que nos permite
análisis los tipos de grupos formados según las variables de estudio.
Decisión del número de conglomerados
Se siguen lineamientos en base a las consideraciones teóricas, conceptuales o prácticas
que pueden sugerir un cierto número de conglomerados.
Las distancias en las que se combinan los conglomerados se obtienen a partir del detalle
de conglomeración.
Para interpretar y describir los conglomerados implica examinar sus centroides, los cuales
representan los valores promedio de los objetos contenidos en el conglomerado en cada
una de las variables, dichos centroides nos permiten describir cada conglomerado al
asignarle un nombre.
Validez del conglomerado
Se pueden evaluar a partir de estos pasos:
Hacer el análisis de conglomerados con los mismos datos, pero con diferentes medidas
de distancia
Utilizar diferentes procedimientos de conglomeración y comparar los resultados.
Dividir al azar los datos y formar subgrupos, luego en cada subgrupo realizar el análisis
de conglomerados por separado comparando los centroides de los conglomerados en las
dos submuestras
16
2. PARTE EXPERIMENTAL
2.1. Materiales y Equipos
Recipientes para gasolinas
Botellas de vidrio color ámbar
Enfriador de líquidos
Equipo de destilación ASTM D-86
Termómetro (Rg: 0-400°C; Ap ± 0,1°C)
Probeta (Rg: 100 ml; Ap ± 10ml)
Balón de Destilación ASTM (Cap: 500 ml)
Equipo para determinar agua por destilación
Balón de fondo redondo (Cap: 500 ml)
Trampa de agua (Rg: 10 ml; Ap ±0,25 ml)
Condensador
Plancha de calentamiento
Probeta (Cap: 100 ml; Ap ± 10 ml)
Equipo para determinar contenido de azufre
Papel film
Contenedores de plástico y tapas
Equipo para determinar metales
Cromatógrafo de gases DHA
Viales de Vidrio
Tapas de caucho
Barómetro (Ap ± 0,1mm Hg)
Hidrómetro 9H (Rg: 79-91 °API; Ap± 0,1 °API)
Hidrómetro 8H (Rg: 69-81 °API; Ap± 0,1 °API)
Hidrómetro 6H (Rg: 49-61 °API; Ap± 0,1 °API)
Hidrómetro 5H (Rg: 39-51 °API; Ap± 0,1 °API)
Equipo para prueba doctor
Porta tubos
17
Tubos de ensayo
Probeta (Cap: 10 ml; Ap ± 0.1 ml)
Vasos de precipitación (Rg: 250ml; Ap ± 50 ml)
Balanza analítica (Rg: 1000g; Ap ±0,1mg)
2.2. Sustancias y Reactivos
Agua H2O (l)
Xileno C6H4(CH3)2 (l)
Plumbito de sodio NA2PbO2 (s)
Flores de Azufre S (s)
Demulsificante
Disulfuro de Carbono CS2 (l)
Aire Sintético 21%v O2+79%v N2
Helio He (g)
Hidrógeno H2 (g)
Peróxido de Hidrogeno H2O (l)
Acido nítrico HNO3 (l)
N-heptano
Isoctano
Nafta VIS1
Nafta VIS2
Nafta CCR
Nafta HDT
Nafta HDS
2.3. Procedimiento
2.3.1 Procedimiento para el muestreo de productos petrolíferos (Norma INEN 930)
a) Se toma la muestra en la línea de proceso respectiva, lavar cada envase de recepción
con la misma muestra enseguida cerrar con tapa y contra tapa para evitar la volatilidad
de la muestra.
b) Etiquetar adecuadamente las muestras para su identificación en los envases color
ámbar respectivamente.
18
c) El producto debe ser transportado bajo condiciones de temperaturas muy bajas dentro
de recipientes térmicos con líquido enfriador y hielo de forma que se encuentren
herméticamente cerrados para de esta manera proteger de la evaporación y evitar las
pérdidas de estos.
d) Trasvasar las muestras de las canecas a los envases respectivos, sellar adecuadamente
con tapas y posteriormente almacenarlas en el congelador con un mínimo de 10 °C de
temperatura.
2.3.2 Procedimiento para determinar densidad °API por el método del hidrómetro
(ASTM D-287)
a) “Transvasar un volumen determinado (500mL) de la sustancia a analizarse en la
probeta limpia y sin salpicar, a fin de evitar la formación de burbujas de aire y reducir
al mínimo la evaporación de los componentes.
b) Quitar las burbujas de aire formadas, después de que se han recogido en la superficie
de la muestra, con un pedazo de papel filtro limpio antes de insertar el hidrómetro.
c) Colocar la probeta que contiene la muestra en posición vertical en un lugar libre de
corrientes de aire.
d) Escoger el hidrómetro adecuado según la muestra a analizar.
e) Introducir el hidrómetro y dejarlo que flote libremente, sin que roce las paredes de la
probeta y simultáneamente introducir el termómetro.
f) Cuando el hidrómetro está totalmente quieto y la temperatura de la muestra es
constante a 0.2 ˚F (0,1 ˚C), leer el hidrómetro en la división de escala más próxima.
g) En el caso de líquidos transparentes, la correcta lectura es el punto de la escala del
hidrómetro en el que la superficie del líquido corta la escala.
h) Esta lectura debe corregirse, es decir, el valor que se lee de Densidad °API, se debe
restar 0.1˚API, dependiendo de cuanto se eleva la muestra por encima de su superficie,
para que la lectura sea correcta.
i) Observar la temperatura de la muestra inmediatamente antes y después de la
observación de la densidad API. Registrar las medidas de las lecturas del termómetro
antes y después de la última lectura del hidrómetro, como la temperatura de la prueba.
j) Retirar el hidrómetro y el termómetro, limpiarlos y colocar cada muestra en su
recipiente adecuado para evitar su volatilización.
19
k) Registrar los valores observados de densidad API y su temperatura de equilibrio,
respectivamente en una tabla de resultados y realizar la corrección de la temperatura
de la densidad API a 60 ˚F por medio de Tablas de interpolación”. (ASTM D287)
2.3.3 Procedimiento para la destilación ASTM. (ASTM D-86)
a) “Medir 100 ml de muestra y colocarla junto con los núcleos de ebullición en el balón
de destilación.
b) Colocar el corcho y el termómetro, asegúrese que el bulbo del termómetro este a la
altura de la salida de los vapores del balón.
c) Sellar correctamente las conexiones entre sí y evitar fugas.
d) Encender el destilador ASTM, manipulando las perillas para obtener la temperatura
adecuada y la velocidad determinada de destilación.
e) Registrar la temperatura de la primera gota de destilado.
f) Registrar la temperatura de cada 10% de destilado hasta el 90% de destilado.
g) Esperar a que el sistema de enfrié, desarmar el equipo y medir el volumen de
destilado y residuo, con estos datos calcular el volumen de pérdidas.
h) Reportar los valores de presión estándar.
i) Registrar los valores obtenidos en una tabla de resultados”. (ASTM D-86)
2.3.4 Procedimiento para determinar el contenido de agua por destilación (ASTM
D-4007)
a) “Medir 100 ml de muestra y 100 ml de xileno en el balón. La cantidad de muestra a
colocarse depende de la cantidad esperada de agua en el crudo.
b) Disolver la mezcla anterior y colocar en el balón con núcleos de ebullición
c) Armar el equipo, colocando el balón en la fuente de calor y acoplarlo con la trampa
de agua.
d) Aplicar calor poco a poco durante las primeras etapas de la destilación y cuando la
mezcla alcance la ebullición, incrementar el calentamiento de tal manera que el
destilado en la trampa caiga a una velocidad de aproximadamente 2 a 5 gotas por
segundo.
e) Continuar la destilación hasta que el agua no sea visible en cualquier parte del aparato,
excepto en la trampa, y el volumen de agua en la trampa se mantenga constante por
20
lo menos durante 5 min. Si no hay una acumulación persistente de gotas de agua en
el tubo interno del condensador, enjuagar con xileno, formando un chorro desde la
parte superior del condensador.
f) Después de enjuagar con xileno, volver a destilar por lo menos 5 minutos tomar en
cuenta que el calor debe ser cerrado al menos 15 minutos antes del lavado para evitar
una ebullición brusca.
g) Repetir este procedimiento hasta que el agua no sea visible en el condensador y el
volumen de agua en la trampa se mantenga constante durante al menos 5 min.
h) Detener el procedimiento cuando se tenga un nivel constante de agua en la trampa.
i) Cuando el arrastre de agua es completo, permitir que la trampa y el contenido de ésta
se enfríe a 20°C y leer el volumen del agua en la trampa.
j) Calcular el porcentaje en volumen de agua en la muestra.
k) Registrar los valores obtenidos en una tabla de resultados”. (ASTM D-4006)
2.3.5 Procedimiento para determinar el contenido de Azufre en productos
petrolíferos (ASTM D-4294)
a) “Encender el equipo con una anticipación de por lo menos 2 horas con la finalidad de
producir la excitación mediante tubo de rayos X con larga vida y no se altere por
atenuación de la fuente.
b) Calibrar el equipo con el respectivo material de referencia para poder validar el ensayo
y corroborar que los resultados obtenidos son correctos.
c) Verter la muestra a analizar colocándola en el cartucho cilíndrico hasta la marca, que
posteriormente se colocara en el equipo analizador. (Colocar adecuadamente el papel
film y lubricante)
d) Colocar la tapa para evitar cualquier propagación de radiación.
e) En el display se debe seleccionar el nombre de la muestra, fecha del análisis y el rango
de porcentaje de azufre (esto se debe seleccionar de acuerdo al criterio por tipo de
muestra dependiendo de su origen e procesamiento)
f) Finalmente, el equipo automáticamente realizara el análisis y nos proporcionara el
resultado de una manera inmediata.
g) Imprimir el resultado y anexarlo a una tabla de resultados”. (ASTM D-4294)
21
2.3.6 Procedimiento para determinar el contenido de Metales en productos
petrolíferos (ASTM D-5863)
a) Colocar el recipiente TFM en la placa, tarar y pesar 0,1 g de la muestra.
b) Introducir el TFM en el escudo de seguridad de HTC.
c) Añadir 1 ml de H2O2 y 8 ml de HNO3, luego gire suavemente la solución para
homogenizar la muestra durante 2 min.
d) Cierre el recipiente adecuadamente e introducir en el segmento del rotor, usando la
llave hasta ajustar la tapa.
e) Ingrese los segmentos en la cavidad del microondas de manera que el peso entre estas
se encuentre ubicado proporcionalmente.
f) Conectar el sensor de temperatura en el primer segmento y cierre la puerta del
microondas.
g) Ejecutar el programa de microondas para la digestión en naftas, hasta que la solución
alcance la temperatura correcta durante 30 min.
h) Al finalizar la digestión dejar enfriar aproximadamente 1 hora luego abrir y transferir
la solución a un balón de aforo.
i) Filtrar el residuo y la solución filtrada aforar a 100 ml con agua tipo 1.
j) Analizar con el espectrómetro de absorción atómica.
2.3.7 Procedimiento para la prueba doctor. (ASTM D-4952)
a) Colocar en el tubo de ensayo 10 ml de muestra y 5 ml de Plumbito de Sodio.
b) Agregar mínimo 0.20 mg de Flores de Azufre (Azufre en estado sólido).
c) Agitar vigorosamente la mezcla durante 15 min.
d) Dejar reposar durante 2 min y observar si existe cambios de coloración del azufre y
determinar si la prueba es positiva o negativa.
e) Nota: Previamente preparar Plumbito de sodio disolviendo 125 g de NaOH en 1 L de
agua tipo 1 y a este agregar 60 g de Monóxido de Plomo finalmente dejar reposar y
filtrar.
f) Es importante mantener las soluciones en obscuridad y evitar ser expuestas a la luz
UV.
22
2.3.8 Procedimiento para análisis cromatográfico DHA (ASTM D-5134)
a) “Antes de encender revisar el filtro del gas de arrastre, el nivel de agua y ajustar
el flujo a la presión de operación recomendada para el equipo GC (60 psi), luego
abrir la válvula de salida del gas hacia el cromatógrafo.
b) Verificar que no existen fugas de gas, las conexiones de líneas de gas encender
los equipos con el botón de on /off.
c) Encender el computador y abrir el software con el programa ChemStation para el
cromatógrafo DHA y colocar en modo on line.
d) Estabilizar el cromatógrafo y controlar a la temperatura correcta hasta que logre
ver encendido el detector FID, enseguida sonara un sonido tipo explosión y en el
controlador PAD del cromatógrafo se observa que este encendido.
e) Se acondiciona por lo menos dos horas para que se estabilice adecuadamente la
línea de cromatograma, verificando continuamente.
f) Colocar 1,5 ml de muestra de naftas en el vial y cerrar la tapa enseguida refrigerar
a una temperatura por lo menos de 0-4°C al igual que la pipeta Pasteur que se vaya
a utilizar.
g) Etiquetar el vial para poder identificar las muestras, y colocarla en el auto
muestreador respectivamente.
h) Una vez que las muestras están preparadas. Poner en marcha el programa de
ChemStation.
i) Acondicionar el equipo y colocar en el primer vial disulfuro de carbono para los
lavados luego en el segundo puerto poner las muestras que se van a analizar en
orden.
j) Colocar en el vial A y B solvente sobre el nivel mínimo, el vial W debe estar vacío
para la colocación de desechos.
k) En el menú DHA escoger el menú New and Edit. Sequense.
l) Nombre muestra: M000-1”. (ASTM D-5134)
2.3.9 Procedimiento para determinar el número de octano de las naftas (ASTM D-
2699)
a) “Preparar el combustible de verificación con el octano de prueba en proporciones de
iso-octano y n-heptano respectivamente calculado.
23
b) Encender y poner en contacto el regulador de energía, esperar unos minutos activar el
botón de ignición y encendido.
c) Llenar el agua dentro de la chaqueta de intercambio de calor y abril la válvula de
aceite ubicada en la parte inferior de los cilindros, esperar unos minutos e ir
controlando la temperatura.
d) Luego el motor se calibra para funcionar a una K.I. La relación de combustible/aire
del combustible de muestra se ajusta para maximizar la K.I., y después se ajusta la
altura del cilindro para obtener esta K.I. estándar
e) Sin cambiar la altura del cilindro, se seleccionan dos mezclas de PRF de manera tal
que, con la relación de combustible/aire que permite obtener la K.I. máxima, una
mezcla pistonee más fuerte (K.I. superior) y una pistonee más suave (K.I. inferior)
que el combustible de muestra.
f) Se requiere un segundo conjunto de mediciones de K.I. para mezclas de PRF y
combustible de muestra, y el número de octano del combustible de muestra se calcula
por interpolación con respecto a las diferencias en las lecturas de K.I. promedio.
g) Como condición final, se requiere que la altura del cilindro esté dentro de los límites
indicados conforme al valor de la tabla de guía para el numero de ron.
h) Se realiza una calibración para establecer un valor de K.I. estándar usando la altura
de cilindro especificada en la tabla de guía para el O.N. del PRF seleccionado este se
ajusta para maximizar la K.I. en condiciones de equilibrio; se ajusta la altura del
cilindro para obtener esta K.I. estándar.
i) Se vuelve a confirmar la calibración y se repite la clasificación del combustible de
muestra para establecer las condiciones apropiadas una segunda vez.
j) Se realiza una lectura promedio de la altura del cilindro para el combustible de
muestra, compensada por presión barométrica, se convierte directamente a número de
octano. usando la tabla de guía.
k) Finalmente se verifica una condición en que el número de octano del combustible de
muestra esté dentro de los límites indicados cercanos al número de octano para la
mezcla de PRF utilizada para calibrar el motor conforme a la condición de K.I
estándar en la tabla de guía INEN 2102.” (ASTM D-2699)
24
2.3.10 Procedimiento para determinar la estabilidad de las naftas (ASTM E-691)
a) Agitar vigorosamente las canecas que están contenidas con naftas a una
temperatura fría.
b) Trasvasar las naftas a las botellas de vidrio color ámbar, dejando un espacio ¾
antes de la tapa y etiquetar adecuadamente.
c) Mantener en refrigeración igual o menor a 10°C, controlando diariamente las
condiciones de almacenamiento.
d) Realizar los ensayos ASTM a cada muestra repitiendo la medida 3 veces, en el
mismo equipo, en las mismas condiciones y con el mismo operador en intervalos
de tiempo pequeños.
e) Tomar los datos y realizar un análisis de varianza de un factor al inicio de la
caracterización.
f) Mantener las muestras a las condiciones establecidas de almacenamiento.
g) Dejar un tiempo de por lo menos 2 meses antes de la siguiente lectura.
h) Realizar nuevamente los ensayos ASTM a cada muestra repitiendo la medida 3
veces, en el mismo equipo, en las mismas condiciones y con el mismo operador
en intervalos cortos de tiempo.
i) Tomar los datos y realizar un análisis de varianza de un factor al final de la
caracterización.
j) Analizar los resultados e identificar si es estable o inestable
2.4. Diseño experimental
Para realizar la caracterización y la evaluación de naftas inestables se planteó realizar un
estudio fisicoquímico a detalle, las naftas fueron muestreadas en cinco puntos distintos
del proceso de refinación de la empresa EPP-Petroecuador en la Refinería Esmeraldas
con el fin de analizar mediante ensayos ASTM y por cromatografía los parámetros de
interés.
La parte experimental se realizó en el Laboratorio de Tecnología del Petróleo de la
Facultad de Ingeniería Química, con el apoyo del área de investigación y del
departamento de petróleos energía y contaminación (DPEC).
25
2.4.1 Metodología del diseño experimental
Para realizar la parte experimental se dividió en dos ámbitos por un lado la caracterización
y por otro lado la evaluación, para la caracterización se estableció cinco ensayos ASTM
y un análisis por cromatografía por muestra ya que dichos ensayos son los más adecuados
en naftas por sus características físicas propias, para lo cual se realiza tres repeticiones
por ensayo y por muestra respectivamente. Así se va a garantizar una mayor precisión y
una mínima diferencia entre los datos tomados consecutivamente.
Para la evaluación se parte de los resultados obtenidos de la caracterización y se compara
respectivamente con las especificaciones tomadas de la INEN 2253 y los criterios de la
norma ASTM, para de esta manera comparar con los rangos teóricos establecidos y los
valores experimentales.
Para apoyar dicha evaluación se apoya con un estudio de estabilidad en las muestras de
naftas, dicho estudio ha sido tomado en base a la norma INEN 13582 y la norma ASTM
E-691 para así, establecer un criterio que permita mejorar la calidad de los productos
obtenidos de los procesos de refinación en un periodo de tiempo determinado.
Para lo cual se toma el análisis de mayor influencia que para este caso es el ensayo de
destilación ASTM D-86 clasificado según su porcentaje de volumen de destilado al
10%,50% y 90% v/v al representar los cortes ligero, liviano y pesado respectivamente; se
ha medido dicho parámetro tres veces para cinco muestras con un total de quince datos
tratados por punto, tomados al inicio de la caracterización y al final de la caracterización
durante un espacio de tiempo determinado de dos meses.
Con los datos obtenidos se elabora una matriz y luego se somete a un estudio estadístico
ANOVA de un factor donde se analiza la estabilidad por muestra y por punto con el
criterio de la prueba F.
Se tiene el siguiente criterio para determinar si es o no estable:
|X̅ - Y̅| ≤ 0,3 σ̂
26
NAFTAS
EVALUACIÓN
ENSAYOS ASTM
DENSIDAD °API
DESTILACIÓN D –86
CONTENIDO DE AZUFRE
CONTENIDO DE AGUA
CONTENIDO DE METALES
ENSAYO POR CROMATOGRAFÍA
ANALISIS DETALLADO DE
HIDROCARBUROS (DHA)
CARACTERIZACIÓN
ESTABILIDAD
DESTILACIÓN ASTM
D-86
10%V, 50%V, 90%V
REPLICAS
CORROSIÓN
ENVENENAMIENTO
(Catalizadores, Pb y
Zeolitas)
AZUFRE
METALES
MERCAPTANOS PRUEBA DOCTOR
CALIDAD Y PRECIO GRADO °API
%V, H2O
NAFTAS
ANTES
DESPUES
REPLICAS
Figura 7. Diseño Experimental
27
2.5 Datos Experimentales
2.5.1 Caracterización de las naftas a través de ensayos ASTM.
En esta sección se presentan los valores obtenidos mediante ensayos ASTM para seis
parámetros con tres repeticiones para cinco muestras de naftas diferentes proporcionadas
por EPP-Petroecuador Refinería Esmeraldas.
2.5.2 Datos de densidad API
Tabla 4. Datos para densidad API en naftas primer muestreo
DENSIDAD °API
PRIMER MUESTREO
Muestreo Especie °API ob, °API T ob, °C T amb, °C P, mmHg
M1
N-HDS 55,9 2 18 549,4
N-HDT 54,8 2 18 547,4
N-CCR 52,8 2 17 549,3
NV-NC2 65,2 1 17 549,7
NV-NC1 66,1 1 18 547,3
Tabla 5. Datos para densidad API naftas segundo muestreo
DENSIDAD API
SEGUNDO MUESTREO
Muestreo Especie °API ob, °API T ob, °C T amb, °C P, mmHg
M2
N-HDS 55,8 1 16,8 549,4
N-HDT 54,7 1 17,1 547,4
N-CCR 52,3 2 16,4 549,3
NV-NC2 65,6 1 16,4 549,7
NV-NC1 66,4 1 17,1 547,3
28
Tabla 6. Datos para densidad API naftas tercer muestreo
DENSIDAD API
TERCER MUESTREO
Muestreo Especie °API ob, °API T ob, °C T amb, °C P, mmHg
M3
N-HDS 56,6 2 18 549,4
N-HDT 54,5 2 18 547,4
N-CCR 52,4 2 17 549,3
NV-NC2 65,9 1 17 549,7
NV-NC1 66,7 1 18 547,3
2.5.3 Datos de destilación ASTM D-86
Tabla 7. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas primer muestreo
DESTILACION ASTM D-86
T ob, °C
Muestreo %V N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
M1
IBP 40 65 62 32 28
5 67 74 70 42 38
10 79 86 80 49 47
20 89 96 92 58 57
30 97 104 100 64 68
40 102 110 104 73 76
50 110 115 112 80 82
60 117 123 120 92 88
70 126 131 132 96 95
80 130 140 139 102 104
90 139 149 146 109 112
95 145 154 152 112 122
FBP 152 162 162 123 126
VR, ml 0,9 0,9 0,7 0,8 0,8
VD, ml 99 99 98 98 99
VP, ML 0,1 0,1 1,3 1,2 0,2
P, mmHg 543,3 544,4 544,2 543,2 543,8
29
Tabla 8. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas segundo muestreo
DESTILACION ASTM D-86
T ob, °C
Muestreo %V N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
M2
IBP 42 67 65 34 29
5 54 76 79 43 40
10 66 82 89 50 45
20 73 94 97 58 54
30 98 101 101 64 63
40 107 109 109 73 71
50 112 114 115 81 79
60 119 120 122 91 87
70 124 130 130 96 93
80 132 137 139 103 100
90 141 142 148 108 109
95 145 149 154 112 117
FBP 156 160 161 127 123
VR, ml 0,7 0,3 0,9 0,9 0,9
VD, ml 99 99 98 98 99
VP, ML 0,3 0,7 1,1 1,1 0,1
P, mmHg 545,3 546,2 547,8 545,7 544,3
Tabla 9. Datos para destilación ASTM D-86 de naftas tercer muestreo
DESTILACION ASTM D-86
T ob, °C
Muestreo %V N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
M3
IBP 43 65 62 32 29
5 54 76 80 42 39
10 66 83 89 50 43
20 73 97 96 57 50
30 98 107 104 64 63
40 108 110 109 74 74
50 112 114 115 83 79
30
Tabla 10. Datos destilación ASTM D-86 de naftas tercer muestreo. (Continuación)
M3
60 118 121 124 92 88
70 124 130 131 98 92
80 132 138 140 101 99
90 142 145 150 106 109
95 145 151 155 112 116
FBP 157 161 165 123 127
VR, ml 0,8 0,4 0,9 0,9 0,8
VD, ml 98 99 98 99 99
VP, ML 1,2 0,6 1,1 0,1 0,2
P, mmHg 545,4 545,6 545,7 545,9 545,3
2.5.4 Datos de agua por destilación
Tabla 11. Datos de agua por destilación en naftas primer muestreo
CONTENIDO DE AGUA
Muestreo Muestra Tasa de
Calentamiento
volumen de
muestra
volumen
de solvente
H2O de
trampa
M1
% ml ml ml
N-HDS 6 100 0 0,7
N-HDT 5 100 0 <0,1
N-CCR 5 100 0 <0,05
NV-NC2 6 100 0 <0,1
NV-NC1 6 100 0 <0,1
Tabla 12. Datos de agua por destilación en naftas segundo muestreo
CONTENIDO DE AGUA
Muestreo Muestra Tasa de
Calentamiento
volumen de
muestra
volumen de
solvente
H2O de
trampa
M2
% ml ml ml
N-HDS 5 100 0 <0,7
N-HDT 5 100 0 <0,05
N-CCR 6 100 0 <0,05
NV-NC2 6 100 0 <0,1
NV-NC1 6 100 0 <0,1
31
Tabla 13. Datos de agua por destilación en naftas tercer muestreo
CONTENIDO DE AGUA
Muestreo Muestra Tasa de
Calentamiento
volumen de
muestra
volumen
de solvente
H2O de
trampa
M3
% ml ml ml
N-HDS 6 100 0 <0,7
N-HDT 6 100 0 <0,1
N-CCR 5 100 0 <0,05
NV-NC2 5 100 0 <0,1
NV-NC1 6 100 0 <0,1
2.5.5 Datos de contenido de azufre, %S
Tabla 14. Datos de azufre en naftas primer muestreo
CONTENIDO DE AZUFRE
Muestreo Muestra Azufre
M1
% peso
N-HDS 1,319
N-HDT 0,503
N-CCR 0,458
NV-NC2 2,571
NV-NC1 2,484
32
Tabla 15. Datos de azufre en naftas segundo muestreo
CONTENIDO DE AZUFRE
Muestreo Muestra Azufre
M2
% peso
N-HDS 1,348
N-HDT 0,493
N-CCR 0,452
NV-NC2 2,528
NV-NC1 2,416
Tabla 16. Datos de azufre en naftas tercer muestreo
CONTENIDO DE AZUFRE
Muestreo Muestra Azufre
M3
% peso
N-HDS 1,380
N-HDT 0,482
N-CCR 0,454
NV-NC2 2,610
NV-NC1 2,400
33
2.5.6 Datos del contenido de metales en naftas.
Tabla 17. Datos promedio de concentración de metales en naftas
CONTENIDO METALES
Determinación N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
Pb <0,172 <0,172 <0,172 <0,172 <0,172
Hg 0,0210 0,0270 0,0390 0,0390 <0,0160
Ca 0,8100 0,1370 <0,8192 <0,8192 <0,8192
Mg 0,3880 0,3210 0,2620 0,3760 0,3090
K 0,6120 0,8150 0,7220 0,8290 0,8430
As <0,0014 <0,0014 <0,0014 0,0010 0,0010
Si <0,0001 <0,0001 <0,0001 <0,0001 <0,0001
Mn <0,00001 <0,00001 <0,00001 <0,00001 <0,00001
Cr 0,0400 0,0010 0,0090 0,0190 0,0100
Cu 0,0140 0,0170 0,0210 0,0030 0,0040
Fe 0,3470 0,2110 0,0180 0,1520 0,1680
Ni 0,1590 0,2710 0,0350 0,0030 0,0320
Na 2,2200 2,5040 2,2150 2,4550 2,6130
2.5.7 Datos de prueba Doctor
Tabla 18. Datos cualitativos prueba doctor test
DOCTOR TEST
Muestra Prueba Doctor
N-HDS Negativa
N-HDT Positiva
N-CCR Negativa
NV-NC2 Positiva
NV-NC1 Positiva
34
2.5.8 Indicadores de la prueba para prueba doctor
Tabla 19. Indicador de relación entre la muestra y el azufre
APARIENCIA
TIPO DE SULFURO
Precipitado negro antes de la adición de
azufre.
Cantidades apreciables de sulfuro de
hidrógeno
Color negro del azufre después de agitar.
Trazas de sulfuro de hidrógeno
Manchas de decoloración en la capa de
azufre, más oscurecimiento de la capa de
azufre. muestra
Ausencia de sulfuro de hidrógeno;
mercaptanos o azufre elemental, o
ambos, presente.
Solución de doctor amarillo claro; sin
decoloración de azufre.
Sulfuro de hidrógeno y azufre elemental
ausentes; trazas de mercaptanos
Presente.
2.5.9 Datos análisis DHA
2.5.10 Análisis PIONA de las naftas
Tabla 20. Datos Análisis PIONA de las Naftas primer muestreo
ANALISIS PIONA
NAFTAS DEL PRIMER MUESTREO
Muestra Parafinas Isoparafínas Olefinas Naftenicos Aromáticos Total
N-HDS 13,67 30,18 6,00 45,85 4,49 100
N-HDT 16,75 32,55 5,00 39,56 6,71 100
N-CCR 16,03 28,57 2,90 11,95 40,88 100
NV-NC2 22,08 31,10 28,50 16,41 2,15 100
NV-NC1 22,75 30,60 27,50 16,43 3,00 100
35
Tabla 21. Análisis PIONA de las Naftas segundo muestreo
ANALISIS PIONA
NAFTAS DEL SEGUNDO MUESTREO
Muestra Parafinas Isoparafínas Olefinas Naftenicos Aromáticos Total
N-HDS 14,39 27,48 7,90 46,07 4,38 100
N-HDT 17,38 31,40 4,05 41,20 6,30 100
N-CCR 16,95 32,96 2,90 6,03 42,04 100
NV-NC2 23,23 35,70 25,03 14,46 1,99 100
NV-NC1 25,20 30,20 26,83 14,16 2,89 99,28
Tabla 22. Análisis PIONA de las Naftas tercer muestreo
ANALISIS PIONA
NAFTAS DEL TERCER MUESTREO
Muestra Parafinas Isoparafínas Olefinas Naftenicos Aromáticos Total
N-HDS 14,65 31,27 7,00 43,65 3,80 100
N-HDT 17,80 33,96 5,50 37,96 5,72 100
N-CCR 17,12 36,05 2,85 5,51 39,17 100
NV-NC2 24,38 30,90 28,18 14,65 1,70 99,81
NV-NC1 24,98 31,41 27,14 14,66 2,38 100
2.5.11 Datos de peso molecular y densidad relativa por cromatografía.
Tabla 23. Peso molecular y densidad relativa para las naftas
PESO MOLECULAR Y DENSIDAD RELATIVA PARA NAFTAS
Muestra W ρ 60/60
M1 M2 M3 M1 M2 M3
N-HDS 114,1 114,1 113,5 0,7362 0,7336 0,7336
N-HDT 115,1 113,5 113,5 0,7419 0,7416 0,7411
N-CCR 108,4 107,2 107,2 0,7411 0,7411 0,7404
NV-NC2 90,24 - 90,2 0,7477 - 0,7478
NV-NC1 92,38 - 92,3 0,7496 - 0,7498
36
2.5.12 Datos para determinar el número de octano.
Datos tomados en base a las soluciones de verificación por el número de ron y la lectura
del tornillo para tratar por interpolación hasta determinar el número de octano, tomados
de las diferentes naftas mediante un octanómetro.
Tabla 24. Datos de lectura promedio para determinar el número de octano
LECTURA PROMEDIO DE INTENSIDAD DE PISTONEO PARA
TODAS LAS NAFTAS
Muestra Valor de
prueba Lectura del tornillo
N-VIS1 RON M1
M2 M3
- 257 257 257
73 265 265 266
78 220 220 221
N-VIS2 - 255
255 255
73 265 265 266
78 220 220 220
HDT
- 304 304 304
68 320 321 320
73 265 265 265
HDS
- 295 295 295
68 320 320 320
73 265 265 266
CCR
- 195 195 195
78 220 220 221
83 175 174 175
37
2.5.13 Datos para determinar estabilidad en las naftas.
Tabla 25. Datos para la estabilidad de naftas del primer periodo
Datos para la estabilidad de las naftas
Primer Periodo
% Volumen N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
10
88 95 89 57 55
75 91 98 58 53
75 92 98 58 51
50
123 125 122 89 91
122 124 125 90 88
122 124 125 92 88
90
150 160 157 119 122
152 153 159 118 119
153 156 161 116 119
Tabla 26. Datos para la estabilidad de naftas del segundo periodo
Datos para la estabilidad de las naftas
Segundo Periodo
% Volumen N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
10
78 93 89 58 57
78 92 98 60 53
79 91 98 59 52
50
122 120 122 95 93
123 126 126 92 88
121 125 125 93 88
90
153 156 155 119 124
150 155 160 119 120
152 156 161 119 120
38
3. CALCULOS
Para esta sección se ha realizado un cálculo modelo para cada ensayo elaborado, y se ha
tomado una muestra como referencia para el desarrollo de estos.
3.1. Cálculo de la corrección de la densidad API a temperatura estándar a 60°F
Para la corrección de la densidad API se utilizó la Tabla 5B de las “Petroleum
Measurement Tables”.
Calculo modelo para la Nafta HDS del primer muestreo.
3.1.1 Cálculo de interpolación del API a 60°F
Para la interpolación de la densidad API se utilizó la Tabla 5B de las Petroleum
Measurement Tables. Ver Anexo B
De esta tabla se obtiene los valores para la interpolación, y se utiliza la siguiente ecuación
matemática:
𝑴 = 𝒙𝟐−𝒙𝟏
𝒙𝟐−𝒙𝟏𝑴𝟏 +
𝒙−𝒙𝟏
𝒙𝟐−𝒙𝟏𝑴𝟐 (3)
Donde:
M: Valor API corregido a 60 °F
M1: Densidad API tabulada, valor bajo de la tabla °API
M2: Densidad API tabulada, valor alto de la tabla °API
X: Densidad API observada
X1: Densidad API observada, valor bajo de la tabla °API
X2: Densidad API observada, valor alto de la tabla °API
Entonces:
𝑀 = 56 − 55.9
56 − 55(57.8) +
55.9 − 55
56 − 55(58.8)
𝑀 = 58.6
39
3.1.2 Cálculo de la temperatura en grados Fahrenheit (°F).
Cálculo modelo para la Nafta HDS del primer muestreo.
°𝐅 = 𝟏. 𝟖 ∗ °𝐂 + 𝟑𝟐 (4)
°F = 1.8 ∗ 2 + 32
°F = 35.6
3.2. Calculo de la destilación ASTM D 86
3.2.1 Calculo del volumen de pérdidas (VP).
Calculo modelo para la nafta HDS del primer muestreo
VP= 100 – VD – VR (5)
Donde:
VP: Volumen de perdida, ml
VR: Volumen de residuo a la presión tomada del laboratorio, ml
VD: Volumen de destilado a la presión tomada del laboratorio, ml
Entonces:
VP= (100-99-0.9)
VP= 0.1 ml
3.2.2 Calculo de las temperaturas de ebullición corregidas a la presión del
laboratorio.
Calculo modelo para el 5% de recuperado en la Nafta HDS del primer muestreo
𝐓𝐜𝐩 = 𝐓𝐋 +(𝐓𝐇−𝐓𝐋)(𝐕𝐇−𝐕𝐋−𝐕𝐏)
(𝐕𝐇−𝐕𝐋) (6)
Donde:
TL= T en el Punto inicial, °C
TH= T al 5% de Volumen, °C
VH= Volumen al 5%, ml
40
VL= Volumen en el punto inicial, ml
VP= Volumen de las pérdidas, ml
Entonces:
Tcp = 40 +(67 − 40)(5 − 0 − 0.1)
(5 − 0)
Tcp = 66.5 °C
3.2.3 Calculo de la temperatura de ebullición corregida a la presión estándar
(760 mmHg).
Calculo modelo para el 5% de recuperado de la Nafta HDS del primer muestreo
𝐓𝐜 𝟕𝟔𝟎 = 𝐓𝐥𝐚𝐛 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟏𝟐(𝟕𝟔𝟎 − 𝐏𝐥𝐚𝐛)(𝐓𝐥𝐚𝐛 + 𝟐𝟕𝟑) (7)
Donde:
T760 = Temperatura corregida a 1 atmósfera.
T lab = Temperatura corregida a la presión de laboratorio.
P lab = Presión atmosférica a la que se encuentra el laboratorio.
Entonces:
Tc 760 = 66.5 + 0.00012(760 − 543.3)(66.5 + 273)
Tc 760 = 48 °C
3.3 Calculo del contenido de agua por destilación para las naftas.
Calculo modelo para el contenido de agua de la nafta HDS del primer muestreo.
%𝐕𝐇𝟐𝐎 𝐯𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 = 𝐀
𝐂∗ 𝟏𝟎𝟎 (8)
Donde:
% VH2O= Volumen de agua
A = Volumen de agua en la trampa, ml
C= Volumen de la muestra, ml
41
Entonces:
%VH2O volumen = 0.7
100∗ 100
%VH2O volumen = 0.7
3.4. Calculo del peso molecular W a través de cartas
Calculo modelo del peso molecular de la Nafta HDS del primer muestreo, tomados a
partir de la corrección de la temperatura de ebullición en °F.
3.5. Cálculo de la temperatura media ponderada (tma)
3.5.1. Cálculo del parámetro S
𝐒 = 𝐭𝟕𝟎− 𝐭𝟏𝟎
𝟔𝟎 (9)
Donde:
T70= Temperatura en °F al 70%
T10= Temperatura en °F al 10%
Entonces:
S = 287 − 182
60
S = 1.8
3.5.2. Cálculo de la temperatura media volumétrica (Tmv)
𝐓𝐦𝐯 = 𝐭𝟏𝟎+ 𝟐𝐭𝟓𝟎+𝐭𝟗𝟎
𝟒 (10)
Tmv = 182 + (2 ∗ 263) + 318
4
Tmv = 1026
4
Tmv = 256.5 °F
42
3.5.3. Cálculo de la temperatura media ponderada.
Para el cálculo de Tma se utilizó la carta “Average Boiling Point of Petroleum Fractions”.
Ver Anexo C se obtiene:
Factor de corrección (F)
F= -19
𝐭𝐦𝐚 = 𝐓𝐦𝐯 + 𝐅 (11)
Donde:
F: Factor de corrección
Tmv: Temperatura media volumétrica, °F
Entonces:
tma = 256.5 − 19
tma = 237.5 °F
3.5.4. Cálculo del peso molecular
Cálculo modelo para la Nafta HDS del primer muestreo, a partir de la carta “Molecular
Weight vs Boiling Point and Gravity” ver Anexo D se obtiene:
W = 112.0
3.6 Calculo del factor de caracterización Kuop
Cálculo modelo para la Nafta HDS del primer muestreo, a partir de la carta
“Characterization Factor vs Boiling Point and Gravity” ver anexo E se obtiene:
Kuop = 11.85
3.7 Cálculo del análisis PIONA promedio
Cálculo modelo para determinar la composición química de la Nafta HDS del primer
muestreo.
43
𝐂𝐢 = ∑ 𝐂𝐢𝐣𝐧
𝐣=𝟏
𝐧 (12)
Donde:
Ci: Valor promedio por familia de carbono i
Cij: Valor por familia de cada muestreo j
n: Número total de muestras realizadas
Entonces:
𝐶5 = (13.67 + 14.39 + 14.65)
3
𝐶5 = 14.24
3.8 Calculo contenido de azufre promedio
Cálculo modelo para el contenido de azufre promedio de la Nafta HDS del primer
muestreo:
%𝐒𝐢 =∑ %𝐒𝐢𝐣𝐧
𝐣=𝟏
𝐧 (13)
Donde:
%Si: Valor promedio del contenido de azufre de i
%Sij: Valor del contenido de azufre correspondiente a cada muestreo j
n: número total de muestreos
Entonces:
%Si =(1.319 + 1.348 + 1.380)
3
%Si = 1.349 % peso
3.9 Calculo del contenido de metales
Cálculo modelo para el contenido de metales promedio de la Nafta HDS del primer
muestreo:
44
𝐌, 𝐩𝐩𝐦 = 𝐀∗𝐕
𝐖 (14)
Donde:
M: Metal
A: Metal analizado, ppm
V: Volumen de la solución, ml
W: Peso de la muestra, g
Entonces:
M = 0.021 mg/L
3.10 Calculo para determinar el número de octano.
Calculo modelo para determinar el número de octano de la nafta N-VIS1 del primer
muestreo:
O. NS = O. NLRF + (K.ILRF−K.IS
K.ILRF−K.IHRF) (O. NHRF − O. NLRF) (15)
Donde:
O.NS: número de octano del combustible de muestra.
O.NLRF: número de octano del prf bajo.
O.NHRF: número de octano del prf alto.
K.IS: lectura del medidor de pistoneo del combustible de muestra.
K.ILRF: lectura de intensidad de pistoneo del prf bajo.
K.IHRF: lectura de intensidad de pistoneo del prf alto.
Entonces:
O. NS = 73 + (257 − 265
265 − 220) (78 − 73)
O. NS = 73.89
45
3.11 Calculo para determinar la estabilidad en las naftas.
Con los datos obtenidos se aplica los criterios establecidos en la Norma ISO 13528-17
para evaluar estabilidad, como se indica:
3.11.1. Calculo del promedio de los resultados obtenidos de cada muestra, del
primer periodo:
Calculo modelo para la nafta HDS
�̅� = ∑𝒀𝒊
𝒏 (16)
Donde:
�̅�: Valor promedio del primer periodo.
Yi: Valor correspondiente a cada muestreo.
n: número de medidas totales.
Entonces:
�̅� = ∑(78.2 + 78.2 + 79.3)
3
�̅� = 78.3
3.11.2. Calculo del promedio de los resultados obtenidos de cada muestra, del
segundo periodo:
�̅� = ∑𝑿𝒊
𝒏 (17)
Donde:
X: Valor promedio del segundo periodo.
Xi: Valor correspondiente a cada muestreo.
n: número de medidas totales.
Entonces:
Y̅ = ∑79.7 + 79.7 + 79.2
3
Y̅ = 79.5
46
3.11.3. Calculo de la diferencia del promedio general, así:
(𝑿̅̅̅̅ -𝒀)̅̅ ̅ = ∑Yti
n− ∑
𝑿𝒕𝒊
𝒏 (18)
Entonces:
(𝑋̅̅ ̅-𝑌)̅̅ ̅ = 79.5 − 78.3
(𝑋̅̅ ̅-𝑌)̅̅ ̅ =0.8
3.11.4. Calculo de la desviación estándar por reproducibilidad.
Se toma como referencia el ensayo destilación ASTM, a partir de la ecuación de
reproducibilidad de la tabla A4.5 y tabla A4.3 de la norma ASTM D-86-17. (Ver anexoF)
σr = 𝟏. 𝟖 + 𝟏. 𝟑𝟑 ∗ 𝐒𝐜 (19)
El valor de Sc será determinado así:
𝐒𝐜 =(𝐓𝐄𝐏−𝐓𝐇𝐑)
(𝐕𝐄𝐏−𝐕𝐇𝐑) (20)
Donde:
TEP: Temperatura en °C correspondiente al %Volumen del valor bajo de la tabla.
THR: Temperatura en °C correspondiente al %Volumen del valor alto de la tabla.
VEP: %Volumen recuperado del valor bajo de la tabla.
VHR: %Volumen recuperado del valor alto de la tabla.
Calculo modelo para destilación ASTM al 10 % volumen de recuperación de la nafta
HDS.
Entonces para el 10% Volumen:
Sc =(20 − 0)
(20)
Sc = 1
Se compara la diferencia del promedio general de las medidas obtenidas en las muestras
con la desviación estándar por reproducibilidad, se considerarán adecuadamente estables
o no estables con el siguiente criterio:
|X̅ - Y̅| ≤ 0,3 σ̂
47
4. RESULTADOS
4.1 Resultados densidad API corregida a 60°F
Tabla 27. Resultado de densidad °API corregida a 60°F.
CORRECCIÓN DENSIDAD API
°API corr, 60°F
Muestra M1 M2 M3 °API
N-HDS 58,6 59,1 57,5 58,4
N-HDT 57,7 57,9 57,4 57,7
N-CCR 55.7 55.1 55.2 55.3
NV-NC2 68,8 69,3 70,5 69,5
NV-NC1 69,8 70,1 70,2 70,0
4.2. Resultados de la densidad relativa
Tabla 28. Resultado de la densidad relativa
DENSIDAD RELATIVA
ρ 60/60
Muestra M1 M2 M3 ρ 60/60
N-HDS 0,7443 0,7424 0,7487 0,7451
N-HDT 0,7479 0,7471 0,7491 0,7480
N-CCR 0,7559 0,7583 0,7579 0,7574
NV-NC2 0,7064 0,7047 0,7005 0,7039
NV-NC1 0,7029 0,7019 0,7015 0,7021
48
4.3 Resultados de la temperatura de ebullición de la destilación ASTM D-86 a presión de 760 mmHg en °C para todas las naftas.
Tabla 29. Resultados de la temperatura de ebullición corregidas a 760mmHg en °C de las naftas.
DESTILACIÓN ASTM D-86
T, °C
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
%V M1 M2 M3 M1 M2 M3 M1 M2 M3 M1 M2 M3 M1 M2 M3
IBP 48 50 51 74 76 74 71 74 71 40 42 40 36 37 37
5 76 62 62 83 85 85 79 88 89 50 51 50 46 48 47
10 88 75 75 95 91 92 89 98 98 57 58 58 55 53 51
20 98 82 82 106 103 107 101 106 105 67 66 65 66 62 58
30 107 108 108 114 111 117 110 111 114 73 73 73 77 72 72
40 120 117 118 120 119 120 114 119 119 82 82 83 85 80 83
50 123 122 122 125 124 124 122 125 125 89 90 92 91 88 88
60 127 129 128 133 130 131 130 132 134 101 100 101 97 96 97
70 136 134 134 141 140 140 142 140 141 106 105 108 105 102 101
80 141 142 142 151 148 149 150 149 151 112 113 111 114 110 109
90 150 152 153 160 153 156 157 159 161 119 118 116 122 119 119
95 156 156 156 165 160 162 163 165 166 122 122 122 132 127 126
FBP 163 167 168 173 171 172 173 172 176 133 137 133 136 133 137
P, mmHg 760
49
4.4 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del primer muestreo.
Gráfico 1. Curvas ASTM de las naftas del primer muestreo
4.5 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del segundo muestreo.
Gráfico 2. Curvas ASTM de las naftas del segundo muestreo
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
TEM
PER
ATU
RA
°c
% VOLUMEN
Curva ASTM- M1
N-HDS
N-HDT
N-CCR
NV-NC2
NV-NC1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
TEM
PER
ATU
RA
, °C
% VOLUMEN
CURVA ASTM-M2
N-HDS
N-HDT
N-CCR
NV-NC2
NV-NC1
50
4.6 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas del tercer muestreo.
Gráfico 3. Curvas ASTM de las naftas del tercer muestreo
En esta representación gráfica podemos observar el comportamiento que han tenido las
diferentes naftas en tres muestreos diferentes, en los primeros porcentajes de volumen
recuperado tienen un comportamiento similar, los puntos de interés más representativos
son al 10%, 50% y al 90% de volumen, que presentan un comportamiento similar y se
define como el ensayo más representativo de la caracterización, se concluye que es el más
apto para realizar un estudio de estabilidad y posterior evaluación. (Ver Gráfico 1, 2,3)
4.7 Resultados de la temperatura media ponderada de ebullición.
Tabla 30. Temperatura media ponderada de ebullición de las naftas
TEMPERATURA MEDIA PONDERADA
T 760mmHg, °F
Parámetro N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
S 1,8 1,5 1,5 1,5 1,6
Tmv 256,5 267,1 269,2 200,3 198,0
F(-) -19 -12 -16 -18 -22
tma 237,5 255,1 253,2 184,3 176,0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
TEM
PER
ATU
RA
, °C
%VOLUMEN
CURVAS ASTM-M3
N-HDS
N-HDT
N-CCR
NV-NC2
NV-NC1
51
Con los resultados de la tabla 30 nos permite encontrar propiedades químicas propias de
las naftas mediante el uso de cartas y tablas para determinar el factor de caracterización
Kuop. (Ver anexos C, D, E)
4.8 Resultados del peso molecular y factor de caracterización Kuop obtenidos a
través de cartas.
Tabla 31. Peso molecular y factor de caracterización Kuop de las naftas
PESO MOLECULAR Y KUOP
Naftas
Parámetro N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
°API 58,4 57,7 55,3 69,5 70,0
W 112,0 111,0 109,0 95,0 96,0
tma 237,5 255,1 253,2 182,3 176,0
Kuop 11,85 11,95 11,75 12,22 12,20
4.9 Resultados análisis PIONA de las naftas.
4.9.1 Resultados análisis PIONA promedio de las naftas.
Tabla 32. Análisis PIONA promedio de las naftas
ANÁLISIS PROMEDIO PIONA
NAFTAS
Muestra Parafinas Isoparafínas Olefinas Naftenicos Aromáticos Total
N-HDS 14,24 29,64 6,97 45,19 4,22 100
N-HDT 17,31 32,64 4,85 39,57 6,24 100
N-CCR 16,70 32,53 2,88 7,83 40,69 100
NV-NC2 23,23 32,57 27,24 15,17 1,95 100
NV-NC1 24,31 30,74 27,16 15,08 2,76 100
52
4.9.2 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de las naftas.
Gráfico 4. Análisis PIONA promedio de las naftas
4.9.3 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta HDS.
Gráfico 5. Análisis PIONA promedio por grupo de la nafta HDS
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
PIONA
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
N-HDS 14,24 29,64 6,97 45,19 4,22
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
% m
asa
N-HDS
53
4.9.4 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta HDT.
Gráfico 6. Análisis PIONA promedio por grupo de la nafta HDT
4.9.5 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta CCR
Gráfico 7. Análisis PIONA promedio por grupo de la nafta CCR
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
N-HDT 17,31 32,64 4,85 39,57 6,24
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
% m
asa
N-HDT
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
N-CCR 16,70 32,53 2,88 7,83 40,69
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
Títu
lo d
el e
je
N-CCR
54
4.9.6 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta VIS2.
Gráfico 8. Análisis PIONA promedio por grupo de la nafta VIS 2
4.9.7 Representación gráfica de análisis PIONA promedio de la nafta VIS1.
Gráfico 9. Análisis PIONA promedio por grupo de la nafta VIS 1
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
NV-NC2 23,23 32,57 27,24 15,17 1,95
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
% m
asa
NV-NC2
Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenicos Aromaticos
NV-NC1 24,31 30,74 27,16 15,08 2,76
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
% m
asa
NV-NC1
55
4.10 Resultados del número de octano promedio calculado para todas las naftas.
Tabla 33. Número de octano promedio calculado para todas las naftas
NÚMERO DE OCTANO
Naftas
Tipo M1 M2 M3 Promedio
N-HDS 70,92 70,67 70,27 70,62
N-HDT 70,04 69,57 69,45 69,02
N-CCR 80,21 80,63 80,78 80,54
NV-NC2 74,23 75,81 74,11 74,72
NV-NC1 73,15 73,02 73,89 73,35
4.11 Resultados del número de componentes totales de las naftas del análisis
cromatográfico DHA
Tabla 34. Número de componentes totales para todas las naftas
NÚMERO DE COMPONENTES Y CARBONOS
TOTALES
Muestra Número de
Componentes
Número de
Carbonos
N-HDS 177,00 C5-C14
N-HDT 175,00 C5-C14
N-CCR 171,00 C5-C12
NV-NC2 143,00 C1-C12
NV-NC1 135,00 C1-C10
56
4.12 Resultados contenido de azufre promedio para todas las naftas
Tabla 35. Contenido de azufre promedio para todas las naftas
CONTENIDO DE AZUFRE
Muestra
%peso
M1 M2 M3 %Azufre
N-HDS 1,319 1,348 1,380 1,349
N-HDT 0,503 0,493 0,482 0,493
N-CCR 0,458 0,452 0,454 0,455
NV-NC2 2,571 2,528 2,610 2,570
NV-NC1 2,484 2,416 2,400 2,433
4.13 Representación gráfica del contenido de azufre promedio para todas las naftas.
Gráfico 10. Contenido de azufre de naftas.
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
% peso 1,349 0,493 0,455 2,570 2,433
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
% S
% AZUFRE
57
4.14 Resultados de la caracterización de las naftas.
Tabla 36. Resultados de la caracterización de las naftas
CARACTERIZACIÓN NAFTAS
Propiedad Norma Valor
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
Densidad °API a
15,5 °C ASTM D-287 58,4 57,7 55,3 69,5 70,0
Densidad relativa a
15,5°C ASTM D-287
0,7451 0,7480 0,7575 0,7039 0,7021
Kuop - 11,85 11,95 11,75 12,22 12,20
Peso molecular - 112,0 111,0 109,0 95,0 96,0
Numero de octano ASTM D- 2699 70,62 69,02 80,54 74,72 73,35
Destilación, °C ASTM D-86
IBP ASTM D-86 50 74 72 41 36
5, %vol 67 84 85 50 47
10, %vol 79 93 95 58 53
20, %vol 87 105 104 66 62
30, %vol 107 114 111 73 73
40, %vol 118 120 117 82 83
50, %vol 122 124 124 90 89
60, %vol 128 131 132 101 97
70, %vol 135 141 141 106 103
80, %vol 142 149 150 112 111
90, %vol 151 156 159 117 120
95, %vol 156 162 165 122 128
FBP 166 172 174 135 136
VR, ml 0,8 0,5 0,8 0,9 0,8
VD, ml 99 99 98 98 99
VP, ML 0,5 0,5 1,2 0,8 0,2
P, mmHg 760,0 760,0 760,0 760,0 760,0
58
4.15 Representación gráfica de las curvas ASTM de las naftas.
Gráfico 11. Curvas ASTM para las naftas.
Como podemos observar en la tabla 36, son estables cuando presentan un Kuop con rango
máximo de 12.22 y un rango mínimo de 11.75 acorde a su porcentaje de familias
hidrocarburíferas presentes.
El grado API de las naftas HDS, HDT, CCR y NC2, NC1 tienen un valor mínimo de 55,3
°API y un valor máximo de 70.0 °API, lo que indica que son naftas pesadas y naftas
livianas respectivamente.
La nafta CCR está compuesta por 171 componentes, constituidas por cadenas largas de
5 a 12 carbonos con una composición química del 40.69% de aromáticos y el 2.88% de
olefinas debido al proceso catalítico del que provienen.
La nafta HDS está constituida por cadenas de 5 a 14 carbonos con 177 componentes y
una composición química alta en nafténicos del 45.19% y bajo en aromáticos del 4.22%
lo que indica que tienen mayor cantidad de nafténicos puros acorde al Kuop calculado.
La nafta HDT contiene 175 componentes, está constituida por cadenas largas de 5 a 14
carbonos y una composición química con un máximo de 39.57% de nafténicos y un
mínimo de 4.85 % de olefinas concordantes al Kuop alto en nafténicos.
Las naftas viscoreductoras NC1 YNC2 contienen hasta 143 componentes con cadenas
largas de 1 a 12 carbonos y una composición química alta en isoparafínas, parafinas y
olefinas de 32.57%, 23.23%, 27.24% respectivamente, también baja en aromáticos con el
1,95% y olefinas con el 15.17% lo cual indica estar acorde al Kuop de caracterización.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 20 40 60 80 100
Tem
pee
ratu
ra ,
°C
% Volumen
Curva de Destilacion ASTM -Naftas
N-HDS
N-HDT
N-CCR
NV-NC2
NV-NC1
59
4.16 Resultados de la caracterización de las impurezas presentes de las naftas.
Tabla 37. Caracterización de las impurezas para todas las naftas
CARACTERIZACIÓN DE IMPUREZAS EN LAS NAFTAS
Propiedad Norma Valor
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
Agua, % volumen ASTM D-4006 0,7 <0,1 <0,05 <0,1 <0,1
Azufre, %masa ASTM D-4294 1,380 0,482 0,454 2,610 2,400
Metales, ppm ASTM D-5863
Pb <0,172 <0,172 <0,172 <0,172 <0,172
Hg 0,0210 0,0270 0,0390 0,0390 <0,0160
Ca 0,8100 0,1370 <0,8192 <0,8192 <0,8192
Mg 0,3880 0,3210 0,2620 0,3760 0,3090
K 0,6120 0,8150 0,7220 0,8290 0,8430
As <0,0014 <0,0014 <0,0014 0,0010 0,0010
Si <0,0001 <0,0001 <0,0001 <0,0001 <0,0001
Mn <0,00001 <0,00001 <0,00001 <0,00001 <0,00001
Cr 0,0400 0,0010 0,0090 0,0190 0,0100
Cu 0,0140 0,0170 0,0210 0,0030 0,0040
Fe 0,3470 0,2110 0,0180 0,1520 0,1680
Ni 0,1590 0,2710 0,0350 0,0030 0,0320
Na 2,2200 2,5040 2,2150 2,4550 2,6130
Como se observa en la tabla 37 los metales Pb, As, Si y Mn se encuentran con valores ≤
0,1 ppm mientras que siendo el más alto el metal Na está a 2,2 ppm en impurezas sin
embargo estos resultados fueron aceptados, se concluye que las naftas con dichos metales
presentes deben ser sometidos a un tratamiento previo ya que pueden ser precursores de
corrosión y afectar a los catalizadores si sobrepasan los límites.
Las naftas presentan contenido de azufre con un valor mínimo de 0.455%S y un valor
máximo de 2.570% S las cuales han cumplido con gran cantidad de requisitos, pero
debido a la alta concentración de azufre presente en las naftas de viscorreducción se
necesitará un pretratamiento ya que tienden con mayor rapidez a ser inestables y es
importante para cumplir con las especificaciones requeridas como base para gasolinas.
Al comparar el número de octano entre las naftas se tiene que la nafta CCR presenta el
mayor ron con un valor de 80,54 a un °API de 55.3 y que en el corte de ebullición de (72
a 174°C) se tiene gran cantidad de componentes volátiles.
60
4.17 Representación gráfica de los metales presentes en las naftas.
Gráfico 12. Contenido de metales promedio para todas las naftas.
4.18 Representación gráfica de metales presentes en la nafta HDS
Gráfico 13. Contenido de metales en Nafta HDS
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
NV-NC1 0,000 0,016 0,819 0,309 0,843 0,001 0,000 0,000 0,010 0,004 0,168 0,032 2,613
NV-NC2 0,000 0,039 0,819 0,376 0,829 0,001 0,000 0,000 0,019 0,003 0,152 0,003 2,455
N-CCR 2,220 0,039 0,819 0,262 0,722 0,000 0,000 0,000 0,009 0,021 0,018 0,035 2,215
N-HDT 0,159 0,027 0,137 0,321 0,815 0,000 0,000 0,000 0,001 0,017 0,211 0,271 2,504
N-HDS 0,347 0,021 0,810 0,388 0,612 0,000 0,000 0,000 0,040 0,014 0,347 0,159 2,220
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
MG
/L
METALES
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
N-HDS 0,34 0,02 0,81 0,38 0,61 0,00 0,00 0,00 0,04 0,01 0,34 0,15 2,22
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
mg/
L
METALES N-HDS
61
4.19 Representación gráfica de metales presentes en la nafta HDT
Gráfico 14. Contenido de metales en Nafta HDT
4.20 Representación gráfica de metales presentes en la nafta CCR
Gráfico 15. Contenido de metales en Nafta CCR
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
N-HDT 0,15 0,02 0,13 0,32 0,81 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,21 0,27 2,50
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
3,0000
mg/
L
METALES N-HDT
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
N-CCR 2,22 0,03 0,81 0,26 0,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,01 0,03 2,21
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
mg/
L
METALES N-CCR
62
4.21 Representación gráfica de metales presentes en la nafta NV-NC1
Gráfico 16. Contenido de metales en Nafta Viscorreductora 1
4.22 Representación gráfica de metales presentes en la nafta NV-NC2
Gráfico 17. Contenido de metales en Nafta Viscorreductora 2
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
NV-NC1 0,00 0,01 0,81 0,30 0,84 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,16 0,03 2,61
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
3,0000
mg/
L
METALES NV-NC1
Pb Hg Ca Mg K As Si Mn Cr Cu Fe Ni Na
NV-NC2 0,00 0,03 0,81 0,37 0,82 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,15 0,00 2,45
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
3,0000
mg/
L
METALES NV-NC2
63
En base a los resultados obtenidos, las representaciones graficas nos indican la presencia
de metales para cada tipo de naftas, estas ilustraciones nos permiten identificar con más
exactitud el tipo de metal con mayor cantidad presente y de esta manera dar una
evaluación acertada para prevenir el posible envenenamiento en catalizadores.
Es de clara evidencia que predomina el sodio y el calcio para las cinco muestras lo cual
es un indicativo de posibles incrustaciones, sin embargo, este criterio se compara con las
especificaciones establecidas. Por otro lado, se evidencia el plomo en una cantidad
considerable para la nafta CCR, la cual podría indicar un indicio de posible
envenenamiento de los catalizadores en el proceso de refinación, sin embargo, para la
evaluación se tomará un criterio comparativo.
4.23 Resultados cualitativos de la prueba doctor
Tabla 38. Resultados prueba doctor para todas las naftas
DOCTOR TEST
Muestra Prueba Doctor Identificación
N-HDS Negativa Muestra con baja concentración de
mercaptanos
N-HDT Positiva Muestra con alta concentración de
mercaptanos
N-CCR Negativa Muestra con baja concentración de
mercaptanos y trazas de peróxidos
NV-NC2 Positiva
Muestra con alta concentración de
mercaptanos y presencia de bajas
trazas de peróxidos y azufre
NV-NC1 Positiva
Muestra con alta concentración de
mercaptanos y presencia de trazas
de azufre.
64
La prueba doctor test nos ha indicado cualitativamente la influencia del contenido de
azufre para la formación y la presencia de mercaptanos, esta prueba es la más adecuada
en cuanto a naftas dulces se refiere, algunas pruebas se han señalado como negativas,
pero eso no quiere decir que existe ausencia de estos, sino se debe a la identificación
visual por coloración en respuesta al reactivo de identificación.
4.24 Análisis Estadístico.
Para evaluar la estabilidad de los parámetros de ensayo en el período que comprende la
caracterización, es decir, en dos periodos de tiempo a condiciones iniciales de la
caracterización de las muestras y después a las condiciones finales de la caracterización
de las muestras. En cada período, se realiza los parámetros de ensayos a día diferente y
por 3 réplicas de cada muestra.
Se realizará un tratamiento estadístico de los datos obtenidos y se aplicará un ANOVA
de un factor para evaluar el Estadístico F
a) Si, F calculado es MAYOR al F crítico, existe diferencia significativa de los datos,
es decir, la muestra es inestable.
b) Si, F calculado es MENOR al F crítico, no existe diferencia significativa de los
datos, es decir, la muestra es estable.
Las propiedades que se analizan son las que más influencia tienen sobre la estabilidad de
cada parámetro de ensayo, para el presente trabajo se tomó la destilación ASTM D-86
como el ensayo de mayor influencia y se analiza tomando el porcentaje de volumen más
representativo al 10% vol, 50% vol, 90% vol con sus puntos de ebullición respectivos.
Después para determinar si la caracterización es correcta y para saber si existen
diferencias significativas entre las temperaturas de los puntos de ebullición se va a aplicar
una comparación de varias muestras para el parámetro destilación ASTM entre las dos
matrices de datos, para lo cual se utilizó el programa STATGRAPHICS para comparar
los valores obtenidos.
Las hipótesis planteadas son las siguientes:
Ho: Si las medias son iguales entonces las naftas son estables.
Hi: Si las medias son diferentes entonces las naftas son inestables.
65
Por otra parte, para complementar el estudio y con la ayuda del programa estadístico se
aplicó la herramienta de análisis de conglomerados de manera que nos permita realizar
un análisis multivariante englobando todos los parámetros de análisis para así aseverar
los resultados obtenidos mediante la agrupación por clúster y deducir si las naftas son
estables o inestables con mayor exactitud y que variables las provocan.
4.24.1 Análisis de varianza de un factor para la nafta HDS al 50% volumen.
Tabla 39. Resumen estadístico para nafta HDS
Grupos Cuenta Suma Promedio Varianza
Columna 1 3 366,83366 122,277887 0,39109109
Columna 2 3 366,116884 122,038961 0,89799429
Tabla 40. Análisis de varianza para nafta HDS al 50% volumen
Origen de las
variaciones
Suma de
cuadrados
Grados de
libertad
Promedio
de los
cuadrados
F Probabilidad Valor crítico
para F
Entre grupos 0,08562797 1 0,08562797 0,13285074 0,733945995 7,708647422
Dentro de los grupos 2,57817074 4 0,64454269
Total 2,66379872 5
Con un 95% de confianza para la nafta HDS sí, F calculado tiene un valor 0.1328 siendo
menor al F crítico con un valor de 7,708 entonces, no existe diferencia significativa de
los datos, es decir, la muestra es estable.
4.24.2 Análisis de varianza de un factor para la nafta HDT al 50% volumen
Tabla 41. Resumen estadístico para nafta HDT
Grupos Cuenta Suma Promedio Varianza
Columna 1 3 372,923944 124,307981 0,40025755
Columna 2 3 371,153348 123,717783 11,5386493
66
Tabla 42. Análisis de varianza para nafta HDT al 50% volumen
Origen de las
variaciones
Suma de
cuadrados
Grados
de
libertad
Promedio
de los
cuadrados
F Probabilidad
Valor
crítico
para F
Entre grupos 0,52250198 1 0,52250198 0,08752928 0,782065275 7,70864742
Dentro de los
grupos 23,8778138 4 5,96945344
Total 24,4003157 5
Con un 95% de confianza para la nafta HDT sí, F calculado tiene un valor 0.087 siendo
menor al F crítico con un valor de 7,708 entonces, no existe diferencia significativa de
los datos, es decir, la muestra es estable.
4.24.3 Análisis de varianza de un factor para la nafta CCR al 50% volumen
Tabla 43. Resumen estadístico para nafta CCR
Grupos Cuenta Suma Promedio Varianza
Columna 1 3 371,8278 123,9426 2,92087146
Columna 2 3 373,308899 124,4363 3,10291853
Tabla 44. Análisis de varianza para nafta CCR al 50% volumen
Origen de las
variaciones
Suma de
cuadrados
Grados de
libertad
Promedio
de los
cuadrados F Probabilidad
Valor
crítico
para F
Entre grupos 0,36560906 1 0,36560906 0,12138838 0,745098035 7,70864742
Dentro de los grupos 12,04758 4 3,011895
Total 12,413189 5
Con un 95% de confianza para la nafta CCR sí, F calculado tiene un valor 0.1213 siendo
menor al F crítico con un valor de 7,7086 entonces, no existe diferencia significativa de
los datos, es decir, la muestra es estable.
67
4.24.4 Análisis de varianza de un factor para la nafta NC-VIS2 al 50% volumen
Tabla 45. Resumen estadístico para nafta NC-VIS2
Grupos Cuenta Suma Promedio Varianza
Columna 1 3 271,301896 90,4339653 2,38971935
Columna 2 3 280,7683 93,5894334 2,36259546
Tabla 46. Análisis de varianza para nafta NC-VIS2 al 50% volumen
Origen de las
variaciones
Suma de
cuadrados
Grados de
libertad
Promedio
de los
cuadrados
F Probabilidad
Valor
crítico
para F
Entre grupos 14,9354682 1 14,9354682 6,28555506 0,066262072 7,70864742
Dentro de los
grupos 9,50462962 4 2,37615741
Total 24,4400978 5
Con un 95% de confianza para la nafta VIS2 sí, F calculado tiene un valor 6.285 siendo
menor al F crítico con un valor de 7,7086 entonces, no existe diferencia significativa de
los datos, es decir, la muestra es estable.
4.24.5 Análisis de varianza de un factor para la nafta VIS1 al 50% volumen
Tabla 47. Resumen estadístico para nafta NC-VIS1
Grupos Cuenta Suma Promedio Varianza
Columna 1 3 267,390216 89,130072 3,24539582
Columna 2 3 269,571871 89,8572902 7,50236466
Tabla 48. Análisis de varianza para nafta NC-VIS1 al 50% volumen
Origen de las
variaciones
Suma de
cuadrados
Grados de
libertad
Promedio
de los
cuadrados
F Probabilidad
Valor
crítico
para F
Entre grupos 0,79326944 1 0,79326944 0,14761576 0,720375442 7,70864742
Dentro de los
grupos 21,4955209 4 5,37388024
Total 22,2887904 5
68
Con un 95% de confianza para la nafta VIS1 sí, F calculado tiene un valor 0.1476 siendo
menor al F crítico con un valor de 7,7086 entonces, no existe diferencia significativa de
los datos, es decir, la muestra es estable.
4.25 Resultados del análisis de estabilidad al 10%,50%, 90% volumen.
Tabla 49. Resumen del análisis de la estabilidad de naftas
ESTABILIDAD DE NAFTAS
Muestra % Vol Tiempo Estabilidad
N-HDS
10 60 días
Estable
N-HDT Estable
N-CCR Estable
NV-NC2 Estable
NV-NC1 Estable
N-HDS
50 60 días
Estable
N-HDT Estable
N-CCR Estable
NV-NC2 Estable
NV-NC1 Estable
N-HDS
90 60 días
Estable
N-HDT Estable
N-CCR Estable
NV-NC2 Estable
NV-NC1 Estable
En la tabla 49 del resumen de estabilidad de naftas, los resultados son estables a
condiciones de almacenamiento del laboratorio, se mantuvo a condiciones de
refrigeración hasta 10°C las cinco naftas con sus botellas debidamente selladas con un
control diario. Cabe aclarar que la estabilidad ha sido estudiada en un periodo corto de
tiempo (60 días) y se concluye que la estabilidad es aprobada en un lapso de tiempo
pequeño para naftas con dichas características, lo que indica que la determinación de los
parámetros es más acertada para la caracterización y la evaluación.
Se ha tomado el ensayo de destilación ASTM como base para el estudio de estabilidad
delimitando los porcentajes de volumen recuperado al 10%, al %50% y al 90% ya que
según las gráficas obtenidas de los resultados dichas curvas tienen un comportamiento
similar en cuanto a su temperatura de ebullición se refiere
69
4.26 Comparación de varias muestras.
Tabla 50. Resumen Estadístico
Recuento Promedio Desviación
Estándar
Coeficiente de
Variación
Mínimo Máximo Rango
N-HDS 18 117,556 30,9006 26,286% 75,0 153,0 78,0
N-HDT 18 124,111 26,8106 21,6021% 91,0 160,0 69,0
N-CCR 18 126,0 27,0142 21,4398% 89,0 161,0 72,0
NV-NC2 18 89,5 25,3035 28,272% 57,0 119,0 62,0
NV-NC1 18 87,8333 28,3056 32,2265% 51,0 124,0 73,0
Total 90 109,0 31,9589 29,3201% 51,0 161,0 110,0
Tabla 51. Resumen Estadístico
Sesgo
Estandarizado
Curtosis
Estandarizada
N-HDS -0,471316 -1,32755
N-HDT 0,020357 -1,36474
N-CCR 0,150739 -1,30716
NV-NC2 -0,264972 -1,37974
NV-NC1 -0,155398 -1,36409
Total -0,273874 -1,70567
Este procedimiento compara los datos de las cinco columnas y realiza varias pruebas
estadísticas y gráficas para comparar las muestras. La prueba-F en la tabla ANOVA
determinará si hay diferencias significativas entre las medias. Si las hay, las pruebas de
rangos múltiples indicaran cuáles medias son significativamente diferentes de otras. Si
existiera la presencia de valores atípicos, se elige la Prueba de Kruskal-Wallis la cual
compara las medianas en lugar de las medias. Mediante la representación gráfica se
analizará la significancia práctica de los resultados obtenidos.
Figura 34. Gráfico de dispersión según el tipo de muestra (T ebullición)
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
Dispersión según Muestra
50
70
90
110
130
150
170
resp
uesta
70
Figura 35. Gráfico de medias según el tipo de muestra (T ebullición)
Como se puede observar las medias son semejantes para las naftas N-HDS, N-HDT Y N-
CCR en el rango de temperatura comparado por lo tanto se puede decir que son estables
en un periodo corto de tiempo. También se puede observar que las naftas NV-NC2 y NV-
NC1 tienen medias semejantes lo cual indica que son estables entre sí pero infieren con
los otras muestras ya que tienden rápidamente a perder estabilidad.
4.27. Tabla ANOVA para todas las naftas
Tabla52. ANOVA para todas las naftas
Fuente Suma de
Cuadrados
Gl Cuadrado
Medio
Razón-F Valor-P
Entre grupos 25538,8 4 6384,69 8,30 0,0000
Intra grupos 65363,2 85 768,979
Total (Corr.) 90902,0 89
La tabla ANOVA descompone la varianza de los datos en dos componentes: un
componente entre-grupos y un componente dentro-de-grupos. La razón-F, que en este
caso es igual a 8,30282, es el cociente entre el estimado entre-grupos y el estimado dentro-
de-grupos. Puesto que el valor-P de la prueba-F es menor que 0,05, existe una diferencia
estadísticamente significativa entre las medias de las 5 variables con un nivel del 95,0%
de confianza. Para determinar cuáles medias son significativamente diferentes de otras,
se ha seleccionado la prueba de múltiples rangos a continuación.
N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
Medias y 95,0% de Fisher LSD
78
88
98
108
118
128
138
Med
ia
71
4.27 Prueba de múltiples rangos.
Tabla 53. Pruebas de Múltiple Rangos
Método: 95,0 porcentaje LSD
Casos Media Grupos
Homogéneos
NV-NC1 18 87,8333 X
NV-NC2 18 89,5 X
N-HDS 18 117,556 X
N-HDT 18 124,111 X
N-CCR 18 126,0 X
Tabla 54. Contraste de la prueba de múltiples rangos
Contraste Sig. Diferencia +/- Límites
N-HDS - N-HDT -6,55556 18,3786
N-HDS - N-CCR -8,44444 18,3786
N-HDS - NV-NC2 * 28,0556 18,3786
N-HDS - NV-NC1 * 29,7222 18,3786
N-HDT - N-CCR -1,88889 18,3786
N-HDT - NV-NC2 * 34,6111 18,3786
N-HDT - NV-NC1 * 36,2778 18,3786
N-CCR - NV-NC2 * 36,5 18,3786
N-CCR - NV-NC1 * 38,1667 18,3786
NV-NC2 - NV-NC1 1,66667 18,3786
* indica una diferencia significativa.
Esta tabla aplica un procedimiento de comparación múltiple para determinar cuáles
medias son significativamente diferentes de otras. La mitad inferior de la salida muestra
las diferencias estimadas entre cada par de medias. El asterisco que se encuentra al lado
de los 6 pares indica que estos pares muestran diferencias estadísticamente significativas
con un nivel del 95,0% de confianza. En la parte superior de la página, se han identificado
2 grupos homogéneos según la alineación de las X's en columnas. No existen diferencias
estadísticamente significativas entre aquellos niveles que compartan una misma columna
de X's. El método empleado actualmente para discriminar entre las medias es el
procedimiento de diferencia mínima significativa (LSD) de Fisher. Con este método hay
un riesgo del 5,0% al decir que cada par de medias es significativamente diferente, cuando
la diferencia real es igual a 0.
72
Tabla 55. Verificación de Varianza
Prueba Valor-P
Levene's 0,160127 0,957868
Comparación Sigma1 Sigma2 F-Ratio P-Valor
N-HDS / N-HDT 30,9006 26,8106 1,32837 0,5647
N-HDS / N-CCR 30,9006 27,0142 1,30843 0,5855
N-HDS / NV-NC2 30,9006 25,3035 1,49134 0,4184
N-HDS / NV-NC1 30,9006 28,3056 1,19177 0,7217
N-HDT / N-CCR 26,8106 27,0142 0,984989 0,9755
N-HDT / NV-NC2 26,8106 25,3035 1,12268 0,8142
N-HDT / NV-NC1 26,8106 28,3056 0,897161 0,8256
N-CCR / NV-NC2 27,0142 25,3035 1,13979 0,7905
N-CCR / NV-NC1 27,0142 28,3056 0,910833 0,8495
NV-NC2 / NV-NC1 25,3035 28,3056 0,799126 0,6491
Los estadísticos mostrados en esta tabla evalúan la hipótesis nula de que las desviaciones
estándar dentro de cada una de las 5 columnas son iguales. De particular interés es el
valor-P. Puesto que el valor-P es mayor o igual que 0,05, no existe una diferencia
estadísticamente significativa entre las desviaciones estándar, con un nivel del 95,0% de
confianza.
La tabla también muestra una comparación de las desviaciones típicas para cada par de
muestras. P-valores por debajo de 0.05, de los cuales hay 0, indican una diferencia
estadísticamente significativa entre las dos sigmas al 5% de nivel de significación.
4.28 Análisis de conglomerados (Análisis de clúster)
Número de casos completos: 37
Método de Conglomeración: Ward
Métrica de Distancia: Euclideana Cuadrada
Conglomeración: observaciones
Estandarizar: sí
Tabla 56. Resumen de Conglomeración
Conglomerado Miembros Porcentaje
1 17 45,95
2 19 51,35
3 1 2,70
73
Tabla 57. Centroides
Este procedimiento ha creado 3 conglomerados a partir de 37 observaciones
proporcionadas. Los conglomerados son grupos de observaciones con características
similares. Para formar los conglomerados, el procedimiento comienza con cada
observación en grupos separados. Después, combina las dos observaciones que fueron
los más cercanos para formar un nuevo grupo. Después de recalcular la distancia entre
grupos, se combinan los dos grupos ahora más cercanos. Este proceso se repite hasta que
quedan solamente 3 grupos.
Figura 37. Dendograma para las variables (Naftas)
Dendograma
Métodod de Ward,Euclideana Cuadrada
0
1
2
3
4
5
Dis
tan
cia
Den
sid
ad
°A
PI a
15
Den
sid
ad
rela
tiva a
Facto
r d
e c
ara
cte
riz
Peso
mo
lecu
lar
Nu
mero
de o
cta
no
IBP
5, %
vo
l10, %
vo
l
20, %
vo
l30, %
vo
l
40, %
vo
l50, %
vo
l
60, %
vo
l70, %
vo
l80, %
vo
l90, %
vo
l95, %
vo
lF
BP
VR
,ml
VD
, m
l
VP
, M
L
P, m
mH
g
Ag
ua, %
vo
lum
en
Azu
fre, %
masa
Pb
Hg
Ca
MgK
As Si
Mn
Cr
Cu
Fe Ni
Na
Conglomerado N-HDS N-HDT N-CCR NV-NC2 NV-NC1
1 108,747 115,448 116,033 87,6859 86,8766
2 1,09437 0,987238 1,01712 1,16678 1,12576
3 760,0 760,0 760,0 760,0 760,0
74
Figura 38. Dendograma por tipo de muestra (Naftas)
Como se puede observar en el dendograma se tiene los conglomerados en cada paso y
servirá para evaluar los niveles de similitud (o distancia) de los conglomerados que se
formaron.
Se corta el dendograma con una línea horizontal hasta ver cómo los valores de similitud
o de distancia cambian de un paso a otro esto ayuda a elegir la agrupación final para los
datos y formar los clústers.
Tabla 58. Tabla de Miembros
Dendograma
Métodod de Ward,Euclideana Cuadrada
0
5
10
15
20
25
30D
ista
ncia
N-H
DS
N-H
DT
N-C
CR
NV
-NC
2
NV
-NC
1
Fila Etiqueta Conglomerado
1 Densidad °API 1
2 Densidad relativa 2
3 Kuop 2
4 Peso molecular 1
5 Número de octano 1
6 IBP 1
7 5, %vol 1
8 10, %vol 1
9 20, %vol 1
10 30, %vol 1
11 40, %vol 1
75
Tabla 59. Tabla de miembros. (Continuación)
Esta tabla muestra a que conglomerado pertenece cada observación. Para graficar estos
resultados, se puede observar el diagrama de dispersión que se muestra a continuación.
Figura 39. Diagrama de dispersión de conglomerados.
12 50, %vol 1
13 60, %vol 1
14 70, %vol 1
15 80, %vol 1
16 90, %vol 1
17 95, %vol 1
18 FBP 1
19 VR,ml 2
20 VD, ml 1
21 VP, ML 2
22 P, mmHg 3
23 % Agua 2
24 Azufre, %masa 2
25 Pb 2
26 Hg 2
27 Ca 2
28 Mg 2
29 K 2
30 As 2
31 Si 2
32 Mn 2
33 Cr 2
34 Cu 2
35 Fe 2
36 Ni 2
37 Na 2
Diagrama de Dispersión de Conglomerados
Métodod de Ward,Euclideana Cuadrada
0 200 400 600 800
N-HDS
0
200
400
600
800
N-H
DT
Conglomerado 123Centroides
76
Figura 40. Grafica de distancias de conglomeración.
En este diagrama se puede observar los conglomerados formados con respecto a sus
centroides y a las variables que lo contienen, por lo cual se distinguen dichas variables en
sus grupos respectivamente como las de mayor incidencia sobre la estabilidad de las
naftas. Para definir los centroides se ha tomada la distancia euclidiana que es la más
adecuada para agrupar variables continúas tomando las menores distancias entre las
observaciones para dar paso a la agrupación adecuada.
Descripción grafico de estalactitas
La gráfica de estalactitas muestra cómo se formó(aron) el(los) 3 conglomerado(s). Cada
columna de la gráfica muestra cómo se dividieron las observaciones en un número
específico de conglomerados. En esa columna, una serie continua de X's conecta a todos
los miembros del conglomerado. Una fila sin X indica la separación entre dos
conglomerados. Trabajando desde la derecha de la tabla, puede determinarse como se
combinaron las observaciones. (Ver anexo P)
Gráfica de Distancia de Aglomeración
Métodod de Ward,Euclideana Cuadrada
0 10 20 30 40
Etapa
0
1
2
3
4
5
Dis
tan
cia
77
Tabla 57. Etapa de conglomeración
Conglomerado
1
Conglomerado
2
Etapa Previa Etapa Previa Etapa
Etapa Combinado Combinado Distancia Conglomerado 1 Conglomerado 2 Sig.
1 31 32 1,20985E-12 0 0 2
2 30 31 2,85835E-10 0 1 3
3 30 34 3,9376E-8 2 0 5
4 26 33 1,09227E-7 0 0 5
5 26 30 2,73694E-7 4 3 14
6 25 35 0,0000019184
1
0 0 8
7 2 29 0,0000037055
9
0 0 9
8 25 36 0,0000063157
9
6 0 10
9 2 19 0,0000101851 7 0 12
10 25 28 0,0000182281 8 0 11
11 23 25 0,0000287928 0 10 14
12 2 27 0,0000430585 9 0 13
13 2 21 0,0000721392 12 0 16
14 23 26 0,000106636 11 5 16
15 24 37 0,000338182 0 0 17
16 2 23 0,000751197 13 14 17
17 2 24 0,00234854 16 15 27
18 16 17 0,00788613 0 0 26
19 11 12 0,013789 0 0 29
20 13 14 0,0219794 0 0 24
21 7 8 0,0344013 0 0 28
22 4 20 0,0479395 0 0 29
23 9 10 0,0682211 0 0 30
24 13 15 0,0928713 20 0 32
25 1 5 0,120649 0 0 31
26 16 18 0,153564 18 0 32
27 2 3 0,191167 17 0 0
28 6 7 0,248987 0 21 31
29 4 11 0,310446 22 19 30
30 4 9 0,41936 29 23 33
31 1 6 0,555053 25 28 33
32 13 16 0,787315 24 26 34
33 1 4 1,70168 31 30 34
34 1 13 4,86424 33 32 0
78
Tabla 58. Etapa de conglomerado
Conglomerado Menor
Número Fila
1 1
2 2
3 22
La programación de aglomeración muestra cuales observaciones se combinaron en cada
etapa del proceso de conglomeración. En la primera etapa, se combinaron observación 31
con observación 32. La distancia entre los grupos, una vez combinado, fue 1,20985E-12.
También se muestra que la siguiente etapa en la que este grupo combinado se combinó
con otro conglomerado fue la etapa 2.
79
5. DISCUSION
5.1.Caracterización de las naftas
Para este trabajo se utilizó muestras de naftas proporcionadas por EPP-
PETROECUADOR, las cuales se caracterizan por ser altamente volátiles, esto se pudo
comprobar al momento de la caracterización los resultados obtenidos indican su alto
contenido de azufre. Por lo cual estas muestras se almacenaron con refrigeración a muy
bajas temperaturas durante el tiempo de evaluación para evitar alterar sus propiedades
fisicoquímicas.
5.2.Resultados de destilación ASTM D-86
De los resultados de la destilación ASTM la nafta HDT alcanza su punto final en 172°C,
mientras que la nafta Viscorreductora NC1 alcanza su punto final en 136°C por lo cual se
observa que el comportamiento de las naftas no es similar ya que hay una ligera
desviación al 40% v/v debido a la diferencia en el rango de temperatura de ebullición.
Este ensayo tiene como fin analizar las curvas de destilación con respecto a la relación
entre la temperatura y el % v/v. (Ver Gráfico 1).
Las curvas de destilación presentan comportamientos diferentes con relación a sus rangos
de temperatura, sin embargo, se tomó la decisión de evaluar la estabilidad en estas
temperaturas tomadas al 10% v/v, 50%v/v y 90%v/v debido a que estos valores son los
más representativos en el proceso de destilación a nivel industrial.
5.3. Resultados de contenido de agua
Como se muestra en la tabla 37, al comparar la cantidad de agua presente en las naftas la
Nafta CCR presenta un valor bajo de contenido de agua menor a 0.07% mientras que la
nafta HDS presenta un valor de 0.7%, observando los resultados se evidencia que
contienen pequeñas trazas de agua debido a los puntos del proceso en que se muestrearon
sin embargo fueron aceptados ya que se encuentran dentro del parámetro ≤ 3%
establecido según la norma ASTM.
80
5.4. Resultados del contenido de azufre
Al observar el grafico 10, según los resultados se evidencia un alto contenido de azufre
para las naftas viscoreductoras con un valor del 2.570% y 2.433% S, a pesar de no cumplir
con la especificación admitida se acepta ya que en naftas de alta volatilidad se tolera un
valor de hasta el 2.5% peso.
Las naftas HDT y CCR presentan resultados de 0.493 % y 0.455 % S respectivamente se
evidencia que son valores altos en comparación al valor tolerado de 0.1 %S según la
norma INEN 2253, sin embargo, no se descarta los valores resultantes ya que estas
muestras son altamente volátiles además fueron tomadas en puntos específicos antes del
proceso de hidrotratamiento y de destilación atmosférica lo que nos indica que las naftas
deberán ser pretratadas en el proceso de refinación. (Ver anexo G),
5.5.Resultados del contenido de metales
Observando los resultados de las naftas se evidencia el alto contenido de Na con valores
entre 2.2200 ppm y 2.5040 ppm, se puede decir que las naftas requieren un tratamiento
previo para evitar la corrosión por el asentamiento de sales sobre las placas de fondo o de
cabeza en los esquemas de refinación debido al proceso catalítico del que provienen. (Ver
Gráfico 12)
Es de gran valía analizar otros metales como Hg, Pb, As ya que son precursores de
envenenamiento de catalizadores, se observa que los resultados se encuentran en un rango
≤ 0.001 ppm para las naftas, es decir son bajos lo cual es un indicativo de la poca
probabilidad de transferencia, ya que en cantidades mayores se consideran altamente
dañina para los catalizadores platino y zeolitas usados durante el proceso de refinación
del petróleo. (Ver Gráfico 13,14,15,16)
5.6. Resultados cualitativos de la prueba doctor
De los resultados cualitativos para la nafta HDS y CCR es negativa catalogada como
dulce, mientras que las naftas de viscorreducción y nafta HDT es positiva catalogada
como agria. Las naftas con denominación positiva indican un alto contenido de azufre por
lo tanto tienen presencia de mercaptanos y con denominación negativa presentan un alto
contenido de azufre, pero una baja concentración de mercaptanos y trazas de azufre, sin
embargo, eso no quiere decir que no hay presencia de mercaptanos al contrario debido a
su contenido propio de azufre se encuentran presentes pero su denominación está
81
determinada a nivel cualitativo mas no cuantitativo ya que esta es de gran valía en cuanto
a la evaluación se refiere. (Ver tabla 38)
5.7.Resultados análisis detallados de hidrocarburos-DHA
De los resultados del análisis detallado de hidrocarburos-DHA obtenidos se evidencia que
ha complementado los parámetros de caracterización respecto al porcentaje de familias,
el tipo de componentes que las constituyen y el número de cadenas de carbonos presentes
en las naftas, ya que el método cromatográfico es el más viable para ser cuantificados;
por tal razón se tomó estos resultados como parte de la caracterización que permitieron
comparar los porcentajes de familias hidrocarburíferas con el factor de caracterización
Kuop calculado y se determinó que se encuentran acordes a su composición química a
pesar de ser diferentes métodos.
5.8 Resultados de la estabilidad
De los resultados obtenidos del análisis ANOVA se evidencia que existe diferencias
significativas entre las medias de comparación y que esto afecta a la estabilidad de las
naftas, a pesar de que las cinco muestras son estables evaluadas una a una esta diferencia
indica que las naftas viscoreductoras tienden a perder estabilidad con mayor rapidez con
respecto a las otras naftas, por lo tal se completó la evaluación con el análisis de clúster
para determinar las n variables que lo provocan.
Para corroborar la validez del análisis de clúster se prueba con otro método y distancia
comparando así los centroides formados, se evidencia que son similares entre distintos
métodos probados y por lo tanto es más apropiado clasificar todos los tipos de variables
que se tienen en el clúster con el método de ward y la distancia euclidiana.
La bibliografía afirma que el método de ward es el mas indicado para separar los
conglomerados según sus distancias más cercanas, observando los resultados del
dendograma se eligió el número de conglomerados más adecuado para correr en el
software estadístico, por lo que se afirma que existen 3 clúster entre si ordenados por sus
distancias más cercanas.
82
6. CONCLUSIONES
Se demuestra que la metodología ANOVA debe remplazarse por un MANOVA
(análisis multivariante) y luego complementar con análisis de clúster para aseverar
los resultados de estabilidad de forma más cuantitativa.
El método de conglomerado señala que es una técnica descriptiva que forma n
clúster en base a la distancia entre las observaciones con respecto a n variables en
las naftas.
Mediante el análisis de conglomeración se demuestra que es posible separar
grupos relativamente homogéneos en grupos diferentes con comportamientos
distintos con n variables analizadas.
Los tres grupos establecidos por análisis de clúster son clasificados por variables
características que demuestran la pertenencia respectiva como se puede ver el
primer grupo con 17 variables, el segundo con 19 variables y el tercero con 1
variable.
Se evidencia que el comportamiento de las curvas de destilación ASTM en las
naftas es adecuado tomar el intervalo de temperatura al 10%,50% y 90% v/v para
el análisis de estabilidad debido a la reproducibilidad de los datos.
Mediante la evaluación se determinó que los parámetros que cumplen con los
requisitos son °API, Kuop, RON, Teb y aquellas naftas que están fuera de norma
deben ser sometidas a un tratamiento previo para prevenir la corrosión y/o afectar
a los catalizadores si sobrepasan los límites, así hasta cumplir con las
especificaciones requeridas como base para gasolinas.
La caracterización es importante con referencia al diseño e implementación de
plantas y procesos debido a que al conocer la alimentación del proceso se puede
determinar cuáles son las condiciones de operación de cada una de las etapas de
refinación, sean estas separaciones, reactores, acondicionamientos optimizando
los procesos y ayudando a la reducción de residuos.
El análisis de clúster es viable por ser un método de clasificación de naftas en
función de las variables °API, %S, metales, Kuop, W, RON, Teb, PIONA y
%agua.
83
7. RECOMENDACIONES
Para tener más certeza de los datos analizados en la Refinería Esmeraldas se debe
realizar la caracterización al menos una vez por trimestre, de esta manera generar
un historial de los parámetros establecidos y comparar los resultados para generar
alternativas de procesamiento.
Se recomienda comparar con el software estadístico SPSS para determinar la zona
difusa, estable e inestable con diferentes variables y comparar con los subgrupos
formados a los centroides con la nueva clasificación.
Se recomienda realizar el estudio sobre las alternativas de procesamiento en naftas
inestables a partir de los resultados de caracterización obtenidos en el presente
trabajo.
84
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
Administration, U. E. (s.f.). Crude Oil and Refined Products Glossary. Obtenido de
Crude Oil and Refined Products Glossary:
www.icapenergy.com/us/docs/crudeglossary.pdf
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aditiva con alcoholes en la Refineria Esmeraldas. Quito: Universidad Central
del Ecuador.
ASTM D-2699. (s.f.).
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American Society of testing and materials.
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Bituminous Materials by Distillation. Section 9: American Society of testing and
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Berger, B. (1978). Modern Petroleum. New York: Gas Journal Books.
Bill, B. (2000). Control de Agua. Oilfiel Riview.
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Wauquier, J. (2004). El Refino del Petróleo, Petróleo crudo, Productos petrolíferos,
Esquemas de Fabricación. Madrid: Diaz de Santos.
88
10. ANEXOS
89
Anexo A. Reporte fotográfico de los equipos de ensayo
Figura 8. Destilación ASTM D-86
Figura 9. Agua por destilación
90
Figura 10. Contenido de Azufre
Figura 11. Densidad °API
91
Figura 12. Análisis número de octano
Figura 13. Equipo para digestión de metales
92
Figura 14. Preparación de muestras para la digestión
Figura 15. Muestras en digestión
93
Figura 16. Equipo de absorción atómica
Figura 17. Cromatógrafo de gases
94
Figura 18. Preparación de viales para cromatografía
Figura 19. Prueba doctor
95
Figura 20. Equipo octanómetro
Figura 21. Preparación de soluciones
96
Anexo B. Tabla 5B para interpolar y calcular °API
Figura 22. Petroleum Measurement Tables, Tabla 5B para derivados
97
Anexo C. Carta average boiling point of petroleum fractions para determinar el
factor de correction (F).
Figura 23. Carta Average Boiling Point of Petroleum Fractions
98
Anexo D. Carta molecular weight vs boiling point and gravity para determinar el
peso molecular
Figura 24. Carta Molecular Weight vs Boiling Point and Gravity
99
Anexo E. Carta characterization factor vs boiling point and gravity para
determinar el factor de caracterización Kuop
Figura 25. Carta Characterization Factor vs Boiling Point and Gravity
100
Anexo F. Tablas anexas de la norma ASTM D-86
Figura 26. Tablas anexas norma ASTM D-86
101
Anexo G. Requisitos para naftas INEN 2253
Figura 27. Requisitos para nafta industrial pesada y liviana
102
Anexo H. Continuación requisitos para naftas INEN 2253
Figura 28. Requisitos de nafta industrial pesada y liviana. (Continuación)
103
Anexo I. Anexo del alcance de la norma ASTM E-691
Figura 29. Alcance de la norma ASTM E-691
104
Anexo J. Reporte del análisis DHA de naftas del primer muestreo.
105
Anexo K. Continuación reporte del análisis DHA de naftas del primer muestreo.
106
Anexo L. Reporte del análisis DHA – Densidad relativa
107
Anexo M. Reporte de calibración y contenido de metales para las naftas
Figura 30. Reporte fotográfico del rango de calibración de metales
108
Anexo N. Reporte de calibración y contenido de metales para las naftas
Figura 31.Reporte fotográfico del rango de calibración de metales
109
Anexo O. Reporte de resultados contenido de azufre
Figura 32. Reporte fotográfico de los resultados de contenido de azufre del primer
muestreo
110
ANEXO P. Resultados StartGraphics
Número de Conglomerados
1111111111222222222233333333
Etiqueta Fila 34567890123456789012345678901234567
---------- ------ -----------------------------------
Densidad  1 XXXXXXXXXX
XXXXXXXXXX
Numero de 5 XXXXXXXXXX
XXXX
IBP 6 XXXXXXX
XXXXXXX
5, %vol 7 XXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXX
10, %vol 8 XXXXXXXXXXXXXX
XX
Peso molec 4 XXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXX
VD, ml 20 XXXXXXXXXXXXX
XXXXXX
40, %vol 11 XXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXX
50, %vol 12 XXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXX
20, %vol 9 XXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXX
30, %vol 10 XXXXXXXXXXXX
X
60, %vol 13 XXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXX
70, %vol 14 XXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXX
80, %vol 15 XXXXXXXXXXX
XXX
90, %vol 16 XXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXX
95, %vol 17 XXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXX
FBP 18 XXXXXXXXX
Densidad r 2 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
K 29 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
VR,ml 19 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Ca 27 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
VP, ML 21 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Agua, % vo 23 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Pb 25 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Fe 35 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Ni 36 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Mg 28 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Hg 26 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Cr 33 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
As 30 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Si 31 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Mn 32 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Cu 34 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXX
Azufre, %m 24 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
111
ANEXO Q. Resultados StartGraphics (Continuación)
Agua, % vo 23 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Pb 25 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Fe 35 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Ni 36 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Mg 28 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Hg 26 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Cr 33 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
As 30 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Si 31 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Mn 32 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Cu 34 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXX
Azufre, %m 24 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
Na 37 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXX
Factor de 3 XXXXXXXX
P, mmHg 22