Prctica4_MCI_Elpetrleoyloscombustibles

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DEPARTAMENTO DE INGENIERIA MECANICA AGRICOLA 
 
ASIGNATURA: MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 
 
GUÍA DE PRÁCTICA No. 4 
 
EL PETRÓLEO Y LOS COMBUSTIBLES 
 
 
Autor 
José Ramón Soca Cabrera 
 
 
 
 
 
Chapingo, México, 2021 
 
2 
 
ÍNDICE 
INTRODUCCIÓN 3 
OBJETIVOS DE LA PRÁCTICA 6 
INDICACIONES METODOLÓGICAS 6 
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL 6 
1. Clasificación del petróleo 6 
2. Productos de la destilación del petróleo crudo 12 
3. Procesos de refinado de los derivados del petróleo 14 
3.1 Destilación 14 
3.2 Procesos de conversión (craqueo) 15 
3.3 Procesos de mejoramiento 18 
3.4 Proceso de purificación o tratamiento (desulfuración, deshidrogenación, 
desalación 20 
3.5 Proceso de mezclado (blending) 22 
3.6 Tipos de refinerías según su complejidad y procesos 22 
3.7 Mezcla de productos 24 
3.7.1 Mezclas de gasolina 24 
3.7.2 Mezclas de gas oíl 25 
4. Propiedades de los combustibles 27 
4.1 Propiedades de las gasolinas Premiun y Regular (Magna) 27 
4.2 Propiedades del gas oíl (diésel) de México 30 
4.3 Análisis de algunas propiedades de las gasolinas 31 
4.3.1 Volatilidad 31 
4.3 2 La detonación y el número de octano 40 
4.4 Análisis de algunas propiedades del combustible gas oíl 49 
4.4.1 Número de Cetano 49 
CONTENIDO DE LA PRÁCTICA 52 
A. Sobre los siguientes términos responda: 52 
B. Sobre las propiedades de los combustibles líquidos volátiles: 52 
C. Sobre las propiedades de los combustibles gas oíl (diésel): 54 
D. Destilación de combustibles, Curva ASTM. 54 
F. Número de Cetano del combustible diésel 58 
BIBLIOGRAFÍA 60 
 
 
 
 
 
3 
 
INTRODUCCIÓN 
El petróleo es conocido desde la antigüedad. Según la Biblia, Noé impermeabilizó 
su arco con un derivado del petróleo, el betún. La historia explica también que los 
pueblos de Mesopotamia –sumerios y acadios– hacían comercio con los asfaltos, 
las naftas y los betunes, y que al sur del actual Irán ya había una especie de pozos 
de petróleo 500 años antes de Jesucristo, que los chinos buscaban bajo tierra, 
utilizando cañas de bambú y tubos de bronce, y lo utilizaban para usos domésticos 
y la iluminación. Los fenicios comerciaban con petróleo que obtenían a las orillas 
del mar Caspio, y los griegos destruían las flotas enemigas vertiendo petróleo al mar 
y prendiendo fuego. El aceite de piedra también se usó en la época preindustrial 
con finalidades terapéuticas y para el embalsamamiento de los muertos, y también 
como remedio natural contra las contusiones, las quemaduras o los reumatismos. 
En México los nativos lo utilizaron para hacer pinturas y otros usos. 
El primer pozo de petróleo “moderno” lo perforó, en 1859, Edwin Drake en 
Pensilvania, en los Estados Unidos. Drake hizo un sondeo en el valle de Oil Creek 
para la empresa Séneca Oil y, después de meses de esfuerzo, el petróleo brotó 
espontáneamente de un pozo de 21 metros de profundidad. Con esto, acababa de 
nacer una de las industrias más poderosas del planeta: la petrolera, y empezaba a 
retroceder la que hasta entonces había sido la fuente de energía más importante: el 
carbón. 
Este aceite mineral empezó a entrar en juego como recurso energético a finales del 
siglo XIX, época en que era utilizado para la iluminación, en su forma de queroseno, 
un producto intermedio entre las naftas y el gasóleo que quemaba en quinqués y 
otros tipos de lámparas; más tarde en el alumbrado, en las cocinas y la calefacción. 
El gran cambio histórico se produjo cuando aparecieron los motores de explosión 
(Daimler, 1887) y de combustión (diésel, 1897), que permitieron el desarrollo 
espectacular de nuevos sistemas de transporte por tierra y aire, y la sustitución de 
los combustibles tradicionales por derivados del petróleo tanto en el transporte 
marítimo, como en el terrestre (ferrocarril) y en la industria. Acababa de nacer una 
de las industrias más importantes del siglo XX: la de la automoción. 
Paralelamente a la utilización de los derivados del petróleo como fuente de energía, 
el aprovechamiento de los centenares de hidrocarburos presentes en este aceite 
mineral abrió otra vía industrial, la petroquímica, que inició la síntesis y producción 
de gran cantidad de sustancias, a partir de la manipulación de los componentes del 
petróleo, y puso en el mercado una variedad de productos desconocidos hasta 
entonces. 
Los derivados del petróleo tienen tantos usos, como ingenios y útiles hemos sido 
capaces de desarrollar los humanos para transformarlos en calor o trabajo, o en 
materia prima de otros productos. Sus principales usos están en los sectores del 
transporte, la industria, doméstico y petroquímico. 
4 
 
El transporte es uno de los sectores que más petróleo consume en forma de 
carburante. A nivel mundial, la demanda de gasolinas representa un 25% de la 
demanda total de derivados del petróleo. Los carburantes que se utilizan en todo el 
mundo para impulsar los diferentes medios de transporte –automóviles, 
motocicletas, camiones, barcos, aviones o trenes– son las gasolinas, los gasóleos 
y los querosenos, carburantes con que se alimentan los motores, que transforman 
la energía térmica contenida en los hidrocarburos en movimiento. 
Las gasolinas se utilizan en los motores de encendido por chispa (MECh), los 
gasóleos (gas oil o diésel), en los motores de encendido por compresión (MEC), y 
los querosenos, en los reactores de los grandes aviones comerciales y de transporte 
de mercancías. Actualmente, se comercializan dos tipos de gasolinas en México: la 
Premiun de 92 octanos (AKI) y la magna de 87 octanos (AKI). También hay gasóleos 
de diversas calidades, según el tipo de vehículo al que van destinados: automóviles, 
camiones, vehículos agrícolas, barcas, etc.(Diésel 1, 2, turbosina, etc.). 
Como combustible, el petróleo está presente en algunos hogares en forma, 
principalmente, de gases licuados del petróleo o GLP. Se trata del propano (C3H8) 
y del butano (C4H10), gases que se distribuyen mediante bombonas, cilindros de 
gas, o con los que se llenan regularmente los depósitos centralizados que proveen 
de calefacción y gas, a la cocina, a edificios de viviendas, edificios públicos o casas 
aisladas que no disponen de otras fuentes de energía (aunque muchas veces es 
gas natural, obtenido de los yacimientos). 
La mezcla de propano y butano, además de ser usada como combustible doméstico, 
se utiliza también como carburante de vehículos a motor. Se almacena, transporta 
y suministra en fase líquida, a temperatura ambiente y a bajas presiones, cosa que 
permite disponer de una elevada densidad energética en poco volumen. Desde un 
punto de vista técnico, no hay restricciones para que cualquier vehículo equipado 
con un motor adecuado pueda utilizar GLP. No obstante, su uso más frecuente es 
en vehículos de servicio público como autobuses urbanos, camiones de recogida 
de basuras, ambulancias, repartidores de bebidas y comidas en pueblos y ciudades, 
etc. 
Fuera del grupo de combustibles, se encuentran los asfaltos, una de las fracciones 
molecularmente más pesadas obtenidas de la destilación del petróleo, que se utiliza 
como material de recubrimiento de las carreteras, y los aceites lubricantes con los 
que se engasan los engranajes de los motores de todas las máquinas, a fin de 
prolongar su vida útil. 
El fueloil es un combustible residual y pesado del que se fabrican diferentes 
variedades comerciales, que se diferencian en su viscosidad y en el contenido en 
azufre, y se utiliza como fuente de energía en las calderas industriales y los motores 
de cogeneración. El coque es un combustible sólido que se usa fundamentalmente 
en las industrias cementera y cerámica. 
5 
 
Los plásticos son los productos petroquímicos más representativos. Se obtienen a 
partir de un proceso de polimerización de hidrocarburos, es decir, de formación de 
grandes moléculas, mediante la unión de moléculas sencillas –los monómeros. La 
utilización de losplásticos se ha extendido a dominios tan diferentes como el de los 
envases y embalajes, las pinturas, las fibras sintéticas y permite gozar de una gran 
variedad de objetos de uso común como los recipientes, las bolsas, los juguetes, 
etc. 
Ahora bien, la actividad de la industria petroquímica proporciona una amplia gama 
de productos, tanto o más importantes que los plásticos: 
• Los detergentes, jabones y blanqueadores. 
• Los fertilizantes, herbicidas, insecticidas y funguicidas usados en la agricultura. 
• Algunos perfumes, colorantes y saborizantes. 
• El caucho sintético y el negro de humo, utilizados para la fabricación de los 
neumáticos. 
• Productos farmacéuticos fúngicos, antibióticos y antivíricos, analgésicos, 
estimulantes, coagulantes, tranquilizantes, etc. 
Es sorprendente que del petróleo se lleguen a obtener tantos productos derivados 
–algunos incluso con utilidad terapéutica–, hay que tener presente que los 
hidrocarburos están formados por la combinación de átomos de hidrógeno y 
carbono, dos de los elementos fundamentales de la vida. 
El petróleo representa alrededor del 40% del consumo mundial de energía primaria, 
y ocupa un lugar predominante e insustituible, a corto plazo, como fuente de energía 
básica. A parir de 1970 la humanidad comenzó a preocuparse de manera especial 
en los aspectos de la contaminación ambiental y el cambio climático que se estaba 
produciendo en el planeta Tierra, causado fundamentalmente por el uso desmedido 
e incontrolado de los derivados del petróleo, tanto en las fuentes móviles (sector 
transporte), como fijas (sector industrial y doméstico). Hoy día el mundo se enfrenta 
a un nuevo paradigma: la descarbonización, la reducción drástica de los gases de 
efecto invernadero (GEI) y de los gases tóxicos dañinos al medio ambiente, la 
regulación del ciclo del carbono; la descontaminación del agua, del aire, del suelo; 
el cuidado de la salud; la calidad alimentaria; entre otros muchos retos sociales, que 
no dejan de ser compromisos serios para la tecnología presente y futura al tratarse 
de sustituir al petróleo como fuente principal de energía y materia prima actual. 
México, gran productor de petróleo soporta su política económica -y social- basada 
en el crudo, no se observa una proyección hacia las energías limpias para los 
próximos años, aunque participa de manera activa en los foros internacionales como 
el Pacto de París, el acuerdo de Kyoto, etc. Por ello, la actual práctica debe contribuir 
a la comprensión y buen uso de los combustibles como fuente de energía en el 
transporte, la agricultura y la industria, principalmente, los campos de actuación del 
Ingeniero Mecánico Agrícola. 
6 
 
OBJETIVOS DE LA PRÁCTICA 
Objetivo general 
Explicar la influencia de las diferentes propiedades de los combustibles y lubricantes 
mediante la determinación de los valores de diferentes propiedades de los derivados 
del petróleo, a fin de que aplique los conocimientos en la solución de problemas 
situados y significativos de la Ingeniería Mecánica Agrícola 
Objetivos específicos 
Determinar los valores de algunas propiedades de las gasolinas, a fin de que analice 
la congruencia con los valores establecidos en las normas y la influencia en el 
funcionamiento de los MECh. 
INDICACIONES METODOLÓGICAS 
El contenido de esta práctica se desarrollará tomando los resultados de ensayos de 
combustibles realizados en laboratorios especiales de combustibles y lubricantes, 
utilizando los procedimientos establecidos en normas como ASTM, SAE o DIN, 
entre otras y las especificaciones técnicas establecidas por los fabricantes de estos 
productos como PEMEX, TEXACO, ESSO, SHELL, BP, REDSOL, entre otros. 
A partir del marco teórico conceptual de esta guía, de información disponible en 
internet u otros medios y de los datos obtenidos en pruebas anteriores, cada 
estudiante debe realizar los cálculos y efectuar el análisis correspondiente de 
acuerdo con los objetivos establecidos. 
Recuerde, verificar la calidad del informe escrito de la práctica, según la rúbrica de 
evaluación, antes de enviar el producto para su evaluación. 
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL 
1. Clasificación del petróleo 
La composición química de los crudos es sorprendentemente uniforme, aunque sus 
características físicas varían ampliamente. La composición elemental del crudo de 
petróleo está comprendida normalmente dentro de los siguientes intervalos: 
carbono: 84 – 87 %, Hidrógeno: 11 – 14 %, Azufre: 0 – 2 %, Nitrógeno: 0.2 %. 
Existen diferentes tipos de crudos en función de su estructura molecular, densidad, 
componentes principales y del contenido en azufre. 
Por su estructura (series) 
Series de Hidrocarburos 
 
 De las numerosas series de hidrocarburos que existen en el petróleo, solo 
algunas han sido estudiadas lo suficiente para guiar el desarrollo industrial. Las más 
7 
 
conocidas son las series parafínica, olefínica, nafténica, aromática, diolefínica y 
acetilénica (figura 1). 
▪ Serie Parafínica o alcanos (formula tipo CnH2n+2): se caracterizan por su 
gran estabilidad (son saturados). La estructura de los átomos de Carbono es 
lineal con simple enlace entre los átomos de Carbono. Los nombres de cada 
miembro terminan en –ano, es decir, metano, etano, hexano, hexadecano. A 
temperatura ambiente, estos productos, con excepción de aquellos que 
contienen un átomo de carbono terciario, no son afectados por el ácido 
sulfúrico fumante, álcalis concentrados, ni aún por el poderoso oxidante ácido 
crómico. Reaccionan lentamente con el cloro a la luz solar y en presencia de 
un catalizador como el cloro y el bromo. Las reacciones se efectúan 
generalmente por la sustitución de un átomo de hidrogeno por un grupo 
químico o un elemento. Los miembros inferiores han sido identificados en la 
mayoría de los petróleos crudos. Los miembros superiores de la serie 
parafínica se hallan presentes en la mayoría de los petróleos, aunque los 
petróleos crudos enteramente desprovistos de parafina pueden contener 
hidrocarburos parafínicos de alto punto de ebullición. 
▪ Serie olefínica, etilénica o alquenos (formula tipo CnH2n): su estructura 
presenta al menos un doble enlace entre los átomos de Carbono, está 
formada por hidrocarburos no saturados, es decir, que la serie de este tipo 
puede unirse directamente con otros elementos tales como el cloro, bromo, 
ácido clorhídrico, ácido sulfúrico, sin desplazar un átomo de hidrogeno. El 
nombre de estos hidrocarburos termina en –eno, como eteno (etileno), 
propeno (propileno) y buteno (butileno). Los compuestos no saturados 
reaccionan y se disuelven en ácido sulfúrico y pueden ser extraídos de los 
petróleos. Las olefinas de bajo punto de ebullición no están probablemente 
presentes en el petróleo crudo, pero se encuentran en los productos del 
craqueo. 
▪ Serie nafténica ( formula tipo CnH2n ): tienen la misma fórmula tipo que la 
serie olefínica, pero sus propiedades son notablemente diferentes. Los 
naftenos son compuestos cíclicos o en anillo, mientras que las olefinas son 
compuestos de cadena abierta en los que un doble enlace une dos átomos 
de carbono. Los naftenos son compuestos saturados y las olefinas son no 
saturadas. Estas últimas pueden reaccionar por combinación directa con 
otros elementos, por el contrario los compuestos saturados solamente 
pueden reaccionar por reemplazo del hidrógeno por otro elemento. Los 
naftenos, a diferencia de sus isómeros, las olefinas, no son fácilmente 
solubles en ácido sulfúrico. Han sido encontrados en casi todos los petróleos 
crudos. 
▪ Serie Aromática (formula tipo CnH2n-6): frecuentemente llamada serie del 
benceno es químicamente activa. Estos hidrocarburos son particularmente 
8 
 
susceptibles a la oxidación con formación de ácidos orgánicos. Los 
compuestos aromáticos pueden formar productos tanto de adición como de 
substitución, dependiendo de las condiciones de lareacción. Solo algunos 
petróleos contienen algo más que vestigios de aromáticos de bajo punto de 
ebullición, tales como el benceno y el tolueno. Esta serie se encuentra en los 
destilados del craqueo y es sumamente valorada por sus cualidades 
antidetonantes. 
▪ Serie diolefínica (formula tipo CnH2n-2): es similar a la serie olefínica con la 
excepción de que contiene dos átomos menos de hidrógeno o bien existen 
dos dobles enlaces en cada molécula, los que hacen que la serie sea 
extremadamente activa. Este tipo de hidrocarburo tienden a polimerizarse 
o combinarse con otras moléculas no saturadas, formando compuestos 
gomosos de alto peso molecular. Las diolefinas y las gomas derivadas de 
ellas se encuentran en la gasolina del craqueo sin tratar, pero quizás no se 
encuentran en el crudo. Son polimerizadas y extraídas con ácido sulfúrico. 
▪ Serie Cíclica, tales como las contenidas en las fórmulas CnH2n-2, CnH2n-
4, CnH2n-8, etc., no son bastante conocidas. Sin embargo, la bibliografía 
indica que estas series predominan en los aceites de mayor punto de 
ebullición, como gas oíl y aceites lubricantes. Casi todos los hidrocarburos 
presentes en los aceites lubricantes son saturados, pero algunos autores 
manifiestan que alrededor del 20% del aceite lubricante es soluble en ácido 
sulfuroso. Indudablemente este 20% consta en gran parte de hidrocarburos 
no saturados. 
▪ Serie acetilénica o alquinos, Los alquinos se nombran de forma análoga a 
las olefinas sustituyendo la terminación eno por ino (característica del triple 
enlace). Su fórmula empírica general es: CnH2n-2. La mayor parte de las 
reacciones de los hidrocarburos acetilénicos son muy parecidas a las de las 
olefinas, como es de esperar, siempre que las reacciones sean de adición al 
triple enlace. Sobre el triple enlace se pueden adicionar cuatro átomos o 
grupos monovalentes de átomos hasta dar lugar a la total saturación del 
enlace. La saturación puede ser parcial si se detiene en el estadio de olefina. 
Por su densidad 
Una de las formas de clasificación del petróleo es en función de los llamados 
grados API. El grado API o la gravedad API, de sus siglas en inglés American 
Petroleum Institute, es una medida de la densidad que, en comparación con 
el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. 
Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, 
flotarían en ésta. La gravedad API se usa también para comparar densidades de 
fracciones extraídas del crudo. 
La ecuación es: 
9 
 
°𝐴𝑃𝐼 =
141.5
𝐺𝐸
− 131.5 a 60°F; 
Donde 
𝐺𝐸 − gravedad específica del fluido. 
La gravedad específica es la relación entre la densidad de una sustancia y la 
densidad del agua. Si la temperatura no está especificada, se asume que 
es agua a 3,98 °C y, por lo tanto, tiene una densidad de 0,999972 g/cm3 o 
999,972 kg/m3. 
Los crudos se dividen en: 
Crudos Livianos, son aquellos cuya gravedad API es mayor a 30. Constituyen 
los de más valor comercial y dentro de esta categoría caen también los 
condensados cuya gravedad API es mayor a 45. Son los más utilizados para la 
producción de gasolinas. Las reservas de este tipo de crudo son cada día 
menores. 
. 
 
10 
 
 
Figura 1. Series de hidrocarburos presentes en el crudo. 
Crudos Medianos, son aquellos cuya gravedad API esta entre 22 y 29.9, 
también representan un tipo de crudo de valor apreciable en el mercado. 
Crudos Pesados, son aquellos cuya gravedad API varía de 10 a 21.9. 
Crudos Extrapesados, son aquellos cuya gravedad API es menor a 10. En la 
actualidad constituyen un grupo creciente dentro del volumen de reservas de 
crudos convencionales del mundo. 
 
Por su composición química 
Base Parafínica, son aquellos que contienen parafina y muy poco o ningún 
componente asfáltico, son buenos para la obtención de gasolinas de bajo octanaje, 
ceras parafínicas y aceites lubricantes de alta calidad. Los crudos livianos caen 
dentro de esta clasificación ya que de ellos se extrae mayor cantidad de combustible 
que de los restantes. 
11 
 
Base Asfáltica, son aquellos que en su composición entran grandes proporciones 
de material asfáltico con poco o ningún contenido de parafinas. Corresponden a la 
serie nafténica, y mediante procesos especiales de refinación se pueden producir 
aceites lubricantes equivalentes a los que se obtienen de los crudos parafínicos. 
Los crudos pesados integran básicamente esta categoría, producen básicamente 
Fuel-oíl que es un combustible pesado de uso industrial. 
Base Mixta, estos tipos de hidrocarburos poseen elementos parafínicos y 
asfálticos, esto es, en su composición entran una mezcla de hidrocarburos 
parafínicos y nafténicos junto con cierta proporción de aromáticos. Los crudos 
medianos pertenecen a esta categoría. 
Cuando se habla de los productos obtenidos de la refinería básicamente hablamos 
de dos tipos principales, los parafínicos y los asfalticos, aunque debemos señalar 
cualquiera sea la naturaleza del crudo, todos pueden producir el mismo tipo de 
producto, no necesariamente puede decirse lo mismo respecto al rendimiento 
(cantidad), calidad y composición de los productos ya que ello si va a están 
dependencia directa del tipo de crudo. 
Otro factor importante que se debe tener en cuenta es que la distribución de los 
productos esperados en cada refinería (patrón de producción) depende del tipo de 
crudo procesado, las unidades de proceso utilizadas, y es condicionado por los 
requerimientos de mercado. En la tabla 1 puede observarse como cada tipo de 
crudo afecta la composición de cada uno de sus productos. 
Tabla 1. Composición de los productos del petróleo en función de la naturaleza del 
crudo. 
Fraccio
n 
Rango de 
Ebullició
n 
50% 
ASTM 
Destilaci
ón, 
 °F 
Crudo Base Parafinico, 
% en peso 
Crudo en base asfaltica, 
% en peso 
No 
Saturad
os Parafin
as 
Nafta
s 
Aromatic
os 
Parafin
as 
Nafta
s 
Aromatic
os 
Gasolin
a 
280 65 30 5 35 55 10 -- 
Kerosin
a 
450 60 30 10 25 50 25 -- 
Gas Oil 600 35 55 15 -- 65 33 2 
Destila
do 
Pesado 
750 20 65 15 -- 55 43 2 
 
Por el contenido de azufre 
El azufre puede estar presente como azufre libre disuelto, ácido sulfhídrico o como 
compuestos orgánicos tales como tiofenos, ácidos sulfónicos, mercaptanos, 
sulfatos y sulfuros de alquilo. Algunos de estos compuestos no se encuentran en 
12 
 
el petróleo crudo, sino que se producen partiendo de otros compuestos durante la 
destilación y refinado. Los compuestos de azufre son particularmente perjudiciales 
debido a que generalmente tienen olor desagradable y algunos son corrosivos. 
La clasificación puede ser: 
• de muy bajo contenido en azufre, SELV 
• de bajo contenido en azufre, BTS 
• de contenido medio en azufre, MTS 
• de alto contenido en azufre, HTS 
• de muy alto contenido en azufre Thts 
2. Productos de la destilación del petróleo crudo 
Mediante la destilación del petróleo, se obtienen progresivamente todos aquellos 
compuestos de temperatura de ebullición semejante, y que tienen características 
también semejantes (figura 2). 
• Gases: Sustancias cuyo punto de ebullición está comprendido entre -165 y 0 °C –
metano, etano, propano y butano. El propano y el butano se denominan también 
GLP o gases licuados del petróleo. 
• Éter de petróleo: Fracción volátil que destila entre los 20 y los 60 °C, y contiene 
principalmente pentanos y hexanos. 
• Gasolinas y naftas: Mezcla formada por hidrocarburos de cuatro a doce átomos 
de carbono, con un punto de ebullición entre los 30 y 200 °C. Se utilizan como 
combustible y como materia prima de la industria petroquímica, para obtener 
plásticos y productos químicos. 
• Queroseno: Fracción del petróleo con punto de ebullición entre 150 y 300 °C. Tiene 
de doce a dieciséis átomos de carbono, y se utiliza como combustible de aviones 
reactores, combustible doméstico y para la iluminación.• Gasóleos: Compuestos formados por cadenas de quince a dieciocho átomos de 
carbono, con una temperatura de ebullición de 175 a 400 °C. Son combustibles para 
motores Diesel y para calefacción. 
• Fuelóleos: Productos pesados obtenidos como residuos de la destilación 
atmosférica. Se utilizan como combustibles de grandes instalaciones, como las 
centrales térmicas. 
Una destilería debe estar diseñada para tratar una gama bastante amplia de 
petróleos. En aquellos lugares donde las reservas estimadas de crudo se proyectan 
similares en calidad, las refinerías son concebidas para tratar solamente ese tipo de 
crudo. Existen refinerías simples (con algunas unidades de procesamiento) y 
complejas (con un gran número de unidades). 
• Destilación al vacío del residuo de topping 
13 
 
• Unidades de hidrodesulfuración (eliminación del azufre) de GLP, Naftas, 
Kerosene y Gas oil para permitir la posterior reformación 
• Unidad de Isomerización de naftas livianas en isoparafinas de alto índice de 
octano 
• Tratamiento con sosa cáustica de nafta o kerosene (unidad Merox) 
 
Figura 2. Torre de destilación primaria de los derivados del petróleo. 
• Unidad de reformado de naftas pesadas de bajo octanaje en hidrocarburos 
aromáticos de alto índice de octano 
• La planta de MTBE (Metil-Ter-Butil–Eter) produce un aditivo para 
incrementar el octanaje de la nafta sin plomo 
• Alquilación que produce livianos con un número de octanos superior 
• Hidrocraqueo de gas oíl resultante de la Unidad de Vacío (en presencia de 
hidrógeno y de un catalizador) en gasoil de mayor valor añadido. 
• Coquización para reducir los excedentes de fuel oíl pesado de bajo valor 
dejando un carbono casi puro, denominado coque. 
14 
 
• Planta de Hidrógeno para los procesos de hidrodesulfuración e hidrocraqueo 
En la tabla 2 se presentan los porcientos de derivados del petróleo que se producen 
en cada tipo de refinería de acuerdo con la cantidad de unidades de procesamiento 
existentes. 
3. Procesos de refinado de los derivados del petróleo 
Los procesos de refino dentro de una refinería se pueden clasificar, por orden de 
realización y de forma general, en destilación, conversión y tratamiento. Antes de 
comenzar este proceso se realiza un análisis de laboratorio del petróleo, puesto que 
no todos los petróleos son iguales, ni de todos se pueden extraer las mismas 
sustancias. A continuación se realizan una serie de refinados “piloto” donde se 
experimentan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Una vez 
comprobados los pasos a realizar, se inicia el proceso. 
3.1 Destilación 
La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo 
es conseguir, mediante calor, separar los diversos componentes del crudo. Cuando 
el crudo llega a la refinería es sometido a un proceso denominado “destilación 
fraccionada”. En éste, el petróleo es calentado en una columna, llamada también 
“torre de fraccionamiento o de destilación” (figura 2). 
El petróleo pasa primero por un calentador que alcanza una temperatura de 370 – 
400 ºC y posteriormente es introducido en una torre, donde comienza a circular y a 
evaporarse sus fracciones. Según van ascendiendo se van enfriando hasta que 
cada fracción alcanza su temperatura de condensación y se van depositando en las 
bandejas correspondientes; de esta manera se van separando y obteniendo cada 
derivado. 
Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a 
temperaturas más bajas y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando 
las moléculas más grandes. 
Las fracciones más ligeras del crudo, como son los gases y la nafta, ascienden 
hasta la parte superior de la torre. A medida que descendemos, nos encontramos 
con los productos más pesados: el queroseno, gasoil ligero, gasoil pesado. En 
último lugar, se encuentra el residuo de fuelóleo atmosférico. 
La destilación es continua: el crudo calentado entra en la torre y las fracciones 
separadas salen a los diferentes niveles. Esta operación, no obstante, sólo 
suministra productos en bruto que deberán ser mejorados (convertidos) para su 
comercialización, dado que los procesos de destilación no rinden productos en la 
cantidad ni calidad demandas por el mercado. 
En cuanto a la cantidad, las fracciones obtenidas deben estar distribuidas de forma 
que puedan hacer frente a las necesidades de las distintas épocas del año. En 
15 
 
invierno, las necesidades de gasóleos y fuelóleos para calefacción serán superiores 
a las del verano, donde prima la producción de gasolinas. Con respecto a la calidad, 
las gasolinas que provienen directamente de la destilación no responden a las 
exigencias de los motores, particularmente en lo que se refiere a su índice de 
octanos. 
Tabla 2. Rendimientos de los derivados del petróleo de acuerdo con el tipo de 
refinería. 
 
3.2 Procesos de conversión (craqueo) 
Para hacer más rentable el proceso de refino y adecuar la producción a la demanda, 
es necesario transformar los productos, utilizando técnicas de conversión (figura 3 
y 4). 
Los procesos de conversión más utilizados para modificar el tamaño y/o la 
estructura de las moléculas de hidrocarburos, son los siguientes: 
• Descomposición (división) mediante hidrocraqueo, craqueo térmico y 
catalítico, coquización y ruptura de la viscosidad. 
Los procedimientos de “cracking” o craqueo consisten en una ruptura molecular y 
se pueden realizar, en general, con dos técnicas: el craqueo térmico, que rompe las 
moléculas mediante calor, y el craqueo catalítico, que realiza la misma operación 
mediante un catalizador, que es una sustancia que causa cambios químicos sin que 
ella misma sufra modificaciones en el proceso. 
Las técnicas de conversión también se pueden aplicar a componentes más ligeros. 
Este es el caso del “reformado”. Gracias a este proceso, la nafta puede convertirse 
en presencia de platino (que actúa como catalizador), en componentes de alta 
calidad para las gasolinas. 
Craqueo catalítico fluidizado FCC 
El craqueo catalítico fluidizado (FCC) es el proceso de refinación desde el origen 
más importante en la destilación del crudo, en lo que respecta a la capacidad de 
16 
 
producción de toda la industria y el efecto general que posee en las operaciones de 
refinación y en su aspecto económico. El proceso opera a altas temperaturas y baja 
presión y emplea un catalizador5 para convertir el gasóleo pesado a partir de la 
destilación del crudo (y otros flujos pesados) en gases livianos, materias primas de 
petroquímicos, mezcla de componentes de gasolina (nafta de FCC), y mezcla de 
componentes de combustible diésel (aceite cíclico ligero). 
El FCC ofrece (1) altos rendimientos de gasolina y material destilado (en el rango 
de 60-75 vol% en la carga de FCC), (2) alta confiabilidad y bajos costos operativos 
y, (3) flexibilidad operativa para adaptarse a los cambios en la calidad del petróleo 
crudo y los requisitos de los productos refinados. En sentido amplio, las refinerías 
orientadas a la producción de combustibles para transporte, la unidad de FCC 
representa más del 40% del total de la producción de gasolina y combustibles 
destilados (por ejemplo, diésel) que elabora una refinería. 
Hidrocraqueo 
El hidrocraqueo, al igual que el FCC, convierte los destilados y el gasóleo a partir 
de la destilación del crudo (como así también otros flujos de refinería pesados), 
principalmente en gasolina y destilados. Este es un proceso catalítico que opera a 
temperatura moderada y a alta presión. Aplica hidrógeno generado externamente 
para descomponer el destilado y las cargas de gasóleo pesado en gases livianos, 
materias primas de petroquímicos, y mezcla de componentes de gasolina y 
combustible diésel. 
Como sucede con el FCC, el hidrocraqueo ofrece altos rendimientos de productos 
livianos y una extensa flexibilidad operativa. El rendimiento del producto a partir delhidrocraqueo depende del modo como está diseñada y opera la unidad. Desde un 
extremo operativo, un hidrocraqueador puede convertir esencialmente toda su 
carga en mezcla de componentes de gasolina, con rendimientos de ≈ 100 vol% en 
la carga. De manera alternativa, un hidrocraqueador puede producir combustible 
pesado y diésel, con rendimientos combinados de 85% a 90 vol%, junto con bajos 
volúmenes de gasolina. 
El hidrocraqueo presenta una notable ventaja respecto del FCC. La entrada de 
hidrógeno al hidrocraqueador no sólo causa reacciones de craqueo, sino también 
otras reacciones que extraen los heteroátomos, en especial el azufre, de los flujos 
hidrocraqueados. Estas reacciones de “hidrotratamiento” producen flujos 
hidrocraqueados con contenido de azufre muy bajo y mejores propiedades. 
Coquización 
La coquización es un proceso de conversión térmica, no catalítico que descompone 
el aceite residual, el residuo más pesado que resulta de la destilación del crudo, en 
un rango de intermedios más livianos para continuar su procesamiento. En la 
17 
 
industria de la refinación, la coquización es el medio principal (aunque no el único) 
de conversión del aceite residual, el “fondo del barril de crudo”, en productos más 
livianos y valiosos. 
 
Figura 3. Procesos de refinación de los derivados del petróleo. 
 
Figura 4. Esquema simplificado de procesos de refinado de los productos 
derivados del petróleo. 
18 
 
Los productos craqueados a partir de la coquización incluyen gases livianos 
(incluidas las olefinas livianas), nafta de baja calidad (nafta del proceso de 
coquización) y flujos destilados (destilado de coque), los cuales deben continuar su 
procesamiento, y grandes volúmenes de gasóleo de coque y coque de petróleo (≈ 
25 – 30 % en la carga). 
El gasóleo de coque se utiliza principalmente como carga de FCC adicional. Sin 
embargo, el gasóleo de coque contiene altos niveles de azufre y otros 
contaminantes, los cuales disminuyen el valor de la carga de FCC, en comparación 
con el gasóleo de destilación directa. 
3.3 Procesos de mejoramiento 
Los procesos de mejoramiento provocan reacciones químicas que combinan o 
reestructuran las moléculas en los flujos de bajo valor para producir otros de mayor 
valor, principalmente una mezcla de componentes de gasolina con alto octanaje y 
bajo contenido de azufre. Todos los procesos de mejoramiento de principal interés 
emplean catalizadores, incluyen moléculas de hidrocarburo pequeñas y se aplican 
a la producción de gasolina. 
Entre los procesos de mejoramiento, los más importantes son el reformado 
catalítico, la alquilación, la isomerización, la polimerización y la esterificación. 
Reformado catalítico 
El reformado catalítico (o, simplemente, “reformado”) es el proceso de mejoramiento 
más usado, en particular, en las refinerías de los Estados Unidos. Las unidades de 
reformado procesan diversos flujos de nafta (principalmente, pero no de manera 
exclusiva, nafta de destilación directa a partir de la destilación del crudo). Los 
reformadores catalíticos realizan una serie de reacciones catalíticas en estos flujos 
de nafta, que aumentan significativamente el nivel de octano de estos (en algunos 
casos hasta alcanzar una cantidad de 50 octanos). El rendimiento del reformador 
(llamado reformado) es una mezcla de componentes de gasolina especial, de alto 
octanaje. El reformado representa alrededor del 25% del yacimiento de gasolina de 
los Estados Unidos. 
Las reacciones químicas principales en el reformado generan compuestos 
aromáticos (hidrocarburos con moléculas en forma de anillo). Los aromáticos en el 
punto de ebullición de la gasolina tienen un nivel de octano muy alto y características 
que favorecen la producción de gasolina. 
El reformado catalítico es un proceso de refinación fundamental. Es la principal 
fuente de refinación para elevar el índice octano para gasolina y el principal medio 
para regular el octano del yacimiento de gasolina. El reformado catalítico puede 
producir reformados con un Número de octano de investigación (RON, por sus 
19 
 
siglas en inglés) superior a 100 (>100 RON). Es el único proceso de refinación en 
el cual el octano es sujeto a control mediante la manipulación de las condiciones 
operativas. Los ajustes menores en las condiciones operativas permiten que los 
reformadores operen con diferentes “índices”, para producir octanos reformados en 
cualquier rango de RON de entre 85 y 100. 
Los reformadores tienen otra importante función de refinación. Los compuestos 
aromáticos tienen una proporción mayor de C/H que los compuestos de 
hidrocarburo de los cuales se producen, mediante el reformado catalítico. En 
consecuencia, los reformadores elaboran hidrógeno, como un subproducto. El 
hidrógeno producido mediante el reformado abastece alrededor de 45% del 
hidrógeno que se consume en las refinerías de los Estados Unidos. 
 Alquilación 
La alquilación combina las olefinas livianas (principalmente olefinas C4 y algunas 
C3) con isobutano para producir una mezcla de componentes de gasolina (alquilato) 
de alto octanaje (≈ 90 - 94 RON). Las olefinas livianas y la mayoría (o todos) los 
isobutanos provienen de la unidad de FCC de la refinería.8 Por ende, las unidades 
de alquilación se encuentran sólo en las refinerías que disponen de unidades de 
FCC. Los Estados Unidos tienen la mayor capacidad de FCC, en comparación con 
otros países y, en consecuencia, cuentan con la mayor capacidad de alquilación. 
Debido a la naturaleza del proceso de alquilación, el alquilato no contiene 
aromáticos ni azufre, lo cual lo convierte en una mezcla de componentes de gasolina 
especial. 
Prácticamente todas las unidades de alquilación utilizan un fuerte catalizador ácido 
líquido, ya sea ácido fluorhídrico (HF) o ácido sulfúrico (H2 SO4), según el proceso 
de que se trate. Ambos procesos requieren una operación cuidadosa a causa de los 
posibles riesgos ambientales y de salud pública que representan estos ácidos. 
Isomerización 
La isomerización reorganiza las moléculas de parafina normal de bajo octanaje C5 
y C6 en la nafta de destilación directa liviana, para producir las correspondientes 
isoparafinas de alto octanaje C5 y C6 y, de ese modo, incrementar en forma 
significativa el octano que resulta del flujo de nafta (isomerato) para convertirlo en 
una valiosa mezcla de componentes de gasolina. 
Como un beneficio adicional del proceso, la isomerización elabora un producto que 
prácticamente no contiene azufre ni benceno. Por ende, algunas refinerías han 
agregado recientemente la capacidad de isomerización, como un medio para 
cumplir los estrictos estándares del nuevo benceno en su producción de gasolina. 
Polimerización 
20 
 
La polimerización combina dos o tres moléculas de olefina liviana (C3 o C4) para 
producir una mezcla de componentes de gasolina de alto octanaje y olefínica 
(poligasolina). 
La polimerización es un proceso relativamente económico. Pero no se usa 
demasiado debido a que la poligasolina es una mezcla de componentes de gasolina 
no muy deseada. Es altamente olefínica y las olefinas son inestables en la gasolina 
(tienden a formar gomas cuando se almacenan). 
Esterificación 
La esterificación combina olefinas C4 y/o C5 producidas por las plantas de FCC con 
alcohol comprado (metanol y etanol) para producir éter (una clase de compuesto 
orgánico que contiene oxígeno). 
Los éteres son una mezcla de componentes de gasolina especial, con contenido de 
octano muy alto y otras propiedades de mezcla deseables. 
El proceso de esterificación más común combina metanol con isobutano (una olefina 
C4) para producir éter butílico terciario metílico (MTBE, por sus siglas en inglés). 
Otros éteres de uso comercial (aunque sólo en pequeños volúmenes) incluyen el 
éter butílico terciario etílico (ETBE, por sus siglas en inglés) (producido a partir de 
etanol e isobutano) y el éter metílicoterciario amílico (TAME, por sus siglas en 
inglés), producido a partir de metanol e isoamileno (una olefina C5). Los éteres son 
producidos tanto en unidades de refinación (las cuales tienden a ser pequeñas) 
como en plantas mercantes dedicadas (las cuales tienden a ser más grandes). 
Según la ley federal, el MTBE se ha ido eliminando progresivamente del yacimiento 
de gasolina de los Estados Unidos (a partir de 2006), en respuesta a la 
preocupación pública por las filtraciones registradas de MTBE en las aguas 
subterráneas. Esta eliminación ocasionó que las refinerías de los Estados Unidos 
cerraran sus unidades de esterificación. Sin embargo, las plantas mercantes de los 
Estados Unidos continúan produciendo algunas cantidades de MTBE, para 
exportación en los mercados europeo y mexicano, entre otros. En estas regiones, 
el uso de éter (principalmente MTBE 
y ETBE) como mezcla de componentes de gasolina continúa en aumento. En el año 
2010, en México se consumieron alrededor de 43 mil barriles/día de MTBE, mientras 
que en China el consumo fue de 49 mil barriles/día. 
3.4 Proceso de purificación o tratamiento (desulfuración, deshidrogenación, 
desalación 
En general, los productos obtenidos en los procesos anteriores no se pueden 
considerar productos finales. Antes de su comercialización deben ser sometidos a 
diferentes tratamientos para eliminar o transformar los compuestos no deseados 
21 
 
que llevan consigo. Estos compuestos son, principalmente, derivados del azufre, 
nitrógeno y metales pesados. 
Con este último proceso, las refinerías obtienen productos que cumplen con las 
normas y especificaciones del mercado. El proceso de craqueo catalítico, antes 
mencionado, permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego 
pueden recombinarse mediante la “alquilación”, la “isomerización” o “reformación 
catalítica” para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje 
para motores especializados. 
El hidrotratamiento tiene diversas formas y grados de severidad. Como 
consecuencia de ello, se lo designa con diferentes términos en la industria de la 
refinación y en la bibliografía relacionada. El hidrotratamiento destinado a eliminar 
el azufre se define usualmente como hidrodesulfuración, mientras que el proceso 
por el cual se elimina el nitrógeno se denomina hidrodenitrificación, y así 
sucesivamente. El hidrotratamiento se realiza a altos índices (es decir, alta 
temperatura, presión y concentración de hidrógeno), y a menudo implica también 
algún hidrocraqueo incidental. El hidrotratamiento profundo de este tipo se 
denomina hidrorefinación. Este procedimiento realizado a bajos índices se utiliza 
para modificar ciertas características de los productos de especialidad refinados 
(por ejemplo, diferentes propiedades de aceites lubricantes) para cumplir las 
especificaciones. El hidrotratamiento leve con frecuencia se denomina 
hidroacabado. 
La mayoría de las refinerías que elaboran productos livianos tienen muchas 
unidades de hidrotratamiento. Éstas operan en diferentes fracciones de petróleo 
crudo, flujos de refinería intermedios, materias primas y componentes de mezcla, 
que varían de las naftas livianas al crudo pesado, y cumplen diferentes propósitos. 
Por ejemplo: 
♦ Todos los reformadores catalíticos tienen hidrotratadores de nafta que reducen el 
contenido de azufre de la carga del reformador a < 1 ppm, para proteger el 
catalizador reformador. Algunos reformadores también tienen hidrotratadores 
posteriores (unidades de saturación del benceno) para extraer el benceno del 
reformado. 
♦ Muchas unidades de FCC, en especial en las refinerías que producen un tipo de 
crudo sulfuroso para refinación o combustible con bajo contenido de azufre y 
combustible diésel, tienen carga de FCC de hidrotratadores. Estos hidrotratadores 
reducen las emisiones de óxidos de azufre del FCC, protegen el catalizador de FCC 
de la contaminación por nitrógeno y metales, mejoran los rendimientos del craqueo 
y reducen el contenido de azufre de los productos obtenidos en el proceso de FCC 
(incluidos aquellos que se incorporan a la gasolina y a las mezclas de diésel). 
22 
 
Casi todas las unidades de FCC de las refinerías que producen gasolina con bajo 
contenido de azufre tienen hidrotratadores posteriores (hidrotratador de nafta de 
FCC) para extraer el mayor contenido de azufre de la nafta de FCC, una importante 
mezcla de componentes de gasolina que produce el FCC. 
♦ Los hidrotratadores de destilados eliminan el azufre de las mezclas de 
componentes de combustible destilado individual o las mezclas de estas, como así 
también otros flujos de refinación, para cumplir con las especificaciones sobre el 
contenido de azufre final en los productos terminados (y, en algunos casos, también 
con las especificaciones de aromáticos y de la cantidad de cetano). 
La fabricación de estos productos ha dado origen a una gigantesca industria 
petroquímica que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, 
fertilizantes, azufre, disolventes, materias primas para fabricar medicinas, nailon, 
plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, 
tintes y materiales aislantes, así como otros componentes para la producción de 
abonos. 
Las plantas de tratamiento más usuales son: MTBE, para mejorar la calidad de la 
gasolina, Alquilación, para reducir los derivados de plomo, e Isomerización, para 
obtener productos de alto índice de octano que son utilizados para las gasolinas. 
Para que se tenga una idea del avance alcanzado en los procesos para la refinación 
del petróleo se ofrece el siguiente dato: 
• En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 litros, producía 41,5 litros de 
gasolina (26%), 20 litros de queroseno (12.6%), 77 litros de gasoil y 
destilados (48.4%) y 20 litros de destilados más pesados (12.6%). 
• Hoy un barril de crudo produce 79,5 litros de gasolina (50%), 11,5 de 
combustible para reactores (7.2%), 34 litros de gasoil y destilados (21.4%), 
15 litros de lubricantes (9.4%) y 11,5 litros de residuos más pesados (7.2%). 
3.5 Proceso de mezclado (blending) 
Este proceso consistente en mezclar y combinar fracciones de hidrocarburos, 
aditivos y otros componentes para obtener productos acabados con unas 
propiedades específicas de rendimiento idóneo, esto es, los diferentes destilados 
en los procesos de refinación se combinan para producir una más amplia gama de 
productos que cumplan con los requerimientos de los diferentes clientes. 
3.6 Tipos de refinerías según su complejidad y procesos 
Las características de configuración y operación de cada refinería son únicas. Están 
determinadas principalmente por la ubicación de la refinería, su diseño, el tipo de 
crudo preferido para refinación, los requisitos del mercado para los productos 
23 
 
refinados y las especificaciones de calidad (por ejemplo, contenido de azufre) para 
los productos refinados. 
En este contexto, el término configuración denota el conjunto específico de unidades 
de procesos de refinación de una refinería determinada, el tamaño (capacidad de 
producción) de las distintas unidades, sus características técnicas destacadas y los 
patrones de flujo que conectan estas unidades. 
Si bien no existen dos refinerías con configuraciones idénticas, éstas se pueden 
clasificar en grupos con características similares, definidas según su complejidad. 
Se definen cuatro tipos de refinerías: 
▪ Las refinerías con unidades de destilación atmosférica o topping sólo realizan 
la destilación del crudo y ciertas operaciones de apoyo esenciales. No tienen 
capacidad de modificar el patrón de rendimiento natural de los petróleos crudos 
que procesan. Sólo realizan el fraccionamiento del crudo en gas liviano y 
combustible de refinería, nafta (punto de ebullición de la gasolina), destilados 
(queroseno, combustible pesado, diésel y combustible de calefacción)y el aceite 
combustible residual o pesado. Una parte de nafta puede ser apropiada en 
algunos casos para la gasolina con índices de octano muy bajos. Producen 30 
% de gasolinas y 30 % de gas oil y de turbosina. 
Las refinerías con unidades de destilación atmosférica (topping) no disponen de 
instalaciones para el control de los niveles de azufre del producto y, por ende, 
no pueden producir ULSF. 
▪ Las refinerías con esquema de hydroskimming no sólo incluyen la destilación 
del crudo y los servicios de apoyo, sino también el reformado catalítico, 
diferentes unidades de hidrotratamiento y mezcla de productos. Estos procesos 
permiten (1) convertir la nafta en gasolina y (2) controlar el contenido de azufre 
de los productos refinados. El reformado catalítico convierte la nafta de 
destilación directa de modo que cumpla con las especificaciones de índices de 
octano de la gasolina y elabora subproductos del hidrógeno para las unidades 
de hidrotratamiento. Las unidades de hidrotratamiento extraen el azufre de los 
productos livianos (incluida la gasolina y el combustible diésel) para cumplir con 
las especificaciones del producto y/o permitir el procesamiento de crudos con 
mayor contenido de azufre. Producen 28 % de gasolinas y 30 % de gas oil y de 
turbosina. 
Las refinerías con esquema de hydroskimming, comunes en las regiones con 
una alta demanda de gasolina, no tienen la capacidad de alterar los patrones de 
rendimiento natural de los crudos que procesan. 
▪ Las refinerías de conversión (o craqueo) incluyen no sólo todos los procesos 
presentes en las refinerías con esquema de hydroskimming, sino también, y lo 
24 
 
que es más importante, el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo. Estos dos 
procesos de conversión transforman las fracciones de petróleo crudo pesado 
(principalmente gasóleo), las cuales tienen altos rendimientos naturales en la 
mayoría de los petróleos crudos, en flujos de refinación liviana que se añaden a 
la gasolina, combustible pesado, diésel y materias primas de petroquímicos. 
Producen 44 % de gasolinas y 32 % de gas oíl y de turbosina. 
Las refinerías de conversión tienen la capacidad de mejorar los patrones de 
rendimiento natural de los crudos que procesan, según lo necesario para 
satisfacer las demandas de mercado de productos livianos. Sin embargo, éstas 
aún elaboran (ineludiblemente) productos pesados, de bajo valor, como el 
combustible residual y el asfalto. 
▪ Las refinerías de conversión profunda (o coquización) son, según lo indica su 
nombre, una clase especial de refinerías de conversión. Éstas incluyen no sólo 
el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo para convertir las fracciones de gasóleo, 
sino también la coquización. Las unidades de coquización “destruyen” la fracción 
del petróleo crudo más pesado y menos valioso (aceite residual) mediante su 
conversión en flujos más livianos que sirven como alimentación adicional a otros 
procesos de conversión (por ejemplo, el craqueo catalítico) y para los procesos 
de mejoramiento (por ejemplo, el reformado catalítico) que elaboran los 
productos livianos más valiosos. Producen 47 % de gasolinas y 42 % de gas oíl 
y de turbosina. 
 
Las refinerías de conversión profunda que poseen suficiente capacidad de 
coquización destruyen básicamente todo el aceite residual de sus crudos para 
refinación y los convierten en productos livianos. 
En los Estados Unidos y en muchos otros países, como Brasil, China, India y 
México, las refinerías de conversión y de conversión profunda representan más del 
95% de la capacidad total de producción de crudo, y fundamentalmente el 100% de 
la capacidad de producción de crudo en las refinerías con más de 50 mil barriles/día 
de la capacidad de destilación de crudo. 
3.7 Mezcla de productos 
3.7.1 Mezclas de gasolina 
La mezcla de productos, la operación en el proceso final de cada refinería, a pesar 
del tamaño o la configuración total, consiste en la mezcla los flujos de refinación en 
diferentes proporciones para elaborar productos refinados terminados, cuyas 
propiedades cumplen todas las normas industriales y gubernamentales aplicables, 
a un costo mínimo. Las diferentes normas corresponden a las propiedades físicas 
(por ejemplo, densidad, volatilidad, punto de ebullición), químicas (por ejemplo, 
25 
 
contenido de azufre, de aromáticos, etc.) y las características de funcionamiento 
(por ejemplo, número de octano, punto de humo). 
La producción de cada producto terminado requiere la mezcla de varios 
componentes debido a que: 
(1) las refinerías no producen el volumen suficiente de una única mezcla de 
componentes para cumplir la demanda de cualquiera de los principales productos 
de mezcla, como la gasolina, el combustible pesado y el combustible diésel, 
(2) muchos componentes de mezcla tienen propiedades que satisfacen algunos, 
pero no todos, los estándares pertinentes para los productos refinados con los 
cuales se deben mezclar y, 
(3) la reducción del costo provoca que los productos refinados sean mezclados para 
cumplir, en lugar de superar, las especificaciones, en la medida de lo posible. Por 
lo general, la gasolina es una composición de ≈ 6 – 10 componentes de mezcla. El 
combustible diésel es una composición de ≈ 4 – 6 componentes de mezcla. 
La mezcla de gasolina es la operación de mezcla más compleja y altamente 
automatizada. En las refinerías modernas, los sistemas automatizados miden y 
mezclan los componentes de mezcla y aditivos. Los analizadores en línea 
(complementados por los análisis de laboratorio de las muestras de mezcla) 
supervisan en forma constante las propiedades de la mezcla. El control 
computarizado y los modelos matemáticos establecen las fórmulas de mezcla que 
producen los volúmenes de productos requeridos y cumplen todas las 
especificaciones de mezcla, a un costo de producción mínimo. La mezcla de otros 
productos, por lo general, implica menos automatización y análisis matemático. 
En la tabla 3 se muestran las proporciones típicas y propiedades de los diferentes 
productos de la refinación del petróleo. 
3.7.2 Mezclas de gas oíl 
Cada refinería produce uno o dos grados de diésel (que se distinguen 
principalmente por sus contenidos de azufre, al igual que por su cantidad de cetano, 
densidad y otras propiedades físicas). Por lo general, cada grado es una mezcla de 
tres a cinco componentes de mezcla producidos en la 
refinería (y, en algunos lugares, biodiésel comprado y (en unos pocos casos) diésel 
Fischer- Tropsch). Como sucede con la gasolina, todos los grados de diésel se 
mezclan a partir del mismo conjunto de componentes de mezcla, pero con diferentes 
fórmulas. 
La tabla 4 enumera las mezclas de componentes de combustible diésel más 
comunes e indica los rangos típicos de las propiedades de mezcla más importantes 
de cada componente de mezcla. 
26 
 
3.8 Producción de gasolina ultra baja de azufre (ULSG) y diésel ultra bajo en 
azufre (ULSD) 
La reducción del contenido de azufre de la gasolina requiere la desulfuración (como 
primera medida) de la nafta de FCC, destilado de coque (que se realiza en las 
refinerías de conversión profunda) y nafta de destilación directa. 
♦ La nafta de FCC, el principal contribuyente de contenido de azufre a la gasolina 
puede someterse a un proceso de desulfuración de < 10 ppm de azufre en un 
hidrotratador de nafta de FCC correctamente configurado. Estas unidades se 
pueden diseñar o mejorar para lograr una reducción > 97% en el contenido de azufre 
de la nafta de FCC y esta se puede producir con un bajo contenido de azufre de 
hasta 10 ppm. En las refinerías de conversión, este paso es suficiente por sí solo 
para alcanzar estándares de azufre bajos de hasta 10 ppm. 
♦ La nafta del proceso de coquización, producida en las refinerías de conversión 
profunda, pasa por el proceso de desulfuración en el hidrotratador de nafta de FCC 
(para la mezcla directa con la gasolina)o en el hidrotratador de nafta (para su uso 
como carga del reformador). 
♦ La nafta de destilación directa, desde la unidad de destilación del crudo, pasa 
por el proceso de desulfuración en la unidad de isomerización en el caso de que la 
refinería ya disponga de la misma. De otro modo, si es necesario, la nafta de 
destilación directa se puede desulfurar en un hidrotratador específico. 
Tabla 3. Proporción típica y propiedades características del estándar de mezclas 
de componentes de combustible gasolina. 
 
 
 
27 
 
Tabla 4. Proporción típica y propiedades características del estándar de mezclas 
de componentes de combustible diésel 
 
 
La reducción del contenido de azufre del diésel requiere la desulfuración de todas 
las mezclas principales de componentes de combustible diésel: queroseno y diésel 
de destilación directa, aceite cíclico ligero, destilado de coque (en las refinerías de 
conversión profunda) y destilado hidrocraqueado (en las refinerías que disponen de 
hidrocraqueadores). 
La práctica común consiste en mezclar todos estos flujos y luego se desulfurizan en 
un solo hidrotratador de destilado. El cumplimiento de un estándar de contenido de 
azufre en diésel, nuevo y más estricto, implica el reemplazo, la expansión y/o 
acondicionamiento de un hidratratador de destilado existente, según las 
capacidades específicas de dicha unidad y el estándar de azufre que se debe 
cumplir. 
El hidrotratamiento severo de FCC, del tipo que se mencionó previamente, puede 
reducir considerablemente el contenido de azufre del aceite cíclico ligero producto 
del FCC, pero no lo suficiente como para evitar la necesidad de recurrir a la 
capacidad adicional de hidrotratamiento del destilado para cumplir con los 
estándares más estrictos de azufre. 
4. Propiedades de los combustibles 
4.1 Propiedades de las gasolinas Premiun y Regular (Magna) 
Los valores de las gasolinas en México se establecen en la Norma Oficial Mexicana 
NOM-016-CRE-2016 actualizada (tablas 5 y 6). 
Algunas precisiones de la norma son: 
Gasolina para mezcla final. Componente usado en la formulación de gasolinas 
denominado genéricamente en Estados Unidos de América como Blendstock for 
Oxygenated Blend (BOB), Reformulated Blendstock for Oxygenated Blend (RBOB), 
Conventional Blendstock for Oxygenated Blend (CBOB) o California Air Resources 
Blendstock for Oxygenated Blend (CARBOB) u otras denominaciones 
equivalentes de otros países, que requieren de mezclado adicional con aditivos, 
28 
 
oxigenantes y otras sustancias para formular una gasolina final que cumpla con las 
especificaciones de la Norma, previo a su comercialización o venta al usuario final. 
Oxigenante: Éter o alcohol alifáticos usado en la formulación de gasolinas para 
mejorar la combustión. 
Zonas y meses del año: Norte, Sureste, Centro, Pacífico, ZMVM (Zona 
Metropolitana del Valle de México), ZMG (Zona Metropolitana de Guadalajara) 
y ZMM (Zona Metropolitana de Monterrey). 
Clases de volatilidad: AA, A, B y C. 
Tabla 5. Valores de las propiedades de la gasolina Magna (regular). 
Parámetros Norma ASTM Valores 
Composición elemental para 1 kg de combustible: 
C, kg 0.85 
H
c, 
kg 0.15 
O
c
, kg 0.002 
Masa molecular media 𝜇𝑐 ,kg/kmol 110 … 120 
Poder calorífico del combustible, MJ/kg 43 … 47 
Cantidad teórica de aire necesario para la combustión 
completa de 1 kg de combustible, kg 
 14.7 
Número de octano RON D 2699 80 … 100 
Número de octano MON D2700 82 mín. 
Número AKI (RON + MON) /2 D2699, D2700 87 mín. 
Densidad a 15 °C, kg/m
3
 D1657, D1293 750 … 780 
Destilación ASTM (ebullición) 
 
 D86, 
D7344 o 
D7345) 
A 101 kPa 
Inicial, °C 30 mín. 
10 % evaporado, °C AA: 70; A: 70; B: 65; C: 60 
50 % evaporado, °C 
AA: 77 a 121; A: 77 a 121; B: 77 a 
118; C: 77 a 116 
90 % evaporado, °C AA: 190; A: 190; B: 190; C: 185 
Temperatura máxima de ebullición final, °C 225 
Residuo, valor máximo, % vol. 2 
Presión de vapores saturados Reid (volatilidad), kPa 
(psi) 
D4814, D4953 
AA: 54 (7.8); A: 62 (9.0); B: 69 
(10.0); C: 79 (11.5) 
Temperatura mínima sello vapor, °C 
D5188, D2533, 
D4814 
Existen 3 clases: 1, 2 y 3: 
A, B y C: 1= 54, 2= 50, 3= 47. 
AA: 1= 60, 2= 56, C= 51 
Periodo de inducción, minutos D525 240 
Azufre Mercaptánico, mg/kg D3227 20 máx. 
29 
 
Contenido de azufre total, mg/kg 
D 7220, 
D5453, D2622, 
D7039 
30 promedio, 
80 máx. 
Gomas lavadas, kg/m3 (mg/100 mL) D 381 0.050 máx. (5 máx.) 
Gomas no lavadas, kg/m3 (mg/100 mL) D 381 0.7 máx. (70 máx.) 
Punto autoignición, °C 360 … 370 
Corrosión a lámina de Cu, 3h a 50°C D 130 1 
 
El benceno solo ocupa un 1 – 2 % en volumen en las gasolinas y juega un papel 
importante como agente antidetonante en las gasolinas sin plomo. 
Tabla 6. Valores de las propiedades de la gasolina Premiun (especial). 
Parámetros Norma ASTM Valores 
Composición elemental para 1 kg de combustible: 
C, kg 0.85 
H
c, 
kg 0.15 
O
c
, kg 0.002 
Masa molecular media 𝜇𝑐 ,kg/kmol 110 … 120 
Poder calorífico del combustible, MJ/kg 43 … 47 
Cantidad teórica de aire necesario para la combustión 
completa de 1 kg de combustible, kg 
 14.7 
Número de octano RON D2699 94 mín. 
Número de octano NOM D2700 80 … 95 
Número AKI (RON + MON) /2 D2699, D2700 91 mín. 
Densidad a 15 °C, kg/m
3
 D1657, D1293 750 … 780 
Destilación ASTM (ebullición) 
 D86, 
D7344 o 
D7345) 
A 101 kPa 
Inicial, °C 30 máx. 
10,% AA: 70; A: 70; B: 65; C: 60 
50,% 
AA: 77 a 121; A: 77 a 121; B: 77 
a 118; C: 77 a 116 
90,% AA: 190; A: 190; B: 190; C: 185 
Temperatura máxima de ebullición final, °C 225 
Residuos, valor máximo, % vol. 2 
Presión de vapores saturados Reid (volatilidad), kPa D 4953 60 máx. 
Contenido de azufre total, mg/kg 
D 7220, 
D5453, D2622, 
D7039 
30 promedio, 
80 máx. 
 
Contenido de goma, mg/cm
3
 D 381 3 máx. 
30 
 
Punto autoignición, °C 360 … 370 
Corrosión en lámina de Cu, 3h a 50°C D 130 1 
Aromáticos, % vol. D1319 
ZMVM; ZMM y ZMG=25 máx.; 
Resto país= 32 máx. 
Olefinas, % vol. D1319 
ZMVM; ZMM y ZMG=10 máx.; 
Resto país= 12.5 máx. 
Benceno, % vol. 
D3606, D5580, 
D6277 
ZMVM; ZMM y ZMG=1 máx.; 
Resto país= 2 máx. 
Oxígeno, % massa 
Determinación de MTBE, ETBE, TAME, DIPE y 
alcoholes hasta C4 en gasolinas por cromatografía de 
gases. 
Determinación de MTBE, ETBE, TAME, DIPE, etanol 
y terbutanol en gasolinas por espectroscopia 
infrarroja. 
 
D4815 
 
D5845 
ZMVM; ZMM y ZMG:1 mín – 2.7 
máx. No Etanol; Resto país: 
Hasta 2.7 (5.8% vol. Etanol 
anhidro) 
 
Tabla 7. Especificaciones de Gasolina de referencia para la prueba de Aditivos 
mediante los métodos ASTM D5598 o D5500
 
4.2 Propiedades del gas oíl (diésel) de México 
Los valores de las gasolinas en México se establecen en la Norma Oficial Mexicana 
NOM-016-CRE-2016 actualizada (tablas 8). 
Tabla 8. Propiedades físico – químicas del combustible diésel de México. 
Parámetros 
Norma 
ASTM 
Valores límites 
Diésel 
automotriz 
Diésel 
agrícola y 
marino 
Composición elemental para 1 kg de 
combustible: 
 
C, kg 0.870 
Hc, kg 0.125 
Oc, kg 0.004 
Masa molecular media 𝜇𝑐, kg/kmol 180 … 200 
Poder calorífico del combustible, MJ/kg 42.5 … 44 
Poder calorífico de la mezcla para 𝜆 = 1, 
MJ/kmol 
 86.0 
Cantidad teórica de aire necesario para la 
combustión completa de 1 kg de 
combustible, kmol 
 0.496 
Característica del combustible, 𝛽 0.345 
31 
 
Temperatura de destilación, °C: 
D86, D7344, 
D7345 
 
Inicial, °C 163 mín. 
Al 10 % recuperado, °C 275 máx. 
Al 50 % recuperado, °C 
Al 90 % recuperado, °C 345 máx. 
Temperatura final de ebullición, °C 
Número de cetano, (NC) D613 45 mín. 
Índice de cetano, (IC) D4737, D976 45 mín. 
Densidad a 15 °C, kg/m3 D-1657, D-1293 810 … 860 
Viscosidad cinemática a 40 °C, cSt 
(mm2/s) 
D445 1.9 a 4.1 
Lubricidad, 𝜇m (diámetro de huella) 
HFRR Test, 
(D6079, D7688) 
520 máx. 
Temperatura de inflamación, °C 
D93, D7094,D3828 
45 mín. 60 mín. 
Punto de congelación, °C -20 … +5 
Punto de fluidez (temperatura de 
escurrimiento), °C 
D97 
Marzo a octubre: 0 °C 
máx. 
Nov a feb: -5 °C máx. 
Temperatura de enturbiamiento o 
nublamiento, °C 
D2500 
Contenido de sulfuros libres, mg/kg ≤ 10 
Contenido de humedad, mg/kg ≤ 200 
Contaminación total, mg/kg ≤ 24 
Contenido de FAME (Fatty Acid Methyl 
Ester), en % del volumen 
 ≤ 5 
Azufre, mg/kg (ppm) 
 
D4294, D5453, 
D2622, D7039, 
D7220 
ZMVM, 
ZMG, ZMM y 
ZFN= 15 
máx.; Resto 
país= 500 
máx. 
500 máx. 
Contenido de aromáticos, % vol. D1319, D5186) 35 máx. 
Cenizas, % masa D482) 0.01 máx. 
Corrosión al Cu, 3 horas a 50 °C D130 
Residuos de Carbón (en 10 % del 
residuo). prueba Ramsbottom, % masa 
D524) 0.35 máx. 
Agua y sedimentos, % vol. D2709 0.05 máx. 
Conductividad eléctrica, pS/m D2624, D4308) 25 mín. 
Color, adimensional D1500 Amarillo Morado 
 
4.3 Análisis de algunas propiedades de las gasolinas 
4.3.1 Volatilidad 
Las propiedades físicas englobadas en la denominada Volatilidad de las gasolinas 
son en realidad las de mayor incidencia en el comportamiento del motor. Analicemos 
primero las que intervienen en el funcionamiento en frío. 
32 
 
En el momento de poner en marcha el motor frío, el tiempo y energía necesaria para 
que alcance la autonomía son una función de la temperatura ambiente y la calidad 
del combustible. La propiedad que se ha estudiado para esta relación es la 
temperatura del diez por ciento (10 %) en la destilación ASTM D 86. En la figura 5 
la curva superior muestra el máximo de esta temperatura recomendado para cada 
condición ambiente. No sobrepasando las temperaturas de 10% ASTM indicadas 
se supone que la riqueza de la mezcla, impulsada por el arrastre del motor eléctrico 
de arranque, será adecuada para producir las primeras combustiones. Es conocido 
que las partes que se mantienen líquidas no son quemadas en estas condiciones, 
pudiendo producir, la inundación o ahogo del motor. 
Se debe considerar que existe una dificultad inherente al combustible, que se opone 
a disminuir la temperatura del 10% ASTM, denominada “obturación por vapor, 
trampa de vapor o vapor lock”. El efecto de una vaporización masiva es el de obturar 
los conductos de líquidos por formación de burbujas de vapores, con lo que se corta 
el paso de combustible. 
Las temperaturas del 10%, ahora mínimas, para evitar la obturación del paso por 
vapor, corresponden a la curva inferior de la figura 5. 
 
Figura 5. Curvas de temperatura del 10 % de destilación para el buen 
funcionamiento del motor de gasolina en función de la temperatura ambiente. 
La tensión de vapor (TV) es relacionada con el arranque en frío por algunos autores, 
sin embargo otros le asignan más importancia a la tendencia al "vapor lock" de las 
naftas. La figura 6 da una relación aproximada de la tendencia al "vapor lock" según 
la TV y la temperatura del combustible. 
33 
 
Otra propiedad de volatilidad especificada para mejorar las aptitudes del 
combustible es la “Tensión de Vapor Reid” (ASTM D 323). La figura 6 muestra un 
esquema del aparato de tensión de vapor REID. 
En la cámara A de la bomba se colocan 100 cm3 de muestra, conectándose con la 
cámara B de vapores, se agita de acuerdo con las instrucciones del método y se 
coloca el conjunto en el baño a temperatura constante de 38 ºC, hasta que el 
manómetro se estabiliza. La tensión de vapor se lee en el manómetro D. 
 
Figura 6. Relación entre la tensión del vapor (TV) y la temperatura del 
combustible. 
La tensión de vapor (TV) es la resultante de la suma de las tensiones parciales de 
todos los componentes de la gasolina. Los principales hidrocarburos que 
contribuyen a las altas TV son los butanos y pentanos. A los inconvenientes en los 
motores en caso de altas TV, se deben sumar las pérdidas que se producen de 
livianos en los almacenajes y movimientos, que además causan contaminación 
ambiental. 
Generalmente durante la mezcla de cortes en la refinería, por la debutanización de 
las naftas de distintos orígenes en las plantas de gas, el producto final tiene baja 
TV. Los refinadores utilizan butano para corregir este defecto, el cual modifica poco 
otros puntos de la curva de destilación. 
La costumbre generalizada hace que la TV se informe en p.s.i. (libras por pulgadas 
cuadradas) manométrica, cuya equivalencia es 1 kgf/cm2 = 14,22 psi (1 psi = 7 
kN/cm2). 
La tendencia a la obturación con vapores aumenta con la temperatura, tanto 
atmosférica como de los sistemas del motor. La convergencia de alta temperatura, 
con disminución de presión por altura y esfuerzo de la máquina para subir una 
cuesta, puede resultar funesta para el llenado de los cilindros. Si la obturación es 
completa se detendrá el motor, si es parcial se producirá una pérdida de potencia 
34 
 
proporcional al taponamiento. Los productores de gasolinas atenúan estos efectos 
elaborando naftas de verano y de invierno, con menor y mayor TV respectivamente. 
Generalmente se considera que el motor se encuentra en marcha normal cuando 
ha alcanzado el régimen de temperaturas que lo habilitan para responder a las 
exigencias mínimas, hasta ese momento habrá estado funcionando el ahogador 
(mariposa de aire o starter” del carburador o la válvula IAC del cuerpo de mariposa 
para garantiza el ralentí. La marcha irregular del motor, las vibraciones, sensación 
de cabeceo y tendencia a detenerse que el conductor puede detectar, sin considerar 
desperfectos mecánicos, estarán relacionados con la temperatura ambiente y la 
calidad del combustible para garantizar el dosado (relación aire/combustible) 
requerido. A medida que la temperatura sube la gasolina debe ir evaporando en 
cantidades crecientes y controladas, permitiendo una marcha suave, con una 
adecuada distribución en los cilindros. 
Cuando se logra el régimen normal de marcha (temperatura de trabajo del motor), 
la incidencia del combustible se mide por otras características de la curva ASTM. 
En este caso son las temperaturas del 50% y del 90% las que se estima ejercen 
mayor influencia. 
La temperatura del 50% ASTM, influye en el comportamiento durante las 
aceleraciones, cuando se abre bruscamente el acelerador. En esas condiciones la 
mezcla se empobrece por algunos instantes, por el aumento de la cantidad de aire. 
Por otro lado, la brusca entrada de aire disminuye la temperatura y aumenta la 
depresión en la admisión, condensando las partes del combustible más pesadas. 
Una alta volatilidad del combustible atenúa estos efectos, dado que tenderá a estar 
en estado de vapor, evitando la pérdida de potencia resultante. La figura 7, parte 
inferior, indica las temperaturas mínimas del 50%, recomendadas por la bibliografía. 
Excesiva volatilidad en esta fracción de la curva puede llegar a producir formación 
de hielo en el carburador y conductos de admisión, considerando el calor de 
vaporización y según la temperatura ambiente, problema que adquiere especial 
interés en las naftas de aviación, si bien en la actualidad esta dificultad se atenúa 
con aditivos anticongelantes. 
La temperatura del 50% ASTM se vincula con el tiempo necesario para lograr la 
temperatura de régimen de trabajo, por la calidad de la mezcla formada en un 
ambiente frío. 
La temperatura del 90% ASTM es una medida de la tendencia a formar vapores de 
la mayor parte de la nafta, influyendo tanto en el arranque, como durante el 
calentamiento y la marcha en régimen. Si esta es baja, habrá un mejor llenado de 
los cilindros y menos condensación en las aceleraciones en frío, pero produciría 
pérdida de potencia y malas condiciones de aceleración en caliente, por ser muy 
seca. Una temperatura del 90% muy baja vaporizaría la mezcla antes de entrar al 
cilindro, provocando pérdida de potencia por el sobrecalentamiento de la masa de 
combustible totalmente gasificado, con el consiguiente aumento de volumen y 
35disminución de la densidad de la carga fresca que entra en la cámara de 
combustión. 
 
Figura 7. Relación entre la temperatura de destilación del 50 y 90 % de las 
gasolinas y la temperatura ambiente. 
Una alta temperatura del 90% mejora el consumo por la alta densidad que eso 
significa, como el rendimiento, por ser los hidrocarburos que aumentan la densidad 
generalmente antidetonante. Su contrapartida es la tendencia a entrar al cilindro 
como fracciones líquidas de las partes pesadas, provocando dilución del aceite del 
cárter y barrido de los cilindros con afectación de la película de lubricante en la 
interacción con el pistón. Las relaciones para las temperaturas del 50% y 90% con 
la temperatura ambiente de la figura 7, han sido compuestas según los informes de 
varios autores de la bibliografía. 
En las naftas, por lo general no se especifica la temperatura del 90% de destilado 
como límite de dilución del aceite de cárter, en su lugar se usa el máximo de la 
destilación ASTM, fijándose en no mayor de 220 ºC. Obsérvese que coincide 
aproximadamente con la media de la curva para el máx. p/dilución aceite de la figura 
7. 
En algunos casos la temperatura mínima del 90% de destilado para aceleración 
aparece en forma inversa, aconsejando que a 180 ºC el mínimo de destilado sea 
del 90%. 
Por regla general en el mercado interno los valores típicos o las especificaciones se 
fijan para temperaturas ambientes del orden de los 20 ºC, la única excepción la 
constituye la Tensión de Vapor, que difiere en verano e invierno. 
36 
 
Las características físicas mencionadas están vinculadas al sistema antes de la 
entrada a los cilindros, suponiendo un motor de carburador (figura 8), donde se 
dosifica la mezcla aire/combustible que vía el múltiple de admisión pasará a los 
cilindros. La velocidad de la vena gaseosa en el circuito de admisión para un motor 
de cuatro cilindros es del orden de 60 a 70 m/s, en una corriente que cambia de 
dirección tres veces o más. Se deduce de lo mencionado que la inercia de la parte 
no vaporizada del combustible juega un papel muy importante en el llenado de los 
cilindros. 
 
Figura 8. Sistema de admisión de un motor carburado. 
La calidad de la nafta, sumada a las características técnicas del carburador, debe 
dar una mezcla debidamente pulverizada en el aire para quemar apropiadamente. 
El carburador aportará mezclas con riquezas desde unos 12/1 (𝜆 = 0.7 − 0.8) 
aire/combustible en peso, cuando el motor necesita potencia, a unos 17/1, para una 
marcha de crucero (𝜆 = 1.15 − 1.2). Si bien la simplicidad de dibujo de la figura 8 no 
lo indica, el carburador dispone de distintos sistemas que actúan manual o 
automáticamente en distintas circunstancias, por ejemplo el que aporta combustible 
extra en la puesta en marcha o arranque en frío, mediante el estrangulador o 
cebador. Todos los sistemas del carburador sobrentienden que la vaporización de 
la gasolina sigue un aumento con la temperatura regulado por las especificaciones 
y producirá en cada caso que se le requiera la relación Vapor / Liquido (V/L, ASTM 
2533/96) correcta. Valen estas referencias para otros sistemas del carburador como 
la bomba de aceleración, los compensadores y economizadores y el dispositivo para 
la marcha en ralentí. 
Esta reflexión y análisis es válida también para los sistemas de inyección electrónica 
de gasolina modernos que poseen sensores y actuadores con gestión electrónica 
programada para formar mezclas de aire y combustible óptimas de acuerdo con 
37 
 
cada régimen de velocidad y carga teniendo en cuenta las condiciones del motor y 
ambientales. Los procesos que se desarrollan durante la admisión se han mejorado 
entre otras cosas porque la gasolina se inyecta a presión frente a la válvula de 
admisión cuando ésta se abre lográndose una mezcla igual en todos los cilindros 
(MPFI, MPI, Motronic, etc.), no ocurriendo exactamente igual cuando la inyección 
es central (monopunto, TBI, etc.). Recientemente con la inyección electrónica 
directa y la formación de mezclas estratificadas se ofrece una solución a la emisión 
de gases contaminantes al trabajar con mezclas pobres, pero hay que resolver la 
emisión de NOx que se incrementa con otro catalizador adicional. 
El asunto del lavado del aceite del cilindro con las fracciones medias y pesadas, con 
la consecuente pérdida de potencia y economía y aumento de productos de escape 
no deseados, cuando el motor no alcanza el régimen de temperatura, la aceleración 
y deceleración brusca, el arranque el frío, etc. aun se manifiesta. Para resolver este 
asunto se instalan sistemas como el EGR y el sensor de Oxígeno o lambda, entre 
otros, que a través de la ECU varían el dosado o el tiempo de la chispa en la bujía 
mucho más rápido y efectivo que en los sistemas anteriores. 
Se han introducido nuevos sistemas alimentación de combustibles como el Flexfuel 
y el Trifuel, utilizando mezclas de gasolina con alcohol o de ésta con gas comprimido 
(GNC), respectivamente; así como gasolinas con mayor contenido de Oxígeno 
(hasta cierta concentraciones límites) para mejorar la calidad de la combustión. Son 
algunos de los grandes esfuerzos que han hecho los fabricantes de vehículos 
automotores para cumplir las cada vez más estrictas exigencias sobre los gases de 
escape, establecidas en las normas EPA y EURO, entre otras. 
En la figura 9 se muestra una gráfica con dos curvas de Destilación de Equilibrio de 
Aire (DEA) que representan el equilibrio de Aire/Vapor de gasolina con dosados A 
= 8:1 y B = 20:1, correspondientes a una mezcla rica límite y pobre límite, 
respectivamente, para el caso de motores MECh. Ambas muestras son con la 
misma nafta y a presión atmosférica. Las curvas se construyen bajo el 
procedimiento ASTM. 
La gráfica DEA permite determinar la temperatura necesaria para cuando se tenga 
un dosado de 15:1 en una mezcla total de 20:1, la que se encuentra entre los valores 
límites de 𝜆 para la combustión en los MECh. EL punto de intercepción de las curvas 
DEA para 15:1 y 20:1 se proyecta hasta la abscisa, encontrando que cuando se 
alcanza 35 °C se evapora el 75 % de la mezcla y funciona de manera estable el 
motor, pero existen 25% de fracciones medias y pesadas del combustible en la fase 
líquida que no se quema. 
La temperatura en los conductos de admisión de los motores se logra por 
intercambio con el ambiente que generan la cámara de combustión y los conductos 
de los gases de escape. Como en todos los casos de la relación combustible - motor, 
38 
 
se debe llegar a soluciones de compromiso, puesto que una alta temperatura de 
admisión produce también una disminución de la densidad de la mezcla y por lo 
tanto una pérdida de potencia por menor carga másica (menor rendimiento 
volumétrico 𝜂𝑣). 
 
Figura 9. Destilado de Equilibrio en Aire (DEA) de dos mezclas aire/vapor de 
gasolina. 
Uno de los factores de la cantidad de trabajo que entrega un motor lo constituye la 
energía térmica que entrega el combustible, la que a su vez es función de la mezcla 
fresca en peso que entra al cilindro. 
La cantidad de la mezcla de admisión depende de la temperatura en el conducto de 
admisión, incluyendo sus válvulas, múltiple y cabeza, temperatura que a su vez 
tiene un marcado efecto sobre la marcha estable del motor y la buena distribución 
de la mezcla entre los cilindros. 
La propiedad del combustible que tiende a compensar un exceso de calor en la 
admisión es el calor latente de vaporización, que produce una caída de la 
temperatura en la misma zona. El calor aportado es una función del diseño total del 
motor, la temperatura que se logre estará relacionada con la temperatura ambiente 
y el régimen de marcha adoptado y, como única variable en cierta forma manejable 
por el usuario, para un régimen dado, queda la calidad del combustible. Los calores 
latentes de vaporización de hidrocarburos se muestran en la