Determinação de Propriedades de Produtos do Petróleo

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS 
 
 
 
DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES 
PSEUDOCRÍTICAS DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL 
PETRÓLEO 
 
 
 T E S I S 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO 
 
PRESENTA: 
MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA 
 
DIRECTOR DE TESIS: DR. GUSTAVO JESÚS MARROQUÍN SÁNCHEZ 
 
CIUDAD DE MEXICO SEPTIEMBRE 2016 
 
SEP 
L:scuda Sup.:rior de lngeni0ría Química e Jndustria.s l'.xlnlcLÍV<b . : 
SECRETARIA DE 
EDUCACIÓN 1'0BUCA 
Instituto Politécnico Nacional ,. ·. 
Dt:PAR IAVlléNTO DL LV,'\U iM'ION Y S!Jil.llMll NTO :\C:\Dif\11l'O · 
T-066-16 
Al C. Pasante: 
MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA 
Boleta: 
2010320215 
1 
8;w" 
ANOS IPN 
Ciudad de México, 16 de agosto del 2016. 
Carrera: 
IQP 
Generación: 
2009-2013 
Mediante el presente se hace de su conocimiento que la Subdirección Académica a través de este Departamento 
autoriza que el C. Dr. Gustavo Jesús Marroquín Sánchez. sea asesor en el tema que propone usted desarrollar 
como prueba escrita en la opción Tesis Individual, con el título y contenido siguiente: 
"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo". 
Resumen. 
Introducción. 
Objetivos. 
1.- El petróleo y sus productos. 
11.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos. 
111.- Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión pseudocrítica (Tc,Pc). 
IV.- Desarrollo experimental. 
V.- Análisis de resultados. 
Conclusiones. 
Bibliografía. 
Anexos. 
Se concede un plazo máximo de un año, a partir de esta fecha, para presentarlo a re 
asignado. 
Dr. J e\ anchez Minero 
Presidente de la Academia de 
Conocimientos Científicos. 
c.c.p.- Evaluación y Seguimiento Académico 
c.c.p.- Control Escolar 
CRG/rcr 
~~1 
1 
Dr. Gustavo Je ' 
Direct e esis 
Ced. Pro. 6984596 
~ G7~~~72 ;t/ 
lng. Víctor Manuel Feregrino Hernández 
Subdirector Académico 
SEP 
SECRETARÍA DE 
EDUCACIÓN PÚBLICA 
T-066-16 
Al C. Pasante: 
MIGUEL ÁNGEL SÁNCHEZ DE LA ROSA 
PRESENTE 
hcucla Sureri<lr de lngc~Hcria ()uímica é Indw;tria' Lxlractiva> · : 
Instituto Politécnico Nacional ~~ 
DLPARTAMLN 1 ()DI LV :\LlL\CION Y SH¡{ !!Mil NTO t\C,\DL'VIICO : 
8;~. 
ANOSIPN 
Ciudad de México, a 16 de agosto de 2016 
Boleta: 
201032021S 
Carrera: 
IQP 
Generación: 
2009-2013 
Los suscritos tenemos el agrado de informar a usted, que habiendo procedido a revisar el borrador de la 
modalidad de titulación correspondiente denominado: 
"Determinación de propiedades pseudocríticas de productos derivados del petróleo". 
encontramos que el citado Trabajo de Tesis Individual, reúne los requisitos para autorizar el Examen Profesional y 
PROCEDER A SU IMPRESIÓN según el caso, debiendo tomar en consideración las indicaciones y correcciones que al 
respecto se le hicieron. 
Dr. Gustavo Jesús 
1er. 
c.c.p.- Expediente 
CRGfrcr 
Atentamente 
JURADO 
Dr. Guillermo Centeno No/asco 
2° Vocal 
----------------,..¡ 
( . 
'· 
Secretario 
/ng. Jem:f.~ez Rodríguez 
3er. Vocal 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
Este trabajo de tesis está dedicado con mucho cariño y respeto a las siguientes personas: 
Madre, Padre, Leonarda, Wenceslao, Lucero, Yesenia, Rosario, Eloina, Anahí, Jovita, 
Roselia, Raúl, Humberto, Sergio, Montserrat, Katia, Alejandro, Jesús, Leonardo y 
Alondra, familia que siempre me ha apoyado en cualquier momento y en todas las etapas 
de mi vida... Gracias. 
A mi madre por ser la mujer fuerte y maravillosa que es. 
A mi padre por su incondicional apoyo y entrega a su familia. 
A mis hermanas por su cariño y paciencia. 
A mis abuelos, Leonarda y Wenceslao por saber hacer de su familia, la mejor que hubiese 
podido existir. 
A mis amigos Ana, Esbeydy, César y Juan por acompañarme durante esta enorme 
aventura de la carrera profesional. 
A mis amigos Karla, Nadine, Noemí y Matuz por sus consejos y apoyo. 
Al Doctor Gustavo Marroquín Sánchez por haber aceptado ser el asesor de este trabajo, 
por su gran apoyo, paciencia y facilidades para que esta tesis pudiera convertirse en una 
realidad. 
Al Ingeniero Mauricio Chillón ✞ por ser un gran amigo, una persona admirable y por 
ayudarme siempre en todo lo que pudo, mil gracias en donde quiera que esté. 
Sonia, Tamara gracias por ayudarme y por ser excelentes personas. 
A mis sinodales, por sus buenos comentarios y críticas constructivas hacia este trabajo. 
A la ESIQIE por haberme formado de manera profesional y darme una carrera para poder 
enfrentarme al mundo, al IPN por abrirme sus puertas al estudio y al aprendizaje. 
Cuanto mayor sea el esfuerzo, mayor es la gloria – Pierre Corneille 
 
El éxito es aprender a ir de fracaso en fracaso sin desesperar – Winston Churchill 
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ÍNDICE Página 
RESUMEN 
INTRODUCCIÓN 
OBJETIVOS 
I 
III 
VI 
I.- El petróleo y sus productos 
1.1 Breve historia del petróleo 
1.2 Origen del petróleo 
1.3 Definición de petróleo 
1.4 Importancia del petróleo 
1.5 Breve descripción de una refinería 
1.6 Composición elemental del petróleo 
1.7 Productos derivados del petróleo 
1.7.1 Gasolinas 
1.7.2 Turbosina 
1.7.3 Querosina 
1.7.4 Diesel 
1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA) 
1 
3 
4 
4 
5 
7 
7 
8 
11 
12 
12 
14 
II.- Propiedades fundamentales de los hidrocarburos 
2.1 Temperatura de ebullición 
2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones 
2.3 Temperaturas promedio de ebullición 
2.4 Cálculo de las temperatura promedio de ebullición 
2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media 
Volumétrica) 
2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media 
Gravimétrica) 
2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar) 
2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media 
Volumétrica Cúbica) 
2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio 
Medio) 
15 
15 
16 
16 
16 
16 
17 
17 
18 
2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio 
2.6 Densidad 
2.7 Gravedad específica y gravedad API 
2.8 Factor de caracterización 
2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP 
2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW 
2.8.3 Factor de caracterización 
2.9 Masa molecular 
18 
20 
22 
23 
24 
24 
25 
25 
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2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo 
2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros 
2.11.1 Método de la ecuación cuadrática 
2.11.2 Método Riazi – Daubert 
2.11.3 Método Lee – Kesler 
2.11.4 Método UOP – 375 
2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados 
2.12.1 Método Riazi – Daubert 
2.12.2 Método ASTM D2502 
26 
26 
26 
27 
28 
29 
29 
29 
30 
III.- Propiedades pseudocríticas:temperatura pseudocrítica,
 presión pseudocrítica (Tc, Pc) 
3.1 Predicción de temperatura y presión críticas 
3.1.1 Métodos Riazi – Daubert1 
3.1.2 Correlaciones Riazi – Daubert4 
3.1.3 Correlaciones Riazi – Daubert5 
3.1.4 Método Lee – Kesler 
3.1.5 Método Cavett 
3.1.6 Método Winn – Mobil 
3.1.7 Correlaciones de Tsonopoulos 
3.1.8 Correlaciones Vetere 
3.1.9 Correlaciones Sancet 
3.1.10 Correlaciones Mohamad 
3.1.11 Correlaciones Twu 
3.2 Correlaciones para estimar temperatura pseudocrítica 
3.2.1 Correlación Eaton – Porter 
3.2.2 Correlación Cavett 
3.2.3 Correlación Lee – Kesler 
3.2.4 Correlación Riazi – Daubert 
3.2.5 Correlación Brule 
3.2.6 Correlación de Roess 
3.2.7 Ecuación API 
3.3 Correlaciones para estimar presión pseudocrítica 
3.3.1 Correlación Lee – Kesler 
3.3.2 Ecuación API 
32 
33 
34 
34 
35 
35 
36 
37 
37 
38 
39 
39 
40 
40 
41 
41 
41 
42 
42 
43 
44 
44 
45 
3.4 Procedimientos gráficos para estimar temperatura y presión pseudocrítica 
3.4.1 Gráfica de Nelson 
46 
46 
3.5 Procedimientos gráficos para estimartemperatura pseudocrítica 
3.5.1 Gráfica Eaton Porter 
3.5.2 Gráfica API 
3.5.3 Gráfica de Nelson 
3.6 Procedimientos gráficos para estimar presión pseudocrítica 
3.6.1 Gráfica API 
3.6.2 Gráfica API (2) 
47 
47 
48 
49 
50 
50 
52 
 
 
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IV.- Desarrollo experimental 
 
4.1 Muestreo y caracterización de corrientes de hidrocarburos 
 4.1.1 Densidad ASTM 
 4.1.2 Azufre ASTM 
 4.1.3 Destilación ASTM 
4.2 Propiedades de corrientes de hidrocarburos 
4.3 Comportamiento de las curvas de destilación de los hidrocarburos 
caracterizados 
 
 
53 
53 
54 
54 
54 
 
57 
 
V.- Análisis de resultados 
 
5.1 Resultados experimentales de la caracterización 
5.1.1 Densidad 
5.1.2 Gravedad específica 
5.1.3 Curva de destilación 
 5.1.3.1 Temperaturas de ebullición de naftas y gasolinas 
 5.1.3.2 Temperaturas de ebullición de querosinas y diesel 
 5.1.3.3 Temperaturas de ebullición de gasóleo ligero 
5.2 Desarrollo del programa 
5.2.1 Temperaturas promedio 
5.2.2 Masa molecular 
5.3 Propiedades pseudocríticas: temperatura y presión 
5.4 Propiedades pseudocríticas de naftas y gasolinas 
5.5 Propiedades pseudocríticas de querosinas 
5.6 Propiedades pseudocríticas de combustible diesel 
5.7 Propiedades pseudocríticas de gasóleo ligero primario 
5.8 Comportamiento de las propiedades pseudocríticas de los hidrocarburos 
5.9 Propiedades críticas de compuestos puros y comparación con los 
productos del petróleo 
5.10 Aplicación de las propiedades pseudocríticas 
 
 
 
60 
61 
61 
62 
63 
63 
63 
64 
64 
69 
70 
70 
72 
74 
76 
77 
 
82 
85 
 
Conclusiones 
Bibliografía 
 
Anexo A 
Métodos ASTM para destilación de petróleo y sus fracciones 
Anexo B 
Métodos ASTM para densidad de petróleo y sus derivados 
Anexo C 
Método ASTM para estimación de masa molecular 
Anexo D 
Resultados de temperatura pseudocrítica y presión pseudocrítica de 
productos del petróleo 
 
86 
88 
 
 
91 
 
102 
 
106 
 
 
108 
 
 
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ÍNDICE DE FIGURAS Página 
Figura 1. Esquema general de una refinería. 6 
Figura 2. Presiones y temperaturas pseudocríticas de fracciones del 
petróleo e hidrocarburos. 
 
46 
Figura 3. Gráfica para temperatura pseudocrítica de petróleos. 47 
Figura 4. Gráfica para temperaturas pseudocríticas de fracciones del 
petróleo. 
 
48 
Figura 5. Masas moleculares, temperaturas pseudocríticas, factores de 
caracterización y gravedad API de fracciones del petróleo. 
 
49 
Figura 6. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del 
petróleo. 
 
51 
Figura 7. Gráfica para presiones pseudocríticas de fracciones del 
petróleo. 
 
52 
Figura 8. Curva de destilación de naftas y gasolina Magna. 58 
Figura 9. Curva de destilación de las querosinas. 58 
Figura 10. Curva de destilación de los combustibles diesel. 59 
Figura 11. Curva de destilación de los gasóleos ligeros primarios. 59 
Figura 12. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de las 
temperaturas promedio, masa molecular y factor de 
caracterización. 
 
 
65 
Figura 13. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades 
pseudocríticas (1). 
 
65 
Figura 14. Imagen del programa de cómputo en el cálculo de propiedades 
pseudocríticas (2). 
 
66 
Figura 15. Imagen del programa de cómputo en el resumen de los valores 
calculados de las propiedades pseudocríticas. 
 
66 
Figura 16. Comportamiento de la temperatura pseudocrítica de 
hidrocarburos. 
 
80 
Figura 17. Comportamiento de la presión pseudocrítica de hidrocarburos. 81 
Figura 18. Gráfica para la determinación de masa molecular. 107 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ÍNDICE DE TABLAS Página 
Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861. 3 
Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería. 5 
Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo. 7 
Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería. 7 
Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas. 10 
Tabla 6. Especificaciones de la turbosina. 11 
Tabla 7. Especificaciones del diesel. 13 
Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA. 14 
Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del 
petróleo. 
 
22 
Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo. 26 
Tabla 11. Intervalo de propiedades físicas para correlación de Roess. 43 
Tabla 12. Intervalo de propiedades físicas de ecuación API para Tc. 44 
Tabla 13. Intervalo de propiedades físicas para grafica API. 50 
Tabla 14. Resultados de caracterización de gasolinas y querosinas. 55 
Tabla 15. Resultados de caracterización de combustible diesel y gasóleo 
ligero primario. 
 
56 
Tabla 16. Temperaturas promedio de hidrocarburos muestreados. 67 
Tabla 17. Masas moleculares de los derivados del petróleo 
caracterizados. 
 
69 
Tabla 18. Resumen de correlaciones. 82 
Tabla 19. Composición de productos del petróleo. 83 
Tabla 20. Comparación de propiedades pseudocríticas. 84 
Tabla 21. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 1. 109 
Tabla 22. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 2. 110 
Tabla 23. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Nafta 3. 111 
Tabla 24. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Magna 1. 112 
Tabla 25. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 1. 113 
Tabla 26. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 2. 114 
Tabla 27. Temperaturas y presiones pseudocríticas de la Querosina 3. 115 
Tabla 28. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 1. 116 
Tabla 29. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 2. 117 
Tabla 30. Temperaturas y presiones pseudocríticas del Diesel 3. 118 
Tabla 31. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 1. 119 
Tabla 32. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 2. 120 
Tabla 33. Temperaturas y presiones pseudocríticas del GLP 3. 121 
 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
I 
 
RESUMEN 
En este trabajo se realizó una extensa revisión en la literatura sobre las 
correlaciones disponibles para calcular las temperaturas y presiones 
pseudocríticas de corrientes de hidrocarburos del petróleo (naftas, gasolinas, 
querosinas, diesel y gasóleo ligero primario) que fueron muestreadas en diferentes 
refinerías de México. 
Los productos del petróleo se caracterizaron en el laboratorio y se determinaron la 
densidad, gravedad API, destilación atmosférica (curva de destilación) y el 
contenido de azufre. 
Se desarrolló un programa de cómputo en Microsoft Excel en el cual se 
programaron las correlaciones para calcular la masa molecular, gravedad API y 
las temperaturas promedio (VABP: Volume Average Boiling Point, WABP: Weight 
Average Boiling Point, MABP: Molal Average Boiling Point, CABP: Cubic Average 
Boiling Point y MeABP: Mean Average Boiling Point), utilizando valores 
experimentales tales como la densidad absoluta, la gravedad especifica (sg), el 
peso específico (20/4ºC) y la curva de destilación ASTM D86. Posteriormente en 
el mismo programa de cómputo Excel se programaron las diferentes correlaciones 
reportadas en la literatura para el cálculo de las propiedades pseudocríticas 
(temperatura: Tc y presión: Pc) para las corrientes de hidrocarburos desde 
gasolina hasta gasóleo ligero primario, en las cuales se utilizaron las propiedades 
previamente calculadas de acuerdo con el tipo de correlación. 
De los cálculos de las propiedades pseudocríticas se obtuvieron los valores 
promedio, mínimos, máximos y aquellos que presentaron valores repetitivos, así 
como las correlacionesmás adecuadas para calcular las propiedades 
pseudocríticas de cada tipo de hidrocarburo. 
Con base en lo anterior, se encontró que para naftas las correlaciones aplicables 
con mayor grado de confiabilidad para el cálculo de temperatura pseudocrítica 
son: Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi Daubert3, Riazi Daubert4, Vetere, 
Mohamad, Eaton Porter, Cavett para Tc, Lee Kesler para Tc, Riazi Daubert para 
Tc, Roess, y API para Tc. Mientras que para gasolina Magna son mejores las 
correlaciones de Riazi Daubert5, Lee – Kesler, Cavett, Winn Mobil, Tsonopoulos y 
Twu. 
Para querosinas, las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert2, Riazi 
Daubert3, Riazi Daubert5, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu; Eaton 
Porter, Cavett para Tc, Riazi Daubert para Tc, Brule y API para Tc, 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
II 
 
son las que se pueden aplicar con confiabilidad para calcular temperaturas 
pseudocríticas de estos derivados del petróleo. 
Por otro lado, para el cálculo de temperaturas pseudocríticas de los combustibles 
diesel las correlaciones recomendables son: Riazi Daubert1 y Riazi Daubert3, 
Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, Twu y Lee Kesler para Tc. 
Las correlaciones apropiadas para calcular las temperaturas pseudocríticas para 
gasóleos ligeros primarios son las correlaciones de Riazi Daubert1, Riazi Daubert3 
y Riazi Daubert5, Lee Kesler, Winn Mobil, Cavett, Tsonopoulos, Vetere, Mohamad, 
Twu así como Eaton Porter, Lee Kesler para Tc Riazi Daubert para Tc y Brule. 
También se tienen algunas correlaciones que por los valores obtenidos se 
consideran no confiables para calcular temperatura pseudocrítica, por ejemplo, 
para naftas y gasolina Magna las correlaciones menos recomendadas son: Sancet 
(valor mínimo) y Brule (valor máximo); para querosinas, combustibles diesel y 
gasóleo ligero primario (GLP) no son recomendadas las correlaciones de Sancet 
(valor mínimo) y Riazi Daubert4 (valor máximo), para combustible diesel se incluye 
también como no recomendable la correlación de Roess. 
Por otro lado, para la presión pseudocrítica, todas las correlaciones reportadas 
pueden ser utilizadas para el cálculo de esta propiedad con las que se obtienen 
valores confiables para cada tipo de hidrocarburos. La única correlación que no 
presenta valores repetitivos con ningún otro dato obtenido de los diferentes 
hidrocarburos es la correlación de Sancet y no es confiable para determinar la 
propiedad pseudocrítica. 
Se realizó una comparación con valores de propiedades críticas de hidrocarburos 
puros, los cuales están presentes en las muestras estudiadas de productos del 
petróleo. Se encontró que la temperatura pseudocrítica y la presión pseudocrítica 
de las muestras de gasolina, nafta, querosina, combustible diesel y gasóleo ligero 
primario se encuentran dentro del intervalo de los valores reportados en la 
literatura para los hidrocarburos puros, por lo que se confirma que las propiedades 
pseudocríticas obtenidas mediante las correlaciones y métodos matemáticos 
estudiados son datos confiables. 
En caso de no disponer de algún equipo o procedimiento experimental en un 
laboratorio, las correlaciones que presentaron repetibilidad, pueden ser 
recomendadas para ser aplicadas a productos del petróleo elaborados en México 
y así obtener datos confiables de las propiedades pseudocríticas: temperatura 
pseudocrítica y presión pseudocrítica. 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
III 
 
INTRODUCCIÓN 
 
La caracterización física y química del petróleo y sus productos es una actividad 
importante para conocer la calidad de los hidrocarburos. A nivel mundial los 
diversos petróleos se producen, transportan, comercializan o refinan con base en 
la naturaleza química ó al tipo de petróleo, es decir, si estos son parafínicos, 
nafténicos o aromáticos, o también si estos contienen concentraciones diferentes 
de contaminantes tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, metales y asfaltenos [1]. 
El tipo de petróleo y sus propiedades definirán el uso hacia la producción de los 
diversos productos o condiciones de operación para obtener los diferentes 
combustibles. Los procesos usualmente utilizados para el mejoramiento de la 
calidad de los productos de la destilación primaria del petróleo para elaborar los 
combustibles son los procesos de hidrotratamiento catalítico, tales como la 
hidrodesulfuración,.hidrodesnitrogenación,.hidrodesoxigenación,.hidrodesmetalización
hidrogenación e hidrodesintegración [1]. 
La calidad de las cargas a los diversos procesos y de los productos derivados se 
cuantifica mediante la aplicación de técnicas de caracterización como los métodos 
ASTM: American Society for Testing and Materials, UOP: Universal Oil Products, 
IP: Institute of Petroleum, EPA: Environmental Protection Agency, etc., los cuales 
son aplicados en los laboratorios de caracterización del petróleo o sus productos. 
Las propiedades fundamentales del petróleo y sus productos determinadas en el 
laboratorio son la densidad, gravedad API, contenido de azufre, contenido de sal, 
viscosidad, azufre mercaptánico, punto de fluidez, índice de refracción, punto de 
congelamiento, temperaturas de ebullición, curvas de destilación, etc. Estas 
propiedades se obtienen siguiendo el procedimiento estandarizado del método 
respectivo, en donde se utilizan equipos o accesorios para medir la propiedad. Sin 
embargo, cuando no se dispone del equipo experimental, se emplean otros 
procedimientos mediante correlaciones matemáticas o gráficas, con las cuales se 
calculan de forma empírica y aproximada la propiedad de interés [2]. 
Cuando los hidrocarburos se someten a condiciones elevadas de presión y 
temperatura para el mejoramiento de la calidad o eliminación de los diferentes 
contaminantes, en diversas ocasiones se necesitan las propiedades a estas 
condiciones para conocer el efecto de dichas condiciones sobre el fenómeno del 
proceso. Estas propiedades pueden ser la viscosidad, la densidad, etc. 
 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
IV 
 
Algunas de las propiedades a altas presiones o temperaturas no son fáciles de 
obtener en el laboratorio, ya que la mayoría son determinadas a condiciones 
atmosféricas. 
Además, las propiedades a condiciones elevadas de presión y temperatura están 
limitadas por la presión y temperatura pseudocríticas del hidrocarburo y por lo 
tanto, es importante conocer previamente el valor de estas propiedades 
pseudocríticas [3]. Sin embargo, esto no resulta sencillo porque los derivados del 
petróleo están formados o constituidos de cientos de compuestos. 
Para poder calcular con la mayor exactitud posible una propiedad pseudocrítica es 
necesario, en el caso de mezclas complejas de hidrocarburos o derivados del 
petróleo, contar con una buena base de datos experimentales que ayuden a 
determinar las distintas correlaciones disponibles en la literatura. Por lo que para 
la determinación de propiedades fácilmente medibles en un laboratorio de 
caracterización del petróleo es necesario seguir lo más estrictamente posible con 
las indicaciones de los métodos estandarizados y tratar de generar datos que sean 
confiables y representativos para ser utilizados como parámetros de entrada en 
las distintas correlaciones. 
Asimismo conviene realizar una comparación entre los valores obtenidos de los 
distintos modelos matemáticos para visualizar la diferencia existente entre ellos y 
poder decir cuáles pueden ser los mejores y más convenientes a utilizar. 
Por otro lado, es común confundir una propiedad crítica y una propiedad 
pseudocrítica, sin embargo, la diferenciaes muy sencilla y fácil de recordar, pues 
una propiedad crítica o punto crítico es utilizado para referirse a sustancias puras, 
en las cuales sus parámetros (presión crítica, temperatura crítica o volumen 
crítico) no varían, ya que siempre tendrán los mismos valores en ese punto, 
mientras que para una mezcla de composición compleja o desconocida como es el 
caso de los hidrocarburos o de los derivados del petróleo es prácticamente 
imposible que esos valores se conozcan con exactitud, esto debido a que los 
componentes son distintos y por lo tanto, las temperaturas de ebullición de cada 
uno también lo son y nunca podrán ser iguales; entonces en este caso se conoce 
como punto pseudocrítico y las propiedades se denominan presión pseudocrítica y 
temperatura pseudocrítica [3]. 
 
 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
V 
 
Las propiedades pseudocríticas como la temperatura pseudocrítica y la presión 
pseudocrítica de las fracciones del petróleo son importantes para la estimación de 
propiedades físicas y termodinámicas de dichas fracciones. La correcta 
aproximación de dichas propiedades es necesaria para el diseño de equipos 
utilizado en la refinación del petróleo tales como hornos de combustión, columnas 
de destilación, intercambiadores de calor, torres de absorción y desorción así 
como reactores de hidrotratamiento catalítico. 
De acuerdo con esto y debido a la escasa información que existe sobre las 
propiedades pseudocríticas en productos del petróleo y su correcta estimación, se 
propone el presente trabajo cuyo propósito es determinar las propiedades 
pseudocríticas de diferentes derivados del petróleo (gasolina, turbosina, 
querosina, gasóleo ligero primario, combustible diesel) que puedan ser destilados 
mediante el método ASTM D86 para obtener la curva de destilación, haciendo uso 
también de otras propiedades físicas obtenidas de la caracterización, por ejemplo; 
la densidad absoluta, de la cual se determinan la gravedad específica, el peso 
específico a 20/4ºC y la gravedad API; la curva de destilación, con la que se 
determinan las temperaturas promedio y la masa molecular mediante la aplicación 
de las correlaciones específicas. 
Las propiedades pseudocríticas se calculan a través de los métodos y 
correlaciones correspondientes, cuyos valores son importantes para la 
determinación de otras propiedades a condiciones de presión y temperatura de 
algunos procesos de refinación del petróleo y tratamiento de sus derivados, así 
también en el diseño en equipos sometidos a altas temperaturas y presiones de 
operación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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VI 
 
OBJETIVOS 
 
OBJETIVO GENERAL 
Analizar las diferentes metodologías para determinar las temperaturas y presiones 
pseudocríticas más precisas para productos derivados del petróleo. 
 
OBJETIVOS PARTICULARES 
 Definir la importancia de las propiedades pseudocríticas para la 
caracterización del petróleo o sus productos. 
 
 Revisar y analizar las metodologías disponibles en métodos ASTM y en 
publicaciones científicas para el cálculo de propiedades pseudocríticas. 
 
 Identificar la metodología apropiada para calcular las propiedades 
pseudocríticas de productos derivados del petróleo. 
 
 Comparar las metodologías aplicadas a la determinación de propiedades 
pseudocríticas. 
 
 Definir las correlaciones más precisas para calcular las propiedades 
pseudocríticas de corrientes derivadas del petróleo en México, para usarse 
en el cálculo de otras propiedades y en el diseño de equipos de procesos. 
 
 
 
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1 
 
Capítulo 1 
El petróleo y sus productos 
En este capítulo se describe el estado del arte sobre la historia del petróleo y 
como se convirtió en una valiosa fuente de combustibles y de materias primas con 
múltiples aplicaciones, así mismo se muestran las especificaciones de algunos 
hidrocarburos utilizados como combustibles en motores de automóvil y aviones. La 
calidad de estos combustibles se rige por propiedades físicas y químicas 
determinadas por métodos ASTM y normas nacionales. 
 
1.1 Breve historia del petróleo 
La industria moderna del petróleo comenzó en la década de 1850 con su 
descubrimiento en 1857 y su subsecuente comercialización en Pennsylvania en el 
año de 1859. La era de la refinación actual comienza en 1862 con la aparición de 
la primera destilación de petróleo. La historia del descubrimiento de la naturaleza 
del petróleo es algo tortuosa pero digna de mención [1]. 
La perforación del pozo Drake en Oil Creek, Pennsylvania se convirtió en 1857 en 
el primer pozo en extraer petróleo [1] y fue el acontecimiento que dio inicio a la era 
de la producción de combustibles fósiles. 
Después de la terminación del primero pozo por E. Drake, las áreas circundantes 
fueron inmediatamente alquiladas e inició la perforación en gran escala. La 
extracción de petróleo en los Estados Unidos incrementó de aproximadamente 
2,000 barriles en 1859 a casi 3,000,000 de barriles en 1863 y aproximadamente a 
10,000,000 de barriles en 1874. En 1861 la primera carga de petróleo, contenida 
en barriles de madera, fue enviada a través del Atlántico hacia Londres, Inglaterra. 
Para la década de 1870, las refinerías, carros – tanques, y tuberías se habían 
convertido en rasgos característicos de la industria, bajo la dirección principal de la 
Standard Oil, fundada por John D. Rockefeller. 
Durante el resto del siglo XIX los Estados Unidos y Rusia fueron las dos regiones 
en las que se llevaron a cabo grandes descubrimientos y extracciones de petróleo. 
Al estallido de la Primera Guerra Mundial en 1914, estos países se convirtieron en 
los mayores productores de petróleo aunque también se obtuvieron suministros de 
Indonesia, Rumania y México. 
 
 
 
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2 
 
En el año de 1945, los países del Medio Oriente cobraron importancia a través de 
nuevos descubrimientos de vastas reservas de petróleo. Los Estados Unidos, 
aunque continuaron siendo el mayor productor, también fueron los consumidores 
más grandes, por lo que no exportaron petróleo en gran cantidad. 
Las compañías petroleras se dieron cuenta de la necesidad de buscarlo en otras 
partes y se realizaron descubrimientos significantes en Europa, África y Canadá. 
En México, la primera refinería fue construida por la Waters Pierce Oil Co., en el 
puerto de Veracruz en 1886. Su capacidad de procesamiento era de 500 barriles 
por día (bpd) de petróleo [4]. 
Sin embargo, fue en Ébano, San Luis Potosí, donde inició la historia del petróleo 
en México. En esa región, en 1903 la Mexican Petroleum Co., construyó la primera 
refinería del país destinada a la producción de asfalto. 
Al surgir Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1938, el país contaba con seis 
refinerías, cuya capacidad total instalada era de 102 mil barriles por día (MBD) de 
destilación primaria, 15 mil barriles por día en procesos de desintegración y 650 
barriles por día de producción de lubricantes. 
Fue así como a Petróleos Mexicanos (PEMEX) le fue entregada la responsabilidad 
de garantizar el proceso de desarrollo del país, basado en la industria de la 
refinación, columna dorsal de los energéticos. 
Con este fin se implementó un plan general de reconstrucción de plantas y 
aumento de capacidad y de incorporación de nuevos procesos para ajustar la 
producción a la demanda, siempre creciente, tanto en calidad como en cantidad. 
El sistema nacional de refinación se incrementó y así, en 1974 la capacidad 
instaladadel sistema nacional había alcanzado 760 MBD, esto es, 7.5 veces la 
capacidad que se tenía en 1938 [4]. 
Aunque la refinación del petróleo ha crecido de manera compleja en los últimos 
veinte años la baja calidad del petróleo, la volatilidad de su precio y las 
regulaciones ambientales que requieren procesos de manufactura más limpios y 
productos de mayor rendimiento presentan nuevos desafíos para la industria de la 
refinación. La mejora de los procesos y el incremento de la eficiencia del uso de la 
energía a través de la investigación y desarrollo tecnológico son la llave para 
responder a los desafíos y mantener la viabilidad de la industria de la refinación 
del petróleo [1]. 
 
 
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3 
 
1.2 Origen del petróleo 
El petróleo está disperso a través de toda la corteza terrestre, aguas someras y 
lechos marinos a grandes profundidades, está dividido en grupos o estratos, y es 
categorizado de acuerdo con su antigüedad. Estas divisiones son caracterizadas 
por los distintos tipos de restos orgánicos, así como fósiles, minerales y otras 
propiedades presentes en ellos, formando así una progresión cronológica que 
indican las edades relativas de los estratos de la tierra. 
El petróleo ha tenido aplicaciones por más de 6,000 años [1] y es por mucho la 
fuente más común, para la obtención de combustibles líquidos. En la Tabla 1 [5] 
se muestra un resumen de la historia del petróleo antes de 1861. 
 
Tabla 1. Historia del petróleo antes de 1861 [5]. 
Fecha Descripción 
3000 A.C. Los sumerios usaban el asfalto como adhesivo para hacer mosaicos. 
Los mesopotámicos lo usaban en canales de agua, juntas de botes y 
construcción de caminos. Los egipcios usaban brea en el 
embalsamiento de momias. 
1500 A.C. Los chinos usaban petróleo para lámparas y como calefacción de 
hogares. 
600 A.C. Confucio hablaba sobre la perforación a 30 metros de campos de gas 
natural en China. 
600 – 500 A.C. Los árabes y persas mezclaban petróleo con cal viva para hacer 
fuego griego. 
1500 – 1600 D.C. El aceite filtrado de las montañas Carpathian se usaba en el 
alumbrado público. 
1735 D.C. El aceite es extraído de arenas petrolíferas en Alsace, Francia. 
1800’s Se produce aceite en los Estados Unidos en campos de arenas 
petrolíferas en Pennsylvania. 
1847 James Oakes construye una refinería de aceite de roca en Inglaterra. 
La unidad procesaba 300 galones por día para producir queroseno 
para lámparas. 
1848 F.N. Semyenov perfora el primer campo de aceite moderno cerca de 
Baku. 
1849 El geólogo canadiense Abraham Gesner destila queroseno del 
petróleo. 
1854 Ignacy Lukasiewicz perfora campos de aceite a 50 metros de 
profundidad en Bobrka, Polonia. 
1858 Ignacy Lukasiewicz construye una destilería en Ulaszowice, Polonia. 
Se perfora el primer campo petrolero en América del Norte cerca de 
Petrolia, Ontario, Canadá. 
1860 – 1861 Se construyen refinerías cerca de Oil Creek, Pennsylvania y Union 
County, Arkansas. 
 
 
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4 
 
1.3 Definición de petróleo 
Los términos “petróleo” y los relacionados a “sus derivados” han sido usados por 
siglos, pero es en la última década que más o menos se ha hecho un intento para 
estandarizar la nomenclatura y terminología relacionada, sin embargo, la 
confusión aún existe. 
“Petróleo” y el término equivalente “crude oil” cubren un amplio intervalo de 
materiales que consisten de mezclas de hidrocarburos y compuestos que 
contienen diferentes cantidades de azufre, nitrógeno y oxígeno, los cuales varían 
en volatilidad, gravedad específica y viscosidad [6]. 
La mayoría de esos hidrocarburos están constituidos principalmente de 
compuestos parafinicos, nafténicos y aromáticos o combinaciones de estos [7]. 
Otro tipo de hidrocarburo encontrado en productos de refinería (como resultado de 
reacciones químicas durante su procesamiento) son las olefinas (alquenos). 
Generalmente se asume que las olefinas no están presentes en el petróleo, sino 
que surgen debido a la descomposición química durante la destilación del 
petróleo. 
 
1.4 Importancia del petróleo 
El petróleo tiene un valor mínimo en el mercado, pero cuando se refina 
proporciona combustibles líquidos de gran valor, solventes, lubricantes y muchos 
otros productos. Actualmente, los combustibles derivados del petróleo constituyen 
una enorme cantidad de los suministros totales de la energía mundial [1]. 
Los productos del petróleo tienen una gran variedad de formas que van desde los 
combustibles gaseosos y líquidos hasta los lubricantes casi sólidos. 
Además, el asfalto (residuo de algunos procesos de refinería y a veces 
considerado un producto sin uso) es ahora un producto de valor superior utilizado 
para cubrir superficies de carretera y en la fabricación de materiales para techos e 
impermeabilizantes varios. 
 
 
 
 
 
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5 
 
1.5 Breve descripción de una refinería 
Una refinería es un grupo de plantas de manufactura integradas que varían en 
número de acuerdo con la variedad de productos producidos y que son 
seleccionadas para obtener una producción balanceada de productos 
comerciables o rentables a partir de la destilación de petróleo y del mejoramiento 
de los destilados en cantidades que están acorde con la demanda del mercado [1]. 
Cuenta con un sistema altamente complejo e integrado para la separación y 
transformación de petróleo en una amplia variedad de productos. 
Las actividades en la refinería empiezan con la recepción de petróleo para 
almacenamiento e incluyen el desalado y la deshidratación y todas las 
subsecuentes operaciones de manejo y refinación y terminan con el 
almacenamiento, antes del envío de los productos refinados. 
Sin embargo, las configuraciones varían de refinería a refinería. Algunas pueden 
ser orientadas hacia la producción de gasolina, reformación y/o desintegración 
catalítica, mientras otras pueden concentrarse en la producción de destilados 
intermedios como el combustible para aviones y el gasóleo. 
Al ser todas las refinerías diferentes también se tienen diferentes configuraciones 
y por lo tanto, ninguna ilustración puede capturar todas las posibles 
combinaciones de los procesos que se unen para comprender una refinería de 
petróleo [5]. Pero a pesar de sus diferencias, la mayoría de las refinerías realizan 
las siete operaciones enlistadas en la Tabla 2 [5]. También se puede observar una 
configuración típica para una refinería [8] en la Figura 1. 
 
 
Tabla 2. Operaciones básicas de una refinería [5]. 
Separación 
 Destilación 
 Refinación con disolvente 
Combinación 
 Polimerización catalítica 
 Alquilación 
Conversión 
 Rechazo de carbón 
 Adición de hidrógeno 
Tratamiento, acabado y mezclado 
 Gasolinas, queroseno y diesel 
 Lubricantes y ceras 
 Asfalto 
Reformación 
 Reformación catalítica 
Protección al ambiente 
 Tratamiento de aguas residuales 
 Disposición de sólidos 
 Endulzamiento de gases amargos 
 Recuperación de azufre 
Rearreglo o nueva disposición 
 Isomerización 
 
 
 
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6 
 
Figura 1.Esquema general de una refinería [8]. 
 
 
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7 
 
1.6 Composición elemental del petróleo 
Con pocas excepciones, las proporciones de los elementos carbón, hidrógeno, 
nitrógeno, oxígeno, azufre y metales en el petróleo varían en los intervalos que se 
muestran en la Tabla 3 [1].Tabla 3. Composición elemental promedio del petróleo [1]. 
Elemento Composición, % peso 
Carbón 83 – 87 
Hidrógeno 10 – 14 
Nitrógeno 0.1 – 2 
Oxígeno 0.05 – 1.5 
Azufre 0.05 – 6 
Metales (Níquel y Vanadio) < 1000 ppm 
 
 
1.7 Productos derivados del petróleo 
Se dispone de una amplia variedad de productos obtenidos de la refinación del 
petróleo, la mayoría de ellos son combustibles y fuentes de energía y otros más 
son destinados como materia prima para petroquímica. 
En la Tabla 4 se enlistan algunos productos obtenidos de la refinación del 
petróleo, que se ordenan de menor a mayor temperatura de ebullición. En dicha 
tabla se resumen los intervalos de la temperatura de ebullición y masa molecular 
los cuales pueden variar respecto al esquema de refinación de cada complejo 
industrial o país. [7]. 
 
Tabla 4. Productos obtenidos en una refinería [7]. 
Producto Intervalo de temperatura de 
ebullición, °C 
Masa molecular 
Gas Licuado del Petróleo (LPG) - 42 – -0.6 44 – 58 
Gasolina -0.6 – 204 100 – 110 
Querosina 193 – 271 160 – 190 
Diesel 271 – 343 245 
Gasóleo pesado primario 343 – 427 320 
Residuo atmosférico 427+ - 
Gasóleo ligero ó gasóleo 
pesado de vacío 
427 – 538 430 
Residuo de vacío 538 + 800+ 
Coque 1093 + 2,500+ 
 
 
 
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8 
 
A continuación se mencionan los principales productos derivados del petróleo 
obtenidos de la refinación en México, definiciones y algunas especificaciones. 
 
1.7.1 Gasolinas 
En su forma comercial es una mezcla volátil de hidrocarburos líquidos, con 
pequeñas cantidades de aditivos, apropiada para usarse como combustible en 
motores de combustión interna con ignición por chispa eléctrica como los 
automóviles, con un intervalo de temperatura de ebullición de aproximadamente 
de 27 a 225ºC [9]. 
Las gasolinas pueden formularse por la combinación de cualquiera de los cuatro 
grupos de hidrocarburos conocidos (parafinas, olefinas, nafténicos y aromáticos). 
Sus especificaciones contemplan tanto propiedades físicas como químicas, ambas 
están definidas para garantizar su manejo y distribución, su buen funcionamiento 
en el automóvil así como la prevención del deterioro del medio ambiente. 
Entre las propiedades físicas de las gasolinas se pueden mencionar la densidad o 
su peso específico y la volatilidad, entre las químicas se encuentran el octanaje, 
las gomas preformadas, el período de inducción, el contenido de azufre, la 
corrosión, etc., que en la actualidad se establecen con el objeto de medir las 
emisiones de contaminantes a la atmósfera. 
Las propiedades físicas se definen para garantizar un manejo seguro del producto 
en las instalaciones de almacenamiento y distribución, así mismo para indicar la 
facilidad de uso en cualquier tipo de circunstancia dentro del motor de un vehículo. 
Por ejemplo, la densidad, como propiedad física de una gasolina permite saber si 
está formulada por componentes ligeros o pesados. Por otro lado, su volatilidad es 
la tendencia a vaporizarse y es una de las propiedades físicas más importantes, 
ya que afecta la economía del combustible, el fácil arranque y la manejabilidad del 
vehículo. 
Una gasolina necesita ser lo suficientemente volátil para quemarse, pero no tan 
volátil como para ocasionar problemas con el conocido sello de vapor (vaporlock) 
y la formación de hielo en el carburador bajo condiciones ambientales adversas. 
 
 
 
 
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9 
 
Uno de los parámetros que miden la volatilidad de una gasolina es su destilación, 
la cual consiste en colocar un volumen preestablecido de producto y aplicarle 
calor. Los vapores generados se condensan y el líquido obtenido se mide y se 
registra la temperatura a la cual se alcanzó cada volumen condensado. 
En complemento a la destilación de la gasolina se determina su presión de vapor, 
esta es conocida como P.V.R. (Presión de Vapor Reid) y mide la presión ejercida 
a una temperatura dada por el vapor formado sobre un volumen de líquido en un 
recipiente cerrado. 
Por otro lado las propiedades químicas son diferentes según el tipo de gasolina y 
son controladas para el buen funcionamiento y durabilidad del motor, conjugando 
esto con la prevención del deterioro del medio ambiente y la protección de la salud 
de los seres humanos. Estas propiedades tienen efecto en la calidad de la 
combustión del motor. 
Otro parámetro muy importante para medir o conocer la calidad de una gasolina 
es el número de octano, el cual es una medida de la calidad y capacidad 
antidetonante de las gasolinas para evitar las detonaciones y explosiones en las 
máquinas de combustión interna, de tal manera que se libere o se produzca la 
máxima cantidad de energía útil [10]. 
Esta calidad antidetonante está basada en una escala arbitraria en la cual el 
número de octano del heptano normal (muy detonante) es cero y el número de 
octano del isooctano (2,2,4 trimetilpentano) (poco detonante) es 100. 
Cuando un combustible es probado en un motor cilindro estándar se utilizan 
mezclas de isooctano y de heptano normal como estándares. 
El número de octano de una gasolina se obtiene del promedio aritmético del RON 
(Research Octane Number) y MON (Motor Octane Number) y permite conocer el 
desempeño esperado del combustible bajo cualquier condición del motor. 
Por otro lado, existen componentes que se adicionan a la formulación de las 
gasolinas cuya función es muy específica, tal es el caso de los compuestos 
oxigenados como el Metil Terbutil Eter (MTBE), el Ter Amil Eter (TAME), el alcohol 
etílico y el terbutílico; su incorporación tiene como objetivo proporcionar oxígeno a 
la mezcla de aire/combustible para obtener una mejor combustión [11]. 
 
 
 
 
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10 
 
Cabe mencionar que a finales de la década de los ochenta, Petróleos Mexicanos 
(PEMEX) inició en conjunto con las autoridades ambientales un programa de 
mejoramiento de combustibles, el cual en fechas recientes se ha hecho intensivo y 
permanente, con el objetivo primordial de coadyuvar en el mejoramiento y 
preservación de la calidad del aire. 
Por tal motivo se han emitidos normas oficiales que regulan la calidad de 
combustibles tales como la NOM–086–SEMARNAT–SENER–SCFI–2005 
“Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental” 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el día 30 de Enero del 2006 [12], sin 
embargo, esta norma ha sido sustituida recientemente por la Norma Oficial de 
Emergencia, NOM–EM–005–CRE–2015 “Especificaciones de calidad de los 
petrolíferos” publicada el día 30 de octubre de 2015 en el Diario Oficial de la 
Federación [13]. 
Los logros alcanzados a la fecha son significativos, por ejemplo, las gasolinas que 
se consumen hoy en día no contienen plomo y su octanaje es igual al de las 
gasolinas Regular y Premium norteamericanas [13,14]. 
En la Tabla 5 se pueden apreciar los valores para algunas propiedades de las 
gasolinas mexicanas [13]. 
 
 
Tabla 5. Especificaciones generales de las gasolinas mexicanas [13]. 
Producto: 
Método 
ASTM 
PEMEX 
Premium 
PEMEX 
Magna Propiedad Unidad 
Gravedad específica a 
20ºC/4ºC 
Adimensional D1298 
D4052 
Informar Informar 
Prueba doctor Adimensional D4952 Negativa 
20 máximo 
Negativa 
20 máximo 
Azufre mercaptánico mg/kg D3227 20 máximo 20 máximo 
Periodo de inducción minutos D525 300 mínimo 300 
mínimo 
Número de octano (RON) - D2699 95 mínimo Informar 
Número de octano (MON) - D2700 Informar 82 mínimo 
Índice de octano Adimensional D2699 
D2700 
92 mínimo 87 mínimo 
 
 
 
 
 
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11 
 
1.7.2 Turbosina 
Es un líquido claro con olor a aceite combustible e insoluble en agua, constituido 
principalmente de hidrocarburos parafínicos y aromáticos. También es conocido 
como jet fuel y su aplicación es como combustible para aviones [9]. 
La turbosina tiene un intervalo de temperatura de ebullición de 200 a 300°C 
aproximadamente, este producto primario se somete a un proceso de 
hidrodesulfuración para obtener un combustible que cumpla con las 
especificaciones de contenido de aromáticos no mayor a 22% volumen y un peso 
específico entre 0.772 y 0.837. 
Por tratarse de un combustible con un intervalo de destilación intermedio entre la 
gasolina y el diesel, suelen encontrarse en su composición algunos hidrocarburos 
presentes en dichos combustibles, pero definitivamente son otros los compuestos 
que por su mayor concentración le imprimen las propiedades que lo distinguen en 
volatilidad, estabilidad, lubricidad, fluidez, corrosividad, etc. [15]. En la Tabla 6 [13] 
se muestran las especificaciones de la turbosina mexicana. 
 
Tabla 6. Especificaciones de la turbosina [13]. 
Propiedad Unidad Método ASTM Especificación 
Densidad a 20ºC kg/L D1298 
D4052 
0.7720 a 0.8370 
Gravedad API °API D287 
D4052 
37 a 51 
Temperatura de inflamación ºC D56 38 mínimo 
Temperatura de congelación ºC D2386 
D5972 
D7153 
D7154 
-41 máximo 
Azufre total mg/kg D4294 
D5453 
D2622 
D7039 
D7220 
3000 máximo 
Azufre mercaptánico mg/kg D3227 30 máximo 
Viscosidad cinemática a -20ºC cSt D445 
D7042 
8 máximo 
Punto de humo 
y Naftalenos 
mm 
mm, %vol 
D1322 
D1840 
25 mínimo 
18 mínimo 
3 máximo 
 
 
 
 
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12 
 
1.7.3 Querosina 
Es un líquido aceitoso, inflamable y de color amarillo pálido o incoloro con olor 
característico. Es usado como combustible en lámparas, calentadores domésticos 
u hornos industriales y en el campo de la aviación [16]. 
En su uso como combustible en turbinas de aviación se requieren propiedades 
especiales como un alto punto de inflamación para el reabastecimiento seguro y 
bajo punto de congelamiento para vuelos a elevadas altitudes [16]. 
Este combustible es un producto estable y no se requieren aditivos para mejorar 
su calidad. Además de la eliminación de cantidades excesivas de aromáticos, las 
fracciones de querosina pueden necesitar hidrotratamiento si se encuentran 
presentes compuestos de azufre [16]. 
Este producto es un intermedio en volatilidad entre la gasolina y el gasóleo ligero 
primario, que destila entre 150 – 300°C. El término “querosina” se aplica 
incorrectamente y muy a menudo al aceite combustible, pero un aceite 
combustible es en realidad cualquier producto de petróleo líquido que produce 
calor cuando se quema en un recipiente adecuado o que produce energía cuando 
se quema en un motor [1]. 
 
1.7.4 Diesel 
Es un combustible líquido producido del hidrotratamiento catalítico del gasóleo 
ligero primario y utilizado como combustible en los sectores automotriz, agrícola y 
marino. 
El diesel producido en las refinerías de PEMEX, cumple con los estándares de 
calidad nacional e internacional y con lo exigido por los motores del parque 
vehicular de las compañías automotrices que operan en México y el de los 
vehículos de procedencia y fabricación extranjera. El consumo actual de 
combustible diesel en México es de 385 miles de barriles diarios [17] y ha venido 
incrementándose año tras año, lo que significa que hay una mayor demanda y la 
necesidad de satisfacerla se vuelve un reto para la industria de los energéticos día 
con día. 
 
 
 
 
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13 
 
Desde 1986, el diesel que se vende en México ha venido reduciendo 
gradualmente los niveles de azufre, hasta llegar a un contenido máximo de 0.5% 
para el diesel desulfurado y para pasar a 0.05% en el Pemex Diesel, éste último 
con un contenido de aromáticos del 30% y con un índice de cetano de 52 a 55, 
superando las especificaciones de este combustible producido en otros países. 
La Tabla 7 muestra las especificaciones del diesel de uso automotriz y del diesel 
agrícola y marino [13]. 
 
 
Tabla 7. Especificaciones del diesel [13]. 
Propiedad Nombre del producto 
Propiedad Unidad Método 
ASTM 
Diesel 
Automotriz 
Diesel 
agrícola/marino 
Gravedad específica 
a 20/4 °C 
Adimensional D1298 
D4052 
informar informar 
Temperatura de 
inflamación 
°C D93 
D7094 
D3828 
45.0 mínimo 60.0 mínimo 
Temperatura de 
escurrimiento 
°C D97 Marzo a octubre: 0 °C máximo; 
Noviembre a febrero: -5 °C máximo 
Temperatura de 
nublamiento 
°C D2500 Informar informar 
Número de cetano 
y/o 
Índice de cetano 
Adimensional D613 
D4737 
D976 
48 mínimo 45 mínimo 
Azufre mg/kg 
 
D4294 
D5453 
D2622 
D7039 
D7220 
15 máximo 
500 máximo 
resto del país 
500 máximo 
Residuos de carbón 
(en 10% del 
residuo) 
% masa D524 0.25 máximo 0.25 máximo 
Agua y sedimento % vol. D2709 0.05 máximo 0.05 máximo 
Viscosidad 
cinemática 
a 40 °C 
mm2/s D445 1.9 a 4.1 1.9 a 4.1 
Contenido de 
aromáticos 
% vol. D1319 
D5186 
30 máximo 30 máximo 
 
 
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14 
 
1.7.4.1 Pemex Diesel Ultra Bajo Azufre (Diesel UBA) 
Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos y aromáticos, derivados del 
procesamiento del petróleo como destilados intermedios. Este producto es 
utilizado como combustible en vehículos ligeros y pesados y su contenido máximo 
de azufre total es de 15 mg/kg [15]. 
Es producido en las refinerías de Tula, Salamanca, Minatitlán y Cadereyta. En la 
actualidad, Petróleos Mexicanos (PEMEX) distribuye diesel de ultrabajo azufre en 
las zonas metropolitanas del Valle de México y Monterrey, así como en las 
principales ciudades de la Frontera Norte, mientras que en la Zona Metropolitana 
de Guadalajara la cobertura es parcial. 
Una propiedad importante que mide la calidad estos combustibles diesel es el 
número de cetano (algunas veces también llamado índice de cetano), el cual mide 
la calidad de ignición de un combustible diesel, tiene influencia directa en el 
arranque del motor y en su funcionamiento con sobrecarga [18]. 
La escala para este parámetro se basa en las propiedades de ignición de dos 
hidrocarburos, el cetano (n-hexadecano) y el heptametilnonano. 
El cetano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna un 
número de cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y 
se le ha asignado un número de cetano de 15 [18]. 
En las gasolinas, el número de octano de las parafinas disminuye a medida que se 
incrementa la longitud de la cadena, mientras que en el diesel, el índice de cetano 
se incrementa a medida que aumenta la longitud de la cadena [19]. 
En la Tabla No. 8 se muestran las especificaciones para el Diesel UBA en México 
[15]. 
 
 
Tabla 8. Especificaciones del diesel UBA [15]. 
Propiedad Unidad Especificación 
Azufre mg/kg 15 
Temperatura de inflamación ºC 45 
Temperatura de auto 
ignición 
ºC 254 – 285 
Gravedad específica - < 1 
Viscosidad cinemática mm2/s 1.9 a 5.8 
Solubilidad en agua g/100 mL a 20ºC Insoluble 
 
 
 
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15 
 
Capítulo 2 
Propiedades fundamentales de los hidrocarburos 
 
En este capítulo se hace una descripción sobre las distintas propiedades físicas 
que se emplean para caracterizar a los hidrocarburos y que son calculadas 
mediante correlaciones y métodos disponibles en la literatura. Estas propiedades a 
su vez sirven para estimar otras propiedades de interés.2.1 Temperatura de ebullición 
Es la temperatura de vapor que se observa en la destilación atmosférica o a vacío 
durante la ebullición del hidrocarburo. Cuando la presión utilizada en la prueba 
experimental es diferente a la presión atmosférica, la temperatura observada debe 
ser corregida a la presión de 760 mmHg para obtener la temperatura atmosférica 
equivalente (TAE). 
 
2.2 Temperatura de ebullición del petróleo y sus fracciones 
Las mezclas de hidrocarburos de composición compleja, no tienen temperaturas 
de ebullición fijas. 
Los métodos más eficaces para caracterizar estas mezclas de hidrocarburos o 
cualquier producto del petróleo con respecto en la temperatura de ebullición son la 
curva de destilación y las temperaturas promedio de ebullición [20]. 
La curva de destilación se obtiene mediante la aplicación de los métodos ASTM 
D86 (destilación Engler), ASTM D2892 (destilación TBP), ASTM D1160 y ASTM 
D5236. Estos métodos se describen en el Anexo A. 
Las temperaturas promedio se calculan mediante procedimientos reportados en la 
literatura [20]. 
 
 
 
 
 
 
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16 
 
2.3 Temperaturas promedio de ebullición 
Las temperaturas de ebullición de productos del petróleo son representadas por 
las curvas de destilación ASTM o TBP. 
De la curva de destilación se generan 5 temperaturas promedio de ebullición: 
VABP, WABP, MABP, CABP y MeABP, donde cada una de estas temperaturas se 
utilizan para determinar propiedades del petróleo o sus productos. Estas son 
enlistadas a continuación. 
 
2.4 Cálculo de las temperaturas promedio de ebullición 
Las temperaturas promedio de ebullición de las sustancias o productos del 
petróleo se calculan con varios procedimientos. Dichas temperaturas son 
utilizadas para la estimación de otras propiedades como el factor de 
caracterización, temperaturas críticas, presiones críticas o pseudocríticas y se 
describen a continuación [20]: 
 
2.4.1 VABP: Volume Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica) 
La temperatura media volumétrica, representa la media aritmética de las 
temperaturas que corresponden al 10%, 30%, 50%, 70%, 90% volumen destilado 
en la curva de destilación trazada por cualquiera de los métodos ASTM [20]. Se 
calcula con la siguiente ecuación: 
 
𝑉𝐴𝐵𝑃 =
10% + 30% + 50% + 70% + 90%
5
 (1) 
 
Esta temperatura es la base para calcular las otras temperaturas promedio [20]. 
 
2.4.2 WABP: Weight Average Boiling Point (Temperatura Media Gravimétrica) 
La temperatura media gravimétrica, está dada por la sumatoria de los productos 
de la fracción peso y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes 
de acuerdo con la siguiente ecuación [20]: 
 
 
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17 
 
𝑊𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑤𝑖𝑇𝑖
𝑖=𝑛
𝑖=1
 (2) 
 
Donde: 
WABP = temperatura media gravimétrica 
wi = fracción peso del componente i 
Ti = temperatura de ebullición del componente i 
 
2.4.3 MABP: Molal Average Boiling Point (Temperatura Media Molar) 
La temperatura media molar, está dada por la sumatoria de los productos de la 
fracción molar y la temperatura de ebullición de cada uno de los componentes, de 
acuerdo con la siguiente ecuación [20]: 
 
𝑀𝐴𝐵𝑃 = ∑ 𝑦𝑖𝑇𝑖
𝑖=𝑛
𝑖=1
 (3) 
 
En donde: 
MABP = temperatura media molar 
yi = fracción mol del componente i 
Ti = temperatura de ebullición del componente i 
 
2.4.4 CABP: Cubic Average Boiling Point (Temperatura Media Volumétrica 
Cúbica) 
La temperatura media volumétrica cúbica, se calcula mediante la siguiente 
expresión [20]: 
𝐶𝐴𝐵𝑃 = [∑(𝑣𝑖)(𝑇𝑖)
1
3
𝑖=1
]
3
 (4) 
 
 
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18 
 
En donde: 
CABP = temperatura media volumétrica cúbica, K 
vi = fracción volumétrica del componente i 
Ti = temperatura de ebullición del componente i, K 
 
 
2.4.5 MeABP: Mean Average Boiling Point (Temperatura Promedio Medio) 
La temperatura promedio medio, representa la media aritmética de la temperatura 
media molar y la temperatura media volumétrica cúbica de acuerdo con la 
siguiente relación [20]: 
 
𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃 =
𝑀𝐴𝐵𝑃 + 𝐶𝐴𝐵𝑃
2
 (5) 
 
2.5 Otro procedimiento de cálculo de las temperaturas promedio 
Para fracciones del petróleo en las cuales la fracción volumen, peso o mol de los 
componentes es desconocida, las temperaturas de ebullición promedio se calculan 
a través de las curvas de destilación ASTM D86 como se describe a continuación 
[21]: 
 
𝑉𝐴𝐵𝑃 =
𝑇10 + 𝑇30+𝑇50+𝑇70+𝑇90
5
 (6) 
 
Donde: 
𝑇10, 𝑇30, 𝑇50, 𝑇70, 𝑇90 son las temperaturas ASTM al 10, 30, 50, 70 y 90 % volumen 
de destilado. 
 
Un parámetro que caracteriza a la curva de destilación es la pendiente de una 
línea recta entre los puntos 10 y 90%. Esta pendiente definida por “SL” se calcula 
de la siguiente manera: 
 
 
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19 
 
𝑆𝐿 =
𝑇90 − 𝑇10
80
 (7) 
Donde: 
SL = Pendiente ASTM, °C (K)/%vol. 
𝑇10 y 𝑇90 son las temperaturas ASTM D86 al 10 y 90% volumen de la curva de 
destilación. 
Para fracciones pesadas en que se disponen de los datos de destilación ASTM 
D1160 o ASTM D5236, las temperaturas de ebullición se deberán convertir a 
ASTM D86 y después calcular las temperaturas promedio de ebullición [21]. 
 
Las correlaciones matemáticas para la estimación de temperaturas promedio de 
ebullición de fracciones del petróleo en términos de la temperatura media 
volumétrica (VABP) y la pendiente ASTM (SL) se describen a continuación: 
 
𝐴𝐵𝑃 = 𝑉𝐴𝐵𝑃 − ∆𝑇 (8) 
ln(−∆𝑇𝑊) = −3.64991 − 0.02706(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)
0.6667 + 5.163875𝑆𝐿0.25 (9) 
ln(∆𝑇𝑀) = −1.15158 − 0.01181(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)
0.6667 + 3.70612𝑆𝐿0.333 (10) 
ln(∆𝑇𝐶) = −0.82368 − 0.08997(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)
0.45 + 2.456791𝑆𝐿0.45 (11) 
ln(∆𝑇𝑀𝑒) = −1.53181 − 0.0128(𝑉𝐴𝐵𝑃 − 273.15)
0.6667 + 3.646064𝑆𝐿0.333 (12) 
 
Donde ABP es la temperatura promedio de ebullición como WABP, MABP, CABP 
o MeABP y ∆T es la correspondiente corrección de temperatura para cada ABP. 
Todas las temperaturas están en Kelvin. 
VABP y SL están definidas en las ecuaciones (6) y (7). Una vez que ∆T es 
calculada para cada caso, se determinar la correspondiente ABP de la ecuación 
(8). 
La temperatura más usada es la temperatura promedio medio (MeABP), la cual es 
recomendada por Riazi [21] y se usa en diversas correlaciones matemáticas para 
el cálculo de otras propiedades de los hidrocarburos. 
 
 
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20 
 
2.6 Densidad 
Esta propiedad es quizás uno de los parámetros físicos más importantes en la 
caracterización del petróleo y de sus derivados, así mismo es una propiedad 
significativa para estimar su calidad [16]. 
La densidad está definida como masa por unidad de volumen de un fluido, 
representada generalmente con la letra griega “rho” 𝜌 y puede ser expresada en 
forma de densidad absoluta, densidad molar, volumen específico, volumen molar o 
densidad reducida [21]. 
La definición clásica de densidad se presenta en la siguiente ecuación: 
 
𝑑 =
𝑚
𝑣
 (13) 
 
Donde: 
d = densidad de la muestra 
m = masa de la muestra 
v = volumen de la muestra 
 
La densidad calculada con la ecuación anterior se conoce también como densidad 
absoluta. 
Por otro lado, la propiedad general y arbitraria “gravedad específica” es más 
ampliamente usada en la caracterización del petróleo y sus derivados [18]. Esta es 
la relación de la densidad absolutade una sustancia a una temperatura de prueba 
con respecto a la densidad absoluta de una sustancia de referencia a una 
temperatura especificada. 
Las temperaturas de referencia para la gravedad específica en la industria del 
petróleo corresponden a la densidad absoluta del hidrocarburo a 60°F y densidad 
absoluta del agua a 60°F (60°F/60°F, 15.6°C/15.6°C). 
 
 
 
 
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21 
 
La densidad es influenciada por la composición química del petróleo y es conocido 
que si incrementa la cantidad de compuestos aromáticos la densidad también 
incrementará, mientras que un incremento en compuestos saturados resulta en un 
decremento de la densidad [18]. 
Esta propiedad, para hidrocarburos se determina con los métodos ASTM D1298 y 
ASTM D70. 
Con el método ASTM D1298 se usa un hidrómetro, el cual es un accesorio de 
vidrio que se sumerge dentro de la muestra a tratar. Después de un corto tiempo 
de equilibrio dentro de la muestra flotará verticalmente a un cierto nivel. Este nivel 
resulta cuando la masa del hidrómetro es igual al efecto de flotabilidad. A mayor 
densidad de la muestra, menos se hundirá el hidrómetro en ella. El nivel de 
equilibrio muestra la densidad en la escala calibrada. Este método es el más 
simple y rápido [16]. 
Con el método ASTM D70 se usa un picnómetro. Este método consiste primero en 
pesar el picnómetro sin muestra, después es llenado con la muestra y se vuelve a 
pesar. 
La densidad absoluta es después calculada usando la siguiente ecuación: 
 
𝑑 =
𝑊𝐹 − 𝑊𝐸
𝑉
 (14) 
 
Donde: 
d = densidad de la muestra 
WF = peso del picnómetro con muestra 
WE = peso del picnómetro vacío 
V = volumen de la muestra en el picnómetro 
 
El método del picnómetro es el más exacto y puede ser aplicado a productos 
pesados del petróleo líquidos y semisólidos [2]. 
Los métodos ASTM para la determinación de la densidad se describen en el 
anexo B. 
 
 
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22 
 
En la Tabla 9 se muestran los intervalos de densidad para algunos productos 
derivados del petróleo. 
 
Tabla 9. Intervalos aproximados de densidad para algunos productos del petróleo [20]. 
Producto Densidad (a 20ºC y 1 atm), g/cm3 
Gasolina 0.700 – 0.780 
Turbosina 0.780 – 0.805 
Querosina 0.818 – 0.830 
Gasóleo 0.850 – 0.905 
 
 
2.7 Gravedad específica y gravedad API 
La densidad relativa estándar o gravedad específica es el cociente entre la 
densidad del hidrocarburo a 15.56°C (60°F) y la del agua a la misma temperatura 
[22], esta se conoce como densidad 15.56°C/15.56°C expresada en grados 
centígrados o bien densidad 60°F/60°F en grados Fahrenheit y se expresa de la 
siguiente manera: 
 
𝑑15.56°𝐶
15.56°𝐶 ó 𝑑60°𝐹 
60°𝐹 (15) 
 
La densidad se expresa igualmente en grados API como se muestra a 
continuación: 
 
𝐴𝑃𝐼 =
141.5
𝑠𝑔
− 131.5 (16) 
 
Y por lo tanto, de la expresión anterior también se puede conocer la gravedad 
específica: 
 
𝑠𝑔 =
141.5
𝐴𝑃𝐼 + 131.5
 (17) 
 
 
 
 
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23 
 
Donde: 
API = gravedad API 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
 
Salvo que se establezca otra cosa, los datos de la densidad relativa deben ser 
referidos a dichas temperaturas para todos los productos, menos para los asfaltos 
y aceites para carretera, que deben referirse a 25°C [23]. 
La gravedad específica 15.56°C/15.56°C difiere de la densidad15°C/4°C (d4°C
15°C) en 
que esta última es el cociente entre la densidad del hidrocarburo a 15°C y la del 
agua a 4°C. 
Se puede estimar la densidad relativa o gravedad específica a partir de la 𝑑4°𝐶
15°𝐶 
mediante la siguiente relación: 
 
𝑠𝑔 = 1.002 𝑑4°𝐶
15°𝐶 (18) 
 
El intervalo de gravedad específica de petróleos usualmente va de 0.8 (45.3°API) 
para los petróleos más ligeros hasta 1.0 (10°API) para petróleos asfálticos más 
pesados [18]. 
 
 
2.8 Factor de caracterización 
Desde el surgimiento de la industria del petróleo fue necesario definir un 
parámetro de caracterización basado en parámetros medibles con el propósito de 
clasificar al petróleo y sus derivados. El factor de caracterización de Watson (KW) 
es uno de los primeros factores de caracterización y fue definido originalmente por 
Watson y cols. de la UOP (Universal Oil Products). Por esta razón el parámetro es 
también llamado factor de caracterización UOP [21]. Sin embargo, el 
procedimiento de cálculo es distinto, ya que se utiliza diferente temperatura 
promedio de ebullición. 
 
 
 
 
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24 
 
2.8.1 Factor de caracterización UOP, KUOP 
El factor de caracterización, K, de un petróleo se define como la raíz cúbica de su 
temperatura media volumétrica cúbica (CABP), en Rankine, dividido por su 
gravedad específica a 15.56°C/15.56°C o 60°F/60°F [24]. Este factor de 
caracterización UOP, KUOP, se calcula de la siguiente manera: 
 
𝐾𝑈𝑂𝑃 =
(𝐶𝐴𝐵𝑃 + 459.7)
1
3
𝑠𝑔
 (19) 
 
Donde: 
CABP = temperatura media volumétrica cúbica, °F 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
KUOP = factor de caracterización UOP 
 
2.8.2 Factor de caracterización de Watson, KW 
El factor de caracterización de Watson, se define por la siguiente ecuación [21]: 
 
𝐾𝑊 =
(1.8 × 𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃)
1
3
𝑠𝑔
 (20) 
 
Donde: 
MeABP = Temperatura promedio medio, K 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
 
 
 
 
 
 
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25 
 
2.8.3 Factor de caracterización 
Está definido por la siguiente relación [25]: 
 
𝐾 =
1.2166√𝑉𝐴𝐵𝑃
3
𝑠𝑔
 (21) 
 
Donde: 
VABP = temperatura media volumétrica, K 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
 
 
2.9 Masa molecular 
La masa molecular de un componente puro es determinado mediante su fórmula 
química y los pesos atómicos de sus elementos [21]. El valor es fácil de obtener 
debido a que se conoce la estructura química de la molécula. 
En los hidrocarburos se tienen diversas moléculas con diferentes temperaturas de 
ebullición, por lo que se consideran una mezcla compleja y no es fácil conocer su 
masa molecular. 
Sin embargo, se disponen procedimientos experimentales como los métodos 
ASTM que ayudan a medir el valor de estas mezclas complejas o se pueden 
emplear otros procedimientos para calcular su valor, tales como las distintas 
correlaciones disponibles en la literatura. 
Es importante mencionar que la masa molecular es uno de los parámetros 
importantes en la caracterización de hidrocarburos [21]. 
 
 
 
 
 
 
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26 
 
2.10 Masa molecular de productos derivados del petróleo 
Para las fracciones del petróleo, la masa molecular representa un valor promedio, 
que es función de la composición de los hidrocarburos y aumenta conforme se 
incrementa la temperatura de ebullición [20]. 
La masa molecular en las fracciones del petróleo, refleja indicaciones importantes 
sobre la temperatura de ebullición y permite además determinar la fracción molar 
de cualquier componente en una mezcla [2]. 
En la literatura especializada se encuentran reportados algunos resultados para 
productos derivados del petróleo, como se muestran en la Tabla 10 [20]. 
 
Tabla 10. Masas moleculares de productos derivados del petróleo [20]. 
Fracción Masa Molecular 
Gasolina 90 – 160 
Turbosina180 – 200 
Querosina 210 – 260 
Diesel 245 – + 
Aceites 300 – 500 
 
 
 
2.11 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos ligeros 
 
Se disponen de correlaciones con las que se pueden estimar las masas 
moleculares de forma aproximada para hidrocarburos ligeros, tales como para 
gasolinas, turbosinas, querosinas, gasóleo ligero primario, combustible diesel. 
 
 
2.11.1 Método de la ecuación cuadrática 
La masa molecular promedio de productos derivados del petróleo se puede 
calcular con la ayuda de las relaciones empíricas que tienen la siguiente forma 
general [20]: 
 
𝑀𝑚 = 𝑎 + 𝑏𝑇 + 𝑐𝑇2 (22) 
 
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27 
En donde: 
Mm = masa molecular 
T = temperatura media volumétrica del producto del petróleo, °C 
a,b,c = constantes 
𝑎 = (7𝐾 − 21.5) (23) 
𝑏 = (0.76 − 0.04𝐾) (24) 
𝑐 = (0.0003𝐾 − 0.00245) (25) 
Por lo que la relación anterior se expresa: 
𝑀𝑚 = (7𝐾 − 21.5) + (0.76 − 0.04𝐾)𝑇 + (0.0003𝐾 − 0.00245)𝑇
2 (26)
K = Factor de caracterización 
El error al utilizar esta relación está comprendido entre 1 y 1.5% comparado con 
valores determinados experimental o gráficamente. 
2.11.2 Método Riazi – Daubert 
Riazi y Daubert desarrollaron la siguiente ecuación para estimar el valor de la 
masa molecular de hidrocarburos; ésta fue modificada para fracciones pesadas 
con intervalo de hasta 700 de masa molecular. La ecuación se plantea en términos 
de gravedad específica “sg” y “Tb” y se define de la siguiente manera [21]: 
𝑀𝑚 = 42.965[exp(2.097 × 10−4𝑇𝑏 − 7.78712𝑠𝑔 + 2.08476 × 10−3𝑇𝑏 ∗ 𝑠𝑔)] 𝑇𝑏1.26007𝑠𝑔4.98308 (27) 
 
 
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28 
 
Donde: 
Mm = masa molecular, kg/kmol 
Tb = temperatura promedio medio (MeABP), K 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
 
Esta ecuación puede ser aplicada a hidrocarburos en el intervalo de masa 
molecular de 70 – 700, intervalo de temperatura de ebullición de 300 – 850 K y 
gravedad API de 14.4 a 93 [21]. La ecuación (27) es precisa para fracciones 
ligeras (Mm < 300) con un porcentaje promedio de desviación de 3.5%, pero para 
fracciones más pesadas el porcentaje es de 4.7% [21]. 
 
2.11.3 Método Lee – Kesler 
La correlación desarrollada por Lee – Kesler es la siguiente [21, 22]: 
 
𝑀𝑚 = −12272.6 + 9486.4𝑠𝑔 + 𝑇𝑏(8.3741 − 5.9917𝑠𝑔) + 
107
𝑇𝑏
(1 − 0.77084𝑠𝑔 − 0.02058𝑠𝑔2) (0.7465 −
222.466
𝑇𝑏
) + 
1012
𝑇𝑏3
(1 − 0.80882𝑠𝑔 + 0.02226𝑠𝑔2) (0.32284 −
17.3354
𝑇𝑏
) (28) 
 
Donde: 
 
Mm = masa molecular, kg/kmol 
Tb = Temperatura promedio medio (MeABP), K, (hasta 750 K ó 477°C) 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
El método de Lee – Kesler también es aplicable para hidrocarburos en las que la 
masa molecular está comprendido entre 60 y 650. El error medio es de 5% 
aproximadamente. 
 
 
 IPN ESIQIE 
 
29 
 
2.11.4 Método UOP 375 
La masa molecular para fracciones del petróleo también puede estimarse a través 
de la correlación dada por la UOP (Universal Oil Products), utilizando la 
temperatura promedio medio (MeABP) y la gravedad específica a 
15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F [24]. Dicha correlación es la siguiente: 
 
𝑀𝑚 = 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑙𝑜𝑔 [(−0.000067214393 𝑠𝑔2 − 0.0013189667𝑠𝑔 + 0.0023229745)(𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃) + 
(1.496307𝑠𝑔2 − 2.4028499𝑠𝑔 + 2.7013135) + 
 (
−92.008149 + 240.43988𝑠𝑔 − 166.84095𝑠𝑔2
𝑀𝑒𝐴𝐵𝑃
) (29) 
 
Donde: 
Mm = masa molecular 
MeABP = temperatura promedio medio (MeABP), °F 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
 
 
2.12 Correlaciones para calcular masa molecular de hidrocarburos pesados 
 
Al igual que en el caso de hidrocarburos ligeros, se disponen de correlaciones con 
las que se pueden estimar las masas moleculares de forma aproximada para 
hidrocarburos pesados, tales como gasóleos o combustóleos. Dichas 
correlaciones se describen a continuación: 
 
2.12.1 Método Riazi – Daubert 
Para fracciones pesadas es posible que no se cuente con la temperatura de 
ebullición. Por esta razón Riazi y Daubert desarrollaron una correlación (mostrada 
en la ecuación 30) de tres parámetros en términos de la viscosidad cinemática 
para fracciones pesadas con un intervalo de masa molecular de 200 – 800 [21]: 
 
 IPN ESIQIE 
30 
𝑀𝑚 = 223.56 [𝑣100
(1.1228𝑠𝑔−1.2435)
𝑣210
(3.4758−3.038𝑠𝑔)
] 𝑠𝑔−0.6665 (30)
Donde: 
Mm = masa molecular, kg/kmol 
𝑣100 = viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C), cSt 
𝑣100 = viscosidad cinemática a 210°F (98.9°C), cSt 
sg = gravedad específica a 15.56°C/15.56°C ó 60°F/60°F 
2.12.2 Método ASTM D2502 
El método ASTM D2502 provee una gráfica para calcular la masa molecular de 
hidrocarburos pesados usando la viscosidad cinemática a 100°F (37.8°C) y 210°F 
(98.9°C). 
El procedimiento del método fue desarrollado de manera empírica por Hirschler en 
1946 [21] y consta de las siguientes ecuaciones matemáticas: 
𝑀𝑚 = 180 + 𝐾(𝐻(37.8) + 60) (31) 
Donde: 
𝐾 = 4.415 − 1.733 log10(𝑉𝑆𝐹 − 145) (32) 
𝑉𝑆𝐹 = 𝐻(37.8) − 𝐻(98.9) (33) 
𝐻 = 870 log10[log10(𝑣 + 0.6)] + 154 (34) 
En la ecuación (34), se sustituyen los valores de las viscosidades cinemáticas () 
a 37.8°C (100°F) y 98.9°C (210°F) para obtener 𝐻(37.8) 𝑦 𝐻(98.9), respectivamente. 
El método ASTM D2502 se describe en el Anexo C. 
 IPN ESIQIE 
31 
Capítulo 3 
Propiedades pseudocríticas: temperatura pseudocrítica, presión 
pseudocrítica (Tc, Pc) 
Las propiedades pseudocríticas, especialmente la presión, temperatura y el factor 
acéntrico son parámetros de entrada importantes para las ecuaciones de estado y 
correlaciones generalizadas en la estimación de propiedades físicas y 
termodinámicas de los fluidos. Los pequeños errores en la predicción de estas 
propiedades afectan de sobremanera las propiedades físicas calculadas [21]. 
Un estudio de la presión, el volumen y la temperatura de un componente puro 
revela un estado único particular en el que las propiedades de un líquido y un 
vapor llegan a ser indistinguibles el uno del otro. En ese estado, el calor latente de 
vaporización se convierte en cero y no ocurre cambio de volumen cuando el 
líquido es vaporizado. Este estado es llamado el estado crítico, y los parámetros 
apropiados de estado son denominados presión crítica (Pc), volumen crítico (Vc) y 
temperatura crítica (Tc) [3]. 
Debido a que el estado crítico de un componente es único, quizás no sea 
sorprendente que el conocimiento de Tc y Pc por ejemplo, permite que se hagan 
muchas predicciones en relación con las propiedades físicas de las sustancias y 
de los hidrocarburos. 
Estas predicciones están basadas en la ley de estados correspondientes que está 
caracterizado por sus propiedades reducidas, por ejemplo, temperatura reducida 
(Tr=T/Tc), presión reducida (Pr=P/Pc) y volumen reducido (Vr= V/Vc). 
Sin embargo, es raro en la ingeniería del petróleo manejar sustancias puras, y 
desafortunadamente la aplicación de la ley de estados correspondientes a 
mezclas es complicada por el hecho de que el uso del punto crítico para una 
mezcla no produce valores correctos de las propiedades reducidas. 
Para propósitos de ingeniería, esta dificultad se resuelve con el uso de las 
condiciones pseudocríticas, las cuales están basadas en presiones y temperaturas 
críticas promedio molar de los compuestos de la mezcla. Aunque el uso de 
condiciones pseudoreducidas para mezclas de hidrocarburos es generalmente 
satisfactorio, esto no es verdadero para estados cercanos al punto pseudocrítico 
verdadero, ni en general, para mezclas de vapor y líquido [3]. 
 
 
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