Caracterización de una fracción petrolífera Análisis de Crudos: Destilación ASTM 

Johanna Castillo1 • Alexander Chamba1 • Andrés Coronel1 • Freddy Marcillo1   

1Escuela de Ingeniería Química, Universidad Técnica Particular de Loja, Loja, Ecuador 

RESUMEN 

En el presente trabajo se determinó una curva de corte de petróleo utilizando el método ASTM‐D86 para 

determinar  la  temperatura y el porcentaje de volumen destilado de diferentes cortes de hidrocarburos 

derivados del petróleo. Los resultados obtenidos son analizados para obtener una idea global del proceso 

de destilación de una refinería y los principios fisicoquímicos que intervienen. Los intervalos de temperatura 

es desde los 70 ºC hasta la  90 ºC a los 80 ºC la destilación es crítica debido a que existe una mayor cantidad 

de compuestos y se dificulta definir los compuestos.                                                    Palabras claves: Corte de petróleo, ASTM‐D86, temperatura, volumen destilado. 

ABSTRACT In  this  paper  a  curved  cutting  oil  was  determined  using  the  ASTM‐D86  method  to  determine  the 

temperature and percentage of distillate volume of different cuts of petroleum hydrocarbons. The results 

are analyzed to obtain an overview of the process of distillation of a refinery and physicochemical principles 

involved. It is the temperature ranges from 70 ° C to 90 ° C to 80 ° C the distillation is critical because there 

is a greater amount of compounds and is difficult to define the compounds. 

                            Keywords: Cutting oil, ASTM‐D86, temperature, distilled volume.  

 

1   INTRODUCCIÓN   

La industria del petróleo ha mantenido una expansión constante en los dos últimos siglos debido a la 

localización de nuevos pozos y la optimización de procesos de separación y refinación [1]. La extracción y 

refinación es un método complejo que requiere tecnología específica para cada operación [2]. Es necesario 

conocer las propiedades del petróleo pero resulta difícil determinar la composición exacta ya que contiene 

una gran cantidad de compuestos que conforman la mezcla. Para caracterizar el petróleo es práctico hacer 

una  curva de destilación  que  involucra  la  temperatura  en  función del porcentaje  acumulado de  líquido 

destilado. Una fracción de petróleo es un compuesto de diferentes hidrocarburos con punto de ebullición 

similar  que  son  recogidos  de  a  una  determinada  altura  de  la  columna  de  destilación.  Una  práctica 

estandarizada es la ASTM D‐86  que permite la identificación de productos ligeros de petróleo de la que se 

obtiene una curva de destilación que se obtiene debido a  la variación del punto de ebullición que es una 

propiedad intrínseca de los cortes del petróleo. En el presente trabajo se determinará la curva de destilación 

defiendo la temperatura indicada en el termómetro y el porcentaje de una fracción destilada. 

2   ESQUEMA 

    

 

Figura 1. Esquema general de la destilación ASTM  

3   METODOLOGÍA 

La presente práctica de análisis de crudos (destilación ASTM) se realizó en los Laboratorios de química 

aplicada  de  la  Universidad  Técnica  Particular  de  Loja,  Loja,  Ecuador.  Para  el  análisis  del  crudos  por 

destilación primeramente se armó el equipo de destilación, colocando el termómetro en contacto con la 

mezcla, en el balón se colocó las sustancias a destilar: alcohol 40ml, gasolina 100ml y diésel 100ml.  

 

Procedimos  a  realizar  la  destilación  considerando  los  puntos  de  ebullición  de  cada  una  de  las 

sustancias: alcohol 70°C, gasolina 140°C, diésel 270°C. El destilado es recogido en una probeta volumétrica, 

tomando las temperaturas correspondientes al cambio de volumen. 

 

4   RESULTADOS 

Mediante el proceso de destilación ASTM aplicado durante 2 horas y 30 minutos se recolectó un total 

de 124 ml entre alcohol y gasolina, para el proceso se utilizó volúmenes conocidos de las muestras (Tabla 

1) y obtuvo los siguientes parámetros (Tabla 2), los mismos que se detallan en los anexos al presente trabajo. 

Muestra  Volumen (ml) 

Diésel  100 

Gasolina  40 

Alcohol  100 

Total  240 

Tabla 1. Volúmenes de cada muestra 

Soporte  Termómetro

Balón

Manta eléctrica

Pinza 

Nuez 

Refrigerante

Alargadera 

Probeta

Parámetro  Valor 

Temperatura inicial de destilado  70°C 

Temperatura final de destilado  90°C 

Fase de separación  91 ml 

Volumen recuperado  124 ml 

Residuos  107 ml 

Volumen total  231 ml 

Volumen de perdidas %  3,8% 

 Tabla 2. Parámetros de estudio 

 La curva de flujo de obtención de una fracción petrolífera de la mezcla (alcohol‐gasolina‐diésel) en el proceso se muestra la (Figura 2.)  

Temperatura (°C)  Volumen (ml)  

68  0 

70  15 

72  25 

73  30 

74  50 

75  85 

76  90 

77  95 

78  110 

79  115 

80  118 

81  120 

83  121 

84  122 

85  122,5 

86  123 

87  123,5 

88  124 

89  124 

90  124 

 

Figura 2. Gráfica del flujo de sustancias petrolíferas en el proceso de destilación   

Como se puede observar en la gráfica ASTM (volumen vs temperatura) se comienza a destilar una primera 

fracción (alcohol) a una temperatura de 70°C, en donde en un rango de 73°C ‐ 75°C  se recupera un mayor volumen, 

además que a una temperatura de 75°C se presenta una separación de fases donde una solución 1 tiene un volumen 

de 60ml y una solución 2 un volumen de 11ml, recolectándose finalmente de la fase de separación 91ml. 

Luego de haber destilado  la mezcla por 2 horas y 30 minutos recuperamos un volumen de 124ml (alcohol‐

gasolina). 

0

20

40

60

80

100

120

140

67 72 77 82 87 92

Volumen m

l

Temperatura °C

 5   CONCLUSIONES 

La  gráfica  obtenida  en  la  presente  práctica  nos muestra  principalmente  el  punto  de  inicio  de  la 

destilación que se dio entre  los 68 y 70°C, a estas  temperaturas se comienza a obtener un volumen de 

destilado, dándonos como referencia que en este punto los componentes de la mezcla de hidrocarburos y 

alcohol comienzan a cambiar de estado por ende a estas temperaturas uno de los componentes de la mezcla 

petrolífera alcanza su punto de ebullición y es la primera fracción del destilado, en este caso el alcohol que 

tiene un punto de ebullición de 70°C.   

 

El volumen del destilado del alcohol fue bastante elevado, se pudo obtener aproximadamente 91ml 

de  alcohol  de  la mezcla,  al  llegar  a  este  volumen  se  evidenciaron  los  cambios  de  fase  en  el  destilado 

observándose la salida de un nuevo componente de la mezcla.  Esta separación de fase se debió a que no 

hubo un control total de  la temperatura durante el proceso, además que el equipo de destilación a nivel 

laboratorio no es preciso para obtener fracciones de mezclas petrolíferas.  

 

A los 124°C la curva de destilación alcanza un punto en el que se mantienen los compuestos con un 

constante flujo pues es en este punto donde el volumen de destilado aumenta sin la necesidad de aumentar 

la  temperatura  llegando a un punto de equilibro donde  la energía  sumistrada es  la  suficiente para que 

cambie de fase toda la solución. 

 6   RECOMENDACIONES  

El proceso de destilación ASTM es un proceso destinado principalmente a separar soluciones con 

diferentes puntos de volatilización por ende es muy necesario tener controles permanentes y muy eficientes 

para realizar curvas de caracterización muy precisas y con mayor exactitud. 

 

Las temperaturas deben ser controladas con  la mayor precisión posible para poder determinar  los 

volúmenes exactos que se tenga en cada temperatura.  

 

El equipo en el que se debe trabajar debe ser graduado para el colector del destilado pues en este 

punto donde se recolectan los datos más relevantes de este proceso y a la falta de este medio de media el 

desensamblar a cada momento generaría perdidas laterales de volúmenes así como un control menor de 

las temperaturas. 

 

7   TRABAJO DE INVESTIGACIÓN  Temperatura de ebullición de una mezcla compleja. 

El petróleo crudo al ser una mezcla compleja que es entre 50% y 95% en peso de hidrocarburos. El 

conjunto típico de fracciones de petróleo [3], véase Tabla 3. Puesto que hay un número de factores que 

influyen  en  el  punto  de  ebullición  (PE)  de  un  hidrocarburo,  estas  fracciones  de  petróleo  son mezclas 

complejas. Más de 500 hidrocarburos diferentes se han identificado en la fracción de gasolina, por ejemplo. 

 

 

Fracciones de petróleo crudo 

Fracción  PE (°C)  # de átomos de carbono 

Gas natural  < 20  C1 hasta C4 

Éter de petróleo  20 ‐ 60  C5 hasta C6 

Gasolina  40 ‐ 200  C5 hasta C12, más comúnmente 

C6 hasta C8 

Kerosene  150 ‐ 260  Sobre todo C12 hasta C13 

Otros 

combustibles 

> 260  C14 y más alto 

Lubricantes  > 400  C20 y por encima 

Asfalto y coque  residuos  Por lo general poli cíclicos 

 

Tabla 3. Fracciones de crudo de petróleo 

 

Punto de anilina, factor acéntrico. 

El punto de anilina de un aceite se define como la temperatura mínima a la que volúmenes iguales de 

anilina (C6H5NH2) y el aceite son miscibles, es decir, formar una sola fase tras la mezcla [4]. El valor da una 

aproximación por el contenido de compuestos aromáticos en el aceite, ya que la miscibilidad de anilina, que 

es  también  un  compuesto  aromático  que  sugiere  la  presencia  de  compuestos  similares  (es  decir, 

aromáticos) en el aceite. Cuanto menor  sea el punto de anilina, mayor es el  contenido de compuestos 

aromáticos  en  el  aceite  como  se  necesita  obviamente  una  temperatura  más  baja  para  asegurar  la 

miscibilidad [5]. 

 

El factor de acéntrico ω (omega) es un número conceptual introducido por Kenneth Pitzer en 1955, 

ha demostrado ser muy útil en  la descripción de  la materia [6]. Se ha convertido en un estándar para  la 

caracterización de fase de los componentes individuales y puros. Los otros parámetros de descripción de 

estado son el peso molecular, la temperatura crítica, la presión crítica, y factor crítico acéntrico volumen. Se 

dice que es una medida de la no esfericidad (centralidad) de las moléculas [7]. 

Se define como: 

ω log p 1, aT 0.7 Donde: 

 T T/T  es la temperatura reducida 

 p  es la presión de saturación reducida de vapores. 

 

Propiedades críticas 

Temperatura crítica: La temperatura crítica de una sustancia es la temperatura a la que el vapor y por 

encima de la sustancia no puede ser licuado, no importa cuánta presión se aplica [8]. 

 

Presión crítica: En termodinámica, un punto crítico (o estado crítico) es el punto final de una curva de 

equilibrio de fases. El ejemplo más destacado es el punto crítico líquido‐vapor, el punto final de la curva de 

presión‐temperatura que designa las condiciones bajo las cuales un líquido y su vapor pueden coexistir. En 

el punto crítico, definido por una temperatura crítica Tc y un pc presión crítica, límites de fase desaparecen. 

Otros ejemplos son los puntos críticos líquido‐líquido en mezclas [9]. 

Destilación ASTM D‐86 y sus aplicaciones 

Es el método de prueba estándar para la destilación de productos derivados del petróleo a presión 

atmosférica  [10],  este método  de  ensayo  cubre  la  destilación  atmosférica  de  productos  derivados  del 

petróleo utilizando una unidad de laboratorio de destilación por lotes para determinar cuantitativamente 

las  características  intervalo  de  ebullición  de  los  productos  tales  como  destilados  ligeros  y medios,  los 

combustibles de motores de encendido por chispa de automóviles con o sin compuestos oxigenados,  la 

aviación gasolinas, combustibles de turbinas de aviación, diésel combustible, el biodiesel se mezcla hasta un 

20%, los combustibles marinos, gasolinas especiales derivados del petróleo, naftas, aguarrás, querosenos 

de grados 1 a 2, quemadores de combustibles. 

 

Destilación TBP y sus aplicaciones  

La composición de cualquier muestra de petróleo crudo se aproxima por una verdadera curva punto 

de  ebullición  (TBP)  [11].  El  método  utilizado  es  básicamente  una  destilación  discontinua  operación, 

utilizando un gran número de etapas, por lo general mayor que 60, y la alta relación de reflujo a destilado 

(mayor que 5). La temperatura en cualquier punto de la curva de rendimiento de la temperatura volumétrica 

representa la verdadera ebullición punto de que el material de hidrocarburo presente en el porcentaje en 

volumen dado punto destila. Curvas de destilación TBP son generalmente sólo se ejecutan en el crudo y no 

en productos derivados del petróleo. 

 

Destilación EFV y sus aplicaciones  

Es  la  curva  de  destilación  que  se  obtiene  grafica  la  temperatura  de  equilibrio  líquido‐vapor.  La 

destilación EFV se diferencia de la destilación fraccionada en que el vapor no es removido en la medida que 

se va formando sino que permanece en contacto con el líquido remanente hasta que se completa el proceso. 

El conocer  las condiciones del equilibrio de fases vapor‐líquido de  las fracciones del petróleo es esencial 

para el diseño de  la mayoría de  los equipos empleados en  la  industria de  la refinación del petróleo. Esta 

información  puede  ser  obtenida  experimentalmente mediante  la  determinación  de  la  curva  EFV.  Sin 

embargo,  el  procedimiento  es  laborioso  y  costoso.  Por  estos  motivos,  generalmente  se  emplean 

correlaciones empíricas para estimar  la curva EFV a partir de curvas ASTM o TBP, que son más fáciles de 

obtener experimentalmente [12]. 

 

Gravedad API 

La gravedad de Instituto Americano del Petróleo, o la gravedad API, es una medida de cómo pesado 

o ligera se compara un líquido de petróleo al agua: si su gravedad API es mayor que 10, que es más ligero y 

flota en el agua; si es menos de 10, que es más pesado y se hunde. La gravedad API es por  lo tanto una 

medida inversa de la densidad relativa de un líquido de petróleo y la densidad del agua, pero se utiliza para 

comparar  las densidades  relativas de  los  líquidos derivados del petróleo. Por ejemplo,  si un  líquido de 

petróleo flota sobre otro y por lo tanto es menos denso, tiene una mayor gravedad API. Aunque la gravedad 

matemáticamente API es una cantidad sin dimensiones, consulte  la siguiente fórmula, es, no obstante, a 

que se refiere como estando en "grados". Gravedad API se en grados en un  instrumento hidrómetro. La 

escala API fue diseñado de modo que la mayoría de los valores se sitúan entre 10 y 70 grados de gravedad 

API [13]. 

 

 

 

Volatilidad 

En la química y la física, la volatilidad es la tendencia de una sustancia para vaporizar. La volatilidad 

está directamente  relacionada con  la presión de vapor de una  sustancia. A una  temperatura dada, una 

sustancia con una mayor presión de vapor se vaporiza más fácilmente que una sustancia con una presión 

de vapor inferior [14]. 

 

Punto de ebullición, promedio molal, volumétrico, en peso, cubico.   

El punto de ebullición de una sustancia es la temperatura a la cual la presión de vapor del líquido es 

igual a la presión que rodea el líquido [15] y los cambios de líquido a vapor. 

 

Punto de ebullición promedio cúbico. Se encuentra representado por:     

 

Donde: 

 Xvi: fracción volumétrica de componente i  

Tbi: punto de ebullición normal del componente i. 

 

Punto de ebullición promedio molal. Se encuentra representado por:     

 

Punto de ebullición promedio másico. Se encuentra representado por:     

 

Donde: 

Xwi: fracción másica de componente i [16]. 

 

Factor de caracterización KUOP o factor de Watson Kw. 

"Si en dos ejes de coordenadas  rectangulares  se ponen en  la abscisa  los valores crecientes de  la 

temperatura  de  ebullición  y  en  la  ordenada  los  valores  decrecientes  de  la  densidad  para  diferentes 

hidrocarburos se obtienen una serie de puntos  los cuales dan una curva característica. Se realiza de esta 

manera una doble clasificación de los hidrocarburos, de la izquierda a la derecha según la temperatura de 

ebullición o la masa molecular y de abajo hacia arriba una clasificación en base a la composición química o 

la relación en hidrógeno y carbono en la molécula. Partiendo de estas consideraciones se ha introducido el 

factor de caracterización KUOP, por medio del cual se expresa la afinidad del producto petrolero que puede 

estar  comprendido  entre  dos  límites  extremos:  hidrocarburos  parafínico  con  un  contenido máximo  de 

hidrógeno e hidrocarburos aromáticos con un contenido mínimo de hidrógeno.  

 

Se ha constatado que por fraccionamiento de un petróleo con carácter uniforme en fracciones con 

límite de destilación angosto, la densidad de las fracciones es aproximadamente proporcionales con la raíz 

cúbica de las temperaturas de ebullición absolutas. El factor de proporcionalidad es precisamente el factor 

de caracterización dado por la siguiente expresión. 

  

Donde:  

Tb= Temperatura media de ebullición en R.  

ρ= Densidad relativa a 15,6 °C.  

Para fracciones angosta en lugar de temperatura media se puede usar la temperatura a la cual destila 

el 50% en la curva ASTM. Los valores del factor de caracterización para diferentes hidrocarburos y productos 

petroleros son: KUOP=13 Hidrocarburos parafínicos normales e iso.  

KUOP=12 Hidrocarburos en los que el peso relativo de las cadenas y de los anillos son equivalentes.  

KUOP=11 Hidrocarburos nafténicos puros o aromáticos poco sustituidos.  

KUOP=10 Hidrocarburos aromáticos puros.   

KUOP=12,5‐13 Productos parafinosos.  

KUOP=10‐11 Hidrocarburos nafténicos y aromáticos [17]. 

 

7   REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA  [1] Torres‐Robles, R., &  Castro‐Arellano,  J.  J.  (2002). Análisis  y  simulación  de  procesos  de  refinación  del  petróleo. Instituto Politécnico Nacional de México, Alfaomega. [2] Jasso Villazul, J. (1999). La madurez tecnológica en la industria petroquímica mundial. Revista de la CEPAL. [3] Spencer, J. N., Bodner, G. M., & Rickard, L. H. (2010). Chemistry: Structure and Dynamics. John Wiley & Sons. [4] Manual on Hydrocarbon Analysis. (s.f.). ASTM International. [5]  Lubricants,  A.  C.  D.‐2  on  P.  P.  and.  (1949).  The  Significance  of  Tests  of  Petroleum  Products:  A  Report.  ASTM International. [6] Xiang, H. W.  (2005). The Corresponding‐States Principle and  its Practice: Thermodynamic, Transport and Surface Properties of Fluids. Elsevier. [7] Xiang, H. W.  (2005). The Corresponding‐States Principle and  its Practice: Thermodynamic, Transport and Surface Properties of Fluids. Elsevier. [8]  Critical  Temperature  and  Pressure.  (s.f.).  Recuperado  15  de  mayo  de  2015,  a  partir  de http://www.chem.purdue.edu/gchelp/Liquids/critical.html [9] Rabinowitz, P. H., & Sciences, C. B. of the M. (1986). Minimax Methods in Critical Point Theory with Applications to Differential Equations. American Mathematical Soc. [10]  D02  Committee.  (2012).  Test  Method  for  Distillation  of  Petroleum  Products  at  Atmospheric  Pressure.  ASTM International. Recuperado a partir de http://www.astm.org/doiLink.cgi?D86 [11] Petroleum Industry: True boiling point curve. (s.f.). Recuperado 16 de mayo de 2015, a partir de http://petroleum‐industry‐eng.blogspot.com/p/true‐boiling‐point‐curve.html [12] Educación en Ingeniería Química. (s.f.). Recuperado 16 de mayo de 2015, a partir de http://ssecoconsulting.com/ [13] American Society for Testing Materials, & Institute of Petroleum (Great Britain). (1960). Report on the development, construction,  calculation,  and  preparation  of  the  ASTM‐IP  petroleum measurement  tables  (ASTM  D  1250,  IP  200). London; Philadelphia, Pa.: Institute of Petroleum ; American Society for Testing Materials. [14] Speight, J. G. (2006). The Chemistry and Technology of Petroleum, Fourth Edition. CRC Press. [15]  Pollution  Prevention:  The  Waste  Management  Approach  to  the  21st  Century.  (s.  f.).  Recuperado  a  partir  de https://www.crcpress.com/product/isbn/9781566704953 [16] Gary, J. H., & Handwerk, G. E. (1980). Refino de petróleo: tecnología y economía. Reverte. 

[17] Torres Egas, A. E. (Julio de 2013). Caracterización y evaluación del crudo carga de la refinería estatal de esmeraldas. Recuperado  el  17  de  Mayo  de  2015,  de  Universidad  Central  del  Ecuador: http://www.dspace.uce.edu.ec/bitstream/25000/1988/1/T‐UCE‐0017‐46.pdf