UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
SIMULACIÓN DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS
Trabajo de Fin de Máster
DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN
M11088
Madrid
Febrero 2013
Diego E. Montesdeoca Espín II
ÍNDICE DE CONTENIDOS
ÍNDICE DE TABLAS.………………………………………………………………………...…….. V ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………………………………. VIII ÍNDICE DE GRÁFICOS.……………………………………………………………………………. IX RESUMEN.…………………………………………………………………………………………….. X
1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………...…….. 1 2. OBJETIVOS Y ÁMBITO DEL ESTUDIO………………………………………………………. 3
2.1. OBJETIVOS…………………………………………………………………………………. 3 2.2. ÁMBITO DEL ESTUDIO……………………………………………………………….. 3
3. REFORMADO CATALÍTICO……………………………………………………………………… 5 3.1. GENERALIDADES………………………………………………………………………… 5 3.2. PROCESO…………………………………………………………………………………… 6
3.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES…..………………………………………… 6 3.2.2. ALIMENTACIÓN……………………………………………………………………. 7 3.2.3. PRODUCTOS………………………………………………………………………… 9
3.2.3.1. ESPECIFICACIONES DEL REFORMADO…………………………… 9 3.3. REACCIONES……………………………………………………………………………… 10 3.4. CATALIZADORES………………………………………………………………………… 11 3.5. TECNOLOGÍAS PARA EL REFORMADO CATALÍTICO……………………. 12
3.5.1. PROCESO SEMIREGENERATIVO……………………………………………. 13 3.5.2. PROCESO CON REGENERACIÓN CÍCLICA………………………………. 14 3.5.3. PROCESO CON REGENERACIÓN CONTINUA DEL
CATALIZADOR………………………………………………………………………. 15 3.6. VARIABLES IMPORTANTES DEL PROCESO………………………………….. 16
3.6.1. PRESIÓN………………………………………………………………………………. 16 3.6.2. TEMPERATURA…………………………………………………………………….. 16 3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL…………………………………………………………… 17 3.6.4. RELACIÓN HIDRÓGENO/HIDROCARBURO (H2/HC)………………. 18
4. CINÉTICA DE LAS REACCIONES DE REFORMADO……………………………………. 19 4.1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………. 19 4.2. QUÍMICA DEL REFORMADO CATALÍTICO……………………………………. 20
4.2.1. DESHIDROGENACIÓN DE NAFTENOS……………………………………. 20 4.2.2. ISOMERIZACIÓN DE N-PARAFINAS……………………………………….. 20 4.2.3. DESHIDROGENACIÓN Y AROMATIZACIÓN DE PARAFINAS……. 20 4.2.4. HIDROCRAQUEO DE LAS NORMAL PARAFINAS…………………….. 20
4.3. TERMODINÁMICA……………………………………………………………………… 22 4.4. MODELOS CINÉTICOS………………………………………………………………… 23
Diego E. Montesdeoca Espín III
5. SIMULADOR………………………………………………………………………………………….. 29 5.1. PROCESO EN ESTADO ESTACIONARIO………………………………………… 29 5.2. MODELO GENERAL PARA REFORMADORES CATALÍTICOS DE
ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING………………………………………… 29 5.3. CARCATERÍSTICAS IMPORTANTES DEL MODELO CINÉTICO Y DEL
REACTOR…………………………………………………………………………………… 31 5.4. IMPLEMENTACIÓN DEL MODELO………………………………………………. 32
5.4.1. CONSISTENCIA DE DATOS………………………………………………… 33 5.4.2. CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN……………………….. 33 5.4.3. CALIBRACIÓN DEL MODELO…………………………………………….. 33
6. DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN………………………………………………………….. 36 6.1. UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL
ESMERALDAS (REE) …………………………………………………………………… 37 6.1.1. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA UNIDAD………………………… 39
6.2. DATOS E INFORMACIÓN USADA EN LA SIMULACIÓN…………………. 40 6.3. SIMULACIÓN……………………………………………………………………………… 51
6.3.1. MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REE………………………………………………………………………………….. 51
6.3.1.1. Desarrollo de un modelo inicial que tenga convergencia……………………………………………………………………………… 51 6.3.1.2. Calibración del modelo…………………………………………………. 54 6.3.1.3. Re-cálculo de las composiciones con los nuevos factores de ajuste……………………………………………………………………………………. 56 6.3.1.4. Diseño del sistema de separación aguas abajo……………… 57 6.3.1.5. Datos usados en la calibración………………………………………. 59
6.3.2. DETERMINACIÓN DE LAS MEJORES CONDICIONES PARA EL REFORMADO DE UNA NAFTA PESADA DE NATURALEZA DIFERENTE. …………………………………………………………………………. 61
7. RESULTADOS…………………………………………………………………………………………. 64 7.1. RESULTADOS DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO
CATALÍTICO……………………………………………………………………………….. 64 7.2. RESULTADOS DEL CASO DE ESTUDIO….……………………………………… 69
8. DISCUSIONES………………………………………………………………………………………… 73 8.1. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO
CATALÍTICO…………………………………………………………………………….…. 73
8.1.1. ASPECTOS GENERALES…………………………………………………......... 73 8.1.2. SOBRE EL SISTEMA DE SEPARACIÓN AGUAS ABAJO…………….. 74 8.1.3. SOBRE LOS BALANCES DE MASA………………………………………….. 75 8.1.4. SOBRE LA CALIBRACIÓN Y VALIDACIÓN DE LOS MODELOS…. 75
8.2. DEL CASO DE ESTUDIO………………………………………………………………. 77 9. ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES………………………………………… 79
9.1. CONCLUSIONES GENERALES………………………………………………………. 79 9.2. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO….. 80
Diego E. Montesdeoca Espín IV
9.2.1. SOBRE LOS MODELOS OBTENIDOS………………………………………. 80 9.2.2. SOBRE EL RENDIMIENTO Y COMPOSICIÓN DE LA NAFTA
REFORMADA………………………………………………………………………… 81 9.3. DEL CASO DE ESTUDIO………………………………………………………………. 81
9.3.1. CONTENIDO DE BENCENO Y DE AROMÁTICOS……………………. 82 9.3.2. NÚMERO DE OCTANO…………………………………………………………. 83 9.3.3. RENDIMIENTO DE HIDRÓGENO……………………………………………. 83 9.3.4. CAUDAL DEL GAS DE RECICLO Y CONTENIDO DE
HIDRÓGENO………………………………………………………………………… 83 9.3.5. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA EL REFORMADO………………….. 83
10. CITAS BIBLIOGRÁFICAS Y BIBLIOGRAFÍA………………………………………………… 85 10.1. CITAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………………. 85 10.2. BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………. 86
10.1.1. LIBROS…………………………………………………………………………………. 86 10.1.2. ARTÍCULOS…………………………………………………………………………… 86
ANEXOS…….…………………………………………………………………………………………………. 87 ANEXO 1: Flujos másicos de la alimentación y de los productos del proceso de reformado catalítico……………………………………………………………. 88 ANEXO 2: Flujos másicos y composición por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………….. 91 ANEXO 3: Balances de masa……………………………………………………………. 93 ANEXO 4: Comparación de las composiciones PIONA de la nafta reformada predichas por los modelos de simulación frente a las composiciones reales determinadas por cromatografía………………………… 106 ANEXO 5: Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de estudio………………………………………………………………………………………………….. 109 ANEXO 6: Comparación de las curvas de destilación obtenidas por ensayos normalizados con las estimadas por el simulador……………………. 111 ANEXO 7: Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)…………………………… 114 ANEXO 8: Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas………………………. 116 ANEXO 9: Reportes de los análisis de cromatografía para la determinación de la composición de las naftas……………………………………… 119
Diego E. Montesdeoca Espín V
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.2-1. Producción diaria en Refinería Esmeraldas en BPD…………………………………………… 4
Tabla 3.2.3.1-1. Requisitos de las gasolinas producidas en el Ecuador….……………………………... 10
Tabla 3.5-1. Condiciones de operación típicas de los tres procesos de reformado………….... 13
Tabla 3.5-2. Distribución a nivel mundial del reformado de naftas por tipo de proceso…..... 13
Tabla 4.3-1. Comparación termodinámica de las principales reacciones de reformado catalítico……………………………………………………………………………………………………………………………… 23
Tabla 4.4-1. Ecuaciones de velocidad según el modelo de Taskar…………………………………….. 28
Tabla 5.2-1. Pseudocomponentes que emplea el modelo PETROLEUM REFINIG CatReform de ASPEN HYSYS..………………………………………………………………………………………………………………… 30
Tabla 5.3-1. Expresiones cinéticas para las velocidades de reacciones del modelo de Reformado Catalítico de Aspen Hysys……….………………………………………………………………………… 31
Tabla 5.4.3-1. Factores de ponderación para la función objetivo………………………………………… 34
Tabla 5.4.3-2. Factores de actividad sugeridos para la calibración………………………………………. 35
Tabla 6.1-1. Concentración máxima de contaminantes permitida en la nafta hidrotratada…. 38
Tabla 6.2-1. Datos de la corriente de alimentación…………………………………………………………….. 41
Tabla 6.2-2. Características del Catalizador…………………………………………………………………………. 41
Tabla 6.2-3. Flujos nominales de los productos obtenidos de la Unidad de Reformado Catalítico……………………………………………………………………………………………………………………………… 41
Tabla 6.2-4. Contenido de benceno y aromáticos………………………………………………………………. 42
Tabla 6.2-5. Características de los reactores y condiciones de operación…………………………. 42
Tabla 6.2-6. Presión y temperatura del Separador……………………………………………………………… 43
Tabla 6.2-7. Datos de la Columna de estabilización……………………………………………………………. 43
Tabla 6.2-8. Datos de destilación ASTM, densidad relativa y contenido de azufre de la alimentación………………………………………………………………………………………………………………………… 43
Tabla 6.2-9. Condiciones de operación para los reactores catalíticos………………………………… 44
Tabla 6.2-10. Presión y Temperatura en el separador………………………………………………………….. 44
Tabla 6.2-11. Flujos volumétricos de alimentación y productos del proceso de reformado…. 44
Tabla 6.2-12. Flujo volumétrico y concentración de H2 del Gas de Reciclo…………………………. 44
Tabla 6.2-13. Composiciones en % molar y peso molecular del H2 Neto……………………………… 45
Tabla 6.2-14. Composiciones en % molar y peso molecular de Fuel Gas……………………………… 45
Tabla 6.2-15. RON, Densidad Relativa y Presión de Vapor Reid de la nafta reformada obtenida………………………………………………………………………………………………………………………………. 45
Tabla 6.2-16. Datos de la columna de estabilización………………………………………………………….. 45
Diego E. Montesdeoca Espín VI
Tabla 6.2-17. Datos de destilación ASTM D-86 de la nafta pesada hidrotratada y de la nafta reformada……………………………………………………………………………………………………………………………. 46
Tabla 6.2-18. API (según norma ASTM D287) y densidad relativa corregida a 60 °F……………. 46
Tabla 6.2-19. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % vol. – Muestra A……….. 47
Tabla 6.2-20. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 1…….. 47
Tabla 6.2-21. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 2…..... 48
Tabla 6.2-22. Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % volumétrico – Muestra A………….. 48
Tabla 6.2-23. Análisis PIONA de la nafta reformada en % másico – Muestra 1…………………… 49
Tabla 6.2-24. Análisis PIONA de la nafta reformada en % másico – Muestra 2…………………… 49
Tabla 6.2-25. Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 1.…………………………………………………………………………………………………………………………… 50
Tabla 6.2-26. Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 2……………………………………………………………………………………………………………………………. 50
Tabla 6.3.1.4-1. Presiones y temperaturas de los separadores…………………………………………… 57
Tabla 6.3.1.4-2. Temperaturas y presiones a la salida de los intercambiadores de calor……. 57
Tabla 6.3.1.4-3. Presiones de salida en los compresores……………………………………………………… 58
Tabla 6.1.3.4-4. Presiones de salida en las bombas…………………………………………………………….. 58
Tabla 6.3.1.4-5. Especificaciones para el cálculo riguroso de la columna de estabilización….. 59
Tabla 6.3.1.5-1. Composiciones de la nafta hidrotratada y nafta reformada empleadas en la simulación…………………………………………………………………………………………………………………………… 60
Tabla 6.3.2-1. Análisis PIONA en % volumétrico de la nafta pesada procedente de destilación atmosférica……………………………………………………………………………………………………….. 62
Tabla 7.1-1. Balance general de masa de la unidad……………………………………………………………… 64
Tabla 7.1-2. Balance general de masa y balance de hidrógeno previo a la calibración……….. 64
Tabla 7.1-3. Cumplimiento de los balances general de masa y de hidrógeno al reajustar la producción de nafta…………………………………………………………………………………………………………….. 65
Tabla 7.1-4. Balance general de masa y balance de hidrógeno luego de la calibración……... 65
Tabla 7.1-5. Comparación de flujos y composiciones por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………………………………………………………… 66
Tabla 7.1-6. Comparación del rendimiento y contenido de hidrógeno en el H2 Net Gas………. 66
Tabla 7.1-7. Comparación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo………………………… 66
Tabla 7.1.8. Comparación del flujo y contenido total PIONA en la nafta reformada………….. 67
Tabla 7.1.9. Comparación del contenido de aromáticos en la nafta reformada………………… 67
Tabla 7.1-10. Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 1………… 68
Tabla 7.1-11. Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 2………… 68
Tabla 7.1-12. Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 3………… 68
Tabla 7.1-13. Error en las temperaturas de salida de los reactores, deltas de temperatura y caídas de presión…………………………………………………………………………………………………………………. 68
Diego E. Montesdeoca Espín VII
Tabla 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en las características de la nafta reformada………………………………………………………………………………………………………….. 69
Tabla A1-1. Transformación de flujos volumétricos a flujos másicos………………………………….. 89
Tabla A1-2. Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente H2 Net Gas…………………… 89
Tabla A1-3. Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente FG……………………………….. 90
Tabla A2-1. Resultados de los flujos (kg/h) y % másicos por componentes de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………………………………………………………… 92
Tabla A3-1. Balance de Masa – Caso 1 (previo a la calibración)….………………………………………… 94
Tabla A3-2. Balance de Masa – Caso 1 (luego de la calibración)…………………………………………… 96
Tabla A3-3. Balance de Masa – Caso 2 (previo a la calibración)……………………………………………. 98
Tabla A3-4. Balance de Masa – Caso 2 (luego de la calibración)…………………………………………… 100
Tabla A3-5. Balance de Masa – Caso 3 (previo a la calibración)……………………………………………. 102
Tabla A3-6. Balance de Masa – Caso 3 (luego de la calibración)…………………………………………… 104
Tabla A4-1. Comparación de las composiciones PIONA (en % volumétrico) de la nafta reformada – Caso 1……………………………………………………………………………………………………………… 107
Tabla A4-2. Comparación de las composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 2………………..……………………………………………………………………………………………………………… 107
Tabla A4-3. Comparación de las composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 3………………..……………………………………………………………………………………………………………… 108
Tabla A5-1. Composición PIONA (% vol.) reajustada al 100% de la nafta pesada de diferente composición………………………………………………………………………………………………………………………… 110
Tabla A5-2. Composición PIONA (%vol.) de la nafta pesada empleada para el desarrollo del caso de estudio……………………………………………………………………………………………………………………. 110
Tabla A6-1. Comparación de las curvas de destilación determinadas por ensayos normalizados frente a las estimadas por el simulador…………………………………………………………. 112
Diego E. Montesdeoca Espín VIII
ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 3.2.3-1. Características relevantes del Proceso de Reformado Catalítico………………………. 9
Fig. 3.5.1-1. Proceso semi-regenerativo de lecho fijo para reformado catalítico………………. 14
Fig. 3.5.2-1. Proceso con regeneración cíclica del catalizador para reformado catalítico……… 15
Fig. 3.5.3-1. Reformador con regeneración continua de catalizador…………….…………….……… 16
Fig. 4.4-1. Evolución de los modelos cinéticos para reformado catalítico………………………….. 24
Fig. 4.4-2. Ejemplos de esquemas de reacción usados por varios investigadores en el desarrollo de modelos cinéticos…………….…………….…………….…………….…………….…………….……
26
Fig. 4.4-3. Esquemas de reacción del modelo propuesto por Froment…………….…………….…… 27
Fig. 5.2-1. Esquema del modelo Petroleum Refinig CatReform de Aspen Hysys…………….…….. 30
Fig. 6.3.1.1-1. Creación de la lista de componentes y selección del paquete termodinámico. 51
Fig. 6.3.1.1-2. Configuración de los reactores de reformado catalítico (3 ventanas).……………. 52
Fig. 6.3.1.1-3. Ingreso de datos de alimentación y condiciones de operación de la sección de reactores catalíticos…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………………..
53
Fig. 6.3.1.1-4. Resultados preliminares de la sección de reactores catalíticos……………………. 53
Fig. 6.3.1.1-5. Factores de calibración iniciales…………….…………….…………….…………….…………… 54
Fig. 6.3.1.2-1. Calibración del modelo…………….…………….…………….…………….…………….…………… 55
Fig. 6.3.1.2-2. Selección de las variables de la función objetivo…………….…………….……………… 55
Fig. 6.3.1.2-3. Valores mínimo y máximo de los factores de ajuste, previo a ejecutar la calibración…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………
56
Fig. 6.3.1.4-1. Cálculo tipo “shortcut” de la columna de estabilización…………….…………….…… 58
Fig. 6.3.1.4-2. Cálculo riguroso de la columna de estabilización…………….…………….……………… 59
Fig. 6.3.2-1. Definición de las variables a considerar en el caso de estudio…………….……………. 62
Fig. 6.3.2-2. Definición de variables independientes y dependientes…………….…………….……… 63
Fig. 6.3.2-3. Definición de rangos e intervalos de variación de las variables independientes.. 63
Fig. A7-1. Esquema de simulación (Reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)…………………………………………………………………………………… 115
Diego E. Montesdeoca Espín IX
ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido de benceno en la nafta reformada…………….…………….…………….…………….…………….…………….……… 70
Gráfico 7.2-2. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido total de aromáticos en la nafta reformada…………….…………….…………….…………….…………….…… 70
Gráfico 7.2-3. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el número de octano de la nafta reformada………………………………………………………………………………………………. 71
Gráfico 7.2-4. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el rendimiento de hidrógeno…………….…………….…………….…………….…………….…………….……………………….………… 71
Gráfico 7.2-5. Variación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC………………………………………………………………………………………… 72
Gráfico 7.2-6. Variación del flujo volumétrico del gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC.…………….…………………………………………………………………………………….……………. 72
Gráfico A6-1. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 1…………….……………. 112
Gráfico A6-2. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 2…………….……………. 113
Gráfico A6-3. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 3…………….……………. 104
Diego E. Montesdeoca Espín X
RESUMEN
Se simula el proceso de reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas, empleando las
herramientas de un simulador comercial que son apropiadas para el desarrollo de un modelo
integrado que comprenda el sistema de reacción y de fraccionamiento, de modo que reproduzca
el funcionamiento de este reformador catalítico de uso industrial.
Para ello, el simulador ASPEN HYSYS versión 7.3 (con el módulo especial de reformado
catalítico) es utilizado y con información de operación de la unidad que incluye: caudales de
alimentación, presión y temperatura de los reactores, flujo del gas de reciclo, rendimiento de
productos y datos de composición de las naftas hidrotratada y reformada, se desarrollan y
calibran tres modelos para tres condiciones operativas diferentes. Además, se analiza la
influencia de la temperatura y del gas de reciclo en el reformado de una nafta de diferente
composición.
Las predicciones de los modelos sobre composición de benceno y de aromáticos totales en la nafta
reformada se comparan con datos reales, y en los tres casos analizados el error está por debajo
del 11 % para el benceno y entre el 0,9 y 2 % para los aromáticos totales. El comportamiento
predicho de los reactores refleja también la validez de los modelos desarrollados (el margen de
error en las caídas de temperatura y de presión es inferior al 26%). Cuando se modifica la
composición de la alimentación, a una con menor contenido de naftenos, se establece que es
necesario trabajar a altas temperaturas (480 °C) y bajas relaciones molares
hidrógeno/hidrocarburo (3,0).
DESCRIPTORES: Reformado Catalítico/Nafta Hidrotratada/Nafta Reformada/Simulación de
Procesos/Benceno/Compuestos Aromático
Diego E. Montesdeoca Espín 1
INTRODUCCIÓN
Hoy en día modelos computacionales son usados de forma rutinaria para modelar los varios
procesos de refinación del petróleo, cada vez se recurre en mayor medida a ellos para mejorar la
operación de refinerías existentes, tomar decisiones sobre su operación, comprar el crudo que
mejor se adapte a sus necesidades, optimizar la planificación de la producción. Por lo que, la
habilidad de modelar adecuadamente cada etapa del proceso de refinación, constituye un factor
clave para optimizar el funcionamiento del conjunto global e integrado de una refinería.
Las plantas industriales para refinación del crudo incluyen unidades donde ocurren procesos de
separación física (destilación atmosférica y de vacío) y unidades de conversión (que pueden ser
térmicas o catalíticas) cuya principal función es valorizar las corrientes ahí tratadas. Los procesos
de conversión modifican la estructura molecular de los hidrocarburos que constituyen una
determinada alimentación, provocando un cambio sustancial en su composición, lo cual influye en
las características y propiedades de los productos finales, como: peso molecular, puntos de
ebullición, número de octano, entre otras.
El modelado de las distintas unidades de una planta de refinación es desafiante y en extremo
complicado, por la naturaleza misma del petróleo y sus derivados (mezclas de cientos de
compuestos químicos), el sinnúmero de fenómenos tanto físicos como químicos que
experimentan y el gran número de variables operativas que imperan en las distintas fases de
refinación. En muchos procesos, moléculas grandes son craqueadas hacia moléculas de menor
tamaño o sufren un reacomodo o reestructuración, a través de múltiples reacciones químicas que
se dan bajo complejos mecanismos de reacción, lo cual permite obtener una composición en los
productos, de modo que cumplan con especificaciones impuestas por el mercado, normativas
gubernamentales y también las de carácter medio ambiental.
El reformado catalítico es un proceso químico, cuya función es transformar nafta de bajo octano
en gasolina de alto octanaje, que utiliza para el efecto una serie de reactores catalíticos. De forma
general, los reactores utilizados en la refinación del petróleo están entre los más difíciles de
modelar y diseñar. La composición y propiedades de las diversas fracciones de petróleo que se
convierten en estos reactores es muy particular, pudiendo el sistema de reacción involucrar
diversas fases, presencia de catalizadores, condiciones operativas y configuraciones muy variantes
del reactor, que hacen del desarrollo de un modelo una tarea bastante difícil. Además, la
presencia de cientos de componentes experimentado diferentes patrones de reacción y que al
mismo tiempo compiten por encontrar sitios activos en el catalizador, incrementan la complejidad
para la formulación de la cinética y de los modelos de reactor (1).
Las unidades de reformado catalítico ocupan una posición importante en los esquemas actuales
de refinación, al producir naftas de alto número de octano que son usadas en la formulación de
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Diego E. Montesdeoca Espín 2
gasolinas de uso comercial. En las últimas décadas, la demanda de combustibles ha tenido un
gradual ascenso, pero al mismo tiempo presiones por combustibles de mejor calidad, con menor
carga contaminante y menor riesgo para el medio ambiente han surgido (por las regulaciones
asociadas al contenido de benceno y en general de aromáticos en las gasolinas de uso comercial).
Estas nuevas exigencias han puesto gran presión en las actuales refinerías y se han visto obligadas
a reducir la severidad de sus unidades de reformado catalítico, con el fin de disminuir la cantidad
de aromáticos en las gasolinas; sin embargo, esto repercute de forma negativa en los índices de
octano.
Lo anterior pone en evidencia que contar con modelos que permitan simular el proceso de
reformado catalítico en su conjunto total, es decir, asociando el sistema de reformado (reactores
catalíticos) con el equipamiento de fraccionamiento, constituiría una herramienta útil para los
complejos de refinación, pues les permitiría correlacionar el esquema de operación de las
unidades de reformación con las características del producto a obtener, guardando el equilibrio
necesario entre cantidad de aromáticos y número de octano.
En este sentido, existen varias publicaciones y artículos de carácter científico que reportan
modelos cinéticos para el reformado catalítico, modelamientos de unidades de reformado
catalítico tanto semiregenerativas como de regeneración continua, que se han desarrollado con
éxito reproduciendo de forma adecuada tanto condiciones operativas de los reactores como
composición de la nafta reformada.
De igual forma, se pueden encontrar varios paquetes informáticos de carácter comercial que
permiten desarrollar y usar sofisticados modelos para simular y optimizar los procesos de reacción
y fraccionamiento que tienen lugar en las varias unidades de refinería. Uno de ellos es Aspen
Hysys, que dispone entre sus operaciones, la de reformado catalítico.
Dadas las características del simulador Aspen Hysys, al contar con un modelo de reactor para
reformación catalítica (que tiene un sólido modelo cinético) y con la posibilidad de asociarlo a
otras operaciones unitarias, hacen pensar que es factible desarrollar un modelo de simulación que
reproduzca adecuadamente la operación de la unidad de reformado catalítico de la Refinería
Estatal Esmeraldas (REE), además de poder predecir en la nafta reformada el contenido de
benceno y de compuestos aromáticos con suficiente precisión. Supuestos que serán verificados al
contrastar los resultados que proporcione la simulación con datos reales de operación de la
unidad y análisis de composición.
En el presente trabajo, mediante el uso del programa Aspen Hysys, se desarrollan tres modelos de
simulación aplicados a tres condiciones diferentes de operación de la unidad de Reformado
Catalítico de la REE. También, se desarrolla un caso de estudio, al modificar la composición de la
nafta de alimentación y analizar la influencia de la temperatura y del gas de reciclo en las
características del producto final, esto con el propósito de determinar las mejores condiciones
para el proceso de reformado.
Diego E. Montesdeoca Espín 3
OBJETIVOS Y ÁMBITO DEL ESTUDIO
2.1. OBJETIVOS:
Desarrollar modelos de simulación para el proceso de reformado catalítico de la Refinería
Estatal Esmeraldas (REE) que incluya a los reactores catalíticos y al sistema de estabilización
de naftas, que permitan tener predicciones cercanas a las reales sobre el contenido de
benceno y de aromáticos totales en la nafta reformada.
Analizar el comportamiento de la unidad de reformado catalítico de REE cuando se modifica
la composición de la nafta de alimentación, con el propósito de determinar las mejores
condiciones para su reformado.
Para cumplir con los objetivos propuestos y tomando en cuenta la información disponible, en una
primera etapa se desarrollan modelos que representen y reproduzcan la operación de la unidad de
reformado catalítico para 3 casos diferentes. En cada caso se asocia un par de información sobre
composición de nafta hidrotratada/reformada con las condiciones de operación correspondientes
a un día en particular (estas condiciones referidas solo a los reactores catalíticos). En tanto que, el
sistema de separación y estabilización de naftas tiene la misma configuración para los tres casos
(con datos e información nominal del diagrama de flujo del proceso). Por razones de
especificación (ligado a regulaciones de carácter legal y consideraciones medioambientales) en
relación con el contenido de benceno y de aromáticos totales en la nafta reformada, se los
considera como patrones de comparación para establecer la validez de los modelos desarrollados.
En una segunda etapa, se modifica la composición de la alimentación, utilizando una nafta pesada
procedente de destilación atmosférica de otra refinería, cuyo contenido en términos totales de
parafinas, naftenos y aromáticos es diferente. Se analiza la influencia de la temperatura y del gas
de reciclo en la reformación catalítica de esta nueva alimentación.
2.2. ÁMBITO DEL ESTUDIO
Los casos analizados y la información con la que se desarrolla el presente trabajo corresponden a
la unidad de reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE).
La REE es un complejo industrial con capacidad actual para procesar 110.000 barriles de petróleo
por día, que inició sus operaciones en marzo de 1977. Se localiza en la provincia de Esmeraldas, en
el sector noroccidental del país Ecuador, a 3,8 km de distancia del Océano Pacífico.
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La REE produce gasolina, diesel, kerosene, gas licuado de petróleo (GLP), jet fuel, fuel oil y asfaltos,
además de butano, propano y azufre sólido.
Tabla 2.2-1 Producción diaria en Refinería Esmeraldas en BPD (110.000 barriles de carga)
(Fuente: Castro, Maldonado, Naranjo, Torres, Vásquez. El petróleo en el Ecuador, pág.91)
GLP 5.000 barriles/día
Gasolinas (Super y Extra) 30.800 barriles/día
Diesel 1 (Kerosene) 1.000 barriles/día
Jet fuel 3.700 barriles/día
Diesel 2 26.000 barriles/día
Fuel oil 45.500 barriles/día
Asfalto 2.000 barriles/día
Azufre 30 Tm/día
La unidad de reformado catalítico de REE procesa en promedio 10.000 BPD y produce reformado
de alto octanaje para el pool de mezcla de gasolina. Es importante anotar que en el Ecuador se
distribuyen y comercializan dos tipos de gasolinas, de 87 y 92 octanos.
En el capítulo 6 se proporciona información detallada sobre la unidad de reformado catalítico.
Diego E. Montesdeoca Espín 5
REFORMADO CATALÍTICO
3.1. GENERALIDADES
Las unidades de reformado catalítico son parte integral e importante de los actuales complejos
industriales para refinación del petróleo, en las que la conversión de nafta de bajo octanaje en un
producto reformado con mayor número de octano es su principal característica, fenómeno que
tiene lugar en una serie de reactores catalíticos. Como subproducto del proceso, se obtiene una
corriente neta de gas con alto contenido de hidrógeno, que es separada para usarla en otros
procesos (operaciones de hidrotratamiento e hidrocraqueo principalmente).
El uso del reformado catalítico de naftas como proceso para obtener gasolinas de alto octanaje
continua siendo tan importante en la actualidad, como lo ha sido durante los más de 60 años
desde su uso comercial, cuyo desarrollo empieza a gestarse a inicios de la década de 1930, cuando
las demandas por gasolinas de mayor octanaje ejercieron una presión por el desarrollo de nuevas
formas y tecnologías para mejorar el índice de octano de aquellas fracciones que están en el rango
de ebullición de las gasolinas. Las gasolinas obtenidas directamente por destilación atmosférica
tenían índices de octano muy bajos, y cualquier proceso que mejorase aquellos índices ayudaría a
satisfacer esta creciente demanda, emergiendo así los procesos de reformado térmico y
posteriormente los de reformado catalítico (siendo más efectivo el catalítico, por el mayor
octanaje que se obtiene). Así, el proceso de reformado catalítico se hizo de común uso en
refinerías desde finales de 1940.
El proceso modifica (reforma) la estructura molecular de los hidrocarburos involucrados, sin
alterar apreciablemente el número de átomos de carbono en los mismos. Se produce una
reconstrucción/reestructuración de las especies de bajo número de octano presentes en la nafta,
hacia componentes de estructura molecular más refinada con mejores valores de octano. Aunque
un cierto grado de craqueo ocurre, la conversión se realiza sin cambio apreciable en los rangos de
puntos de ebullición de la alimentación.
Este proceso es usado para mejorar una fracción importante del petróleo, convirtiendo una nafta
pesada, cuyo bajo número de octano la hace inadecuada para usarla como combustible de
motores hacia un producto de alto octanaje, útil para formulación de gasolinas. Es también usado
para la producción de compuestos aromáticos, requeridos en la industria petroquímica. En el
proceso, se genera además hidrógeno como subproducto, elemento muy valioso que es usado en
muchos procesos internos de refinería.
3
Diego E. Montesdeoca Espín 6
3.2. PROCESO
3.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES
El reformado catalítico constituye una de las principales unidades de producción de gasolina en las
refinerías. Se estima que puede producir hasta el 37 % en peso del pool total de gasolinas. Otras
unidades que aportan en este pool, son las de craqueo catalítico en lecho fluido (FCC), producción
de metil ter-butil éter (MTBE), alquilación e isomerización (2).
El reformado de naftas es de alguna manera un proceso único dentro de los procesos de
refinación, en el hecho de que el número de octano y el contenido de aromáticos del producto
resultante pueden ser modificados sobre un amplio intervalo, simplemente por ajuste de
determinados parámetros operativos. El número de octano del producto, generalmente llamado
reformado, puede variar desde 80 hasta valores superiores a 100, dependiendo de las
características de la carga de alimentación y las condiciones operativas de la unidad (3).
Una unidad típica de reformado catalítico se compone de un sistema de alimentación, varios
calentadores, reactores en serie y un separador tipo flash. Parte del vapor separado en el flash
(que contiene mayoritariamente hidrógeno), se recicla al juntarlo con la alimentación antes de su
ingreso al sistema de reactores de la unidad, en tanto que la fracción líquida se envía a la sección
de fraccionamiento (estabilizadora). La nafta reformada se obtiene como producto de fondo de la
columna de estabilización. Adicionalmente, gases ligeros incondensables y gas licuado de petróleo
(GLP) se recuperan por cabeza de la estabilizadora.
Normalmente, los procesos convencionales de reformado catalítico están constituidos por
sistemas de 3 o 4 reactores en serie con precalentadores intermedios. Estos reactores operan
adiabáticamente a temperaturas comprendidas entre 450 y 550 °C, presiones totales de 10 a 35
atm y relaciones molares hidrógeno – hidrocarburo (H2/HC) de 3 a 8 (4).
Dado que la mayoría de reacciones implicadas en el reformado catalítico son de naturaleza
endotérmica (provocando caídas de temperatura), varios calentadores intermedios se utilizan para
mantener la temperatura en los niveles deseados, de modo que, los productos salientes de los
reactores se recalientan y se alimentan al siguiente. Otra característica del proceso es que
conforme la alimentación pasa a través de los reactores en serie, las velocidades de reacción
disminuyen requiriéndose mayor tamaño en los reactores que se ubican a continuación.
Adicionalmente, las reacciones se hacen menos endotérmicas, por lo cual el diferencial de
temperatura a través de los reactores disminuye y el aporte de calor necesario para mantener la
temperatura, lo es también. Estas circunstancias explican también, el porqué de la diferente
distribución del catalizador en los reactores, que es menor en el primero y mayor en el último
reactor.
Normalmente el reformado catalítico se lleva a cabo al alimentar la nafta (luego de ser pre-tratada
con hidrógeno, si es necesario) y una corriente de hidrógeno a un horno, donde se calienta la
Diego E. Montesdeoca Espín 7
mezcla a la temperatura deseada, y luego pasa a través de varios reactores catalíticos.
Normalmente, tres o cuatro reactores en serie son utilizados, y recalentadores se sitúan entre
reactores adyacentes para compensar las reacciones endotérmicas que tienen lugar.
El producto que sale del último reactor catalítico se enfría (generalmente por intercambio térmico
con la mezcla de alimentación que va al primer reactor y luego con agua de enfriamiento) y es
enviado a un separador de alta presión, donde se separa un gas rico en hidrógeno en dos
corrientes:
Una corriente que va a reciclo, al mezclarse con la alimentación; y,
La parte restante que representa el exceso de hidrógeno, disponible para otros usos.
El exceso de hidrógeno se descarga de la unidad y se utiliza en el hidrotratamiento o como
combustible. El producto líquido (reformado) se estabiliza (por eliminación de extremos ligeros) y
se usa directamente para la formulación de gasolinas. La estabilización remueve butano y
compuestos más ligeros. Una corriente líquida rica en propano y butanos (normal e iso) es
recuperada en el condensador de reflujo. La fase gas del condensador de reflujo es una mezcla de
compuestos en el rango del hidrógeno hasta butanos. Usualmente, estos productos del
condensador son enviados a la planta de gas para procesamientos adicionales. El producto de
fondo de la columna constituye la nafta reformada, constituida esencialmente por hidrocarburos
de más de 5 átomos de carbono (C5+).
Previo al reformado catalítico, la nafta de alimentación tiene que ser tratada con hidrógeno para
reducir el contenido de impurezas (azufre, nitrógeno y compuestos de oxígeno) a niveles
aceptables, los cuales si no son removidos envenenarán a los catalizadores de reformado. Este
pre-tratamiento es obligatorio, ya que el catalizador se envenena gradualmente, dando lugar a
una coquización excesiva y su rápida desactivación.
3.2.2 ALIMENTACIÓN
Las cargas de alimentación para el reformado catalítico son materiales saturados (es decir, no
contienen olefinas). En la mayoría de los casos esta alimentación puede ser una nafta de primera
destilación, pero otras naftas subproducto de bajo octanaje (por ejemplo, nafta del coquizador) se
pueden procesar después de un tratamiento para eliminar olefinas y otros contaminantes. La
nafta de hidrocraqueo que contiene cantidades sustanciales de naftenos es también una
alimentación adecuada.
Las naftas obtenidas directamente por destilación atmosférica del petróleo crudo (nafta de
primera destilación) son mezclas de parafinas (hidrocarburos alifáticos saturados), naftenos
(hidrocarburos saturados cíclicos que contienen al menos una estructura de anillo) y compuestos
aromáticos (hidrocarburos con uno o más anillos poliinsaturados) en el rango de 5 a 12 átomos de
carbono (C5 – C12), con intervalos de ebullición entre 30 y 200 °C, que constituyen típicamente
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entre el 15 y 30% en peso del petróleo crudo, con algo de azufre y pequeñas cantidades de
nitrógeno.
En la práctica comercial e industrial, la alimentación preferida para el reformado catalítico es la
nafta con un intervalo de ebullición entre 85 y 165 °C (a veces referida como nafta pesada de
destilación directa), ya que la fracción ligera (con puntos de ebullición inferiores a 85 °C) debido a
su composición no constituye una buena materia prima (las parafinas de bajo peso molecular
tienden a craquearse dando compuestos de menos de 4 átomos de carbono y a ser precursores en
la formación de benceno, que es indeseable debido a las regulaciones ambientales que sobre ese
compuesto existen), y la fracción pesada (con puntos de ebullición superiores a 180 °C) tampoco lo
es, ya que sufre hidrocraqueo con excesiva deposición de carbono sobre el catalizador de
reformado.
En última instancia, el corte de nafta a utilizarse como materia prima depende de las necesidades
primarias o intereses propios de la refinería, así si la prioridad es obtener benceno, el límite de
ebullición deberá estar entre 60 y 85°C. Las naftas con alto índice de octano se obtienen de cortes
entre 85 y 180°C, minimizando benceno y aumentando tolueno y xilenos. La forma de obtener una
mezcla completa de nafta con benceno y otros aromáticos, es utilizar cortes de 60 a 180 °C (o
hasta 220°C).
Otros tipos de naftas que pueden ser empeladas como alimentación, incluyen a las siguientes:
Nafta de visbreaking, que requiere de hidrotratamiento severo para ser una materia prima
adecuada. Por eso, esta nafta se limita generalmente a pequeños porcentajes de la
alimentación del reformador.
Nafta de coquización, cuyas propiedades son parecidas a las de la nafta de visbreaking,
pero en refinerías su cantidad disponible es mayor.
Nafta hidrocraqueada e hidrotratada, que se produce por hidrocraqueo e
hidrotratamiento de las fracciones más pesadas del petróleo. Esta nafta como
alimentación es adecuada, ya que es rica en naftenos.
Nafta de craqueo catalítico en lecho fluidizado (FCC), que es producida por el craqueo
catalítico de gasóleos. Aunque no es viable su uso como alimentación de reformado
catalítico, algunas refinerías lo hacen, particularmente la fracción con rangos de ebullición
entre 75 y 150 °C (5).
En refinería, a menudo se suele considerar el contenido total de naftenos (N) y aromáticos (A)
como un indicador del octanaje que se puede producir a partir de una determinada alimentación.
Este indicador generalmente se expresa como N+A o N+2A. Existen varias correlaciones, según las
cuales, a partir de cargas nafténicas se obtiene números de octano y rendimientos mayores en la
nafta reformada. Otras propiedades que deben caracterizarse en la alimentación, son los puntos
iniciales (IBP) y finales de ebullición (EP).
Diego E. Montesdeoca Espín 9
3.2.3. PRODUCTOS
Como se ha mencionado, el objetivo principal de cualquier proceso de reformado es incrementar
el índice de octano mediante el aumento del contenido de compuestos aromáticos en la gasolina.
Como resultado de las reacciones que ocurren durante el proceso, el reformado se compone
principalmente de parafinas ramificadas, pero especialmente de compuestos aromáticos. En
términos generales, las olefinas se saturan para formar parafinas por hidrogenación. Las parafinas
de la alimentación y de la saturación de olefinas son esencialmente isomerizadas a iso-parafinas y,
en cierta medida, cicladas hacia los naftenos correspondientes. Los naftenos son entonces
deshidrogenados hacia compuestos aromáticos. Los compuestos aromáticos de la alimentación,
básicamente permanecen sin cambio. Además del reformado, las reacciones producen cantidades
considerables de gases tales como hidrógeno, metano, etano, propano y butanos (normal e iso).
El reformado se compone mayoritariamente de hidrocarburos que tienen entre 6 y 10 átomos de
carbono. Su índice de octano viene dado principalmente por aromáticos en el rango de 8 a 10
carbonos y por iso-parafinas ligeras, especialmente las de 5 carbonos. Esto es porque las
isoparafinas C6, C7 y C8 no se presentan muy ramificadas, por lo que tienen un bajo RON.
Algo peculiar que ocurre durante el reformado, es que al promoverse la ciclación de parafinas
hacia naftenos y la deshidrogenación de naftenos hacia aromáticos, se observa un efecto de
contracción del volumen (por lo cual, la densidad del reformado es mayor). Esto a causa de que los
aromáticos tienen mayor densidad que sus equivalentes en parafinas y naftenos, a partir de los
cuales se forman.
CORRIENTE DE ALIMENTACIÓN
Nafta Pesada (C5-C14)RON: 20 – 50
Parafinas: 45 – 65 % vol.Naftenos: 20 – 40 % vol.
Aromáticos: 15 – 20% vol.
REFORMADO CATALÍTICO (Condiciones de Reacción)
Temperatura: 500°CPresión: 5 – 25 bar
Catalizador a base de PlatinoAlta demanda de calor
SemiregenerativoCíclico
Regeneración continua del catalizador
PRODUCTOS
Reformado (C5+)RON: 90 – 100
H2, C1, C2, C3, C4, CoqueParafinas: 30 – 50 % vol.Naftenos: 5 – 10 % vol.
Aromáticos: 45 – 60% vol.
Fig. 3.2.3-1. Características relevantes del Proceso de Reformado Catalítico (Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining, pág. 96)
3.2.3.1. ESPECIFICACIONES DEL REFORMADO
Al ser utilizado el reformado para la formulación de gasolinas, las especificaciones y regulaciones
que éstas tienen definen en gran medida las características del reformado. En este sentido,
tomando como referente el ámbito geográfico en el cual se ubica la Refinería Estatal Esmeraldas,
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las gasolinas que distribuye para suplir el mercado de combustibles en el Ecuador, deben de
cumplir con los requisitos que se presentan en la tabla 3.2.3.1-1.
Tabla 3.2.3.1-1 Requisitos de las gasolinas producidas en el Ecuador (valores máximos).
Fuente: Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 935:2012, Octava Revisión
REQUISITOS UNIDAD GASOLINA
EXTRA GASOLINA
SÚPER
Número de Octano Research(a) RON 87,0 (mínimo) 92,0 (mínimo)
Destilación: 10% °C 70 70
50%(a) °C 77 / 121 77 / 121 90% °C 189 190
Punto Final °C 215 220 Residuo de la destilación % 2 2
Relación vapor-líquido a 60°C --- 20 20
Presión de vapor kPa 60 60
Corrosión a la lámina de Cobre --- 1 1
Contenido de gomas mg/100 cm3 3,0 4,0
Contenido de azufre Ppm 650 650
Contenido de aromáticos % 30,0 35,0
Contenido de benceno % 1,0 2,0
Contenido de olefinas % 18,0 25,0
Estabilidad a la oxidación --- 240 (mínimo) 240 (mínimo)
Contenido de oxígeno % 2,7 2,7 (a) Valores mínimo y máximo
3.3. REACCIONES
La nafta que se alimenta al proceso tiene una compleja composición, con múltiples componentes
que toman parte en varias reacciones. Esta alimentación contiene de forma general parafinas
normales y ramificadas, anillos nafténicos de 5 y 6 átomos de carbono y aromáticos de un solo
anillo (derivados bencénicos mayoritariamente).
Durante el reformado catalítico se transforma la estructura de las moléculas de hidrocarburo hacia
estructuras isoméricas y aromáticas principalmente, que poseen mayor octanaje (las parafinas son
isomerizadas hacia cadenas ramificadas y en menor medida hacia naftenos, y los naftenos se
convierten en aromáticos).
Entre el gran número de reacciones químicas que ocurren, se pueden citar a las siguientes:
Deshidrociclación de parafinas hacia aromáticos. Isomerización de alquilciclopentanos hacia ciclohexanos. Deshidrogenación de ciclohexanos hacia compuestos aromáticos.
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Isomerización de parafinas lineales hacia isoparafinas. Hidrocraqueo de naftenos y parafinas. Hidrodesalquilación de compuestos aromáticos. Formación de coque.
De ellas, las reacciones relevantes del proceso son: deshidrogenación (también durante la
eliminación de hidrógeno de la molécula puede ocurrir una ciclación, proceso denominado
deshidrociclación), isomerización e hidrocraqueo.
Las reacciones más importantes en reformación (que se desea ocurran) son las de
deshidrogenación, hidrogenación y deshidrociclación, todas emparentadas con el equilibrio
parafina-olefina-cicloparafina-aromático-hidrógeno (6). Mayor detalle sobre las reacciones que
ocurren en el proceso, se presenta en el capítulo 4.
3.4. CATALIZADORES
Desde las primeras aplicaciones en la industria del reformado de gasolinas utilizando catalizadores
soportados de platino, este proceso comercial ha sido una fuerza motriz para la investigación de
reacciones catalizadas por metales en las que participan los hidrocarburos. El reformado catalítico
se ha estudiado ampliamente con el fin de comprender la química catalítica del proceso. El caballo
de batalla de este proceso es típicamente un catalizador compuesto por cantidades pequeñas de
varios componentes, incluyendo platino soportado sobre un material de óxido, como la alúmina.
Existe una asombrosa perfección en la química implicada, pues la combinación de estos
componentes en la forma apropiada permite o no la obtención de altos rendimientos.
Las reacciones de reformado catalítico ocurren sobre catalizadores bifuncionales (función ácida y
función metálica que promueven reacciones de deshidrogenación – hidrogenación), soportados
sobre alúmina o sílice-alúmina. Dependiendo del catalizador, una secuencia definida de reacciones
tiene lugar, implicando cambios estructurales en el material de alimentación.
La composición de un catalizador de reformado está determinada por la composición de la
materia prima y del reformado deseado. Los catalizadores utilizados son principalmente
molibdeno-alúmina (MoO2–Al2O3), cromo-alúmina (Cr2O3–Al2O3) o platino (Pt) sobre una base de
sílice-alúmina (SiO2–Al2O3) o alúmina (Al2O3). Los catalizadores sin platino son ampliamente
utilizados en procesos regenerativos con alimentaciones que contienen azufre, que envenena los
catalizadores de platino, aunque procesos de pretratamiento (por ejemplo, hidrodesulfuración)
pueden hacer viables el uso de catalizadores de platino.
El propósito del platino sobre el catalizador es promover reacciones de deshidrogenación e
hidrogenación (es decir, la producción de compuestos aromáticos), la participación en reacciones
de hidrocraqueo y la rápida hidrogenación de precursores que forman carbono. Para que el
catalizador tenga una actividad que provoque la isomerización tanto de parafinas como de
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naftenos (etapa de craqueo inicial del hidrocracking) y para su participación en la
deshidrociclación de parafinas, debe tener una actividad ácida. El equilibrio entre estas dos
actividades es muy importante en un catalizador de reformado. De hecho, en la producción de
compuestos aromáticos a partir de materiales cíclicos saturados (naftenos), es importante que el
hidrocraqueo sea minimizado para evitar pérdidas de producto deseado. En tanto que, la actividad
catalítica debe ser moderada cuando la producción de gasolina es partir de una alimentación
parafínica, donde la deshidrociclación e hidrocraqueo juegan un papel importante.
La actividad ácida puede conseguirse mediante la participación de halógenos (generalmente flúor
o cloro, hasta aproximadamente 1% en peso de catalizador) o sílice incorporada en la base de
alúmina. El contenido de platino en el catalizador está normalmente en el rango de 0,3 a 0,8 % en
peso. A niveles más altos, existe cierta tendencia a producirse desmetilación y apertura de anillos
nafténicos, lo cual es indeseable. A niveles inferiores, los catalizadores tienden a ser menos
resistentes al envenenamiento.
La mayoría de procesos de reformado catalítico tienen asociado un mecanismo de regeneración
del catalizador. El tiempo entre regeneración, varía según el proceso, severidad de las reacciones
de reformado e impurezas de la materia prima y oscila desde cada pocas horas hasta varios meses.
Algunos procesos utilizan un catalizador no regenerativo que puede ser utilizado por un año o
más, después de lo cual es devuelto al fabricante para sea reprocesado. Los procesos de lecho
móvil o lecho fluido utilizan catalizadores mixtos de óxidos de metal no precioso en unidades
equipadas con instalaciones para regeneración por separado. Los procesos de lecho fijo utilizan
predominantemente catalizadores que contienen platino en unidades equipadas para
regeneración en ciclo, eventuales o sin regeneración (7).
3.5. TECNOLOGÍAS PARA EL REFORMADO CATALÍTICO
Las tecnologías de proceso existentes para el reformado catalítico de naftas, comúnmente se
clasifican de acuerdo con la estrategia seguida para la regeneración del catalizador,
identificándose tres tipos principales:
1. Semi-regenerativa (SR)
2. Cíclica regenerativa (CR); y,
3. Regenerativa continua del catalizador (CCR).
Se diferencia entre sí, por la necesidad de parar la unidad en el caso del proceso semiregenerativo,
el uso de un reactor adicional (o de repuesto) para el proceso cíclico y la sustitución del catalizador
durante operación normal para el tipo de regeneración continua. Además presentan diferencias
en los rangos de presión y temperatura a las que operan, que se reflejan en las características que
presenta el producto reformado, como se observa en la siguiente tabla:
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Tabla 3.5-1. Condiciones de operación típicas de los tres procesos de reformado (Fuente: Fundamentals of Petroleum Refining. Fahim, Alsahhaf, Elkilani, pág. 108)
Proceso Catalizador Presión,
Bar H2/HC,
(mol/mol) Velocidad
espacial, h-1 RON
Semi-regenerativo Monometálico
Bimetálico > 25
12 – 20 > 25 4 – 6
1 – 2 2 – 2.5
90 – 92 81 – 98
Cíclico Bimetálico 15 – 20 4 2 96 – 98
Regeneración continua del catalizador
Bimetálico 3 – 10 2 2 – 3 100 – 102
Según estudios realizados en el año 2004, el esquema semi-regenerativo domina la capacidad de
reformamiento con aproximadamente el 57% de la capacidad total, seguido por el de
regeneración continua con el 27%. En la actualidad, más del 95% de las nuevas unidades de
reformado catalítico se diseñan con tecnología de regeneración continua del catalizador (CCR). Y
adicionalmente, muchas unidades que originalmente fueron diseñadas como SR han sido
reacondicionadas hacia unidades de reformado CCR (8).
Tabla 3.5-2 Distribución a nivel mundial del reformado de naftas por tipo de proceso
(Fuente: Gyngazova y colaboradores, Chemical Engineering Journal 176– 177 (2011) 134– 143)
Región Número de refinerías
Distribución según tipo de proceso
SR CCR Otros
Norte América 159 46,4 26,8 26,8
Europa (zona este) 104 54,0 31,5 14,5
Asia (zona del Pacífico) 161 42,4 44,8 12,8
Europa (zona Oeste) 93 86,4 11,0 2,6
Oriente Medio 45 63,0 23,1 13,9
Sudamérica 67 80,4 9,3 10,3
Africa 46 81,9 0,0 18,1
Total 675 56,8 26,9 16,3
3.5.1. PROCESO SEMIREGENERATIVO
El término semi-regenerativo se deriva de la regeneración del catalizador, que tiene lugar en los
reactores de lecho fijo (que deben parar su operación) por combustión del carbono formado y
depositado en la superficie del catalizador.
Un proceso semi-regenerativo generalmente tiene tres o cuatro reactores en serie con un sistema
de lecho fijo de catalizador y opera de forma continua entre seis meses y un año. Durante este
periodo, la actividad del catalizador disminuye debido a la deposición de coque, provocando una
Diego E. Montesdeoca Espín 14
disminución en el rendimiento de compuestos aromáticos y en la pureza del hidrógeno gas. Para
minimizar la razón de desactivación del catalizador, las unidades semi-regenerativas operan a altas
presiones (200 a 300 psig). Para compensar la disminución de actividad del catalizador y mantener
una conversión más o menos constante, la temperatura del reactor se aumenta continuamente.
Cuando el final de ciclos de temperatura del reactor se ha alcanzado, la unidad se apaga y el
catalizador es regenerado in situ. Un ciclo de catalizador termina cuando la unidad de reformado
es incapaz de cumplir con sus objetivos de proceso: octano y rendimiento de reformado. La
regeneración del catalizador se lleva a cabo con aire como fuente de oxígeno. Un catalizador
puede ser regenerado de cinco a diez veces, antes de que sea retirado y reemplazado.
Fig. 3.5.1-1. Proceso semi-regenerativo de lecho fijo para reformado catalítico
(Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining., pág. 103)
3.5.2. PROCESO CON REGENERACIÓN CÍCLICA
Una modificación al proceso semi-regenerativo es incorporar un reactor adicional, para evitar la
parada de toda la unidad durante la regeneración. De esta forma, tres reactores pueden estar
operando mientras el cuarto está siendo regenerado.
Aparte de los reactores de reformado catalítico, el proceso con regeneración cíclica tiene un
reactor adicional, el cual es utilizado cuando el catalizador de lecho fijo en cualquiera de los
reactores ordinarios necesita regeneración. El reactor con el catalizador regenerado se convierte
entonces en el reactor de repuesto. De esta forma, el proceso de reformado mantiene su
operación continua. Operando a una presión menor (valores promedio de 200 psig) permite que el
proceso de regeneración cíclica logre un mayor rendimiento de reformado y de producción de
hidrógeno. En comparación con el tipo semi-regenerativo, en el proceso cíclico la actividad global
Diego E. Montesdeoca Espín 15
del catalizador varía mucho menos con el tiempo, de modo que la conversión y la pureza del
hidrógeno se mantienen más o menos constantes durante toda la operación.
La principal desventaja de este tipo de reformado catalítico es la naturaleza compleja de los
procedimientos para el intercambio de reactores, que requiere de precauciones de seguridad
elevadas. Además, para hacer posible el cambio entre reactores, éstos deben ser del mismo
tamaño.
Fig. 3.5.2-1. Proceso con regeneración cíclica del catalizador para reformado catalítico
(Fuente: Ancheyta, J. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining, pág. 317)
3.5.3. PROCESO CON REGENERACIÓN CONTINUA DEL CATALIZADOR
Las deficiencias del reformado con regeneración cíclica se solucionan con un proceso de
regeneración continua a baja presión (50 psig), el cual se caracteriza por una elevada actividad del
catalizador con reducidos requisitos en éste, produciendo un reformado más uniforme con mayor
contenido de aromáticos e hidrógeno de alta pureza. Este tipo de proceso utiliza un diseño de
reactor de lecho móvil, en el cual los reactores están apilados. El catalizador se mueve por
gravedad, fluyendo desde la parte superior hacia el fondo de los reactores apilados. El catalizador
gastado es retirado desde el último reactor y enviado a la parte superior del regenerador para
combustionar el coque. El transporte de catalizador entre los reactores y el regenerador se hace
por un método de elevación con gas. Durante el funcionamiento normal, pequeñas cantidades de
catalizador se retiran continuamente, por lo que catalizador fresco o regenerado se añade a la
parte superior del primer reactor a fin de mantener un inventario constante del catalizador. Esta
descripción general del proceso, corresponde a unidades tipo Platforming, licenciadas por la UOP.
Diego E. Montesdeoca Espín 16
Fig. 3.5.3-1. Reformador con regeneración continua de catalizador (Proceso Platforming de la UOP)
(Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining, pág. 107)
3.6. VARIABLES IMPORTANTES DEL PROCESO
En el proceso de reformado catalítico existen cuatro variables principales que influyen en el
rendimiento de la unidad, ya sea semi-regenerativa o de regeneración continua: presión del
reactor, temperatura del reactor, velocidad espacial y relación molar Hidrógeno/Hidrocarburo
(H2/HC).
3.6.1. PRESIÓN
Una reducción en la presión del reactor aumenta la producción de hidrógeno y el rendimiento de
reformado, disminuye la temperatura requerida en el reactor para alcanzar una calidad constante
de producto y acorta el ciclo de vida del catalizador, ya que se incrementa la velocidad de depósito
del coque sobre el catalizador. Por efecto de las caídas de presión, la presión del reactor
disminuye a través de las diversas etapas de reacción. La presión media de los diversos reactores
se asocia generalmente como la presión del reactor. Valores típicos de presión del reactor se
encuentran entre 200 y 500 psig (procesos semiregenerativos y de regeneración cíclica) y de 60 a
150 psig (regeneración continua) (9). Se requieren presiones parciales de hidrógeno altas en el
reactor para promover reacciones de isomerización y para reducir la deposición de coque en el
catalizador.
3.6.2. TEMPERATURA
La temperatura de reacción es la variable más importante en el reformado catalítico, ya que la
calidad del producto y los rendimientos son dependientes en gran medida de la misma. Las
Diego E. Montesdeoca Espín 17
temperaturas WABT (weighted-average bed temperature, temperatura media ponderada del
lecho) y WAIT ((weighted-average inlet temperature, temperatura media ponderada de admisión)
son los dos principales parámetros para expresar la temperatura media del reactor de reformado.
Se diferencian en que la WABT representa la temperatura integrada a lo largo de los lecho de
catalizador, en tanto que la WAIT se calcula con la temperatura de ingreso en cada reactor.
La WABT puede calcularse fácilmente si el reactor está provisto de varios indicadores de
temperatura (IT) ubicados en diferentes zonas del lecho catalítico, mediante las siguientes
ecuaciones:
Donde WABTi es la temperatura media de cada lecho catalítico entre dos
IT. y
son las temperaturas de entrada y salida en cada lecho catalítico.
La WABT global se calcula como:
∑
Donde N es el número de lechos de catalizador y Wci es la fracción en peso de catalizador en cada
lecho con respecto al total.
La WAIT se calcula como:
∑
Donde WAITi es la temperatura de entrada en cada reactor, N el número de reactores,
y Wci es la fracción en peso de catalizador en cada lecho del reactor con respecto
al total.
Las unidades semiregenerativas operan a temperaturas más altas (450 a 525 °C) que las de
regeneración continua (525 a 540°), (10).
Todas las velocidades de reacción se incrementan cuando se opera a altas temperaturas. El
hidrocraqueo (reacción no deseable), se produce en mayor medida a temperaturas altas. Por lo
que, para obtener productos de alta calidad y buenos rendimientos, es necesario controlar
cuidadosamente el hidrocraqueo y las reacciones de aromatización.
3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL
Tanto la LHSV (Liquid hourly space velocity, Velocidad espacial del líquido en horas) y WHSV
(Weight hourly space velocity, velocidad espacial másica en horas) son de uso típico en unidades
Diego E. Montesdeoca Espín 18
de reformado catalítico para expresar la velocidad espacial. La velocidad espacial y la temperatura
del reactor se emplean comúnmente para ajustar el índice de octano de un producto. Cuanto
mayor sea la velocidad espacial, mayor es la temperatura necesaria para obtener un producto con
un determinado índice de octano. La severidad de la unidad de reformado catalítico puede
aumentarse mediante el incremento de la temperatura del reactor o mediante la reducción de la
velocidad espacial. Puesto que la cantidad de catalizador cargado en los reactores es constante, la
reducción de la velocidad espacial durante funcionamiento puede reducirse sólo al disminuir el
caudal de alimentación.
3.6.4. RELACIÓN HIDRÓGENO/HIDROCARBURO (H2/HC)
Esta relación se expresa en base molar, es decir, moles de hidrógeno en el gas de reciclo (que es
una mezcla de hidrógeno y gases ligeros) por mol de alimentación de nafta (mol/mol). Valores de
4 a 6 son típicos en unidades de reformado tipo semiregenerativas (11), en tanto que durante
operación normal en unidades con regeneración continua del catalizador, la relación H2/HC toma
valores entre 3 y 4 (12). Un aumento en la proporción H2/HC provoca un aumento en la presión
parcial de hidrógeno y elimina precursores de coque de los sitios activos del metal. El efecto global
de esto se refleja en el incremento de la vida del catalizador. En otras palabras, la tasa de
formación de coque sobre el catalizador, y por lo tanto la estabilidad del catalizador y su vida útil
es función de la relación H2/HC y de la presión parcial del hidrógeno presente en el sistema del
reactor. Sin embargo, incrementar la relación H2/HC influye negativamente en la aromatización e
incrementa el hidrocraqueo.
Diego E. Montesdeoca Espín 19
CINÉTICA DE LAS REACCIONES DE REFORMADO
4.1. INTRODUCCIÓN
En el desarrollo de modelos cinéticos para las reacciones de reformado catalítico, uno de los
enfoques de mayor éxito y que proporciona buenos resultados constituye la metodología de
agrupamientos, mediante el uso de pseudocomponentens o “lumps”.
Debido a la naturaleza compleja de la alimentación y de los productos que se obtienen, el número
de componentes que forman parte de las varias reacciones que ocurren durante el reformado
catalítico es extenso (los análisis por cromatografía, reportan hasta 250 compuestos presentes en
las naftas), lo cual hace que proponer un modelo cinético que involucre a todas las especies y
tome en cuenta a la totalidad de reacciones, sea una tarea extremadamente difícil.
Sin embargo, el gran número de componentes químicos se pueden reducir a un conjunto
manejable, más pequeño de grupos cinéticos (lumps), cada uno compuesto por especies químicas
que tienen características de reacción suficientemente similares. Bajo este esquema, la cinética se
define en términos de un conjunto reducido de especies químicas agrupadas que tienen un
mínimo, pero sin embargo suficiente, número de vías de reacción entre ellos. Si los grupos (lumps)
y vías describen correctamente el sistema de reformado, los parámetros de velocidad de reacción
serán independientes de la composición de la materia prima y no requerirá de factores adicionales
de ajuste y correlación para predicciones exactas.
Las pseudospecies se forman mediante la asociación de especies químicas que tienen un
comportamiento similar en una sola agrupación (lump). Kuo y Wei (1969), en la aplicación del
"principio de respuesta invariante", indican que las especies deben agruparse sólo si el
comportamiento dinámico de las pseudospecies resultantes es independiente de la composición
de las especies. También implica que las especies agrupadas en conjunto tienen una tasa muy alta
de isomerización consigo mismas y alcanzan el equilibrio muy rápidamente en comparación con
las reacciones que ocurren fuera de la agrupación (lump). Varios investigadores han adoptado este
criterio de agrupación en sus trabajos. Por ejemplo, el agrupamiento de iso-parafinas multi-
ramificadas en una determinada fracción según el número carbonos, se justifica por las altas tasas
de isomerización entre ellos, lo cual no implica cambios en el grado de ramificación. El mismo
principio se mantiene también para las iso-parafinas monoramificadas. Sin embargo, las parafinas
de cadena lineal e iso-parafinas monoramificadas no están en equilibrio, por lo que no podrían
incluirse en el mismo grupo o lump (13).
La aproximación del uso de pseudocomponentes es de uso generalizado en la formulación de
modelos cinéticos para las reacciones de reformado catalítico, y varios de éstos han sido
propuestos, variando su grado de complejidad desde pocos grupos (lumps) hasta sofisticados
4
Diego E. Montesdeoca Espín 20
esquemas cinéticos, en los cuales la diferencia esencialmente radica en la estrategia utilizada para
la formación de los pseudocompenentes.
4.2. QUÍMICA DEL REFORMADO CATALÍTICO
En el proceso de reformado catalítico varias reacciones tienen lugar: deshidrogenación y
deshidroisomerización de naftenos que se convierten en aromáticos, deshidrogenación de
parafinas a olefinas, deshidrociclación de parafinas y olefinas hacia aromáticos, isomerización o
hidroisomerización a isoparafinas, isomerización de alquilciclopentanos y aromáticos sustituidos e
hidrocraqueo de parafinas y naftenos hacia hidrocarburos más pequeños (de menor número de
átomos de carbono). De forma general, las reacciones que se producen en el reformado catalítico
pueden clasificarse en los siguientes cuatro tipos (14):
4.2.1. DESHIDROGENACIÓN DE NAFTENOS
Los naftenos están presentes en las corrientes de alimentación al reformado bajo la forma de
ciclohexanos y ciclopentanos. Los ciclohexanos se deshidrogenan para formar compuestos
aromáticos, mientras que los ciclopentanos primero se hidroisomerizan para producir
ciclohexanos, que luego se deshidrogenan para dar aromáticos. La deshidrogenación de naftenos
en aromáticos, es probablemente la reacción más importante durante el reformado catalítico, es
altamente endotérmica, tiene las mayores velocidades de reacción y produce hidrógeno.
4.2.2. ISOMERIZACIÓN DE N-PARAFINAS
Las parafinas se isomerizan para formar moléculas de cadena ramificada (isoparafinas). Las
reacciones de isomerización son tan rápidas que las concentraciones reales son cercanas a las del
equilibrio. La isomerización de n-parafinas es una reacción relativamente rápida con pequeños
efectos caloríficos. Altas relaciones Hidrógeno/Hidrocarburo reducen la presión parcial de los
hidrocarburos, favoreciendo así la formación de isómeros. La isomerización de n-parafinas no
consume o produce hidrógeno.
4.2.3. DESHIDROGENACIÓN Y AROMATIZACIÓN DE PARAFINAS
Las parafinas experimentan deshidrociclación para producir cicloparafinas. La reacción de
deshidrociclación involucra etapas de deshidrogenación y aromatización que producen hidrógeno.
4.2.4. HIDROCRAQUEO DE LAS NORMAL PARAFINAS
Las parafinas son hidrocraqueadas para formar moléculas más pequeñas. Esta reacción es la única
que consume hidrógeno y es exotérmica. Dado que es relativamente lenta, la mayor parte del
hidrocraqueo se produce en la parte final del sistema de reacción.
Algunos ejemplos de las reacciones mencionadas se muestran a continuación:
Diego E. Montesdeoca Espín 21
Deshidrogenación de alquilciclohexanos
Deshidrociclación de parafinas
Deshidroisomerización de alquilciclopentanos
Isomerización de alquilciclopentanos
Isomerización de parafinas
Hidrocraqueo de parafinas
Formación de Coque
Varias de estas reacciones se desea que ocurran, entre ellas la isomerización, ciclación y
aromatización, puesto que contribuyen a incrementar el número de octano de la gasolina (por
Diego E. Montesdeoca Espín 22
ejemplo, en la isomerización de parafinas se incrementa el número de ramificaciones, lo cual
influye positivamente en el número de octano). Las reacciones de deshidrociclación y
deshidrogenación, producen hidrógeno como subproducto.
Por otro lado, a las reacciones anteriores se interponen reacciones indeseables, como el
hidrocraqueo y la hidrodesalquilación, porque disminuyen los rendimientos de reformado y de
hidrógeno. El hidrocraqueo, por ejemplo, que se produce en gran medida a altas temperaturas
convierte moléculas valiosas de 5 átomos de carbono y superiores (que forman parte del
reformado) en gases ligeros (disminuyendo el rendimiento de gasolina de alto octano con
producción de gases ligeros y formación de coque). De igual forma, las reacciones de formación de
coque son no deseadas, debido al efecto de desactivación que tiene el coque sobre el catalizador.
El coque puede depositarse durante el hidrocraqueo, resultando en la desactivación del
catalizador, que en este caso tiene que ser re-activado por combustión del coque depositado. Por
ello, el catalizador es seleccionado para producir reacciones de hidrocraqueo lentas. La formación
de coque se ve favorecida a bajas presiones parciales de hidrógeno. El hidrocraqueo se controla
mediante la operación de la reacción a baja presión (entre 5-25 atm), pero no demasiado baja por
la deposición de coque y no demasiado alta para evitar el craqueo y pérdida de rendimiento de
reformado.
4.3. TERMODINÁMICA
Las reacciones de deshidrogenación son la fuente principal de producto reformado y se considera
que son las reacciones más importantes en el proceso de reformado catalítico. Éstas son
reacciones muy endotérmicas y requieren de una gran cantidad de calor para mantener las
reacciones en marcha. Por esta razón, tres reactores son generalmente utilizados en el proceso de
reformado con el calentamiento del producto de cada reactor antes de entrar en el otro.
Las reacciones de deshidrogenación son reversibles y el equilibrio es establecido en función de la
temperatura y la presión. Por lo general, es importante calcular la conversión de equilibrio para
cada reacción. En el reformado catalítico, una temperatura alta de alrededor los 500 °C (932 ° F) y
una presión de hidrógeno baja son requeridos. La presión mínima parcial de hidrógeno se
determina por la cantidad de conversión de aromáticos deseada.
Las reacciones más rápidas (deshidrogenación de naftenos) alcanzan el equilibrio termodinámico,
mientras que las otras son controladas por su cinética. El aumento en la temperatura de reacción y
la reducción de la presión tienen un efecto positivo en la velocidad de reacción y la viabilidad
termodinámica para la deshidrogenación de naftenos (reacción más importante en el reformado
catalítico). El efecto de estas variables en el equilibrio termodinámico del resto de reacciones es
más leve.
Otros detalles importantes asociados con la termodinámica de las reacciones de reformado, son
las siguientes (15):
Diego E. Montesdeoca Espín 23
La deshidrogenación de naftenos y parafinas es rápida y las concentraciones de equilibrio se
establecen en las porciones iniciales del lecho catalítico.
Las olefinas son fácilmente hidrogenadas y en el equilibrio sólo pueden existir pequeñas
concentraciones.
La isomerización de parafinas es una reacción suficientemente rápida y termodinámicamente
controlada, lo que significa que las concentraciones reales son cercanas a las del equilibrio.
La deshidrociclación de parafinas es una reacción mucho más lenta y controlada
cinéticamente.
Las velocidades de reacción del hidrocraqueo aumentan con la presión y reducen el
rendimiento de reformado.
La coquización es muy lenta, pero incrementa rápidamente a bajas presiones de hidrógeno y
altas temperaturas.
De acuerdo con lo anterior, es altamente recomendable que las condiciones de operación de los
reactores se correspondan con altas temperaturas y baja presiones; sin embargo, bajo estas
condiciones, la desactivación del catalizador también se ve favorecida.
Tabla 4.3-1 Comparación termodinámica de las principales reacciones de reformado catalítico
(Fuente: Ancheyta, J. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining, pág. 321)
Tipo de reacción Velocidad
de Reacción Calor
de Reacción Equilibrio
Termodinámico
Deshidrogenación de naftenos
Muy rápida Muy endotérmica Es alcanzado
Isomerización de naftenos
Rápida Levemente Exotérmica
Es alcanzado
Isomerización de parafinas
Rápida Levemente exotérmica
Es alcanzado
Deshidrociclación de parafinas
Lenta Muy endotérmica No es alcanzado
Deshidrogenación de parafinas
Muy rápida Endotérmica No es alcanzado
Hidrocraqueo Muy lenta Exotérmica No es alcanzado
4.4. MODELOS CINÉTICOS
Con el fin de reducir la complejidad del problema asociado al gran número de especies que
participan en las múltiples reacciones del proceso de reformado catalítico, varias especies
químicas se agrupan y se representa como un pseudocomponente.
Diego E. Montesdeoca Espín 24
Distintos modelos cinéticos han sido reportados en literatura especializada para representar el
conjunto de reacciones de reformado catalítico (existen muchos artículos y publicaciones relativos
al tema), con variados niveles de sofisticación. En la figura 4.4-1, se presenta un resumen de la
evolución de los modelos cinéticos propuestos por varios autores.
Fig. 4.4-1. Evolución de los modelos cinéticos para reformado catalítico
(Fuente: Rodríguez, M., Ancheyta, J. Fuel 90 (2011) 3492–3508)
El primer modelo propuesto por Smith, es sin duda el más simple, al idealizar la mezcla de nafta
como constituida por tres clases de hidrocarburos: parafinas, naftenos y aromáticos, donde cada
clase de hidrocarburo es representado por un único compuesto que tiene las propiedades
promedio de esa clase (no se hace distinción entre constituyentes de distinto número de átomos
de carbono dentro de cada clase). El hidrogeno y gases ligeros (etano, propano y butano) son
también considerados en este modelo. Así, el modelo involucra en total a 5 pseudocomponentes,
y se constituye en el primer intento para desagrupar la nafta en varios constituyentes.
En este modelo, el sistema de reformado catalítico se considera en función de cuatro reacciones:
∑
∑
Diego E. Montesdeoca Espín 25
Donde,
∑
representa a los gases ligeros, y se expresa por la siguiente relación:
∑
Con este modelo simplificado, un análisis cinético se desarrolla, el cual describe la operación de
reformado con satisfactoria precisión.
Krane y colaboradores, proponen un modelo más minucioso, que toma en cuenta un sistema de
reacciones de 20 pseudocomponentes con hidrocarburos entre 6 y 10 átomos de carbono,
diferenciando entre parafinas, naftenos y aromáticos, que experimentan 53 pasos de reacción.
Todas las reacciones se representan por ecuaciones de velocidad de pseudo-primer orden con
respecto a la concentración del hidrocarburo. Las constantes de velocidad fueron obtenidas de
forma experimental usando naftas. Un resumen, del conjunto de reacciones consideradas es el
siguiente:
Parafinas: Pn Nn
Pn Pn-i + Pi
Naftenos: Nn An
Nn Nn-i + Pi
Nn Pn
Aromáticos: An An-i + Pi
An Pn
Los trabajos pioneros de Smith y Krane, han servido de base para el desarrollo de otros modelos.
Kmak, propuso el primer modelo que asocia la naturaleza catalítica de las reacciones al derivar un
esquema de reacción con una cinética del tipo Hougen-Watson-Langmuir-Hinshelwood (HWLH).
Luego, el problema asociado al desarrollo de un modelo cinético que tome en cuenta a la nafta en
todo su conjunto fue particionado, primero estudiando el reformado de los C6 (Marin y Froment),
y a continuación el reformado de los C7 (Van Trimpont, Marin y Froment). Este problema fue
también ampliado para estudiar toda la gama de nafta por Ramage y Marin. Taskar y Taskar y
Riggs desarrollaron un modelo cinético riguroso con ecuaciones de velocidad de reacción del tipo
HWLH para optimizar el desempeño de una planta industrial de reformado catalítico al estudiar
modos operativos y la influencia de variables operacionales. Este modelo consiste de 35
pseudocomponentes relacionados entre sí por una red de 35 reacciones. Ancheyta presenta un
modelo que incluye 21 especies (lumps) y 71 reacciones, considerando reacciones en equilibrio
bajo la forma de dos reacciones individuales unidireccionales. Su modelo depura el de Krane, para
tomar en cuenta los efectos de la temperatura y la presión sobre las constantes de velocidad,
Diego E. Montesdeoca Espín 26
extender la composición de la nafta al considerar parafinas, naftenos y aromáticos con 11 átomos
de carbono, incluir las reacciones de isomerización de parafinas y para determinar de forma más
precisa la formación de benceno al adicionar la reacción de isomerización de metilciclopentano a
ciclohexano. Joshi propone un mecanismo riguroso para modelar el reformado catalítico, que
consiste de 79 pseudocomponentes con 464 reacciones. Rahimpour presenta un modelo para la
cinética y desactivación aplicado a la simulación de una unidad industrial de reformado catalítico
de naftas. Hu utiliza 17 pseudocomponentes con 17 reacciones en su simulación para reformado
catalítico, en un modelo de reacción descrito por velocidades de reacción del tipo HWLH (la
adsorción de los lumps sobre la superficie del catalizador y su desactivación por efecto del coque
también se toman en cuenta). Hou separa el lump de aromáticos de 8 carbonos del modelo de Hu
en sus cuatro compuestos isómeros: para-xileno, meta-xileno, orto-xileno y etil-benceno.
Fig. 4.4-2. Ejemplos de esquemas de reacción usados por varios investigadores en el desarrollo de modelos cinéticos (Fuente: Rodríguez, M., Ancheyta, J. Fuel 90 (2011) 3492–3508)
De los trabajos más recientes, Wei desarrolla un método para modelar la cinética de las reacciones
de reformado mediante la introducción de una serie representativa de pseudocomponentes
generados por simulador (el de Monte Carlo). De esta forma, la complejidad de la alimentación se
reduce y un conjunto de reacciones de esta alimentación hipotética se genera por ordenador
utilizando la teoría de grafos. Sotelo y Froment introducen un modelo cinético fundamental para
el proceso de reformado catalítico. El modelo se basa en la química fundamental que ocurre tanto
Diego E. Montesdeoca Espín 27
en la parte ácida como en los sitios metálicos de un catalizador Pt-Sn/Al2O3. El concepto de “único
evento” fue aplicado para el desarrollo de las expresiones de velocidad de los pasos elementales
sobre los sitios ácidos. El modelo cinético fue utilizado en modelos de reactor pseudohomogéneos
y heterogéneos para la simulación de una unidad comercial adiabática de reformado catalítico con
tres reactores en serie de flujo radial.
Como modelo relevante, que es usado por el simulador Aspen Hysys, es el desarrollado por
Froment y colaboradores, quienes presentan una muy completa red de reacciones basada en
pseudocomponentes (lumps), involucrando a los C5 – C9 (y C1 – C5 para parafinas) como
constituyentes de la nafta para reformación. Este modelo incluye varios puntos de vista
provenientes de estudios experimentales. Se considera que los sitios metálicos del catalizador
promueven solo reacciones de deshidrogenación, mientras que los sitios ácidos promueven las
reacciones de ciclación, isomerización e hidrocraqueo.
En su modelo cinético, proponen vías de reacción por separado para los naftenos de 5 y 6 átomos
de carbono (N5 y N6), y explican la producción de ligeros (del C1 al C5). Esto es fundamental para
mantener una buena predicción de los componentes de los gases de ligeros. También, incluyen
factores de adsorción para el catalizador, que tiene términos para considerar el contenido de
hidrógeno, presión total e hidrocarburos adsorbidos.
Fig. 4.4-3. Esquemas de reacción del modelo propuesto por Froment (donde 5<x<9)
(Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 265)
En un trabajo posterior realizado por Taskar y colaboradores, se propone mejoras al incluir el
efecto de desactivación del catalizador en el modelo de Froment. En la tabla siguiente, se
muestran las ecuaciones generales de velocidad por clase de reacción y el factor de desactivación
propuesto por Taskar.
Diego E. Montesdeoca Espín 28
Tabla 4.4-1 Ecuaciones de velocidad según el modelo de Taskar
(Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 266)
Tipo de reacción Expresion Cinética
Isomerización de parafinas
Hidrocraqueo de parafinas
Formación de anillos de parafinas
Expansión de anillo (C5 aC6)
Deshidrogenación
Adsorción debido a la función ácida
Adsorción debido a la función metal
Término de desactivación
Diego E. Montesdeoca Espín 29
SIMULADOR
5.1. PROCESO EN ESTADO ESTACIONARIO
El concepto de estado estacionario es de uso muy generalizado en la ingeniería química para el
diseño y evaluación de operaciones unitarias de forma individual y/o procesos que involucran
múltiples operaciones unitarias, y su simulación constituye una de las principales herramientas
para el análisis y diseño de procesos químicos.
Por definición, cualquier proceso químico tiene un balance de materia y energía perfecto en el
estado estacionario. Este principio se aplica también a operaciones unitarias individuales dentro
de un proceso.
El principio de conservación de la materia se mantiene inalterable y cada unidad de masa que
ingresa en las corrientes de alimentación sale del proceso en los productos; y en el caso de
reacciones químicas, donde la materia experimenta una transformación, existe una igualdad entre
el total de unidades de masa que ingresan y salen del proceso. Asociando lo anterior con la
industria del procesamiento y refino del petróleo, en muchos de los reactores utilizados algo de
masa se convierte en coque, que luego se deposita sobre los catalizadores. Esta masa abandona el
sistema en forma separada de los otros de productos de la reacción, y debe ser tomada en cuenta
cuando se realice el balance de masa del proceso (16).
El balance de energía es también perfecto para un proceso en estado estacionario y se cumple que
las unidades de energía que entran en las corrientes de alimentación y otras fuentes de calor
deben también salir del proceso en los productos y fuentes de disipación de calor. Este principio se
aplica también a reacciones químicas dentro del proceso, donde los calores de reacción se
suministran para reacciones endotérmicas y se extraen para reacciones exotérmicas,
cumpliéndose en ambos casos el balance térmico en todo el reactor y en la extensión del proceso.
El tiempo no es una variable en el análisis del estado estacionario. De hecho, el concepto de
estado estacionario se utiliza para representar el funcionamiento promedio de un proceso en el
transcurso de un período de tiempo definido.
5.2. MODELO GENERAL PARA REFORMADORES CATALÍTICOS DE ASPEN
HYSYS PETROLEUM REFINING
La figura 5.2-1 muestra un esquema de los submodelos que Aspen Hysys Petroleum Refining toma
en cuenta para el modelamiento de unidades de reformado catalítico. Como se ve, incluye
reactores catalíticos, intercambiadores de calor (los ubicados entre reactores para compensar las
caídas de temperatura) y separador tipo flash, del cual salen tres corrientes: la de reciclo (que se
5
Diego E. Montesdeoca Espín 30
une con la alimentación), la de hidrógeno neto y la de producto líquido (que luego de su
estabilización, constituirá la nafta reformada). Es decir, en términos globales, a partir de la
alimentación se obtienen dos productos del proceso.
Modelos de Intercambiadores
de Calor
Modelo de Reactor de Lecho
Modelo de Separador Flash
Feed Lumping
Compresor de Reciclo
H2 Neto
Líquido Neto
Reciclo de H2
Fig. 5.2-1. Esquema del modelo Petroleum Refining CatReform de Aspen Hysys (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 270)
La técnica de agrupación en la alimentación (feed lumping) del modelo Petroleum Refining de
Aspen Hysys se fundamenta en una base de composiciones y un método para corregir éstas, sobre
la base de cambios en propiedades medidas en masa. La alimentación se divide en varios
pseudocomponentes (lumps, que tienen entre 4 y 14 átomos de carbono) para cada grupo
químico (parafinas, isoparafinas, olefinas, naftenos y aromáticos). Generalmente estas
propiedades medidas en masa son la curva de destilación y el contenido total de parafinas,
naftenos y aromáticos (PNA). Adicionalmente, es posible trabajar con la composición detallada de
la alimentación. En este caso, todos los constituyentes de la nafta deben agruparse, de acuerdo
con los tipos de pseudocomponentes que tiene el modelo para reformadores catalíticos
(CatReform) de ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING.
Tabla 5.2-1 Pseudocomponentes que emplea el modelo PETROLEUM REFINING CatReform de ASPEN HYSYS
# át.
C Compuesto Símbolo
# át. C
Compuesto Símbolo
1 Methane P1 8 Branched 8 carbon cyclopentanes 5N8
2 Ethane P2 8 Ethyl-benzene ETHYLBEN
2 Ethylene OL2 8 Ortho-xylene O-XYLENE
3 Propane P3 8 Meta-xylene M-XYLENE
3 Propylene O3 8 Para-xylene P-XYLENE
4 Isobutane IP4 8 8 Carbon cyclohexanes 6N8
4 n-Butane NP4 9 9 Carbon isoparaffins IP9
4 Butylenes O4 9 9 Carbon normal paraffins NP9
5 Isopentane IP5 9 9 Carbon cyclopentanes 5N9
5 n-Pentane NP5 9 9 Carbon aromatics A9
5 Pentylenes O5 9 9 Carbon cyclohexanes 6N9
Diego E. Montesdeoca Espín 31
5 Cyclopentane 5N5 10 10 Carbon isoparaffins IP10
6 Multi-branch butanes MBP6 10 10 Carbon normal paraffins NP10
6 Single-branch pentanes SBP6 10 10 Carbon cyclopentanes 5N10
6 n-Hexane NP6 10 10 Carbon aromatics A10
6 Hexenes O6 10 10 Carbon cyclohexanes 6N10
6 Methylcyclopentane 5N6 11 11 Carbon isoparaffins IP11
6 Benzene A6 11 11 Carbon normal paraffins NP11
6 Cyclohexane 6N6 11 11 Carbon cyclopentanes 5N11
7 Multi-branch 7 carbon paraffins MBP7 11 11 Carbon aromatics A11
7 Single-branch 7 carbon paraffins SBP7 11 11 Carbon cyclohexanes 6N11
7 n-Heptane NP7 12 12 Carbon paraffins P12
7 Heptene O7 12 12 Carbon naphthenes N12
7 Branched 7 carbon cyclopentanes 5N7 12 12 Carbon aromatics A12
7 Toluene A7 13 13 Carbon paraffins P13
7 Methylcyclohexane 6N7 13 13 Carbon naphthenes N13
8 Multi-branch 8 carbon paraffins MBP8 13 13 Carbon aromatics A13
8 Single-branch 8 carbon paraffins SBP8 14 14 Carbon paraffins P14
8 Octenes O8 14 14 Carbon naphthenes N14
8 n-Octane NP8 14 14 Carbon aromatics A14
5.3. CARCATERÍSTICAS IMPORTANTES DEL MODELO CINÉTICO Y DEL
REACTOR
El esquema de reacciones en el modelo de reactor de ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING es
similar al presentado por Froment y Taskar (cuyas principales características se describen en la
sección 4.3), pero con la capacidad de tratar aromáticos de hasta 14 átomos de carbono. A pesar
de que estos compuestos no son constituyentes típicos de la alimentación al reformer, el modelo
cinético que utiliza Aspen Hysys puede manejarlos también.
En la siguiente tabla se presentan las ecuaciones generales para expresar las velocidades por tipos
de reacción, que considera el modelo de Aspen Hysys.
Tabla 5.3-1. Expresiones cinéticas para las velocidades de reacción del modelo de Reformado
Catalítico de Aspen Hysys Petroleum Refining (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 271)
Tipo de reacción Expresión Cinética
Isomerización de parafinas
Hidrocraqueo de parafinas
Formación de anillos de parafinas
Expansión de anillo (C5 a C6)
Deshidrogenación
Diego E. Montesdeoca Espín 32
Algo importante que notar es que la actividad en cada expresión de velocidad tiene dos factores
de corrección. El primer factor, , se fija para una determinada clase de reacciones. Por
ejemplo, todas las reacciones de isomerización pueden tener una velocidad de reacción constante
igual a 1. El segundo factor, , se refiere a la corrección para una ruta de reacción
individual. Por ejemplo, el factor de actividad para la isomerización de parafinas C6 puede tener un
factor de corrección de 0,5. El producto de estos dos factores representa la corrección general de
la actividad para esa reacción en particular.
Otro hecho significativo es que la generación de coque está rigurosamente modelada e incluida en
el factor de desactivación y adsorción () para cada reacción. Este factor depende de la presión del
reactor, hidrocarburos adsorbidos, coque sobre el catalizador y función ácido/metal del
catalizador. Esta característica permite calibrar el modelo a una variedad de condiciones
operativas y de comportamiento del catalizador.
El modelo de reactor está basado en un reactor de flujo pistón modificado para un lecho móvil,
que representa el flujo de catalizador para un sistema con regeneración continua (CCR). Una
consideración importante en el reactor, es el fenómeno de “fijación” (pinning) en procesos CCR. El
“pinning” se refiere al catalizador que se mantiene inmóvil contra la pared debido al flujo cruzado
de reactivos. Es importante que se considere este efecto, ya que el pinning impone una velocidad
de flujo máxima de reactivos. Este modelo de reactor predice también adecuadamente la caída de
temperatura debido a las reacciones endotérmicas y exotérmicas que tienen lugar. Otras variables
clave que considera son: la temperatura media ponderada de ingreso (WAIT), la temperatura
media ponderada del lecho (WABT) y la velocidad espacial másica en horas (WHSV).
Como en cualquier otra operación, el modelamiento de las unidades de reformado catalítico
requiere de propiedades termodinámicas y métodos para predecir el equilibrio. Los
requerimientos de propiedades termodinámicas dependerán del agrupamiento cinético (grupo de
pseudocomponentes) escogido para el proceso.
El modelo para reformadores catalíticos de Aspen Hysys, trabaja con un grupo de 78
pseudocomponentes (que incluye hidrocarburos en el rango de 1 a 14 carbonos, repartidos entre
parafinas, isoparafinas, olefinas, naftenos y aromáticos). Este grupo de pseudocomponentes tiene
asociado como paquete termodinámico la ecuación de estado de Soave/Redlich-Kwong (SRK).
5.4. IMPLEMENTACIÓN DEL MODELO
Generalmente tres son los factores que se consideran en el diseño de cualquier modelo de
reacción basado en datos de planta:
Consistencia de datos
Caracterización de la alimentación
Calibración del modelo de reactor
Diego E. Montesdeoca Espín 33
5.4.1. CONSISTENCIA DE DATOS
Una importante tarea durante la recolección de datos y la calibración del modelo, es el balance
general de masa y el balance de hidrógeno de toda la unidad de reformado catalítico. La
consistencia del balance de masa se refleja mediante una simple diferencia entre los totales de
masa que entran y salen de la unidad. A pesar de lo sencillo de este concepto, puede resultar
difícil de realizar en una planta de producción real.
En el caso del balance de hidrógeno, su consistencia puede verificarse por comparación del flujo
másico de hidrógeno que ingresa en la alimentación con el flujo másico de hidrógeno que sale de
la unidad. Con el uso de las siguientes ecuaciones, se pueden efectuar estos balances:
( )
La ecuación 5.4.1-1, permite calcular el hidrógeno contenido en un determinado hidrocarburo (en
fracción masa). En tanto que, la ecuación 5.4.1-2, el flujo de hidrógeno asociado a ese
componente.
5.4.2. CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN
La alimentación tiene que ser caracterizada, ya sea mediante propiedades en masa (como curvas
de destilación y contenido total de PNA) o mediante un análisis detallado de su composición.
El simulador Aspen Hysys puede estimar la composición de una alimentación, a partir de curvas de
destilación y contenido total de PNA. Sin embargo, suele fallar en la predicción de los contenidos
correctos de naftenos de 5 y 6 átomos de carbono (N5 y N6). Buenas estimaciones de estos
constituyentes son requeridas, ya que están involucrados en las reacciones de formación del
benceno.
Se recomienda que mediante análisis se determinen sus composiciones previo a la calibración de
un modelo para reformado catalítico. Esto permite establecer una línea base y puede esperarse
que la calibración refleje de forma más precisa la operación del reactor.
5.4.3. CALIBRACIÓN DEL MODELO
La calibración se refiere al conjunto de factores de actividad que producen un determinado
rendimiento de productos y desempeño de los reactores. Se recomienda hacer una primera
calibración y luego depurarla con una segunda. La calidad del modelo así calibrado depende
mucho de la consistencia y seguridad de la información disponible.
Los pasos sugeridos para realizar la calibración son:
Diego E. Montesdeoca Espín 34
Verificar consistencia en los balances generales de masa y de hidrógeno.
Si los balances referidos al hidrógeno tienen errores superiores al 2-3%, es poco probable
que se pueda realizar la segunda calibración.
Obtener composición de la alimentación.
Se recomienda tener la composición detallada, caso contrario se puede utilizar el
contenido total de PNA y curvas de destilación.
Seleccionar los criterios de la función objetivo.
En este caso, la función objetivo está definida como la suma ponderada de las
desviaciones absolutas entre la predicción del modelo y los datos medidos.
La función objetivo inicial es un tanto restrictiva y requiere de análisis significativamente
detallados para propósitos de calibración. Por este motivo, se suele utilizar una función
objetivo alternativa que funciona bien cuando los análisis de composición son limitados.
Adicionalmente, esta función menos restrictiva evitar tener un modelo fijo o
sobrecalibrado asociado a un único conjunto de datos.
Al seleccionar los términos a considerar en la función objetivo, se deben establecer
también sus ponderaciones (bajas ponderaciones implican que la correlación con un
término dado es más significativa en relación con otros términos). Los términos, con sus
ponderaciones en la función objetivo alternativa son los siguientes:
Tabla 5.4.3-1
Factores de ponderación para la función objetivo (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 338)
Predicción del modelo Ponderación
Rendimiento de C5+ 0,10
Rendimiento de aromáticos totales 0,20
Rendimiento de H2 0,05
Rendimiento de P1 0,10
Rendimiento de P2 0,10
Rendimiento de P3 0,10
Rendimiento de IP4 0,10
Rendimiento de NP4 0,10
Rendimiento de 5N5 0,20
Rendimiento de P5 0,15
Rendimiento de A6 0,10
Rendimiento de P6 0,15
Rendimiento de A7 0,15
Rendimiento de P7 0,10
Rendimiento de A8 0,20
Rendimiento de P8 0,10
Rendimiento de A9 0,20
Rendimiento de P9 0,10
Rendimiento de A10 0,20
Rendimiento de P10 0,10
Diego E. Montesdeoca Espín 35
Pureza del gas de reciclo 0,01
T Reactor 1 0,75
T Reactor 2 0,75
T Reactor 3 0,75
En general no se consideran los radios isómeros/n-parafinas en la calibración inicial. Una
vez completada ésta, se emplea otro set de datos para depurar la calibración del modelo
usando la estricta función objetivo inicial. En el presente trabajo, se realiza una única
calibración. La falta de otros datos más precisos (sobre todo de composición) hace inviable
una segunda calibración.
Finalmente se escogen los factores de actividad del modelo a modificar durante la
ejecución de la calibración.
Los límites superior e inferior de estos factores deben ser moderados (no
extremadamente exigentes pero tampoco superficiales) para evitar sobrecalibrar el
modelo. En la siguiente tabla se detallan los valores sugeridos como razonables por
algunos autores para los factores de actividad:
Tabla 5.4.3-2
Factores de actividad sugeridos para la calibración
(Fuente: Chang, Pashikanti and Liu, Refinery Engineering, pág. 341)
Términos Rango
Factores de ajuste de actividad globales (Global Activity Tuning Factors)
1 – 20
Factores de ajuste para deshidrogenación e hidrocraqueo (Dehydrogenation and Hydrocracking Tuning Factors)
0,1 – 1
Factores de ajuste para Isomerizacion, formación y expansión de ciclos (Isomerization, Ring Closure and Expansion Tuning Factors)
0,1 – 1
Factores de ajuste individuales para C7, C8 (Individual Tuning Factors for C7, C8)
0,1 – 1
Rendimiento de gases ligeros (Light gas yield)
0,1 – 10
Diego E. Montesdeoca Espín 36
DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN
El presente trabajo, que se realiza con el uso del simulador ASPEN HYSYS, contempla dos partes. La
primera enfocada a generar modelos que reproduzcan el funcionamiento de la unidad de
reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas y la segunda que pretende determinar las
mejores condiciones para el reformado de una nafta pesada con características diferentes a las
normalmente tratadas en la unidad.
Para realizar lo antes mencionado, información de variada índole es requerida. En primera
instancia, se requiere caracterizar a la corriente de alimentación, ya que al proporcionar
información de sus rangos de puntos de ebullición (determinados por ensayos de destilación
ASTM o TBP) y su contenido de Parafinas, Naftenos y Aromáticos (PNA), el simulador predice una
composición a base de pseudocomponentes (en el rango del C1 al C14) que en su conjunto generan
propiedades en masa similares a las ingresadas en el simulador.
Luego con el propósito de calibrar el modelo, el simulador requiere información sobre la
composición de todas las corrientes producto del proceso de reformado catalítico, es decir, del
hidrógeno neto (H2 Net Gas), fuel gas (FG), gas licuado de petróleo (LPG) y gasolina reformada
(Reformate). Adicionalmente, se necesita la composición detallada de la alimentación.
En el desarrollo del trabajo, se establecieron dos puntos de control para validar los resultados que
proporciona el simulador. El primero lo constituye la corriente que sale de los reactores catalíticos
y el segundo la nafta reformada. Para el primer punto de control, se usaron flujos y composiciones
de las corrientes producto y mediante balances de masa se determinó su composición para
compararla con la que predice el simulador. En el caso de la nafta reformada, se utilizó como
patrón de comparación el contenido de benceno y de aromáticos totales.
Por lo expuesto y para cumplir con los objetivos planteados en el presente trabajo, la siguiente
información fue recopilada:
Curva de destilación, densidad relativa y composición de la corriente de alimentación que
ingresa a los reactores catalíticos.
Composición de la corriente líquida saliente del separador ubicado luego de los reactores
catalíticos.
Curva de destilación, densidad relativa y composición de la nafta reformada.
Curva de destilación, densidad relativa y composición de una nafta pesada de distinta
naturaleza a la tratada en la unidad.
Información sobre condiciones operativas de la unidad de reformado catalítico.
Información sobre caudales y composiciones de las corrientes de alimentación y de
productos obtenidos de la unidad de reformado catalítico.
6
Diego E. Montesdeoca Espín 37
Los rangos de puntos de ebullición (curvas de destilación) y densidades relativas se determinaron
por ensayos normalizados (según procedimientos ASTM D86 y D287), en tanto que las
composiciones se obtuvieron por cromatografía de gases (se empleó un cromatógrafo Agilent
7890A, que realiza análisis detallado de hidrocarburos). Esta información proviene de dos
muestreos realizados en refinería en agosto 2012 y de un muestreo realizado en diciembre 2011
(estos últimos datos se reportan en el trabajo de graduación realizado por Sinche Danny, que
caracterizó por cromatografía de gases las naftas producidas en la Refinería Estatal Esmeraldas).
Los análisis se realizaron en un laboratorio con acreditación para este tipo de ensayos ubicado en
Quito-Ecuador (laboratorio DPEC).
El resto de información requerida, se obtuvo del diagrama de flujo del proceso (PFD), manuales de
operación, normativas de proceso, datos de producción y rendimientos de la unidad (esta
información fue facilitada por personal técnico que labora en refinería).
Como parte de este capítulo se incluye una breve descripción de la unidad de reformado catalítico
de la Refinería Estatal Esmeraldas, se presenta la información recopilada y que se usa en este
trabajo y el esquema de los pasos seguidos para el desarrollo de la simulación.
6.1. UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL
ESMERALDAS (REE)
Según el esquema actual de operación de la Refinería Estatal Esmeraldas, existen los siguientes
niveles: macroprocesos, procesos y subprocesos, siendo el reformado catalítico parte del
macroproceso de Refinación, proceso de Transformación de Productos y subproceso de
Conversión.
La carga para el proceso de reformado catalítico es la nafta hidrodesulfurada, pues debido a la
presencia de contaminantes, el hidrotratamiento de nafta previo a su reformado es siempre
necesario.
El rendimiento de la unidad de reformado depende en gran medida del eficaz funcionamiento de
la unidad de Hidrotratamiento de Nafta Pesada (HDT), en la cual se trata la nafta pesada
procedente de destilación atmosférica, para disminuir la concentración de azufre en la misma. Con
el hidrotratamiento, se reduce además el contenido de otros contaminantes (nitrógeno, agua,
halógenos, olefinas, arsénico y metales). Todos ellos (en especial el azufre) afectan negativamente
el rendimiento del catalizador que se emplea en el reformado. Durante este proceso, la nafta es
tratada con hidrógeno dentro de un reactor de lecho fijo de catalizador bimetálico a una
temperatura aproximada de 300 °C.
En la siguiente tabla se muestran los niveles de concentración permisibles en la nafta pesada, previo a su reformado catalítico:
Diego E. Montesdeoca Espín 38
Tabla 6.1-1 Concentración máxima de contaminantes permitida en la nafta hidrotratada
(Fuente: Manual de Operaciones de la Unidad de HDT)
CONTAMINANTES ppm
Azufre 0.5
Nitrógeno 0.5
Agua 4
Arsénico 1
Olefinas 0
Diolefinas 0
Metales 5
Halógenos (F, Cl) 0.5
La nafta pesada luego de pasar por el proceso de hidrodesulfuración, ingresa a la unidad de
reformado catalítico, cuyas principales características se describen a continuación:
Propósito:
Procesar la nafta pesada hidrotratada proveniente de hidrotratamiento para convertir sus
moléculas constituyentes en compuestos aromáticos de alto número de octano, obteniéndose
como subproducto hidrógeno de alta pureza (17).
Tecnología: Regeneración Continua del Catalizador (CCR)
Capacidad de procesamiento: 10000 BPD (aproximadamente 1220 toneladas de
nafta pesada por día)
Número de Reactores: 3
Ubicación: Esmeraldas – Ecuador (zona costera ubicada en la
parte noroccidental del país)
Descripción general del proceso:
La nafta pesada hidrotratada de bajo octanaje (que en esta etapa se compone exclusivamente por
fracciones parafínicas, nafténicas y aromáticas, con un RON aproximado de 54) constituye la carga
del proceso de Reformado Catalítico para obtener un producto de alto número de octano e
hidrógeno. La severidad del proceso está caracterizada por operar a bajas presiones y
temperaturas relativamente altas (en el orden de los 4,0 kg/cm2 y 520 °C) en reactores adiabáticos
de lecho móvil de catalizador con recirculación de una corriente gaseosa rica en hidrógeno y que
Diego E. Montesdeoca Espín 39
requiere de varios precalentadores (por las altas temperaturas a las que ingresa la alimentación y
por las caídas de temperatura que tienen lugar en los reactores catalíticos).
En términos generales el proceso de reformado de naftas de la REE, incluye dos secciones:
El reformador catalítico que incluye: reactores, hornos, separadores y columna de
estabilización.
Circulación del catalizador (mediante una tecnología de lecho móvil) y su regeneración
continua.
6.1.1. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA UNIDAD
La Unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas se compone de tres
reactores en serie (P2-R1, P2-R2, P2-R3), que operan a temperaturas aproximadas de 522 °C (dato
nominal del PFD). La alimentación, que proviene de la unidad de hidrotratamiento, se combina
con una corriente rica en hidrógeno. Esta mezcla se calienta en un horno (P2-H1) hasta la
temperatura deseada, para luego circular a través de los tres reactores de lecho móvil. Las
presiones en cada uno de los reactores están en el rango de 4,6 a 3,5 kg/cm2 (450 kPa – 340 kPa).
Como consecuencia del predominio endotérmico de las reacciones que ocurren en el proceso, las
temperaturas disminuyen, por lo cual existen calentadores ubicados entre los reactores (P2-H2,
P2-H3) que recalientan las corrientes salientes hasta las temperaturas de ingreso al siguiente
reactor.
El producto que sale del último reactor catalítico se enfría y es enviado a un separador (P2-V1)
donde se obtienen dos corrientes: una gaseosa rica en hidrógeno y una líquida que tras posterior
tratamiento y estabilización se constituirá en la nafta reformada.
La corriente gaseosa rica en hidrógeno a su vez, se divide en dos sub-corrientes: una que
constituye el reciclo que se mezcla con la alimentación, y la fracción restante que pasa por una
primera etapa de compresión (P2-C2 A/B) y va hacia un segundo separador (P2-V2 A/B). De este
separador, la fase líquida se junta con la corriente que va al primer separador, en tanto que la fase
gaseosa pasa por una segunda etapa de compresión (P2-C2 A/B) y se une con la corriente líquida
saliente del primer separador. Esta mezcla luego pasa por varios intercambiadores de calor y un
sistema de enfriamiento (P2-E8) para luego ir a un tercer separador (P2-V4). De este separador, la
fase gaseosa constituye una corriente con alto contenido de hidrógeno (superior al 80 % molar),
útil para otros procesos internos de refinería. La fase líquida que sale de este separador, tras
elevar su temperatura se mezcla con una corriente gaseosa que proviene de la columna de
estabilización y pasa a un cuarto separador (P2-V5), del cual se obtiene Fuel Gas (FG) y una
fracción líquida que es enviada a la columna de estabilización (P2-V6), gracias a la acción mecánica
ejercida por una bomba (P2-P2 A/B).
Diego E. Montesdeoca Espín 40
Antes de ingresar a la estabilizadora, la alimentación es precalentada mediante intercambio
térmico con la corriente que sale por el fondo, para conseguir un mejor aprovechamiento
energético. La estabilización tiene por objeto eliminar la fracción de ligeros (H2, C1, C2, C3, C4) que
tiene la corriente líquida saliente del separador P2-V5. La columna tiene un hervidor (P2-H4), que
suministra el calor requerido para el proceso de separación. El vapor que sale por el domo de la
columna es condensado de forma parcial con la ayuda de un aerocondensador (P2-E10) y un
intercambiador de calor (P2-E11) y luego enviado al acumulador (P2-V7), de donde se separa una
corriente gaseosa que es enviada al separador P2-V5 del cual se obtiene FG y una corriente líquida
que por medio de dos bombas (P2-P3 A/B) se separa en dos sub-corrientes, la una que retorna a la
estabilizadora como reflujo y la otra que se extrae como gas licuado de petróleo (LPG). Por el
fondo de la columna, se obtiene un producto que contiene casi exclusivamente hidrocarburos con
5 átomos de carbono y superiores (C5+) que constituyen la nafta reformada, la cual es enviada a
cisternas de almacenamiento para su posterior uso en la formulación de gasolinas (para mayor
detalle del proceso, en el Anexo 8 se adjunta el diagrama de flujo del mismo).
Como resultado de las altas temperaturas, el catalizador gradualmente se desactiva por la
formación de coque (esencialmente carbono) sobre el catalizador, lo cual reduce su área
superficial, siendo necesaria su regeneración. Para esto, el catalizador es retirado de la sección de
reacción a una razón fija y enviado a la sección de regeneración continua del catalizador, para
luego retornar nuevamente a la sección de reactores.
La razón de retiro y regeneración del catalizador asegura un catalizador activo que mantiene su
consistencia, al eliminar los restos del coque depositado, además de controlar el contenido de
cloruro/agua que permite maximizar los rendimientos tanto de reformado como de hidrógeno
subproducto. Esta regeneración incluye etapas de: combustión del carbón depositado en el
catalizador, oxiclorinación, calcinación del carbono residual y reducción de oxígeno en el
catalizador.
6.2. DATOS E INFORMACIÓN USADA EN LA SIMULACIÓN
En las tablas y comentarios que se presentan a continuación, se detalla información relevante de
las corrientes y equipos que se utilizan en el desarrollo de la simulación. Varios datos (presiones y
temperaturas esencialmente) se obtuvieron del diagrama de flujo del proceso (PFD), en tanto que
otros fueron proporcionados por personal técnico que labora en la unidad de reformado catalítico
de REE.
Límites de Batería: Incluye las corrientes de alimentación (nafta
hidrotratada) y de los productos (hidrógeno neto, fuel gas, gas licuado de petróleo y nafta
reformada) obtenidos del proceso.
Diego E. Montesdeoca Espín 41
Alimentación: 50680 kg/h (dato nominal obtenido del PFD)
Esta unidad es alimentada con nafta pesada procedente de la unidad de hidrotratamiento (HDT).
Tabla 6.2-1 Datos de la corriente de alimentación
(Información obtenida del PFD)
Alimentación Procedencia Presión, kg/cm2
Temperatura, °C
Nafta Pesada Unidad de
Hidrotratamiento 13,9 128
Catalizador: Platino en base de alúmina
La masa total de catalizador que se distribuye en los tres reactores es de 25 toneladas (20%, 25% y
55%). Esta masa rota aproximadamente cada 14 días, es decir cumple un ciclo y va a regeneración.
Tabla 6.2-2 Características del Catalizador
(Datos proporcionados por personal técnico de la REE)
Propiedad Valor
Porosidad 0,6
Densidad, kg/m3 560
Flujo másico, kg/h 74,4
Rendimientos de la unidad
Tabla 6.2-3 Flujos nominales de los productos obtenidos de la Unidad de Reformado Catalítico
(Información obtenida del PFD)
H2 Neto kg/h
Fuel Gas kg/h
Gas Licuado de Petróleo, kg/h
Nafta Reformada, kg/h
Total, kg/h
3237 105 986 46352 50680
Especificaciones de Productos
En cuanto a especificaciones se tomarán en cuenta únicamente las relacionadas con la nafta
reformada y específicamente las que tienen que ver con el contenido de benceno y aromáticos
totales, ya que por normativas legales y regulaciones ambientales se controla la cantidad de estos
Diego E. Montesdeoca Espín 42
constituyentes en las gasolinas antes de su distribución y comercialización. Internamente en
refinería, se acepta entre 1 y 3 % de benceno y entre 35 y 50 % de aromáticos totales, debiéndose
tomar en cuenta que la nafta reformada es un subproducto usado posteriormente para la
formulación de gasolinas, en las cuales el contenido de benceno y aromáticos es menor, como se
nota en la siguiente tabla:
Tabla 6.2-4 Contenido de benceno y aromáticos
Tipo de gasolina Contenido de
Benceno, % masa Contenido de
Aromáticos, % masa
Súper 1 30
Extra 2 35
Nafta Reformada 1 – 3 35 – 50
Condiciones de operación
La información relativa a los reactores y sus condiciones de operación, así como de los equipos
que se ubican corriente abajo para la separación y estabilización de la nafta reformada (según el
esquema que se plantea para la simulación de la unidad) se detallan a continuación:
Tabla 6.2-5
Características de los reactores y condiciones de operación (Datos obtenidos de hojas técnicas y diagrama de flujo del proceso)
PARÁMETRO Reactor 1 Reactor 2 Reactor 3
Masa de Catalizador, kg 5000 6250 13750
% en masa de catalizador 20 25 55
Volumen, m3 4,7 9,4 17,1
Longitud del reactor, m 6,114 7,378 8,880
Diámetro del reactor, m 1,75 2,05 2,45
Temperatura de entrada, °C 522 522 522
Temperatura de salida, °C 380 405 449
Presión de entrada, kg/cm2 4,6 3,95 3,5
Presión de salida, kg/cm2 4,4 3,75 3,3
Flujo de alimentación, kg/h 50680
Flujo del gas de reciclo, kg/h 8813
Diego E. Montesdeoca Espín 43
Tabla 6.2-6 Presión y temperatura del Separador
(Datos obtenidos del diagrama de flujo del proceso)
Temperatura, °C 42
Presión, kg/cm2 2,3
Tabla 6.2-7 Datos de la Columna de estabilización
(Información obtenida del diagrama de flujo del proceso)
Temperatura de la alimentación, °C 180
Presión de la alimentación, kg/cm2 19,8
Tipo de condensador Parcial
Temperatura en el condensador, °C 45
Presión en el condensador, kg/cm2 14
Razón de Reflujo 3
Presión en el fondo de la columna, kg/cm2 15
Temperatura de productos de fondo, °C 244
Flujos, Composiciones y Condiciones Operativas (datos reales de planta)
La información detallada anteriormente (obtenida del PFD) es de carácter nominal y referencial,
que difiere del día a día de operación de la unidad. Con la finalidad de comparar los resultados de
la simulación con información real de planta, se obtuvieron datos correspondientes a un mes de
operación de la unidad, de los cuales se utilizaron tres días para su análisis. Esta información se
detalla a continuación:
Tabla 6.2-8
Datos de destilación ASTM, densidad relativa y contenido de azufre de la alimentación (Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso T, °C (Destilación ASTM)
Sp. Gr. S,
ppm 10 % 50 % 90 %
1 97 122 153 0,7483 0,20
2 98 121 152 0,7523 0,18
3 96 120 154 0,7507 0,36
Diego E. Montesdeoca Espín 44
Tabla 6.2-9 Condiciones de operación de los reactores catalíticos (Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso Reactor 1 Reactor 2 Reactor 3
PR1
kg/cm2
PR2
kg/cm2
PR3
kg/cm2
Tin
°C Tout
°C Pin
kg/cm2
Tin
°C Tout
°C Pin
kg/cm2
Tin
°C Tout
°C Pin
kg/cm2
1 481,28 413,26 4,6 481,17 451,98 3,95 481,27 468,59 3,5 0,05 0,07 0,04
2 475,60 404,77 4,6 475,41 433,02 3,95 475.13 461,44 3,5 0,04 0,06 0,04
3 469,43 424,70 4,6 468,75 436,78 3,95 469,54 432,78 3,5 0,05 0,06 0,05
Tin = Temperatura de entrada, Tout = Temperatura de salida, Pin = presión de entrada, PR1 = Caída de presión en reactor 1,
PR2 = Caída de presión en reactor 2, PR3 = Caída de presión en reactor 3
Tabla 6.2-10
Presión y Temperatura en el separador (Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso Tsep, °C Psep, kg/cm2
1 35,60 3,30
2 35,67 3,30
3 36,55 3,30 Tsep = Temperatura del separador, Psep = presión del separador
Tabla 6.2-11 Flujos volumétricos de alimentación y productos del proceso de reformado
(Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso Alimentación,
Sm3/h H2 Net Gas,
Nm3/h Fuel Gas,
Nm3/h LPG,
Sm3/h Reformate,
Sm3/h
1 44,90 4175,25 253,69 0,00 42,98
2 43,22 3908,17 202,84 0,00 41,12
3 44,89 6701,10 241,60 0,00 42,86
De la tabla anterior, es necesario aclarar que en realidad si existe producción de gas licuado de petróleo (LPG). Sin embargo, por condiciones de proceso este LPG es mezclado con Fuel Gas (FG) y enviado al sistema de antorcha. En las siguientes tablas se verá que del total de FG, únicamente el 55% lo es en realidad y el resto es LPG.
Tabla 6.2-12
Flujo volumétrico y contenido de H2 en el Gas de Reciclo (Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso Flujo,
Nm3/h % molar de
H2
1 28284,93 86,62
2 27407,11 83,73
3 43080,19 89,94
Diego E. Montesdeoca Espín 45
Tabla 6.2-13 Composiciones en % molar y peso molecular del H2 Net Gas
(Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso H2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5+ nC5+ MW
1 91,25 0,02 0,18 2,40 2,36 2,89 0,00 0,90 6,66
2 86,14 3,54 2,95 1,48 1,42 1,30 1,18 1,99 7,71
3 93,30 2,49 1,66 1,10 0,32 0,26 0,00 0,87 4,23
Tabla 6.2-14 Composiciones en % molar y peso molecular de Fuel Gas
(Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso FG C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5+ nC5+ MW
1 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85
2 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85
3 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85
Tabla 6.2-15 RON, Densidad Relativa y Presión de Vapor Reid de la nafta reformada obtenida
(Información proporcionada por técnicos de la REE)
Caso RON Sp. Gr. PVR
1 74,0 0,7665 0,17
2 75,3 0,7732 0,17
3 74,3 0,7669 0,16
Tabla 6.2-16 Datos de la columna de estabilización
(Información proporcionada por técnicos de la REE)
Número de platos (sin considerar condensador y reboiler) 23
Plato de alimentación 12
Razón de reflujo 3,5
Temperatura de ingreso de la alimentación, °C 168,15
Presión en el condensador, kg/cm2 13,01
Temperatura en el condensador, °C 42,79
Temperatura de salida de fondos, °C 237,05
Temperatura de salida del reboiler (boilup), °C 250,69 Estas condiciones de operación de la columna son para un día diferente que no se
corresponde con ninguno de los tres días para los cuales se reportan los datos anteriores
Diego E. Montesdeoca Espín 46
Datos de ensayos de destilación, densidad relativa y cromatografía
Con el propósito de tener información sobre las composiciones de la nafta hidrotratada y de la
nafta reformada procesadas en la unidad y de otros datos requeridos para la simulación, se
realizaron análisis de destilación ASTM, densidad relativa y cromatografía a muestras de naftas
obtenidas en dos fechas diferentes del mes de agosto 2012. También se incluyen los resultados de
análisis similares realizados en diciembre 2011.
De esta forma se contará con tres pares de datos sobre composición, que en la etapa de
simulación se harán corresponder con tres condiciones diferentes de operación de la unidad de
reformado catalítico.
Tabla 6.2-17
Datos de destilación ASTM D-86 de la nafta pesada hidrotratada y de la nafta reformada (Ensayos realizado en laboratorio DPEC)
% Vol.
Temperatura, °C
Nafta hidrotratada Nafta reformada
MA M1 M2 MA M1 M2
0 73 75 81 74 71 78
5 89 92 95 87 88 89
10 95 98 99 94 95 95
20 100 104 105 102 103 103
30 105 108 111 109 109 110
40 112 114 116 114 116 116
50 120 120 121 122 122 123
60 125 125 127 132 130 129
70 133 131 133 142 138 138
80 140 139 140 151 147 148
90 148 148 152 164 160 161
95 155 155 160 174 171 171
100 164 168 173 191 191 194 MA = muestra tomada en dic. 2011 (Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de
Naftas producidas en la REE) M1 = muestra 1 tomada el 08-11-12 M2 = muestra 2 tomada el 15-11-12
Tabla 6.2-18
API (según norma ASTM D287) y densidad relativa corregida a 60 °F (Ensayos realizado en laboratorio DPEC)
Ensayo Nafta Hidrotratada Nafta Reformada
MA M1 M2 MA M1 M2
API 58,3 57,8 57,4 51,1 51,0 51,3
Sp. Gr. 0,7455 0,7475 0,7491 0,7799 0,7753 0,7741
Diego E. Montesdeoca Espín 47
Tabla 6.2-19 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % volumétrico – Muestra A
(Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de Naftas producidas en la REE)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Naftenos Aromáticos TOTAL
C5 0,030 0,007 0,050 - 0,087
C6 1,888 1,541 2,736 0,150 6,315
C7 5,031 5,342 11,209 1,197 22,779
C8 4,376 8,224 13,193 2,902 28,695
C9 3,990 9,400 10,800 1,667 25,858
C10 1,133 9,036 3,142 1,360 15,264
C11 1,726 0,654 0,275 0,015 0,992
C12 - - 0,010 - 0,010
TOTAL 17,090 34,203 41,415 7,292 100
Tabla 6.2-20 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 1
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Naftenos Aromáticos TOTAL
C5 0,594 0,136 0,292 - 1,021
C6 3,137 3,730 4,356 0,289 11,511
C7 4,784 6,071 12,336 1,393 24,585
C8 3,969 7,421 12,745 2,060 26,195
C9 3,309 9,149 10,970 1,565 24,993
C10 1,119 6,303 2,367 1,230 11,019
C11 0,066 0,444 0,140 - 0,649
C12 - - - 0,026 0,026
TOTAL 16,979 33,253 43,205 6,563 100
Diego E. Montesdeoca Espín 48
Tabla 6.2-21 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 2
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Naftenos Aromáticos TOTAL
C5 0,495 0,134 0,212 - 0,842
C6 2,827 3,167 4,041 0,259 10,295
C7 4,778 5,921 12,137 1,354 24,191
C8 4,057 7,582 12,784 3,226 27,649
C9 3,302 6,943 12,386 1,580 24,212
C10 1,379 6,458 2,444 1,527 11,808
C11 0,137 0,635 0,196 - 0,968
C12 0,018 - - 0,017 0,034
TOTAL 16,993 30,842 44,201 7,964 100
Tabla 6.2-22
Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % volumétrico – Muestra A (Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de Naftas producidas en la REE)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C3 0,111 - - - - 0,111
C4 0,186 0,376 0,005 - - 0,567
C5 0,880 0,635 0,085 0,239 - 1,840
C6 3,081 4,096 0,295 2,458 1,279 11,209
C7 4,620 6,640 2,248 4,786 6,697 24,991
C8 3,521 5,881 0,450 4,968 10,528 25,349
C9 2,615 7,372 0,404 2,956 11,129 24,477
C10 0,013 3,228 0,058 1,818 4,568 9,684
C11 0,016 0,353 - 0,025 0,269 0,664
C12 0,007 0,240 - 0,078 0,729 1,054
C13 - 0,053 - - - 0,053
TOTAL 15,050 28,877 3,546 17,328 35,199 100
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Tabla 6.2-23 Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % másico – Muestra 1
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C3 0,048 - - - - 0,048
C4 0,285 0,335 0,002 - - 0,621
C5 0,396 - 0,443 0,266 - 1,106
C6 3,207 4,734 0,113 3,034 1,537 12,624
C7 4,115 7,514 1,691 4,387 9,207 26,915
C8 2,840 5,569 0,301 4,213 14,128 27,051
C9 1,663 6,195 0,202 1,223 12,786 22,069
C10 0,478 1,340 - 1,615 4,195 7,628
C11 0,019 0,752 - 0,047 0,228 1,046
C12 - 0,117 - 0,050 0,679 0,846
C13 - 0,047 - - - 0,047
TOTAL 13,050 26,602 2,751 14,836 42,761 100
Tabla 6.2-24 Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % másico – Muestra 2
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C3 0,055 - - - - 0,055
C4 0,337 0,352 0,002 - - 0,691
C5 0,664 0,579 0,021 0,279 - 1,543
C6 3,138 4,654 0,116 2,990 1,426 12,325
C7 4,101 7,450 1,993 4,564 8,772 26,880
C8 2,820 5,361 0,313 4,383 13,782 26,659
C9 1,609 6,122 0,239 1,338 12,241 21,549
C10 0,517 1,348 - 1,626 4,474 7,965
C11 0,062 0,828 - 0,063 0,319 1,273
C12 - 0,155 - 0,068 0,779 1,001
C13 - 0,060 - - - 0,060
TOTAL 13,303 26,910 2,683 15,310 41,793 100
Diego E. Montesdeoca Espín 50
Adicionalmente, con la intención de tener un mejor referente de la composición en la corriente
que sale de los reactores de reformado, se tomaron muestras de la corriente líquida que sale del
primer separador (en las mismas fechas en que se obtuvieron las muestras de nafta hidrotratada y
reformada), para comparar con la composición que predice el simulador.
Tabla 6.2-25 Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 1
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C2 0,013 - - - - 0,013
C3 0,070 - - - - 0,070
C4 0,124 0,099 - - - 0,223
C5 0,520 - 0,479 0,226 - 1,224
C6 2,798 3,942 0,101 2,754 1,447 11,041
C7 4,054 7,309 1,631 4,222 9,402 26,618
C8 2,901 5,521 0,252 4,174 14,764 27,613
C9 1,715 6,350 0,209 1,180 13,537 22,992
C10 0,486 1,443 - 1,754 4,343 8,027
C11 0,026 0,819 - 0,047 0,248 1,140
C12 - 0,167 - 0,050 0,772 0,989
C13 - 0,050 - - - 0,050
TOTAL 12,708 25,699 2,673 14,406 44,514 100
Tabla 6.2-26 Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 2
(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C2 0,016 - - - - 0,016
C3 0,076 - - - - 0,076
C4 0,131 0,103 - - - 0,234
C5 0,554 - 0,498 0,228 - 1,280
C6 2,805 3,978 0,113 2,763 1,340 10,999
C7 4,070 7,280 1,695 4,439 8,910 26,394
C8 2,878 5,672 0,309 4,367 14,396 27,622
C9 1,656 6,325 0,219 1,256 13,062 22,517
C10 0,520 1,418 - 1,769 5,387 9,094
C11 0,060 0,137 - 0,061 0,320 0,580
C12 - 0,223 - 0,072 0,831 1,126
C13 - 0,062 - - - 0,062
TOTAL 12,767 25,198 2,834 14,955 44,246 100
Diego E. Montesdeoca Espín 51
6.3. SIMULACIÓN
6.3.1. MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REE
En esta etapa se desarrollan modelos que representen y reproduzcan la operación de la unidad de
reformado catalítico para 3 casos diferentes. En cada caso se asocia un par de información sobre
composición de nafta hidrotratada/reformada con las condiciones de operación correspondientes
a un día en particular (información que ha sido presentada en la sección anterior).
A continuación se describe de forma general el esquema de trabajo seguido para el desarrollo de
esta parte:
6.3.1.1. Desarrollo de un modelo inicial que tenga convergencia
Luego de abrir el programa ASPEN HYSYS y elegir la opción de “caso nuevo”, se crea la lista de
componentes y se selecciona un paquete termodinámico. ASPEN HYSYS tiene predefinido una lista
específica de componentes para usarse en la simulación de reformadores catalíticos, que incluye
un total de 78 pseudocomponentes. Para incorporar estos componentes en la simulación, hacer
click en el botón de opción “Import”, buscar y seleccionar el archivo “CatRefIsom.cml” en la
librería de HYSYS. Por defecto, esta lista de componentes está asociada al paquete termodinámico
SRK (adecuado para sistemas donde participan hidrocarburos). Por tanto, al realizar lo anterior se
ha definido simultáneamente el paquete termodinámico.
Luego de realizados los pasos anteriores, podrá visualizarse la siguiente ventana:
Fig. 6.3.1.1-1. Creación de la lista de componentes y selección del paquete termodinámico
A continuación se ingresa al ambiente de simulación (“Enter Simulation Environment”) e
incluimos la operación unitaria de reformado catalítico (para ello en la pestaña “FlowSheet”,
seleccionar la opción “RefSYS Operations” para que se despliegue una paleta de operaciones
asociadas con refino de petróleo, entre ellas la de reformado catalítico). Luego de incluir esta
Diego E. Montesdeoca Espín 52
operación y seleccionar la opción de configurar una nueva unidad de reformado, se desplegarán
de forma secuencial 3 ventanas. Es necesario definir el tipo de unidad (SR o CCR) y número de
reactores (ventana 1), información relacionada con los reactores y catalizador: porosidad,
densidad, longitud de los reactores y masa de catalizador en los reactores (ventana 2) y la opción
asociada a los factores de calibración a emplearse (ventana 3).
Fig. 6.3.1.1-2. Configuración de los reactores de reformado catalítico (3 ventanas)
Durante la configuración de la unidad de reformado, se puede incluir de forma simultánea la
columna de estabilización de nafta reformada (en la ventana 1 se puede añadir esta opción); sin
embargo, para tener mejores resultados y mayor control sobre las variables a manipular durante
la simulación, en esta etapa se configura solo la sección de reactores catalíticos y luego se diseña
el sistema de separación aguas abajo que incluirá la columna de estabilización, usando pare ello
las operaciones unitarias que dispone Aspen Hysys (compresores, separadores, intercambiadores
de calor, columna de destilación).
Luego hay que especificar las condiciones de operación de los reactores de reformado
catalítico. Para ello ingresamos al ambiente de la unidad de Reformado “Reformer Environment”
(para lo cual hacer doble click en el ícono de la unidad de reformado). En la ventana que se
despliega, existen 4 pestañas: Diseño (Design), Datos de Alimentación (Feed Data), Operación
(Operation) y Resultados (Results). La primera queda cumplimentada automáticamente con lo
realizado en el paso anterior. En la segunda, se crea una alimentación (ir a “Properties” y hacer clic
en el botón “Add”) y se ingresa la curva de destilación ASTM de la nafta pesada y su composición
PNA (para esto seleccionar “Bulk Properties”). En la pestaña “Operation” existen varias opciones;
sin embargo, solo las cinco primeras hay que definirlas, proporcionando información de la
Alimentación (temperatura, presión, flujo), Control del Reactor (temperaturas de entrada y salida
de los reactores, flujo volumétrico del gas de reciclo, presión y temperatura del separador),
Catalizador (velocidad de circulación del catalizador), Calentador de Producto (temperatura y
presión de la corriente que ingresará a la columna de estabilización) y Opciones de Solución
(parámetros asociados con la tolerancia y número de iteraciones que realizará el simulador).
Diego E. Montesdeoca Espín 53
Fig. 6.3.1.1-3. Ingreso de datos de alimentación y condiciones de operación de la sección de
reactores catalíticos
Con la información proporcionada, el simulador pondrá en marcha sus herramientas de cálculo
hasta que haya convergencia, instancia en la cual se pueden revisar los resultados provisionales.
Fig. 6.3.1.1-4. Resultados preliminares de la sección de reactores catalíticos
Hasta este punto se ha construido y resuelto un modelo de reformado usando únicamente
propiedades en masa de la alimentación: curva de destilación ASTM y contenido PNA. Esto genera
una primera solución empleando datos asociados a un tipo de alimentación que por defecto tiene
asociado el simulador.
Este modelo inicial con convergencia proporciona también las primeras estimaciones de los
factores de actividad asociados a las reacciones que tiene lugar en el proceso de reformado. Estos
factores iniciales pueden verse al retornar al ambiente principal de simulación (“enter parent
simulation environment”), en la pestaña “Design”, opción “Calibration Factors”.
Diego E. Montesdeoca Espín 54
Fig. 6.3.1.1-5. Factores de calibración iniciales
El simulador tiene la opción de realizar una calibración para depurar el modelo obtenido, para lo
cual se requieren las composiciones de todas las corrientes de entrada y salida del proceso, y
realiza ajustes en los factores de actividad iniciales (default). De esta forma, se obtienen factores
propios asociados al sistema en particular, es decir, serán propios del sistema en el que estamos
trabajando.
6.3.1.2. Calibración del modelo
En esta instancia, para obtener mejores resultados, se realiza una calibración del modelo. Para lo
cual ingresamos nuevamente al ambiente de la unidad de Reformado y en la opción “Reformer”
de la barra de herramientas seleccionamos “Calibration”. Se desplegará una ventana, y previo a
ingresar la información requerida, se utilizarán los datos del modelo inicial con convergencia. Esto
lo realizamos con el botón “Pull data from simulation”, que nos permite copiar la información ya
proporcionada en la etapa anterior, utilizar los factores iniciales de actividad (lo cual facilita el
proceso de calibración) y tener datos razonables relacionados con el fenómeno de fijación del
catalizador (pinning) típico de unidades CCR, que no siempre están disponibles (el pinning se
refiere al catalizador que se mantiene inmóvil contra la pared debido al flujo cruzado de vapor). Se
revisa la información de cada una de las pestañas, haciendo correcciones en caso de existir errores
o proporcionando nueva información, cuando se requiera. En esta etapa de calibración se usarán
los datos de composición detallada por tipo de componente, de acuerdo con los lumps que HYSYS
emplea para sus cálculos.
En la pestaña “Feed Data”, en lugar de mantener los datos de destilación ASTM y composición
NPA de la alimentación, se ingresarán sus datos reales de composición obtenidos por
cromatografía.
En la pestaña “Measurement”, hay que incluir las presiones, caídas de presión y de temperatura
en los reactores, contenido de H2 del gas de reciclo (en la opción “Operation”) y la información
sobre los caudales y composición de todas las corrientes producto del proceso de reformado
Diego E. Montesdeoca Espín 55
catalítico (en la opción “Products”). Para esto se usa la información de las tablas 6.2-9 a 6.2-15 y
6.2-19 a 6.2-24.
Fig. 6.3.1.2-1. Calibración del modelo
A continuación es necesario trabajar en la pestaña “Calibration Control”, instancia en la cual
realmente se efectúa la calibración. Para ello, se seleccionan los elementos a tomar en cuenta en
la función objetivo (en la opción “Objective Function”, los elementos considerados se muestran en
la tabla 5.4.3-1) y se proporcionan los valores mínimos y máximos de los factores de ajuste (en la
opción “Parameter”, estos valores se detallan en la tabla 5.4.3-2). Luego se ejecuta “Run
Calibration” y cuando hay convergencia implica que se han efectuado los ajustes. En la pestaña
“Analysis” se pueden ver los detalles del ajuste.
Fig. 6.3.1.2-2. Selección de las variables de la función objetivo
Diego E. Montesdeoca Espín 56
Fig. 6.3.1.2-3. Valores mínimo y máximo de los factores de ajuste, previo a ejecutar la calibración
En esta etapa, cuando hay convergencia y se han refinado los factores de ajuste del sistema, es
necesario guardarlos, para ello en la pestaña “Analysis”, hacer cliclk en “Safe for Simulation”.
6.3.1.3. Re-cálculo de las composiciones con los nuevos factores de ajuste
Luego de tener convergencia en la calibración, se retorna al ambiente de simulación (“Return to
Simualtion”) y automáticamente se actualizan los cálculos. Esta instancia constituyó un primer
punto de control para evaluar la confiabilidad del simulador en cuanto a los resultados que
proporciona.
El Reformer de Aspen Hysys como operación incluye a los reactores catalíticos y al separador, por
lo cual como productos genera dos corrientes: H2 Neto y Líquido Neto. Al juntar estos dos
productos se tendría la corriente global que sale de los reactores catalíticos (que luego de varias
operaciones de separación, serán fraccionados en todos los productos, entre ellos la nafta
reformada). La composición de esta corriente global que predice el simulador es la que se
compara con la obtenida a partir de datos reales de la unidad.
La información recabada de la REE sobre caudales y composiciones de las corrientes producto: H2
Net Gas, Fuel Gas y Reformate, permitieron realizar balances de materia tomando en cuenta al H2,
C1, C2, C3, iC4, iC4 y C5+ (de las corrientes mencionadas, su composición se expresa en términos de
esos componentes) para obtener la composición global de la corriente que sale de los reactores de
reformado.
La comparación se realiza solo en términos de los componentes ligeros del C1 al C4, ya que en el
caso de la nafta reformada al no tener información de su composición, se la considera compuesta
exclusivamente por componentes de más de 5 átomos de carbono.
Diego E. Montesdeoca Espín 57
6.3.1.4. Diseño del sistema de separación aguas abajo
Este diseño se realizó tomando como referencia el diagrama de flujo del proceso (PFD). A
continuación de los reactores de reformado, se incluyeron los varios equipos para conseguir la
separación y obtener los productos que la unidad de reformado catalítico de REE produce. Las
condiciones operativas de aquellos equipos cuya información no se pudo conseguir de acuerdo
con el día de producción utilizado para el desarrollo de los casos, se obtuvieron del mismo
diagrama de flujo. En el caso de la columna de estabilización, los datos de sus condiciones
operativas son de un día diferente al de los tres casos analizados. Sin embargo esta información
(específicamente la presión y temperatura del condensador, presión de fondo y la razón de
reflujo) fue empleada para el cálculo de una columna que permita obtener una nafta reformada
que cumpla con especificaciones (aquí la especificación fue el grado de separación de los
componentes pesados en el destilado). Por lo expuesto, al contar casi exclusivamente con datos
operativos de los reactores catalíticos, el sistema de separación tiene la misma configuración
operativa para los tres casos analizados (únicamente para el primer separador se utilizan datos
reales de planta, para el resto de equipos se utiliza información recabada del PFD). En el Anexo 7,
se incluye el esquema utilizado que incluye a los reactores catalíticos y su sistema de separación.
A continuación se detallan las condiciones de presión y temperatura de los equipos empleados en
el sistema de separación:
Separadores:
Tabla 6.3.1.4-1 Presiones y temperaturas de los separadores
(Datos tomados del diagrama de flujo del proceso)
Parámetro Sep. 1* Sep. 2 Sep. 3
Temperatura, °C Ver tabla 6.2-10 45 5
Presión, kPa Ver tabla 6.2-10 706,1 1765 (*) Condiciones reales de operación del separador
Intercambiadores de calor:
Tabla 6.3.1.4-2 Temperaturas y presiones a la salida de los intercambiadores de calor
(Datos tomados del diagrama de flujo del proceso)
Parámetro HE 1 HE 2 HE 3 HE 4
Temperatura, °C 45 5 34 168,2
Presión, kPa 706,1 1765 1471 1471
Diego E. Montesdeoca Espín 58
Compresores:
Tabla 6.3.1.4-3 Presiones de salida en los compresores
(Datos tomados del diagrama de flujo del proceso)
Parámetro Comp. 1 Comp. 2
Presión, kPa 706,1 1863
Bombas:
Tabla 6.1.3.4-4 Presiones de salida en las bombas
(Datos tomados del diagrama de flujo del proceso)
Parámetro Pump 1 Pump 2
Presión, kPa 2059 1765
Columna de estabilización: Los datos de operación de este equipo se detallan en la
tabla 6.2-16
De esta información, únicamente se utilizó la presión y temperatura del condensador, la presión
de fondos y la razón de reflujo para calcular la columna que permita separar la fracción de ligeros
(del C1 al C4) que ingresa junto con la alimentación.
En primer lugar se estimó el número de platos con un cálculo tipo “shortcut”, estableciendo como
componentes clave ligero al nC4 (0,05 % molar) y clave pesado al iC5 (0,05 % molar), fijando
presiones en cabeza y fondo y estableciendo la razón de reflujo.
Fig. 6.3.1.4-1. Cálculo tipo “shortcut” de la columna de estabilización
Diego E. Montesdeoca Espín 59
Luego se hizo un cálculo riguroso, definiéndose como especificaciones de la columna las
siguientes:
Tabla 6.3.1.4-5 Especificaciones para el cálculo riguroso de la columna de estabilización
Especificación Valor
Razón de reflujo 3,5
Temperatura en el condensador, °C 42
*Composición molar de iC5, nC5, 22DMC4, 23DMC4,2MC5, 3MC5, % 0,001 * Esta composición se define para el destilado (condensado en fase líquida)
Fig. 6.3.1.4-2. Cálculo riguroso de la columna de estabilización
6.3.1.5. Datos usados en la calibración
Para la fase de calibración, se usaron los datos de las tablas 6.2-11 a 6.2-14 para las composiciones
del H2 Net Gas, FG y LPG, en tanto que para la nafta hidrotratada y reformada se emplearon las
composiciones obtenidas por cromatografía de gases.
Los datos de composición se han agrupado en función de lo requerido por el simulador, ya que los
análisis de cromatografía reportan entre 170 y 210 componentes como constituyentes de las
naftas hidrotratada y reformada (en el anexo 9 se incluyen los reporte completos de composición
obtenidos por cromatografía), en tanto que el simulador emplea únicamente alrededor de 70
pseudocomponentes.
Tras un breve análisis de la información sobre condiciones de operación y rendimientos de la
unidad de reformado catalítico de REE, se observa una marcada heterogeneidad en las
temperaturas de los reactores y en los flujos del gas de reciclo (incluyendo su contenido de H2)
que hicieron inviables los primeros intentos para la obtención de un modelo general que
represente a la totalidad de los casos. Por ello se optó por utilizar los tres pares de datos de
Diego E. Montesdeoca Espín 60
composición de nafta hidrotratada y reformada y asociarlos con tres escenario operativos
diferentes.
Las composiciones de las naftas usadas para la simulación se detallan a continuación:
Tabla 6.3.1.5-1 Composiciones de la nafta hidrotratada y nafta reformada empleadas en la simulación
COMPONENTE Átomos
de C
NAFTA HIDROTRATADA NAFTA REFORMADA
Caso 1 Frac. Vol.
Caso 2 Frac. masa
Caso 3 Frac. masa
Caso 1 Frac. vol.
Caso 2 Frac. masa
Caso 3 Frac. masa
H2 0 - - - - - - P1 1 - - - - - - P2 2 - - - - - -
OL2 2 - - - - - - P3 3 - - - 0,00111 0,00048 0,00055
O3 3 - - - - - -
IP4 4 - - - 0,00376 0,00335 0,00352
NP4 4 - - - 0,00186 0,00285 0,00337
P4 4 - - - - - -
O4 4 - - - 0,00500 0,00002 0,00002
IP5 5 0,00007 0,00136 0,00134 0,00635 - 0,00579
NP5 5 0,00030 0,00594 0,00495 0,00880 0,00396 0,00664
P5 5 - - - - - -
O5 5 - - - 0,00085 0,00443 0,00021
5N5 5 0,00050 0,00292 0,00212 0,00239 0,00266 0,00279
22DMC4 6 0,00385 0,00029 0,00021 - 0,00226 0,00219
23DMC4 6 0,00385 0,00235 0,00200 - 0,00373 0,00372
MBP6 6 - - - 0,02048 - -
2MC5 6 0,00385 0,01974 0,01655 - 0,02329 0,02296
3MC5 6 0,00385 0,01492 0,01292 - 0,01806 0,01768
SBP6 6 - - - 0,02048 - -
NP6 6 0,01888 0,03137 0,02827 0,03081 0,03207 0,03138
O6 6 - - - 0,00295 0,00113 0,00116
5N6 6 0,01368 0,02808 0,02578 0,01229 0,03028 0,02982
A6 6 0,00150 0,00289 0,00259 0,01279 0,01537 0,01426
6N6 6 0,01368 0,01548 0,01464 0,01229 0,00006 0,00008
22DMC5 7 0,00890 0,00058 0,00055 - 0,00192 0,00188
23DMC5 7 0,00890 0,00955 0,00935 - 0,00913 0,00913
24DMC5 7 0,00890 0,00251 0,00236 - 0,00374 0,00372
MBP7 7 - 0,00062 0,00059 0,03320 0,00302 0,00289
2MC6 7 0,00890 0,01823 0,01768 - 0,02510 0,02493
3MC6 7 0,00890 0,02670 0,02621 - 0,03223 0,03194
3EC5 7 0,00890 0,00252 0,00247 - - -
SBP7 7 - - - 0,03320 - -
NP7 7 0,05031 0,04784 0,04778 0,04620 0,04115 0,04101
O7 7 - - - 0,02248 0,01691 0,01993
DMCP 7 0,03736 0,06016 0,05833 - 0,02666 0,02697
ECP 7 0,03736 0,00896 0,00900 - 0,00514 0,00550
5N7 7 - - - 0,02393 - -
A7 7 0,01197 0,01393 0,01354 0,06697 0,09207 0,08772
6N7 7 0,03736 0,05424 0,05404 0,02393 0,01207 0,01317
MBP8 8 0,04112 0,01710 0,01735 0,02941 0,01830 0,01605
SBP8 8 0,04112 0,05711 0,05848 0,02941 0,03738 0,03756
Diego E. Montesdeoca Espín 61
O8 8 - - - 0,00912 0,00503 0,00552
NP8 8 0,04376 0,03969 0,04057 0,03521 0,02840 0,02820
5N8 8 0,06596 0,05652 0,05552 0,02484 0,01325 0,01415
ETHYLBEN 8 0,00726 0,00771 0,00773 0,02632 0,02305 0,02223
O-XYLENE 8 0,00726 0,00947 0,00943 0,02632 0,03493 0,0339
M-XYLENE 8 0,00726 - 0,01166 0,02632 0,05937 0,0582
P-XYLENE 8 0,00726 0,00342 0,00344 0,02632 0,02394 0,0234
A8 8 - - - - - -
6N8 8 0,06596 0,07094 0,07232 0,02484 0,02888 0,0297
IP9 9 0,09400 0,09149 0,06943 0,07372 0,06195 0,06122
NP9 9 0,03990 0,03309 0,03302 0,02615 0,01663 0,01609
5N9 9 0,05400 0,00336 0,03689 0,01478 0,00169 0,00204
A9 9 0,01667 0,01565 0,01580 0,11129 0,12786 0,12241
6N9 9 0,05400 0,10634 0,08698 0,01478 0,01054 0,01134
IP10 10 0,09036 0,06303 0,06458 0,03228 0,01340 0,01348
NP10 10 0,01726 0,01119 0,01379 0,00013 0,00478 0,00517
5N10 10 0,01571 - - 0,00909 0,00808 0,00813
A10 10 0,01360 0,01230 0,01527 0,04568 0,04195 0,04474
6N10 10 0,01571 0,02367 0,02444 0,00909 0,00808 0,00813
IP11 11 0,00654 0,00444 0,00635 0,00353 0,00752 0,00828
NP11 11 0,00048 0,00066 0,00137 0,00016 0,00019 0,00062
5N11 11 0,00138 0,00070 0,00098 0,00013 0,00024 0,00032
A11 11 0,00015 - - 0,00269 0,00228 0,00319
6N11 11 0,00138 0,00070 0,00098 0,00013 0,00024 0,00032
P12 12 - - 0,00018 0,00247 0,00117 0,00155
N12 12 0,00010 - - 0,00078 0,00050 0,00068
A12 12 - 0,00026 0,00017 0,00729 0,00679 0,00779
P13 13 - - - 0,00053 0,00048 0,00060
N13 13 - - - - - - A13 13 - - - - - - P14 14 - - - - - - N14 14 - - - - - - A14 14 - - - - - -
TOTAL 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Frac. vol. = fracciones volumétricas, Frac. masa = fracciones másicas
6.3.2. DETERMINACIÓN DE LAS MEJORES CONDICIONES PARA EL
REFORMADO DE UNA NAFTA PESADA DE NATURALEZA DIFERENTE
En esta parte se analiza el comportamiento de la unidad al cambiar el tipo de alimentación y se
determinan las condiciones óptimas para su reformado. Para este análisis se utiliza una nafta
pesada procedente de destilación atmosférica y producida en otra refinería del Ecuador, que
carece de unidades de reformación catalítica. Como modelo para este análisis se empleará el caso
3, por la menor temperatura de ingreso a los reactores a la que fue calibrado.
Para la determinación de las mejores condiciones de reformado, se analiza la influencia de la
temperatura (expresada como la temperatura promedio de ingreso a los reactores, WAIT) y el
flujo del gas de reciclo (expresado como la razón del número de moles de hidrógeno en esta
corriente respecto al número de moles de alimentación, H2/HC) en el contenido de benceno,
aromáticos totales y RON (estimado) de la nafta reformada.
Diego E. Montesdeoca Espín 62
La composición PIONA de la nafta pesada objeto de este análisis es la siguiente:
Tabla 6.3.2-1 Análisis PIONA en % volumétrico de la nafta pesada procedente de destilación atmosférica
(Datos proporcionados por personal técnico de refinería)
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C4 0,003 0,001 - - - 0,004
C5 0,003 0,002 - 0,002 - 0,007
C6 0,036 0,027 - 0,114 0,009 0,186
C7 0,528 0,311 1,02 1,81 0,531 4,2
C8 5,933 6,627 1,553 8,66 5,994 28,767
C9 5,841 14,828 0,563 7,135 6,672 35,039
C10 3,522 11,479 0,477 4,223 2,219 21,92
C11 0,129 1,408 - 0,089 0,033 1,659
C12 0,002 0,005 - - 0,014 0,021
TOTAL 15,997 34,688 3,613 22,033 15,472 91,803*
(*) Nota: En el informe de composición se reporta un 8,197 de compuestos desconocidos
Este análisis podría realizarse de forma manual (fijando varias temperaturas y flujos de gas de
reciclo y registrar los resultados que proporciona el simulador para cada variación). Sin embargo,
ASPEN HYSYS posee una herramienta para automatizar este proceso al crear un caso de estudio.
Para crear un caso de estudio, en la barra de herramientas, en la opción “Tools”, se selecciona
“Databook”. La ventana que aparece tiene 5 pestañas inferiores, de las cuales se utilizarán solo las
de “Variables” y “Case Studies”.
En la pestaña “Variables” se definirán las variables a considerar en el caso de estudio. Para ello
hacemos click en “Insert” y seleccionamos las variables que queremos incluir en el análisis (las
variables en este caso, serán las relacionadas con los reactores catalíticos).
Fig. 6.3.2-1. Definición de las variables a considerar en el caso de estudio
Diego E. Montesdeoca Espín 63
Luego en la pestaña “Case Studies” creamos formalmente el caso de estudio al hacer click en el
botón “Add” y seleccionar cuales constituyen las variables independientes y cuales las
dependientes. Al querer analizar la influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el
rendimiento de la nafta reformada, éstas constituirán las variables independientes y las restantes
serán las dependientes.
Fig. 6.3.2-2. Definición de variables independientes y dependientes
Finalmente, hay que especificar los rangos e intervalos de variación de las variables
independientes (haciendo click en “View”) y ejecutar el caso de estudio con el botón “Start”.
Fig. 6.3.2-3. Definición de rangos e intervalos de variación de las variables independientes
Cuando el simulador ha terminado de realizar los cálculos, los resultados pueden visualizarse en
“Results”. Para mejor análisis e interpretación de los mismos, éstos fueron traslados a una hoja de
cálculo en Excel.
Diego E. Montesdeoca Espín 64
RESULTADOS
En este capítulo se presentan los resultados del modelado de la unidad de reformado catalítico y
del caso de estudio desarrollado para establecer las condiciones óptimas para el reformado de una
nafta cuya composición es diferente de aquellas que rutinariamente se tratan en la unidad.
7.1. RESULTADOS DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO
CATALÍTICO
En las siguientes tablas se detalla información relevante en relación con el proceso de calibración
de los modelos que tratan de reproducir los tres escenarios de operación de la unidad de
reformado catalítico que fueron empleados en la primera parte de este trabajo y comparaciones
entre los resultados que proporciona el simulador con datos reales de planta.
Un aspecto importante que se tomó en cuenta previo a la calibración de los modelos, fue analizar
la consistencia de la información recabada sobre entradas y salidas de la unidad de reformado
catalítico. Por ello se realizaron balances generales de masa y también balances referidos al
hidrógeno (los balances detallados se incluyen en el anexo 3). Primero, se presentan los balances
generales realizados con la información recopilada en refinería para los 3 casos analizados. Luego
se presentan los mismos balances y se incluyen los del hidrogeno, usando en estos casos la
información aportada por el simulador (composiciones, flujos másicos, densidades).
Tabla 7.1-1 Balance general de masa de la unidad
(según información recopilada en refinería)
Caso Flujo másico de entrada
kg/h
H2 Net Gas, kg/h
FG, kg/h
Reformado, kg/h
Flujo másico de salida,
Kg/h % Exceso
1 33600,20 1240,76 179,51 32941,46 34361,74 2,27
2 32515,81 1345,69 143,53 31793,55 33282,77 2,36
3 33699,74 1265,37 170,96 32868,78 34305,11 1,80
Tabla 7.1-2
Balance general de masa y balance de hidrógeno previo a la calibración (con información aportada por el simulador)
Caso Flujo másico
total de entrada, kg/h
Flujo másico total de salida,
kg/h
% Exceso de global
Flujo másico total de H de entrada, kg/h
Flujo másico total de H de salida, kg/h
% Exceso de Hidrógeno
1 34017,17 34610,29 1,74 4996,40 4894,33 -2,04
2 32463,37 33223,87 2,34 4816,32 4648,60 -3,48
3 33854,99 34436,17 1,72 4987,18 5046,55 1,19
7
Diego E. Montesdeoca Espín 65
Tabla 7.1-3 Cumplimiento de los balances general de masa y de hidrógeno al reajustar la
producción de nafta (con información aportada por el simulador)
Caso Balance Original, % Ajustado, %
1 Masa 101,74 100,00
Hidrógeno 97,96 96,53
2 Masa 102,34 100
Hidrógeno 96,52 94,31
3 Masa 101,72 100
Hidrógeno 101,19 99,49
Tabla 7.1-4 Balance general de masa y balance de hidrógeno luego de la calibración
(con información aportada por el simulador)
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Flujo másico de entrada (Alimentación), kg/h
34017,17 32463,37 33854,99
Flujo másico de H en la alimentación, kg/h
4996,40 4816,32 4987,18
H2 net Gas, kg/h 915,80 979,28 970,71
FG, kg/h 548,83 476,92 488,97
LPG, kg/h 350,95 202,94 269,63
Nafta reformada, kg/h 32175,04 30777,18 32103,52
Flujo másico total de salida, kg/h
33990,62 32436,31 33832,82
Flujo másico total de H de salida, kg/h
4998,00 4822,42 4989,11
% de Exceso global -0,078 -0,083 -0,065
% de Exceso de H 0,032 0,126 0,042
Se presentan además los resultados proporcionados por el simulador en cuanto a flujos y
composiciones másicas por constituyente de la corriente saliente de los reactores catalíticos (en
términos del H2, C1, C2, C3, C4 y C5+), el rendimiento del H2 Neto y el contenido de hidrógeno en el
gas de reflujo y se los compara con los datos reales de refinería. El mismo tipo de información se
presenta también para la nafta reformada, pero en este caso la composición referida como totales
en términos de parafinas, isoparafinas, olefinas y aromáticos (PIONA). En el caso de los aromáticos
se hace una comparación más detallada en función del número de átomos de carbono.
En el anexo 4 se presenta un cuadro comparativo con mayor detalle referido a la composición
PIONA de la nafta reformada según lo predicho por el simulador y los datos reales obtenidos por
cromatografía.
Diego E. Montesdeoca Espín 66
Tabla 7.1-5 Comparación de flujos y composiciones por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos
Componente
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Real Simulador Real Simulador Real Simulador
Flujo, Kg/h
% masa Flujo, Kg/h
% masa Flujo, Kg/h
% masa Flujo, Kg/h
% masa Flujo, Kg/h
% masa Flujo, Kg/h
% masa
H2 355,46 1,034 539,45 1,587 313,03 0,941 622,12 1,918 574,66 1,675 611,42 1,807
C1 16,77 0,049 113,05 0,333 112,02 0,337 95,13 0,293 134,91 0,393 98,27 0,290
C2 86,72 0,252 234,77 0,691 216,04 0,649 196,61 0,606 222,31 0,648 202,46 0,598
C3 248,72 0,724 311,27 0,916 155,00 0,466 256,04 0,789 194,11 0,566 266,63 0,788
iC4 267,54 0,779 276,35 0,813 153,48 0,461 232,99 0,718 66,93 0,195 266,07 0,786
nC4 318,91 0,928 303,14 0,892 136,47 0,410 203,51 0,627 50,73 0,148 235,36 0,696
C5+ 33067,62 96,234 32212,57 94,769 32196,72 96,737 30829,91 95,048 33061,46 96,375 32151,96 95,03
TOTAL 34361,74 100,00 33990,62 100,00 33282,77 100,00 32436,31 100,00 34305,11 100,00 33832,82 100,00
Tabla 7.1-6
Comparación del rendimiento y contenido de hidrógeno en el H2 Net Gas
Caso H2 Net Gas, kg/h Error,
%
Contenido de H2, % mol Error, % Real Simulación Real Simulación
1 1240,76 915,80 -26,19 91,25 95,18 4,31
2 1345,69 979,28 -27,23 86,14 96,19 11,67
3 1265,37 970,71 -23,29 93,30 96,07 2,97
Tabla 7.1-7
Comparación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo
Gas de Reciclo Caso 1 Caso 2 Caso 3
Flujo del gas de reciclo usado en la simulación, Nm3/h 28284,93 27407,11 43080,19
% molar de hidrógeno en el gas de reciclo (real) 86,62 83,73 89,94
% molar de hidrógeno en el gas de reciclo (simulador) 88,41 86,64 89,81
Error, % 2,07 3,48 -0,15
Diego E. Montesdeoca Espín 67
Tabla 7.1.8
Comparación del flujo y contenido total PIONA en la nafta reformada
Factor comparado
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Real Simulación Error, % Real Simulación Error, % Real Simulación Error, %
Reformado, kg/h 32941,46 32175,04 2,327 31793,55 30777,18 3,197 32868,78 32103,52 2,328
Parafinas, % 15,050 14,815 1,561 13,050 13,712 -5,073 13,303 14,202 -6,758
iso-Parafinas, % 28,877 28,481 1,371 26,602 26,555 0,177 26,910 24,941 7,317
Olefinas, % 3,546 3,592 -1,297 2,751 2,757 -0,218 2,683 2,708 -0,932
Naftenos, % 17,328 17,600 -1,570 14,836 14,685 1,018 15,310 15,519 -1,365
Aromáticos 35,199 35,511 -0,886 42,761 42,291 1,099 41,793 42,630 -2,003
Benceno, % 1,279 1,136 11,181 1,537 1,509 1,822 1,426 1,456 -2,104
Tabla 7.1.9
Comparación del contenido de aromáticos en la nafta reformada
Parámetro comparado
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Real Simulación Real Simulación Real Simulación
Benceno 1,279 1,136 1,537 1,509 1,426 1,456
Tolueno 6,697 6,643 9,207 8,769 8,772 8,633
Etil-Benceno
10,528 10,440
2,305 2,189 2,223 2,181
Orto-Xileno 3,493 3,318 3,390 3,326
Meta-Xileno 5,937 5,640 5,825 5,710
Para-Xileno 2,394 2,274 2,344 2,296
A9 11,129 11,303 12,786 12,905 12,241 13,443
A10 4,568 5,563 4,195 5,325 4,474 5,259
A11 0,269 0,419 0,228 0,339 0,319 0,308
A12 0,729 0,007 0,679 0,023 0,779 0,019
Total Aromáticos 35,199 35,511 42,761 42,291 41,793 42,630
Diego E. Montesdeoca Espín 68
También se presenta una comparación entre los diferenciales de temperatura y caídas de presión que se presenta en los reactores.
Tabla 7.1-10 Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 1
Variable comparada Real Simulación
R1 R2 R3 R1 R2 R3
Temperatura de entrada, °C 481,28 481,17 481,27 481,28 481,17 481,27
Temperatura de salida, °C 413,26 451,98 468,59 419,35 454,01 465,23
Delta T, °C 68,02 29,19 12,68 61,93 27,16 16,04
Presión de entrada, kPa 451,11 387,36 343,23 451,11 387,36 343,23
Presión de salida, kPa 446,20 380,50 339,31 446,20 380,50 339,31
Delta P, kPa 4,90 6,86 3,92 4,90 6,86 3,92
Tabla 7.1-11 Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 2
Variable comparada Real Simulación
R1 R2 R3 R1 R2 R3
Temperatura de entrada, °C 475,60 475,41 475,13 475,60 475,41 475,13
Temperatura de salida, °C 404,77 433,02 461,44 408,37 435,43 462,71
Delta T, °C 70,83 42,39 13,69 67,23 39,98 12,42
Presión de entrada, kPa 451,11 387,36 343,23 451,11 387,36 343,23
Presión de salida, kPa 446,20 380,50 339,31 446,20 380,50 339,31
Delta P, kPa 3,92 5,88 3,92 3,92 5,88 3,92
Tabla 7.1-12 Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 3
Variable comparada Real Simulación
R1 R2 R3 R1 R2 R3
Temperatura de entrada, °C 469,43 468,75 469,54 469,43 468,75 469,54
Temperatura de salida, °C 424,70 436,78 432,78 427,71 439,80 435,71
Delta T, °C 44,73 31,97 36,76 41,72 28,95 33,83
Presión de entrada, kPa 451,11 387,36 343,23 451,11 387,36 343,23
Presión de salida, kPa 446,20 381,48 338,33 446,20 381,48 338,33
Delta P, kPa 4,90 5,88 4,90 4,90 5,88 4,90
Tabla 7.1-13 Error en las temperaturas de salida de los reactores, deltas de temperatura y caídas de presión
Error Caso 1 Caso 2 Caso 3
R1 R2 R3 R1 R2 R3 R1 R2 R3
T. Salida, % -1,47 -0,45 0,72 -0,89 -0,56 -0,28 -0,70 -0,69 -0,67
Delta T, % 8,96 6,96 -26,47 5,08 5,68 9,28 6,73 9,44 7,97
Delta P, % -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068
T. Salida = Temperatura de salida del reactor
Diego E. Montesdeoca Espín 69
7.2. RESULTADOS DEL CASO DE ESTUDIO
En esta parte se presentan los resultados de cómo influyen la temperatura (en términos del WAIT)
y el flujo del gas de reciclo (expresado como H2/HC) en el contenido de aromáticos y en el número
de octano que tendrá la nafta reformada. Además se presentan los rendimientos esperados de
hidrógeno (que formará parte del H2 Net Gas).
Tabla 7.2-1 Influencia de la temperatura y el flujo del gas de reciclo en las características de la nafta reformada
WAIT, °C
Relación molar H2/HC
Flujo del gas de reciclo,
Sm3/h
Cont. de H2 en gas de reciclo,
% mol
Contenido de benceno,
% vol.
Cont. total de aromáticos, %
vol. RON C5+
Rendimiento de H2, % vol.
460 3 24875,45 0,7995 0,045 36,36 100,42 2,313
465 3 24892,99 0,7989 0,046 36,13 100,76 2,308
470 3 25245,00 0,7878 0,046 34,77 100,65 2,160
480 3 25840,84 0,7696 0,055 36,94 102,40 2,369
460 3,75 31340,75 0,7932 0,048 36,03 99,97 2,251
465 3,75 31680,65 0,7847 0,053 36,96 100,76 2,346
475 3,75 32059,57 0,7754 0,058 37,66 101,87 2,435
480 3,75 32561,24 0,7635 0,059 36,77 101,92 2,330
460 4,5 37730,33 0,7906 0,050 35,51 99,49 2,180
465 4,5 38234,53 0,7802 0,055 36,50 100,30 2,276
470 4,5 39291,95 0,7592 0,049 29,88 97,50 1,631
475 4,5 39285,02 0,7593 0,065 38,21 101,83 2,437
460 5,25 44115,09 0,7889 0,051 35,01 99,05 2,116
465 5,25 44764,95 0,7775 0,056 36,01 99,87 2,210
470 5,25 46068,97 0,7554 0,050 29,36 96,69 1,591
475 5,25 46254,15 0,7524 0,068 37,80 101,43 2,368
480 5,25 47044,88 0,7398 0,074 38,56 102,15 2,430
Estos resultados, se presentan en forma de gráficas para establecer de mejor manera las
tendencias para las diversas condiciones.
Diego E. Montesdeoca Espín 70
Gráfico 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido de
benceno de la nafta reformada
Gráfico 7.2-2. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido total de
aromáticos de la nafta reformada
0,040
0,045
0,050
0,055
0,060
0,065
0,070
0,075
455 460 465 470 475 480 485
Co
nte
nid
o d
e b
en
en
o, %
vo
l
WAIT, °C
Benceno = f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
28,00
30,00
32,00
34,00
36,00
38,00
40,00
455 460 465 470 475 480 485
Co
nte
nid
o t
ota
l de
aro
mát
ico
s, %
vo
l
WAIT, °C
Aromáticos totales = f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
Diego E. Montesdeoca Espín 71
Gráfico 7.2-3. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el número de octano de
la nafta reformada
Gráfico 7.2-4. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el rendimiento de hidrógeno
95
96
97
98
99
100
101
102
103
455 460 465 470 475 480 485
RO
N C
5+
WAIT, °C
RON C5+= f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
2,600
455 460 465 470 475 480 485
Re
nd
imie
nto
de
H2, %
vo
l
WAIT, °C
Rendimiento de H2 = f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
Diego E. Montesdeoca Espín 72
Gráfico 7.2-5. Variación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo a diferentes temperaturas
y relaciones H2/HC
Gráfico 7.2-6. Variación del flujo volumétrico del gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC
0,735
0,745
0,755
0,765
0,775
0,785
0,795
0,805
455 460 465 470 475 480 485
Co
nte
nid
o d
e h
idró
gen
o e
n e
l gas
de
re
cicl
o,
% m
ola
r
WAIT, °C
Contenido de hidrógeno = f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
22095
27095
32095
37095
42095
47095
52095
455 460 465 470 475 480 485
Flu
jo V
olu
mé
tric
o d
el g
as d
e r
eci
clo
, Sm
3/h
WAIT, °C
Flujo del gas de Reciclo = f(WAIT)
3
3,75
4,5
5,25
Diego E. Montesdeoca Espín 73
DISCUSIONES
8.1. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO
8.1.1. ASPECTOS GENERALES:
Para el modelado de la unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estala Esmeraldas, se
contó con información correspondiente a un mes de operación de la unidad. Tras un breve análisis
de esta información, se observó una marcada heterogeneidad en las condiciones de operación de
los reactores catalíticos, y de hecho en los rendimientos y composición de los productos. Las
temperaturas de entrada de la alimentación a los reactores, el flujo y contenido de hidrógeno del
gas de reciclo, las temperaturas del separador difieren de un día a otro (suben y bajan sin ninguna
tendencia, incluso sin repetir condición operativa alguna en determinado día). Las temperaturas
de los reactores oscilan entre 460 y 480 °C, el flujo del gas de reciclo entre 1950 y 8000 Sm3/h con
un contenido de hidrógeno entre el 65 y 95 % molar, las temperaturas del separador entre 35 y 37
°C (esta información detallada, por motivos de confidencialidad, no se incluye en el trabajo), que
hicieron inviables los primeros intentos para obtener un modelo general que represente la
totalidad de casos. Por ello, al tener disponibles composiciones de naftas hidrotratada y
reformada obtenidas en tres fechas diferentes (diciembre 2011 y agosto 2012) se optó por asociar
estos tres pares de datos con tres escenarios operativos diferentes y ver si con el uso del
simulador ASPEN HYSYS se reproduce adecuadamente la operación de esta unidad.
Se establecieron dos puntos de control para validar los resultados del modelado de la unidad
de reformado catalítico. El primero lo constituye la corriente global que sale de los reactores
catalíticos (se comparan los flujos y composiciones por cada constituyente de esta corriente) y el
segundo toma en consideración a la nafta reformada y al H2 Net Gas. No se toman en cuenta a los
otros productos (FG y LPG) ya que con fines prácticos en relación con su destino final, las
corrientes que tienen interés real en refinería son las mencionadas con anterioridad. De hecho, el
FG y LPG son corrientes que carecen de uso, puesto que son enviados al sistema de antorcha. Las
dos corrientes tomadas en cuenta, justifican su interés puesto que la nafta reformada es un
constituyente del pool de gasolinas para la formulación de los dos tipos de gasolinas que se
producen y distribuyen en esta refinería y en el caso del H2 Net Gas, por su re-uso interno en los
procesos de hidrotratamiento. En el caso de la nafta reformada, se utiliza como patrón de
comparación el flujo y su contenido de benceno y de aromáticos totales. En el caso del H2 Net Gas,
se emplea el flujo y su contenido de hidrógeno.
Para el desarrollo de las simulaciones y el caso de estudio, se requirió de información sobre la
composición de las naftas. Para ello, se realizaron análisis por cromatografía, que proporcionó
información detallada de la composición por tipo de componente. También, se contó con
8
Diego E. Montesdeoca Espín 74
información sobre el contenido de Parafinas, iso-Parafinas, Olefinas, Naftenos y Aromáticos
repartidos según el número de átomos de carbono (análisis PIONA). Esta información extensa (en
el caso de los análisis por cromatografía, se reportan entre 170 y 210 componentes como
constituyentes de las naftas, ver anexo 9) tuvo que ser analizada y agrupada en función de lo
requerido por el simulador, que emplea únicamente alrededor de 70 pseudocomponentes (ver
tabla 6.3.1.5-1). En el caso de los análisis PIONA, se hicieron algunas estimaciones al distribuir
equitativamente el total de algunas series de componentes entre el número de subtipos asignados
a cada pseudocomponete (citando un ejemplo, para los naftenos se requieren datos de los ciclo
hexanos y ciclo pentanos, pero al tener un dato total, se repartió equitativamente entre estos
dos).
8.1.2. SOBRE EL SISTEMA DE SEPARACIÓN AGUAS ABAJO
El diseño del sistema de separación aguas abajo se realizó siguiendo el esquema definido en
el diagrama de flujo del proceso (PFD) y se usaron sus datos nominales de presión y temperatura
en los varios equipos que lo integran (esto porque la información proporcionada de la unidad está
referida únicamente a los reactores catalíticos y a rendimientos de productos, más no a
condiciones de operación de este sistema). Por lo que, al estar limitados a la información del PFD,
se optó por un diseño que se centre en los productos de interés (en este caso la nafta reformada)
y se hicieron algunas modificaciones (no se incluye la totalidad de intercambiadores de calor y la
sección de separación de FG que está ligada a la columna de estabilización de nafta reformada es
un poco diferente). Es así que son idénticas las condiciones de operación del sistema de
separación para los tres casos analizados y en lo relacionado con la columna de estabilización se
calculó una que permita tener un producto que cumpla con especificaciones (que en este caso se
definió como el contenido de pesados en el destilado líquido por debajo de cierto valor que
asegure sea casi nula la presencia de ligeros del C1 al C4 en la nafta reformada).
Lo anterior es fuente de error en los resultados que proporciona el simulador, de especial
forma en el H2 Net Gas. Al no tener precisión en la presión y temperatura de separación (que
inciden directamente en el equilibrio líquido – vapor), se obtienen flujos y composiciones que
difieren sustancialmente de las reales. Por este motivo, se omite esta corriente con fines de
validación de los casos simulados.
En lo referente a la columna de estabilización, para su cálculo se tomaron como referentes los
datos operativos proporcionados para un día que no se corresponde con ninguno de los tres casos
analizados. De esta información, fueron utilizadas las presiones de cabeza y fondo y la razón de
reflujo, que en conjunto con la definición de componentes clave pesado y clave ligero, permitieron
hacer una estimación inicial, que luego fue depurada con un cálculo riguroso, en la cual también se
utilizó el dato real de la temperatura en el condensador.
Diego E. Montesdeoca Espín 75
8.1.3. SOBRE LOS BALANCES DE MASA
Un primer análisis de los datos reales sobre rendimientos de la unidad de reformado
catalítico de la REE, pone en evidencia que hay un desequilibrio en el balance total de materia
entre el 1,8 % y 2,4 % (la masa total de los productos es superior a la masa entrante de
alimentación en todos los casos, ver tabla 7.1-1). Una posible explicación de esta particularidad
tiene que ver con el método utilizado en REE para la medición de caudales (la información con la
que se cuenta son flujos volumétricos de alimentación y de productos, que con la ayuda de otras
propiedades han sido transformados a flujos másicos), ya que utilizan instrumentación de placas
perforadas. Este método indirecto basado en la caída de presión, tiene implícito una fuente de
error en el caudal medido, que posteriormente se magnifica cuando se transforma a masas (y en
el caso de flujos gaseosos es mayor el error).
Un aspecto importante que se consideró previo a la calibración de los modelos, fue analizar la
consistencia de la información recabada sobre entradas y salidas de la unidad de reformado
catalítico. Por ello, a más de los balances generales de masa, se hicieron balances referidos al
hidrógeno. Y al utilizar la información derivada de los análisis PIONA (contenido de parafinas, iso-
parafinas, naftenos y aromáticos) de las naftas (hidrotratada y reformada) en conjunto con los
flujos y composiciones para los tres casos, se observa que existe también desequilibrio en estos
balances, pues se obtiene un exceso o defecto de hidrógeno entre el 1 y 3,5 % (ver tabla 7.1-2). La
posible explicación deriva del error inherente en la medición de caudales, pero también en el
hecho de que las composiciones de las naftas no son las correspondientes a los días de
producción. Como se comentó anteriormente, las composiciones cuya información fue recaba en
fechas diferentes, se asignaron a tres escenarios operativos diferentes para su modelamiento.
8.1.4. SOBRE LA CALIBRACIÓN Y VALIDACIÓN DE LOS MODELOS
La primera aproximación para que el balance general de masa sea concordante, fue reducir la
cantidad obtenida de nafta reformada. Al realizar este reajuste (para igualar la masa entrante con
la masa saliente en los productos), se incrementó el desequilibrio del balance referido al
hidrógeno (se cumple entre el 94,3 y 99,5%). Esta condición constituyó el punto de partida para la
calibración de los modelos (ver tabla 7.1-3).
Posterior a la calibración de los modelos y al rehacer los balances generales de masa y de
hidrógeno con los flujos y las composiciones calculadas por el simulador, se observa que
prácticamente hay un cumplimiento del 100 % en los dos balances (ver tabla 7.1-4 y anexo 3).
El desequilibrio en el balance inicial de hidrógeno (en todos los caso hay un defecto de este
compuesto, según se desprende de la tabla 7.1-3) pone en evidencia que un reajuste en los
rendimientos y composiciones de corrientes y componentes con alto contenido de hidrógeno ha
Diego E. Montesdeoca Espín 76
de realizarse, y esto es lo que efectivamente se observa ocurrir en la fase de calibración (ver tabla
7.1-5).
Lo anterior se refleja en la desviación que se observa al comparar los flujos y composiciones
que predice el simulador frente a los obtenidos por balance con la información obtenida en
refinería (comparación hecha por componente en la corriente global saliente de los reactores
catalíticos). Se observan diferencias en el H2, C1, C2, C3, iC4 y nC4, en unos casos mayores que en
otros (en ciertos casos se obtienen valores muy parecidos). Esto es muy lógico, ya que si existe un
defecto de entre el 0,5 y 6 % de hidrógeno, implica que necesariamente debe existir mayor
presencia de hidrógeno, por lo que este defecto se compensa incrementando la cantidad de
compuestos donde el contenido de hidrógeno prevalece (justamente los compuestos ligeros
citados anteriormente) e influye también en los flujos de las corrientes donde mayoritariamente
prevalece este componente (esto es en el H2 Net Gas y FG principalmente). Por este motivo, en la
simulación se tienen mayores flujos y composiciones de H2, C1, C2, C3 y C4 de forma general (ver
tabla 7.1-5).
Al ser inviable contrastar las composiciones en la corriente global que sale de los reactores
catalíticos (por la desviación en el balance inicial de hidrógeno), el análisis en este primer punto de
control de la simulación se limitó a comprobar que haya consistencia de los balances generales de
masa y de hidrógeno. Como un intento para tener mejor referencia de esta composición, se
tomaron muestras de la corriente líquida que sale del separador ubicado luego de los reactores.
Sin embargo, tras analizar los datos de estas composiciones (ver tablas 6.2-25 y 6.2-26) se observa
que son muy similares a los de la nafta reformada. Esto implica que luego del muestreo y hasta la
realización de los análisis, hubo pérdida de aquellos compuestos que son muy volátiles (no se
reporta presencia de H2, C1, C2 y hay trazas de C3). Por lo cual, esta información no pudo ser
tomada en cuenta para ningún tipo de análisis.
El criterio en última instancia para validar los modelos simulados constituyó el contenido de
aromáticos. En refinería además de ser importante el rendimiento de nafta reformada (flujo), uno
de los controles para que pueda ser enviada al pool de gasolinas es el contenido de aromáticos,
otros lo son el número de octano y la presión de vapor reid. Sin embargo, estos últimos no son
equiparables con lo que predice el simulador (según información de refinería, el reformado tiene
entre 74 y 76 de octano, sin embargo el simulador predice valores entre 96 y 100).
Un aspecto clave por el cual se determina si los casos simulados predicen adecuadamente la
operación de la unidad de reformado catalítico, es la concentración de aromáticos, ya que éstos
en las gasolinas están regulados por normativas de carácter legal y medioambiental. Por tanto, en
los casos analizados, el modelo de simulación deberá predecir de forma precisa el contenido de
aromáticos para que sea válido.
Diego E. Montesdeoca Espín 77
8.2. DEL CASO DE ESTUDIO
En términos generales al analizar la composición total de Parafinas, Naftenos y Aromáticos
para los tres casos, la alimentación tiene un ligero predominio de las parafinas sobre los naftenos y
un bajo contenido de aromáticos (además es una carga totalmente saturada, pues los análisis
revelan ausencia de olefinas). Bajo esta perspectiva, un escenario interesante que se pensó en
analizar es la respuesta de la unidad de reformado catalítico a una alimentación de composición
sustancialmente diferente. Es así que se consiguieron datos de una nafta pesada producida en otra
refinería del Ecuador (es necesario aclarar que esta refinería no posee de procesos de reformación
catalítica), que presenta un mayor predominio de parafinas sobre naftenos y un contenido mayor
de aromáticos, para crear un caso de estudio mediante el cual se puedan determinar las mejores
condiciones para su reformado.
Al analizar los datos de composición de esta nueva nafta pesada, se observa que no es
saturada y que probablemente tenga compuestos de azufre y otros que afectarían negativamente
al catalizador de reformado (en el análisis original se reporta un 8,2 % de componentes
desconocidos). Esto hace pensar que primero debería de pasar por un proceso de
hirdrotratamiento que elimine las impurezas y sature las olefinas. A esta composición, se le hizo
un reajuste (el 92 % de componentes determinados se llevó al 100 % y en el caso de las olefinas,
su contenido se sumó a sus equivalentes en n-parafinas). En la tabla 6.3.2-1 se detallan los datos
del reporte original y en el anexo 5 se presentan los resultados de los ajustes realizados. La
composición así obtenida, es la que se utilizó en el caso de estudio.
Como modelo para este análisis se escogió el caso tres, por presentar los mejores balances
iniciales de masa y de hidrógeno (que luego de la calibración son más cercanos al 100 % que los
otros dos).
En cuanto a las variables a considerar en el caso de estudio, se tomó en consideración de
entre las variables operativas (asociadas a los reactores catalíticos) aquellas que en sentido
práctico son manipuladas en el día a día de la unidad. Se observa que los flujos de alimentación y
el rendimiento en flujo de nafta reformada no cambian sustancialmente, por lo cual no tiene
sentido considerar su variación. En donde se observa versatilidad de condiciones es en la
temperatura de los reactores y en el flujo del gas de reciclo, por lo que se analizó la influencia de
estas dos variables en las características del producto reformado. En este caso el contenido de
aromáticos y además se incluyó al RON (research octane number) y al rendimiento de hidrógeno
(que saldrá posteriormente en el H2 Net Gas). Debiendo tener en cuenta, que en estos dos últimos
casos se tendrán solo estimaciones referenciales (en el caso del número de octano el simulador
predice valores más altos que los reales y en el caso del H2 Net Gas primero debe pasar por
separadores y otros procesos para obtenerlo como tal). Sin embargo, se mantendrán correlaciones
Diego E. Montesdeoca Espín 78
de proporcionalidad, que permitirán determinar si es buena o mala la tendencia de las
características antes descritas.
En cuanto a la influencia de la temperatura, ésta se analizó en términos del WAIT
(temperatura promedio de ingreso a los reactores), y el flujo del gas de reciclo como la relación
entre el número de moles de hidrógeno en esta corriente respecto al número de moles de
alimentación (H2/HC). Los rangos de variación se definieron en función de las temperaturas
mínimas y máximas registradas durante el mes de operación de la unidad cuyos datos fueron
proporcionados (por eso se analiza entre 460 y 480 °C). En lo relacionado con el gas de reciclo, en
literatura especializada se recomienda que relaciones molares H2/HC entre 3 y 4 permiten buenos
desempeños en unidades de reformado catalítico con regeneración continua de catalizador. Sin
embargo, en la primera simulación con el modelo cuando se modificó la composición de la nafta,
se obtuvo un valor cercano a 5,25. Por este motivo, ese fue el valor superior.
Diego E. Montesdeoca Espín 79
ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES
9.1. CONCLUSIONES GENERALES
Analizando las composiciones de las naftas hirodrotrada y reformada (como contenido total
PIONA), se observa la misma tendencia en el proceso de reformado. Se produce una pequeña
disminución en la concentración de normal e iso-parafinas, en un 2% y entre 3 - 4%,
respectivamente. La concentración de naftenos disminuye sustancialmente del 41 al 16 % (en
términos globales), se generan compuestos insaturados (olefinas), ya que en la nafta reformada
están presentes en un 3 % y existe un incremento importante en el contenido de aromáticos (sube
del 6 al 36 % en promedio). Esto como reflejo de las reacciones que tienen lugar en el proceso. Las
más importantes asociadas con la transformación de las parafinas y naftenos en aromáticos, que
mayoritariamente influyen en el mejoramiento del número de octano (principal objetivo de las
unidades de reformado catalítico).
La predicción de la composición que hace el simulador al usar propiedades en masa (curvas
de destilación y contenido total de PNA) no es tan buena. En general falla en los componentes
livianos, al predecir trazas de iC5, nC5, iC6 y nC6 (con concentraciones en el orden de 10-4 e incluso
10-5 %), cuando según los análisis de cromatografía estos componentes tienen concentraciones
entre el 0,01 y 2 %. A la inversa, proporcionando información detallada de composición, también
falla al predecir su curva de destilación ASTM. En el anexo 6, se incluyen gráficas comparativas que
representan las curvas de destilación que predice el simulador a partir de la composición y las
curvas obtenidas por ensayos normalizados (en las secciones iniciales y finales de las curvas hay
una diferencia de hasta 15 °C). Por lo cual, con el fin de tener resultados confiables en las
simulaciones, lo conveniente es trabajar con las composiciones detalladas de las naftas de
alimentación. De hecho, con esa información se han desarrollado los modelos de simulación (las
curvas de destilación y contenidos totales PNA solo sirvieron para generar el modelo inicial con
convergencia).
El reformado catalítico es un proceso de extrema complejidad en el que múltiples variables y
factores confluyen. Evidencia de ello, es que a pesar de la poca variabilidad en las entradas y
salidas de la unidad (según los análisis realizados a las naftas hidrotratada y reformada en fechas
distintas, se observa poca diferencia en la concentración de sus componentes) son variados sus
escenarios operativos; de los cuales, tres caso fueron sometidos a análisis. Y según los resultados
obtenidos, se puede concluir que con el uso del simulador ASPEN HYSYS, se desarrollaron modelos
que reproducen adecuadamente los casos con una buena predicción del contenido de aromáticos
en la nafta reformada (criterio importante de aceptación en la práctica real). Claro que
corresponden a condiciones operativas muy específicas; sin embargo, con más información y un
9
Diego E. Montesdeoca Espín 80
tratamiento de la misma se pueden desarrollar modelos más depurados que abarquen mayor
versatilidad en las condiciones de operación.
También, en función de los resultados obtenidos en la nafta reformada, se puede concluir que
funciona la simplificación hecha por el simulador, al agrupar los más de 180 componentes de las
naftas en apenas 70 pseudocomponentes; pero claro, es importante contar con información
precisa de componentes claves (entre ellos el benceno y naftenos de 5 y 6 átomos de carbono),
para que sea buena la predicción del contenido de aromáticos.
9.2. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO
En términos generales los tres modelos de simulación desarrollados predicen de forma
razonable el contenido total de n-Parafinas, i-Parafinas, Naftenos y Aromáticos (PIONA) en la nafta
reformada (ver tabla 7.1-8). En tanto que no se tienen buenos resultados al considerar la corriente
global que sale de los reactores (ver tabla 7.1.5) y en los rendimientos de Fuel Gas y LPG (las
razones de estas diferencias se analizan en la sección de discusiones).
9.2.1. SOBRE LOS MODELOS OBTENIDOS
Al comparar los flujos y composiciones por constituyente de la corriente global que sale de los
reactores catalíticos, se tienen márgenes de error considerables (ver tabla 7.1-5). En el caso 1, los
valores que predice la simulación para el H2, C1 y C2 son muy superiores a los reales. En el caso 2,
una gran diferencia se observa en el H2, C3 e iC4; y, en el caso 3, el iC4 y nC4 son los que presentan
mayor desviación.
Otro aspecto clave considerado en las simulaciones tiene que ver con la disminución de las
temperaturas y las caídas de presión que ocurre en los reactores, además de la concentración de
H2 en el gas de reciclo. Al comparar los diferenciales de temperatura y presión (ver tabla 7.1-13),
se obtienen errores entre 5,1 y 26,5 % para la temperatura (esto como delta, ya que si se toma en
cuenta la temperatura de salida de los reactores, los errores son inferiores al 1,5%), mientras que
las caídas de presión estimadas por el simulador son prácticamente iguales a las reales (el error es
del 0,07%). En lo relacionado con el contenido de H2 en el gas de reciclo (ver tabla 7.1-7), el error
está entre el 0,15 y el 3,5%.
Como referencia, al comparar los resultados obtenidos con los modelos para el rendimiento
de H2 Neto y su contenido de hidrógeno (tabla 7.1-6), se obtienen errores entre el 23,3 y 27,2% y
entre el 3 y 11,7%, respectivamente. Como se mencionó anteriormente, esta corriente no se la
toma en cuenta con fines de validación, pues no se disponen de las condiciones reales de
operación en los separadores.
Diego E. Montesdeoca Espín 81
Comparando los modelos obtenidos para los tres casos analizados (tomando en consideración
cuan confiables son las estimaciones del contenido PIONA y de benceno, de los diferenciales de
presión y temperatura y del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo), se puede establecer que
el modelo para el caso tres es el que mejor reproduce la operación de la unidad de reformado
catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas (por ello, éste se utiliza para analizar las mejores
condiciones de reformado, cuando se cambia la composición de la alimentación). En el caso 1, el
contenido PIONA tiene un error entre 0,9 y 1,6 %, pero en la predicción del contenido de benceno
es del 11%, en tanto que los diferenciales de temperatura tienes márgenes de error entre 7 y
26,5% y para el contenido de hidrógeno del gas de reciclo, el error es del 2,07 %. Para el caso 2, los
errores que se presentan son: contenido PIONA entre 0,2 y 5,1 %, benceno 1,8 %, diferencial de
temperatura entre 5 y 9,3 % y contenido de hidrogeno 3,48 %. Finalmente para el caso 3:
contenido PIONA entre 1 y 7,3 %, benceno 2,1 %, diferencial de temperatura entre 6,7 y 9,4 % y
contenido de hidrógeno 0,15 % (ver tablas de 7.1-6 a 7.1-8 y 7.1-13).
9.2.2. SOBRE EL RENDIMIENTO Y COMPOSICIÓN DE LA NAFTA REFORMADA
En lo relacionado con el contenido total PIONA, el margen de error oscila entre el 0,2 y 7,3 %
(según se desprende de la tabla 7.1-8). De igual forma se obtienen buenos resultados en la
predicción de los flujos másicos de nafta reformada (el error está entre 2,3 y 3,2 %).
Siendo más minuciosos en el análisis sobre el contenido de aromáticos que proporcionan las
simulaciones (ver tabla 7.1-9), se puede observar que la correlación con datos reales es pobre en
el caso de aromáticos con 11 y 12 átomos de carbono (el error es superior al 55 %); sin embargo, al
ser pequeña la concentración de estos componentes en la nafta reformada (alrededor del 1%),
hace que no se incremente de forma significativa el error en el contenido total de aromáticos. Y
analizando de forma particular el caso del benceno, en los tres casos modelados, el error es
inferior al 11%.
9.3. DEL CASO DE ESTUDIO
Al modificarse la composición de la alimentación, es lógico pensar que también las
condiciones para su reformado deben de variar. Sin embargo, en primera instancia es difícil definir
si conviene aumentar o disminuir la temperatura o modificar el caudal del gas de reciclo y predecir
las implicaciones que estas variaciones tendrán en el producto final. Por este motivo, en el caso de
estudio se determinan las mejores condiciones (en cuanto a temperatura y caudal del gas de
reciclo) que permitan seguir obteniendo una nafta reformada con características adecuadas para
el blending de gasolinas.
Diego E. Montesdeoca Espín 82
Como características a considerar en la definición de las condiciones óptimas de reformado se
incluyen el contenido de benceno y de aromáticos totales y el número de octano de la nafta
reformada, al igual que el rendimiento de hidrógeno del proceso (que luego se utiliza para
hidrotratamiento), manteniendo constante el caudal de alimentación. Y al analizar las tendencias
de cambio con la temperatura y gas de reciclo, se deducen las condiciones óptimas de reformado
de la nueva carga.
La tendencia de las curvas es similar en todos los casos, con una ligera excepción en el caso
del contenido de benceno (ver figuras 7.2-1 a 7.2-4). De forma general, para una misma
temperatura al aumentar la relación molar H2/HC (medida indirecta del caudal del gas de reciclo)
disminuye el contenido de aromáticos, RON y rendimiento de hidrógeno. En el caso del benceno,
lo anterior ocurre, pero de modo contrario. En cambio, cuando se mantiene constante la relación
H2/HC, la tendencia es incrementar, disminuir y volver a incrementar (experimentando el
descenso a 470°C). Lo anterior se observa entre 460 y 475 °C, luego de lo cual las curvas se
entrecruzan bajo un patrón difícil de explicar. También, puede notarse que cuando las relaciones
molares H2/HC toman valores de 4,5 y 5,25, existe un idéntico comportamiento del contenido de
benceno, aromáticos, RON y rendimiento de H2 (bajo estas condiciones las curvas prácticamente
se superponen). Debe tomarse en cuenta, que el punto en la temperatura de 470 °C y relación
H2/HC de 3,75 no pudo analizarse, ya que bajo estas condiciones no hubo convergencia en la
simulación.
9.3.1. CONTENIDO DE BENCENO Y DE AROMÁTICOS
El incremento que se observa en el contenido de benceno es relativamente bajo (ver gráfica
7.2-1). Esto es lógico, porque su contenido inicial en la nafta de alimentación es pequeño, al igual
que la de los ciclo pentanos (N5) y ciclo hexanos (N6), que principalmente se considera participan
en las reacciones de formación del benceno. En todos los casos, un aumento de la temperatura y
del caudal del gas de reciclo hacen que incremente el contenido de benceno y al comparar las
diversas situaciones, la condición más favorable se presenta cuando la relación molar es de 3,0.
Bajo esta condición, el contenido de benceno incrementa con la temperatura, pero en menor
grado si se compara con el resto de casos. Lo cual es favorable, si se tienen en cuenta las
regulaciones que tienen las gasolinas en cuanto al contenido de benceno.
En relación con el contenido total de aromáticos (ver gráfica 7.2-2), el factor temperatura es
importante, ya que para relaciones molares H2/HC superiores a 3,75, se observa un peculiar
comportamiento. Si se incrementa la temperatura entre 465 y 475 °C, se produce una importante
reducción en el contenido de aromáticos del reformado (en promedio disminuye desde 36 a 29 %
en volumen en el punto de mayor descenso, que corresponde a 470 °C). Mientras que, para
relaciones molares de 3,0 y 3,75 la disminución es menos pronunciada, siendo un poco más
homogéneo y predecible el comportamiento (incluso en sentido práctico podría decirse que para
Diego E. Montesdeoca Espín 83
estos valores de H2/HC, el contenido de aromáticos permanece estable entre 35 y 37% en
volumen).
9.3.2. NÚMERO DE OCTANO
Al tener influencia directa y estar estrechamente relacionado el contenido de aromáticos con
el número de octano, las tendencias de sus curvas son idénticas (ver figura 7.2-3), mostrándose
igual una disminución del número de octano entre 465 y 475 °C para relaciones H2/HC superiores a
3,75 (el descenso que se da en este rango, va desde 100 hasta 95 RON). En tanto que para valores
H2/HC de 3,0 y 3,75 el RON fluctúa entre 100 y 102, pero en este caso en sentido de
proporcionalidad casi lineal.
9.3.3. RENDIMIENTO DE HIDRÓGENO
En lo referente con el rendimiento de hidrógeno (ver gráfico 7.2-4), el comportamiento es
muy similar a lo descrito en los casos anteriores. Se observa una disminución del rendimiento del
2,3 al 1,6 % en volumen en el punto más crítico (para relaciones molares H2/HC superiores a 4,75).
En tanto que permanece estable el rendimiento, fluctuando entre 2,2 y 2,4 % para relaciones
molares H2/HC de 3,0 y 3,75.
9.3.4. CAUDAL DEL GAS DE RECICLO Y CONTENIDO DE HIDRÓGENO
Al analizar como varía el caudal de reciclo y su contenido de hidrógeno con la temperatura
(ver gráficos 7.2-5 y 7.2-6), se observa en el primer caso que el flujo aumenta proporcionalmente
tanto con la temperatura como con la relación molar H2/HC. En cambio, el contenido de hidrógeno
del reciclo es inversamente proporcional a la temperatura y a la relación H2/HC. Pero de forma tal,
que el número de moles de hidrógeno es constante para cada valor de H2/HC que se analiza (éste
es otro valor que permanece constante en el caso de estudio desarrollado, al igual que el flujo de
alimentación).
9.3.5. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA EL REFORMADO
Tomando en consideración y habiendo analizado como varían los factores antes descritos con
la temperatura y el caudal de reciclo, una recomendación que se desprende a simple vista es que
temperaturas de ingreso a los reactores comprendidas entre 465 y 475 °C deben evitarse, por
influir de forma negativa en las características de la nafta reformada.
Como condiciones óptimas para el reformado de la nafta con diferente composición se
pueden plantar dos escenarios. El primero, en el cual se trabaje a la mayor temperatura y mayor
Diego E. Montesdeoca Espín 84
relación H2/HC, condiciones a las cuales se consigue mayor contenido de aromáticos y de benceno,
incluyendo el RON y el rendimiento de hidrógeno. Sin embargo, debe existir un control continuo
para que las temperaturas no desciendan entre 465 y 475 °C, por la importante disminución que
se experimentaría en las propiedades mencionadas. Se debe notar que de 480 °C (temperatura
recomendada) hasta 470 °C (punto crítico de mayor disminución), hay apenas 10 grados de
diferencia. Este diferencial de temperatura puede presentarse durante la operación rutinaria de la
unidad (recordar que las condiciones reales de planta son dinámicas, con fluctuaciones continuas
de la temperatura), por lo que el control operacional bajo estas condiciones, sería en cierta forma
restrictivo.
El segundo escenario, y que se considera el más viable, es operar a temperaturas de 480°C y
relaciones molares H2/HC de 3,0. Si comparamos con la situación anterior (480°C y H2/HC = 5,25)
apenas si hay diferencia en las propiedades que tendría la nafta reformada. Bajo estas
condiciones, los descensos o fluctuaciones de temperatura no repercuten de forma apreciable (de
hecho, con 3,0 como relación molar, todas las propiedades varían en un rango estrecho al
modificarse la temperatura). De esta forma, se trabajaría con menor flujo de gas de reciclo y
operativamente sería menos estricto el control de la temperatura. Además, de que el valor 3,0 de
la relación molar H2/HC, está dentro de los valores recomendados para el óptimo desempeño de
unidades de reformado catalítico con regeneración continua del catalizador (el criterio establece
valores entre 3 y 4).
Lo anterior concuerda con los resultados de varias publicaciones (Rodríguez y Ancheyta,
Behin y Kavianpour y Shakoor), según las cuales es recomendable que las condiciones de
operación de los reactores se correspondan con altas temperaturas y bajas presiones (por su
efecto positivo en la velocidad de reacción y la viabilidad termodinámica para la deshidrogenación
de naftenos, la reacción más importante en el reformado catalítico, asociada con la formación de
aromáticos). Sin embargo, llama la atención como varía el número de octano y de aromáticos con
la temperatura (en el intervalo de 465 a 475 °C se obtiene una ligera disminución a 470°C). No se
ha encontrado una explicación a este comportamiento, por lo que se ha consultado al proveedor y
éste no encuentra fallos en el modelo, aunque sigue investigando.
Diego E. Montesdeoca Espín 85
CITAS BIBLIOGRÁFICAS Y BIBLIOGRAFÍA
10.1. CITAS BIBLIOGRÁFICAS
(1) Ancheyta, Jorge. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining;
Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc. 2011; Hoboken, New Jersey, pág. 9.
(2) Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining; Primera Edición; Elsevier
B.V. 2010; Oxford, UK, pág. 96.
(3) Kaes, Gerald. Refinery Process Modeling; Primera Edición; The Athens Printing Company
2000; Athens, Georgia, pág. 161.
(4) Jamshid, B.; Hamid R. K. Petroleum & Coal, 2009, 51(3), 208-215.
(5) Ancheyta, Jorge. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining;
Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc. 2011; Hoboken, New Jersey, pág. 315.
(6) Cerutti, Alberto. La Refinación del Petróleo; Tomo 1, Sin Edición, Instituto Argentino del
Petróleo y Gas, pág. 89.
(7) Speight, James. The Chemistry and Technology of Petroleum, Cuarta Edición; CRC Press
2006; Boca Raton, Florida, pág. 454
(8) Gyngazova, Kravtsov, Ivanchina, Korolenko y Chekantsev. Chemical Engineering Journal,
2011, 176–177, 134–143.
(9) Ancheyta, Jorge. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining;
Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc. 2011; Hoboken, New Jersey, pág. 318.
(10) IBID, pág. 319.
(11) IBID, pág. 319.
(12) Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering; Primera Edición, Wiley-VCH 2012;
Weinheim, Alemania, pág. 262.
(13) Taskar, Unmesh. Tesis Doctoral, 1996. Texas Tech University. Lubbok, Texas, pág. 33.
(14) Ancheyta, Jorge. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining;
Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc. 2011; Hoboken, New Jersey, pág. 320.
(15) IBID, pág. 321.
(16) Kaes, Gerald. Refinery Process Modeling; Primera Edición; The Athens Printing Company
2000; Athens, Georgia, pág. 15.
(17) Normativa de Procesos – Refinación de EP Petroecuador, Procedimiento V03.03.02.05,
revisión 1.
10
Diego E. Montesdeoca Espín 86
10.2. BIBLIOGRAFÍA
10.2.1. LIBROS
Catalytic Naphtha Reforming. 2004. Antos, G.; Aitani, A.; Segunda Edición; Marcel Dekker,
Inc.
El Petróleo en el Ecuador. 2009. Castro, Maldonado, Naranjo, Torres y Vásquez; Sin
Edición; EP Petroecuador.
Fundamentals of Petroleum Refining; 2010; Fahim, Alsahhaf y Elkilani; Primera Edición;
Elsevier B.V.
La Refinación del Petróleo, Tomo 1. Cerutti, Alberto. Sin Edición, Instituto Argentino del
Petróleo y Gas.
Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining; 2011; Ancheyta, J.;
Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc.
Refinery Engineering: Integrated Process Modeling and Optimization. 2012. Chang,
Pashikanti y Liu; Primera Edición, Wiley-VCH.
Refinery Process Modeling. 2000. Kaes, Gerald; Primera Edición; The Athens Printing
Company.
The Chemistry and Technology of Petroleum. 2006. Speight, James; Cuarta Edición; CRC
Press.
10.2.2. ARTÍCULOS
Ancheyta, J.; Villafuerte, E. 2000. Kinetic Modeling of Naphtha Catalytic Reforming
Reactions; Energy & Fuels, 14, 1032-1037.
Arani, Shirvani, Safdarian y Dorostkar. 2009. Lumping procedure for a kinetic model of
catalytic naphtha reforming; Brazilian Journal of Chemical Engineering, Vol. 26, N° 4, pp.
723 – 732.
Askari, Karimi, Rahimi y Ghanbari. 2012. Simulation and modeling of catalytic reforming
process; Petroleum & Coal, 54 (1) 76-84.
Gyngazova, Kravtsov, Ivanchina, Korolenko y Chekantsev. 2011. Reactor modeling and
simulation of moving-bed catalytic reforming process; Chemical Engineering Journal 176–
177, 134– 143.
Jamshid, B.; Hamid R. K. 2009. A comparative study for the simulation of industrial
naphtha reforming reactors with considering pressure drop on catalyst; Petroleum & Coal,
51(3), 208-215.
Rodríguez, M.; Ancheyta, J. 2011. Detailed description of kinetic and reactor modeling for
naphtha catalytic reforming; Fuel, 90, 3492–3508.
Zaidoon, Shakoor. 2011. Catalytic reforming of heavy naphtha, analysis and simulation;
Diyala Journal of Engineering Sciences. Vol. 04, N° 2, pp. 86-104.
Diego E. Montesdeoca Espín 87
ANEXOS
ANEXO 1: Flujos másicos de la alimentación y de los productos del
proceso de reformado catalítico
ANEXO 2: Flujos másicos y composición por componente de la
corriente saliente de los reactores catalíticos
ANEXO 3: Balances de masa
ANEXO 4: Comparación de las composiciones PIONA de la nafta
reformada predichas por los modelos de simulación frente a las
composiciones reales determinadas por cromatografía
ANEXO 5: Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de
estudio
ANEXO 6: Comparación de las curvas de destilación obtenidas por
ensayos normalizados con las estimadas por el simulador
ANEXO 7: Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de
separación y estabilización de la nafta reformada)
ANEXO 8: Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado
Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas
ANEXO 9: Reportes de los análisis de cromatografía para la
determinación de la composición de las naftas
Diego E. Montesdeoca Espín 88
ANEXO 1
Flujos másicos de la alimentación y de los productos del proceso de
reformado catalítico
Diego E. Montesdeoca Espín 89
Tabla A1-1 Transformación de flujos volumétricos a flujos másicos
CCR feed
Rate of CCR feed Recycle
gas H2 Net Gas
Total H2 production FG
Total FG production LPG
Reformate Total reformate production
Vol. Flow
Densidad Mass Flow
Vol. Flow
Vol. Flow
MW Mass Flow
Vol. Flow
MW Mass Flow
Vol. Flow
Vol. Flow
Densidad Mass Flow
Sm3/h kg/m3 kg/h Nm3/h Nm3/h Sm3/h kg/kgmol kg/h Nm3/h Sm3/h kg/kgmol kg/h Sm3/h Sm3/h kg/m3 kg/h
44,90 748,3 33600,20 28284,93 4175,25 4413,70 6,66 1240,76 253,69 268,18 15,85 179,51 0,00 42,98 766,5 32941,46
43,22 752,3 32515,81 27407,11 3908,17 4131,37 7,71 1345,69 202,84 214,42 15,85 143,53 0,00 41,12 773,2 31793,55
44,89 750,7 33699,74 43080,19 6701,10 7083,81 4,23 1265,37 241,60 255,40 15,85 170,96 0,00 42,86 766,9 32868,78
Tabla A1-2 Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente H2 Net Gas
Componente MW Caso 1 Caso 2 Caso 3
% molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow
H2 2,0159 91,25 1,839 27,64 342,90 86,14 1,736 22,52 302,99 93,30 1,881 44,47 562,70
C1 16,043 0,02 0,003 0,05 0,60 3,54 0,568 7,36 99,09 2,49 0,399 9,44 119,51
C2 30,069 0,18 0,054 0,81 10,09 2,95 0,887 11,50 154,77 1,66 0,499 11,80 149,33
C3 44,096 2,40 1,058 15,90 197,28 1,48 0,653 8,46 113,87 1,10 0,485 11,47 145,12
iC4 58,122 2,36 1,372 20,61 255,69 1,42 0,825 10,70 144,01 0,32 0,186 4,40 55,64
nC4 58,122 2,89 1,680 25,24 313,12 1,30 0,756 9,80 131,84 0,26
0,151 3,57 45,21
iC5+ 72,178
0,00 0,650 9,76 121,09
1,18 0,
2,287 29,66 399,12 0,00
0,628 14,85 187,85 nC5+ 0,90 1,99 0,87
TOTAL - 100 6,656 100 1240,76 100 7,712 100 1345,69
100 4,229 100 1265,37
Diego E. Montesdeoca Espín 90
Tabla A1-3 Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente FG
Componente MW Caso 1 Caso 2 Caso 3
% molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow
H2 2,0159 55,00 1,11 7,00 12,56 55,00 1,11 7,00 10,04 55,00 1,11 7,00 11,96
C1 16,043 8,90 1,43 9,01 16,17 8,90 1,43 9,01 12,93 8,90 1,43 9,01 15,40
C2 30,069 22,50 6,77 42,69 76,63 22,50 6,77 42,69 61,27 22,50 6,77 42,69 72,98
C3 44,096 10,30 4,54 28,66 51,44 10,30 4,54 28,66 41,13 10,30 4,54 28,66 48,99
iC4 58,122 1,80 1,05 6,60 11,85 1,80 1,05 6,60 9,47 1,80 1,05 6,60 11,29
nC4 58,122 0,88 0,51 3,23 5,79 0,88 0,51 3,23 4,63 0,88 0,51 3,23 5,52
nC5+ 72,236
0,31 0,45 2,83 5,07
0,31 0,45 2,83 4,06
0,31 0,45 2,83 4,83
iC5+ 0,31 0,31 0,31
TOTAL 6,656 100 15,86 100 179,51 100 15,86 100 143,53 100 15,86 100
100 170,96
Diego E. Montesdeoca Espín 91
ANEXO 2
Flujos másicos y composición por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos
Diego E. Montesdeoca Espín 92
Tabla A2-1 Resultados de los flujos (kg/h) y % másicos por componentes de la corriente saliente de los reactores catalíticos
Comp.
Caso 1 Caso 2 Caso 3
H2 Net Gas
FG Reform. Flujo
másico % Masa
H2 Net Gas
FG Reform. Flujo
másico % Masa
H2 Net Gas
FG Reform. Flujo
másico % Masa
H2 342,90 12,56 - 355,46 1,034 302,99 10,04 - 313,03 0,941 562,70 11,96 - 574,66 1,675
C1 0,60 16,17 - 16,77 0,049 99,09 12,93 - 112,02 0,337 119,51 15,40 - 134,91 0,393
C2 10,09 76,63 - 86,72 0,252 154,77 61,27 - 216,04 0,649 149,33 72,98 - 222,31 0,648
C3 197,28 51,44 - 248,72 0,724 113,87 41,13 - 155,00 0,466 145,12 48,99 - 194,11 0,566
iC4 255,69 11,85 - 267,54 0,779 144,01 9,47 - 153,48 0,461 55,64 11,29 - 66,93 0,195
nC4 313,12 5,79 - 318,91 0,928 131,84 4,63 - 136,47 0,410 45,21 5,52 - 50,73 0,148
nC5+ 121,09 5,07 32941,46 33067,62 96,234 399,12 4,06 31793,55 32196,72 96,737 187,85 4,83 32868,78 33061,46 96,375
iC5+
TOTAL 1240,76 179,51 32941,46 34361,7 100,00 1345,69 143,53 31793,55 33282,8 100,00 1265,37 170,96 32868,78 34305,11 100,00
Diego E. Montesdeoca Espín 93
ANEXO 3
Balances de Masa
Diego E. Montesdeoca Espín 94
Tabla A3-1 Balance de Masa – Caso 1 (previo a la calibración)
Comp #
át.C MW
% H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
% Mass
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,00 0,00 0,2764 342,68 342,68 12,55 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,60 0,15 0,0969 16,16 4,06 0,0000 0,00 0,00
P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,00 0,00 0,0081 10,08 2,03 0,4590 76,58 15,40 0,0000 0,00 0,00
OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,00 0,00 0,1590 197,14 36,05 0,3082 51,41 9,40 0,0000 0,00 0,00
O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,2061 255,52 44,32 0,0710 11,84 2,05 0,0027 91,05 15,79
NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,2524 312,91 54,27 0,0348 5,80 1,01 0,0022 74,49 12,92
P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,29 0,19
IP5 5 72,15 0,168 0,0058 1,98 0,33 0,0000 0,00 0,00 0,0150 2,50 0,42 0,0051 170,69 28,62
NP5 5 72,15 0,168 0,0252 8,56 1,43 0,0976 120,96 20,28 0,0152 2,54 0,43 0,0072 238,39 39,97
P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0007 23,55 3,38
5N5 5 70,13 0,144 0,0505 17,17 2,47 0,0023 77,97 11,21
22DMC4 6 86,18 0,164 0,3339 113,60 18,60 0,0000 0,00 0,00
23DMC4 6 86,18 0,164 0,3403 115,75 18,95 0,0000 0,00 0,00
MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0177 586,15 95,99
2MC5 6 86,18 0,164 0,3359 114,27 18,71 0,0000 0,00 0,00
3MC5 6 86,18 0,164 0,3416 116,19 0,00 0,0000 0,00 0,00
SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0174 578,00 94,65
NP6 6 86,18 0,164 1,6685 567,58 0,00 0,0265 879,69 144,06
O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0026 85,69 12,32
5N6 6 84,16 0,144 1,3698 465,97 0,00 0,0120 397,60 57,14
A6 6 78,11 0,077 0,1759 59,84 0,00 0,0146 484,63 37,50
6N6 6 84,16 0,144 1,4212 483,47 0,00 0,0124 412,52 59,29
22DMC5 7 100,21 0,161 0,8002 272,22 0,00 0,0000 0,00 0,00
23DMC5 7 100,21 0,161 0,8255 280,80 0,00 0,0000 0,00 0,00
24DMC5 7 100,21 0,161 0,7991 271,84 0,00 0,0000 0,00 0,00
MBP7 7 100,21 0,161 0,0000 0,00 0,33 0,0300 996,28 160,36
2MC6 7 100,21 0,161 0,8059 274,16 1,43 0,0000 0,00 0,00
3MC6 7 100,21 0,1610 0,8162 277,6 44,69 0,0000 0,0 0,00
3EC5 7 100,21 0,1610 0,8292 282,1 45,40 0,0000 0,0 0,00
SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0293 971,9 156,43
NP7 7 100,21 0,1610 4,6116 1568,7 252,50 0,0412 1368,2 220,22
O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0204 676,7 97,25
Diego E. Montesdeoca Espín 95
DMCP 7 98,19 0,1437 3,7597 1278,9 183,81 0,0000 0,0 0,00
ECP 7 98,19 0,1437 3,8185 1298,9 186,69 0,0000 0,0 0,00
5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0232 769,6 110,61
A7 7 92,14 0,0875 1,3899 472,8 41,38 0,0757 2512,4 219,89
6N7 7 98,19 0,1437 3,8443 1307,7 187,95 0,0240 795,5 114,34
MBP8 8 114,23 0,1588 3,9113 1330,5 211,34 0,0272 903,6 143,54
SBP8 8 114,23 0,1588 3,8428 1307,2 207,65 0,0267 887,8 141,03
O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0327 1086,8 156,21
NP8 8 114,23 0,1588 4,1067 1397,0 221,91 0,0083 276,5 43,92
5N8 8 112,22 0,1437 6,8421 2327,5 334,54 0,0251 832,5 119,66
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,8425 286,6 27,21 0,0298 987,5 93,75
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8526 290,0 27,53 0,0301 999,4 94,87
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8376 284,9 27,05 0,0296 981,8 93,21
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8348 284,0 26,96 0,0295 978,5 92,89
A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
6N8 8 112,22 0,1437 6,8798 2340,3 336,38 0,0252 837,1 120,31
IP9 9 128,26 0,1572 9,0446 3076,7 483,64 0,0690 2291,7 360,24
NP9 9 128,26 0,1572 3,8321 1303,6 204,91 0,0244 811,4 127,55
5N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0152 506,2 72,75
A9 9 120,20 0,1007 1,9227 654,0 65,83 0,1249 4147,0 417,40
6N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0152 506,2 72,75
IP10 10 142,29 0,1559 8,8333 3004,8 468,35 0,0307 1019,5 158,91
NP10 10 142,29 0,1559 1,6873 574,0 89,46 0,0001 4,1 0,64
5N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,2 81,95 0,0094 313,3 45,04
A10 10 134,22 0,1052 1,5641 532,1 55,95 0,0511 1697,3 178,48
6N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,2 81,95 0,0094 313,3 45,04
IP11 11 156,31 0,1548 0,6466 220,0 34,05 0,0034 112,8 17,45
NP11 11 156,31 0,1548 0,0475 16,1 2,50 0,0002 5,1 0,79
5N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,8 6,73 0,0001 4,0 0,58
A11 11 148,25 0,1088 0,0172 5,8 0,64 0,0030 99,5 10,83
6N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,8 6,73 0,0001 4,0 0,58
P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,0 0,00 0,0024 79,7 12,27
N12 12 168,33 0,1437 0,0101 3,4 0,50 0,0008 25,5 3,67
A12 12 162,28 0,1118 0,0000 0,0 0,00 0,0081 269,2 30,10
P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0005 17,3 2,65
N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00
TOTAL - - - 100,00 34017 4996,4 1,000 1239,9 499,77 12,55 1,000 166,83 32,77 1,0000 33191 4349,2
Diego E. Montesdeoca Espín 96
Tabla A3-2 Balance de Masa – Caso 1 (luego de la calibración)
Comp át.C
MW % H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
% Mass
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,00 0,00 0,5828 533,68 533,68 0,0104 5,73 5,73 0,0001 0,04 0,04 0,0000 0,00 0,00
P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,00 0,00 0,1118 102,41 25,74 0,0188 10,30 2,59 0,0010 0,34 0,09 0,0000 0,00 0,00
P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,00 0,00 0,1392 127,51 25,65 0,1715 94,10 18,93 0,0375 13,17 2,65 0,0000 0,00 0,00
OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,00 0,00 0,0774 70,85 12,96 0,3117 171,05 31,28 0,1977 69,37 12,69 0,0000 0,00 0,00
O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0287 26,27 4,56 0,2446 134,24 23,28 0,3300 115,81 20,09 0,0000 0,03 0,01
NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0208 19,08 3,31 0,2416 132,60 23,00 0,4307 151,14 26,21 0,0000 0,33 0,06
P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0001 0,10 0,01 0,0011 0,60 0,09 0,0016 0,57 0,08 0,0000 0,00 0,00
IP5 5 72,15 0,168 0,0058 1,98 0,33 0,0025 2,28 0,38 0,0003 0,15 0,03 0,0010 0,35 0,06 0,0030 96,02 16,10
NP5 5 72,15 0,168 0,0252 8,56 1,43 0,0038 3,49 0,59 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,13 0,02 0,0063 202,72 33,99
P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,48 0,07 0,0000 0,01 0,00 0,0001 0,03 0,00 0,0007 22,67 3,26
5N5 5 70,13 0,144 0,0505 17,17 2,47 0,0002 0,18 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0006 17,87 2,57
22DMC4 6 86,18 0,164 0,3339 113,60 18,60 0,0012 1,10 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0033 104,78 17,16
23DMC4 6 86,18 0,164 0,3403 115,75 18,95 0,0008 0,77 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0033 105,12 17,21
MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
2MC5 6 86,18 0,164 0,3359 114,27 18,71 0,0028 2,57 0,42 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0122 392,56 64,29
3MC5 6 86,18 0,164 0,3416 116,19 0,00 0,0025 2,25 0,37 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0122 392,88 64,34
SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
NP6 6 86,18 0,164 1,6685 567,58 0,00 0,0054 4,92 0,81 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0327 1050,2 172,03
O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,46 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0026 83,88 12,06
5N6 6 84,16 0,144 1,3698 465,97 0,00 0,0007 0,66 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0052 167,89 24,13
A6 6 78,11 0,077 0,1759 59,84 0,00 0,0015 1,40 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0130 416,94 32,27
6N6 6 84,16 0,144 1,4212 483,47 0,00 0,0004 0,34 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 117,60 16,90
22DMC5 7 100,21 0,161 0,8002 272,22 0,00 0,0007 0,67 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,35 33,70
23DMC5 7 100,21 0,161 0,8255 280,80 0,00 0,0004 0,39 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,63 33,74
24DMC5 7 100,21 0,161 0,7991 271,84 0,00 0,0007 0,62 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,40 33,70
MBP7 7 100,21 0,161 0,0000 0,00 0,33 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
2MC6 7 100,21 0,161 0,8059 274,16 1,43 0,0007 0,65 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,21 57,01
3MC6 7 100,21 0,1610 0,8162 277,64 44,69 0,0007 0,60 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,26 57,02
3EC5 7 100,21 0,1610 0,8292 282,09 45,40 0,0006 0,56 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,31 57,03
SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
NP7 7 100,21 0,1610 4,6116 1568,7 252,50 0,0017 1,54 0,25 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0428 1376,0 221,47
O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0011 0,96 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0207 665,43 95,64
Diego E. Montesdeoca Espín 97
DMCP 7 98,19 0,1437 3,7597 1278,9 183,81 0,0009 0,84 0,12 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0137 441,38 63,44
ECP 7 98,19 0,1437 3,8185 1298,9 186,69 0,0005 0,45 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0137 441,76 63,49
5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A7 7 92,14 0,0875 1,3899 472,81 41,38 0,0021 1,90 0,17 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0750 2413,1 211,21
6N7 7 98,19 0,1437 3,8443 1307,7 187,95 0,0013 1,17 0,17 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0298 959,52 137,91
MBP8 8 114,23 0,1588 3,9113 1330,5 211,34 0,0006 0,55 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 943,37 149,85
SBP8 8 114,23 0,1588 3,8428 1307,2 207,65 0,0006 0,57 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0340 1094,8 173,91
O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0001 0,11 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0086 276,97 39,81
NP8 8 114,23 0,1588 4,1067 1396,9 221,91 0,0004 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0253 813,51 129,22
5N8 8 112,22 0,1437 6,8421 2327,4 334,54 0,0004 0,36 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0328 1056,2 151,81
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,8425 286,59 27,21 0,0002 0,21 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0295 948,17 90,01
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8526 290,03 27,53 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0298 959,62 91,10
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8376 284,94 27,05 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 942,75 89,50
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8348 283,99 26,96 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0292 939,58 89,20
A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
6N8 8 112,22 0,1437 6,8798 2340,3 336,38 0,0012 1,06 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0505 1625,8 233,68
IP9 9 128,26 0,1572 9,0446 3076,7 483,64 0,0004 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0737 2371,3 372,76
NP9 9 128,26 0,1572 3,8321 1303,6 204,91 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0223 716,33 112,60
5N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0160 513,63 73,83
A9 9 120,20 0,1007 1,9227 654,04 65,83 0,0004 0,38 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1268 4078,7 410,52
6N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0030 97,88 14,07
IP10 10 142,29 0,1559 8,8333 3004,8 468,35 0,0000 0,03 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0323 1040,3 162,15
NP10 10 142,29 0,1559 1,6873 573,96 89,46 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0026 82,09 12,80
5N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,16 81,95 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,72 30,14
A10 10 134,22 0,1052 1,5641 532,06 55,95 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0613 1971,4 207,30
6N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,16 81,95 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,86 5,01
IP11 11 156,31 0,1548 0,6466 219,97 34,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 117,75 18,23
NP11 11 156,31 0,1548 0,0475 16,14 2,50 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,08 0,94
5N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,84 6,73 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0006 18,37 2,64
A11 11 148,25 0,1088 0,0172 5,84 0,64 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0047 150,07 16,33
6N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,84 6,73 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 2,98 0,43
P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N12 12 168,33 0,1437 0,0101 3,45 0,50 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A12 12 162,28 0,1118 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 2,59 0,29
P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
TOTAL - - - 100,00 34018 4996,4 1,0000 915,80 611,30 1,0000 548,83 104,92 1,0000 350,95 61,93 1,0000 32175 4219,9
Diego E. Montesdeoca Espín 98
Tabla A3-3 Balance de Masa – Caso 2 (previo a la calibración)
Comp #
át.C MW
% H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
Mass Fracc.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,2252 302,79 302,79 10,034 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00
P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0736 99,02 24,89 0,0969 12,92 3,25 0,00 0,00
P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1150 154,67 31,11 0,4590 61,23 12,31 0,00 0,00
OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00
P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,0846 113,80 20,81 0,3082 41,11 7,52 0,0005 15,23 2,79
O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00
IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,1070 143,91 24,96 0,0710 9,47 1,64 0,0033 106,22 18,42
NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0980 131,75 22,85 0,0348 4,64 0,80 0,0028 90,32 15,66
P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00
O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,54 0,08
IP5 5 72,15 0,168 0,0014 44,1 7,40 0,1104 148,45 24,89 0,0150 2,00 0,33 0,00 0,00
NP5 5 72,15 0,168 0,0059 192,8 32,32 0,1862 250,35 41,97 0,0152 2,03 0,34 0,0040 125,80 21,09
P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0044 140,56 20,23
5N5 5 70,13 0,144 0,0029 94,8 13,62 0,0027 84,51 12,15
22DMC4 6 86,18 0,164 0,0003 9,4 1,54 0,0023 71,72 11,75
23DMC4 6 86,18 0,164 0,0023 76,3 12,49 0,0037 118,31 19,37
MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
2MC5 6 86,18 0,164 0,0197 640,7 104,92 0,0233 739,19 121,05
3MC5 6 86,18 0,164 0,0149 484,3 79,30 0,0181 573,02 93,84
SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
NP6 6 86,18 0,164 0,0314 1018,2 166,73 0,0321 1017,7 166,66
O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0011 35,77 5,14
5N6 6 84,16 0,144 0,0281 911,4 130,98 0,0303 960,93 138,11
A6 6 78,11 0,077 0,0029 93,8 7,26 0,0154 487,84 37,75
6N6 6 84,16 0,144 0,0155 502,4 72,21 0,0001 1,90 0,27
22DMC5 7 100,21 0,161 0,0006 18,8 3,03 0,0019 61,00 9,82
23DMC5 7 100,21 0,161 0,0095 310,0 49,89 0,0091 289,68 46,63
24DMC5 7 100,21 0,161 0,0025 81,5 13,11 0,0037 118,60 19,09
MBP7 7 100,21 0,161 0,0006 20,1 3,24 0,0030 95,91 15,44
2MC6 7 100,21 0,161 0,0182 591,7 95,24 0,0251 796,53 128,21
3MC6 7 100,21 0,1610 0,0267 866,6 139,48 0,0322 1022,9 164,65
3EC5 7 100,21 0,1610 0,0025 81,8 13,16 0,00 0,00
SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
NP7 7 100,21 0,1610 0,0478 1552,7 249,92 0,0411 1305,9 210,19
O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0169 536,78 77,15
Diego E. Montesdeoca Espín 99
DMCP 7 98,19 0,1437 0,0601 1952,6 280,63 0,0267 845,95 121,58
ECP 7 98,19 0,1437 0,0090 290,8 41,80 0,0051 163,25 23,46
5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
A7 7 92,14 0,0875 0,0139 452,1 39,57 0,0921 2922 255,74
6N7 7 98,19 0,1437 0,0542 1760,4 253,01 0,0121 383,02 55,05
MBP8 8 114,23 0,1588 0,0171 555,0 88,16 0,0183 580,89 92,27
SBP8 8 114,23 0,1588 0,0571 1853,6 294,44 0,0374 1186,3 188,45
O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0050 159,60 22,94
NP8 8 114,23 0,1588 0,0397 1288,2 204,63 0,0284 901,29 143,17
5N8 8 112,22 0,1437 0,0565 1834,5 263,68 0,0132 420,40 60,43
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,0077 250,2 23,76 0,0230 731,44 69,44
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0095 307,4 29,18 0,0349 1108,4 105,23
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0594 1884,2 178,87
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0034 111,0 10,54 0,0239 759,75 72,13
A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00
6N8 8 112,22 0,1437 0,0709 2302,5 330,95 0,0289 916,53 131,74
IP9 9 128,26 0,1572 0,0915 2969,5 466,78 0,0619 1965,9 309,03
NP9 9 128,26 0,1572 0,0331 1074,0 168,83 0,0166 527,70 82,95
5N9 9 126,24 0,1437 0,0034 109,1 15,68 0,0017 53,63 7,71
A9 9 120,20 0,1007 0,0156 507,9 51,13 0,1279 4057,8 408,42
6N9 9 126,24 0,1437 0,1063 3451,5 496,10 0,0105 334,59 48,09
IP10 10 142,29 0,1559 0,0630 2045,8 318,87 0,0134 425,13 66,26
NP10 10 142,29 0,1559 0,0112 363,2 56,61 0,0048 151,66 23,64
5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0081 256,36 36,85
A10 10 134,22 0,1052 0,0125 405,3 42,62 0,0420 1331,4 140,00
6N10 10 140,27 0,1437 0,0237 768,3 110,43 0,0081 256,36 36,85
IP11 11 156,31 0,1548 0,0044 144,1 22,30 0,0075 238,56 36,92
NP11 11 156,31 0,1548 0,0007 21,4 3,32 0,0002 5,93 0,92
5N11 11 154,30 0,1437 0,0007 22,7 3,27 0,0002 7,52 1,08
A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0023 72,36 7,87
6N11 11 154,30 0,1437 0,0007 22,7 3,27 0,0002 7,52 1,08
P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,0 0,00 0,0012 37,16 5,72
N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0005 15,80 2,27
A12 12 162,28 0,1118 0,0003 8,4 0,94 0,0068 215,55 24,10
P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0005 15,07 2,31
N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00
A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00
P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00
N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00
A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00
TOTAL - - - 1,0000 32463 4816,3 1,0000 1344,7 494,27 10,034 1,0000 133,39 26,20 1,0000 31736 4118,1
Diego E. Montesdeoca Espín 100
Tabla A3-4 Balance de Masa – Caso 2 (luego de la calibración)
Comp át.C
MW % H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
% Mass
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,000 0,0 0,00 0,6296 616,57 616,57 0,0116 5,52 5,52 0,0001 0,03 0,03 0,0000 0,00 0,00
P1 1 16,04 0,251 0,000 0,0 0,00 0,0894 87,52 22,00 0,0156 7,44 1,87 0,0008 0,16 0,04 0,0000 0,00 0,00
P2 2 30,07 0,201 0,000 0,0 0,00 0,1172 114,80 23,09 0,1571 74,91 15,07 0,0340 6,90 1,39 0,0000 0,00 0,00
OL2 2 28,05 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P3 3 44,10 0,183 0,000 0,0 0,00 0,0676 66,24 12,11 0,3140 149,77 27,39 0,1972 40,02 7,32 0,0000 0,00 0,00
O3 3 42,08 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
IP4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0262 25,67 4,45 0,2769 132,07 22,90 0,3698 75,05 13,02 0,0000 0,21 0,04
NP4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0152 14,93 2,59 0,2236 106,64 18,49 0,3952 80,21 13,91 0,0001 1,73 0,30
P4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O4 4 56,11 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0001 0,05 0,01 0,0007 0,35 0,05 0,0011 0,22 0,03 0,0000 0,00 0,00
IP5 5 72,15 0,168 0,136 44,1 7,40 0,0032 3,12 0,52 0,0002 0,12 0,02 0,0009 0,18 0,03 0,0036 111,97 18,77
NP5 5 72,15 0,168 0,594 192,8 32,32 0,0059 5,73 0,96 0,0001 0,05 0,01 0,0005 0,09 0,02 0,0092 284,08 47,63
P5 5 72,15 0,168 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
O5 5 70,13 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0034 3,30 0,48 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,08 0,01 0,0044 133,95 19,28
5N5 5 70,13 0,144 0,292 94,8 13,62 0,0010 0,98 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0027 83,71 12,03
22DMC4 6 86,18 0,164 0,029 9,4 1,54 0,0005 0,50 0,08 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0013 40,31 6,60
23DMC4 6 86,18 0,164 0,235 76,3 12,49 0,0004 0,35 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0013 40,46 6,63
MBP6 6 86,18 0,164 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
2MC5 6 86,18 0,164 1,974 640,7 104,92 0,0056 5,50 0,90 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0233 716,11 117,27
3MC5 6 86,18 0,164 1,492 484,3 79,30 0,0049 4,81 0,79 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0233 716,80 117,38
SBP6 6 86,18 0,164 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
NP6 6 86,18 0,164 3,136 1018,2 166,73 0,0072 7,06 1,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0417 1282,9 210,10
O6 6 84,16 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0002 0,22 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,82 5,00
5N6 6 84,16 0,144 2,807 911,4 130,98 0,0037 3,64 0,52 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0257 792,07 113,84
A6 6 78,11 0,077 0,289 93,8 7,26 0,0019 1,81 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0151 464,39 35,94
6N6 6 84,16 0,144 1,548 502,4 72,21 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0007 21,39 3,07
22DMC5 7 100,21 0,161 0,058 18,8 3,03 0,0004 0,43 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,64 18,29
23DMC5 7 100,21 0,161 0,955 310,0 49,89 0,0003 0,25 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,81 18,32
24DMC5 7 100,21 0,161 0,251 81,5 13,11 0,0004 0,40 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,67 18,30
MBP7 7 100,21 0,161 0,062 20,1 3,24 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
2MC6 7 100,21 0,161 1,823 591,7 95,24 0,0012 1,19 0,19 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,56 88,62
3MC6 7 100,21 0,1610 2,669 866,6 139,48 0,0011 1,09 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,66 88,63
3EC5 7 100,21 0,1610 0,252 81,8 13,16 0,0010 1,01 0,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,74 88,65
SBP7 7 100,21 0,1610 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
NP7 7 100,21 0,1610 4,783 1552,7 249,92 0,0018 1,74 0,28 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0432 1330,9 214,21
O7 7 98,19 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0009 0,89 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0170 523,73 75,27
Diego E. Montesdeoca Espín 101
DMCP 7 98,19 0,1437 6,015 1952,6 280,63 0,0008 0,81 0,12 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0119 364,77 52,43
ECP 7 98,19 0,1437 0,896 290,8 41,80 0,0004 0,43 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0119 365,14 52,48
5N7 7 98,19 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A7 7 92,14 0,0875 1,393 452,1 39,57 0,0025 2,44 0,21 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0877 2698,8 236,21
6N7 7 98,19 0,1437 5,423 1760,4 253,01 0,0013 1,32 0,19 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0301 927,82 133,35
MBP8 8 114,23 0,1588 1,710 555,0 88,16 0,0003 0,32 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0154 473,27 75,18
SBP8 8 114,23 0,1588 5,710 1853,6 294,44 0,0008 0,81 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0433 1333,1 211,76
O8 8 112,22 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0001 0,08 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0051 155,90 22,41
NP8 8 114,23 0,1588 3,968 1288,2 204,63 0,0004 0,39 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0256 787,15 125,04
5N8 8 112,22 0,1437 5,651 1834,5 263,68 0,0004 0,36 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 900,28 129,40
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,771 250,2 23,76 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0219 673,86 63,97
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,947 307,4 29,18 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0332 1021,3 96,95
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,000 0,0 0,00 0,0004 0,37 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0564 1735,8 164,78
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,342 111,0 10,54 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0227 699,91 66,45
A8 8 106,17 0,0949 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
6N8 8 112,22 0,1437 7,093 2302,5 330,95 0,0007 0,65 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0277 852,91 122,59
IP9 9 128,26 0,1572 9,147 2969,5 466,78 0,0003 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0641 1973,0 310,14
NP9 9 128,26 0,1572 3,308 1074,0 168,83 0,0001 0,05 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0158 486,65 76,50
5N9 9 126,24 0,1437 0,336 109,1 15,68 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 65,04 9,35
A9 9 120,20 0,1007 1,565 507,9 51,13 0,0004 0,43 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1291 3971,8 399,77
6N9 9 126,24 0,1437 10,632 3451,5 496,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,45 0,93
IP10 10 142,29 0,1559 6,302 2045,8 318,87 0,0000 0,02 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0231 710,85 110,80
NP10 10 142,29 0,1559 1,119 363,2 56,61 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0014 42,25 6,58
5N10 10 140,27 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 115,37 16,58
A10 10 134,22 0,1052 1,249 405,3 42,62 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0533 1639,0 172,35
6N10 10 140,27 0,1437 2,367 768,3 110,43 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0003 9,90 1,42
IP11 11 156,31 0,1548 0,444 144,1 22,30 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 63,86 9,88
NP11 11 156,31 0,1548 0,066 21,4 3,32 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 4,41 0,68
5N11 11 154,30 0,1437 0,070 22,7 3,27 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0004 13,78 1,98
A11 11 148,25 0,1088 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0034 104,25 11,34
6N11 11 154,30 0,1437 0,070 22,7 3,27 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,02 0,15
P12 12 170,34 0,1539 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N12 12 168,33 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A12 12 162,28 0,1118 0,026 8,4 0,94 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 7,07 0,79
P13 13 184,37 0,1531 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N13 13 182,35 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A13 13 176,30 0,1144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
P14 14 198,40 0,1524 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
N14 14 196,38 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
A14 14 190,33 0,1165 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00
TOTAL - - - 100,00 32463 4816,3 1,0000 979,28 688,90 1,0000 476,92 91,33 1,0000 202,94 35,79 1,0000 30777 4006,4
Diego E. Montesdeoca Espín 102
Tabla A3-5 Balance de Masa – Caso 3 (previo a la calibración)
Comp #
át.C MW
% H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
% Mass
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,4447 562,34 562,34 11,952 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00
P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0944 119,43 30,02 0,0969 15,39 3,87 0,0 0,00
P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1180 149,23 30,02 0,4590 72,93 14,67 0,0 0,00
OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00
P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,1147 145,02 26,52 0,3082 48,96 8,95 0,0005 18,0 3,30
O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00
IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0440 55,61 9,64 0,0710 11,28 1,96 0,0035 116,2 20,15
NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0357 45,18 7,84 0,0348 5,53 0,96 0,0034 111,1 19,27
P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00
O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,6 0,09
IP5 5 72,15 0,168 0,1340 45,4 7,60 0,0000 0,00 0,00 0,0150 2,38 0,40 0,0058 191,1 32,03
NP5 5 72,15 0,168 0,4949 167,5 28,09 0,1484 187,67 31,46 0,0152 2,41 0,40 0,0066 219,2 36,74
P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 6,9 0,99
5N5 5 70,13 0,144 0,2120 71,8 10,31 0,0028 92,0 13,22
22DMC4 6 86,18 0,164 0,0210 7,1 1,16 0,0022 72,1 11,81
23DMC4 6 86,18 0,164 0,2000 67,7 11,09 0,0037 122,7 20,09
MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
2MC5 6 86,18 0,164 1,6546 560,2 91,73 0,0230 757,7 124,08
3MC5 6 86,18 0,164 1,2917 437,3 71,61 0,0177 583,5 95,56
SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
NP6 6 86,18 0,164 2,8263 956,9 156,69 0,0314 1035,7 169,60
O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0012 38,3 5,51
5N6 6 84,16 0,144 2,5774 872,6 125,41 0,0298 984,0 141,42
A6 6 78,11 0,077 0,2589 87,7 6,78 0,0143 470,6 36,42
6N6 6 84,16 0,144 1,4636 495,5 71,22 0,0001 2,7 0,39
22DMC5 7 100,21 0,161 0,0550 18,6 3,00 0,0019 62,0 9,99
23DMC5 7 100,21 0,161 0,9348 316,5 50,94 0,0091 301,4 48,51
24DMC5 7 100,21 0,161 0,2359 79,9 12,86 0,0037 122,7 19,75
MBP7 7 100,21 0,161 0,0590 20,0 3,21 0,0029 95,4 15,36
2MC6 7 100,21 0,161 1,7676 598,4 96,32 0,0249 822,8 132,44
3MC6 7 100,21 0,1610 2,6204 887,1 142,79 0,0319 1054,1 169,67
3EC5 7 100,21 0,1610 0,2469 83,6 13,46 0,0 0,00
SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
NP7 7 100,21 0,1610 4,7769 1617,2 260,30 0,0410 1353,4 217,84
O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0199 657,6 94,51
Diego E. Montesdeoca Espín 103
DMCP 7 98,19 0,1437 5,8316 1974,3 283,75 0,0270 890,1 127,93
ECP 7 98,19 0,1437 0,8998 304,6 43,78 0,0055 181,4 26,07
5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
A7 7 92,14 0,0875 1,3537 458,3 40,11 0,0877 2894,8 253,36
6N7 7 98,19 0,1437 5,4027 1829,1 262,88 0,0132 434,6 62,46
MBP8 8 114,23 0,1588 1,7346 587,3 93,28 0,0160 529,6 84,12
SBP8 8 114,23 0,1588 5,8467 1979,4 314,42 0,0376 1239,6 196,91
O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0055 182,0 26,16
NP8 8 114,23 0,1588 4,0561 1373,2 218,13 0,0282 930,6 147,82
5N8 8 112,22 0,1437 5,5507 1879,2 270,11 0,0141 466,8 67,10
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,7728 261,6 24,84 0,0222 733,7 69,66
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,9428 319,2 30,30 0,0339 1118,8 106,21
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 1,1657 394,6 37,47 0,0582 1922,1 182,48
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,3439 116,4 11,05 0,0234 773,7 73,45
A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
6N8 8 112,22 0,1437 7,2303 2447,8 351,84 0,0297 979,7 140,81
IP9 9 128,26 0,1572 6,9414 2350,0 369,41 0,0612 2020,4 317,60
NP9 9 128,26 0,1572 3,3012 1117,6 175,69 0,0161 531,1 83,48
5N9 9 126,24 0,1437 3,6882 1248,6 179,47 0,0020 67,3 9,68
A9 9 120,20 0,1007 1,5796 534,8 53,83 0,1224 4039,5 406,58
6N9 9 126,24 0,1437 8,6960 2944,0 423,16 0,0113 374,3 53,80
IP10 10 142,29 0,1559 6,4565 2185,9 340,70 0,0135 444,8 69,32
NP10 10 142,29 0,1559 1,3787 466,8 72,75 0,0052 170,6 26,59
5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0081 268,3 38,57
A10 10 134,22 0,1052 1,5499 524,7 55,18 0,0447 1476,5 155,26
6N10 10 140,27 0,1437 2,4434 827,2 118,90 0,0081 268,3 38,57
IP11 11 156,31 0,1548 0,6349 214,9 33,27 0,0083 273,4 42,31
NP11 11 156,31 0,1548 0,1370 46,4 7,18 0,0006 20,4 3,16
5N11 11 154,30 0,1437 0,0980 33,2 4,77 0,0003 10,4 1,50
A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0032 105,3 11,46
6N11 11 154,30 0,1437 0,0980 33,2 4,77 0,0003 10,4 1,50
P12 12 170,34 0,1539 0,0180 6,1 0,94 0,0016 51,2 7,88
N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0007 22,3 3,21
A12 12 162,28 0,1118 0,0170 5,8 0,64 0,0078 257,0 28,74
P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0006 19,9 3,05
N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00
TOTAL - - - 100,00 33855 4987,2 1,00 1264,5 697,83 11,952 1,00 158,88 31,21 1,0000 33001 4305,6
Diego E. Montesdeoca Espín 104
Tabla A3-6 Balance de Masa – Caso 3 (luego de la calibración)
Comp át.C
MW % H en comp.
Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado
Mass Fracc.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
Mass Frac.
Flow, kg/h
H Flow, kg/h
H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,6239 605,65 605,65 0,0117 5,72 5,72 0,0001 0,04 0,04 0,0000 0,0 0,0
P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0927 90,00 22,62 0,0164 8,04 2,02 0,0008 0,23 0,06 0,0000 0,0 0,0
P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1190 115,48 23,23 0,1590 77,74 15,64 0,0343 9,24 1,86 0,0000 0,0 0,0
OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,0681 66,14 12,10 0,3049 149,07 27,26 0,1907 51,41 9,40 0,0000 0,0 0,0
O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0287 27,89 4,84 0,2809 137,33 23,82 0,3736 100,73 17,47 0,0000 0,1 0,0
NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0169 16,39 2,84 0,2261 110,55 19,17 0,3982 107,36 18,62 0,0000 1,1 0,2
P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0001 0,05 0,01 0,0007 0,33 0,05 0,0010 0,27 0,04 0,0000 0,0 0,0
IP5 5 72,15 0,168 0,0021 69,4 11,64 0,0040 3,91 0,66 0,0003 0,13 0,02 0,0010 0,26 0,04 0,0046 148,6 24,9
NP5 5 72,15 0,168 0,0076 256,5 43,00 0,0062 6,05 1,01 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,11 0,02 0,0099 317,1 53,2
P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 0,16 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,7 1,0
5N5 5 70,13 0,144 0,0033 113,0 16,24 0,0008 0,76 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 68,6 9,9
22DMC4 6 86,18 0,164 0,0003 9,1 1,49 0,0004 0,41 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,4 5,8
23DMC4 6 86,18 0,164 0,0026 86,8 14,21 0,0003 0,29 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,5 5,8
MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
2MC5 6 86,18 0,164 0,0212 718,0 117,58 0,0051 4,95 0,81 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0212 682,2 111,7
3MC5 6 86,18 0,164 0,0166 560,5 91,79 0,0045 4,33 0,71 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0213 682,8 111,8
SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
NP6 6 86,18 0,164 0,0362 1226,4 200,84 0,0070 6,78 1,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0407 1305,1 213,7
O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 0,23 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0012 37,4 5,4
5N6 6 84,16 0,144 0,0338 1145,2 164,59 0,0034 3,28 0,47 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0235 755,0 108,5
A6 6 78,11 0,077 0,0037 124,0 9,59 0,0018 1,72 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0146 467,3 36,2
6N6 6 84,16 0,144 0,0192 650,3 93,47 0,0001 0,11 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,2 5,1
22DMC5 7 100,21 0,161 0,0006 20,5 3,30 0,0004 0,40 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,4 17,9
23DMC5 7 100,21 0,161 0,0103 348,8 56,15 0,0002 0,23 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,5 17,9
24DMC5 7 100,21 0,161 0,0026 88,1 14,17 0,0004 0,37 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,4 17,9
MBP7 7 100,21 0,161 0,0007 22,0 3,54 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
2MC6 7 100,21 0,161 0,0195 659,6 106,17 0,0011 1,10 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,3 86,5
3MC6 7 100,21 0,1610 0,0289 977,9 157,40 0,0010 1,01 0,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,4 86,5
3EC5 7 100,21 0,1610 0,0027 92,2 14,83 0,0010 0,93 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,5 86,5
SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
NP7 7 100,21 0,1610 0,0527 1782,7 286,93 0,0018 1,75 0,28 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0440 1411,3 227,2
O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0011 1,03 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0201 646,1 92,9
Diego E. Montesdeoca Espín 105
DMCP 7 98,19 0,1437 0,0656 2221,0 319,20 0,0008 0,78 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0116 371,6 53,4
ECP 7 98,19 0,1437 0,0101 342,7 49,25 0,0004 0,42 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0116 371,9 53,5
5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
A7 7 92,14 0,0875 0,0162 549,4 48,08 0,0024 2,37 0,21 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0863 2771,5 242,6
6N7 7 98,19 0,1437 0,0608 2057,6 295,73 0,0013 1,25 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0291 932,7 134,1
MBP8 8 114,23 0,1588 0,0168 567,8 90,20 0,0003 0,30 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0144 461,0 73,2
SBP8 8 114,23 0,1588 0,0565 1914,0 304,03 0,0008 0,81 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0437 1401,5 222,6
O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0001 0,08 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0056 179,1 25,7
NP8 8 114,23 0,1588 0,0392 1327,8 210,92 0,0004 0,38 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0253 810,9 128,8
5N8 8 112,22 0,1437 0,0546 1849,7 265,87 0,0004 0,37 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0304 974,8 140,1
ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,0080 272,2 25,84 0,0002 0,17 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0218 700,1 66,5
O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0098 332,1 31,52 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0333 1067,7 101,4
M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0121 410,6 38,98 0,0004 0,37 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0571 1833,0 174,0
P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0036 121,1 11,50 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0230 737,0 70,0
A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
6N8 8 112,22 0,1437 0,0712 2409,4 346,32 0,0008 0,74 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0321 1030,4 148,1
IP9 9 128,26 0,1572 0,0598 2023,8 318,13 0,0003 0,29 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0579 1858,4 292,1
NP9 9 128,26 0,1572 0,0284 962,5 151,30 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0205 659,4 103,7
5N9 9 126,24 0,1437 0,0323 1092,5 157,03 0,0000 0,04 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0089 284,4 40,9
A9 9 120,20 0,1007 0,0145 491,5 49,47 0,0005 0,44 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1344 4315,8 434,4
6N9 9 126,24 0,1437 0,0761 2575,9 370,24 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,5 5,0
IP10 10 142,29 0,1559 0,0501 1696,9 264,49 0,0000 0,02 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0228 733,5 114,3
NP10 10 142,29 0,1559 0,0107 362,3 56,48 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0017 53,2 8,3
5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0031 99,6 14,3
A10 10 134,22 0,1052 0,0128 431,8 45,41 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0526 1688,3 177,5
6N10 10 140,27 0,1437 0,0192 651,4 93,63 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0004 14,2 2,0
IP11 11 156,31 0,1548 0,0045 151,9 23,51 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0007 21,6 3,3
NP11 11 156,31 0,1548 0,0010 32,8 5,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,4 0,2
5N11 11 154,30 0,1437 0,0007 23,7 3,41 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0003 8,4 1,2
A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0031 99,0 10,8
6N11 11 154,30 0,1437 0,0007 23,7 3,41 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,8 0,1
P12 12 170,34 0,1539 0,0001 4,0 0,61 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
A12 12 162,28 0,1118 0,0001 3,9 0,44 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,1 0,7
P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0
TOTAL - - - 1,0000 33855 4987,0 1,0000 970,71 678,73 1,00 488,97 93,71 1,0000 269,63 47,54 1,0000 32104 4169,1
Diego E. Montesdeoca Espín 106
ANEXO 4
Comparación de las composiciones PIONA de la nafta reformada predichas por los modelos de simulación frente a las composiciones reales
determinadas por cromatografía
Diego E. Montesdeoca Espín 107
Tabla A4-1 Comparación de composiciones PIONA (en % volumétrico) de la nafta reformada – Caso 1
N° de C n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul.
C3 0,111 - - - - - - - - - 0,111 -
C4 0,186 0,001 0,376 - 0,005 - - - - - 0,567 0,001
C5 0,88 0,773 0,635 0,369 0,085 0,084 0,239 0,057 - - 1,84 1,283
C6 3,081 3,800 4,096 3,623 0,295 0,298 2,458 0,898 1,279 1,136 11,209 9,755
C7 4,62 4,798 6,64 5,915 2,248 2,283 4,786 5,764 6,697 6,643 24,991 25,403
C8 3,521 2,771 5,881 6,915 0,45 0,927 4,968 8,237 10,528 10,440 25,349 29,289
C9 2,615 2,384 7,372 7,878 0,404 - 2,956 1,844 11,129 11,304 24,477 23,409
C10 0,013 0,268 3,228 3,402 0,058 - 1,818 0,733 4,568 5,563 9,684 9,965
C11 0,016 0,020 0,353 0,381 - - 0,025 0,068 0,269 0,419 0,664 0,887
C12 0,007 - 0,24 - - - 0,078 - 0,729 0,007 1,054 0,007
C13 - - 0,053 - - - - - - - 0,053 -
TOTAL 15,05 14,815 28,877 28,481 3,546 3,592 17,328 17,600 35,199 35,511 100 100
Tabla A4-2 Comparación de composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 2
N° de C n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul.
C3 0,048 - - - - - - - - - 0,048 -
C4 0,285 0,006 0,335 0,001 0,002 - - - - - 0,621 0,007
C5 0,396 0,923 - 0,364 0,443 0,435 0,266 0,272 - - 1,106 1,994
C6 3,207 4,169 4,734 4,918 0,113 0,113 3,034 2,643 1,537 1,509 12,624 13,352
C7 4,115 4,324 7,514 6,476 1,691 1,702 4,387 5,386 9,207 8,769 26,915 26,657
C8 2,84 2,558 5,569 5,869 0,301 0,507 4,213 5,696 14,128 13,422 27,051 28,051
C9 1,663 1,581 6,195 6,411 0,202 - 1,223 0,232 12,786 12,905 22,069 21,129
C10 0,478 0,137 1,34 2,310 - - 1,615 0,407 4,195 5,325 7,628 8,179
C11 0,019 0,014 0,752 0,208 - - 0,047 0,048 0,228 0,339 1,046 0,609
C12 - - 0,117 - - - 0,05 - 0,679 0,023 0,846 0,023
C13 - - 0,047 - - - - - - - 0,047 -
TOTAL 13,05 13,712 26,602 26,555 2,751 2,757 14,836 14,685 42,761 42,291 100 100
Diego E. Montesdeoca Espín 108
Tabla A4-3
Comparación de composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 3
N° de C n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul.
C3 0,055 - - - - - - - - - 0,055 -
C4 0,337 0,003 0,352 - 0,002 - - - - - 0,691 0,003
C5 0,664 0,988 0,579 0,463 0,021 0,021 0,279 0,214 - - 1,543 1,685
C6 3,138 4,065 4,654 4,472 0,116 0,117 2,99 2,462 1,426 1,456 12,325 12,571
C7 4,101 4,396 7,45 6,063 1,993 2,012 4,564 5,221 8,772 8,633 26,88 26,326
C8 2,820 2,526 5,361 5,801 0,313 0,558 4,383 6,246 13,782 13,512 26,659 28,643
C9 1,609 2,054 6,122 5,789 0,239 - 1,338 0,993 12,241 13,443 21,549 22,280
C10 0,517 0,166 1,348 2,285 - - 1,626 0,354 4,474 5,259 7,965 8,064
C11 0,062 0,004 0,828 0,067 - - 0,063 0,029 0,319 0,308 1,273 0,408
C12 - - 0,155 - - - 0,068 - 0,779 0,019 1,001 0,019
C13 - - 0,060 - - - - - - - 0,06 -
TOTAL 13,303 14,202 26,910 24,941 2,683 2,708 15,310 15,519 41,793 42,630 100 100
Diego E. Montesdeoca Espín 109
ANEXO 5
Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de estudio
Diego E. Montesdeoca Espín 110
Tabla A5-1 Composición PIONA (% vol.) reajustada al 100% de la nafta pesada de diferente composición
Número de Carbonos
n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total
C4 0,003 0,001 - - - 0,004
C5 0,003 0,002 - 0,002 - 0,008
C6 0,039 0,029 - 0,124 0,010 0,203
C7 0,575 0,339 1,111 1,972 0,578 4,575
C8 6,463 7,219 1,692 9,433 6,529 31,336
C9 6,363 16,152 0,613 7,772 7,268 38,168
C10 3,836 12,504 0,520 4,600 2,417 23,877
C11 0,141 1,534 - 0,097 0,036 1,807
C12 0,002 0,005 - - 0,015 0,023
Total 17,425 37,785 3,936 24,000 16,853 100,000
Tabla A5-2 Composición PIONA (% vol.) de la nafta pesada empleada para el desarrollo del caso de estudio
Comp. át.
de C Vol. Frac.
Comp. át.
de C Vol. Frac.
IP4 4 0,00001 5N8 8 0,04717
NP4 4 0,00003 A8 8 0,06529
IP5 5 0,00002 6N8 8 0,04717
NP5 5 0,00003 IP9 9 0,16152
5N5 5 0,00002 NP9 9 0,06976
MBP6 6 0,00015 5N9 9 0,03886
SBP6 6 0,00015 A9 9 0,07268
NP6 6 0,00039 6N9 9 0,03886
5N6 6 0,00062 IP10 10 0,12504
A6 6 0,00010 NP10 10 0,04356
6N6 6 0,00062 5N10 10 0,02300
MBP7 7 0,00169 A10 10 0,02417
SBP7 7 0,00169 6N10 10 0,02300
NP7 7 0,01686 IP11 11 0,01534
5N7 7 0,00986 NP11 11 0,00141
A7 7 0,00578 5N11 11 0,00048
6N7 7 0,00986 A11 11 0,00036
MBP8 8 0,03609 6N11 11 0,00048
SBP8 8 0,03609 P12 12 0,00008
NP8 8 0,08154 A12 12 0,00015
Diego E. Montesdeoca Espín 111
ANEXO 6
Comparación de las curvas de destilación obtenidas por ensayos
normalizados con las estimadas por el simulador
Diego E. Montesdeoca Espín 112
Tabla A6-1
Comparación de las curvas de destilación determinadas por ensayos normalizados frente a las
estimadas por el simulador
% Vol. Caso 1 Caso 2 Caso 3
Real Simulado Real Simulado Real Simulado
0 73 74,55 75 69,35 81 73,33
5 89 101,14 92 88,97 95 92,13
10 95 104,78 98 91,78 99 96,24
30 105 111,86 108 106,56 111 107,22
50 120 125,13 120 118,25 121 118,98
70 133 142,82 131 131,67 133 134,33
90 148 155,57 148 151,12 152 152,23
95 155 161,66 155 158,05 160 160,67
100 164 183,95 168 180,26 173 184,20
Gráfico A6-1. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 1
60
80
100
120
140
160
180
200
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen de destilado
Curva de Destilación ASTM - Caso 1
Real
Simulación
Diego E. Montesdeoca Espín 113
Gráfico A6-2. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 2
Gráfico A6-3. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 3
60
80
100
120
140
160
180
200
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen de destilado
Curva de Destilación ASTM - Caso 2
Real
Simulación
60
80
100
120
140
160
180
200
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Tem
pe
ratu
ra, °
C
% volumen de destilado
Curva de Destilación ASTM - Caso 3
Real
Simulación
Diego E. Montesdeoca Espín 114
ANEXO 7
Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y
estabilización de la nafta reformada)
Diego E. Montesdeoca Espín 115
Fig. A7-1 Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)
Diego E. Montesdeoca Espín 116
ANEXO 8
Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado Catalítico de la
Refinería Estatal Esmeraldas
P2-H1PREHEATER
P2-R1FIRST REFORMING
REACTOR
P2-H2FIRST
INTERHEATER
P2-R2 SECOND REFORMING
REACTOR
P2-H3SECOND
INTERHEATER
P2-R3 THIRD REFORMING
REACTOR
TCTC TC
P2-E2REACTOR EFLUENT
AIR COOLER
P2-E3REACTOR EFLUENT
TRIM COOLER
P2-C1RECYCLE COMPRESOR
HIDROTREATED NAPHTHA
CHLORIDING AGENTINJECTION
H2O INJECTIONPC
P2-FT1 A/BWELDED PLATE
EXCHANGERFILTERS
CW
PC
FLARE
P2-E1WELDED PLATEREACTOR FEED
EFLUENT EXCHANGER
P2-V1SEPARATOR
P2-E4 A/BINTERCOOLERS
P2-V2 A/BINTERSTAGE
DRUMS
P2-V3P2-C2 1st STAGE
K.O DRUMS
P2-C2 A/BH2 RICH GAS
COMPRESSORS
P2-P1 A/BSEPARATOR
BOTTOMS PUMPS
TO P2-E5
LC
PROCESS FLOW DIAGRAM
CATALYTIC REFORMING UNIT
REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS
DIEGO E. MONTESDEOCA E.
2 de 1
TÍTULO:
PROCESO:
FUENTE:
REALIZADO POR:
HOJA:
P2-V4HP ABSORBER
P2-E5HP ABSORBERFEED COOLER
P2-E6H2 RICH GAS/HP ABSORBER
FEED EXCHANGER
FROM P2-P1/P2-C2
CW
H2 RICH GAS TO
HYDROGEN NETWORK
PC
LC
H2 RICH GAS TO
HYDROTREATING UNIT
H2 CATALYST CIRCULATION AND
REGENERATION SECTION
REFRIGERATION PACKAGE
LC
P2-E8HP ABSORBER
FEED REFRIGERANT
TC
TC
CW
LC
CW
PC
TC
PC
LC
LPG TOSTORAGE
REFORMATE
P2-V6STABILIZER
P2-E10STABILIZER OVHDS
AIR CONDENSER
P2-E11STABILIZER OVHDS TRIM CONDENSER
P2-V7STABILIZER
REFLUX DRUM
P2-P4 A/BLPG PUMPS
P2-P3 A/BSTABILIZER
REFLUX PUMPS
P2-H4STABILIZER REBOILER
P2-P5 A/BSTABILIZER
REBOILER PUMPS
P2-E9 A/B/CSTABILIZER FEED/
BOTTOM EXCHANGERS
P2-E12REFORMATEAIR COOLER
P2-E13REFORMATE
TRIM COOLER
FUEL GAS
PC
PC
LC
P2-V5LPG ABSORBER
P2-P2 A/BSTABILIZER FEED
PUMPS
P2-E7HP ABSORBER FEED/BOTTOM
EXCHANGER
PROCESS FLOW DIAGRAM
CATALYTIC REFORMING UNIT
REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS
DIEGO E. MONTESDEOCA E.
2 de 2
TÍTULO:
PROCESO:
FUENTE:
REALIZADO POR:
HOJA:
Diego E. Montesdeoca Espín 119
ANEXO 9
Reportes de los análisis de cromatografía para la determinación de la
composición de las naftas
NAFTA HIDROTRATADA MUESTRA 1
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada
11/11/2012 9:06:59 AM
11/19/2012 10:28:02 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
101
1
0.1
166 (166)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
5.473 469.0 0.1356 0.1618 0.2064 8.436i-pentane
6.006 500.6 0.5940 0.7011 0.9039 36.941n-pentane
7.016 531.6 0.0286 0.0326 0.0364 1.7862,2-dimethylbutane
8.078 559.7 0.2918 0.2894 0.4568 18.667cyclopentane
8.139 561.2 0.2353 0.2629 0.2998 14.6952,3-dimethylbutane
8.310 565.4 1.9742 2.2343 2.5152 123.2672-methylpentane
8.996 581.2 1.4915 1.6595 1.9002 93.1263-methylpentane
9.943 600.8 3.1369 3.5163 3.9966 195.868n-hexane
11.588 622.5 0.0583 0.0640 0.0639 3.6572,2-dimethylpentane
11.759 624.5 2.8076 2.7721 3.6627 179.598methylcyclopentane
12.063 628.2 0.2510 0.2758 0.2750 15.7362,4-dimethylpentane
12.499 633.2 0.0148 0.0159 0.0163 0.9312,2,3-trimethylbutane
13.718 646.3 0.2889 0.2429 0.4060 19.900benzene
14.295 652.2 0.0469 0.0501 0.0514 2.9433,3-dimethylpentane
14.638 655.5 1.5480 1.4697 2.0195 99.022cyclohexane
15.669 665.1 1.8226 1.9852 1.9971 114.2582-methylhexane
15.837 666.7 0.9552 1.0157 1.0466 59.8812,3-dimethylpentane
16.122 669.2 0.3260 0.3193 0.3645 20.8521,1-dimethylcyclopentane
16.684 674.0 2.6702 2.8725 2.9258 167.3963-methylhexane
17.418 680.1 1.4719 1.4607 1.6459 94.1561c,3-dimethylcyclopentane
17.773 683.0 1.3864 1.3685 1.5502 88.6831t,3-dimethylcyclopentane
17.989 684.7 0.2522 0.2670 0.2763 15.8093-ethylpentane
18.130 685.8 2.8314 2.7852 3.1661 181.1201t,2-dimethylcyclopentane
18.373 687.7 0.0266 0.0284 0.0256 1.6712,2,4-trimethylpentane
20.068 700.1 4.7841 5.1721 5.2420 299.912n-heptane
23.103 720.2 5.4242 5.2109 6.0655 346.981methylcyclohexane
23.750 724.1 0.6421 0.6343 0.6283 41.0751,1,3-trimethylcyclopentane
25.353 733.4 0.8960 0.8641 1.0019 57.316ethylcyclopentane
25.875 736.3 0.3117 0.3323 0.2996 19.5822,5-dimethylhexane
26.236 738.2 0.4217 0.4451 0.4053 26.4872,4-dimethylhexane
27.231 743.5 0.9456 0.9155 0.9252 60.4881c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.616 745.5 0.0719 0.0748 0.0691 4.5143,3-dimethylhexane
28.856 751.8 1.4696 1.4100 1.4379 94.0091t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.559 755.2 0.2119 0.2178 0.2037 13.3102,3,4-trimethylpentane
30.239 758.4 1.3933 1.1878 1.6602 94.941toluene
32.058 766.7 0.2772 0.2652 0.2712 17.7311,1,2-trimethylcyclopentane
32.293 767.8 0.3461 0.3592 0.3327 21.7402,3-dimethylhexane
32.494 768.7 0.1811 0.1879 0.1740 11.3732-methyl-3-ethylpentane
33.774 774.2 3.0644 3.2455 2.9454 192.4882-methylheptane
34.067 775.4 0.9204 0.9656 0.8847 57.8174-methylheptane
34.572 777.5 0.1388 0.1427 0.1334 8.7213,4-dimethylhexane
35.168 779.9 1.7263 1.7881 1.6593 108.4363-ethylhexane
35.316 780.5 1.8164 1.7608 1.7773 116.1941c,3-dimethylcyclohexane
35.537 781.4 0.9260 0.8977 0.9061 59.2381t,4-dimethylcyclohexane
36.548 785.4 0.2727 0.2581 0.2668 17.4421,1-dimethylcyclohexane
37.444 788.8 0.4885 0.4624 0.4780 31.2521,1-methylethylcyclopentane
37.838 790.3 0.5331 0.5137 0.5216 34.1003t-ethylmethylcyclopentane
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DHA Plus version 07.06.00
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11/19/2012 10:28:02 AM
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DHA
1
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1
0.1
166 (166)
:
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:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
38.075 791.2 1.1036 1.0607 1.0798 70.5942t-ethylmethylcyclopentane
38.379 792.3 0.0615 0.0615 0.0527 3.8732,2,4-trimethylhexane
38.829 794.0 1.1123 1.0595 1.0883 71.1511t,2-dimethylcyclohexane
39.880 797.8 0.0344 0.0326 0.0337 2.2001c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.224 799.0 0.8479 0.8076 0.8296 54.2361t,3-dimethylcyclohexane
40.464 799.8 3.9693 4.1764 3.8152 249.334n-octane
41.385 806.8 0.1575 0.1499 0.1541 10.076i-propylcyclopentane
41.525 807.9 0.0864 0.0819 0.0752 5.527N4
42.514 815.4 0.1043 0.1043 0.0892 6.5622,2,3,4-tetramethylpentane
43.171 820.3 0.2252 0.2306 0.1928 14.1762,3,5-trimethylhexane
43.778 824.8 0.0572 0.0595 0.0490 3.6032,2-dimethylheptane
44.058 826.8 0.2070 0.1922 0.2025 13.2411c,2-dimethylcyclohexane
44.441 829.6 0.4584 0.4736 0.3924 28.8502,4-dimethylheptane
44.644 831.0 0.0735 0.0760 0.0629 4.6274,4-dimethylheptane
44.958 833.3 1.9115 1.8023 1.8703 122.275ethylcyclohexane
45.309 835.8 0.0339 0.0346 0.0290 2.1332-methyl-4-ethylhexane
45.514 837.2 1.6036 1.6720 1.3727 100.9302,6-dimethylheptane
45.811 839.3 3.1597 2.9675 2.7480 202.1191,1,3-trimethylcyclohexane
46.160 841.7 0.1389 0.1317 0.1209 8.888N6
46.476 843.9 0.5677 0.5783 0.4860 35.7343,3-dimethylheptane
46.679 845.3 0.2973 0.3042 0.2545 18.7153,5-dimethylheptane
46.883 846.7 0.2906 0.2754 0.2529 18.592N7
47.126 848.3 0.1806 0.1712 0.1571 11.554N8
47.708 852.2 0.7713 0.6575 0.7976 52.159ethylbenzene
47.936 853.8 0.6440 0.6103 0.5601 41.198N9
48.106 854.9 0.6597 0.6251 0.5737 42.198N10
48.340 856.4 0.1143 0.1083 0.0994 7.312N11
48.707 858.8 0.0261 0.0264 0.0223 1.640I3
48.998 860.8 1.2555 1.2712 1.0748 79.024I4
49.161 861.8 0.3420 0.2936 0.3537 23.1311,4-dimethylbenzene
49.469 863.8 0.8267 0.8417 0.7077 52.0352,3-dimethylheptane
49.688 865.2 0.2815 0.2845 0.2410 17.7193,4-dimethylheptane*
49.833 866.1 0.0750 0.0758 0.0642 4.7243,4-dimethylheptane
49.985 867.1 0.1489 0.1411 0.1295 9.527N13
50.179 868.4 0.2127 0.2183 0.1821 13.3894-ethylheptane
50.628 871.2 0.6586 0.6760 0.5638 41.4564-methyloctane
50.779 872.1 0.8560 0.8869 0.7328 53.8782-methyloctane
50.974 873.4 0.2738 0.2595 0.2381 17.514N15
51.305 875.4 0.3330 0.3155 0.2896 21.301N16
51.479 876.5 0.1760 0.1791 0.1507 11.0793-ethylheptane
51.669 877.7 1.2984 1.3320 1.1115 81.7213-methyloctane
52.084 880.3 0.9466 0.7949 0.9789 64.0131,2-dimethylbenzene
52.292 881.5 0.0974 0.0923 0.0847 6.231N17
53.112 886.5 1.3678 1.2961 1.1896 87.494N18
53.411 888.3 0.4078 0.3865 0.3547 26.088N20
53.801 890.6 0.1303 0.1235 0.1133 8.334N21
54.008 891.8 0.1845 0.1747 0.1605 11.805i-butylcyclopentane
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1
0.1
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:
:
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:
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:
:
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:
Naphtha
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54.973 897.5 0.1154 0.1094 0.1004 7.383N23
55.346 899.6 3.3092 3.4086 2.8329 208.286n-nonane
55.537 901.3 0.5393 0.4944 0.4690 34.4991,1-methylethylcyclohexane
55.919 905.0 0.1498 0.1401 0.1303 9.581N25
56.455 910.1 0.2278 0.1954 0.2081 15.308i-propylbenzene
56.807 913.5 0.7368 0.6893 0.6408 47.130N26
57.107 916.4 0.2787 0.2822 0.2151 17.577I11
57.427 919.4 0.2764 0.2799 0.2133 17.434I12
57.696 921.9 0.3134 0.3197 0.2418 19.7652,2-dimethyloctane
58.162 926.3 0.0954 0.0892 0.0829 6.101N28
58.436 928.8 0.9643 0.9022 0.8387 61.684N29
58.957 933.7 0.3425 0.3467 0.2643 21.6032,5-dimethyloctane
59.156 935.5 0.1515 0.1427 0.1317 9.689n-butylcyclopentane
59.400 937.7 0.0892 0.0824 0.0698 5.707N30
59.579 939.4 1.3490 1.3659 1.0410 85.078I14
59.787 941.2 0.1701 0.1701 0.1312 10.7253,3-dimethyloctane
59.994 943.1 0.4773 0.4410 0.3736 30.530N31
60.218 945.1 0.2436 0.2089 0.2225 16.367n-propylbenzene
60.389 946.7 0.4981 0.5000 0.3844 31.4143,6-dimethyloctane
60.658 949.1 0.1485 0.1511 0.1146 9.3643-methyl-5-ethylheptane
60.876 951.0 0.5006 0.4625 0.3919 32.023N32
61.100 953.0 0.2965 0.2535 0.2708 19.9201,3-methylethylbenzene
61.535 956.9 0.5534 0.5113 0.4331 35.398N33
61.994 960.9 0.1836 0.1569 0.1677 12.3391,3,5-trimethylbenzene
62.270 963.3 0.1134 0.1133 0.0875 7.151I15
62.491 965.2 0.1104 0.1020 0.0864 7.062N34
62.681 966.9 0.4649 0.4643 0.3587 29.318I16
62.782 967.7 0.3122 0.3150 0.2409 19.6885-methylnonane
62.966 969.3 0.3472 0.3468 0.2680 21.900I17
63.321 972.4 0.1014 0.1032 0.0782 6.3952-methylnonane
63.505 974.0 0.1269 0.1268 0.0980 8.0063-ethyloctane
63.658 975.3 0.4202 0.3882 0.3289 26.878N35
63.841 976.8 0.1562 0.1574 0.1205 9.8483-methylnonane
64.157 979.5 0.0284 0.0263 0.0222 1.818N36
64.439 981.9 0.7368 0.7360 0.5686 46.470I19
64.645 983.6 0.1793 0.1513 0.1638 12.0461,2,4-trimethylbenzene
64.909 985.8 0.3644 0.3640 0.2812 22.983I20
65.197 988.2 0.0605 0.0605 0.0467 3.817I22
65.345 989.4 0.0869 0.0868 0.0671 5.480I23
65.468 990.5 0.0724 0.0669 0.0567 4.632N37
65.895 994.0 0.0552 0.0551 0.0426 3.478I24
66.071 995.4 0.0890 0.0771 0.0728 5.945i-butylbenzene
66.407 998.2 0.1034 0.0886 0.0845 6.907sec-butylbenzene
66.654 1000.3 1.1193 1.1333 0.8637 70.593n-decane
66.892 1002.9 0.0513 0.0474 0.0402 3.283N38
67.278 1007.2 0.3777 0.3122 0.3451 25.3811,2,3-trimethylbenzene
67.495 1009.6 0.1063 0.0913 0.0870 7.1051,3-methyl-i-propylbenzene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
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Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
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Sample name
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11/19/2012 10:28:02 AM
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Admin
DHA
1
101
1
0.1
166 (166)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
67.815 1013.2 0.0986 0.0850 0.0806 6.5881,4-methyl-i-propylbenzene
68.012 1015.3 0.0269 0.0268 0.0189 1.696I28
68.295 1018.4 0.0562 0.0561 0.0395 3.546I29
68.396 1019.5 0.0563 0.0431 0.0523 3.8422-3-dihydroindene
68.690 1022.7 0.0637 0.0578 0.0498 4.072sec-butylcyclohexane
68.841 1024.4 0.1049 0.1047 0.0737 6.620I30
69.103 1027.2 0.2994 0.2524 0.2449 20.0081,2-methyl-i-propylbenzene
69.605 1032.6 0.1075 0.0993 0.0765 6.878N40
70.005 1036.9 0.0623 0.0576 0.0443 3.933I32
70.194 1038.9 0.0568 0.0486 0.0465 3.7961,3-diethylbenzene
70.435 1041.5 0.0717 0.0616 0.0587 4.7921,3-methyl-n-propylbenzene
70.654 1043.8 0.0755 0.0754 0.0530 4.765I33
70.797 1045.3 0.0349 0.0299 0.0285 2.3301,4-diethylbenzene
70.970 1047.1 0.0657 0.0566 0.0537 4.3901,4-methyl-n-propylbenzene
71.102 1048.5 0.0277 0.0238 0.0227 1.853n-butylbenzene
71.308 1050.7 0.0318 0.0267 0.0260 2.1251,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.659 1054.3 0.0322 0.0298 0.0229 2.063N41
71.900 1056.8 0.0731 0.0619 0.0598 4.8861,2-methyl-n-propylbenzene
72.375 1061.7 0.0378 0.0378 0.0266 2.387I37
72.665 1064.7 0.0319 0.0319 0.0224 2.017I38
73.016 1068.3 0.1073 0.0904 0.0878 7.1721,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.594 1074.2 0.0486 0.0485 0.0341 3.065I40
75.472 1093.0 0.0646 0.0535 0.0528 4.3171,2-dimethyl-3-ethylbenzene
76.201 1100.3 0.0656 0.0652 0.0461 4.143n-undecane
79.657 1142.1 0.0260 0.0216 0.0176 1.7241,3-di-i-propylbenzene
Page 4 of 4
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada
11/11/2012 9:06:59 AM
11/19/2012 10:28:03 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
101
1
0.1
166 (166)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C5 0.292 - - 0.136 0.594 1.021
C6 4.356 0.289 - 3.730 3.137 11.511
C7 12.336 1.393 - 6.071 4.784 24.585
C8 12.745 2.060 - 7.421 3.969 26.195
C9 10.970 1.565 - 9.149 3.309 24.993
C10 2.367 1.230 - 6.303 1.119 11.019
C11 0.140 - - 0.444 0.066 0.649
C12 - 0.026 - - - 0.026
6.563 16.979 33.253 - 43.205
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C5 0.457 0.000 0.000 0.206 0.904 1.567
C6 5.682 0.406 0.000 4.752 3.997 14.837
C7 13.794 1.660 0.000 6.653 5.242 27.349
C8 12.471 2.130 0.000 7.133 3.815 25.549
C9 9.541 1.430 0.000 7.832 2.833 21.637
C10 1.853 1.006 0.000 4.864 0.864 8.586
C11 0.099 0.000 0.000 0.312 0.046 0.458
C12 0.000 0.018 0.000 0.000 0.000 0.018
6.651 17.701 31.752 0.000 43.897
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
Page 1 of 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada
11/11/2012 9:06:59 AM
11/19/2012 10:28:03 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
101
1
0.1
166 (166)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C5 0.289 - - 0.162 0.701 1.152
C6 4.242 0.243 - 4.189 3.516 12.190
C7 12.009 1.188 - 6.546 5.172 24.915
C8 12.223 1.746 - 7.787 4.176 25.932
C9 10.328 1.321 - 9.387 3.409 24.444
C10 2.186 1.047 - 6.345 1.133 10.711
C11 0.129 - - 0.439 0.065 0.633
C12 - 0.022 - - - 0.022
5.567 18.173 34.855 - 41.405
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
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NAFTA HIDROTRATADA MUESTRA 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
5.472 468.3 0.1344 0.1610 0.2058 8.358i-pentane
6.005 500.0 0.4951 0.5869 0.7579 30.782n-pentane
7.015 530.9 0.0206 0.0236 0.0264 1.2882,2-dimethylbutane
8.077 558.8 0.2121 0.2112 0.3341 13.565cyclopentane
8.139 560.3 0.2002 0.2246 0.2566 12.4972,3-dimethylbutane
8.309 564.5 1.6549 1.8807 2.1210 103.2982-methylpentane
8.995 580.2 1.2915 1.4430 1.6552 80.6133-methylpentane
9.941 600.0 2.8273 3.1823 3.6235 176.473n-hexane
11.587 621.9 0.0551 0.0607 0.0607 3.4522,2-dimethylpentane
11.757 623.9 2.5777 2.5557 3.3828 164.836methylcyclopentane
12.062 627.6 0.2362 0.2606 0.2603 14.7992,4-dimethylpentane
12.495 632.6 0.0132 0.0142 0.0146 0.8282,2,3-trimethylbutane
13.717 645.9 0.2594 0.2190 0.3668 17.863benzene
14.297 651.8 0.0460 0.0493 0.0507 2.8833,3-dimethylpentane
14.636 655.2 1.4636 1.3954 1.9208 93.595cyclohexane
15.666 664.9 1.7678 1.9335 1.9485 110.7852-methylhexane
15.834 666.4 0.9352 0.9986 1.0308 58.6082,3-dimethylpentane
16.119 668.9 0.3098 0.3047 0.3484 19.8091,1-dimethylcyclopentane
16.682 673.8 2.6208 2.8310 2.8888 164.2423-methylhexane
17.414 679.9 1.4253 1.4204 1.6033 91.1451c,3-dimethylcyclopentane
17.769 682.8 1.3452 1.3334 1.5132 86.0231t,3-dimethylcyclopentane
17.985 684.5 0.2469 0.2625 0.2722 15.4743-ethylpentane
18.126 685.6 2.7527 2.7190 3.0964 176.0241t,2-dimethylcyclopentane
18.385 687.7 0.0148 0.0159 0.0143 0.9292,2,4-trimethylpentane
20.062 700.1 4.7784 5.1874 5.2669 299.454n-heptane
23.097 720.2 5.4041 5.2131 6.0789 345.576methylcyclohexane
23.746 724.1 0.6367 0.6316 0.6267 40.7141,1,3-trimethylcyclopentane
25.347 733.4 0.9002 0.8718 1.0126 57.564ethylcyclopentane
25.869 736.3 0.3136 0.3356 0.3032 19.6922,5-dimethylhexane
26.228 738.3 0.4262 0.4517 0.4121 26.7622,4-dimethylhexane
27.224 743.6 0.9541 0.9277 0.9391 61.0141c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.604 745.6 0.0756 0.0791 0.0731 4.7493,3-dimethylhexane
28.847 751.9 1.4789 1.4248 1.4556 94.5721t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.552 755.3 0.2151 0.2220 0.2080 13.5062,3,4-trimethylpentane
30.228 758.5 1.3544 1.1595 1.6235 92.260toluene
32.051 766.9 0.2818 0.2707 0.2774 18.0201,1,2-trimethylcyclopentane
32.286 767.9 0.3542 0.3692 0.3425 22.2412,3-dimethylhexane
32.487 768.8 0.1892 0.1972 0.1829 11.8782-methyl-3-ethylpentane
33.767 774.3 3.1380 3.3372 3.0341 197.0452-methylheptane
34.063 775.5 0.9480 0.9986 0.9166 59.5274-methylheptane
34.471 777.2 0.1461 0.1508 0.1412 9.1733,4-dimethylhexane
35.161 780.1 1.7617 1.8323 1.7033 110.6203-ethylhexane
35.313 780.7 1.8460 1.7969 1.8169 118.0441c,3-dimethylcyclohexane
35.531 781.6 0.9452 0.9200 0.9303 60.4401t,4-dimethylcyclohexane
36.540 785.6 0.2798 0.2659 0.2754 17.8921,1-dimethylcyclohexane
37.438 789.0 0.4998 0.4750 0.4919 31.9581,1-methylethylcyclopentane
37.833 790.5 0.5459 0.5282 0.5373 34.9083t-ethylmethylcyclopentane
Page 1 of 4
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
38.071 791.4 1.1202 1.0811 1.1025 71.6312t-ethylmethylcyclopentane
38.376 792.5 0.0616 0.0618 0.0530 3.8742,2,4-trimethylhexane
38.823 794.2 1.1285 1.0794 1.1108 72.1651t,2-dimethylcyclohexane
39.876 798.0 0.0350 0.0333 0.0344 2.2361c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.216 799.2 0.8681 0.8303 0.8544 55.5131t,3-dimethylcyclohexane
40.460 800.2 4.0566 4.2859 3.9223 254.729n-octane
41.382 807.4 0.1624 0.1631 0.1399 10.2192,4,4-trimethylhexane
41.519 808.4 0.0877 0.0834 0.0767 5.608N4
42.508 815.9 0.1046 0.1051 0.0901 6.5812,2,3,4-tetramethylpentane
43.166 820.8 0.2308 0.2373 0.1987 14.5212,3,5-trimethylhexane
43.774 825.3 0.0595 0.0622 0.0513 3.7452,2-dimethylheptane
44.052 827.3 0.2129 0.1984 0.2095 13.6121c,2-dimethylcyclohexane
44.437 830.1 0.4732 0.4911 0.4075 29.7772,4-dimethylheptane
44.639 831.5 0.0766 0.0795 0.0660 4.8204,4-dimethylheptane
44.952 833.8 1.9513 1.8476 1.9206 124.782ethylcyclohexane
45.303 836.2 0.0354 0.0363 0.0305 2.2252-methyl-4-ethylhexane
45.509 837.7 1.6414 1.7185 1.4135 103.2752,6-dimethylheptane
45.808 839.8 3.2362 3.0520 2.8313 206.9431,1,3-trimethylcyclohexane
46.156 842.2 0.1462 0.1391 0.1280 9.349N6
46.472 844.4 0.5865 0.5999 0.5050 36.8993,3-dimethylheptane
46.675 845.8 0.3067 0.3150 0.2641 19.2953,5-dimethylheptane
46.878 847.1 0.2975 0.2831 0.2604 19.027N7
47.121 848.8 0.1850 0.1761 0.1619 11.832N8
47.704 852.7 0.7728 0.6616 0.8040 52.244ethylbenzene
47.932 854.2 0.6565 0.6247 0.5744 41.980N9
48.102 855.4 0.6681 0.6357 0.5845 42.720N10
48.336 856.9 0.1171 0.1114 0.1024 7.487N11
48.703 859.3 0.0267 0.0271 0.0230 1.677I3
48.995 861.2 1.1664 1.0017 1.2134 78.8501,3-dimethylbenzene
49.158 862.3 0.3438 0.2963 0.3576 23.2401,4-dimethylbenzene
49.466 864.3 0.8471 0.8660 0.7294 53.2962,3-dimethylheptane
49.685 865.7 0.2867 0.2910 0.2469 18.0413,4-dimethylheptane*
49.830 866.6 0.0774 0.0786 0.0667 4.8723,4-dimethylheptane
49.982 867.6 0.1524 0.1450 0.1333 9.744N13
50.175 868.8 0.2184 0.2250 0.1880 13.7404-ethylheptane
50.623 871.6 0.6686 0.6891 0.5758 42.0694-methyloctane
50.777 872.6 0.8670 0.9020 0.7466 54.5532-methyloctane
50.970 873.8 0.2792 0.2657 0.2443 17.855N15
51.301 875.9 0.3364 0.3201 0.2943 21.509N16
51.478 877.0 0.1784 0.1823 0.1536 11.2253-ethylheptane
51.666 878.1 1.2917 1.2648 1.1301 82.6001c,2t,3-trimethylcyclohexane
52.082 880.7 0.9429 0.7951 0.9809 63.7441,2-dimethylbenzene
52.286 882.0 0.0925 0.0889 0.0809 5.9131c,2t,4c-trimethylcyclohexane
53.106 886.9 1.3946 1.3271 1.2202 89.183N18
53.407 888.7 0.4155 0.3953 0.3635 26.568N19
53.661 890.2 0.0339 0.0344 0.0292 2.132I8
53.794 891.0 0.1019 0.0970 0.0891 6.516N21
Page 2 of 4
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
54.002 892.3 0.1847 0.1757 0.1616 11.809N22
54.968 897.9 0.1153 0.1097 0.1009 7.372N23
55.343 900.1 3.3021 3.4154 2.8436 207.769n-nonane
55.534 902.0 0.5399 0.4971 0.4724 34.5271,1-methylethylcyclohexane
55.916 905.7 0.1478 0.1388 0.1293 9.449N25
56.452 910.8 0.2100 0.1809 0.1930 14.107i-propylbenzene
56.805 914.1 0.7330 0.6886 0.6413 46.870N26
57.105 917.0 0.2784 0.2831 0.2161 17.555I11
57.422 919.9 0.2506 0.2548 0.1945 15.798I12
57.700 922.5 0.3303 0.3384 0.2564 20.8252,2-dimethyloctane
58.159 926.8 0.0938 0.0881 0.0821 5.998N28
58.433 929.3 0.9627 0.9044 0.8422 61.560N29
58.955 934.1 0.3399 0.3455 0.2638 21.4272,5-dimethyloctane
59.153 935.9 0.1510 0.1428 0.1321 9.654n-butylcyclopentane
59.394 938.1 0.0885 0.0821 0.0697 5.658N30
59.576 939.7 1.3514 1.3741 1.0491 85.204I14
59.784 941.6 0.1718 0.1725 0.1333 10.8293,3-dimethyloctane
59.991 943.5 0.4756 0.4412 0.3745 30.413N31
60.215 945.5 0.2450 0.2110 0.2251 16.457n-propylbenzene
60.388 947.0 0.5042 0.5082 0.3914 31.7863,6-dimethyloctane
60.655 949.4 0.1512 0.1545 0.1174 9.5323-methyl-5-ethylheptane
60.875 951.3 0.4967 0.4608 0.3911 31.761N32
61.096 953.3 0.2934 0.2519 0.2696 19.7061,3-methylethylbenzene
61.532 957.1 0.5775 0.5358 0.4547 36.928N33
61.992 961.1 0.1895 0.1625 0.1741 12.7261,3,5-trimethylbenzene
62.271 963.5 0.1205 0.1209 0.0935 7.597I15
62.487 965.4 0.1149 0.1066 0.0905 7.350N34
62.679 967.0 0.4861 0.4876 0.3774 30.649I16
62.778 967.9 0.3067 0.3108 0.2381 19.3395-methylnonane
62.963 969.4 0.3641 0.3651 0.2826 22.952I17
63.319 972.5 0.1065 0.1088 0.0827 6.7132-methylnonane
63.502 974.0 0.1324 0.1329 0.1028 8.3503-ethyloctane
63.656 975.3 0.4444 0.4123 0.3499 28.417N35
63.838 976.9 0.1688 0.1708 0.1310 10.6433-methylnonane
64.154 979.5 0.0286 0.0265 0.0225 1.827N36
64.437 981.9 0.7579 0.7602 0.5883 47.784I19
64.643 983.6 0.1957 0.1659 0.1799 13.1481,2,4-trimethylbenzene
64.907 985.8 0.4036 0.4049 0.3133 25.448I20
65.196 988.2 0.0666 0.0668 0.0517 4.199I22
65.342 989.4 0.1029 0.1032 0.0799 6.489I23
65.465 990.4 0.0675 0.0626 0.0532 4.317N37
65.636 991.8 0.0131 0.0122 0.0103 0.8381t-methyl-2-n-propylcyclohexan
65.894 993.9 0.0640 0.0642 0.0497 4.034I24
66.067 995.3 0.1016 0.0883 0.0836 6.785i-butylbenzene
66.408 998.1 0.1175 0.1011 0.0967 7.848sec-butylbenzene
66.656 1000.1 1.3791 1.4022 1.0705 86.947n-decane
66.888 1002.7 0.0591 0.0548 0.0465 3.778N38
Page 3 of 4
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
67.277 1007.0 0.3746 0.3108 0.3442 25.1581,2,3-trimethylbenzene
67.490 1009.4 0.1254 0.1081 0.1032 8.3811,3-methyl-i-propylbenzene
67.812 1012.9 0.1149 0.0995 0.0946 7.6781,4-methyl-i-propylbenzene
68.011 1015.1 0.0348 0.0349 0.0246 2.195I28
68.284 1018.1 0.0611 0.0612 0.0431 3.853I29
68.406 1019.5 0.0720 0.0555 0.0673 4.9172-3-dihydroindene
68.691 1022.5 0.0784 0.0715 0.0617 5.013sec-butylcyclohexane
68.840 1024.2 0.1349 0.1353 0.0953 8.511I30
69.102 1027.0 0.3942 0.3338 0.3244 26.3381,2-methyl-i-propylbenzene
69.601 1032.4 0.1377 0.1277 0.0986 8.804N40
70.004 1036.7 0.0815 0.0756 0.0583 5.141I32
70.207 1038.9 0.0748 0.0643 0.0616 4.9991,3-diethylbenzene
70.431 1041.2 0.0901 0.0777 0.0742 6.0211,3-methyl-n-propylbenzene
70.654 1043.6 0.1157 0.1160 0.0817 7.302I33
70.799 1045.1 0.0391 0.0337 0.0322 2.6111,4-diethylbenzene
70.962 1046.8 0.0964 0.0833 0.0793 6.4391,4-methyl-n-propylbenzene
71.100 1048.3 0.0394 0.0340 0.0324 2.631n-butylbenzene
71.302 1050.4 0.0357 0.0301 0.0294 2.3841,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.657 1054.1 0.0581 0.0539 0.0416 3.714N41
71.904 1056.7 0.1011 0.0859 0.0832 6.7521,2-methyl-n-propylbenzene
72.373 1061.5 0.0701 0.0704 0.0496 4.427I37
72.662 1064.5 0.0524 0.0525 0.0370 3.304I38
73.013 1068.1 0.1594 0.1348 0.1311 10.6471,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.595 1074.0 0.0851 0.0854 0.0601 5.372I40
75.475 1092.9 0.0376 0.0313 0.0310 2.5131,2-dimethyl-3-ethylbenzene
76.202 1100.0 0.1370 0.1367 0.0968 8.645n-undecane
79.662 1142.0 0.0168 0.0140 0.0115 1.1161,3-di-i-propylbenzene
84.719 1200.1 0.0176 0.0173 0.0114 1.110n-dodecane
Page 4 of 4
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C5 0.212 - - 0.134 0.495 0.842
C6 4.041 0.259 - 3.167 2.827 10.295
C7 12.137 1.354 - 5.921 4.778 24.191
C8 12.784 3.226 - 7.582 4.057 27.649
C9 12.386 1.580 - 6.943 3.302 24.212
C10 2.444 1.527 - 6.458 1.379 11.808
C11 0.196 - - 0.635 0.137 0.968
C12 - 0.017 - - 0.018 0.034
7.964 16.993 30.842 - 44.201
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C5 0.334 0.000 0.000 0.206 0.758 1.298
C6 5.304 0.367 0.000 4.059 3.624 13.353
C7 13.653 1.624 0.000 6.527 5.267 27.070
C8 12.583 3.356 0.000 7.331 3.922 27.192
C9 10.837 1.453 0.000 5.979 2.844 21.113
C10 1.925 1.257 0.000 5.013 1.071 9.265
C11 0.140 0.000 0.000 0.450 0.097 0.687
C12 0.000 0.011 0.000 0.000 0.011 0.023
8.068 17.593 29.564 0.000 44.775
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
Page 1 of 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\
Nafta Hidrotratada(2nd)
11/16/2012 10:19:07 AM
11/19/2012 10:28:29 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
105
1
0.1
169 (169)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Naphtha
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C5 0.211 - - 0.161 0.587 0.959
C6 3.951 0.219 - 3.572 3.182 10.924
C7 11.862 1.159 - 6.410 5.187 24.620
C8 12.311 2.755 - 7.989 4.286 27.341
C9 11.755 1.338 - 7.165 3.415 23.673
C10 2.266 1.306 - 6.527 1.402 11.502
C11 0.182 - - 0.631 0.137 0.950
C12 - 0.014 - - 0.017 0.031
6.792 18.214 32.456 - 42.538
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
Page 2 of 2
NAFTA REFORMADA MUESTRA 1
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-15\103F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada
11/12/2012 8:07:41 AM
11/19/2012 12:31:15 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
103
1
0.1
198 (198)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
3.904 303.5 0.0480 0.0739 0.1148 2.822propane
4.219 358.0 0.3347 0.4624 0.6071 19.897i-butane
4.396 386.8 0.0017 0.0022 0.0032 0.105butene-1
4.490 400.8 0.2846 0.3787 0.5164 16.924n-butane
5.479 469.4 0.4244 0.5187 0.6381 26.135O1
5.906 495.3 0.0045 0.0053 0.0067 0.2752-methylbutene-1
6.012 500.8 0.3964 0.4874 0.5793 23.729n-pentane
6.179 506.3 0.0045 0.0051 0.0069 0.284isoprene
6.526 517.2 0.0034 0.0040 0.0043 0.2093,3-dimethylbutene-1
7.021 531.8 0.2260 0.2681 0.2765 13.5842,2-dimethylbutane
7.638 548.6 0.0050 0.0059 0.0075 0.294O5
7.750 551.5 0.0045 0.0054 0.0068 0.268O6
8.083 559.9 0.2663 0.2751 0.4005 16.401cyclopentane
8.145 561.4 0.3728 0.4339 0.4562 22.4092,3-dimethylbutane
8.315 565.5 2.3292 2.7461 2.8502 140.0032-methylpentane
9.001 581.3 1.8056 2.0928 2.2094 108.5293-methylpentane
9.245 586.6 0.0074 0.0083 0.0093 0.4552-methylpentene-1
9.947 600.9 3.2068 3.7446 3.9240 192.751n-hexane
10.024 602.0 0.0099 0.0112 0.0124 0.610t-hexene-3
10.230 604.8 0.0091 0.0103 0.0114 0.562c-hexene-3
10.376 606.9 0.0136 0.0154 0.0171 0.838t-hexene-2
10.523 608.8 0.0121 0.0122 0.0155 0.7454-methylcyclopentene
10.592 609.8 0.0079 0.0087 0.0099 0.4863-methyl-c-pentene-2
10.728 611.6 0.0053 0.0054 0.0068 0.3283-methylcyclopentene
10.842 613.1 0.0047 0.0052 0.0059 0.289O13
11.267 618.5 0.0133 0.0146 0.0166 0.8183-methyl-t-pentene-2
11.592 622.5 0.1922 0.2197 0.2023 11.6012,2-dimethylpentane
11.763 624.6 3.0158 3.1019 3.7786 185.708methylcyclopentane
12.067 628.2 0.3737 0.4277 0.3933 22.5512,4-dimethylpentane
12.501 633.2 0.0265 0.0295 0.0279 1.5982,2,3-trimethylbutane
13.464 643.7 0.0147 0.0162 0.0158 0.9083,4-dimethylpentene-1
13.719 646.4 1.5372 1.3467 2.0751 101.937benzene
14.297 652.2 0.2757 0.3062 0.2901 16.6363,3-dimethylpentane
14.644 655.6 0.3507 0.3877 0.3766 21.5935-methylhexene-1
14.885 657.9 0.0060 0.0059 0.0075 0.366cyclohexane
15.212 661.0 0.0045 0.0050 0.0049 0.2792-methyl-t-hexene-3
15.492 663.5 0.0095 0.0104 0.0102 0.5854-methylhexene-1
15.672 665.2 2.5099 2.8478 2.6413 151.4632-methylhexane
15.839 666.7 0.9128 1.0111 0.9606 55.0842,3-dimethylpentane
16.123 669.2 0.4958 0.5059 0.5324 30.5291,1-dimethylcyclopentane
16.686 674.0 3.2234 3.6122 3.3922 194.5243-methylhexane
17.419 680.1 0.7990 0.8568 0.8581 49.2003,4-dimethyl-c-pentene-2
17.773 683.0 0.8391 0.8675 0.9012 51.6731c,3-dimethylcyclopentane
17.986 684.6 0.2830 0.2911 0.3040 17.4301t,3-dimethylcyclopentane
18.131 685.8 1.0477 1.0736 1.1252 64.5181t,2-dimethylcyclopentane
18.377 687.7 0.0227 0.0253 0.0210 1.3742,2,4-trimethylpentane
19.248 694.2 0.0103 0.0111 0.0111 0.6363-methyl-c-hexene-3
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1
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:
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:
Reformate
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19.754 697.9 0.0422 0.0462 0.0453 2.596t-heptene-3
20.064 700.1 4.1148 4.6341 4.3303 248.319n-heptane
20.380 702.3 0.0193 0.0209 0.0208 1.1903-methyl-c-hexene-2
20.548 703.5 0.0103 0.0114 0.0111 0.6353-methyl-t-hexene-3
20.823 705.4 0.0144 0.0158 0.0155 0.890t-heptene-2
21.047 706.9 0.0100 0.0106 0.0107 0.6153-ethylpentene-2
21.508 710.0 0.0381 0.0408 0.0409 2.348O28
22.205 714.5 0.0274 0.0270 0.0301 1.6883-ethylcyclopentene
23.093 720.1 1.2069 1.2078 1.2961 74.317methylcyclohexane
23.760 724.2 0.3791 0.3986 0.4071 23.343O35
25.349 733.4 0.5144 0.5168 0.5524 31.676ethylcyclopentane
25.870 736.2 0.4364 0.4845 0.4028 26.3882,5-dimethylhexane
26.230 738.2 0.6436 0.7076 0.5941 38.9152,4-dimethylhexane
27.229 743.5 0.2685 0.2708 0.2523 16.5311c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.603 745.5 0.2390 0.2592 0.2207 14.4543,3-dimethylhexane
28.855 751.8 0.1895 0.1894 0.1781 11.6711t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.559 755.2 0.1143 0.1202 0.1074 7.037O43
30.262 758.5 9.2072 8.1769 10.5370 603.945toluene
31.125 762.5 0.0166 0.0174 0.0156 1.019O45
32.058 766.7 0.0966 0.0963 0.0908 5.9491,1,2-trimethylcyclopentane
32.285 767.7 0.4887 0.5284 0.4511 29.5492,3-dimethylhexane
32.487 768.6 0.0665 0.0672 0.0625 4.0951c,2c,4-trimethylcyclopentane
33.762 774.1 2.1817 2.4070 2.0140 131.9212-methylheptane
34.061 775.4 1.1082 1.2110 1.0230 67.0094-methylheptane
34.469 777.0 0.0696 0.0700 0.0666 4.2851,3-octadiene
35.303 780.4 2.3693 2.3926 2.2265 145.9011c,3-dimethylcyclohexane
35.486 781.2 0.4483 0.4891 0.4139 27.1103-methylheptane
36.552 785.4 0.0578 0.0618 0.0483 3.5592,6-dimethylheptene-1
37.446 788.8 0.2033 0.2005 0.1911 12.5211,1-methylethylcyclopentane
37.839 790.3 0.1685 0.1692 0.1584 10.3783c-ethylmethylcyclopentane
38.071 791.2 0.1750 0.1752 0.1645 10.7782t-ethylmethylcyclopentane
38.375 792.3 0.0550 0.0573 0.0453 3.3352,2,4-trimethylhexane
38.830 794.0 0.1004 0.1076 0.0944 6.183t-octene-4
39.878 797.8 0.0381 0.0377 0.0358 2.3481c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.207 798.9 0.1388 0.1378 0.1305 8.5501t,3-dimethylcyclohexane
40.453 799.8 2.8400 3.1127 2.6216 171.726n-octane
41.394 806.9 0.1187 0.1177 0.1116 7.312i-propylcyclopentane
42.504 815.4 0.0315 0.0329 0.0259 1.9102,2,3,4-tetramethylpentane
43.140 820.1 0.1507 0.1488 0.1417 9.282N2
43.773 824.7 0.1030 0.1162 0.0861 6.3442,3,3-trimethylhexene-1
44.058 826.8 0.0336 0.0325 0.0316 2.0681c,2-dimethylcyclohexane
44.438 829.6 0.3622 0.3899 0.2978 21.9482,4-dimethylheptane
44.633 831.0 0.0461 0.0496 0.0379 2.7924,4-dimethylheptane
44.959 833.3 0.1956 0.1921 0.1838 12.043ethylcyclohexane
45.302 835.7 0.0763 0.0812 0.0628 4.6252-methyl-4-ethylhexane
45.494 837.1 0.5204 0.5653 0.4279 31.5332,6-dimethylheptane
45.800 839.2 0.2329 0.2278 0.1945 14.3411,1,3-trimethylcyclohexane
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:
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:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
46.156 841.7 0.0356 0.0356 0.0297 2.192*1c,3c,5-trimethylcyclohexane
46.470 843.8 0.8130 0.8627 0.6684 49.2573,3-dimethylheptane
46.643 845.0 0.2764 0.2946 0.2273 16.7503,5-dimethylheptane
46.878 846.6 0.0617 0.0609 0.0515 3.797N7
47.124 848.3 0.0382 0.0377 0.0319 2.353N8
47.705 852.2 2.3048 2.0468 2.2892 150.038ethylbenzene
47.942 853.8 0.0631 0.0623 0.0527 3.887N9
48.103 854.9 0.1543 0.1523 0.1289 9.501N10
48.624 858.3 0.0342 0.0360 0.0281 2.070I3
49.017 860.9 5.9370 5.2897 5.8969 386.4941,3-dimethylbenzene
49.167 861.8 2.3940 2.1409 2.3779 155.8501,4-dimethylbenzene
49.467 863.8 0.3482 0.3693 0.2863 21.0972,3-dimethylheptane
49.702 865.3 0.1942 0.2045 0.1597 11.7683,4-dimethylheptane
49.833 866.1 0.0965 0.0953 0.0806 5.945N13
50.182 868.4 0.1782 0.1906 0.1465 10.8004-ethylheptane
50.629 871.2 0.8168 0.8732 0.6715 49.4894-methyloctane
50.782 872.2 0.9723 1.0494 0.7994 58.9112-methyloctane
50.870 872.7 0.0403 0.0398 0.0337 2.483N15
51.299 875.4 0.0193 0.0190 0.0161 1.188N16
51.475 876.5 0.2196 0.2327 0.1805 13.3053-ethylheptane
51.669 877.7 1.0930 1.1681 0.8987 66.2273-methyloctane
52.085 880.3 3.4926 3.0552 3.4690 227.3651,2-dimethylbenzene
52.552 883.1 0.0054 0.0052 0.0045 0.3341,1,2-trimethylcyclohexane
52.752 884.3 0.0186 0.0196 0.0153 1.126I6
53.010 885.9 0.1043 0.1100 0.0858 6.320I7
53.176 886.9 0.0349 0.0344 0.0291 2.146N18
53.332 887.8 0.0384 0.0379 0.0320 2.362N19
53.593 889.4 0.0198 0.0198 0.0165 1.217nonene-1
53.807 890.6 0.0057 0.0056 0.0047 0.349N21
54.007 891.8 0.0303 0.0298 0.0253 1.864i-butylcyclopentane
54.609 895.4 0.0211 0.0238 0.0176 1.299t-7-methyloctene-3
54.991 897.6 0.0216 0.0214 0.0181 1.332N23
55.243 899.1 0.0343 0.0362 0.0282 2.079I10
55.343 899.6 1.6628 1.7841 1.3671 100.746n-nonane
55.550 901.4 0.0336 0.0321 0.0281 2.0691,1-methylethylcyclohexane
56.806 913.5 0.0997 0.0972 0.0833 6.140N26
57.002 915.4 0.0470 0.0496 0.0348 2.854I11
57.692 921.9 0.1911 0.2031 0.1416 11.6042,2-dimethyloctane
57.919 924.0 0.0210 0.0223 0.0156 1.2752,4-dimethyloctane
58.364 928.2 0.0731 0.0712 0.0611 4.501N29
58.542 929.8 0.2613 0.2765 0.1937 15.8642,6-dimethyloctane
59.033 934.4 0.1387 0.1362 0.1159 8.544n-butylcyclopentane
59.574 939.3 0.3505 0.3697 0.2597 21.278I14
59.984 943.0 0.8602 0.7684 0.7547 55.641n-propylbenzene
60.670 949.2 0.0142 0.0150 0.0105 0.8603-methyl-5-ethylheptane
60.881 951.1 2.3441 2.0878 2.0565 151.6161,3-methylethylbenzene
61.099 953.0 1.1383 1.0130 0.9986 73.6241,3,5-trimethylbenzene
Page 3 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
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Inj vol µl
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DHA Front End
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Admin
DHA
1
103
1
0.1
198 (198)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
61.543 956.9 0.0208 0.0186 0.0182 1.3431,4-methylethylbenzene
61.762 958.9 1.1427 1.0998 0.8591 70.366N33
62.002 961.0 0.0987 0.1030 0.0732 5.9942,3-dimethyloctane
62.494 965.3 0.1170 0.1126 0.0879 7.203N34
62.794 967.9 1.2804 1.1194 1.1233 82.8181,2-methylethylbenzene
62.968 969.3 0.2940 0.3059 0.2179 17.850I17
63.320 972.4 0.0618 0.0655 0.0458 3.7492-methylnonane
63.670 975.4 0.3434 0.3305 0.2581 21.143N35
64.461 982.1 5.2430 4.6095 4.5999 339.1221,2,4-trimethylbenzene
66.121 995.8 0.0894 0.0806 0.0702 5.749i-butylbenzene
66.395 998.1 0.0915 0.0817 0.0719 5.886sec-butylbenzene
66.657 1000.3 0.4779 0.5041 0.3542 29.016n-decane
66.902 1003.0 0.0125 0.0120 0.0094 0.768N38
67.283 1007.3 1.4183 1.2210 1.2443 91.7371,2,3-trimethylbenzene
67.489 1009.6 0.2571 0.2299 0.2020 16.5391,3-methyl-i-propylbenzene
67.816 1013.2 0.1577 0.1416 0.1239 10.1431,4-methyl-i-propylbenzene
68.387 1019.4 0.4810 0.3842 0.4292 31.6212-3-dihydroindene
68.819 1024.1 0.0146 0.0152 0.0099 0.889I30
69.108 1027.3 0.0587 0.0515 0.0461 3.7761,2-methyl-i-propylbenzene
69.605 1032.6 0.0474 0.0456 0.0324 2.917N40
70.187 1038.8 0.1732 0.1544 0.1361 11.1451,3-diethylbenzene
70.443 1041.5 0.4662 0.4170 0.3663 29.9961,3-methyl-n-propylbenzene
70.645 1043.7 0.0156 0.0162 0.0105 0.946I33
70.810 1045.4 0.4299 0.3840 0.3377 27.6551,4-diethylbenzene
71.103 1048.5 0.2947 0.2636 0.2316 18.962n-butylbenzene
71.315 1050.7 0.0424 0.0371 0.0333 2.7281,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.915 1057.0 0.2147 0.1892 0.1687 13.8121,2-methyl-n-propylbenzene
72.378 1061.8 0.0216 0.0224 0.0145 1.311I37
72.669 1064.8 0.0223 0.0232 0.0151 1.357I38
72.892 1067.1 0.3372 0.2960 0.2649 21.6931,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.061 1068.8 0.3767 0.3375 0.2960 24.2371,3-dimethyl-4-ethylbenzene
73.618 1074.5 0.6776 0.7050 0.4571 41.179I40
74.185 1080.2 0.0588 0.0508 0.0462 3.7821,3-dimethyl-2-ethylbenzene
75.331 1091.6 0.0285 0.0258 0.0203 1.8241,4-methyl-t-butylbenzene
75.471 1093.0 0.2053 0.1772 0.1613 13.2101,2-dimethyl-3-ethylbenzene
75.914 1097.4 0.0074 0.0064 0.0052 0.4731,2-ethyl-i-propylbenzene
76.204 1100.3 0.0187 0.0194 0.0126 1.138n-undecane
76.593 1105.1 0.3273 0.2839 0.2571 21.0561,2,4,5-tetramethylbenzene
76.898 1108.9 0.4652 0.4023 0.3655 29.9281,2,3,5-tetramethylbenzene
78.393 1127.0 0.1201 0.1039 0.0958 7.7305-methylindan
78.963 1133.9 0.0385 0.0393 0.0238 2.340I43
79.108 1135.6 0.0292 0.0253 0.0233 1.8784-methylindan
79.271 1137.6 0.1273 0.1101 0.0906 8.1551,2-ethyl-n-propylbenzene
79.665 1142.2 0.3776 0.3267 0.2454 24.1141,3-di-i-propylbenzene
80.253 1149.2 0.0221 0.0191 0.0157 1.413n-pentylbenzene
80.528 1152.4 0.0498 0.0480 0.0312 3.0701t-M-2-(4-MP)cyclopentane
80.907 1156.8 0.0259 0.0224 0.0168 1.6511,2-di-i-propylbenzene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
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Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
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Nafta Reformada
11/12/2012 8:07:41 AM
11/19/2012 12:31:15 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
103
1
0.1
198 (198)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
81.048 1158.5 0.0342 0.0296 0.0222 2.1821,4-di-i-propylbenzene
81.781 1167.0 0.1117 0.0839 0.0919 7.524naphthalene
83.156 1182.7 0.0211 0.0215 0.0130 1.350I47
83.628 1188.1 0.0575 0.0588 0.0356 3.686I48
83.769 1189.7 0.0384 0.0332 0.0250 2.4521,3-di-n-propylbenzene
84.507 1197.9 0.0343 0.0297 0.0223 2.190A6
87.769 1240.5 0.0189 0.0164 0.0123 1.2071,4-methyl-n-pentylbenzene
90.341 1273.3 0.0475 0.0484 0.0272 2.892I49
90.936 1280.7 0.0427 0.0328 0.0303 2.7321,2,3,4,5-pentamethylbenzene
92.154 1295.8 0.0381 0.0287 0.0280 2.5451-methylnaphthalene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-15\103F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada
11/12/2012 8:07:41 AM
11/19/2012 12:31:15 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
103
1
0.1
198 (198)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C3 - - - - 0.048 0.048
C4 - - 0.002 0.335 0.285 0.621
C5 0.266 - 0.443 - 0.396 1.106
C6 3.034 1.537 0.113 4.734 3.207 12.624
C7 4.387 9.207 1.691 7.514 4.115 26.915
C8 4.213 14.128 0.301 5.569 2.840 27.051
C9 1.223 12.786 0.202 6.195 1.663 22.069
C10 1.615 4.195 - 1.340 0.478 7.628
C11 0.047 0.228 - 0.752 0.019 1.046
C12 0.050 0.679 - 0.117 - 0.846
C13 - - - 0.047 - 0.047
42.761 13.050 26.602 2.751 14.836
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.115 0.115
C4 0.000 0.000 0.003 0.607 0.516 1.127
C5 0.400 0.000 0.666 0.000 0.579 1.646
C6 3.802 2.075 0.135 5.792 3.924 15.728
C7 4.711 10.537 1.817 7.908 4.330 29.303
C8 3.959 14.033 0.284 5.140 2.622 26.038
C9 1.022 11.225 0.168 5.093 1.367 18.875
C10 1.214 3.298 0.000 0.993 0.354 5.859
C11 0.032 0.162 0.000 0.507 0.013 0.714
C12 0.031 0.464 0.000 0.072 0.000 0.568
C13 0.000 0.000 0.000 0.027 0.000 0.027
41.794 13.820 26.140 3.073 15.172
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
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Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
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Nafta Reformada
11/12/2012 8:07:41 AM
11/19/2012 12:31:15 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
103
1
0.1
198 (198)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C3 - - - - 0.074 0.074
C4 - - 0.002 0.462 0.379 0.843
C5 0.275 - 0.540 - 0.487 1.303
C6 3.120 1.347 0.124 5.541 3.745 13.876
C7 4.463 8.177 1.818 8.454 4.634 27.546
C8 4.228 12.533 0.315 6.112 3.113 26.300
C9 1.202 11.222 0.222 6.623 1.784 21.053
C10 1.555 3.708 - 1.411 0.504 7.177
C11 0.046 0.194 - 0.782 0.019 1.041
C12 0.048 0.571 - 0.120 - 0.738
C13 - - - 0.048 - 0.048
37.751 14.739 29.554 3.021 14.936
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
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NAFTA REFORMADA MUESTRA 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\106F0201.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada (2nd)
11/16/2012 12:51:42 PM
11/19/2012 12:36:32 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
2
106
1
0.1
197 (197)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
3.891 301.0 0.0546 0.0839 0.1307 3.251propane
4.205 355.6 0.3520 0.4853 0.6385 21.185i-butane
4.383 384.7 0.0019 0.0024 0.0036 0.118butene-1
4.475 399.2 0.3367 0.4469 0.6107 20.264n-butane
5.462 468.4 0.5790 0.7180 0.8462 35.092i-pentane
5.886 494.1 0.0012 0.0014 0.0018 0.0762-methylbutene-1
5.994 500.2 0.6641 0.8148 0.9705 40.247n-pentane
6.167 505.9 0.0059 0.0070 0.0089 0.369t-pentene-2
6.508 516.6 0.0058 0.0068 0.0087 0.362c-pentene-2
7.002 531.2 0.2185 0.2586 0.2673 13.2942,2-dimethylbutane
7.616 548.0 0.0026 0.0031 0.0039 0.157O5
7.736 551.1 0.0054 0.0063 0.0081 0.322O6
8.063 559.4 0.2787 0.2873 0.4190 17.374cyclopentane
8.124 560.9 0.3718 0.4317 0.4549 22.6222,3-dimethylbutane
8.295 565.0 2.2959 2.7009 2.8091 139.7032-methylpentane
8.980 580.8 1.7682 2.0450 2.1634 107.5913-methylpentane
9.224 586.2 0.0091 0.0104 0.0114 0.569hexene-1
9.924 600.6 3.1383 3.6566 3.8398 190.959n-hexane
10.032 602.1 0.0051 0.0058 0.0064 0.319t-hexene-3
10.206 604.5 0.0088 0.0099 0.0111 0.551c-hexene-3
10.348 606.5 0.0139 0.0157 0.0175 0.869t-hexene-2
10.499 608.5 0.0126 0.0127 0.0162 0.7884-methylcyclopentene
10.564 609.4 0.0105 0.0115 0.0131 0.6533-methyl-c-pentene-2
10.708 611.3 0.0062 0.0062 0.0080 0.3863-methylcyclopentene
10.815 612.7 0.0069 0.0076 0.0086 0.429O13
11.248 618.3 0.0136 0.0149 0.0170 0.8483-methyl-t-pentene-2
11.568 622.2 0.1880 0.2143 0.1978 11.4832,2-dimethylpentane
11.740 624.3 2.9690 3.0471 3.7196 185.080methylcyclopentane
12.043 627.9 0.3719 0.4248 0.3913 22.7202,4-dimethylpentane
12.478 632.9 0.0249 0.0277 0.0262 1.5192,2,3-trimethylbutane
13.432 643.4 0.0069 0.0076 0.0074 0.4313,4-dimethylpentene-1
13.694 646.1 1.4261 1.2466 1.9250 95.739benzene
14.273 651.9 0.2643 0.2930 0.2781 16.1483,3-dimethylpentane
14.618 655.3 0.3723 0.4107 0.3998 23.2105-methylhexene-1
14.851 657.6 0.0082 0.0081 0.0103 0.512cyclohexane
15.184 660.7 0.0112 0.0123 0.0120 0.6962-methyl-t-hexene-3
15.466 663.3 0.0115 0.0125 0.0123 0.7154-methylhexene-1
15.647 664.9 2.4934 2.8230 2.6237 152.3262-methylhexane
15.814 666.4 0.9133 1.0095 0.9611 55.7972,3-dimethylpentane
16.098 669.0 0.4994 0.5086 0.5363 31.1341,1-dimethylcyclopentane
16.660 673.8 3.1942 3.5717 3.3612 195.1413-methylhexane
17.393 679.9 0.8131 0.8849 0.8732 50.6895-methyl-c-hexene-2
17.747 682.8 0.8537 0.8807 0.9168 53.2191c,3-dimethylcyclopentane
17.960 684.4 0.2788 0.2861 0.2994 17.3811t,3-dimethylcyclopentane
18.105 685.6 1.0654 1.0894 1.1441 66.4161t,2-dimethylcyclopentane
18.353 687.5 0.0214 0.0238 0.0198 1.3102,2,4-trimethylpentane
19.210 694.0 0.0175 0.0188 0.0188 1.0943-methyl-c-hexene-3
Page 1 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\106F0201.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada (2nd)
11/16/2012 12:51:42 PM
11/19/2012 12:36:32 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
2
106
1
0.1
197 (197)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
19.729 697.7 0.0448 0.0489 0.0481 2.790t-heptene-3
20.037 699.9 4.1012 4.6087 4.3155 250.549n-heptane
20.343 702.1 0.0262 0.0282 0.0281 1.6323-methyl-c-hexene-2
20.494 703.1 0.0108 0.0119 0.0116 0.6713-methyl-t-hexene-3
20.790 705.2 0.0161 0.0175 0.0173 1.004t-heptene-2
21.035 706.8 0.0104 0.0111 0.0112 0.6513-ethylpentene-2
21.487 709.9 0.0421 0.0450 0.0452 2.623O28
22.167 714.3 0.0274 0.0269 0.0301 1.7103-ethylcyclopentene
23.064 719.9 1.3169 1.3150 1.4141 82.092methylcyclohexane
23.733 724.0 0.3946 0.4140 0.4237 24.598O35
25.324 733.2 0.5497 0.5511 0.5903 34.270ethylcyclopentane
25.841 736.1 0.4389 0.4863 0.4051 26.8672,5-dimethylhexane
26.203 738.1 0.6516 0.7149 0.6015 39.8902,4-dimethylhexane
27.203 743.4 0.2894 0.2913 0.2720 18.0441c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.582 745.4 0.2299 0.2412 0.2469 14.332O39
28.828 751.6 0.2075 0.2069 0.1950 12.9341t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.543 755.1 0.1207 0.1267 0.1134 7.524O43
30.231 758.4 8.7719 7.7733 10.0379 582.489toluene
32.032 766.6 0.1066 0.1060 0.1002 6.6471,1,2-trimethylcyclopentane
32.264 767.6 0.4928 0.5316 0.4548 30.1642,3-dimethylhexane
32.469 768.5 0.0691 0.0696 0.0649 4.3051c,2c,4-trimethylcyclopentane
33.741 774.0 2.1860 2.4065 2.0178 133.8152-methylheptane
34.039 775.3 1.0995 1.1989 1.0149 67.3054-methylheptane
34.439 776.9 0.0719 0.0722 0.0688 4.4801,3-octadiene
35.289 780.4 2.3988 2.4170 2.2540 149.5351c,3-dimethylcyclohexane
35.472 781.1 0.4709 0.5126 0.4346 28.8243-methylheptane
36.530 785.3 0.0657 0.0702 0.0549 4.0972,6-dimethylheptene-1
37.430 788.8 0.2153 0.2118 0.2023 13.4191,1-methylethylcyclopentane
37.824 790.3 0.1831 0.1834 0.1720 11.4143c-ethylmethylcyclopentane
38.057 791.1 0.1896 0.1894 0.1781 11.8182t-ethylmethylcyclopentane
38.359 792.2 0.0562 0.0584 0.0462 3.4472,2,4-trimethylhexane
38.815 793.9 0.1200 0.1283 0.1127 7.480t-octene-4
39.852 797.7 0.0315 0.0311 0.0296 1.9661c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.192 798.9 0.1626 0.1610 0.1528 10.1351t,3-dimethylcyclohexane
40.441 799.8 2.8199 3.0841 2.6029 172.619n-octane
41.377 806.8 0.1225 0.1212 0.1151 7.634i-propylcyclopentane
42.492 815.3 0.0333 0.0347 0.0274 2.0462,2,3,4-tetramethylpentane
43.130 820.0 0.1518 0.1495 0.1426 9.464N2
43.763 824.7 0.1026 0.1155 0.0857 6.3952,3,3-trimethylhexene-1
44.050 826.8 0.0350 0.0338 0.0329 2.1821c,2-dimethylcyclohexane
44.429 829.5 0.3742 0.4019 0.3076 22.9492,4-dimethylheptane
44.623 830.9 0.0469 0.0504 0.0386 2.8774,4-dimethylheptane
44.947 833.2 0.2204 0.2160 0.2071 13.739ethylcyclohexane
45.291 835.6 0.0757 0.0804 0.0623 4.6452-methyl-4-ethylhexane
45.486 837.0 0.5294 0.5738 0.4352 32.4712,6-dimethylheptane
45.791 839.1 0.2831 0.2763 0.2364 17.6461,1,3-trimethylcyclohexane
46.147 841.6 0.0429 0.0428 0.0358 2.673*1c,3c,5-trimethylcyclohexane
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
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Vial #
Inj
Inj vol µl
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Operator
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Sample Type
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Admin
DHA
2
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:
:
:
:
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:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
46.463 843.8 0.8016 0.8488 0.6590 49.1703,3-dimethylheptane
46.635 845.0 0.2703 0.2875 0.2222 16.5813,5-dimethylheptane
46.872 846.6 0.0679 0.0669 0.0567 4.234N7
47.113 848.2 0.0412 0.0406 0.0344 2.567N8
47.698 852.2 2.2234 1.9703 2.2082 146.529ethylbenzene
47.935 853.7 0.0677 0.0667 0.0565 4.219N9
48.097 854.8 0.1631 0.1606 0.1362 10.165N10
48.619 858.3 0.0322 0.0339 0.0265 1.974I3
49.007 860.8 5.8245 5.1782 5.7847 383.8501,3-dimethylbenzene
49.159 861.8 2.3444 2.0920 2.3283 154.5001,4-dimethylbenzene
49.461 863.8 0.3508 0.3713 0.2884 21.5182,3-dimethylheptane
49.695 865.3 0.1880 0.1975 0.1546 11.5323,4-dimethylheptane
49.825 866.1 0.1016 0.1001 0.0849 6.335N13
50.177 868.3 0.1712 0.1826 0.1407 10.5014-ethylheptane
50.618 871.1 0.7989 0.8522 0.6567 48.9994-methyloctane
50.771 872.1 0.9579 1.0316 0.7875 58.7542-methyloctane
50.956 873.3 0.0280 0.0276 0.0234 1.749N15
51.297 875.4 0.0208 0.0205 0.0174 1.299N16
51.476 876.5 0.2078 0.2197 0.1708 12.7453-ethylheptane
51.666 877.7 1.0715 1.1426 0.8809 65.7213-methyloctane
52.076 880.2 3.3901 2.9591 3.3669 223.4171,2-dimethylbenzene
52.555 883.1 0.0074 0.0071 0.0062 0.4631,1,2-trimethylcyclohexane
52.745 884.3 0.0245 0.0258 0.0202 1.504I6
52.995 885.8 0.1132 0.1191 0.0931 6.943I7
53.164 886.8 0.0552 0.0543 0.0461 3.439N18
53.329 887.8 0.0411 0.0405 0.0343 2.563N19
53.602 889.4 0.0201 0.0201 0.0167 1.250nonene-1
53.796 890.6 0.0102 0.0101 0.0085 0.637N21
53.998 891.8 0.0340 0.0334 0.0284 2.117i-butylcyclopentane
54.604 895.3 0.0506 0.0569 0.0422 3.153t-7-methyloctene-3
54.961 897.4 0.0335 0.0330 0.0280 2.089N23/t-nonene-2
55.177 898.7 0.0187 0.0197 0.0154 1.148I10
55.331 899.6 1.6093 1.7230 1.3230 98.708n-nonane
55.547 901.4 0.0347 0.0331 0.0290 2.1631,1-methylethylcyclohexane
56.800 913.5 0.0940 0.0915 0.0785 5.862N26
56.996 915.3 0.0385 0.0405 0.0285 2.366I11
57.685 921.8 0.1896 0.2010 0.1405 11.6512,2-dimethyloctane
57.915 924.0 0.0260 0.0275 0.0193 1.6012,4-dimethyloctane
58.362 928.2 0.0754 0.0734 0.0630 4.703N29
58.538 929.8 0.2583 0.2727 0.1914 15.8752,6-dimethyloctane
59.027 934.3 0.1360 0.1331 0.1136 8.475n-butylcyclopentane
59.570 939.3 0.3531 0.3716 0.2617 21.702I14
59.977 943.0 0.8124 0.7241 0.7127 53.194n-propylbenzene
60.670 949.2 0.0182 0.0193 0.0135 1.1213-methyl-5-ethylheptane
60.877 951.0 2.2890 2.0343 2.0080 149.8821,3-methylethylbenzene
61.095 953.0 1.1085 0.9844 0.9724 72.5841,3,5-trimethylbenzene
61.536 956.9 0.0275 0.0245 0.0241 1.7971,4-methylethylbenzene
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DHA Plus version 07.06.00
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Used Calibration
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Vial #
Inj
Inj vol µl
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Operator
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Sequence name
Sample Type
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Admin
DHA
2
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0.1
197 (197)
:
:
:
:
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:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
61.756 958.8 1.1433 1.0980 0.8594 71.271N33
61.996 960.9 0.1049 0.1092 0.0777 6.4452,3-dimethyloctane
62.486 965.2 0.1191 0.1144 0.0895 7.424N34
62.787 967.8 1.0282 0.8970 0.9020 67.3241,2-methylethylbenzene
62.964 969.3 0.2998 0.3113 0.2222 18.425I17
63.316 972.3 0.0593 0.0627 0.0439 3.6432-methylnonane
63.663 975.3 0.3527 0.3387 0.2651 21.984N35
64.454 982.0 5.0994 4.4735 4.4735 333.9011,2,4-trimethylbenzene
66.114 995.8 0.0940 0.0847 0.0739 6.124i-butylbenzene
66.393 998.1 0.1005 0.0895 0.0789 6.543sec-butylbenzene
66.652 1000.2 0.5169 0.5440 0.3831 31.769n-decane
66.897 1003.0 0.0111 0.0107 0.0083 0.692N38
67.277 1007.2 1.3983 1.2011 1.2266 91.5571,2,3-trimethylbenzene
67.486 1009.5 0.2636 0.2352 0.2071 17.1661,3-methyl-i-propylbenzene
67.810 1013.1 0.1654 0.1482 0.1299 10.7711,4-methyl-i-propylbenzene
68.378 1019.3 0.4773 0.3804 0.4259 31.7652-3-dihydroindene
68.816 1024.1 0.0314 0.0326 0.0212 1.935I30
69.103 1027.2 0.0822 0.0720 0.0646 5.3521,2-methyl-i-propylbenzene
69.599 1032.6 0.0633 0.0608 0.0432 3.944N40
70.183 1038.8 0.1940 0.1725 0.1524 12.6351,3-diethylbenzene
70.438 1041.5 0.4892 0.4366 0.3843 31.8601,3-methyl-n-propylbenzene
70.646 1043.7 0.0250 0.0260 0.0169 1.540I33
70.809 1045.4 0.4696 0.4186 0.3689 30.5861,4-diethylbenzene
71.098 1048.5 0.3094 0.2761 0.2431 20.153n-butylbenzene
71.308 1050.7 0.0464 0.0405 0.0365 3.0241,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.910 1056.9 0.2380 0.2093 0.1870 15.5011,2-methyl-n-propylbenzene
72.372 1061.7 0.0301 0.0313 0.0203 1.852I37
72.662 1064.7 0.0333 0.0346 0.0224 2.048I38
72.890 1067.0 0.3473 0.3042 0.2729 22.6221,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.052 1068.7 0.3969 0.3548 0.3118 25.8511,3-dimethyl-4-ethylbenzene
73.614 1074.4 0.7086 0.7357 0.4780 43.595I40
74.181 1080.1 0.0645 0.0557 0.0507 4.2031,3-dimethyl-2-ethylbenzene
75.326 1091.6 0.0400 0.0361 0.0284 2.5931,4-methyl-t-butylbenzene
75.466 1093.0 0.2247 0.1935 0.1765 14.6351,2-dimethyl-3-ethylbenzene
75.910 1097.3 0.0155 0.0134 0.0110 1.0051,2-ethyl-i-propylbenzene
76.199 1100.2 0.0619 0.0639 0.0418 3.809n-undecane
76.590 1105.1 0.3359 0.2908 0.2639 21.8751,2,4,5-tetramethylbenzene
76.893 1108.8 0.4689 0.4047 0.3684 30.5411,2,3,5-tetramethylbenzene
78.387 1127.0 0.1404 0.1212 0.1120 9.1465-methylindan
78.958 1133.8 0.0553 0.0564 0.0342 3.403I43
79.100 1135.5 0.0432 0.0373 0.0345 2.8154-methylindan
79.268 1137.5 0.1537 0.1327 0.1093 9.9681,2-ethyl-n-propylbenzene
79.661 1142.2 0.3958 0.3416 0.2572 25.5841,3-di-i-propylbenzene
80.245 1149.1 0.0445 0.0384 0.0316 2.884n-pentylbenzene
80.525 1152.4 0.0677 0.0650 0.0424 4.2171t-M-2-(4-MP)cyclopentane
80.901 1156.8 0.0366 0.0316 0.0238 2.3681,2-di-i-propylbenzene
81.040 1158.4 0.0487 0.0420 0.0316 3.1471,4-di-i-propylbenzene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
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Sample Type
Date report
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Sample name
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Nafta Reformada (2nd)
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DHA Front End
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Admin
DHA
2
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1
0.1
197 (197)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
81.775 1166.9 0.1396 0.1046 0.1148 9.516naphthalene
83.153 1182.7 0.0290 0.0296 0.0179 1.880I47
83.623 1188.0 0.0708 0.0722 0.0438 4.591I48
83.763 1189.6 0.0475 0.0410 0.0308 3.0681,3-di-n-propylbenzene
84.505 1197.9 0.0399 0.0344 0.0259 2.579A6
87.778 1240.6 0.0141 0.0122 0.0092 0.9131,4-methyl-n-pentylbenzene
90.332 1273.2 0.0604 0.0614 0.0345 3.724I49
90.930 1280.7 0.0654 0.0502 0.0465 4.2381,2,3,4,5-pentamethylbenzene
92.150 1295.8 0.0566 0.0427 0.0417 3.8321-methylnaphthalene
Page 5 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\106F0201.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada (2nd)
11/16/2012 12:51:42 PM
11/19/2012 12:36:32 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
2
106
1
0.1
197 (197)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C3 - - - - 0.055 0.055
C4 - - 0.002 0.352 0.337 0.691
C5 0.279 - 0.021 0.579 0.664 1.543
C6 2.990 1.426 0.116 4.654 3.138 12.325
C7 4.564 8.772 1.993 7.450 4.101 26.880
C8 4.383 13.782 0.313 5.361 2.820 26.659
C9 1.338 12.241 0.239 6.122 1.609 21.549
C10 1.626 4.474 - 1.348 0.517 7.965
C11 0.063 0.319 - 0.828 0.062 1.273
C12 0.068 0.779 - 0.155 - 1.001
C13 - - - 0.060 - 0.060
41.793 13.303 26.910 2.683 15.310
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.131 0.131
C4 0.000 0.000 0.004 0.639 0.611 1.253
C5 0.419 0.000 0.031 0.846 0.970 2.267
C6 3.746 1.925 0.138 5.695 3.840 15.344
C7 4.901 10.038 2.140 7.839 4.316 29.234
C8 4.118 13.688 0.295 4.949 2.603 25.653
C9 1.117 10.745 0.200 5.033 1.323 18.418
C10 1.222 3.517 0.000 0.999 0.383 6.121
C11 0.043 0.227 0.000 0.559 0.042 0.871
C12 0.042 0.535 0.000 0.096 0.000 0.673
C13 0.000 0.000 0.000 0.035 0.000 0.035
40.675 14.218 26.689 2.808 15.610
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
Page 1 of 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\106F0201.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Reformada (2nd)
11/16/2012 12:51:42 PM
11/19/2012 12:36:32 PM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
2
106
1
0.1
197 (197)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C3 - - - - 0.084 0.084
C4 - - 0.002 0.485 0.447 0.935
C5 0.287 - 0.025 0.718 0.815 1.845
C6 3.068 1.247 0.127 5.436 3.657 13.534
C7 4.631 7.773 2.147 8.364 4.609 27.523
C8 4.388 12.200 0.327 5.875 3.084 25.873
C9 1.312 10.719 0.263 6.532 1.723 20.548
C10 1.562 3.945 - 1.416 0.544 7.467
C11 0.061 0.271 - 0.860 0.064 1.256
C12 0.065 0.650 - 0.158 - 0.873
C13 - - - 0.061 - 0.061
36.805 15.026 29.905 2.891 15.373
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
Page 2 of 2
CORRIENTE LÍQUIDA DEL SEPARADOR MUESTRA 1
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
3.693 205.2 0.0134 0.0304 0.0472 0.805ethane
3.895 301.7 0.0700 0.1082 0.1688 4.313propane
4.210 356.3 0.0990 0.1375 0.1812 6.175i-butane
4.480 400.0 0.1242 0.1661 0.2273 7.748n-butane
5.469 468.8 0.4530 0.5565 0.6871 29.266O1
5.895 494.6 0.0056 0.0066 0.0084 0.3592-methylbutene-1
6.002 500.5 0.5196 0.6422 0.7661 32.636n-pentane
6.177 506.2 0.0039 0.0046 0.0059 0.251t-pentene-2
6.514 516.8 0.0042 0.0049 0.0063 0.270c-pentene-2
7.012 531.5 0.1804 0.2151 0.2227 11.3772,2-dimethylbutane
7.626 548.3 0.0066 0.0079 0.0100 0.411O5
7.750 551.5 0.0060 0.0071 0.0091 0.371O6
8.074 559.6 0.2257 0.2344 0.3424 14.585cyclopentane
8.135 561.1 0.3066 0.3587 0.3785 19.3342,3-dimethylbutane
8.306 565.3 1.9313 2.2888 2.3843 121.7982-methylpentane
8.991 581.1 1.5236 1.7752 1.8809 96.0833-methylpentane
9.229 586.3 0.0059 0.0067 0.0074 0.381hexene-1
9.291 587.6 0.0042 0.0048 0.0053 0.2732-methylpentene-1
9.937 600.7 2.7976 3.2838 3.4537 176.428n-hexane
10.041 602.2 0.0064 0.0072 0.0081 0.412t-hexene-3
10.217 604.7 0.0069 0.0078 0.0088 0.448c-hexene-3
10.363 606.7 0.0108 0.0122 0.0136 0.697t-hexene-2
10.516 608.7 0.0101 0.0103 0.0131 0.6544-methylcyclopentene
10.580 609.6 0.0071 0.0079 0.0090 0.4613-methyl-c-pentene-2
10.720 611.5 0.0094 0.0095 0.0122 0.6073-methylcyclopentene
11.263 618.5 0.0120 0.0133 0.0152 0.7773-methyl-t-pentene-2
11.581 622.4 0.1816 0.2086 0.1928 11.5002,2-dimethylpentane
11.752 624.5 2.7344 2.8272 3.4565 176.666methylcyclopentane
12.057 628.1 0.3528 0.4059 0.3746 22.3392,4-dimethylpentane
12.491 633.1 0.0261 0.0293 0.0277 1.6552,2,3-trimethylbutane
13.453 643.6 0.0109 0.0121 0.0119 0.7073,4-dimethylpentene-1
13.710 646.3 1.4465 1.2739 1.9701 100.647benzene
14.289 652.1 0.2678 0.2990 0.2843 16.9553,3-dimethylpentane
14.634 655.5 0.3067 0.3409 0.3324 19.8185-methylhexene-1
14.867 657.7 0.0090 0.0090 0.0114 0.582cyclohexane
15.215 661.0 0.0088 0.0099 0.0096 0.5712-methyl-t-hexene-3
15.490 663.5 0.0143 0.0157 0.0155 0.9234-methylhexene-1
15.660 665.1 2.4517 2.7963 2.6030 155.2312-methylhexane
15.830 666.6 0.8800 0.9799 0.9343 55.7172,3-dimethylpentane
16.114 669.1 0.4812 0.4937 0.5214 31.0911,1-dimethylcyclopentane
16.678 674.0 3.1491 3.5473 3.3434 199.3883-methylhexane
17.410 680.0 0.7706 0.8307 0.8350 49.7893,4-dimethyl-c-pentene-2
17.765 682.9 0.8168 0.8488 0.8850 52.7731c,3-dimethylcyclopentane
17.977 684.6 0.2817 0.2912 0.3053 18.2031t,3-dimethylcyclopentane
18.120 685.7 1.0097 1.0401 1.0940 65.2361t,2-dimethylcyclopentane
18.377 687.7 0.0250 0.0280 0.0233 1.5872,2,4-trimethylpentane
19.222 694.0 0.0085 0.0092 0.0092 0.5493-methyl-c-hexene-3
Page 1 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
19.748 697.9 0.0412 0.0454 0.0446 2.660t-heptene-3
20.058 700.1 4.0541 4.5895 4.3043 256.691n-heptane
20.351 702.1 0.0128 0.0139 0.0139 0.8293-methyl-c-hexene-2
20.532 703.4 0.0129 0.0144 0.0140 0.8333-methyl-t-hexene-3
20.817 705.3 0.0263 0.0289 0.0285 1.701t-heptene-2
21.034 706.8 0.0109 0.0117 0.0118 0.7053-ethylpentene-2
21.500 709.9 0.0382 0.0411 0.0414 2.469O28
22.191 714.4 0.0305 0.0302 0.0338 1.9733-ethylcyclopentene
23.086 720.1 1.1248 1.1315 1.2187 72.670methylcyclohexane
23.756 724.1 0.3765 0.3980 0.4079 24.323O35
25.343 733.3 0.5078 0.5128 0.5502 32.808ethylcyclopentane
25.867 736.2 0.4424 0.4937 0.4120 28.0652,5-dimethylhexane
26.223 738.2 0.6531 0.7218 0.6082 41.4342,4-dimethylhexane
27.225 743.5 0.2598 0.2634 0.2463 16.7841c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.598 745.4 0.2438 0.2657 0.2270 15.4653,3-dimethylhexane
28.850 751.7 0.1697 0.1705 0.1609 10.9631t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.549 755.2 0.1125 0.1189 0.1067 7.269O43
30.260 758.5 9.4019 8.3934 10.8555 647.062toluene
32.054 766.7 0.0932 0.0934 0.0884 6.0221,1,2-trimethylcyclopentane
32.284 767.7 0.4858 0.5280 0.4524 30.8202,3-dimethylhexane
32.485 768.6 0.0764 0.0776 0.0725 4.9381c,2c,4-trimethylcyclopentane
33.763 774.1 2.1677 2.4041 2.0189 137.5272-methylheptane
34.055 775.3 1.0593 1.1637 0.9866 67.2084-methylheptane
34.462 777.0 0.0525 0.0531 0.0507 3.3931,3-octadiene
35.305 780.5 2.4026 2.4388 2.2778 155.2281c,3-dimethylcyclohexane
35.485 781.2 0.4442 0.4871 0.4137 28.1833-methylheptane
36.544 785.4 0.0561 0.0603 0.0473 3.6242,6-dimethylheptene-1
37.443 788.8 0.2027 0.2009 0.1921 13.0951,1-methylethylcyclopentane
37.835 790.3 0.1667 0.1682 0.1581 10.7723c-ethylmethylcyclopentane
38.070 791.2 0.1616 0.1627 0.1532 10.4432t-ethylmethylcyclopentane
38.371 792.3 0.0572 0.0599 0.0474 3.6342,2,4-trimethylhexane
38.831 794.0 0.0872 0.0940 0.0827 5.636t-octene-4
39.872 797.7 0.0506 0.0502 0.0480 3.2681c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.202 798.9 0.1433 0.1430 0.1359 9.2601t,3-dimethylcyclohexane
40.453 799.8 2.9015 3.1968 2.7022 184.079n-octane
41.392 806.9 0.0955 0.0952 0.0906 6.173i-propylcyclopentane
42.504 815.4 0.0314 0.0329 0.0260 1.9942,2,3,4-tetramethylpentane
43.137 820.1 0.1523 0.1511 0.1444 9.840N2
43.772 824.7 0.1113 0.1262 0.0938 7.1902,3,3-trimethylhexene-1
44.060 826.8 0.0279 0.0271 0.0265 1.8031c,2-dimethylcyclohexane
44.439 829.6 0.3845 0.4160 0.3189 24.4422,4-dimethylheptane
44.633 831.0 0.0468 0.0506 0.0388 2.9754,4-dimethylheptane
44.957 833.3 0.1715 0.1693 0.1626 11.080ethylcyclohexane
45.300 835.7 0.0787 0.0841 0.0653 5.0012-methyl-4-ethylhexane
45.495 837.1 0.5201 0.5678 0.4314 33.0612,6-dimethylheptane
45.801 839.2 0.1874 0.1843 0.1579 12.1061,1,3-trimethylcyclohexane
46.157 841.7 0.0363 0.0365 0.0306 2.343*1c,3c,5-trimethylcyclohexane
Page 2 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
46.471 843.8 0.8435 0.8998 0.6997 53.6223,3-dimethylheptane
46.641 845.0 0.2829 0.3031 0.2346 17.9833,5-dimethylheptane
46.880 846.6 0.0587 0.0583 0.0495 3.795N7
47.121 848.3 0.0346 0.0344 0.0292 2.238N8
47.706 852.2 2.4056 2.1476 2.4106 164.309ethylbenzene
47.943 853.8 0.0556 0.0552 0.0469 3.593N9
48.106 854.9 0.1521 0.1510 0.1282 9.829N10
48.628 858.3 0.0332 0.0352 0.0275 2.111I3
49.018 860.9 6.2057 5.5580 6.2186 423.8651,3-dimethylbenzene
49.168 861.9 2.4910 2.2393 2.4962 170.1411,4-dimethylbenzene
49.466 863.8 0.3527 0.3760 0.2926 22.4232,3-dimethylheptane
49.701 865.3 0.2004 0.2121 0.1662 12.7383,4-dimethylheptane
49.834 866.1 0.1179 0.1170 0.0994 7.617N13
50.182 868.4 0.1829 0.1966 0.1517 11.6274-ethylheptane
50.626 871.2 0.8416 0.9045 0.6981 53.5044-methyloctane
50.779 872.1 0.9777 1.0607 0.8110 62.1532-methyloctane
50.970 873.3 0.0257 0.0255 0.0217 1.660N15
51.307 875.4 0.0199 0.0197 0.0168 1.285N16
51.475 876.5 0.2260 0.2407 0.1874 14.3643-ethylheptane
51.673 877.7 1.1286 1.2124 0.9361 71.7443-methyloctane
52.086 880.3 3.6620 3.2202 3.6696 250.1261,2-dimethylbenzene
52.757 884.3 0.0273 0.0289 0.0226 1.734I6
53.015 885.9 0.0954 0.1011 0.0791 6.062I7
53.184 886.9 0.0503 0.0499 0.0424 3.247N18
53.316 887.7 0.0437 0.0433 0.0368 2.820N19
53.602 889.4 0.0187 0.0198 0.0155 1.189I8
54.007 891.8 0.0434 0.0430 0.0366 2.803i-butylcyclopentane
54.611 895.4 0.0417 0.0473 0.0352 2.695t-7-methyloctene-3
54.982 897.5 0.0327 0.0324 0.0275 2.111N23
55.171 898.6 0.0209 0.0222 0.0173 1.330I10
55.336 899.6 1.7155 1.8503 1.4229 109.054n-nonane
55.559 901.5 0.0158 0.0152 0.0133 1.0201,1-methylethylcyclohexane
56.805 913.5 0.0949 0.0929 0.0799 6.129N26
57.002 915.4 0.0443 0.0470 0.0331 2.823I11
57.688 921.9 0.1960 0.2094 0.1466 12.4862,2-dimethyloctane
57.920 924.0 0.0231 0.0246 0.0173 1.4732,4-dimethyloctane
58.361 928.2 0.0699 0.0685 0.0589 4.518N29
58.543 929.8 0.2667 0.2837 0.1994 16.9872,6-dimethyloctane
59.032 934.4 0.1411 0.1392 0.1189 9.114n-butylcyclopentane
59.574 939.3 0.3566 0.3781 0.2667 22.717I14
59.982 943.0 0.9143 0.8209 0.8093 62.046n-propylbenzene
60.676 949.2 0.0338 0.0360 0.0253 2.1533-methyl-5-ethylheptane
60.881 951.1 2.4727 2.2139 2.1887 167.8081,3-methylethylbenzene
61.100 953.0 1.2043 1.0773 1.0659 81.7251,3,5-trimethylbenzene
61.548 957.0 0.0253 0.0227 0.0224 1.7161,4-methylethylbenzene
61.761 958.9 1.1995 1.1605 0.9098 77.497N33
62.000 961.0 0.1013 0.1063 0.0757 6.4532,3-dimethyloctane
Page 3 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
62.491 965.2 0.1248 0.1207 0.0946 8.060N34
62.792 967.8 1.3570 1.1926 1.2011 92.0881,2-methylethylbenzene
62.968 969.4 0.3093 0.3235 0.2313 19.701I17
63.319 972.4 0.0652 0.0695 0.0487 4.1532-methylnonane
63.668 975.3 0.3620 0.3502 0.2746 23.388N35
64.462 982.1 5.5642 4.9174 4.9250 377.6041,2,4-trimethylbenzene
64.817 985.0 0.0112 0.0117 0.0084 0.714I20
64.895 985.7 0.0268 0.0260 0.0203 1.730i-butylcyclohexane
65.058 987.1 0.0206 0.0215 0.0154 1.312I21
65.207 988.3 0.0148 0.0155 0.0111 0.943I22
65.478 990.5 0.0235 0.0228 0.0178 1.520N37
66.118 995.8 0.0944 0.0857 0.0749 6.375i-butylbenzene
66.396 998.1 0.0962 0.0864 0.0762 6.492sec-butylbenzene
66.654 1000.3 0.4863 0.5156 0.3636 30.975n-decane
66.896 1003.0 0.0177 0.0171 0.0134 1.142N38
67.281 1007.3 1.5001 1.2981 1.3278 101.8011,2,3-trimethylbenzene
67.489 1009.6 0.2678 0.2407 0.2123 18.0761,3-methyl-i-propylbenzene
67.815 1013.2 0.1653 0.1493 0.1311 11.1611,4-methyl-i-propylbenzene
68.201 1017.4 0.0312 0.0327 0.0213 1.992I29
68.383 1019.4 0.4993 0.4009 0.4495 34.4402-3-dihydroindene
68.816 1024.1 0.0128 0.0134 0.0087 0.818I30
69.106 1027.2 0.0562 0.0497 0.0446 3.7961,2-methyl-i-propylbenzene
69.597 1032.5 0.0475 0.0459 0.0327 3.068N40
70.186 1038.8 0.1738 0.1557 0.1378 11.7331,3-diethylbenzene
70.440 1041.5 0.4723 0.4246 0.3743 31.8791,3-methyl-n-propylbenzene
70.653 1043.8 0.0129 0.0135 0.0088 0.822I33
70.812 1045.4 0.4238 0.3805 0.3359 28.6081,4-diethylbenzene
71.100 1048.5 0.2965 0.2665 0.2350 20.015n-butylbenzene
71.313 1050.7 0.0331 0.0291 0.0262 2.2331,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.911 1056.9 0.2248 0.1992 0.1782 15.1731,2-methyl-n-propylbenzene
72.375 1061.7 0.0214 0.0224 0.0146 1.367I37
72.667 1064.8 0.0220 0.0230 0.0150 1.401I38
72.890 1067.0 0.3565 0.3146 0.2826 24.0681,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.058 1068.8 0.3987 0.3591 0.3160 26.9141,3-dimethyl-4-ethylbenzene
73.617 1074.4 0.7183 0.7513 0.4889 45.801I40
74.183 1080.2 0.0619 0.0538 0.0491 4.1811,3-dimethyl-2-ethylbenzene
75.329 1091.6 0.0271 0.0247 0.0195 1.8241,4-methyl-t-butylbenzene
75.470 1093.0 0.2173 0.1885 0.1722 14.6661,2-dimethyl-3-ethylbenzene
75.918 1097.4 0.0430 0.0374 0.0309 2.8911,2-ethyl-i-propylbenzene
76.205 1100.3 0.0258 0.0268 0.0175 1.644n-undecane
76.590 1105.1 0.3501 0.3053 0.2775 23.6311,2,4,5-tetramethylbenzene
76.898 1108.8 0.4981 0.4330 0.3948 33.6231,2,3,5-tetramethylbenzene
78.388 1127.0 0.1265 0.1100 0.1018 8.5405-methylindan
78.964 1133.9 0.0422 0.0434 0.0264 2.693I43
79.102 1135.5 0.0296 0.0258 0.0238 2.0004-methylindan
79.270 1137.5 0.1337 0.1163 0.0959 8.9861,2-ethyl-n-propylbenzene
79.664 1142.2 0.4019 0.3495 0.2635 26.9261,3-di-i-propylbenzene
Page 4 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
80.527 1152.4 0.0498 0.0482 0.0315 3.2171t-M-2-(4-MP)cyclopentane
80.903 1156.8 0.0261 0.0227 0.0171 1.7471,2-di-i-propylbenzene
81.045 1158.4 0.0339 0.0295 0.0222 2.2731,4-di-i-propylbenzene
81.778 1166.9 0.1213 0.0916 0.1007 8.574naphthalene
82.324 1173.2 0.0319 0.0278 0.0209 2.1401,4-ethyl-t-butylbenzene
82.702 1177.5 0.0404 0.0415 0.0252 2.713I45
83.157 1182.7 0.0227 0.0233 0.0142 1.524I47
83.625 1188.0 0.0615 0.0633 0.0384 4.137I48
83.766 1189.6 0.0427 0.0371 0.0280 2.8591,3-di-n-propylbenzene
84.507 1197.9 0.0351 0.0305 0.0230 2.352A6
87.766 1240.5 0.0373 0.0325 0.0245 2.5021,4-methyl-n-pentylbenzene
90.332 1273.2 0.0496 0.0508 0.0286 3.168I49
90.935 1280.7 0.0444 0.0343 0.0318 2.9821,2,3,4,5-pentamethylbenzene
92.151 1295.8 0.0422 0.0320 0.0314 2.9601-methylnaphthalene
Page 5 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C2 - - - - 0.013 0.013
C3 - - - - 0.070 0.070
C4 - - - 0.099 0.124 0.223
C5 0.226 - 0.479 - 0.520 1.224
C6 2.754 1.447 0.101 3.942 2.798 11.041
C7 4.222 9.402 1.631 7.309 4.054 26.618
C8 4.174 14.764 0.252 5.521 2.901 27.613
C9 1.180 13.537 0.209 6.350 1.715 22.992
C10 1.754 4.343 - 1.443 0.486 8.027
C11 0.047 0.248 - 0.819 0.026 1.140
C12 0.050 0.772 - 0.167 - 0.989
C13 - - - 0.050 - 0.050
44.514 12.708 25.699 2.673 14.406
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C2 0.000 0.000 0.000 0.000 0.047 0.047
C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.169 0.169
C4 0.000 0.000 0.000 0.181 0.227 0.409
C5 0.342 0.000 0.727 0.000 0.766 1.835
C6 3.481 1.970 0.121 4.866 3.454 13.892
C7 4.575 10.855 1.768 7.760 4.304 29.262
C8 3.957 14.795 0.240 5.142 2.702 26.837
C9 0.994 11.990 0.176 5.267 1.423 19.850
C10 1.330 3.444 0.000 1.079 0.364 6.217
C11 0.033 0.178 0.000 0.557 0.018 0.786
C12 0.031 0.531 0.000 0.104 0.000 0.667
C13 0.000 0.000 0.000 0.029 0.000 0.029
43.764 13.474 24.986 3.032 14.744
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
Page 1 of 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-14\102F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta del Separador
11/11/2012 2:25:30 PM
11/19/2012 9:44:12 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
102
1
0.1
202 (202)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C2 - - - - 0.030 0.030
C3 - - - - 0.108 0.108
C4 - - - 0.138 0.166 0.304
C5 0.234 - 0.588 - 0.642 1.464
C6 2.846 1.274 0.111 4.638 3.284 12.153
C7 4.318 8.393 1.761 8.266 4.590 27.328
C8 4.212 13.165 0.266 6.092 3.197 26.932
C9 1.166 11.944 0.234 6.824 1.850 22.019
C10 1.697 3.858 - 1.527 0.516 7.597
C11 0.046 0.213 - 0.856 0.027 1.142
C12 0.048 0.653 - 0.171 - 0.873
C13 - - - 0.051 - 0.051
39.500 14.410 28.564 2.959 14.568
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
Page 2 of 2
CORRIENTE LÍQUIDA DEL SEPARADOR MUESTRA 2
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-20\107F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Separador (2nd)
11/17/2012 8:55:24 AM
11/19/2012 9:43:50 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
107
1
0.1
203 (203)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
3.697 207.3 0.0158 0.0360 0.0560 0.970ethane
3.898 302.4 0.0761 0.1176 0.1837 4.771propane
4.213 357.0 0.1030 0.1431 0.1888 6.539i-butane
4.484 400.3 0.1313 0.1755 0.2406 8.333n-butane
5.473 469.1 0.4728 0.5807 0.7178 31.074O1
5.898 494.8 0.0062 0.0073 0.0094 0.4052-methylbutene-1
6.006 500.6 0.5535 0.6839 0.8169 35.370n-pentane
6.176 506.2 0.0055 0.0066 0.0083 0.361t-pentene-2
6.520 517.0 0.0040 0.0047 0.0060 0.261c-pentene-2
7.016 531.6 0.1750 0.2086 0.2163 11.2292,2-dimethylbutane
7.629 548.3 0.0053 0.0063 0.0081 0.336O5
7.744 551.3 0.0040 0.0048 0.0061 0.255O6
8.079 559.7 0.2284 0.2371 0.3468 15.013cyclopentane
8.140 561.3 0.3133 0.3664 0.3871 20.1012,3-dimethylbutane
8.311 565.4 1.9560 2.3172 2.4167 125.4832-methylpentane
8.996 581.2 1.5334 1.7860 1.8946 98.3733-methylpentane
9.238 586.5 0.0053 0.0060 0.0067 0.346hexene-1
9.280 587.4 0.0038 0.0043 0.0048 0.2502-methylpentene-1
9.942 600.8 2.8053 3.2916 3.4660 179.966n-hexane
10.046 602.3 0.0070 0.0079 0.0089 0.461t-hexene-3
10.224 604.8 0.0081 0.0092 0.0103 0.536c-hexene-3
10.369 606.8 0.0120 0.0136 0.0152 0.789t-hexene-2
10.518 608.8 0.0123 0.0125 0.0159 0.8084-methylcyclopentene
10.588 609.7 0.0078 0.0087 0.0099 0.5153-methyl-c-pentene-2
10.729 611.6 0.0063 0.0064 0.0082 0.4143-methylcyclopentene
10.834 613.0 0.0061 0.0068 0.0077 0.398O13
11.265 618.5 0.0117 0.0129 0.0149 0.7723-methyl-t-pentene-2
11.588 622.5 0.1779 0.2043 0.1890 11.4592,2-dimethylpentane
11.758 624.5 2.7410 2.8329 3.4677 180.146methylcyclopentane
12.063 628.2 0.3537 0.4068 0.3758 22.7822,4-dimethylpentane
12.494 633.1 0.0239 0.0268 0.0254 1.5392,2,3-trimethylbutane
13.450 643.6 0.0107 0.0118 0.0116 0.7063,4-dimethylpentene-1
13.715 646.3 1.3403 1.1799 1.8269 94.862benzene
14.294 652.2 0.2576 0.2875 0.2737 16.5923,3-dimethylpentane
14.640 655.5 0.3338 0.3708 0.3620 21.9385-methylhexene-1
14.876 657.8 0.0095 0.0094 0.0120 0.622cyclohexane
15.216 661.0 0.0077 0.0086 0.0084 0.5082-methyl-t-hexene-3
15.498 663.6 0.0118 0.0129 0.0127 0.7734-methylhexene-1
15.670 665.2 2.4421 2.7844 2.5950 157.2952-methylhexane
15.835 666.6 0.8870 0.9873 0.9425 57.1292,3-dimethylpentane
16.119 669.2 0.4961 0.5087 0.5379 32.6031,1-dimethylcyclopentane
16.683 674.0 3.1376 3.5331 3.3339 202.0863-methylhexane
17.415 680.1 0.7950 0.8567 0.8621 52.2523,4-dimethyl-c-pentene-2
17.770 682.9 0.8399 0.8725 0.9107 55.1991c,3-dimethylcyclopentane
17.983 684.6 0.2765 0.2857 0.2998 18.1701t,3-dimethylcyclopentane
18.124 685.7 1.0333 1.0640 1.1206 67.9151t,2-dimethylcyclopentane
18.380 687.7 0.0192 0.0215 0.0179 1.2392,2,4-trimethylpentane
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:
Reformate
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19.224 694.1 0.0165 0.0178 0.0179 1.0843-methyl-c-hexene-3
19.753 697.9 0.0445 0.0490 0.0483 2.926t-heptene-3
20.060 700.1 4.0702 4.6060 4.3249 262.156n-heptane
20.375 702.3 0.0168 0.0182 0.0182 1.1053-methyl-c-hexene-2
20.537 703.4 0.0082 0.0092 0.0089 0.5423-methyl-t-hexene-3
20.820 705.4 0.0169 0.0186 0.0183 1.112t-heptene-2
21.058 707.0 0.0108 0.0115 0.0117 0.7093-ethylpentene-2
21.504 710.0 0.0445 0.0479 0.0483 2.927O28
22.211 714.6 0.0264 0.0261 0.0292 1.7333-ethylcyclopentene
23.088 720.1 1.2468 1.2537 1.3520 81.941methylcyclohexane
23.758 724.1 0.3963 0.4188 0.4297 26.046O35
25.346 733.3 0.5468 0.5521 0.5930 35.940ethylcyclopentane
25.868 736.2 0.4466 0.4983 0.4163 28.8242,5-dimethylhexane
26.225 738.2 0.6600 0.7292 0.6152 42.5942,4-dimethylhexane
27.226 743.5 0.2847 0.2886 0.2702 18.7131c,2t,4-trimethylcyclopentane
27.603 745.5 0.2391 0.2605 0.2228 15.4303,3-dimethylhexane
28.850 751.7 0.1864 0.1872 0.1769 12.2511t,2c,3-trimethylcyclopentane
29.558 755.2 0.1197 0.1265 0.1136 7.870O43
30.258 758.5 8.9095 7.9508 10.2953 623.749toluene
32.052 766.7 0.1028 0.1030 0.0976 6.7591,1,2-trimethylcyclopentane
32.284 767.7 0.4988 0.5419 0.4649 32.1912,3-dimethylhexane
32.492 768.6 0.0690 0.0701 0.0655 4.5371c,2c,4-trimethylcyclopentane
33.765 774.1 2.2179 2.4588 2.0673 143.1372-methylheptane
34.059 775.3 1.1256 1.2360 1.0492 72.6444-methylheptane
34.480 777.1 0.0738 0.0746 0.0713 4.8501,3-octadiene
35.305 780.5 2.4332 2.4690 2.3087 159.9181c,3-dimethylcyclohexane
35.487 781.2 0.4643 0.5090 0.4328 29.9683-methylheptane
36.546 785.4 0.0635 0.0683 0.0535 4.1722,6-dimethylheptene-1
37.444 788.8 0.2176 0.2156 0.2065 14.3011,1-methylethylcyclopentane
37.835 790.3 0.1836 0.1852 0.1742 12.0663c-ethylmethylcyclopentane
38.070 791.2 0.1778 0.1789 0.1687 11.6832t-ethylmethylcyclopentane
38.370 792.3 0.0571 0.0598 0.0474 3.6932,2,4-trimethylhexane
38.831 794.0 0.1155 0.1244 0.1096 7.593t-octene-4
39.873 797.8 0.0493 0.0489 0.0468 3.2391c,2c,3-trimethylcyclopentane
40.206 798.9 0.1514 0.1510 0.1437 9.9521t,3-dimethylcyclohexane
40.451 799.8 2.8784 3.1701 2.6829 185.763n-octane
41.390 806.9 0.1228 0.1223 0.1165 8.070i-propylcyclopentane
42.501 815.3 0.0329 0.0344 0.0273 2.1272,2,3,4-tetramethylpentane
43.135 820.1 0.1572 0.1560 0.1492 10.333N2
43.771 824.7 0.1098 0.1245 0.0926 7.2172,3,3-trimethylhexene-1
44.049 826.8 0.0337 0.0328 0.0320 2.2151c,2-dimethylcyclohexane
44.436 829.5 0.3889 0.4207 0.3229 25.1502,4-dimethylheptane
44.631 830.9 0.0493 0.0533 0.0409 3.1854,4-dimethylheptane
44.954 833.2 0.1976 0.1951 0.1875 12.989ethylcyclohexane
45.299 835.7 0.0803 0.0858 0.0667 5.1922-methyl-4-ethylhexane
45.493 837.1 0.5293 0.5777 0.4394 34.2302,6-dimethylheptane
45.796 839.2 0.2362 0.2323 0.1992 15.5271,1,3-trimethylcyclohexane
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46.154 841.7 0.0428 0.0430 0.0361 2.810*1c,3c,5-trimethylcyclohexane
46.469 843.8 0.8358 0.8912 0.6938 54.0473,3-dimethylheptane
46.637 845.0 0.2809 0.3008 0.2332 18.1633,5-dimethylheptane
46.879 846.6 0.0669 0.0663 0.0564 4.396N7
47.118 848.3 0.0392 0.0389 0.0330 2.574N8
47.700 852.2 2.3005 2.0530 2.3071 159.839ethylbenzene
47.934 853.7 0.0593 0.0589 0.0500 3.900N9
48.104 854.9 0.1620 0.1607 0.1366 10.646N10
48.625 858.3 0.0361 0.0383 0.0300 2.336I3
49.015 860.9 6.0522 5.4185 6.0697 420.5101,3-dimethylbenzene
49.166 861.8 2.4534 2.2046 2.4605 170.4611,4-dimethylbenzene
49.464 863.8 0.3567 0.3802 0.2961 23.0682,3-dimethylheptane
49.698 865.3 0.1946 0.2059 0.1616 12.5863,4-dimethylheptane
49.830 866.1 0.1058 0.1049 0.0892 6.951N13
50.178 868.3 0.1797 0.1931 0.1492 11.6244-ethylheptane
50.623 871.2 0.8278 0.8893 0.6872 53.5314-methyloctane
50.776 872.1 0.9704 1.0524 0.8056 62.7522-methyloctane
50.965 873.3 0.0233 0.0231 0.0196 1.529N15
51.308 875.5 0.0216 0.0215 0.0183 1.422N16
51.473 876.5 0.2203 0.2346 0.1829 14.2463-ethylheptane
51.671 877.7 1.1220 1.2049 0.9315 72.5603-methyloctane
52.083 880.2 3.5896 3.1553 3.6000 249.4081,2-dimethylbenzene
52.747 884.3 0.0214 0.0227 0.0178 1.387I6
53.005 885.8 0.1053 0.1116 0.0874 6.811I7
53.181 886.9 0.0563 0.0558 0.0475 3.698N18
53.325 887.8 0.0453 0.0449 0.0382 2.975N19
53.605 889.4 0.0157 0.0166 0.0130 1.015I8
54.000 891.8 0.0285 0.0283 0.0241 1.876i-butylcyclopentane
54.603 895.3 0.0453 0.0513 0.0382 2.976t-7-methyloctene-3
54.973 897.5 0.0330 0.0327 0.0278 2.170N23
55.166 898.6 0.0205 0.0217 0.0170 1.324I10
55.336 899.6 1.6558 1.7853 1.3746 107.075n-nonane
55.560 901.5 0.0286 0.0274 0.0241 1.8791,1-methylethylcyclohexane
56.802 913.5 0.0956 0.0936 0.0806 6.281N26
56.996 915.3 0.0492 0.0522 0.0368 3.190I11
57.685 921.8 0.1965 0.2098 0.1470 12.7322,2-dimethyloctane
58.355 928.1 0.0724 0.0709 0.0610 4.756N29
58.539 929.8 0.2667 0.2836 0.1996 17.2812,6-dimethyloctane
59.027 934.3 0.1389 0.1370 0.1171 9.128n-butylcyclopentane
59.570 939.3 0.3535 0.3746 0.2645 22.903I14
59.977 943.0 0.8500 0.7629 0.7530 58.678n-propylbenzene
60.673 949.2 0.0169 0.0180 0.0127 1.0983-methyl-5-ethylheptane
60.876 951.0 2.4066 2.1539 2.1319 166.1401,3-methylethylbenzene
61.096 953.0 1.1643 1.0411 1.0314 80.3731,3,5-trimethylbenzene
61.537 956.9 0.0175 0.0157 0.0155 1.2091,4-methylethylbenzene
61.756 958.8 1.1957 1.1564 0.9076 78.583N33
61.996 960.9 0.1047 0.1097 0.0783 6.7822,3-dimethyloctane
Page 3 of 5
DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
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Inj
Inj vol µl
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1
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1
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203 (203)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
62.486 965.2 0.1259 0.1217 0.0955 8.271N34
62.786 967.8 1.2976 1.1399 1.1495 89.5771,2-methylethylbenzene
62.962 969.3 0.3139 0.3282 0.2349 20.339I17
63.313 972.3 0.0675 0.0719 0.0505 4.3762-methylnonane
63.665 975.3 0.3712 0.3590 0.2818 24.398N35
64.457 982.0 5.3684 4.7426 4.7556 370.6011,2,4-trimethylbenzene
64.768 984.6 0.0097 0.0101 0.0072 0.626I20
64.911 985.8 0.0352 0.0342 0.0267 2.312i-butylcyclohexane
65.042 986.9 0.0226 0.0236 0.0169 1.464I21
65.198 988.2 0.0170 0.0178 0.0128 1.104I22
65.458 990.4 0.0207 0.0200 0.0157 1.358N37
66.114 995.8 0.0985 0.0893 0.0782 6.766i-butylbenzene
66.395 998.1 0.1037 0.0931 0.0823 7.124sec-butylbenzene
66.649 1000.2 0.5201 0.5513 0.3892 33.704n-decane
66.892 1002.9 0.0201 0.0195 0.0153 1.323N38
67.277 1007.2 1.4695 1.2712 1.3018 101.4491,2,3-trimethylbenzene
67.486 1009.5 0.2756 0.2477 0.2187 18.9271,3-methyl-i-propylbenzene
67.812 1013.1 0.1713 0.1546 0.1359 11.7611,4-methyl-i-propylbenzene
68.202 1017.4 0.0159 0.0166 0.0108 1.029I29
68.376 1019.3 0.4884 0.3920 0.4400 34.2672-3-dihydroindene
68.813 1024.1 0.0327 0.0341 0.0222 2.118I30
69.103 1027.2 0.0807 0.0712 0.0640 5.5431,2-methyl-i-propylbenzene
69.596 1032.5 0.0613 0.0593 0.0423 4.027N40
70.181 1038.8 0.2032 0.1820 0.1612 13.9531,3-diethylbenzene
70.437 1041.5 0.5160 0.4637 0.4093 35.4291,3-methyl-n-propylbenzene
70.646 1043.7 0.0232 0.0243 0.0158 1.507I33
70.806 1045.4 0.4915 0.4412 0.3899 33.7501,4-diethylbenzene
71.096 1048.4 0.3261 0.2930 0.2587 22.392n-butylbenzene
71.308 1050.7 0.0491 0.0432 0.0389 3.3711,3-dimethyl-5-ethylbenzene
71.905 1056.9 0.2477 0.2194 0.1965 17.0111,2-methyl-n-propylbenzene
72.371 1061.7 0.0322 0.0336 0.0219 2.087I37
72.661 1064.7 0.0335 0.0351 0.0228 2.175I38
72.885 1067.0 0.3656 0.3225 0.2901 25.1071,4,dimethyl-2-ethylbenzene
73.052 1068.7 0.4191 0.3773 0.3325 28.7781,3-dimethyl-4-ethylbenzene
73.611 1074.4 0.7035 0.6224 0.5581 48.3081,2-dimethyl-4-ethylbenzene
74.175 1080.1 0.0667 0.0579 0.0529 4.5781,3-dimethyl-2-ethylbenzene
75.323 1091.6 0.0409 0.0372 0.0294 2.7951,4-methyl-t-butylbenzene
75.465 1093.0 0.2363 0.2049 0.1874 16.2251,2-dimethyl-3-ethylbenzene
75.901 1097.3 0.0157 0.0136 0.0112 1.0711,2-ethyl-i-propylbenzene
76.200 1100.2 0.0605 0.0629 0.0412 3.922n-undecane
76.588 1105.0 0.3464 0.3020 0.2748 23.7881,2,4,5-tetramethylbenzene
76.890 1108.8 0.4975 0.4324 0.3947 34.1621,2,3,5-tetramethylbenzene
78.384 1126.9 0.1468 0.1277 0.1183 10.0835-methylindan
78.956 1133.8 0.0541 0.0556 0.0338 3.512I43
79.097 1135.5 0.0415 0.0360 0.0334 2.8474-methylindan
79.266 1137.5 0.1495 0.1300 0.1074 10.2241,2-ethyl-n-propylbenzene
79.657 1142.1 0.4071 0.3539 0.2671 27.7491,3-di-i-propylbenzene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-20\107F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Separador (2nd)
11/17/2012 8:55:24 AM
11/19/2012 9:43:50 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
107
1
0.1
203 (203)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent
80.236 1149.0 0.0470 0.0408 0.0337 3.211n-pentylbenzene
80.524 1152.3 0.0720 0.0697 0.0456 4.7351t-M-2-(4-MP)cyclopentane
80.897 1156.7 0.0368 0.0320 0.0242 2.5111,2-di-i-propylbenzene
81.041 1158.4 0.0495 0.0430 0.0325 3.3731,4-di-i-propylbenzene
81.774 1166.9 0.1449 0.1094 0.1204 10.418naphthalene
82.313 1173.1 0.0289 0.0251 0.0190 1.9701,4-ethyl-t-butylbenzene
82.714 1177.7 0.0678 0.0697 0.0424 4.635I45
83.154 1182.7 0.0300 0.0308 0.0188 2.051I47
83.621 1188.0 0.0714 0.0734 0.0447 4.884I48
83.757 1189.5 0.0486 0.0423 0.0319 3.3151,3-di-n-propylbenzene
84.499 1197.8 0.0425 0.0370 0.0279 2.898A6
87.773 1240.6 0.0137 0.0119 0.0090 0.9341,4-methyl-n-pentylbenzene
90.330 1273.2 0.0620 0.0635 0.0358 4.031I49
90.932 1280.7 0.0674 0.0521 0.0484 4.6071,2,3,4,5-pentamethylbenzene
92.143 1295.7 0.0587 0.0446 0.0437 4.1901-methylnaphthalene
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-20\107F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Separador (2nd)
11/17/2012 8:55:24 AM
11/19/2012 9:43:51 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
107
1
0.1
203 (203)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mass percent)
C2 - - - - 0.016 0.016
C3 - - - - 0.076 0.076
C4 - - - 0.103 0.131 0.234
C5 0.228 - 0.498 - 0.554 1.280
C6 2.763 1.340 0.113 3.978 2.805 10.999
C7 4.439 8.910 1.695 7.280 4.070 26.394
C8 4.367 14.396 0.309 5.672 2.878 27.622
C9 1.256 13.062 0.219 6.325 1.656 22.517
C10 1.769 5.387 - 1.418 0.520 9.094
C11 0.061 0.320 - 0.137 0.060 0.580
C12 0.072 0.831 - 0.223 - 1.126
C13 - - - 0.062 - 0.062
44.246 12.767 25.198 2.834 14.955
- Total unknowns:
100.000
Total Heavies:
Grand Total: 100.000
-
- Total Oxygenates:
Total
Total
AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in mole percent)
C2 0.000 0.000 0.000 0.000 0.056 0.056
C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.184 0.184
C4 0.000 0.000 0.000 0.189 0.241 0.429
C5 0.347 0.000 0.756 0.000 0.817 1.919
C6 3.496 1.827 0.135 4.915 3.466 13.838
C7 4.814 10.295 1.839 7.735 4.325 29.009
C8 4.144 14.437 0.295 5.286 2.683 26.845
C9 1.059 11.579 0.184 5.251 1.375 19.447
C10 1.343 4.276 0.000 1.061 0.389 7.069
C11 0.042 0.230 0.000 0.094 0.041 0.407
C12 0.046 0.576 0.000 0.140 0.000 0.761
C13 0.000 0.000 0.000 0.036 0.000 0.036
43.220 13.576 24.706 3.208 15.290
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
0.000
100.000
0.000
0.000Total Oxygenates:
Total
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DHA Plus version 07.06.00
AC Analytical Controls
Data File
Used Calibration
Seq. Line #
Vial #
Inj
Inj vol µl
Peaks #
Operator
Method
Sequence name
Sample Type
Date report
Date injection
Sample name
C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-20\107F0101.D
C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\
Nafta Separador (2nd)
11/17/2012 8:55:24 AM
11/19/2012 9:43:51 AM
DHA Front End
C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S
Admin
DHA
1
107
1
0.1
203 (203)
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Reformate
TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes
Composite report
Total by group type & carbon number
(in volume percent)
C2 - - - - 0.036 0.036
C3 - - - - 0.118 0.118
C4 - - - 0.143 0.176 0.319
C5 0.237 - 0.610 - 0.684 1.531
C6 2.855 1.180 0.124 4.678 3.292 12.128
C7 4.537 7.951 1.830 8.230 4.606 27.154
C8 4.404 12.831 0.326 6.255 3.170 26.986
C9 1.240 11.519 0.244 6.795 1.785 21.584
C10 1.711 4.782 - 1.500 0.551 8.543
C11 0.059 0.274 - 0.144 0.063 0.540
C12 0.070 0.699 - 0.229 - 0.998
C13 - - - 0.063 - 0.063
39.236 14.480 28.038 3.134 15.112
Grand Total:
Total unknowns:
Total Heavies:
100.000
-
100.000
-
Total Oxygenates: -
Total
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