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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES

SIMULACIÓN DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS

Trabajo de Fin de Máster

DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN

M11088

Madrid

Febrero 2013

Diego E. Montesdeoca Espín II

ÍNDICE DE CONTENIDOS

ÍNDICE DE TABLAS.………………………………………………………………………...…….. V ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………………………………. VIII ÍNDICE DE GRÁFICOS.……………………………………………………………………………. IX RESUMEN.…………………………………………………………………………………………….. X

1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………...…….. 1 2. OBJETIVOS Y ÁMBITO DEL ESTUDIO………………………………………………………. 3

2.1. OBJETIVOS…………………………………………………………………………………. 3 2.2. ÁMBITO DEL ESTUDIO……………………………………………………………….. 3

3. REFORMADO CATALÍTICO……………………………………………………………………… 5 3.1. GENERALIDADES………………………………………………………………………… 5 3.2. PROCESO…………………………………………………………………………………… 6

3.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES…..………………………………………… 6 3.2.2. ALIMENTACIÓN……………………………………………………………………. 7 3.2.3. PRODUCTOS………………………………………………………………………… 9

3.2.3.1. ESPECIFICACIONES DEL REFORMADO…………………………… 9 3.3. REACCIONES……………………………………………………………………………… 10 3.4. CATALIZADORES………………………………………………………………………… 11 3.5. TECNOLOGÍAS PARA EL REFORMADO CATALÍTICO……………………. 12

3.5.1. PROCESO SEMIREGENERATIVO……………………………………………. 13 3.5.2. PROCESO CON REGENERACIÓN CÍCLICA………………………………. 14 3.5.3. PROCESO CON REGENERACIÓN CONTINUA DEL

CATALIZADOR………………………………………………………………………. 15 3.6. VARIABLES IMPORTANTES DEL PROCESO………………………………….. 16

3.6.1. PRESIÓN………………………………………………………………………………. 16 3.6.2. TEMPERATURA…………………………………………………………………….. 16 3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL…………………………………………………………… 17 3.6.4. RELACIÓN HIDRÓGENO/HIDROCARBURO (H2/HC)………………. 18

4. CINÉTICA DE LAS REACCIONES DE REFORMADO……………………………………. 19 4.1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………. 19 4.2. QUÍMICA DEL REFORMADO CATALÍTICO……………………………………. 20

4.2.1. DESHIDROGENACIÓN DE NAFTENOS……………………………………. 20 4.2.2. ISOMERIZACIÓN DE N-PARAFINAS……………………………………….. 20 4.2.3. DESHIDROGENACIÓN Y AROMATIZACIÓN DE PARAFINAS……. 20 4.2.4. HIDROCRAQUEO DE LAS NORMAL PARAFINAS…………………….. 20

4.3. TERMODINÁMICA……………………………………………………………………… 22 4.4. MODELOS CINÉTICOS………………………………………………………………… 23

Diego E. Montesdeoca Espín III

5. SIMULADOR………………………………………………………………………………………….. 29 5.1. PROCESO EN ESTADO ESTACIONARIO………………………………………… 29 5.2. MODELO GENERAL PARA REFORMADORES CATALÍTICOS DE

ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING………………………………………… 29 5.3. CARCATERÍSTICAS IMPORTANTES DEL MODELO CINÉTICO Y DEL

REACTOR…………………………………………………………………………………… 31 5.4. IMPLEMENTACIÓN DEL MODELO………………………………………………. 32

5.4.1. CONSISTENCIA DE DATOS………………………………………………… 33 5.4.2. CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN……………………….. 33 5.4.3. CALIBRACIÓN DEL MODELO…………………………………………….. 33

6. DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN………………………………………………………….. 36 6.1. UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL

ESMERALDAS (REE) …………………………………………………………………… 37 6.1.1. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA UNIDAD………………………… 39

6.2. DATOS E INFORMACIÓN USADA EN LA SIMULACIÓN…………………. 40 6.3. SIMULACIÓN……………………………………………………………………………… 51

6.3.1. MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REE………………………………………………………………………………….. 51

6.3.1.1. Desarrollo de un modelo inicial que tenga convergencia……………………………………………………………………………… 51 6.3.1.2. Calibración del modelo…………………………………………………. 54 6.3.1.3. Re-cálculo de las composiciones con los nuevos factores de ajuste……………………………………………………………………………………. 56 6.3.1.4. Diseño del sistema de separación aguas abajo……………… 57 6.3.1.5. Datos usados en la calibración………………………………………. 59

6.3.2. DETERMINACIÓN DE LAS MEJORES CONDICIONES PARA EL REFORMADO DE UNA NAFTA PESADA DE NATURALEZA DIFERENTE. …………………………………………………………………………. 61

7. RESULTADOS…………………………………………………………………………………………. 64 7.1. RESULTADOS DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO

CATALÍTICO……………………………………………………………………………….. 64 7.2. RESULTADOS DEL CASO DE ESTUDIO….……………………………………… 69

8. DISCUSIONES………………………………………………………………………………………… 73 8.1. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO

CATALÍTICO…………………………………………………………………………….…. 73

8.1.1. ASPECTOS GENERALES…………………………………………………......... 73 8.1.2. SOBRE EL SISTEMA DE SEPARACIÓN AGUAS ABAJO…………….. 74 8.1.3. SOBRE LOS BALANCES DE MASA………………………………………….. 75 8.1.4. SOBRE LA CALIBRACIÓN Y VALIDACIÓN DE LOS MODELOS…. 75

8.2. DEL CASO DE ESTUDIO………………………………………………………………. 77 9. ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES………………………………………… 79

9.1. CONCLUSIONES GENERALES………………………………………………………. 79 9.2. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO….. 80

Diego E. Montesdeoca Espín IV

9.2.1. SOBRE LOS MODELOS OBTENIDOS………………………………………. 80 9.2.2. SOBRE EL RENDIMIENTO Y COMPOSICIÓN DE LA NAFTA

REFORMADA………………………………………………………………………… 81 9.3. DEL CASO DE ESTUDIO………………………………………………………………. 81

9.3.1. CONTENIDO DE BENCENO Y DE AROMÁTICOS……………………. 82 9.3.2. NÚMERO DE OCTANO…………………………………………………………. 83 9.3.3. RENDIMIENTO DE HIDRÓGENO……………………………………………. 83 9.3.4. CAUDAL DEL GAS DE RECICLO Y CONTENIDO DE

HIDRÓGENO………………………………………………………………………… 83 9.3.5. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA EL REFORMADO………………….. 83

10. CITAS BIBLIOGRÁFICAS Y BIBLIOGRAFÍA………………………………………………… 85 10.1. CITAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………………. 85 10.2. BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………. 86

10.1.1. LIBROS…………………………………………………………………………………. 86 10.1.2. ARTÍCULOS…………………………………………………………………………… 86

ANEXOS…….…………………………………………………………………………………………………. 87 ANEXO 1: Flujos másicos de la alimentación y de los productos del proceso de reformado catalítico……………………………………………………………. 88 ANEXO 2: Flujos másicos y composición por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………….. 91 ANEXO 3: Balances de masa……………………………………………………………. 93 ANEXO 4: Comparación de las composiciones PIONA de la nafta reformada predichas por los modelos de simulación frente a las composiciones reales determinadas por cromatografía………………………… 106 ANEXO 5: Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de estudio………………………………………………………………………………………………….. 109 ANEXO 6: Comparación de las curvas de destilación obtenidas por ensayos normalizados con las estimadas por el simulador……………………. 111 ANEXO 7: Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)…………………………… 114 ANEXO 8: Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas………………………. 116 ANEXO 9: Reportes de los análisis de cromatografía para la determinación de la composición de las naftas……………………………………… 119

Diego E. Montesdeoca Espín V

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.2-1. Producción diaria en Refinería Esmeraldas en BPD…………………………………………… 4

Tabla 3.2.3.1-1. Requisitos de las gasolinas producidas en el Ecuador….……………………………... 10

Tabla 3.5-1. Condiciones de operación típicas de los tres procesos de reformado………….... 13

Tabla 3.5-2. Distribución a nivel mundial del reformado de naftas por tipo de proceso…..... 13

Tabla 4.3-1. Comparación termodinámica de las principales reacciones de reformado catalítico……………………………………………………………………………………………………………………………… 23

Tabla 4.4-1. Ecuaciones de velocidad según el modelo de Taskar…………………………………….. 28

Tabla 5.2-1. Pseudocomponentes que emplea el modelo PETROLEUM REFINIG CatReform de ASPEN HYSYS..………………………………………………………………………………………………………………… 30

Tabla 5.3-1. Expresiones cinéticas para las velocidades de reacciones del modelo de Reformado Catalítico de Aspen Hysys……….………………………………………………………………………… 31

Tabla 5.4.3-1. Factores de ponderación para la función objetivo………………………………………… 34

Tabla 5.4.3-2. Factores de actividad sugeridos para la calibración………………………………………. 35

Tabla 6.1-1. Concentración máxima de contaminantes permitida en la nafta hidrotratada…. 38

Tabla 6.2-1. Datos de la corriente de alimentación…………………………………………………………….. 41

Tabla 6.2-2. Características del Catalizador…………………………………………………………………………. 41

Tabla 6.2-3. Flujos nominales de los productos obtenidos de la Unidad de Reformado Catalítico……………………………………………………………………………………………………………………………… 41

Tabla 6.2-4. Contenido de benceno y aromáticos………………………………………………………………. 42

Tabla 6.2-5. Características de los reactores y condiciones de operación…………………………. 42

Tabla 6.2-6. Presión y temperatura del Separador……………………………………………………………… 43

Tabla 6.2-7. Datos de la Columna de estabilización……………………………………………………………. 43

Tabla 6.2-8. Datos de destilación ASTM, densidad relativa y contenido de azufre de la alimentación………………………………………………………………………………………………………………………… 43

Tabla 6.2-9. Condiciones de operación para los reactores catalíticos………………………………… 44

Tabla 6.2-10. Presión y Temperatura en el separador………………………………………………………….. 44

Tabla 6.2-11. Flujos volumétricos de alimentación y productos del proceso de reformado…. 44

Tabla 6.2-12. Flujo volumétrico y concentración de H2 del Gas de Reciclo…………………………. 44

Tabla 6.2-13. Composiciones en % molar y peso molecular del H2 Neto……………………………… 45

Tabla 6.2-14. Composiciones en % molar y peso molecular de Fuel Gas……………………………… 45

Tabla 6.2-15. RON, Densidad Relativa y Presión de Vapor Reid de la nafta reformada obtenida………………………………………………………………………………………………………………………………. 45

Tabla 6.2-16. Datos de la columna de estabilización………………………………………………………….. 45

Diego E. Montesdeoca Espín VI

Tabla 6.2-17. Datos de destilación ASTM D-86 de la nafta pesada hidrotratada y de la nafta reformada……………………………………………………………………………………………………………………………. 46

Tabla 6.2-18. API (según norma ASTM D287) y densidad relativa corregida a 60 °F……………. 46

Tabla 6.2-19. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % vol. – Muestra A……….. 47

Tabla 6.2-20. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 1…….. 47

Tabla 6.2-21. Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 2…..... 48

Tabla 6.2-22. Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % volumétrico – Muestra A………….. 48

Tabla 6.2-23. Análisis PIONA de la nafta reformada en % másico – Muestra 1…………………… 49

Tabla 6.2-24. Análisis PIONA de la nafta reformada en % másico – Muestra 2…………………… 49

Tabla 6.2-25. Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 1.…………………………………………………………………………………………………………………………… 50

Tabla 6.2-26. Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 2……………………………………………………………………………………………………………………………. 50

Tabla 6.3.1.4-1. Presiones y temperaturas de los separadores…………………………………………… 57

Tabla 6.3.1.4-2. Temperaturas y presiones a la salida de los intercambiadores de calor……. 57

Tabla 6.3.1.4-3. Presiones de salida en los compresores……………………………………………………… 58

Tabla 6.1.3.4-4. Presiones de salida en las bombas…………………………………………………………….. 58

Tabla 6.3.1.4-5. Especificaciones para el cálculo riguroso de la columna de estabilización….. 59

Tabla 6.3.1.5-1. Composiciones de la nafta hidrotratada y nafta reformada empleadas en la simulación…………………………………………………………………………………………………………………………… 60

Tabla 6.3.2-1. Análisis PIONA en % volumétrico de la nafta pesada procedente de destilación atmosférica……………………………………………………………………………………………………….. 62

Tabla 7.1-1. Balance general de masa de la unidad……………………………………………………………… 64

Tabla 7.1-2. Balance general de masa y balance de hidrógeno previo a la calibración……….. 64

Tabla 7.1-3. Cumplimiento de los balances general de masa y de hidrógeno al reajustar la producción de nafta…………………………………………………………………………………………………………….. 65

Tabla 7.1-4. Balance general de masa y balance de hidrógeno luego de la calibración……... 65

Tabla 7.1-5. Comparación de flujos y composiciones por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………………………………………………………… 66

Tabla 7.1-6. Comparación del rendimiento y contenido de hidrógeno en el H2 Net Gas………. 66

Tabla 7.1-7. Comparación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo………………………… 66

Tabla 7.1.8. Comparación del flujo y contenido total PIONA en la nafta reformada………….. 67

Tabla 7.1.9. Comparación del contenido de aromáticos en la nafta reformada………………… 67

Tabla 7.1-10. Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 1………… 68



Tabla 7.1-13. Error en las temperaturas de salida de los reactores, deltas de temperatura y caídas de presión…………………………………………………………………………………………………………………. 68

Diego E. Montesdeoca Espín VII

Tabla 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en las características de la nafta reformada………………………………………………………………………………………………………….. 69

Tabla A1-1. Transformación de flujos volumétricos a flujos másicos………………………………….. 89

Tabla A1-2. Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente H2 Net Gas…………………… 89

Tabla A1-3. Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente FG……………………………….. 90

Tabla A2-1. Resultados de los flujos (kg/h) y % másicos por componentes de la corriente saliente de los reactores catalíticos……………………………………………………………………………………… 92

Tabla A3-1. Balance de Masa – Caso 1 (previo a la calibración)….………………………………………… 94

Tabla A3-2. Balance de Masa – Caso 1 (luego de la calibración)…………………………………………… 96

Tabla A3-3. Balance de Masa – Caso 2 (previo a la calibración)……………………………………………. 98


Tabla A3-5. Balance de Masa – Caso 3 (previo a la calibración)……………………………………………. 102


Tabla A4-1. Comparación de las composiciones PIONA (en % volumétrico) de la nafta reformada – Caso 1……………………………………………………………………………………………………………… 107

Tabla A4-2. Comparación de las composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 2………………..……………………………………………………………………………………………………………… 107

Tabla A4-3. Comparación de las composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 3………………..……………………………………………………………………………………………………………… 108

Tabla A5-1. Composición PIONA (% vol.) reajustada al 100% de la nafta pesada de diferente composición………………………………………………………………………………………………………………………… 110

Tabla A5-2. Composición PIONA (%vol.) de la nafta pesada empleada para el desarrollo del caso de estudio……………………………………………………………………………………………………………………. 110

Tabla A6-1. Comparación de las curvas de destilación determinadas por ensayos normalizados frente a las estimadas por el simulador…………………………………………………………. 112

Diego E. Montesdeoca Espín VIII

ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 3.2.3-1. Características relevantes del Proceso de Reformado Catalítico………………………. 9

Fig. 3.5.1-1. Proceso semi-regenerativo de lecho fijo para reformado catalítico………………. 14

Fig. 3.5.2-1. Proceso con regeneración cíclica del catalizador para reformado catalítico……… 15

Fig. 3.5.3-1. Reformador con regeneración continua de catalizador…………….…………….……… 16

Fig. 4.4-1. Evolución de los modelos cinéticos para reformado catalítico………………………….. 24

Fig. 4.4-2. Ejemplos de esquemas de reacción usados por varios investigadores en el desarrollo de modelos cinéticos…………….…………….…………….…………….…………….…………….……

26

Fig. 4.4-3. Esquemas de reacción del modelo propuesto por Froment…………….…………….…… 27

Fig. 5.2-1. Esquema del modelo Petroleum Refinig CatReform de Aspen Hysys…………….…….. 30

Fig. 6.3.1.1-1. Creación de la lista de componentes y selección del paquete termodinámico. 51

Fig. 6.3.1.1-2. Configuración de los reactores de reformado catalítico (3 ventanas).……………. 52

Fig. 6.3.1.1-3. Ingreso de datos de alimentación y condiciones de operación de la sección de reactores catalíticos…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………………..

53

Fig. 6.3.1.1-4. Resultados preliminares de la sección de reactores catalíticos……………………. 53

Fig. 6.3.1.1-5. Factores de calibración iniciales…………….…………….…………….…………….…………… 54

Fig. 6.3.1.2-1. Calibración del modelo…………….…………….…………….…………….…………….…………… 55

Fig. 6.3.1.2-2. Selección de las variables de la función objetivo…………….…………….……………… 55

Fig. 6.3.1.2-3. Valores mínimo y máximo de los factores de ajuste, previo a ejecutar la calibración…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………….…………

56

Fig. 6.3.1.4-1. Cálculo tipo “shortcut” de la columna de estabilización…………….…………….…… 58

Fig. 6.3.1.4-2. Cálculo riguroso de la columna de estabilización…………….…………….……………… 59

Fig. 6.3.2-1. Definición de las variables a considerar en el caso de estudio…………….……………. 62

Fig. 6.3.2-2. Definición de variables independientes y dependientes…………….…………….……… 63

Fig. 6.3.2-3. Definición de rangos e intervalos de variación de las variables independientes.. 63

Fig. A7-1. Esquema de simulación (Reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)…………………………………………………………………………………… 115

Diego E. Montesdeoca Espín IX

ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido de benceno en la nafta reformada…………….…………….…………….…………….…………….…………….……… 70

Gráfico 7.2-2. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido total de aromáticos en la nafta reformada…………….…………….…………….…………….…………….…… 70

Gráfico 7.2-3. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el número de octano de la nafta reformada………………………………………………………………………………………………. 71

Gráfico 7.2-4. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el rendimiento de hidrógeno…………….…………….…………….…………….…………….…………….……………………….………… 71

Gráfico 7.2-5. Variación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC………………………………………………………………………………………… 72

Gráfico 7.2-6. Variación del flujo volumétrico del gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC.…………….…………………………………………………………………………………….……………. 72

Gráfico A6-1. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 1…………….……………. 112



Diego E. Montesdeoca Espín X

RESUMEN

Se simula el proceso de reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas, empleando las

herramientas de un simulador comercial que son apropiadas para el desarrollo de un modelo

integrado que comprenda el sistema de reacción y de fraccionamiento, de modo que reproduzca

el funcionamiento de este reformador catalítico de uso industrial.

Para ello, el simulador ASPEN HYSYS versión 7.3 (con el módulo especial de reformado

catalítico) es utilizado y con información de operación de la unidad que incluye: caudales de

alimentación, presión y temperatura de los reactores, flujo del gas de reciclo, rendimiento de

productos y datos de composición de las naftas hidrotratada y reformada, se desarrollan y

calibran tres modelos para tres condiciones operativas diferentes. Además, se analiza la

influencia de la temperatura y del gas de reciclo en el reformado de una nafta de diferente

composición.

Las predicciones de los modelos sobre composición de benceno y de aromáticos totales en la nafta

reformada se comparan con datos reales, y en los tres casos analizados el error está por debajo

del 11 % para el benceno y entre el 0,9 y 2 % para los aromáticos totales. El comportamiento

predicho de los reactores refleja también la validez de los modelos desarrollados (el margen de

error en las caídas de temperatura y de presión es inferior al 26%). Cuando se modifica la

composición de la alimentación, a una con menor contenido de naftenos, se establece que es

necesario trabajar a altas temperaturas (480 °C) y bajas relaciones molares

hidrógeno/hidrocarburo (3,0).

DESCRIPTORES: Reformado Catalítico/Nafta Hidrotratada/Nafta Reformada/Simulación de

Procesos/Benceno/Compuestos Aromático

Diego E. Montesdeoca Espín 1

INTRODUCCIÓN

Hoy en día modelos computacionales son usados de forma rutinaria para modelar los varios

procesos de refinación del petróleo, cada vez se recurre en mayor medida a ellos para mejorar la

operación de refinerías existentes, tomar decisiones sobre su operación, comprar el crudo que

mejor se adapte a sus necesidades, optimizar la planificación de la producción. Por lo que, la

habilidad de modelar adecuadamente cada etapa del proceso de refinación, constituye un factor

clave para optimizar el funcionamiento del conjunto global e integrado de una refinería.

Las plantas industriales para refinación del crudo incluyen unidades donde ocurren procesos de

separación física (destilación atmosférica y de vacío) y unidades de conversión (que pueden ser

térmicas o catalíticas) cuya principal función es valorizar las corrientes ahí tratadas. Los procesos

de conversión modifican la estructura molecular de los hidrocarburos que constituyen una

determinada alimentación, provocando un cambio sustancial en su composición, lo cual influye en

las características y propiedades de los productos finales, como: peso molecular, puntos de

ebullición, número de octano, entre otras.

El modelado de las distintas unidades de una planta de refinación es desafiante y en extremo

complicado, por la naturaleza misma del petróleo y sus derivados (mezclas de cientos de

compuestos químicos), el sinnúmero de fenómenos tanto físicos como químicos que

experimentan y el gran número de variables operativas que imperan en las distintas fases de

refinación. En muchos procesos, moléculas grandes son craqueadas hacia moléculas de menor

tamaño o sufren un reacomodo o reestructuración, a través de múltiples reacciones químicas que

se dan bajo complejos mecanismos de reacción, lo cual permite obtener una composición en los

productos, de modo que cumplan con especificaciones impuestas por el mercado, normativas

gubernamentales y también las de carácter medio ambiental.

El reformado catalítico es un proceso químico, cuya función es transformar nafta de bajo octano

en gasolina de alto octanaje, que utiliza para el efecto una serie de reactores catalíticos. De forma

general, los reactores utilizados en la refinación del petróleo están entre los más difíciles de

modelar y diseñar. La composición y propiedades de las diversas fracciones de petróleo que se

convierten en estos reactores es muy particular, pudiendo el sistema de reacción involucrar

diversas fases, presencia de catalizadores, condiciones operativas y configuraciones muy variantes

del reactor, que hacen del desarrollo de un modelo una tarea bastante difícil. Además, la

presencia de cientos de componentes experimentado diferentes patrones de reacción y que al

mismo tiempo compiten por encontrar sitios activos en el catalizador, incrementan la complejidad

para la formulación de la cinética y de los modelos de reactor (1).

Las unidades de reformado catalítico ocupan una posición importante en los esquemas actuales

de refinación, al producir naftas de alto número de octano que son usadas en la formulación de

1


gasolinas de uso comercial. En las últimas décadas, la demanda de combustibles ha tenido un

gradual ascenso, pero al mismo tiempo presiones por combustibles de mejor calidad, con menor

carga contaminante y menor riesgo para el medio ambiente han surgido (por las regulaciones

asociadas al contenido de benceno y en general de aromáticos en las gasolinas de uso comercial).

Estas nuevas exigencias han puesto gran presión en las actuales refinerías y se han visto obligadas

a reducir la severidad de sus unidades de reformado catalítico, con el fin de disminuir la cantidad

de aromáticos en las gasolinas; sin embargo, esto repercute de forma negativa en los índices de

octano.

Lo anterior pone en evidencia que contar con modelos que permitan simular el proceso de

reformado catalítico en su conjunto total, es decir, asociando el sistema de reformado (reactores

catalíticos) con el equipamiento de fraccionamiento, constituiría una herramienta útil para los

complejos de refinación, pues les permitiría correlacionar el esquema de operación de las

unidades de reformación con las características del producto a obtener, guardando el equilibrio

necesario entre cantidad de aromáticos y número de octano.

En este sentido, existen varias publicaciones y artículos de carácter científico que reportan

modelos cinéticos para el reformado catalítico, modelamientos de unidades de reformado

catalítico tanto semiregenerativas como de regeneración continua, que se han desarrollado con

éxito reproduciendo de forma adecuada tanto condiciones operativas de los reactores como

composición de la nafta reformada.

De igual forma, se pueden encontrar varios paquetes informáticos de carácter comercial que

permiten desarrollar y usar sofisticados modelos para simular y optimizar los procesos de reacción

y fraccionamiento que tienen lugar en las varias unidades de refinería. Uno de ellos es Aspen

Hysys, que dispone entre sus operaciones, la de reformado catalítico.

Dadas las características del simulador Aspen Hysys, al contar con un modelo de reactor para

reformación catalítica (que tiene un sólido modelo cinético) y con la posibilidad de asociarlo a

otras operaciones unitarias, hacen pensar que es factible desarrollar un modelo de simulación que

reproduzca adecuadamente la operación de la unidad de reformado catalítico de la Refinería

Estatal Esmeraldas (REE), además de poder predecir en la nafta reformada el contenido de

benceno y de compuestos aromáticos con suficiente precisión. Supuestos que serán verificados al

contrastar los resultados que proporcione la simulación con datos reales de operación de la

unidad y análisis de composición.

En el presente trabajo, mediante el uso del programa Aspen Hysys, se desarrollan tres modelos de

simulación aplicados a tres condiciones diferentes de operación de la unidad de Reformado

Catalítico de la REE. También, se desarrolla un caso de estudio, al modificar la composición de la

nafta de alimentación y analizar la influencia de la temperatura y del gas de reciclo en las

características del producto final, esto con el propósito de determinar las mejores condiciones

para el proceso de reformado.


OBJETIVOS Y ÁMBITO DEL ESTUDIO

2.1. OBJETIVOS:

Desarrollar modelos de simulación para el proceso de reformado catalítico de la Refinería

Estatal Esmeraldas (REE) que incluya a los reactores catalíticos y al sistema de estabilización

de naftas, que permitan tener predicciones cercanas a las reales sobre el contenido de

benceno y de aromáticos totales en la nafta reformada.

Analizar el comportamiento de la unidad de reformado catalítico de REE cuando se modifica

la composición de la nafta de alimentación, con el propósito de determinar las mejores

condiciones para su reformado.

Para cumplir con los objetivos propuestos y tomando en cuenta la información disponible, en una

primera etapa se desarrollan modelos que representen y reproduzcan la operación de la unidad de

reformado catalítico para 3 casos diferentes. En cada caso se asocia un par de información sobre

composición de nafta hidrotratada/reformada con las condiciones de operación correspondientes

a un día en particular (estas condiciones referidas solo a los reactores catalíticos). En tanto que, el

sistema de separación y estabilización de naftas tiene la misma configuración para los tres casos

(con datos e información nominal del diagrama de flujo del proceso). Por razones de

especificación (ligado a regulaciones de carácter legal y consideraciones medioambientales) en

relación con el contenido de benceno y de aromáticos totales en la nafta reformada, se los

considera como patrones de comparación para establecer la validez de los modelos desarrollados.

En una segunda etapa, se modifica la composición de la alimentación, utilizando una nafta pesada

procedente de destilación atmosférica de otra refinería, cuyo contenido en términos totales de

parafinas, naftenos y aromáticos es diferente. Se analiza la influencia de la temperatura y del gas

de reciclo en la reformación catalítica de esta nueva alimentación.

2.2. ÁMBITO DEL ESTUDIO

Los casos analizados y la información con la que se desarrolla el presente trabajo corresponden a

la unidad de reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE).

La REE es un complejo industrial con capacidad actual para procesar 110.000 barriles de petróleo

por día, que inició sus operaciones en marzo de 1977. Se localiza en la provincia de Esmeraldas, en

el sector noroccidental del país Ecuador, a 3,8 km de distancia del Océano Pacífico.

2


La REE produce gasolina, diesel, kerosene, gas licuado de petróleo (GLP), jet fuel, fuel oil y asfaltos,

además de butano, propano y azufre sólido.

Tabla 2.2-1 Producción diaria en Refinería Esmeraldas en BPD (110.000 barriles de carga)

(Fuente: Castro, Maldonado, Naranjo, Torres, Vásquez. El petróleo en el Ecuador, pág.91)

GLP 5.000 barriles/día

Gasolinas (Super y Extra) 30.800 barriles/día

Diesel 1 (Kerosene) 1.000 barriles/día

Jet fuel 3.700 barriles/día

Diesel 2 26.000 barriles/día

Fuel oil 45.500 barriles/día

Asfalto 2.000 barriles/día

Azufre 30 Tm/día

La unidad de reformado catalítico de REE procesa en promedio 10.000 BPD y produce reformado

de alto octanaje para el pool de mezcla de gasolina. Es importante anotar que en el Ecuador se

distribuyen y comercializan dos tipos de gasolinas, de 87 y 92 octanos.

En el capítulo 6 se proporciona información detallada sobre la unidad de reformado catalítico.


REFORMADO CATALÍTICO

3.1. GENERALIDADES

Las unidades de reformado catalítico son parte integral e importante de los actuales complejos

industriales para refinación del petróleo, en las que la conversión de nafta de bajo octanaje en un

producto reformado con mayor número de octano es su principal característica, fenómeno que

tiene lugar en una serie de reactores catalíticos. Como subproducto del proceso, se obtiene una

corriente neta de gas con alto contenido de hidrógeno, que es separada para usarla en otros

procesos (operaciones de hidrotratamiento e hidrocraqueo principalmente).

El uso del reformado catalítico de naftas como proceso para obtener gasolinas de alto octanaje

continua siendo tan importante en la actualidad, como lo ha sido durante los más de 60 años

desde su uso comercial, cuyo desarrollo empieza a gestarse a inicios de la década de 1930, cuando

las demandas por gasolinas de mayor octanaje ejercieron una presión por el desarrollo de nuevas

formas y tecnologías para mejorar el índice de octano de aquellas fracciones que están en el rango

de ebullición de las gasolinas. Las gasolinas obtenidas directamente por destilación atmosférica

tenían índices de octano muy bajos, y cualquier proceso que mejorase aquellos índices ayudaría a

satisfacer esta creciente demanda, emergiendo así los procesos de reformado térmico y

posteriormente los de reformado catalítico (siendo más efectivo el catalítico, por el mayor

octanaje que se obtiene). Así, el proceso de reformado catalítico se hizo de común uso en

refinerías desde finales de 1940.

El proceso modifica (reforma) la estructura molecular de los hidrocarburos involucrados, sin

alterar apreciablemente el número de átomos de carbono en los mismos. Se produce una

reconstrucción/reestructuración de las especies de bajo número de octano presentes en la nafta,

hacia componentes de estructura molecular más refinada con mejores valores de octano. Aunque

un cierto grado de craqueo ocurre, la conversión se realiza sin cambio apreciable en los rangos de

puntos de ebullición de la alimentación.

Este proceso es usado para mejorar una fracción importante del petróleo, convirtiendo una nafta

pesada, cuyo bajo número de octano la hace inadecuada para usarla como combustible de

motores hacia un producto de alto octanaje, útil para formulación de gasolinas. Es también usado

para la producción de compuestos aromáticos, requeridos en la industria petroquímica. En el

proceso, se genera además hidrógeno como subproducto, elemento muy valioso que es usado en

muchos procesos internos de refinería.

3


3.2. PROCESO

3.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES

El reformado catalítico constituye una de las principales unidades de producción de gasolina en las

refinerías. Se estima que puede producir hasta el 37 % en peso del pool total de gasolinas. Otras

unidades que aportan en este pool, son las de craqueo catalítico en lecho fluido (FCC), producción

de metil ter-butil éter (MTBE), alquilación e isomerización (2).

El reformado de naftas es de alguna manera un proceso único dentro de los procesos de

refinación, en el hecho de que el número de octano y el contenido de aromáticos del producto

resultante pueden ser modificados sobre un amplio intervalo, simplemente por ajuste de

determinados parámetros operativos. El número de octano del producto, generalmente llamado

reformado, puede variar desde 80 hasta valores superiores a 100, dependiendo de las

características de la carga de alimentación y las condiciones operativas de la unidad (3).

Una unidad típica de reformado catalítico se compone de un sistema de alimentación, varios

calentadores, reactores en serie y un separador tipo flash. Parte del vapor separado en el flash

(que contiene mayoritariamente hidrógeno), se recicla al juntarlo con la alimentación antes de su

ingreso al sistema de reactores de la unidad, en tanto que la fracción líquida se envía a la sección

de fraccionamiento (estabilizadora). La nafta reformada se obtiene como producto de fondo de la

columna de estabilización. Adicionalmente, gases ligeros incondensables y gas licuado de petróleo

(GLP) se recuperan por cabeza de la estabilizadora.

Normalmente, los procesos convencionales de reformado catalítico están constituidos por

sistemas de 3 o 4 reactores en serie con precalentadores intermedios. Estos reactores operan

adiabáticamente a temperaturas comprendidas entre 450 y 550 °C, presiones totales de 10 a 35

atm y relaciones molares hidrógeno – hidrocarburo (H2/HC) de 3 a 8 (4).

Dado que la mayoría de reacciones implicadas en el reformado catalítico son de naturaleza

endotérmica (provocando caídas de temperatura), varios calentadores intermedios se utilizan para

mantener la temperatura en los niveles deseados, de modo que, los productos salientes de los

reactores se recalientan y se alimentan al siguiente. Otra característica del proceso es que

conforme la alimentación pasa a través de los reactores en serie, las velocidades de reacción

disminuyen requiriéndose mayor tamaño en los reactores que se ubican a continuación.

Adicionalmente, las reacciones se hacen menos endotérmicas, por lo cual el diferencial de

temperatura a través de los reactores disminuye y el aporte de calor necesario para mantener la

temperatura, lo es también. Estas circunstancias explican también, el porqué de la diferente

distribución del catalizador en los reactores, que es menor en el primero y mayor en el último

reactor.

Normalmente el reformado catalítico se lleva a cabo al alimentar la nafta (luego de ser pre-tratada

con hidrógeno, si es necesario) y una corriente de hidrógeno a un horno, donde se calienta la


mezcla a la temperatura deseada, y luego pasa a través de varios reactores catalíticos.

Normalmente, tres o cuatro reactores en serie son utilizados, y recalentadores se sitúan entre

reactores adyacentes para compensar las reacciones endotérmicas que tienen lugar.

El producto que sale del último reactor catalítico se enfría (generalmente por intercambio térmico

con la mezcla de alimentación que va al primer reactor y luego con agua de enfriamiento) y es

enviado a un separador de alta presión, donde se separa un gas rico en hidrógeno en dos

corrientes:

Una corriente que va a reciclo, al mezclarse con la alimentación; y,

La parte restante que representa el exceso de hidrógeno, disponible para otros usos.

El exceso de hidrógeno se descarga de la unidad y se utiliza en el hidrotratamiento o como

combustible. El producto líquido (reformado) se estabiliza (por eliminación de extremos ligeros) y

se usa directamente para la formulación de gasolinas. La estabilización remueve butano y

compuestos más ligeros. Una corriente líquida rica en propano y butanos (normal e iso) es

recuperada en el condensador de reflujo. La fase gas del condensador de reflujo es una mezcla de

compuestos en el rango del hidrógeno hasta butanos. Usualmente, estos productos del

condensador son enviados a la planta de gas para procesamientos adicionales. El producto de

fondo de la columna constituye la nafta reformada, constituida esencialmente por hidrocarburos

de más de 5 átomos de carbono (C5+).

Previo al reformado catalítico, la nafta de alimentación tiene que ser tratada con hidrógeno para

reducir el contenido de impurezas (azufre, nitrógeno y compuestos de oxígeno) a niveles

aceptables, los cuales si no son removidos envenenarán a los catalizadores de reformado. Este

pre-tratamiento es obligatorio, ya que el catalizador se envenena gradualmente, dando lugar a

una coquización excesiva y su rápida desactivación.

3.2.2 ALIMENTACIÓN

Las cargas de alimentación para el reformado catalítico son materiales saturados (es decir, no

contienen olefinas). En la mayoría de los casos esta alimentación puede ser una nafta de primera

destilación, pero otras naftas subproducto de bajo octanaje (por ejemplo, nafta del coquizador) se

pueden procesar después de un tratamiento para eliminar olefinas y otros contaminantes. La

nafta de hidrocraqueo que contiene cantidades sustanciales de naftenos es también una

alimentación adecuada.

Las naftas obtenidas directamente por destilación atmosférica del petróleo crudo (nafta de

primera destilación) son mezclas de parafinas (hidrocarburos alifáticos saturados), naftenos

(hidrocarburos saturados cíclicos que contienen al menos una estructura de anillo) y compuestos

aromáticos (hidrocarburos con uno o más anillos poliinsaturados) en el rango de 5 a 12 átomos de

carbono (C5 – C12), con intervalos de ebullición entre 30 y 200 °C, que constituyen típicamente


entre el 15 y 30% en peso del petróleo crudo, con algo de azufre y pequeñas cantidades de

nitrógeno.

En la práctica comercial e industrial, la alimentación preferida para el reformado catalítico es la

nafta con un intervalo de ebullición entre 85 y 165 °C (a veces referida como nafta pesada de

destilación directa), ya que la fracción ligera (con puntos de ebullición inferiores a 85 °C) debido a

su composición no constituye una buena materia prima (las parafinas de bajo peso molecular

tienden a craquearse dando compuestos de menos de 4 átomos de carbono y a ser precursores en

la formación de benceno, que es indeseable debido a las regulaciones ambientales que sobre ese

compuesto existen), y la fracción pesada (con puntos de ebullición superiores a 180 °C) tampoco lo

es, ya que sufre hidrocraqueo con excesiva deposición de carbono sobre el catalizador de

reformado.

En última instancia, el corte de nafta a utilizarse como materia prima depende de las necesidades

primarias o intereses propios de la refinería, así si la prioridad es obtener benceno, el límite de

ebullición deberá estar entre 60 y 85°C. Las naftas con alto índice de octano se obtienen de cortes

entre 85 y 180°C, minimizando benceno y aumentando tolueno y xilenos. La forma de obtener una

mezcla completa de nafta con benceno y otros aromáticos, es utilizar cortes de 60 a 180 °C (o

hasta 220°C).

Otros tipos de naftas que pueden ser empeladas como alimentación, incluyen a las siguientes:

Nafta de visbreaking, que requiere de hidrotratamiento severo para ser una materia prima

adecuada. Por eso, esta nafta se limita generalmente a pequeños porcentajes de la

alimentación del reformador.

Nafta de coquización, cuyas propiedades son parecidas a las de la nafta de visbreaking,

pero en refinerías su cantidad disponible es mayor.

Nafta hidrocraqueada e hidrotratada, que se produce por hidrocraqueo e

hidrotratamiento de las fracciones más pesadas del petróleo. Esta nafta como

alimentación es adecuada, ya que es rica en naftenos.

Nafta de craqueo catalítico en lecho fluidizado (FCC), que es producida por el craqueo

catalítico de gasóleos. Aunque no es viable su uso como alimentación de reformado

catalítico, algunas refinerías lo hacen, particularmente la fracción con rangos de ebullición

entre 75 y 150 °C (5).

En refinería, a menudo se suele considerar el contenido total de naftenos (N) y aromáticos (A)

como un indicador del octanaje que se puede producir a partir de una determinada alimentación.

Este indicador generalmente se expresa como N+A o N+2A. Existen varias correlaciones, según las

cuales, a partir de cargas nafténicas se obtiene números de octano y rendimientos mayores en la

nafta reformada. Otras propiedades que deben caracterizarse en la alimentación, son los puntos

iniciales (IBP) y finales de ebullición (EP).


3.2.3. PRODUCTOS

Como se ha mencionado, el objetivo principal de cualquier proceso de reformado es incrementar

el índice de octano mediante el aumento del contenido de compuestos aromáticos en la gasolina.

Como resultado de las reacciones que ocurren durante el proceso, el reformado se compone

principalmente de parafinas ramificadas, pero especialmente de compuestos aromáticos. En

términos generales, las olefinas se saturan para formar parafinas por hidrogenación. Las parafinas

de la alimentación y de la saturación de olefinas son esencialmente isomerizadas a iso-parafinas y,

en cierta medida, cicladas hacia los naftenos correspondientes. Los naftenos son entonces

deshidrogenados hacia compuestos aromáticos. Los compuestos aromáticos de la alimentación,

básicamente permanecen sin cambio. Además del reformado, las reacciones producen cantidades

considerables de gases tales como hidrógeno, metano, etano, propano y butanos (normal e iso).

El reformado se compone mayoritariamente de hidrocarburos que tienen entre 6 y 10 átomos de

carbono. Su índice de octano viene dado principalmente por aromáticos en el rango de 8 a 10

carbonos y por iso-parafinas ligeras, especialmente las de 5 carbonos. Esto es porque las

isoparafinas C6, C7 y C8 no se presentan muy ramificadas, por lo que tienen un bajo RON.

Algo peculiar que ocurre durante el reformado, es que al promoverse la ciclación de parafinas

hacia naftenos y la deshidrogenación de naftenos hacia aromáticos, se observa un efecto de

contracción del volumen (por lo cual, la densidad del reformado es mayor). Esto a causa de que los

aromáticos tienen mayor densidad que sus equivalentes en parafinas y naftenos, a partir de los

cuales se forman.

CORRIENTE DE ALIMENTACIÓN

Nafta Pesada (C5-C14)RON: 20 – 50

Parafinas: 45 – 65 % vol.Naftenos: 20 – 40 % vol.

Aromáticos: 15 – 20% vol.

REFORMADO CATALÍTICO (Condiciones de Reacción)

Temperatura: 500°CPresión: 5 – 25 bar

Catalizador a base de PlatinoAlta demanda de calor

SemiregenerativoCíclico

Regeneración continua del catalizador

PRODUCTOS

Reformado (C5+)RON: 90 – 100

H2, C1, C2, C3, C4, CoqueParafinas: 30 – 50 % vol.Naftenos: 5 – 10 % vol.

Aromáticos: 45 – 60% vol.

Fig. 3.2.3-1. Características relevantes del Proceso de Reformado Catalítico (Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining, pág. 96)

3.2.3.1. ESPECIFICACIONES DEL REFORMADO

Al ser utilizado el reformado para la formulación de gasolinas, las especificaciones y regulaciones

que éstas tienen definen en gran medida las características del reformado. En este sentido,

tomando como referente el ámbito geográfico en el cual se ubica la Refinería Estatal Esmeraldas,


las gasolinas que distribuye para suplir el mercado de combustibles en el Ecuador, deben de

cumplir con los requisitos que se presentan en la tabla 3.2.3.1-1.

Tabla 3.2.3.1-1 Requisitos de las gasolinas producidas en el Ecuador (valores máximos).

Fuente: Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 935:2012, Octava Revisión

REQUISITOS UNIDAD GASOLINA

EXTRA GASOLINA

SÚPER

Número de Octano Research(a) RON 87,0 (mínimo) 92,0 (mínimo)

Destilación: 10% °C 70 70

50%(a) °C 77 / 121 77 / 121 90% °C 189 190

Punto Final °C 215 220 Residuo de la destilación % 2 2

Relación vapor-líquido a 60°C --- 20 20

Presión de vapor kPa 60 60

Corrosión a la lámina de Cobre --- 1 1

Contenido de gomas mg/100 cm3 3,0 4,0

Contenido de azufre Ppm 650 650

Contenido de aromáticos % 30,0 35,0

Contenido de benceno % 1,0 2,0

Contenido de olefinas % 18,0 25,0

Estabilidad a la oxidación --- 240 (mínimo) 240 (mínimo)

Contenido de oxígeno % 2,7 2,7 (a) Valores mínimo y máximo

3.3. REACCIONES

La nafta que se alimenta al proceso tiene una compleja composición, con múltiples componentes

que toman parte en varias reacciones. Esta alimentación contiene de forma general parafinas

normales y ramificadas, anillos nafténicos de 5 y 6 átomos de carbono y aromáticos de un solo

anillo (derivados bencénicos mayoritariamente).

Durante el reformado catalítico se transforma la estructura de las moléculas de hidrocarburo hacia

estructuras isoméricas y aromáticas principalmente, que poseen mayor octanaje (las parafinas son

isomerizadas hacia cadenas ramificadas y en menor medida hacia naftenos, y los naftenos se

convierten en aromáticos).

Entre el gran número de reacciones químicas que ocurren, se pueden citar a las siguientes:

Deshidrociclación de parafinas hacia aromáticos. Isomerización de alquilciclopentanos hacia ciclohexanos. Deshidrogenación de ciclohexanos hacia compuestos aromáticos.


Isomerización de parafinas lineales hacia isoparafinas. Hidrocraqueo de naftenos y parafinas. Hidrodesalquilación de compuestos aromáticos. Formación de coque.

De ellas, las reacciones relevantes del proceso son: deshidrogenación (también durante la

eliminación de hidrógeno de la molécula puede ocurrir una ciclación, proceso denominado

deshidrociclación), isomerización e hidrocraqueo.

Las reacciones más importantes en reformación (que se desea ocurran) son las de

deshidrogenación, hidrogenación y deshidrociclación, todas emparentadas con el equilibrio

parafina-olefina-cicloparafina-aromático-hidrógeno (6). Mayor detalle sobre las reacciones que

ocurren en el proceso, se presenta en el capítulo 4.

3.4. CATALIZADORES

Desde las primeras aplicaciones en la industria del reformado de gasolinas utilizando catalizadores

soportados de platino, este proceso comercial ha sido una fuerza motriz para la investigación de

reacciones catalizadas por metales en las que participan los hidrocarburos. El reformado catalítico

se ha estudiado ampliamente con el fin de comprender la química catalítica del proceso. El caballo

de batalla de este proceso es típicamente un catalizador compuesto por cantidades pequeñas de

varios componentes, incluyendo platino soportado sobre un material de óxido, como la alúmina.

Existe una asombrosa perfección en la química implicada, pues la combinación de estos

componentes en la forma apropiada permite o no la obtención de altos rendimientos.

Las reacciones de reformado catalítico ocurren sobre catalizadores bifuncionales (función ácida y

función metálica que promueven reacciones de deshidrogenación – hidrogenación), soportados

sobre alúmina o sílice-alúmina. Dependiendo del catalizador, una secuencia definida de reacciones

tiene lugar, implicando cambios estructurales en el material de alimentación.

La composición de un catalizador de reformado está determinada por la composición de la

materia prima y del reformado deseado. Los catalizadores utilizados son principalmente

molibdeno-alúmina (MoO2–Al2O3), cromo-alúmina (Cr2O3–Al2O3) o platino (Pt) sobre una base de

sílice-alúmina (SiO2–Al2O3) o alúmina (Al2O3). Los catalizadores sin platino son ampliamente

utilizados en procesos regenerativos con alimentaciones que contienen azufre, que envenena los

catalizadores de platino, aunque procesos de pretratamiento (por ejemplo, hidrodesulfuración)

pueden hacer viables el uso de catalizadores de platino.

El propósito del platino sobre el catalizador es promover reacciones de deshidrogenación e

hidrogenación (es decir, la producción de compuestos aromáticos), la participación en reacciones

de hidrocraqueo y la rápida hidrogenación de precursores que forman carbono. Para que el

catalizador tenga una actividad que provoque la isomerización tanto de parafinas como de


naftenos (etapa de craqueo inicial del hidrocracking) y para su participación en la

deshidrociclación de parafinas, debe tener una actividad ácida. El equilibrio entre estas dos

actividades es muy importante en un catalizador de reformado. De hecho, en la producción de

compuestos aromáticos a partir de materiales cíclicos saturados (naftenos), es importante que el

hidrocraqueo sea minimizado para evitar pérdidas de producto deseado. En tanto que, la actividad

catalítica debe ser moderada cuando la producción de gasolina es partir de una alimentación

parafínica, donde la deshidrociclación e hidrocraqueo juegan un papel importante.

La actividad ácida puede conseguirse mediante la participación de halógenos (generalmente flúor

o cloro, hasta aproximadamente 1% en peso de catalizador) o sílice incorporada en la base de

alúmina. El contenido de platino en el catalizador está normalmente en el rango de 0,3 a 0,8 % en

peso. A niveles más altos, existe cierta tendencia a producirse desmetilación y apertura de anillos

nafténicos, lo cual es indeseable. A niveles inferiores, los catalizadores tienden a ser menos

resistentes al envenenamiento.

La mayoría de procesos de reformado catalítico tienen asociado un mecanismo de regeneración

del catalizador. El tiempo entre regeneración, varía según el proceso, severidad de las reacciones

de reformado e impurezas de la materia prima y oscila desde cada pocas horas hasta varios meses.

Algunos procesos utilizan un catalizador no regenerativo que puede ser utilizado por un año o

más, después de lo cual es devuelto al fabricante para sea reprocesado. Los procesos de lecho

móvil o lecho fluido utilizan catalizadores mixtos de óxidos de metal no precioso en unidades

equipadas con instalaciones para regeneración por separado. Los procesos de lecho fijo utilizan

predominantemente catalizadores que contienen platino en unidades equipadas para

regeneración en ciclo, eventuales o sin regeneración (7).

3.5. TECNOLOGÍAS PARA EL REFORMADO CATALÍTICO

Las tecnologías de proceso existentes para el reformado catalítico de naftas, comúnmente se

clasifican de acuerdo con la estrategia seguida para la regeneración del catalizador,

identificándose tres tipos principales:

1. Semi-regenerativa (SR)

2. Cíclica regenerativa (CR); y,

3. Regenerativa continua del catalizador (CCR).

Se diferencia entre sí, por la necesidad de parar la unidad en el caso del proceso semiregenerativo,

el uso de un reactor adicional (o de repuesto) para el proceso cíclico y la sustitución del catalizador

durante operación normal para el tipo de regeneración continua. Además presentan diferencias

en los rangos de presión y temperatura a las que operan, que se reflejan en las características que

presenta el producto reformado, como se observa en la siguiente tabla:


Tabla 3.5-1. Condiciones de operación típicas de los tres procesos de reformado (Fuente: Fundamentals of Petroleum Refining. Fahim, Alsahhaf, Elkilani, pág. 108)

Proceso Catalizador Presión,

Bar H2/HC,

(mol/mol) Velocidad

espacial, h-1 RON

Semi-regenerativo Monometálico

Bimetálico > 25

12 – 20 > 25 4 – 6

1 – 2 2 – 2.5

90 – 92 81 – 98

Cíclico Bimetálico 15 – 20 4 2 96 – 98

Regeneración continua del catalizador

Bimetálico 3 – 10 2 2 – 3 100 – 102

Según estudios realizados en el año 2004, el esquema semi-regenerativo domina la capacidad de

reformamiento con aproximadamente el 57% de la capacidad total, seguido por el de

regeneración continua con el 27%. En la actualidad, más del 95% de las nuevas unidades de

reformado catalítico se diseñan con tecnología de regeneración continua del catalizador (CCR). Y

adicionalmente, muchas unidades que originalmente fueron diseñadas como SR han sido

reacondicionadas hacia unidades de reformado CCR (8).

Tabla 3.5-2 Distribución a nivel mundial del reformado de naftas por tipo de proceso

(Fuente: Gyngazova y colaboradores, Chemical Engineering Journal 176– 177 (2011) 134– 143)

Región Número de refinerías

Distribución según tipo de proceso

SR CCR Otros

Norte América 159 46,4 26,8 26,8

Europa (zona este) 104 54,0 31,5 14,5

Asia (zona del Pacífico) 161 42,4 44,8 12,8

Europa (zona Oeste) 93 86,4 11,0 2,6

Oriente Medio 45 63,0 23,1 13,9

Sudamérica 67 80,4 9,3 10,3

Africa 46 81,9 0,0 18,1

Total 675 56,8 26,9 16,3

3.5.1. PROCESO SEMIREGENERATIVO

El término semi-regenerativo se deriva de la regeneración del catalizador, que tiene lugar en los

reactores de lecho fijo (que deben parar su operación) por combustión del carbono formado y

depositado en la superficie del catalizador.

Un proceso semi-regenerativo generalmente tiene tres o cuatro reactores en serie con un sistema

de lecho fijo de catalizador y opera de forma continua entre seis meses y un año. Durante este

periodo, la actividad del catalizador disminuye debido a la deposición de coque, provocando una


disminución en el rendimiento de compuestos aromáticos y en la pureza del hidrógeno gas. Para

minimizar la razón de desactivación del catalizador, las unidades semi-regenerativas operan a altas

presiones (200 a 300 psig). Para compensar la disminución de actividad del catalizador y mantener

una conversión más o menos constante, la temperatura del reactor se aumenta continuamente.

Cuando el final de ciclos de temperatura del reactor se ha alcanzado, la unidad se apaga y el

catalizador es regenerado in situ. Un ciclo de catalizador termina cuando la unidad de reformado

es incapaz de cumplir con sus objetivos de proceso: octano y rendimiento de reformado. La

regeneración del catalizador se lleva a cabo con aire como fuente de oxígeno. Un catalizador

puede ser regenerado de cinco a diez veces, antes de que sea retirado y reemplazado.

Fig. 3.5.1-1. Proceso semi-regenerativo de lecho fijo para reformado catalítico

(Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining., pág. 103)

3.5.2. PROCESO CON REGENERACIÓN CÍCLICA

Una modificación al proceso semi-regenerativo es incorporar un reactor adicional, para evitar la

parada de toda la unidad durante la regeneración. De esta forma, tres reactores pueden estar

operando mientras el cuarto está siendo regenerado.

Aparte de los reactores de reformado catalítico, el proceso con regeneración cíclica tiene un

reactor adicional, el cual es utilizado cuando el catalizador de lecho fijo en cualquiera de los

reactores ordinarios necesita regeneración. El reactor con el catalizador regenerado se convierte

entonces en el reactor de repuesto. De esta forma, el proceso de reformado mantiene su

operación continua. Operando a una presión menor (valores promedio de 200 psig) permite que el

proceso de regeneración cíclica logre un mayor rendimiento de reformado y de producción de

hidrógeno. En comparación con el tipo semi-regenerativo, en el proceso cíclico la actividad global


del catalizador varía mucho menos con el tiempo, de modo que la conversión y la pureza del

hidrógeno se mantienen más o menos constantes durante toda la operación.

La principal desventaja de este tipo de reformado catalítico es la naturaleza compleja de los

procedimientos para el intercambio de reactores, que requiere de precauciones de seguridad

elevadas. Además, para hacer posible el cambio entre reactores, éstos deben ser del mismo

tamaño.

Fig. 3.5.2-1. Proceso con regeneración cíclica del catalizador para reformado catalítico

(Fuente: Ancheyta, J. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining, pág. 317)

3.5.3. PROCESO CON REGENERACIÓN CONTINUA DEL CATALIZADOR

Las deficiencias del reformado con regeneración cíclica se solucionan con un proceso de

regeneración continua a baja presión (50 psig), el cual se caracteriza por una elevada actividad del

catalizador con reducidos requisitos en éste, produciendo un reformado más uniforme con mayor

contenido de aromáticos e hidrógeno de alta pureza. Este tipo de proceso utiliza un diseño de

reactor de lecho móvil, en el cual los reactores están apilados. El catalizador se mueve por

gravedad, fluyendo desde la parte superior hacia el fondo de los reactores apilados. El catalizador

gastado es retirado desde el último reactor y enviado a la parte superior del regenerador para

combustionar el coque. El transporte de catalizador entre los reactores y el regenerador se hace

por un método de elevación con gas. Durante el funcionamiento normal, pequeñas cantidades de

catalizador se retiran continuamente, por lo que catalizador fresco o regenerado se añade a la

parte superior del primer reactor a fin de mantener un inventario constante del catalizador. Esta

descripción general del proceso, corresponde a unidades tipo Platforming, licenciadas por la UOP.


Fig. 3.5.3-1. Reformador con regeneración continua de catalizador (Proceso Platforming de la UOP)

(Fuente: Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining, pág. 107)

3.6. VARIABLES IMPORTANTES DEL PROCESO

En el proceso de reformado catalítico existen cuatro variables principales que influyen en el

rendimiento de la unidad, ya sea semi-regenerativa o de regeneración continua: presión del

reactor, temperatura del reactor, velocidad espacial y relación molar Hidrógeno/Hidrocarburo

(H2/HC).

3.6.1. PRESIÓN

Una reducción en la presión del reactor aumenta la producción de hidrógeno y el rendimiento de

reformado, disminuye la temperatura requerida en el reactor para alcanzar una calidad constante

de producto y acorta el ciclo de vida del catalizador, ya que se incrementa la velocidad de depósito

del coque sobre el catalizador. Por efecto de las caídas de presión, la presión del reactor

disminuye a través de las diversas etapas de reacción. La presión media de los diversos reactores

se asocia generalmente como la presión del reactor. Valores típicos de presión del reactor se

encuentran entre 200 y 500 psig (procesos semiregenerativos y de regeneración cíclica) y de 60 a

150 psig (regeneración continua) (9). Se requieren presiones parciales de hidrógeno altas en el

reactor para promover reacciones de isomerización y para reducir la deposición de coque en el

catalizador.

3.6.2. TEMPERATURA

La temperatura de reacción es la variable más importante en el reformado catalítico, ya que la

calidad del producto y los rendimientos son dependientes en gran medida de la misma. Las


temperaturas WABT (weighted-average bed temperature, temperatura media ponderada del

lecho) y WAIT ((weighted-average inlet temperature, temperatura media ponderada de admisión)

son los dos principales parámetros para expresar la temperatura media del reactor de reformado.

Se diferencian en que la WABT representa la temperatura integrada a lo largo de los lecho de

catalizador, en tanto que la WAIT se calcula con la temperatura de ingreso en cada reactor.

La WABT puede calcularse fácilmente si el reactor está provisto de varios indicadores de

temperatura (IT) ubicados en diferentes zonas del lecho catalítico, mediante las siguientes

ecuaciones:

Donde WABTi es la temperatura media de cada lecho catalítico entre dos

IT. y

son las temperaturas de entrada y salida en cada lecho catalítico.

La WABT global se calcula como:

∑

Donde N es el número de lechos de catalizador y Wci es la fracción en peso de catalizador en cada

lecho con respecto al total.

La WAIT se calcula como:

∑

Donde WAITi es la temperatura de entrada en cada reactor, N el número de reactores,

y Wci es la fracción en peso de catalizador en cada lecho del reactor con respecto

al total.

Las unidades semiregenerativas operan a temperaturas más altas (450 a 525 °C) que las de

regeneración continua (525 a 540°), (10).

Todas las velocidades de reacción se incrementan cuando se opera a altas temperaturas. El

hidrocraqueo (reacción no deseable), se produce en mayor medida a temperaturas altas. Por lo

que, para obtener productos de alta calidad y buenos rendimientos, es necesario controlar

cuidadosamente el hidrocraqueo y las reacciones de aromatización.

3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL

Tanto la LHSV (Liquid hourly space velocity, Velocidad espacial del líquido en horas) y WHSV

(Weight hourly space velocity, velocidad espacial másica en horas) son de uso típico en unidades


de reformado catalítico para expresar la velocidad espacial. La velocidad espacial y la temperatura

del reactor se emplean comúnmente para ajustar el índice de octano de un producto. Cuanto

mayor sea la velocidad espacial, mayor es la temperatura necesaria para obtener un producto con

un determinado índice de octano. La severidad de la unidad de reformado catalítico puede

aumentarse mediante el incremento de la temperatura del reactor o mediante la reducción de la

velocidad espacial. Puesto que la cantidad de catalizador cargado en los reactores es constante, la

reducción de la velocidad espacial durante funcionamiento puede reducirse sólo al disminuir el

caudal de alimentación.

3.6.4. RELACIÓN HIDRÓGENO/HIDROCARBURO (H2/HC)

Esta relación se expresa en base molar, es decir, moles de hidrógeno en el gas de reciclo (que es

una mezcla de hidrógeno y gases ligeros) por mol de alimentación de nafta (mol/mol). Valores de

4 a 6 son típicos en unidades de reformado tipo semiregenerativas (11), en tanto que durante

operación normal en unidades con regeneración continua del catalizador, la relación H2/HC toma

valores entre 3 y 4 (12). Un aumento en la proporción H2/HC provoca un aumento en la presión

parcial de hidrógeno y elimina precursores de coque de los sitios activos del metal. El efecto global

de esto se refleja en el incremento de la vida del catalizador. En otras palabras, la tasa de

formación de coque sobre el catalizador, y por lo tanto la estabilidad del catalizador y su vida útil

es función de la relación H2/HC y de la presión parcial del hidrógeno presente en el sistema del

reactor. Sin embargo, incrementar la relación H2/HC influye negativamente en la aromatización e

incrementa el hidrocraqueo.


CINÉTICA DE LAS REACCIONES DE REFORMADO

4.1. INTRODUCCIÓN

En el desarrollo de modelos cinéticos para las reacciones de reformado catalítico, uno de los

enfoques de mayor éxito y que proporciona buenos resultados constituye la metodología de

agrupamientos, mediante el uso de pseudocomponentens o “lumps”.

Debido a la naturaleza compleja de la alimentación y de los productos que se obtienen, el número

de componentes que forman parte de las varias reacciones que ocurren durante el reformado

catalítico es extenso (los análisis por cromatografía, reportan hasta 250 compuestos presentes en

las naftas), lo cual hace que proponer un modelo cinético que involucre a todas las especies y

tome en cuenta a la totalidad de reacciones, sea una tarea extremadamente difícil.

Sin embargo, el gran número de componentes químicos se pueden reducir a un conjunto

manejable, más pequeño de grupos cinéticos (lumps), cada uno compuesto por especies químicas

que tienen características de reacción suficientemente similares. Bajo este esquema, la cinética se

define en términos de un conjunto reducido de especies químicas agrupadas que tienen un

mínimo, pero sin embargo suficiente, número de vías de reacción entre ellos. Si los grupos (lumps)

y vías describen correctamente el sistema de reformado, los parámetros de velocidad de reacción

serán independientes de la composición de la materia prima y no requerirá de factores adicionales

de ajuste y correlación para predicciones exactas.

Las pseudospecies se forman mediante la asociación de especies químicas que tienen un

comportamiento similar en una sola agrupación (lump). Kuo y Wei (1969), en la aplicación del

"principio de respuesta invariante", indican que las especies deben agruparse sólo si el

comportamiento dinámico de las pseudospecies resultantes es independiente de la composición

de las especies. También implica que las especies agrupadas en conjunto tienen una tasa muy alta

de isomerización consigo mismas y alcanzan el equilibrio muy rápidamente en comparación con

las reacciones que ocurren fuera de la agrupación (lump). Varios investigadores han adoptado este

criterio de agrupación en sus trabajos. Por ejemplo, el agrupamiento de iso-parafinas multi-

ramificadas en una determinada fracción según el número carbonos, se justifica por las altas tasas

de isomerización entre ellos, lo cual no implica cambios en el grado de ramificación. El mismo

principio se mantiene también para las iso-parafinas monoramificadas. Sin embargo, las parafinas

de cadena lineal e iso-parafinas monoramificadas no están en equilibrio, por lo que no podrían

incluirse en el mismo grupo o lump (13).

La aproximación del uso de pseudocomponentes es de uso generalizado en la formulación de

modelos cinéticos para las reacciones de reformado catalítico, y varios de éstos han sido

propuestos, variando su grado de complejidad desde pocos grupos (lumps) hasta sofisticados

4


esquemas cinéticos, en los cuales la diferencia esencialmente radica en la estrategia utilizada para

la formación de los pseudocompenentes.

4.2. QUÍMICA DEL REFORMADO CATALÍTICO

En el proceso de reformado catalítico varias reacciones tienen lugar: deshidrogenación y

deshidroisomerización de naftenos que se convierten en aromáticos, deshidrogenación de

parafinas a olefinas, deshidrociclación de parafinas y olefinas hacia aromáticos, isomerización o

hidroisomerización a isoparafinas, isomerización de alquilciclopentanos y aromáticos sustituidos e

hidrocraqueo de parafinas y naftenos hacia hidrocarburos más pequeños (de menor número de

átomos de carbono). De forma general, las reacciones que se producen en el reformado catalítico

pueden clasificarse en los siguientes cuatro tipos (14):

4.2.1. DESHIDROGENACIÓN DE NAFTENOS

Los naftenos están presentes en las corrientes de alimentación al reformado bajo la forma de

ciclohexanos y ciclopentanos. Los ciclohexanos se deshidrogenan para formar compuestos

aromáticos, mientras que los ciclopentanos primero se hidroisomerizan para producir

ciclohexanos, que luego se deshidrogenan para dar aromáticos. La deshidrogenación de naftenos

en aromáticos, es probablemente la reacción más importante durante el reformado catalítico, es

altamente endotérmica, tiene las mayores velocidades de reacción y produce hidrógeno.

4.2.2. ISOMERIZACIÓN DE N-PARAFINAS

Las parafinas se isomerizan para formar moléculas de cadena ramificada (isoparafinas). Las

reacciones de isomerización son tan rápidas que las concentraciones reales son cercanas a las del

equilibrio. La isomerización de n-parafinas es una reacción relativamente rápida con pequeños

efectos caloríficos. Altas relaciones Hidrógeno/Hidrocarburo reducen la presión parcial de los

hidrocarburos, favoreciendo así la formación de isómeros. La isomerización de n-parafinas no

consume o produce hidrógeno.

4.2.3. DESHIDROGENACIÓN Y AROMATIZACIÓN DE PARAFINAS

Las parafinas experimentan deshidrociclación para producir cicloparafinas. La reacción de

deshidrociclación involucra etapas de deshidrogenación y aromatización que producen hidrógeno.

4.2.4. HIDROCRAQUEO DE LAS NORMAL PARAFINAS

Las parafinas son hidrocraqueadas para formar moléculas más pequeñas. Esta reacción es la única

que consume hidrógeno y es exotérmica. Dado que es relativamente lenta, la mayor parte del

hidrocraqueo se produce en la parte final del sistema de reacción.

Algunos ejemplos de las reacciones mencionadas se muestran a continuación:


Deshidrogenación de alquilciclohexanos

Deshidrociclación de parafinas

Deshidroisomerización de alquilciclopentanos

Isomerización de alquilciclopentanos

Isomerización de parafinas

Hidrocraqueo de parafinas

Formación de Coque

Varias de estas reacciones se desea que ocurran, entre ellas la isomerización, ciclación y

aromatización, puesto que contribuyen a incrementar el número de octano de la gasolina (por


ejemplo, en la isomerización de parafinas se incrementa el número de ramificaciones, lo cual

influye positivamente en el número de octano). Las reacciones de deshidrociclación y

deshidrogenación, producen hidrógeno como subproducto.

Por otro lado, a las reacciones anteriores se interponen reacciones indeseables, como el

hidrocraqueo y la hidrodesalquilación, porque disminuyen los rendimientos de reformado y de

hidrógeno. El hidrocraqueo, por ejemplo, que se produce en gran medida a altas temperaturas

convierte moléculas valiosas de 5 átomos de carbono y superiores (que forman parte del

reformado) en gases ligeros (disminuyendo el rendimiento de gasolina de alto octano con

producción de gases ligeros y formación de coque). De igual forma, las reacciones de formación de

coque son no deseadas, debido al efecto de desactivación que tiene el coque sobre el catalizador.

El coque puede depositarse durante el hidrocraqueo, resultando en la desactivación del

catalizador, que en este caso tiene que ser re-activado por combustión del coque depositado. Por

ello, el catalizador es seleccionado para producir reacciones de hidrocraqueo lentas. La formación

de coque se ve favorecida a bajas presiones parciales de hidrógeno. El hidrocraqueo se controla

mediante la operación de la reacción a baja presión (entre 5-25 atm), pero no demasiado baja por

la deposición de coque y no demasiado alta para evitar el craqueo y pérdida de rendimiento de

reformado.

4.3. TERMODINÁMICA

Las reacciones de deshidrogenación son la fuente principal de producto reformado y se considera

que son las reacciones más importantes en el proceso de reformado catalítico. Éstas son

reacciones muy endotérmicas y requieren de una gran cantidad de calor para mantener las

reacciones en marcha. Por esta razón, tres reactores son generalmente utilizados en el proceso de

reformado con el calentamiento del producto de cada reactor antes de entrar en el otro.

Las reacciones de deshidrogenación son reversibles y el equilibrio es establecido en función de la

temperatura y la presión. Por lo general, es importante calcular la conversión de equilibrio para

cada reacción. En el reformado catalítico, una temperatura alta de alrededor los 500 °C (932 ° F) y

una presión de hidrógeno baja son requeridos. La presión mínima parcial de hidrógeno se

determina por la cantidad de conversión de aromáticos deseada.

Las reacciones más rápidas (deshidrogenación de naftenos) alcanzan el equilibrio termodinámico,

mientras que las otras son controladas por su cinética. El aumento en la temperatura de reacción y

la reducción de la presión tienen un efecto positivo en la velocidad de reacción y la viabilidad

termodinámica para la deshidrogenación de naftenos (reacción más importante en el reformado

catalítico). El efecto de estas variables en el equilibrio termodinámico del resto de reacciones es

más leve.

Otros detalles importantes asociados con la termodinámica de las reacciones de reformado, son

las siguientes (15):


La deshidrogenación de naftenos y parafinas es rápida y las concentraciones de equilibrio se

establecen en las porciones iniciales del lecho catalítico.

Las olefinas son fácilmente hidrogenadas y en el equilibrio sólo pueden existir pequeñas

concentraciones.

La isomerización de parafinas es una reacción suficientemente rápida y termodinámicamente

controlada, lo que significa que las concentraciones reales son cercanas a las del equilibrio.

La deshidrociclación de parafinas es una reacción mucho más lenta y controlada

cinéticamente.

Las velocidades de reacción del hidrocraqueo aumentan con la presión y reducen el

rendimiento de reformado.

La coquización es muy lenta, pero incrementa rápidamente a bajas presiones de hidrógeno y

altas temperaturas.

De acuerdo con lo anterior, es altamente recomendable que las condiciones de operación de los

reactores se correspondan con altas temperaturas y baja presiones; sin embargo, bajo estas

condiciones, la desactivación del catalizador también se ve favorecida.

Tabla 4.3-1 Comparación termodinámica de las principales reacciones de reformado catalítico

(Fuente: Ancheyta, J. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining, pág. 321)

Tipo de reacción Velocidad

de Reacción Calor

de Reacción Equilibrio

Termodinámico

Deshidrogenación de naftenos

Muy rápida Muy endotérmica Es alcanzado

Isomerización de naftenos

Rápida Levemente Exotérmica

Es alcanzado


Rápida Levemente exotérmica

Es alcanzado

Deshidrociclación de parafinas

Lenta Muy endotérmica No es alcanzado

Deshidrogenación de parafinas

Muy rápida Endotérmica No es alcanzado

Hidrocraqueo Muy lenta Exotérmica No es alcanzado

4.4. MODELOS CINÉTICOS

Con el fin de reducir la complejidad del problema asociado al gran número de especies que

participan en las múltiples reacciones del proceso de reformado catalítico, varias especies

químicas se agrupan y se representa como un pseudocomponente.


Distintos modelos cinéticos han sido reportados en literatura especializada para representar el

conjunto de reacciones de reformado catalítico (existen muchos artículos y publicaciones relativos

al tema), con variados niveles de sofisticación. En la figura 4.4-1, se presenta un resumen de la

evolución de los modelos cinéticos propuestos por varios autores.

Fig. 4.4-1. Evolución de los modelos cinéticos para reformado catalítico

(Fuente: Rodríguez, M., Ancheyta, J. Fuel 90 (2011) 3492–3508)

El primer modelo propuesto por Smith, es sin duda el más simple, al idealizar la mezcla de nafta

como constituida por tres clases de hidrocarburos: parafinas, naftenos y aromáticos, donde cada

clase de hidrocarburo es representado por un único compuesto que tiene las propiedades

promedio de esa clase (no se hace distinción entre constituyentes de distinto número de átomos

de carbono dentro de cada clase). El hidrogeno y gases ligeros (etano, propano y butano) son

también considerados en este modelo. Así, el modelo involucra en total a 5 pseudocomponentes,

y se constituye en el primer intento para desagrupar la nafta en varios constituyentes.

En este modelo, el sistema de reformado catalítico se considera en función de cuatro reacciones:

∑

∑


Donde,

∑

representa a los gases ligeros, y se expresa por la siguiente relación:

∑

Con este modelo simplificado, un análisis cinético se desarrolla, el cual describe la operación de

reformado con satisfactoria precisión.

Krane y colaboradores, proponen un modelo más minucioso, que toma en cuenta un sistema de

reacciones de 20 pseudocomponentes con hidrocarburos entre 6 y 10 átomos de carbono,

diferenciando entre parafinas, naftenos y aromáticos, que experimentan 53 pasos de reacción.

Todas las reacciones se representan por ecuaciones de velocidad de pseudo-primer orden con

respecto a la concentración del hidrocarburo. Las constantes de velocidad fueron obtenidas de

forma experimental usando naftas. Un resumen, del conjunto de reacciones consideradas es el

siguiente:

Parafinas: Pn Nn

Pn Pn-i + Pi

Naftenos: Nn An

Nn Nn-i + Pi

Nn Pn

Aromáticos: An An-i + Pi

An Pn

Los trabajos pioneros de Smith y Krane, han servido de base para el desarrollo de otros modelos.

Kmak, propuso el primer modelo que asocia la naturaleza catalítica de las reacciones al derivar un

esquema de reacción con una cinética del tipo Hougen-Watson-Langmuir-Hinshelwood (HWLH).

Luego, el problema asociado al desarrollo de un modelo cinético que tome en cuenta a la nafta en

todo su conjunto fue particionado, primero estudiando el reformado de los C6 (Marin y Froment),

y a continuación el reformado de los C7 (Van Trimpont, Marin y Froment). Este problema fue

también ampliado para estudiar toda la gama de nafta por Ramage y Marin. Taskar y Taskar y

Riggs desarrollaron un modelo cinético riguroso con ecuaciones de velocidad de reacción del tipo

HWLH para optimizar el desempeño de una planta industrial de reformado catalítico al estudiar

modos operativos y la influencia de variables operacionales. Este modelo consiste de 35

pseudocomponentes relacionados entre sí por una red de 35 reacciones. Ancheyta presenta un

modelo que incluye 21 especies (lumps) y 71 reacciones, considerando reacciones en equilibrio

bajo la forma de dos reacciones individuales unidireccionales. Su modelo depura el de Krane, para

tomar en cuenta los efectos de la temperatura y la presión sobre las constantes de velocidad,


extender la composición de la nafta al considerar parafinas, naftenos y aromáticos con 11 átomos

de carbono, incluir las reacciones de isomerización de parafinas y para determinar de forma más

precisa la formación de benceno al adicionar la reacción de isomerización de metilciclopentano a

ciclohexano. Joshi propone un mecanismo riguroso para modelar el reformado catalítico, que

consiste de 79 pseudocomponentes con 464 reacciones. Rahimpour presenta un modelo para la

cinética y desactivación aplicado a la simulación de una unidad industrial de reformado catalítico

de naftas. Hu utiliza 17 pseudocomponentes con 17 reacciones en su simulación para reformado

catalítico, en un modelo de reacción descrito por velocidades de reacción del tipo HWLH (la

adsorción de los lumps sobre la superficie del catalizador y su desactivación por efecto del coque

también se toman en cuenta). Hou separa el lump de aromáticos de 8 carbonos del modelo de Hu

en sus cuatro compuestos isómeros: para-xileno, meta-xileno, orto-xileno y etil-benceno.

Fig. 4.4-2. Ejemplos de esquemas de reacción usados por varios investigadores en el desarrollo de modelos cinéticos (Fuente: Rodríguez, M., Ancheyta, J. Fuel 90 (2011) 3492–3508)

De los trabajos más recientes, Wei desarrolla un método para modelar la cinética de las reacciones

de reformado mediante la introducción de una serie representativa de pseudocomponentes

generados por simulador (el de Monte Carlo). De esta forma, la complejidad de la alimentación se

reduce y un conjunto de reacciones de esta alimentación hipotética se genera por ordenador

utilizando la teoría de grafos. Sotelo y Froment introducen un modelo cinético fundamental para

el proceso de reformado catalítico. El modelo se basa en la química fundamental que ocurre tanto


en la parte ácida como en los sitios metálicos de un catalizador Pt-Sn/Al2O3. El concepto de “único

evento” fue aplicado para el desarrollo de las expresiones de velocidad de los pasos elementales

sobre los sitios ácidos. El modelo cinético fue utilizado en modelos de reactor pseudohomogéneos

y heterogéneos para la simulación de una unidad comercial adiabática de reformado catalítico con

tres reactores en serie de flujo radial.

Como modelo relevante, que es usado por el simulador Aspen Hysys, es el desarrollado por

Froment y colaboradores, quienes presentan una muy completa red de reacciones basada en

pseudocomponentes (lumps), involucrando a los C5 – C9 (y C1 – C5 para parafinas) como

constituyentes de la nafta para reformación. Este modelo incluye varios puntos de vista

provenientes de estudios experimentales. Se considera que los sitios metálicos del catalizador

promueven solo reacciones de deshidrogenación, mientras que los sitios ácidos promueven las

reacciones de ciclación, isomerización e hidrocraqueo.

En su modelo cinético, proponen vías de reacción por separado para los naftenos de 5 y 6 átomos

de carbono (N5 y N6), y explican la producción de ligeros (del C1 al C5). Esto es fundamental para

mantener una buena predicción de los componentes de los gases de ligeros. También, incluyen

factores de adsorción para el catalizador, que tiene términos para considerar el contenido de

hidrógeno, presión total e hidrocarburos adsorbidos.

Fig. 4.4-3. Esquemas de reacción del modelo propuesto por Froment (donde 5<x<9)

(Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 265)

En un trabajo posterior realizado por Taskar y colaboradores, se propone mejoras al incluir el

efecto de desactivación del catalizador en el modelo de Froment. En la tabla siguiente, se

muestran las ecuaciones generales de velocidad por clase de reacción y el factor de desactivación

propuesto por Taskar.


Tabla 4.4-1 Ecuaciones de velocidad según el modelo de Taskar

(Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 266)

Tipo de reacción Expresion Cinética



Formación de anillos de parafinas

Expansión de anillo (C5 aC6)

Deshidrogenación

Adsorción debido a la función ácida

Adsorción debido a la función metal

Término de desactivación


SIMULADOR

5.1. PROCESO EN ESTADO ESTACIONARIO

El concepto de estado estacionario es de uso muy generalizado en la ingeniería química para el

diseño y evaluación de operaciones unitarias de forma individual y/o procesos que involucran

múltiples operaciones unitarias, y su simulación constituye una de las principales herramientas

para el análisis y diseño de procesos químicos.

Por definición, cualquier proceso químico tiene un balance de materia y energía perfecto en el

estado estacionario. Este principio se aplica también a operaciones unitarias individuales dentro

de un proceso.

El principio de conservación de la materia se mantiene inalterable y cada unidad de masa que

ingresa en las corrientes de alimentación sale del proceso en los productos; y en el caso de

reacciones químicas, donde la materia experimenta una transformación, existe una igualdad entre

el total de unidades de masa que ingresan y salen del proceso. Asociando lo anterior con la

industria del procesamiento y refino del petróleo, en muchos de los reactores utilizados algo de

masa se convierte en coque, que luego se deposita sobre los catalizadores. Esta masa abandona el

sistema en forma separada de los otros de productos de la reacción, y debe ser tomada en cuenta

cuando se realice el balance de masa del proceso (16).

El balance de energía es también perfecto para un proceso en estado estacionario y se cumple que

las unidades de energía que entran en las corrientes de alimentación y otras fuentes de calor

deben también salir del proceso en los productos y fuentes de disipación de calor. Este principio se

aplica también a reacciones químicas dentro del proceso, donde los calores de reacción se

suministran para reacciones endotérmicas y se extraen para reacciones exotérmicas,

cumpliéndose en ambos casos el balance térmico en todo el reactor y en la extensión del proceso.

El tiempo no es una variable en el análisis del estado estacionario. De hecho, el concepto de

estado estacionario se utiliza para representar el funcionamiento promedio de un proceso en el

transcurso de un período de tiempo definido.

5.2. MODELO GENERAL PARA REFORMADORES CATALÍTICOS DE ASPEN

HYSYS PETROLEUM REFINING

La figura 5.2-1 muestra un esquema de los submodelos que Aspen Hysys Petroleum Refining toma

en cuenta para el modelamiento de unidades de reformado catalítico. Como se ve, incluye

reactores catalíticos, intercambiadores de calor (los ubicados entre reactores para compensar las

caídas de temperatura) y separador tipo flash, del cual salen tres corrientes: la de reciclo (que se

5


une con la alimentación), la de hidrógeno neto y la de producto líquido (que luego de su

estabilización, constituirá la nafta reformada). Es decir, en términos globales, a partir de la

alimentación se obtienen dos productos del proceso.

Modelos de Intercambiadores

de Calor

Modelo de Reactor de Lecho

Modelo de Separador Flash

Feed Lumping

Compresor de Reciclo

H2 Neto

Líquido Neto

Reciclo de H2

Fig. 5.2-1. Esquema del modelo Petroleum Refining CatReform de Aspen Hysys (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 270)

La técnica de agrupación en la alimentación (feed lumping) del modelo Petroleum Refining de

Aspen Hysys se fundamenta en una base de composiciones y un método para corregir éstas, sobre

la base de cambios en propiedades medidas en masa. La alimentación se divide en varios

pseudocomponentes (lumps, que tienen entre 4 y 14 átomos de carbono) para cada grupo

químico (parafinas, isoparafinas, olefinas, naftenos y aromáticos). Generalmente estas

propiedades medidas en masa son la curva de destilación y el contenido total de parafinas,

naftenos y aromáticos (PNA). Adicionalmente, es posible trabajar con la composición detallada de

la alimentación. En este caso, todos los constituyentes de la nafta deben agruparse, de acuerdo

con los tipos de pseudocomponentes que tiene el modelo para reformadores catalíticos

(CatReform) de ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING.

Tabla 5.2-1 Pseudocomponentes que emplea el modelo PETROLEUM REFINING CatReform de ASPEN HYSYS

# át.

C Compuesto Símbolo

# át. C

Compuesto Símbolo

1 Methane P1 8 Branched 8 carbon cyclopentanes 5N8

2 Ethane P2 8 Ethyl-benzene ETHYLBEN

2 Ethylene OL2 8 Ortho-xylene O-XYLENE

3 Propane P3 8 Meta-xylene M-XYLENE

3 Propylene O3 8 Para-xylene P-XYLENE

4 Isobutane IP4 8 8 Carbon cyclohexanes 6N8

4 n-Butane NP4 9 9 Carbon isoparaffins IP9

4 Butylenes O4 9 9 Carbon normal paraffins NP9

5 Isopentane IP5 9 9 Carbon cyclopentanes 5N9

5 n-Pentane NP5 9 9 Carbon aromatics A9

5 Pentylenes O5 9 9 Carbon cyclohexanes 6N9


5 Cyclopentane 5N5 10 10 Carbon isoparaffins IP10

6 Multi-branch butanes MBP6 10 10 Carbon normal paraffins NP10

6 Single-branch pentanes SBP6 10 10 Carbon cyclopentanes 5N10

6 n-Hexane NP6 10 10 Carbon aromatics A10

6 Hexenes O6 10 10 Carbon cyclohexanes 6N10

6 Methylcyclopentane 5N6 11 11 Carbon isoparaffins IP11

6 Benzene A6 11 11 Carbon normal paraffins NP11

6 Cyclohexane 6N6 11 11 Carbon cyclopentanes 5N11

7 Multi-branch 7 carbon paraffins MBP7 11 11 Carbon aromatics A11

7 Single-branch 7 carbon paraffins SBP7 11 11 Carbon cyclohexanes 6N11

7 n-Heptane NP7 12 12 Carbon paraffins P12

7 Heptene O7 12 12 Carbon naphthenes N12

7 Branched 7 carbon cyclopentanes 5N7 12 12 Carbon aromatics A12

7 Toluene A7 13 13 Carbon paraffins P13

7 Methylcyclohexane 6N7 13 13 Carbon naphthenes N13

8 Multi-branch 8 carbon paraffins MBP8 13 13 Carbon aromatics A13

8 Single-branch 8 carbon paraffins SBP8 14 14 Carbon paraffins P14

8 Octenes O8 14 14 Carbon naphthenes N14

8 n-Octane NP8 14 14 Carbon aromatics A14

5.3. CARCATERÍSTICAS IMPORTANTES DEL MODELO CINÉTICO Y DEL

REACTOR

El esquema de reacciones en el modelo de reactor de ASPEN HYSYS PETROLEUM REFINING es

similar al presentado por Froment y Taskar (cuyas principales características se describen en la

sección 4.3), pero con la capacidad de tratar aromáticos de hasta 14 átomos de carbono. A pesar

de que estos compuestos no son constituyentes típicos de la alimentación al reformer, el modelo

cinético que utiliza Aspen Hysys puede manejarlos también.

En la siguiente tabla se presentan las ecuaciones generales para expresar las velocidades por tipos

de reacción, que considera el modelo de Aspen Hysys.

Tabla 5.3-1. Expresiones cinéticas para las velocidades de reacción del modelo de Reformado

Catalítico de Aspen Hysys Petroleum Refining (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 271)

Tipo de reacción Expresión Cinética



Formación de anillos de parafinas

Expansión de anillo (C5 a C6)

Deshidrogenación


Algo importante que notar es que la actividad en cada expresión de velocidad tiene dos factores

de corrección. El primer factor, , se fija para una determinada clase de reacciones. Por

ejemplo, todas las reacciones de isomerización pueden tener una velocidad de reacción constante

igual a 1. El segundo factor, , se refiere a la corrección para una ruta de reacción

individual. Por ejemplo, el factor de actividad para la isomerización de parafinas C6 puede tener un

factor de corrección de 0,5. El producto de estos dos factores representa la corrección general de

la actividad para esa reacción en particular.

Otro hecho significativo es que la generación de coque está rigurosamente modelada e incluida en

el factor de desactivación y adsorción () para cada reacción. Este factor depende de la presión del

reactor, hidrocarburos adsorbidos, coque sobre el catalizador y función ácido/metal del

catalizador. Esta característica permite calibrar el modelo a una variedad de condiciones

operativas y de comportamiento del catalizador.

El modelo de reactor está basado en un reactor de flujo pistón modificado para un lecho móvil,

que representa el flujo de catalizador para un sistema con regeneración continua (CCR). Una

consideración importante en el reactor, es el fenómeno de “fijación” (pinning) en procesos CCR. El

“pinning” se refiere al catalizador que se mantiene inmóvil contra la pared debido al flujo cruzado

de reactivos. Es importante que se considere este efecto, ya que el pinning impone una velocidad

de flujo máxima de reactivos. Este modelo de reactor predice también adecuadamente la caída de

temperatura debido a las reacciones endotérmicas y exotérmicas que tienen lugar. Otras variables

clave que considera son: la temperatura media ponderada de ingreso (WAIT), la temperatura

media ponderada del lecho (WABT) y la velocidad espacial másica en horas (WHSV).

Como en cualquier otra operación, el modelamiento de las unidades de reformado catalítico

requiere de propiedades termodinámicas y métodos para predecir el equilibrio. Los

requerimientos de propiedades termodinámicas dependerán del agrupamiento cinético (grupo de

pseudocomponentes) escogido para el proceso.

El modelo para reformadores catalíticos de Aspen Hysys, trabaja con un grupo de 78

pseudocomponentes (que incluye hidrocarburos en el rango de 1 a 14 carbonos, repartidos entre

parafinas, isoparafinas, olefinas, naftenos y aromáticos). Este grupo de pseudocomponentes tiene

asociado como paquete termodinámico la ecuación de estado de Soave/Redlich-Kwong (SRK).

5.4. IMPLEMENTACIÓN DEL MODELO

Generalmente tres son los factores que se consideran en el diseño de cualquier modelo de

reacción basado en datos de planta:

Consistencia de datos

Caracterización de la alimentación

Calibración del modelo de reactor


5.4.1. CONSISTENCIA DE DATOS

Una importante tarea durante la recolección de datos y la calibración del modelo, es el balance

general de masa y el balance de hidrógeno de toda la unidad de reformado catalítico. La

consistencia del balance de masa se refleja mediante una simple diferencia entre los totales de

masa que entran y salen de la unidad. A pesar de lo sencillo de este concepto, puede resultar

difícil de realizar en una planta de producción real.

En el caso del balance de hidrógeno, su consistencia puede verificarse por comparación del flujo

másico de hidrógeno que ingresa en la alimentación con el flujo másico de hidrógeno que sale de

la unidad. Con el uso de las siguientes ecuaciones, se pueden efectuar estos balances:

( )

La ecuación 5.4.1-1, permite calcular el hidrógeno contenido en un determinado hidrocarburo (en

fracción masa). En tanto que, la ecuación 5.4.1-2, el flujo de hidrógeno asociado a ese

componente.

5.4.2. CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN

La alimentación tiene que ser caracterizada, ya sea mediante propiedades en masa (como curvas

de destilación y contenido total de PNA) o mediante un análisis detallado de su composición.

El simulador Aspen Hysys puede estimar la composición de una alimentación, a partir de curvas de

destilación y contenido total de PNA. Sin embargo, suele fallar en la predicción de los contenidos

correctos de naftenos de 5 y 6 átomos de carbono (N5 y N6). Buenas estimaciones de estos

constituyentes son requeridas, ya que están involucrados en las reacciones de formación del

benceno.

Se recomienda que mediante análisis se determinen sus composiciones previo a la calibración de

un modelo para reformado catalítico. Esto permite establecer una línea base y puede esperarse

que la calibración refleje de forma más precisa la operación del reactor.

5.4.3. CALIBRACIÓN DEL MODELO

La calibración se refiere al conjunto de factores de actividad que producen un determinado

rendimiento de productos y desempeño de los reactores. Se recomienda hacer una primera

calibración y luego depurarla con una segunda. La calidad del modelo así calibrado depende

mucho de la consistencia y seguridad de la información disponible.

Los pasos sugeridos para realizar la calibración son:


Verificar consistencia en los balances generales de masa y de hidrógeno.

Si los balances referidos al hidrógeno tienen errores superiores al 2-3%, es poco probable

que se pueda realizar la segunda calibración.

Obtener composición de la alimentación.

Se recomienda tener la composición detallada, caso contrario se puede utilizar el

contenido total de PNA y curvas de destilación.

Seleccionar los criterios de la función objetivo.

En este caso, la función objetivo está definida como la suma ponderada de las

desviaciones absolutas entre la predicción del modelo y los datos medidos.

La función objetivo inicial es un tanto restrictiva y requiere de análisis significativamente

detallados para propósitos de calibración. Por este motivo, se suele utilizar una función

objetivo alternativa que funciona bien cuando los análisis de composición son limitados.

Adicionalmente, esta función menos restrictiva evitar tener un modelo fijo o

sobrecalibrado asociado a un único conjunto de datos.

Al seleccionar los términos a considerar en la función objetivo, se deben establecer

también sus ponderaciones (bajas ponderaciones implican que la correlación con un

término dado es más significativa en relación con otros términos). Los términos, con sus

ponderaciones en la función objetivo alternativa son los siguientes:

Tabla 5.4.3-1

Factores de ponderación para la función objetivo (Fuente: Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering, pág. 338)

Predicción del modelo Ponderación

Rendimiento de C5+ 0,10

Rendimiento de aromáticos totales 0,20

Rendimiento de H2 0,05

Rendimiento de P1 0,10



Rendimiento de IP4 0,10

Rendimiento de NP4 0,10

Rendimiento de 5N5 0,20


Rendimiento de A6 0,10











Pureza del gas de reciclo 0,01

T Reactor 1 0,75

T Reactor 2 0,75

T Reactor 3 0,75

En general no se consideran los radios isómeros/n-parafinas en la calibración inicial. Una

vez completada ésta, se emplea otro set de datos para depurar la calibración del modelo

usando la estricta función objetivo inicial. En el presente trabajo, se realiza una única

calibración. La falta de otros datos más precisos (sobre todo de composición) hace inviable

una segunda calibración.

Finalmente se escogen los factores de actividad del modelo a modificar durante la

ejecución de la calibración.

Los límites superior e inferior de estos factores deben ser moderados (no

extremadamente exigentes pero tampoco superficiales) para evitar sobrecalibrar el

modelo. En la siguiente tabla se detallan los valores sugeridos como razonables por

algunos autores para los factores de actividad:

Tabla 5.4.3-2

Factores de actividad sugeridos para la calibración

(Fuente: Chang, Pashikanti and Liu, Refinery Engineering, pág. 341)

Términos Rango

Factores de ajuste de actividad globales (Global Activity Tuning Factors)

1 – 20

Factores de ajuste para deshidrogenación e hidrocraqueo (Dehydrogenation and Hydrocracking Tuning Factors)

0,1 – 1

Factores de ajuste para Isomerizacion, formación y expansión de ciclos (Isomerization, Ring Closure and Expansion Tuning Factors)

0,1 – 1

Factores de ajuste individuales para C7, C8 (Individual Tuning Factors for C7, C8)

0,1 – 1

Rendimiento de gases ligeros (Light gas yield)

0,1 – 10


DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN

El presente trabajo, que se realiza con el uso del simulador ASPEN HYSYS, contempla dos partes. La

primera enfocada a generar modelos que reproduzcan el funcionamiento de la unidad de

reformado catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas y la segunda que pretende determinar las

mejores condiciones para el reformado de una nafta pesada con características diferentes a las

normalmente tratadas en la unidad.

Para realizar lo antes mencionado, información de variada índole es requerida. En primera

instancia, se requiere caracterizar a la corriente de alimentación, ya que al proporcionar

información de sus rangos de puntos de ebullición (determinados por ensayos de destilación

ASTM o TBP) y su contenido de Parafinas, Naftenos y Aromáticos (PNA), el simulador predice una

composición a base de pseudocomponentes (en el rango del C1 al C14) que en su conjunto generan

propiedades en masa similares a las ingresadas en el simulador.

Luego con el propósito de calibrar el modelo, el simulador requiere información sobre la

composición de todas las corrientes producto del proceso de reformado catalítico, es decir, del

hidrógeno neto (H2 Net Gas), fuel gas (FG), gas licuado de petróleo (LPG) y gasolina reformada

(Reformate). Adicionalmente, se necesita la composición detallada de la alimentación.

En el desarrollo del trabajo, se establecieron dos puntos de control para validar los resultados que

proporciona el simulador. El primero lo constituye la corriente que sale de los reactores catalíticos

y el segundo la nafta reformada. Para el primer punto de control, se usaron flujos y composiciones

de las corrientes producto y mediante balances de masa se determinó su composición para

compararla con la que predice el simulador. En el caso de la nafta reformada, se utilizó como

patrón de comparación el contenido de benceno y de aromáticos totales.

Por lo expuesto y para cumplir con los objetivos planteados en el presente trabajo, la siguiente

información fue recopilada:

Curva de destilación, densidad relativa y composición de la corriente de alimentación que

ingresa a los reactores catalíticos.

Composición de la corriente líquida saliente del separador ubicado luego de los reactores

catalíticos.

Curva de destilación, densidad relativa y composición de la nafta reformada.

Curva de destilación, densidad relativa y composición de una nafta pesada de distinta

naturaleza a la tratada en la unidad.

Información sobre condiciones operativas de la unidad de reformado catalítico.

Información sobre caudales y composiciones de las corrientes de alimentación y de

productos obtenidos de la unidad de reformado catalítico.

6


Los rangos de puntos de ebullición (curvas de destilación) y densidades relativas se determinaron

por ensayos normalizados (según procedimientos ASTM D86 y D287), en tanto que las

composiciones se obtuvieron por cromatografía de gases (se empleó un cromatógrafo Agilent

7890A, que realiza análisis detallado de hidrocarburos). Esta información proviene de dos

muestreos realizados en refinería en agosto 2012 y de un muestreo realizado en diciembre 2011

(estos últimos datos se reportan en el trabajo de graduación realizado por Sinche Danny, que

caracterizó por cromatografía de gases las naftas producidas en la Refinería Estatal Esmeraldas).

Los análisis se realizaron en un laboratorio con acreditación para este tipo de ensayos ubicado en

Quito-Ecuador (laboratorio DPEC).

El resto de información requerida, se obtuvo del diagrama de flujo del proceso (PFD), manuales de

operación, normativas de proceso, datos de producción y rendimientos de la unidad (esta

información fue facilitada por personal técnico que labora en refinería).

Como parte de este capítulo se incluye una breve descripción de la unidad de reformado catalítico

de la Refinería Estatal Esmeraldas, se presenta la información recopilada y que se usa en este

trabajo y el esquema de los pasos seguidos para el desarrollo de la simulación.

6.1. UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REFINERÍA ESTATAL

ESMERALDAS (REE)

Según el esquema actual de operación de la Refinería Estatal Esmeraldas, existen los siguientes

niveles: macroprocesos, procesos y subprocesos, siendo el reformado catalítico parte del

macroproceso de Refinación, proceso de Transformación de Productos y subproceso de

Conversión.

La carga para el proceso de reformado catalítico es la nafta hidrodesulfurada, pues debido a la

presencia de contaminantes, el hidrotratamiento de nafta previo a su reformado es siempre

necesario.

El rendimiento de la unidad de reformado depende en gran medida del eficaz funcionamiento de

la unidad de Hidrotratamiento de Nafta Pesada (HDT), en la cual se trata la nafta pesada

procedente de destilación atmosférica, para disminuir la concentración de azufre en la misma. Con

el hidrotratamiento, se reduce además el contenido de otros contaminantes (nitrógeno, agua,

halógenos, olefinas, arsénico y metales). Todos ellos (en especial el azufre) afectan negativamente

el rendimiento del catalizador que se emplea en el reformado. Durante este proceso, la nafta es

tratada con hidrógeno dentro de un reactor de lecho fijo de catalizador bimetálico a una

temperatura aproximada de 300 °C.

En la siguiente tabla se muestran los niveles de concentración permisibles en la nafta pesada, previo a su reformado catalítico:


Tabla 6.1-1 Concentración máxima de contaminantes permitida en la nafta hidrotratada

(Fuente: Manual de Operaciones de la Unidad de HDT)

CONTAMINANTES ppm

Azufre 0.5

Nitrógeno 0.5

Agua 4

Arsénico 1

Olefinas 0

Diolefinas 0

Metales 5

Halógenos (F, Cl) 0.5

La nafta pesada luego de pasar por el proceso de hidrodesulfuración, ingresa a la unidad de

reformado catalítico, cuyas principales características se describen a continuación:

Propósito:

Procesar la nafta pesada hidrotratada proveniente de hidrotratamiento para convertir sus

moléculas constituyentes en compuestos aromáticos de alto número de octano, obteniéndose

como subproducto hidrógeno de alta pureza (17).

Tecnología: Regeneración Continua del Catalizador (CCR)

Capacidad de procesamiento: 10000 BPD (aproximadamente 1220 toneladas de

nafta pesada por día)

Número de Reactores: 3

Ubicación: Esmeraldas – Ecuador (zona costera ubicada en la

parte noroccidental del país)

Descripción general del proceso:

La nafta pesada hidrotratada de bajo octanaje (que en esta etapa se compone exclusivamente por

fracciones parafínicas, nafténicas y aromáticas, con un RON aproximado de 54) constituye la carga

del proceso de Reformado Catalítico para obtener un producto de alto número de octano e

hidrógeno. La severidad del proceso está caracterizada por operar a bajas presiones y

temperaturas relativamente altas (en el orden de los 4,0 kg/cm2 y 520 °C) en reactores adiabáticos

de lecho móvil de catalizador con recirculación de una corriente gaseosa rica en hidrógeno y que


requiere de varios precalentadores (por las altas temperaturas a las que ingresa la alimentación y

por las caídas de temperatura que tienen lugar en los reactores catalíticos).

En términos generales el proceso de reformado de naftas de la REE, incluye dos secciones:

El reformador catalítico que incluye: reactores, hornos, separadores y columna de

estabilización.

Circulación del catalizador (mediante una tecnología de lecho móvil) y su regeneración

continua.

6.1.1. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA UNIDAD

La Unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas se compone de tres

reactores en serie (P2-R1, P2-R2, P2-R3), que operan a temperaturas aproximadas de 522 °C (dato

nominal del PFD). La alimentación, que proviene de la unidad de hidrotratamiento, se combina

con una corriente rica en hidrógeno. Esta mezcla se calienta en un horno (P2-H1) hasta la

temperatura deseada, para luego circular a través de los tres reactores de lecho móvil. Las

presiones en cada uno de los reactores están en el rango de 4,6 a 3,5 kg/cm2 (450 kPa – 340 kPa).

Como consecuencia del predominio endotérmico de las reacciones que ocurren en el proceso, las

temperaturas disminuyen, por lo cual existen calentadores ubicados entre los reactores (P2-H2,

P2-H3) que recalientan las corrientes salientes hasta las temperaturas de ingreso al siguiente

reactor.

El producto que sale del último reactor catalítico se enfría y es enviado a un separador (P2-V1)

donde se obtienen dos corrientes: una gaseosa rica en hidrógeno y una líquida que tras posterior

tratamiento y estabilización se constituirá en la nafta reformada.

La corriente gaseosa rica en hidrógeno a su vez, se divide en dos sub-corrientes: una que

constituye el reciclo que se mezcla con la alimentación, y la fracción restante que pasa por una

primera etapa de compresión (P2-C2 A/B) y va hacia un segundo separador (P2-V2 A/B). De este

separador, la fase líquida se junta con la corriente que va al primer separador, en tanto que la fase

gaseosa pasa por una segunda etapa de compresión (P2-C2 A/B) y se une con la corriente líquida

saliente del primer separador. Esta mezcla luego pasa por varios intercambiadores de calor y un

sistema de enfriamiento (P2-E8) para luego ir a un tercer separador (P2-V4). De este separador, la

fase gaseosa constituye una corriente con alto contenido de hidrógeno (superior al 80 % molar),

útil para otros procesos internos de refinería. La fase líquida que sale de este separador, tras

elevar su temperatura se mezcla con una corriente gaseosa que proviene de la columna de

estabilización y pasa a un cuarto separador (P2-V5), del cual se obtiene Fuel Gas (FG) y una

fracción líquida que es enviada a la columna de estabilización (P2-V6), gracias a la acción mecánica

ejercida por una bomba (P2-P2 A/B).


Antes de ingresar a la estabilizadora, la alimentación es precalentada mediante intercambio

térmico con la corriente que sale por el fondo, para conseguir un mejor aprovechamiento

energético. La estabilización tiene por objeto eliminar la fracción de ligeros (H2, C1, C2, C3, C4) que

tiene la corriente líquida saliente del separador P2-V5. La columna tiene un hervidor (P2-H4), que

suministra el calor requerido para el proceso de separación. El vapor que sale por el domo de la

columna es condensado de forma parcial con la ayuda de un aerocondensador (P2-E10) y un

intercambiador de calor (P2-E11) y luego enviado al acumulador (P2-V7), de donde se separa una

corriente gaseosa que es enviada al separador P2-V5 del cual se obtiene FG y una corriente líquida

que por medio de dos bombas (P2-P3 A/B) se separa en dos sub-corrientes, la una que retorna a la

estabilizadora como reflujo y la otra que se extrae como gas licuado de petróleo (LPG). Por el

fondo de la columna, se obtiene un producto que contiene casi exclusivamente hidrocarburos con

5 átomos de carbono y superiores (C5+) que constituyen la nafta reformada, la cual es enviada a

cisternas de almacenamiento para su posterior uso en la formulación de gasolinas (para mayor

detalle del proceso, en el Anexo 8 se adjunta el diagrama de flujo del mismo).

Como resultado de las altas temperaturas, el catalizador gradualmente se desactiva por la

formación de coque (esencialmente carbono) sobre el catalizador, lo cual reduce su área

superficial, siendo necesaria su regeneración. Para esto, el catalizador es retirado de la sección de

reacción a una razón fija y enviado a la sección de regeneración continua del catalizador, para

luego retornar nuevamente a la sección de reactores.

La razón de retiro y regeneración del catalizador asegura un catalizador activo que mantiene su

consistencia, al eliminar los restos del coque depositado, además de controlar el contenido de

cloruro/agua que permite maximizar los rendimientos tanto de reformado como de hidrógeno

subproducto. Esta regeneración incluye etapas de: combustión del carbón depositado en el

catalizador, oxiclorinación, calcinación del carbono residual y reducción de oxígeno en el

catalizador.

6.2. DATOS E INFORMACIÓN USADA EN LA SIMULACIÓN

En las tablas y comentarios que se presentan a continuación, se detalla información relevante de

las corrientes y equipos que se utilizan en el desarrollo de la simulación. Varios datos (presiones y

temperaturas esencialmente) se obtuvieron del diagrama de flujo del proceso (PFD), en tanto que

otros fueron proporcionados por personal técnico que labora en la unidad de reformado catalítico

de REE.

Límites de Batería: Incluye las corrientes de alimentación (nafta

hidrotratada) y de los productos (hidrógeno neto, fuel gas, gas licuado de petróleo y nafta

reformada) obtenidos del proceso.


Alimentación: 50680 kg/h (dato nominal obtenido del PFD)

Esta unidad es alimentada con nafta pesada procedente de la unidad de hidrotratamiento (HDT).

Tabla 6.2-1 Datos de la corriente de alimentación

(Información obtenida del PFD)

Alimentación Procedencia Presión, kg/cm2

Temperatura, °C

Nafta Pesada Unidad de

Hidrotratamiento 13,9 128

Catalizador: Platino en base de alúmina

La masa total de catalizador que se distribuye en los tres reactores es de 25 toneladas (20%, 25% y

55%). Esta masa rota aproximadamente cada 14 días, es decir cumple un ciclo y va a regeneración.

Tabla 6.2-2 Características del Catalizador

(Datos proporcionados por personal técnico de la REE)

Propiedad Valor

Porosidad 0,6

Densidad, kg/m3 560

Flujo másico, kg/h 74,4

Rendimientos de la unidad

Tabla 6.2-3 Flujos nominales de los productos obtenidos de la Unidad de Reformado Catalítico

(Información obtenida del PFD)

H2 Neto kg/h

Fuel Gas kg/h

Gas Licuado de Petróleo, kg/h

Nafta Reformada, kg/h

Total, kg/h

3237 105 986 46352 50680

Especificaciones de Productos

En cuanto a especificaciones se tomarán en cuenta únicamente las relacionadas con la nafta

reformada y específicamente las que tienen que ver con el contenido de benceno y aromáticos

totales, ya que por normativas legales y regulaciones ambientales se controla la cantidad de estos


constituyentes en las gasolinas antes de su distribución y comercialización. Internamente en

refinería, se acepta entre 1 y 3 % de benceno y entre 35 y 50 % de aromáticos totales, debiéndose

tomar en cuenta que la nafta reformada es un subproducto usado posteriormente para la

formulación de gasolinas, en las cuales el contenido de benceno y aromáticos es menor, como se

nota en la siguiente tabla:

Tabla 6.2-4 Contenido de benceno y aromáticos

Tipo de gasolina Contenido de

Benceno, % masa Contenido de

Aromáticos, % masa

Súper 1 30

Extra 2 35

Nafta Reformada 1 – 3 35 – 50

Condiciones de operación

La información relativa a los reactores y sus condiciones de operación, así como de los equipos

que se ubican corriente abajo para la separación y estabilización de la nafta reformada (según el

esquema que se plantea para la simulación de la unidad) se detallan a continuación:

Tabla 6.2-5

Características de los reactores y condiciones de operación (Datos obtenidos de hojas técnicas y diagrama de flujo del proceso)

PARÁMETRO Reactor 1 Reactor 2 Reactor 3

Masa de Catalizador, kg 5000 6250 13750

% en masa de catalizador 20 25 55

Volumen, m3 4,7 9,4 17,1

Longitud del reactor, m 6,114 7,378 8,880

Diámetro del reactor, m 1,75 2,05 2,45

Temperatura de entrada, °C 522 522 522

Temperatura de salida, °C 380 405 449

Presión de entrada, kg/cm2 4,6 3,95 3,5

Presión de salida, kg/cm2 4,4 3,75 3,3

Flujo de alimentación, kg/h 50680

Flujo del gas de reciclo, kg/h 8813


Tabla 6.2-6 Presión y temperatura del Separador

(Datos obtenidos del diagrama de flujo del proceso)

Temperatura, °C 42

Presión, kg/cm2 2,3

Tabla 6.2-7 Datos de la Columna de estabilización

(Información obtenida del diagrama de flujo del proceso)

Temperatura de la alimentación, °C 180

Presión de la alimentación, kg/cm2 19,8

Tipo de condensador Parcial

Temperatura en el condensador, °C 45

Presión en el condensador, kg/cm2 14

Razón de Reflujo 3

Presión en el fondo de la columna, kg/cm2 15

Temperatura de productos de fondo, °C 244

Flujos, Composiciones y Condiciones Operativas (datos reales de planta)

La información detallada anteriormente (obtenida del PFD) es de carácter nominal y referencial,

que difiere del día a día de operación de la unidad. Con la finalidad de comparar los resultados de

la simulación con información real de planta, se obtuvieron datos correspondientes a un mes de

operación de la unidad, de los cuales se utilizaron tres días para su análisis. Esta información se

detalla a continuación:

Tabla 6.2-8

Datos de destilación ASTM, densidad relativa y contenido de azufre de la alimentación (Información proporcionada por técnicos de la REE)

Caso T, °C (Destilación ASTM)

Sp. Gr. S,

ppm 10 % 50 % 90 %

1 97 122 153 0,7483 0,20

2 98 121 152 0,7523 0,18

3 96 120 154 0,7507 0,36


Tabla 6.2-9 Condiciones de operación de los reactores catalíticos (Información proporcionada por técnicos de la REE)

Caso Reactor 1 Reactor 2 Reactor 3

PR1

kg/cm2

PR2

kg/cm2

PR3

kg/cm2

Tin

°C Tout

°C Pin

kg/cm2

Tin

°C Tout

°C Pin

kg/cm2

Tin

°C Tout

°C Pin

kg/cm2

1 481,28 413,26 4,6 481,17 451,98 3,95 481,27 468,59 3,5 0,05 0,07 0,04

2 475,60 404,77 4,6 475,41 433,02 3,95 475.13 461,44 3,5 0,04 0,06 0,04

3 469,43 424,70 4,6 468,75 436,78 3,95 469,54 432,78 3,5 0,05 0,06 0,05

Tin = Temperatura de entrada, Tout = Temperatura de salida, Pin = presión de entrada, PR1 = Caída de presión en reactor 1,

PR2 = Caída de presión en reactor 2, PR3 = Caída de presión en reactor 3

Tabla 6.2-10

Presión y Temperatura en el separador (Información proporcionada por técnicos de la REE)

Caso Tsep, °C Psep, kg/cm2

1 35,60 3,30

2 35,67 3,30

3 36,55 3,30 Tsep = Temperatura del separador, Psep = presión del separador

Tabla 6.2-11 Flujos volumétricos de alimentación y productos del proceso de reformado

(Información proporcionada por técnicos de la REE)

Caso Alimentación,

Sm3/h H2 Net Gas,

Nm3/h Fuel Gas,

Nm3/h LPG,

Sm3/h Reformate,

Sm3/h

1 44,90 4175,25 253,69 0,00 42,98

2 43,22 3908,17 202,84 0,00 41,12

3 44,89 6701,10 241,60 0,00 42,86

De la tabla anterior, es necesario aclarar que en realidad si existe producción de gas licuado de petróleo (LPG). Sin embargo, por condiciones de proceso este LPG es mezclado con Fuel Gas (FG) y enviado al sistema de antorcha. En las siguientes tablas se verá que del total de FG, únicamente el 55% lo es en realidad y el resto es LPG.

Tabla 6.2-12

Flujo volumétrico y contenido de H2 en el Gas de Reciclo (Información proporcionada por técnicos de la REE)

Caso Flujo,

Nm3/h % molar de

H2

1 28284,93 86,62

2 27407,11 83,73

3 43080,19 89,94


Tabla 6.2-13 Composiciones en % molar y peso molecular del H2 Net Gas


Caso H2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5+ nC5+ MW

1 91,25 0,02 0,18 2,40 2,36 2,89 0,00 0,90 6,66

2 86,14 3,54 2,95 1,48 1,42 1,30 1,18 1,99 7,71

3 93,30 2,49 1,66 1,10 0,32 0,26 0,00 0,87 4,23

Tabla 6.2-14 Composiciones en % molar y peso molecular de Fuel Gas


Caso FG C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5+ nC5+ MW

1 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85

2 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85

3 55,00 8,90 22,50 10,30 1,80 0,88 0,31 0,31 15,85

Tabla 6.2-15 RON, Densidad Relativa y Presión de Vapor Reid de la nafta reformada obtenida


Caso RON Sp. Gr. PVR

1 74,0 0,7665 0,17

2 75,3 0,7732 0,17

3 74,3 0,7669 0,16

Tabla 6.2-16 Datos de la columna de estabilización


Número de platos (sin considerar condensador y reboiler) 23

Plato de alimentación 12

Razón de reflujo 3,5

Temperatura de ingreso de la alimentación, °C 168,15

Presión en el condensador, kg/cm2 13,01

Temperatura en el condensador, °C 42,79

Temperatura de salida de fondos, °C 237,05

Temperatura de salida del reboiler (boilup), °C 250,69 Estas condiciones de operación de la columna son para un día diferente que no se

corresponde con ninguno de los tres días para los cuales se reportan los datos anteriores


Datos de ensayos de destilación, densidad relativa y cromatografía

Con el propósito de tener información sobre las composiciones de la nafta hidrotratada y de la

nafta reformada procesadas en la unidad y de otros datos requeridos para la simulación, se

realizaron análisis de destilación ASTM, densidad relativa y cromatografía a muestras de naftas

obtenidas en dos fechas diferentes del mes de agosto 2012. También se incluyen los resultados de

análisis similares realizados en diciembre 2011.

De esta forma se contará con tres pares de datos sobre composición, que en la etapa de

simulación se harán corresponder con tres condiciones diferentes de operación de la unidad de

reformado catalítico.

Tabla 6.2-17

Datos de destilación ASTM D-86 de la nafta pesada hidrotratada y de la nafta reformada (Ensayos realizado en laboratorio DPEC)

% Vol.

Temperatura, °C

Nafta hidrotratada Nafta reformada

MA M1 M2 MA M1 M2

0 73 75 81 74 71 78

5 89 92 95 87 88 89

10 95 98 99 94 95 95

20 100 104 105 102 103 103

30 105 108 111 109 109 110

40 112 114 116 114 116 116

50 120 120 121 122 122 123

60 125 125 127 132 130 129

70 133 131 133 142 138 138

80 140 139 140 151 147 148

90 148 148 152 164 160 161

95 155 155 160 174 171 171

100 164 168 173 191 191 194 MA = muestra tomada en dic. 2011 (Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de

Naftas producidas en la REE) M1 = muestra 1 tomada el 08-11-12 M2 = muestra 2 tomada el 15-11-12

Tabla 6.2-18

API (según norma ASTM D287) y densidad relativa corregida a 60 °F (Ensayos realizado en laboratorio DPEC)

Ensayo Nafta Hidrotratada Nafta Reformada

MA M1 M2 MA M1 M2

API 58,3 57,8 57,4 51,1 51,0 51,3

Sp. Gr. 0,7455 0,7475 0,7491 0,7799 0,7753 0,7741


Tabla 6.2-19 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % volumétrico – Muestra A

(Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de Naftas producidas en la REE)

Número de Carbonos

n-Parafinas Isoparafinas Naftenos Aromáticos TOTAL

C5 0,030 0,007 0,050 - 0,087

C6 1,888 1,541 2,736 0,150 6,315

C7 5,031 5,342 11,209 1,197 22,779

C8 4,376 8,224 13,193 2,902 28,695

C9 3,990 9,400 10,800 1,667 25,858

C10 1,133 9,036 3,142 1,360 15,264

C11 1,726 0,654 0,275 0,015 0,992

C12 - - 0,010 - 0,010

TOTAL 17,090 34,203 41,415 7,292 100

Tabla 6.2-20 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 1

(Ensayo realizado en laboratorio DPEC)

Número de Carbonos


C5 0,594 0,136 0,292 - 1,021

C6 3,137 3,730 4,356 0,289 11,511

C7 4,784 6,071 12,336 1,393 24,585

C8 3,969 7,421 12,745 2,060 26,195

C9 3,309 9,149 10,970 1,565 24,993

C10 1,119 6,303 2,367 1,230 11,019

C11 0,066 0,444 0,140 - 0,649

C12 - - - 0,026 0,026

TOTAL 16,979 33,253 43,205 6,563 100


Tabla 6.2-21 Análisis PIONA de la Nafta Pesada Hidrotratada en % másico – Muestra 2


Número de Carbonos


C5 0,495 0,134 0,212 - 0,842

C6 2,827 3,167 4,041 0,259 10,295

C7 4,778 5,921 12,137 1,354 24,191

C8 4,057 7,582 12,784 3,226 27,649

C9 3,302 6,943 12,386 1,580 24,212

C10 1,379 6,458 2,444 1,527 11,808

C11 0,137 0,635 0,196 - 0,968

C12 0,018 - - 0,017 0,034

TOTAL 16,993 30,842 44,201 7,964 100

Tabla 6.2-22

Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % volumétrico – Muestra A (Datos tomados de Sinche Danny, Caracterización físico-química de Naftas producidas en la REE)

Número de Carbonos

n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total

C3 0,111 - - - - 0,111

C4 0,186 0,376 0,005 - - 0,567

C5 0,880 0,635 0,085 0,239 - 1,840

C6 3,081 4,096 0,295 2,458 1,279 11,209

C7 4,620 6,640 2,248 4,786 6,697 24,991

C8 3,521 5,881 0,450 4,968 10,528 25,349

C9 2,615 7,372 0,404 2,956 11,129 24,477

C10 0,013 3,228 0,058 1,818 4,568 9,684

C11 0,016 0,353 - 0,025 0,269 0,664

C12 0,007 0,240 - 0,078 0,729 1,054

C13 - 0,053 - - - 0,053

TOTAL 15,050 28,877 3,546 17,328 35,199 100


Tabla 6.2-23 Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % másico – Muestra 1


Número de Carbonos


C3 0,048 - - - - 0,048

C4 0,285 0,335 0,002 - - 0,621

C5 0,396 - 0,443 0,266 - 1,106

C6 3,207 4,734 0,113 3,034 1,537 12,624

C7 4,115 7,514 1,691 4,387 9,207 26,915

C8 2,840 5,569 0,301 4,213 14,128 27,051

C9 1,663 6,195 0,202 1,223 12,786 22,069

C10 0,478 1,340 - 1,615 4,195 7,628

C11 0,019 0,752 - 0,047 0,228 1,046

C12 - 0,117 - 0,050 0,679 0,846

C13 - 0,047 - - - 0,047

TOTAL 13,050 26,602 2,751 14,836 42,761 100

Tabla 6.2-24 Análisis PIONA de la Nafta Reformada en % másico – Muestra 2


Número de Carbonos


C3 0,055 - - - - 0,055

C4 0,337 0,352 0,002 - - 0,691

C5 0,664 0,579 0,021 0,279 - 1,543

C6 3,138 4,654 0,116 2,990 1,426 12,325

C7 4,101 7,450 1,993 4,564 8,772 26,880

C8 2,820 5,361 0,313 4,383 13,782 26,659

C9 1,609 6,122 0,239 1,338 12,241 21,549

C10 0,517 1,348 - 1,626 4,474 7,965

C11 0,062 0,828 - 0,063 0,319 1,273

C12 - 0,155 - 0,068 0,779 1,001

C13 - 0,060 - - - 0,060

TOTAL 13,303 26,910 2,683 15,310 41,793 100


Adicionalmente, con la intención de tener un mejor referente de la composición en la corriente

que sale de los reactores de reformado, se tomaron muestras de la corriente líquida que sale del

primer separador (en las mismas fechas en que se obtuvieron las muestras de nafta hidrotratada y

reformada), para comparar con la composición que predice el simulador.

Tabla 6.2-25 Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 1


Número de Carbonos


C2 0,013 - - - - 0,013

C3 0,070 - - - - 0,070

C4 0,124 0,099 - - - 0,223

C5 0,520 - 0,479 0,226 - 1,224

C6 2,798 3,942 0,101 2,754 1,447 11,041

C7 4,054 7,309 1,631 4,222 9,402 26,618

C8 2,901 5,521 0,252 4,174 14,764 27,613

C9 1,715 6,350 0,209 1,180 13,537 22,992

C10 0,486 1,443 - 1,754 4,343 8,027

C11 0,026 0,819 - 0,047 0,248 1,140

C12 - 0,167 - 0,050 0,772 0,989

C13 - 0,050 - - - 0,050

TOTAL 12,708 25,699 2,673 14,406 44,514 100

Tabla 6.2-26 Análisis PIONA de la corriente líquida saliente del separador en % másico – Muestra 2


Número de Carbonos


C2 0,016 - - - - 0,016

C3 0,076 - - - - 0,076

C4 0,131 0,103 - - - 0,234

C5 0,554 - 0,498 0,228 - 1,280

C6 2,805 3,978 0,113 2,763 1,340 10,999

C7 4,070 7,280 1,695 4,439 8,910 26,394

C8 2,878 5,672 0,309 4,367 14,396 27,622

C9 1,656 6,325 0,219 1,256 13,062 22,517

C10 0,520 1,418 - 1,769 5,387 9,094

C11 0,060 0,137 - 0,061 0,320 0,580

C12 - 0,223 - 0,072 0,831 1,126

C13 - 0,062 - - - 0,062

TOTAL 12,767 25,198 2,834 14,955 44,246 100


6.3. SIMULACIÓN

6.3.1. MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO DE LA REE

En esta etapa se desarrollan modelos que representen y reproduzcan la operación de la unidad de

reformado catalítico para 3 casos diferentes. En cada caso se asocia un par de información sobre

composición de nafta hidrotratada/reformada con las condiciones de operación correspondientes

a un día en particular (información que ha sido presentada en la sección anterior).

A continuación se describe de forma general el esquema de trabajo seguido para el desarrollo de

esta parte:

6.3.1.1. Desarrollo de un modelo inicial que tenga convergencia

Luego de abrir el programa ASPEN HYSYS y elegir la opción de “caso nuevo”, se crea la lista de

componentes y se selecciona un paquete termodinámico. ASPEN HYSYS tiene predefinido una lista

específica de componentes para usarse en la simulación de reformadores catalíticos, que incluye

un total de 78 pseudocomponentes. Para incorporar estos componentes en la simulación, hacer

click en el botón de opción “Import”, buscar y seleccionar el archivo “CatRefIsom.cml” en la

librería de HYSYS. Por defecto, esta lista de componentes está asociada al paquete termodinámico

SRK (adecuado para sistemas donde participan hidrocarburos). Por tanto, al realizar lo anterior se

ha definido simultáneamente el paquete termodinámico.

Luego de realizados los pasos anteriores, podrá visualizarse la siguiente ventana:

Fig. 6.3.1.1-1. Creación de la lista de componentes y selección del paquete termodinámico

A continuación se ingresa al ambiente de simulación (“Enter Simulation Environment”) e

incluimos la operación unitaria de reformado catalítico (para ello en la pestaña “FlowSheet”,

seleccionar la opción “RefSYS Operations” para que se despliegue una paleta de operaciones

asociadas con refino de petróleo, entre ellas la de reformado catalítico). Luego de incluir esta


operación y seleccionar la opción de configurar una nueva unidad de reformado, se desplegarán

de forma secuencial 3 ventanas. Es necesario definir el tipo de unidad (SR o CCR) y número de

reactores (ventana 1), información relacionada con los reactores y catalizador: porosidad,

densidad, longitud de los reactores y masa de catalizador en los reactores (ventana 2) y la opción

asociada a los factores de calibración a emplearse (ventana 3).

Fig. 6.3.1.1-2. Configuración de los reactores de reformado catalítico (3 ventanas)

Durante la configuración de la unidad de reformado, se puede incluir de forma simultánea la

columna de estabilización de nafta reformada (en la ventana 1 se puede añadir esta opción); sin

embargo, para tener mejores resultados y mayor control sobre las variables a manipular durante

la simulación, en esta etapa se configura solo la sección de reactores catalíticos y luego se diseña

el sistema de separación aguas abajo que incluirá la columna de estabilización, usando pare ello

las operaciones unitarias que dispone Aspen Hysys (compresores, separadores, intercambiadores

de calor, columna de destilación).

Luego hay que especificar las condiciones de operación de los reactores de reformado

catalítico. Para ello ingresamos al ambiente de la unidad de Reformado “Reformer Environment”

(para lo cual hacer doble click en el ícono de la unidad de reformado). En la ventana que se

despliega, existen 4 pestañas: Diseño (Design), Datos de Alimentación (Feed Data), Operación

(Operation) y Resultados (Results). La primera queda cumplimentada automáticamente con lo

realizado en el paso anterior. En la segunda, se crea una alimentación (ir a “Properties” y hacer clic

en el botón “Add”) y se ingresa la curva de destilación ASTM de la nafta pesada y su composición

PNA (para esto seleccionar “Bulk Properties”). En la pestaña “Operation” existen varias opciones;

sin embargo, solo las cinco primeras hay que definirlas, proporcionando información de la

Alimentación (temperatura, presión, flujo), Control del Reactor (temperaturas de entrada y salida

de los reactores, flujo volumétrico del gas de reciclo, presión y temperatura del separador),

Catalizador (velocidad de circulación del catalizador), Calentador de Producto (temperatura y

presión de la corriente que ingresará a la columna de estabilización) y Opciones de Solución

(parámetros asociados con la tolerancia y número de iteraciones que realizará el simulador).


Fig. 6.3.1.1-3. Ingreso de datos de alimentación y condiciones de operación de la sección de

reactores catalíticos

Con la información proporcionada, el simulador pondrá en marcha sus herramientas de cálculo

hasta que haya convergencia, instancia en la cual se pueden revisar los resultados provisionales.

Fig. 6.3.1.1-4. Resultados preliminares de la sección de reactores catalíticos

Hasta este punto se ha construido y resuelto un modelo de reformado usando únicamente

propiedades en masa de la alimentación: curva de destilación ASTM y contenido PNA. Esto genera

una primera solución empleando datos asociados a un tipo de alimentación que por defecto tiene

asociado el simulador.

Este modelo inicial con convergencia proporciona también las primeras estimaciones de los

factores de actividad asociados a las reacciones que tiene lugar en el proceso de reformado. Estos

factores iniciales pueden verse al retornar al ambiente principal de simulación (“enter parent

simulation environment”), en la pestaña “Design”, opción “Calibration Factors”.


Fig. 6.3.1.1-5. Factores de calibración iniciales

El simulador tiene la opción de realizar una calibración para depurar el modelo obtenido, para lo

cual se requieren las composiciones de todas las corrientes de entrada y salida del proceso, y

realiza ajustes en los factores de actividad iniciales (default). De esta forma, se obtienen factores

propios asociados al sistema en particular, es decir, serán propios del sistema en el que estamos

trabajando.

6.3.1.2. Calibración del modelo

En esta instancia, para obtener mejores resultados, se realiza una calibración del modelo. Para lo

cual ingresamos nuevamente al ambiente de la unidad de Reformado y en la opción “Reformer”

de la barra de herramientas seleccionamos “Calibration”. Se desplegará una ventana, y previo a

ingresar la información requerida, se utilizarán los datos del modelo inicial con convergencia. Esto

lo realizamos con el botón “Pull data from simulation”, que nos permite copiar la información ya

proporcionada en la etapa anterior, utilizar los factores iniciales de actividad (lo cual facilita el

proceso de calibración) y tener datos razonables relacionados con el fenómeno de fijación del

catalizador (pinning) típico de unidades CCR, que no siempre están disponibles (el pinning se

refiere al catalizador que se mantiene inmóvil contra la pared debido al flujo cruzado de vapor). Se

revisa la información de cada una de las pestañas, haciendo correcciones en caso de existir errores

o proporcionando nueva información, cuando se requiera. En esta etapa de calibración se usarán

los datos de composición detallada por tipo de componente, de acuerdo con los lumps que HYSYS

emplea para sus cálculos.

En la pestaña “Feed Data”, en lugar de mantener los datos de destilación ASTM y composición

NPA de la alimentación, se ingresarán sus datos reales de composición obtenidos por

cromatografía.

En la pestaña “Measurement”, hay que incluir las presiones, caídas de presión y de temperatura

en los reactores, contenido de H2 del gas de reciclo (en la opción “Operation”) y la información

sobre los caudales y composición de todas las corrientes producto del proceso de reformado


catalítico (en la opción “Products”). Para esto se usa la información de las tablas 6.2-9 a 6.2-15 y

6.2-19 a 6.2-24.

Fig. 6.3.1.2-1. Calibración del modelo

A continuación es necesario trabajar en la pestaña “Calibration Control”, instancia en la cual

realmente se efectúa la calibración. Para ello, se seleccionan los elementos a tomar en cuenta en

la función objetivo (en la opción “Objective Function”, los elementos considerados se muestran en

la tabla 5.4.3-1) y se proporcionan los valores mínimos y máximos de los factores de ajuste (en la

opción “Parameter”, estos valores se detallan en la tabla 5.4.3-2). Luego se ejecuta “Run

Calibration” y cuando hay convergencia implica que se han efectuado los ajustes. En la pestaña

“Analysis” se pueden ver los detalles del ajuste.

Fig. 6.3.1.2-2. Selección de las variables de la función objetivo


Fig. 6.3.1.2-3. Valores mínimo y máximo de los factores de ajuste, previo a ejecutar la calibración

En esta etapa, cuando hay convergencia y se han refinado los factores de ajuste del sistema, es

necesario guardarlos, para ello en la pestaña “Analysis”, hacer cliclk en “Safe for Simulation”.

6.3.1.3. Re-cálculo de las composiciones con los nuevos factores de ajuste

Luego de tener convergencia en la calibración, se retorna al ambiente de simulación (“Return to

Simualtion”) y automáticamente se actualizan los cálculos. Esta instancia constituyó un primer

punto de control para evaluar la confiabilidad del simulador en cuanto a los resultados que

proporciona.

El Reformer de Aspen Hysys como operación incluye a los reactores catalíticos y al separador, por

lo cual como productos genera dos corrientes: H2 Neto y Líquido Neto. Al juntar estos dos

productos se tendría la corriente global que sale de los reactores catalíticos (que luego de varias

operaciones de separación, serán fraccionados en todos los productos, entre ellos la nafta

reformada). La composición de esta corriente global que predice el simulador es la que se

compara con la obtenida a partir de datos reales de la unidad.

La información recabada de la REE sobre caudales y composiciones de las corrientes producto: H2

Net Gas, Fuel Gas y Reformate, permitieron realizar balances de materia tomando en cuenta al H2,

C1, C2, C3, iC4, iC4 y C5+ (de las corrientes mencionadas, su composición se expresa en términos de

esos componentes) para obtener la composición global de la corriente que sale de los reactores de

reformado.

La comparación se realiza solo en términos de los componentes ligeros del C1 al C4, ya que en el

caso de la nafta reformada al no tener información de su composición, se la considera compuesta

exclusivamente por componentes de más de 5 átomos de carbono.


6.3.1.4. Diseño del sistema de separación aguas abajo

Este diseño se realizó tomando como referencia el diagrama de flujo del proceso (PFD). A

continuación de los reactores de reformado, se incluyeron los varios equipos para conseguir la

separación y obtener los productos que la unidad de reformado catalítico de REE produce. Las

condiciones operativas de aquellos equipos cuya información no se pudo conseguir de acuerdo

con el día de producción utilizado para el desarrollo de los casos, se obtuvieron del mismo

diagrama de flujo. En el caso de la columna de estabilización, los datos de sus condiciones

operativas son de un día diferente al de los tres casos analizados. Sin embargo esta información

(específicamente la presión y temperatura del condensador, presión de fondo y la razón de

reflujo) fue empleada para el cálculo de una columna que permita obtener una nafta reformada

que cumpla con especificaciones (aquí la especificación fue el grado de separación de los

componentes pesados en el destilado). Por lo expuesto, al contar casi exclusivamente con datos

operativos de los reactores catalíticos, el sistema de separación tiene la misma configuración

operativa para los tres casos analizados (únicamente para el primer separador se utilizan datos

reales de planta, para el resto de equipos se utiliza información recabada del PFD). En el Anexo 7,

se incluye el esquema utilizado que incluye a los reactores catalíticos y su sistema de separación.

A continuación se detallan las condiciones de presión y temperatura de los equipos empleados en

el sistema de separación:

Separadores:

Tabla 6.3.1.4-1 Presiones y temperaturas de los separadores

(Datos tomados del diagrama de flujo del proceso)

Parámetro Sep. 1* Sep. 2 Sep. 3

Temperatura, °C Ver tabla 6.2-10 45 5

Presión, kPa Ver tabla 6.2-10 706,1 1765 (*) Condiciones reales de operación del separador

Intercambiadores de calor:

Tabla 6.3.1.4-2 Temperaturas y presiones a la salida de los intercambiadores de calor


Parámetro HE 1 HE 2 HE 3 HE 4

Temperatura, °C 45 5 34 168,2

Presión, kPa 706,1 1765 1471 1471


Compresores:

Tabla 6.3.1.4-3 Presiones de salida en los compresores


Parámetro Comp. 1 Comp. 2

Presión, kPa 706,1 1863

Bombas:

Tabla 6.1.3.4-4 Presiones de salida en las bombas


Parámetro Pump 1 Pump 2

Presión, kPa 2059 1765

Columna de estabilización: Los datos de operación de este equipo se detallan en la

tabla 6.2-16

De esta información, únicamente se utilizó la presión y temperatura del condensador, la presión

de fondos y la razón de reflujo para calcular la columna que permita separar la fracción de ligeros

(del C1 al C4) que ingresa junto con la alimentación.

En primer lugar se estimó el número de platos con un cálculo tipo “shortcut”, estableciendo como

componentes clave ligero al nC4 (0,05 % molar) y clave pesado al iC5 (0,05 % molar), fijando

presiones en cabeza y fondo y estableciendo la razón de reflujo.

Fig. 6.3.1.4-1. Cálculo tipo “shortcut” de la columna de estabilización


Luego se hizo un cálculo riguroso, definiéndose como especificaciones de la columna las

siguientes:

Tabla 6.3.1.4-5 Especificaciones para el cálculo riguroso de la columna de estabilización

Especificación Valor

Razón de reflujo 3,5

Temperatura en el condensador, °C 42

*Composición molar de iC5, nC5, 22DMC4, 23DMC4,2MC5, 3MC5, % 0,001 * Esta composición se define para el destilado (condensado en fase líquida)

Fig. 6.3.1.4-2. Cálculo riguroso de la columna de estabilización

6.3.1.5. Datos usados en la calibración

Para la fase de calibración, se usaron los datos de las tablas 6.2-11 a 6.2-14 para las composiciones

del H2 Net Gas, FG y LPG, en tanto que para la nafta hidrotratada y reformada se emplearon las

composiciones obtenidas por cromatografía de gases.

Los datos de composición se han agrupado en función de lo requerido por el simulador, ya que los

análisis de cromatografía reportan entre 170 y 210 componentes como constituyentes de las

naftas hidrotratada y reformada (en el anexo 9 se incluyen los reporte completos de composición

obtenidos por cromatografía), en tanto que el simulador emplea únicamente alrededor de 70

pseudocomponentes.

Tras un breve análisis de la información sobre condiciones de operación y rendimientos de la

unidad de reformado catalítico de REE, se observa una marcada heterogeneidad en las

temperaturas de los reactores y en los flujos del gas de reciclo (incluyendo su contenido de H2)

que hicieron inviables los primeros intentos para la obtención de un modelo general que

represente a la totalidad de los casos. Por ello se optó por utilizar los tres pares de datos de


composición de nafta hidrotratada y reformada y asociarlos con tres escenario operativos

diferentes.

Las composiciones de las naftas usadas para la simulación se detallan a continuación:

Tabla 6.3.1.5-1 Composiciones de la nafta hidrotratada y nafta reformada empleadas en la simulación

COMPONENTE Átomos

de C

NAFTA HIDROTRATADA NAFTA REFORMADA

Caso 1 Frac. Vol.

Caso 2 Frac. masa

Caso 3 Frac. masa

Caso 1 Frac. vol.

Caso 2 Frac. masa

Caso 3 Frac. masa

H2 0 - - - - - - P1 1 - - - - - - P2 2 - - - - - -

OL2 2 - - - - - - P3 3 - - - 0,00111 0,00048 0,00055

O3 3 - - - - - -

IP4 4 - - - 0,00376 0,00335 0,00352

NP4 4 - - - 0,00186 0,00285 0,00337

P4 4 - - - - - -

O4 4 - - - 0,00500 0,00002 0,00002

IP5 5 0,00007 0,00136 0,00134 0,00635 - 0,00579

NP5 5 0,00030 0,00594 0,00495 0,00880 0,00396 0,00664

P5 5 - - - - - -

O5 5 - - - 0,00085 0,00443 0,00021

5N5 5 0,00050 0,00292 0,00212 0,00239 0,00266 0,00279

22DMC4 6 0,00385 0,00029 0,00021 - 0,00226 0,00219

23DMC4 6 0,00385 0,00235 0,00200 - 0,00373 0,00372

MBP6 6 - - - 0,02048 - -

2MC5 6 0,00385 0,01974 0,01655 - 0,02329 0,02296

3MC5 6 0,00385 0,01492 0,01292 - 0,01806 0,01768

SBP6 6 - - - 0,02048 - -

NP6 6 0,01888 0,03137 0,02827 0,03081 0,03207 0,03138

O6 6 - - - 0,00295 0,00113 0,00116

5N6 6 0,01368 0,02808 0,02578 0,01229 0,03028 0,02982

A6 6 0,00150 0,00289 0,00259 0,01279 0,01537 0,01426

6N6 6 0,01368 0,01548 0,01464 0,01229 0,00006 0,00008

22DMC5 7 0,00890 0,00058 0,00055 - 0,00192 0,00188

23DMC5 7 0,00890 0,00955 0,00935 - 0,00913 0,00913

24DMC5 7 0,00890 0,00251 0,00236 - 0,00374 0,00372

MBP7 7 - 0,00062 0,00059 0,03320 0,00302 0,00289

2MC6 7 0,00890 0,01823 0,01768 - 0,02510 0,02493

3MC6 7 0,00890 0,02670 0,02621 - 0,03223 0,03194

3EC5 7 0,00890 0,00252 0,00247 - - -

SBP7 7 - - - 0,03320 - -

NP7 7 0,05031 0,04784 0,04778 0,04620 0,04115 0,04101

O7 7 - - - 0,02248 0,01691 0,01993

DMCP 7 0,03736 0,06016 0,05833 - 0,02666 0,02697

ECP 7 0,03736 0,00896 0,00900 - 0,00514 0,00550

5N7 7 - - - 0,02393 - -

A7 7 0,01197 0,01393 0,01354 0,06697 0,09207 0,08772

6N7 7 0,03736 0,05424 0,05404 0,02393 0,01207 0,01317

MBP8 8 0,04112 0,01710 0,01735 0,02941 0,01830 0,01605

SBP8 8 0,04112 0,05711 0,05848 0,02941 0,03738 0,03756


O8 8 - - - 0,00912 0,00503 0,00552

NP8 8 0,04376 0,03969 0,04057 0,03521 0,02840 0,02820

5N8 8 0,06596 0,05652 0,05552 0,02484 0,01325 0,01415

ETHYLBEN 8 0,00726 0,00771 0,00773 0,02632 0,02305 0,02223

O-XYLENE 8 0,00726 0,00947 0,00943 0,02632 0,03493 0,0339

M-XYLENE 8 0,00726 - 0,01166 0,02632 0,05937 0,0582

P-XYLENE 8 0,00726 0,00342 0,00344 0,02632 0,02394 0,0234

A8 8 - - - - - -

6N8 8 0,06596 0,07094 0,07232 0,02484 0,02888 0,0297

IP9 9 0,09400 0,09149 0,06943 0,07372 0,06195 0,06122

NP9 9 0,03990 0,03309 0,03302 0,02615 0,01663 0,01609

5N9 9 0,05400 0,00336 0,03689 0,01478 0,00169 0,00204

A9 9 0,01667 0,01565 0,01580 0,11129 0,12786 0,12241

6N9 9 0,05400 0,10634 0,08698 0,01478 0,01054 0,01134

IP10 10 0,09036 0,06303 0,06458 0,03228 0,01340 0,01348

NP10 10 0,01726 0,01119 0,01379 0,00013 0,00478 0,00517

5N10 10 0,01571 - - 0,00909 0,00808 0,00813

A10 10 0,01360 0,01230 0,01527 0,04568 0,04195 0,04474

6N10 10 0,01571 0,02367 0,02444 0,00909 0,00808 0,00813

IP11 11 0,00654 0,00444 0,00635 0,00353 0,00752 0,00828

NP11 11 0,00048 0,00066 0,00137 0,00016 0,00019 0,00062

5N11 11 0,00138 0,00070 0,00098 0,00013 0,00024 0,00032

A11 11 0,00015 - - 0,00269 0,00228 0,00319

6N11 11 0,00138 0,00070 0,00098 0,00013 0,00024 0,00032

P12 12 - - 0,00018 0,00247 0,00117 0,00155

N12 12 0,00010 - - 0,00078 0,00050 0,00068

A12 12 - 0,00026 0,00017 0,00729 0,00679 0,00779

P13 13 - - - 0,00053 0,00048 0,00060

N13 13 - - - - - - A13 13 - - - - - - P14 14 - - - - - - N14 14 - - - - - - A14 14 - - - - - -

TOTAL 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Frac. vol. = fracciones volumétricas, Frac. masa = fracciones másicas

6.3.2. DETERMINACIÓN DE LAS MEJORES CONDICIONES PARA EL

REFORMADO DE UNA NAFTA PESADA DE NATURALEZA DIFERENTE

En esta parte se analiza el comportamiento de la unidad al cambiar el tipo de alimentación y se

determinan las condiciones óptimas para su reformado. Para este análisis se utiliza una nafta

pesada procedente de destilación atmosférica y producida en otra refinería del Ecuador, que

carece de unidades de reformación catalítica. Como modelo para este análisis se empleará el caso

3, por la menor temperatura de ingreso a los reactores a la que fue calibrado.

Para la determinación de las mejores condiciones de reformado, se analiza la influencia de la

temperatura (expresada como la temperatura promedio de ingreso a los reactores, WAIT) y el

flujo del gas de reciclo (expresado como la razón del número de moles de hidrógeno en esta

corriente respecto al número de moles de alimentación, H2/HC) en el contenido de benceno,

aromáticos totales y RON (estimado) de la nafta reformada.


La composición PIONA de la nafta pesada objeto de este análisis es la siguiente:

Tabla 6.3.2-1 Análisis PIONA en % volumétrico de la nafta pesada procedente de destilación atmosférica

(Datos proporcionados por personal técnico de refinería)

Número de Carbonos


C4 0,003 0,001 - - - 0,004

C5 0,003 0,002 - 0,002 - 0,007

C6 0,036 0,027 - 0,114 0,009 0,186

C7 0,528 0,311 1,02 1,81 0,531 4,2

C8 5,933 6,627 1,553 8,66 5,994 28,767

C9 5,841 14,828 0,563 7,135 6,672 35,039

C10 3,522 11,479 0,477 4,223 2,219 21,92

C11 0,129 1,408 - 0,089 0,033 1,659

C12 0,002 0,005 - - 0,014 0,021

TOTAL 15,997 34,688 3,613 22,033 15,472 91,803*

(*) Nota: En el informe de composición se reporta un 8,197 de compuestos desconocidos

Este análisis podría realizarse de forma manual (fijando varias temperaturas y flujos de gas de

reciclo y registrar los resultados que proporciona el simulador para cada variación). Sin embargo,

ASPEN HYSYS posee una herramienta para automatizar este proceso al crear un caso de estudio.

Para crear un caso de estudio, en la barra de herramientas, en la opción “Tools”, se selecciona

“Databook”. La ventana que aparece tiene 5 pestañas inferiores, de las cuales se utilizarán solo las

de “Variables” y “Case Studies”.

En la pestaña “Variables” se definirán las variables a considerar en el caso de estudio. Para ello

hacemos click en “Insert” y seleccionamos las variables que queremos incluir en el análisis (las

variables en este caso, serán las relacionadas con los reactores catalíticos).

Fig. 6.3.2-1. Definición de las variables a considerar en el caso de estudio


Luego en la pestaña “Case Studies” creamos formalmente el caso de estudio al hacer click en el

botón “Add” y seleccionar cuales constituyen las variables independientes y cuales las

dependientes. Al querer analizar la influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el

rendimiento de la nafta reformada, éstas constituirán las variables independientes y las restantes

serán las dependientes.

Fig. 6.3.2-2. Definición de variables independientes y dependientes

Finalmente, hay que especificar los rangos e intervalos de variación de las variables

independientes (haciendo click en “View”) y ejecutar el caso de estudio con el botón “Start”.

Fig. 6.3.2-3. Definición de rangos e intervalos de variación de las variables independientes

Cuando el simulador ha terminado de realizar los cálculos, los resultados pueden visualizarse en

“Results”. Para mejor análisis e interpretación de los mismos, éstos fueron traslados a una hoja de

cálculo en Excel.


RESULTADOS

En este capítulo se presentan los resultados del modelado de la unidad de reformado catalítico y

del caso de estudio desarrollado para establecer las condiciones óptimas para el reformado de una

nafta cuya composición es diferente de aquellas que rutinariamente se tratan en la unidad.

7.1. RESULTADOS DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO

CATALÍTICO

En las siguientes tablas se detalla información relevante en relación con el proceso de calibración

de los modelos que tratan de reproducir los tres escenarios de operación de la unidad de

reformado catalítico que fueron empleados en la primera parte de este trabajo y comparaciones

entre los resultados que proporciona el simulador con datos reales de planta.

Un aspecto importante que se tomó en cuenta previo a la calibración de los modelos, fue analizar

la consistencia de la información recabada sobre entradas y salidas de la unidad de reformado

catalítico. Por ello se realizaron balances generales de masa y también balances referidos al

hidrógeno (los balances detallados se incluyen en el anexo 3). Primero, se presentan los balances

generales realizados con la información recopilada en refinería para los 3 casos analizados. Luego

se presentan los mismos balances y se incluyen los del hidrogeno, usando en estos casos la

información aportada por el simulador (composiciones, flujos másicos, densidades).

Tabla 7.1-1 Balance general de masa de la unidad

(según información recopilada en refinería)

Caso Flujo másico de entrada

kg/h

H2 Net Gas, kg/h

FG, kg/h

Reformado, kg/h

Flujo másico de salida,

Kg/h % Exceso

1 33600,20 1240,76 179,51 32941,46 34361,74 2,27

2 32515,81 1345,69 143,53 31793,55 33282,77 2,36

3 33699,74 1265,37 170,96 32868,78 34305,11 1,80

Tabla 7.1-2

Balance general de masa y balance de hidrógeno previo a la calibración (con información aportada por el simulador)

Caso Flujo másico

total de entrada, kg/h

Flujo másico total de salida,

kg/h

% Exceso de global

Flujo másico total de H de entrada, kg/h

Flujo másico total de H de salida, kg/h

% Exceso de Hidrógeno

1 34017,17 34610,29 1,74 4996,40 4894,33 -2,04

2 32463,37 33223,87 2,34 4816,32 4648,60 -3,48

3 33854,99 34436,17 1,72 4987,18 5046,55 1,19

7


Tabla 7.1-3 Cumplimiento de los balances general de masa y de hidrógeno al reajustar la

producción de nafta (con información aportada por el simulador)

Caso Balance Original, % Ajustado, %

1 Masa 101,74 100,00

Hidrógeno 97,96 96,53

2 Masa 102,34 100


3 Masa 101,72 100


Tabla 7.1-4 Balance general de masa y balance de hidrógeno luego de la calibración

(con información aportada por el simulador)

Caso 1 Caso 2 Caso 3

Flujo másico de entrada (Alimentación), kg/h

34017,17 32463,37 33854,99

Flujo másico de H en la alimentación, kg/h

4996,40 4816,32 4987,18

H2 net Gas, kg/h 915,80 979,28 970,71

FG, kg/h 548,83 476,92 488,97

LPG, kg/h 350,95 202,94 269,63

Nafta reformada, kg/h 32175,04 30777,18 32103,52

Flujo másico total de salida, kg/h

33990,62 32436,31 33832,82

Flujo másico total de H de salida, kg/h

4998,00 4822,42 4989,11

% de Exceso global -0,078 -0,083 -0,065

% de Exceso de H 0,032 0,126 0,042

Se presentan además los resultados proporcionados por el simulador en cuanto a flujos y

composiciones másicas por constituyente de la corriente saliente de los reactores catalíticos (en

términos del H2, C1, C2, C3, C4 y C5+), el rendimiento del H2 Neto y el contenido de hidrógeno en el

gas de reflujo y se los compara con los datos reales de refinería. El mismo tipo de información se

presenta también para la nafta reformada, pero en este caso la composición referida como totales

en términos de parafinas, isoparafinas, olefinas y aromáticos (PIONA). En el caso de los aromáticos

se hace una comparación más detallada en función del número de átomos de carbono.

En el anexo 4 se presenta un cuadro comparativo con mayor detalle referido a la composición

PIONA de la nafta reformada según lo predicho por el simulador y los datos reales obtenidos por

cromatografía.


Tabla 7.1-5 Comparación de flujos y composiciones por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos

Componente


Real Simulador Real Simulador Real Simulador

Flujo, Kg/h

% masa Flujo, Kg/h

% masa Flujo, Kg/h

% masa Flujo, Kg/h

% masa Flujo, Kg/h

% masa Flujo, Kg/h

% masa

H2 355,46 1,034 539,45 1,587 313,03 0,941 622,12 1,918 574,66 1,675 611,42 1,807

C1 16,77 0,049 113,05 0,333 112,02 0,337 95,13 0,293 134,91 0,393 98,27 0,290

C2 86,72 0,252 234,77 0,691 216,04 0,649 196,61 0,606 222,31 0,648 202,46 0,598

C3 248,72 0,724 311,27 0,916 155,00 0,466 256,04 0,789 194,11 0,566 266,63 0,788

iC4 267,54 0,779 276,35 0,813 153,48 0,461 232,99 0,718 66,93 0,195 266,07 0,786

nC4 318,91 0,928 303,14 0,892 136,47 0,410 203,51 0,627 50,73 0,148 235,36 0,696

C5+ 33067,62 96,234 32212,57 94,769 32196,72 96,737 30829,91 95,048 33061,46 96,375 32151,96 95,03

TOTAL 34361,74 100,00 33990,62 100,00 33282,77 100,00 32436,31 100,00 34305,11 100,00 33832,82 100,00

Tabla 7.1-6

Comparación del rendimiento y contenido de hidrógeno en el H2 Net Gas

Caso H2 Net Gas, kg/h Error,

%

Contenido de H2, % mol Error, % Real Simulación Real Simulación

1 1240,76 915,80 -26,19 91,25 95,18 4,31

2 1345,69 979,28 -27,23 86,14 96,19 11,67

3 1265,37 970,71 -23,29 93,30 96,07 2,97

Tabla 7.1-7

Comparación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo

Gas de Reciclo Caso 1 Caso 2 Caso 3

Flujo del gas de reciclo usado en la simulación, Nm3/h 28284,93 27407,11 43080,19

% molar de hidrógeno en el gas de reciclo (real) 86,62 83,73 89,94

% molar de hidrógeno en el gas de reciclo (simulador) 88,41 86,64 89,81

Error, % 2,07 3,48 -0,15


Tabla 7.1.8

Comparación del flujo y contenido total PIONA en la nafta reformada

Factor comparado


Real Simulación Error, % Real Simulación Error, % Real Simulación Error, %

Reformado, kg/h 32941,46 32175,04 2,327 31793,55 30777,18 3,197 32868,78 32103,52 2,328

Parafinas, % 15,050 14,815 1,561 13,050 13,712 -5,073 13,303 14,202 -6,758

iso-Parafinas, % 28,877 28,481 1,371 26,602 26,555 0,177 26,910 24,941 7,317

Olefinas, % 3,546 3,592 -1,297 2,751 2,757 -0,218 2,683 2,708 -0,932

Naftenos, % 17,328 17,600 -1,570 14,836 14,685 1,018 15,310 15,519 -1,365

Aromáticos 35,199 35,511 -0,886 42,761 42,291 1,099 41,793 42,630 -2,003

Benceno, % 1,279 1,136 11,181 1,537 1,509 1,822 1,426 1,456 -2,104

Tabla 7.1.9

Comparación del contenido de aromáticos en la nafta reformada

Parámetro comparado


Real Simulación Real Simulación Real Simulación

Benceno 1,279 1,136 1,537 1,509 1,426 1,456

Tolueno 6,697 6,643 9,207 8,769 8,772 8,633

Etil-Benceno

10,528 10,440

2,305 2,189 2,223 2,181

Orto-Xileno 3,493 3,318 3,390 3,326

Meta-Xileno 5,937 5,640 5,825 5,710

Para-Xileno 2,394 2,274 2,344 2,296

A9 11,129 11,303 12,786 12,905 12,241 13,443

A10 4,568 5,563 4,195 5,325 4,474 5,259

A11 0,269 0,419 0,228 0,339 0,319 0,308

A12 0,729 0,007 0,679 0,023 0,779 0,019

Total Aromáticos 35,199 35,511 42,761 42,291 41,793 42,630


También se presenta una comparación entre los diferenciales de temperatura y caídas de presión que se presenta en los reactores.

Tabla 7.1-10 Comparación de las temperaturas y presiones en los reactores - Caso 1

Variable comparada Real Simulación

R1 R2 R3 R1 R2 R3

Temperatura de entrada, °C 481,28 481,17 481,27 481,28 481,17 481,27

Temperatura de salida, °C 413,26 451,98 468,59 419,35 454,01 465,23

Delta T, °C 68,02 29,19 12,68 61,93 27,16 16,04

Presión de entrada, kPa 451,11 387,36 343,23 451,11 387,36 343,23

Presión de salida, kPa 446,20 380,50 339,31 446,20 380,50 339,31

Delta P, kPa 4,90 6,86 3,92 4,90 6,86 3,92



R1 R2 R3 R1 R2 R3



Delta T, °C 70,83 42,39 13,69 67,23 39,98 12,42



Delta P, kPa 3,92 5,88 3,92 3,92 5,88 3,92



R1 R2 R3 R1 R2 R3



Delta T, °C 44,73 31,97 36,76 41,72 28,95 33,83



Delta P, kPa 4,90 5,88 4,90 4,90 5,88 4,90

Tabla 7.1-13 Error en las temperaturas de salida de los reactores, deltas de temperatura y caídas de presión

Error Caso 1 Caso 2 Caso 3

R1 R2 R3 R1 R2 R3 R1 R2 R3

T. Salida, % -1,47 -0,45 0,72 -0,89 -0,56 -0,28 -0,70 -0,69 -0,67

Delta T, % 8,96 6,96 -26,47 5,08 5,68 9,28 6,73 9,44 7,97

Delta P, % -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068 -0,068

T. Salida = Temperatura de salida del reactor


7.2. RESULTADOS DEL CASO DE ESTUDIO

En esta parte se presentan los resultados de cómo influyen la temperatura (en términos del WAIT)

y el flujo del gas de reciclo (expresado como H2/HC) en el contenido de aromáticos y en el número

de octano que tendrá la nafta reformada. Además se presentan los rendimientos esperados de

hidrógeno (que formará parte del H2 Net Gas).

Tabla 7.2-1 Influencia de la temperatura y el flujo del gas de reciclo en las características de la nafta reformada

WAIT, °C

Relación molar H2/HC

Flujo del gas de reciclo,

Sm3/h

Cont. de H2 en gas de reciclo,

% mol

Contenido de benceno,

% vol.

Cont. total de aromáticos, %

vol. RON C5+

Rendimiento de H2, % vol.

460 3 24875,45 0,7995 0,045 36,36 100,42 2,313

465 3 24892,99 0,7989 0,046 36,13 100,76 2,308

470 3 25245,00 0,7878 0,046 34,77 100,65 2,160

480 3 25840,84 0,7696 0,055 36,94 102,40 2,369

460 3,75 31340,75 0,7932 0,048 36,03 99,97 2,251

465 3,75 31680,65 0,7847 0,053 36,96 100,76 2,346

475 3,75 32059,57 0,7754 0,058 37,66 101,87 2,435

480 3,75 32561,24 0,7635 0,059 36,77 101,92 2,330

460 4,5 37730,33 0,7906 0,050 35,51 99,49 2,180

465 4,5 38234,53 0,7802 0,055 36,50 100,30 2,276

470 4,5 39291,95 0,7592 0,049 29,88 97,50 1,631

475 4,5 39285,02 0,7593 0,065 38,21 101,83 2,437

460 5,25 44115,09 0,7889 0,051 35,01 99,05 2,116

465 5,25 44764,95 0,7775 0,056 36,01 99,87 2,210

470 5,25 46068,97 0,7554 0,050 29,36 96,69 1,591

475 5,25 46254,15 0,7524 0,068 37,80 101,43 2,368

480 5,25 47044,88 0,7398 0,074 38,56 102,15 2,430

Estos resultados, se presentan en forma de gráficas para establecer de mejor manera las

tendencias para las diversas condiciones.


Gráfico 7.2-1. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido de

benceno de la nafta reformada

Gráfico 7.2-2. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el contenido total de

aromáticos de la nafta reformada

0,040

0,045

0,050

0,055

0,060

0,065

0,070

0,075

455 460 465 470 475 480 485

Co

nte

nid

o d

e b

en

en

o, %

vo

l

WAIT, °C

Benceno = f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25

28,00

30,00

32,00

34,00

36,00

38,00

40,00

455 460 465 470 475 480 485

Co

nte

nid

o t

ota

l de

aro

mát

ico

s, %

vo

l

WAIT, °C

Aromáticos totales = f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25


Gráfico 7.2-3. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el número de octano de

la nafta reformada

Gráfico 7.2-4. Influencia de la temperatura y del flujo del gas de reciclo en el rendimiento de hidrógeno

95

96

97

98

99

100

101

102

103

455 460 465 470 475 480 485

RO

N C

5+

WAIT, °C

RON C5+= f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2,600

455 460 465 470 475 480 485

Re

nd

imie

nto

de

H2, %

vo

l

WAIT, °C

Rendimiento de H2 = f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25


Gráfico 7.2-5. Variación del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo a diferentes temperaturas

y relaciones H2/HC

Gráfico 7.2-6. Variación del flujo volumétrico del gas de reciclo a diferentes temperaturas y relaciones H2/HC

0,735

0,745

0,755

0,765

0,775

0,785

0,795

0,805

455 460 465 470 475 480 485

Co

nte

nid

o d

e h

idró

gen

o e

n e

l gas

de

re

cicl

o,

% m

ola

r

WAIT, °C

Contenido de hidrógeno = f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25

22095

27095

32095

37095

42095

47095

52095

455 460 465 470 475 480 485

Flu

jo V

olu

mé

tric

o d

el g

as d

e r

eci

clo

, Sm

3/h

WAIT, °C

Flujo del gas de Reciclo = f(WAIT)

3

3,75

4,5

5,25


DISCUSIONES

8.1. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO

8.1.1. ASPECTOS GENERALES:

Para el modelado de la unidad de Reformado Catalítico de la Refinería Estala Esmeraldas, se

contó con información correspondiente a un mes de operación de la unidad. Tras un breve análisis

de esta información, se observó una marcada heterogeneidad en las condiciones de operación de

los reactores catalíticos, y de hecho en los rendimientos y composición de los productos. Las

temperaturas de entrada de la alimentación a los reactores, el flujo y contenido de hidrógeno del

gas de reciclo, las temperaturas del separador difieren de un día a otro (suben y bajan sin ninguna

tendencia, incluso sin repetir condición operativa alguna en determinado día). Las temperaturas

de los reactores oscilan entre 460 y 480 °C, el flujo del gas de reciclo entre 1950 y 8000 Sm3/h con

un contenido de hidrógeno entre el 65 y 95 % molar, las temperaturas del separador entre 35 y 37

°C (esta información detallada, por motivos de confidencialidad, no se incluye en el trabajo), que

hicieron inviables los primeros intentos para obtener un modelo general que represente la

totalidad de casos. Por ello, al tener disponibles composiciones de naftas hidrotratada y

reformada obtenidas en tres fechas diferentes (diciembre 2011 y agosto 2012) se optó por asociar

estos tres pares de datos con tres escenarios operativos diferentes y ver si con el uso del

simulador ASPEN HYSYS se reproduce adecuadamente la operación de esta unidad.

Se establecieron dos puntos de control para validar los resultados del modelado de la unidad

de reformado catalítico. El primero lo constituye la corriente global que sale de los reactores

catalíticos (se comparan los flujos y composiciones por cada constituyente de esta corriente) y el

segundo toma en consideración a la nafta reformada y al H2 Net Gas. No se toman en cuenta a los

otros productos (FG y LPG) ya que con fines prácticos en relación con su destino final, las

corrientes que tienen interés real en refinería son las mencionadas con anterioridad. De hecho, el

FG y LPG son corrientes que carecen de uso, puesto que son enviados al sistema de antorcha. Las

dos corrientes tomadas en cuenta, justifican su interés puesto que la nafta reformada es un

constituyente del pool de gasolinas para la formulación de los dos tipos de gasolinas que se

producen y distribuyen en esta refinería y en el caso del H2 Net Gas, por su re-uso interno en los

procesos de hidrotratamiento. En el caso de la nafta reformada, se utiliza como patrón de

comparación el flujo y su contenido de benceno y de aromáticos totales. En el caso del H2 Net Gas,

se emplea el flujo y su contenido de hidrógeno.

Para el desarrollo de las simulaciones y el caso de estudio, se requirió de información sobre la

composición de las naftas. Para ello, se realizaron análisis por cromatografía, que proporcionó

información detallada de la composición por tipo de componente. También, se contó con

8


información sobre el contenido de Parafinas, iso-Parafinas, Olefinas, Naftenos y Aromáticos

repartidos según el número de átomos de carbono (análisis PIONA). Esta información extensa (en

el caso de los análisis por cromatografía, se reportan entre 170 y 210 componentes como

constituyentes de las naftas, ver anexo 9) tuvo que ser analizada y agrupada en función de lo

requerido por el simulador, que emplea únicamente alrededor de 70 pseudocomponentes (ver

tabla 6.3.1.5-1). En el caso de los análisis PIONA, se hicieron algunas estimaciones al distribuir

equitativamente el total de algunas series de componentes entre el número de subtipos asignados

a cada pseudocomponete (citando un ejemplo, para los naftenos se requieren datos de los ciclo

hexanos y ciclo pentanos, pero al tener un dato total, se repartió equitativamente entre estos

dos).

8.1.2. SOBRE EL SISTEMA DE SEPARACIÓN AGUAS ABAJO

El diseño del sistema de separación aguas abajo se realizó siguiendo el esquema definido en

el diagrama de flujo del proceso (PFD) y se usaron sus datos nominales de presión y temperatura

en los varios equipos que lo integran (esto porque la información proporcionada de la unidad está

referida únicamente a los reactores catalíticos y a rendimientos de productos, más no a

condiciones de operación de este sistema). Por lo que, al estar limitados a la información del PFD,

se optó por un diseño que se centre en los productos de interés (en este caso la nafta reformada)

y se hicieron algunas modificaciones (no se incluye la totalidad de intercambiadores de calor y la

sección de separación de FG que está ligada a la columna de estabilización de nafta reformada es

un poco diferente). Es así que son idénticas las condiciones de operación del sistema de

separación para los tres casos analizados y en lo relacionado con la columna de estabilización se

calculó una que permita tener un producto que cumpla con especificaciones (que en este caso se

definió como el contenido de pesados en el destilado líquido por debajo de cierto valor que

asegure sea casi nula la presencia de ligeros del C1 al C4 en la nafta reformada).

Lo anterior es fuente de error en los resultados que proporciona el simulador, de especial

forma en el H2 Net Gas. Al no tener precisión en la presión y temperatura de separación (que

inciden directamente en el equilibrio líquido – vapor), se obtienen flujos y composiciones que

difieren sustancialmente de las reales. Por este motivo, se omite esta corriente con fines de

validación de los casos simulados.

En lo referente a la columna de estabilización, para su cálculo se tomaron como referentes los

datos operativos proporcionados para un día que no se corresponde con ninguno de los tres casos

analizados. De esta información, fueron utilizadas las presiones de cabeza y fondo y la razón de

reflujo, que en conjunto con la definición de componentes clave pesado y clave ligero, permitieron

hacer una estimación inicial, que luego fue depurada con un cálculo riguroso, en la cual también se

utilizó el dato real de la temperatura en el condensador.


8.1.3. SOBRE LOS BALANCES DE MASA

Un primer análisis de los datos reales sobre rendimientos de la unidad de reformado

catalítico de la REE, pone en evidencia que hay un desequilibrio en el balance total de materia

entre el 1,8 % y 2,4 % (la masa total de los productos es superior a la masa entrante de

alimentación en todos los casos, ver tabla 7.1-1). Una posible explicación de esta particularidad

tiene que ver con el método utilizado en REE para la medición de caudales (la información con la

que se cuenta son flujos volumétricos de alimentación y de productos, que con la ayuda de otras

propiedades han sido transformados a flujos másicos), ya que utilizan instrumentación de placas

perforadas. Este método indirecto basado en la caída de presión, tiene implícito una fuente de

error en el caudal medido, que posteriormente se magnifica cuando se transforma a masas (y en

el caso de flujos gaseosos es mayor el error).

Un aspecto importante que se consideró previo a la calibración de los modelos, fue analizar la

consistencia de la información recabada sobre entradas y salidas de la unidad de reformado

catalítico. Por ello, a más de los balances generales de masa, se hicieron balances referidos al

hidrógeno. Y al utilizar la información derivada de los análisis PIONA (contenido de parafinas, iso-

parafinas, naftenos y aromáticos) de las naftas (hidrotratada y reformada) en conjunto con los

flujos y composiciones para los tres casos, se observa que existe también desequilibrio en estos

balances, pues se obtiene un exceso o defecto de hidrógeno entre el 1 y 3,5 % (ver tabla 7.1-2). La

posible explicación deriva del error inherente en la medición de caudales, pero también en el

hecho de que las composiciones de las naftas no son las correspondientes a los días de

producción. Como se comentó anteriormente, las composiciones cuya información fue recaba en

fechas diferentes, se asignaron a tres escenarios operativos diferentes para su modelamiento.

8.1.4. SOBRE LA CALIBRACIÓN Y VALIDACIÓN DE LOS MODELOS

La primera aproximación para que el balance general de masa sea concordante, fue reducir la

cantidad obtenida de nafta reformada. Al realizar este reajuste (para igualar la masa entrante con

la masa saliente en los productos), se incrementó el desequilibrio del balance referido al

hidrógeno (se cumple entre el 94,3 y 99,5%). Esta condición constituyó el punto de partida para la

calibración de los modelos (ver tabla 7.1-3).

Posterior a la calibración de los modelos y al rehacer los balances generales de masa y de

hidrógeno con los flujos y las composiciones calculadas por el simulador, se observa que

prácticamente hay un cumplimiento del 100 % en los dos balances (ver tabla 7.1-4 y anexo 3).

El desequilibrio en el balance inicial de hidrógeno (en todos los caso hay un defecto de este

compuesto, según se desprende de la tabla 7.1-3) pone en evidencia que un reajuste en los

rendimientos y composiciones de corrientes y componentes con alto contenido de hidrógeno ha


de realizarse, y esto es lo que efectivamente se observa ocurrir en la fase de calibración (ver tabla

7.1-5).

Lo anterior se refleja en la desviación que se observa al comparar los flujos y composiciones

que predice el simulador frente a los obtenidos por balance con la información obtenida en

refinería (comparación hecha por componente en la corriente global saliente de los reactores

catalíticos). Se observan diferencias en el H2, C1, C2, C3, iC4 y nC4, en unos casos mayores que en

otros (en ciertos casos se obtienen valores muy parecidos). Esto es muy lógico, ya que si existe un

defecto de entre el 0,5 y 6 % de hidrógeno, implica que necesariamente debe existir mayor

presencia de hidrógeno, por lo que este defecto se compensa incrementando la cantidad de

compuestos donde el contenido de hidrógeno prevalece (justamente los compuestos ligeros

citados anteriormente) e influye también en los flujos de las corrientes donde mayoritariamente

prevalece este componente (esto es en el H2 Net Gas y FG principalmente). Por este motivo, en la

simulación se tienen mayores flujos y composiciones de H2, C1, C2, C3 y C4 de forma general (ver

tabla 7.1-5).

Al ser inviable contrastar las composiciones en la corriente global que sale de los reactores

catalíticos (por la desviación en el balance inicial de hidrógeno), el análisis en este primer punto de

control de la simulación se limitó a comprobar que haya consistencia de los balances generales de

masa y de hidrógeno. Como un intento para tener mejor referencia de esta composición, se

tomaron muestras de la corriente líquida que sale del separador ubicado luego de los reactores.

Sin embargo, tras analizar los datos de estas composiciones (ver tablas 6.2-25 y 6.2-26) se observa

que son muy similares a los de la nafta reformada. Esto implica que luego del muestreo y hasta la

realización de los análisis, hubo pérdida de aquellos compuestos que son muy volátiles (no se

reporta presencia de H2, C1, C2 y hay trazas de C3). Por lo cual, esta información no pudo ser

tomada en cuenta para ningún tipo de análisis.

El criterio en última instancia para validar los modelos simulados constituyó el contenido de

aromáticos. En refinería además de ser importante el rendimiento de nafta reformada (flujo), uno

de los controles para que pueda ser enviada al pool de gasolinas es el contenido de aromáticos,

otros lo son el número de octano y la presión de vapor reid. Sin embargo, estos últimos no son

equiparables con lo que predice el simulador (según información de refinería, el reformado tiene

entre 74 y 76 de octano, sin embargo el simulador predice valores entre 96 y 100).

Un aspecto clave por el cual se determina si los casos simulados predicen adecuadamente la

operación de la unidad de reformado catalítico, es la concentración de aromáticos, ya que éstos

en las gasolinas están regulados por normativas de carácter legal y medioambiental. Por tanto, en

los casos analizados, el modelo de simulación deberá predecir de forma precisa el contenido de

aromáticos para que sea válido.


8.2. DEL CASO DE ESTUDIO

En términos generales al analizar la composición total de Parafinas, Naftenos y Aromáticos

para los tres casos, la alimentación tiene un ligero predominio de las parafinas sobre los naftenos y

un bajo contenido de aromáticos (además es una carga totalmente saturada, pues los análisis

revelan ausencia de olefinas). Bajo esta perspectiva, un escenario interesante que se pensó en

analizar es la respuesta de la unidad de reformado catalítico a una alimentación de composición

sustancialmente diferente. Es así que se consiguieron datos de una nafta pesada producida en otra

refinería del Ecuador (es necesario aclarar que esta refinería no posee de procesos de reformación

catalítica), que presenta un mayor predominio de parafinas sobre naftenos y un contenido mayor

de aromáticos, para crear un caso de estudio mediante el cual se puedan determinar las mejores

condiciones para su reformado.

Al analizar los datos de composición de esta nueva nafta pesada, se observa que no es

saturada y que probablemente tenga compuestos de azufre y otros que afectarían negativamente

al catalizador de reformado (en el análisis original se reporta un 8,2 % de componentes

desconocidos). Esto hace pensar que primero debería de pasar por un proceso de

hirdrotratamiento que elimine las impurezas y sature las olefinas. A esta composición, se le hizo

un reajuste (el 92 % de componentes determinados se llevó al 100 % y en el caso de las olefinas,

su contenido se sumó a sus equivalentes en n-parafinas). En la tabla 6.3.2-1 se detallan los datos

del reporte original y en el anexo 5 se presentan los resultados de los ajustes realizados. La

composición así obtenida, es la que se utilizó en el caso de estudio.

Como modelo para este análisis se escogió el caso tres, por presentar los mejores balances

iniciales de masa y de hidrógeno (que luego de la calibración son más cercanos al 100 % que los

otros dos).

En cuanto a las variables a considerar en el caso de estudio, se tomó en consideración de

entre las variables operativas (asociadas a los reactores catalíticos) aquellas que en sentido

práctico son manipuladas en el día a día de la unidad. Se observa que los flujos de alimentación y

el rendimiento en flujo de nafta reformada no cambian sustancialmente, por lo cual no tiene

sentido considerar su variación. En donde se observa versatilidad de condiciones es en la

temperatura de los reactores y en el flujo del gas de reciclo, por lo que se analizó la influencia de

estas dos variables en las características del producto reformado. En este caso el contenido de

aromáticos y además se incluyó al RON (research octane number) y al rendimiento de hidrógeno

(que saldrá posteriormente en el H2 Net Gas). Debiendo tener en cuenta, que en estos dos últimos

casos se tendrán solo estimaciones referenciales (en el caso del número de octano el simulador

predice valores más altos que los reales y en el caso del H2 Net Gas primero debe pasar por

separadores y otros procesos para obtenerlo como tal). Sin embargo, se mantendrán correlaciones


de proporcionalidad, que permitirán determinar si es buena o mala la tendencia de las

características antes descritas.

En cuanto a la influencia de la temperatura, ésta se analizó en términos del WAIT

(temperatura promedio de ingreso a los reactores), y el flujo del gas de reciclo como la relación

entre el número de moles de hidrógeno en esta corriente respecto al número de moles de

alimentación (H2/HC). Los rangos de variación se definieron en función de las temperaturas

mínimas y máximas registradas durante el mes de operación de la unidad cuyos datos fueron

proporcionados (por eso se analiza entre 460 y 480 °C). En lo relacionado con el gas de reciclo, en

literatura especializada se recomienda que relaciones molares H2/HC entre 3 y 4 permiten buenos

desempeños en unidades de reformado catalítico con regeneración continua de catalizador. Sin

embargo, en la primera simulación con el modelo cuando se modificó la composición de la nafta,

se obtuvo un valor cercano a 5,25. Por este motivo, ese fue el valor superior.


ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES

9.1. CONCLUSIONES GENERALES

Analizando las composiciones de las naftas hirodrotrada y reformada (como contenido total

PIONA), se observa la misma tendencia en el proceso de reformado. Se produce una pequeña

disminución en la concentración de normal e iso-parafinas, en un 2% y entre 3 - 4%,

respectivamente. La concentración de naftenos disminuye sustancialmente del 41 al 16 % (en

términos globales), se generan compuestos insaturados (olefinas), ya que en la nafta reformada

están presentes en un 3 % y existe un incremento importante en el contenido de aromáticos (sube

del 6 al 36 % en promedio). Esto como reflejo de las reacciones que tienen lugar en el proceso. Las

más importantes asociadas con la transformación de las parafinas y naftenos en aromáticos, que

mayoritariamente influyen en el mejoramiento del número de octano (principal objetivo de las

unidades de reformado catalítico).

La predicción de la composición que hace el simulador al usar propiedades en masa (curvas

de destilación y contenido total de PNA) no es tan buena. En general falla en los componentes

livianos, al predecir trazas de iC5, nC5, iC6 y nC6 (con concentraciones en el orden de 10-4 e incluso

10-5 %), cuando según los análisis de cromatografía estos componentes tienen concentraciones

entre el 0,01 y 2 %. A la inversa, proporcionando información detallada de composición, también

falla al predecir su curva de destilación ASTM. En el anexo 6, se incluyen gráficas comparativas que

representan las curvas de destilación que predice el simulador a partir de la composición y las

curvas obtenidas por ensayos normalizados (en las secciones iniciales y finales de las curvas hay

una diferencia de hasta 15 °C). Por lo cual, con el fin de tener resultados confiables en las

simulaciones, lo conveniente es trabajar con las composiciones detalladas de las naftas de

alimentación. De hecho, con esa información se han desarrollado los modelos de simulación (las

curvas de destilación y contenidos totales PNA solo sirvieron para generar el modelo inicial con

convergencia).

El reformado catalítico es un proceso de extrema complejidad en el que múltiples variables y

factores confluyen. Evidencia de ello, es que a pesar de la poca variabilidad en las entradas y

salidas de la unidad (según los análisis realizados a las naftas hidrotratada y reformada en fechas

distintas, se observa poca diferencia en la concentración de sus componentes) son variados sus

escenarios operativos; de los cuales, tres caso fueron sometidos a análisis. Y según los resultados

obtenidos, se puede concluir que con el uso del simulador ASPEN HYSYS, se desarrollaron modelos

que reproducen adecuadamente los casos con una buena predicción del contenido de aromáticos

en la nafta reformada (criterio importante de aceptación en la práctica real). Claro que

corresponden a condiciones operativas muy específicas; sin embargo, con más información y un

9


tratamiento de la misma se pueden desarrollar modelos más depurados que abarquen mayor

versatilidad en las condiciones de operación.

También, en función de los resultados obtenidos en la nafta reformada, se puede concluir que

funciona la simplificación hecha por el simulador, al agrupar los más de 180 componentes de las

naftas en apenas 70 pseudocomponentes; pero claro, es importante contar con información

precisa de componentes claves (entre ellos el benceno y naftenos de 5 y 6 átomos de carbono),

para que sea buena la predicción del contenido de aromáticos.

9.2. DEL MODELADO DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO

En términos generales los tres modelos de simulación desarrollados predicen de forma

razonable el contenido total de n-Parafinas, i-Parafinas, Naftenos y Aromáticos (PIONA) en la nafta

reformada (ver tabla 7.1-8). En tanto que no se tienen buenos resultados al considerar la corriente

global que sale de los reactores (ver tabla 7.1.5) y en los rendimientos de Fuel Gas y LPG (las

razones de estas diferencias se analizan en la sección de discusiones).

9.2.1. SOBRE LOS MODELOS OBTENIDOS

Al comparar los flujos y composiciones por constituyente de la corriente global que sale de los

reactores catalíticos, se tienen márgenes de error considerables (ver tabla 7.1-5). En el caso 1, los

valores que predice la simulación para el H2, C1 y C2 son muy superiores a los reales. En el caso 2,

una gran diferencia se observa en el H2, C3 e iC4; y, en el caso 3, el iC4 y nC4 son los que presentan

mayor desviación.

Otro aspecto clave considerado en las simulaciones tiene que ver con la disminución de las

temperaturas y las caídas de presión que ocurre en los reactores, además de la concentración de

H2 en el gas de reciclo. Al comparar los diferenciales de temperatura y presión (ver tabla 7.1-13),

se obtienen errores entre 5,1 y 26,5 % para la temperatura (esto como delta, ya que si se toma en

cuenta la temperatura de salida de los reactores, los errores son inferiores al 1,5%), mientras que

las caídas de presión estimadas por el simulador son prácticamente iguales a las reales (el error es

del 0,07%). En lo relacionado con el contenido de H2 en el gas de reciclo (ver tabla 7.1-7), el error

está entre el 0,15 y el 3,5%.

Como referencia, al comparar los resultados obtenidos con los modelos para el rendimiento

de H2 Neto y su contenido de hidrógeno (tabla 7.1-6), se obtienen errores entre el 23,3 y 27,2% y

entre el 3 y 11,7%, respectivamente. Como se mencionó anteriormente, esta corriente no se la

toma en cuenta con fines de validación, pues no se disponen de las condiciones reales de

operación en los separadores.


Comparando los modelos obtenidos para los tres casos analizados (tomando en consideración

cuan confiables son las estimaciones del contenido PIONA y de benceno, de los diferenciales de

presión y temperatura y del contenido de hidrógeno en el gas de reciclo), se puede establecer que

el modelo para el caso tres es el que mejor reproduce la operación de la unidad de reformado

catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas (por ello, éste se utiliza para analizar las mejores

condiciones de reformado, cuando se cambia la composición de la alimentación). En el caso 1, el

contenido PIONA tiene un error entre 0,9 y 1,6 %, pero en la predicción del contenido de benceno

es del 11%, en tanto que los diferenciales de temperatura tienes márgenes de error entre 7 y

26,5% y para el contenido de hidrógeno del gas de reciclo, el error es del 2,07 %. Para el caso 2, los

errores que se presentan son: contenido PIONA entre 0,2 y 5,1 %, benceno 1,8 %, diferencial de

temperatura entre 5 y 9,3 % y contenido de hidrogeno 3,48 %. Finalmente para el caso 3:

contenido PIONA entre 1 y 7,3 %, benceno 2,1 %, diferencial de temperatura entre 6,7 y 9,4 % y

contenido de hidrógeno 0,15 % (ver tablas de 7.1-6 a 7.1-8 y 7.1-13).

9.2.2. SOBRE EL RENDIMIENTO Y COMPOSICIÓN DE LA NAFTA REFORMADA

En lo relacionado con el contenido total PIONA, el margen de error oscila entre el 0,2 y 7,3 %

(según se desprende de la tabla 7.1-8). De igual forma se obtienen buenos resultados en la

predicción de los flujos másicos de nafta reformada (el error está entre 2,3 y 3,2 %).

Siendo más minuciosos en el análisis sobre el contenido de aromáticos que proporcionan las

simulaciones (ver tabla 7.1-9), se puede observar que la correlación con datos reales es pobre en

el caso de aromáticos con 11 y 12 átomos de carbono (el error es superior al 55 %); sin embargo, al

ser pequeña la concentración de estos componentes en la nafta reformada (alrededor del 1%),

hace que no se incremente de forma significativa el error en el contenido total de aromáticos. Y

analizando de forma particular el caso del benceno, en los tres casos modelados, el error es

inferior al 11%.

9.3. DEL CASO DE ESTUDIO

Al modificarse la composición de la alimentación, es lógico pensar que también las

condiciones para su reformado deben de variar. Sin embargo, en primera instancia es difícil definir

si conviene aumentar o disminuir la temperatura o modificar el caudal del gas de reciclo y predecir

las implicaciones que estas variaciones tendrán en el producto final. Por este motivo, en el caso de

estudio se determinan las mejores condiciones (en cuanto a temperatura y caudal del gas de

reciclo) que permitan seguir obteniendo una nafta reformada con características adecuadas para

el blending de gasolinas.


Como características a considerar en la definición de las condiciones óptimas de reformado se

incluyen el contenido de benceno y de aromáticos totales y el número de octano de la nafta

reformada, al igual que el rendimiento de hidrógeno del proceso (que luego se utiliza para

hidrotratamiento), manteniendo constante el caudal de alimentación. Y al analizar las tendencias

de cambio con la temperatura y gas de reciclo, se deducen las condiciones óptimas de reformado

de la nueva carga.

La tendencia de las curvas es similar en todos los casos, con una ligera excepción en el caso

del contenido de benceno (ver figuras 7.2-1 a 7.2-4). De forma general, para una misma

temperatura al aumentar la relación molar H2/HC (medida indirecta del caudal del gas de reciclo)

disminuye el contenido de aromáticos, RON y rendimiento de hidrógeno. En el caso del benceno,

lo anterior ocurre, pero de modo contrario. En cambio, cuando se mantiene constante la relación

H2/HC, la tendencia es incrementar, disminuir y volver a incrementar (experimentando el

descenso a 470°C). Lo anterior se observa entre 460 y 475 °C, luego de lo cual las curvas se

entrecruzan bajo un patrón difícil de explicar. También, puede notarse que cuando las relaciones

molares H2/HC toman valores de 4,5 y 5,25, existe un idéntico comportamiento del contenido de

benceno, aromáticos, RON y rendimiento de H2 (bajo estas condiciones las curvas prácticamente

se superponen). Debe tomarse en cuenta, que el punto en la temperatura de 470 °C y relación

H2/HC de 3,75 no pudo analizarse, ya que bajo estas condiciones no hubo convergencia en la

simulación.

9.3.1. CONTENIDO DE BENCENO Y DE AROMÁTICOS

El incremento que se observa en el contenido de benceno es relativamente bajo (ver gráfica

7.2-1). Esto es lógico, porque su contenido inicial en la nafta de alimentación es pequeño, al igual

que la de los ciclo pentanos (N5) y ciclo hexanos (N6), que principalmente se considera participan

en las reacciones de formación del benceno. En todos los casos, un aumento de la temperatura y

del caudal del gas de reciclo hacen que incremente el contenido de benceno y al comparar las

diversas situaciones, la condición más favorable se presenta cuando la relación molar es de 3,0.

Bajo esta condición, el contenido de benceno incrementa con la temperatura, pero en menor

grado si se compara con el resto de casos. Lo cual es favorable, si se tienen en cuenta las

regulaciones que tienen las gasolinas en cuanto al contenido de benceno.

En relación con el contenido total de aromáticos (ver gráfica 7.2-2), el factor temperatura es

importante, ya que para relaciones molares H2/HC superiores a 3,75, se observa un peculiar

comportamiento. Si se incrementa la temperatura entre 465 y 475 °C, se produce una importante

reducción en el contenido de aromáticos del reformado (en promedio disminuye desde 36 a 29 %

en volumen en el punto de mayor descenso, que corresponde a 470 °C). Mientras que, para

relaciones molares de 3,0 y 3,75 la disminución es menos pronunciada, siendo un poco más

homogéneo y predecible el comportamiento (incluso en sentido práctico podría decirse que para


estos valores de H2/HC, el contenido de aromáticos permanece estable entre 35 y 37% en

volumen).

9.3.2. NÚMERO DE OCTANO

Al tener influencia directa y estar estrechamente relacionado el contenido de aromáticos con

el número de octano, las tendencias de sus curvas son idénticas (ver figura 7.2-3), mostrándose

igual una disminución del número de octano entre 465 y 475 °C para relaciones H2/HC superiores a

3,75 (el descenso que se da en este rango, va desde 100 hasta 95 RON). En tanto que para valores

H2/HC de 3,0 y 3,75 el RON fluctúa entre 100 y 102, pero en este caso en sentido de

proporcionalidad casi lineal.

9.3.3. RENDIMIENTO DE HIDRÓGENO

En lo referente con el rendimiento de hidrógeno (ver gráfico 7.2-4), el comportamiento es

muy similar a lo descrito en los casos anteriores. Se observa una disminución del rendimiento del

2,3 al 1,6 % en volumen en el punto más crítico (para relaciones molares H2/HC superiores a 4,75).

En tanto que permanece estable el rendimiento, fluctuando entre 2,2 y 2,4 % para relaciones

molares H2/HC de 3,0 y 3,75.

9.3.4. CAUDAL DEL GAS DE RECICLO Y CONTENIDO DE HIDRÓGENO

Al analizar como varía el caudal de reciclo y su contenido de hidrógeno con la temperatura

(ver gráficos 7.2-5 y 7.2-6), se observa en el primer caso que el flujo aumenta proporcionalmente

tanto con la temperatura como con la relación molar H2/HC. En cambio, el contenido de hidrógeno

del reciclo es inversamente proporcional a la temperatura y a la relación H2/HC. Pero de forma tal,

que el número de moles de hidrógeno es constante para cada valor de H2/HC que se analiza (éste

es otro valor que permanece constante en el caso de estudio desarrollado, al igual que el flujo de

alimentación).

9.3.5. CONDICIONES ÓPTIMAS PARA EL REFORMADO

Tomando en consideración y habiendo analizado como varían los factores antes descritos con

la temperatura y el caudal de reciclo, una recomendación que se desprende a simple vista es que

temperaturas de ingreso a los reactores comprendidas entre 465 y 475 °C deben evitarse, por

influir de forma negativa en las características de la nafta reformada.

Como condiciones óptimas para el reformado de la nafta con diferente composición se

pueden plantar dos escenarios. El primero, en el cual se trabaje a la mayor temperatura y mayor


relación H2/HC, condiciones a las cuales se consigue mayor contenido de aromáticos y de benceno,

incluyendo el RON y el rendimiento de hidrógeno. Sin embargo, debe existir un control continuo

para que las temperaturas no desciendan entre 465 y 475 °C, por la importante disminución que

se experimentaría en las propiedades mencionadas. Se debe notar que de 480 °C (temperatura

recomendada) hasta 470 °C (punto crítico de mayor disminución), hay apenas 10 grados de

diferencia. Este diferencial de temperatura puede presentarse durante la operación rutinaria de la

unidad (recordar que las condiciones reales de planta son dinámicas, con fluctuaciones continuas

de la temperatura), por lo que el control operacional bajo estas condiciones, sería en cierta forma

restrictivo.

El segundo escenario, y que se considera el más viable, es operar a temperaturas de 480°C y

relaciones molares H2/HC de 3,0. Si comparamos con la situación anterior (480°C y H2/HC = 5,25)

apenas si hay diferencia en las propiedades que tendría la nafta reformada. Bajo estas

condiciones, los descensos o fluctuaciones de temperatura no repercuten de forma apreciable (de

hecho, con 3,0 como relación molar, todas las propiedades varían en un rango estrecho al

modificarse la temperatura). De esta forma, se trabajaría con menor flujo de gas de reciclo y

operativamente sería menos estricto el control de la temperatura. Además, de que el valor 3,0 de

la relación molar H2/HC, está dentro de los valores recomendados para el óptimo desempeño de

unidades de reformado catalítico con regeneración continua del catalizador (el criterio establece

valores entre 3 y 4).

Lo anterior concuerda con los resultados de varias publicaciones (Rodríguez y Ancheyta,

Behin y Kavianpour y Shakoor), según las cuales es recomendable que las condiciones de

operación de los reactores se correspondan con altas temperaturas y bajas presiones (por su

efecto positivo en la velocidad de reacción y la viabilidad termodinámica para la deshidrogenación

de naftenos, la reacción más importante en el reformado catalítico, asociada con la formación de

aromáticos). Sin embargo, llama la atención como varía el número de octano y de aromáticos con

la temperatura (en el intervalo de 465 a 475 °C se obtiene una ligera disminución a 470°C). No se

ha encontrado una explicación a este comportamiento, por lo que se ha consultado al proveedor y

éste no encuentra fallos en el modelo, aunque sigue investigando.


CITAS BIBLIOGRÁFICAS Y BIBLIOGRAFÍA

10.1. CITAS BIBLIOGRÁFICAS

(1) Ancheyta, Jorge. Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining;

Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc. 2011; Hoboken, New Jersey, pág. 9.

(2) Fahim, Alsahhaf y Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining; Primera Edición; Elsevier

B.V. 2010; Oxford, UK, pág. 96.

(3) Kaes, Gerald. Refinery Process Modeling; Primera Edición; The Athens Printing Company

2000; Athens, Georgia, pág. 161.

(4) Jamshid, B.; Hamid R. K. Petroleum & Coal, 2009, 51(3), 208-215.



(6) Cerutti, Alberto. La Refinación del Petróleo; Tomo 1, Sin Edición, Instituto Argentino del

Petróleo y Gas, pág. 89.

(7) Speight, James. The Chemistry and Technology of Petroleum, Cuarta Edición; CRC Press

2006; Boca Raton, Florida, pág. 454

(8) Gyngazova, Kravtsov, Ivanchina, Korolenko y Chekantsev. Chemical Engineering Journal,

2011, 176–177, 134–143.



(10) IBID, pág. 319.

(11) IBID, pág. 319.

(12) Chang, Pashikanti y Liu. Refinery Engineering; Primera Edición, Wiley-VCH 2012;

Weinheim, Alemania, pág. 262.

(13) Taskar, Unmesh. Tesis Doctoral, 1996. Texas Tech University. Lubbok, Texas, pág. 33.



(15) IBID, pág. 321.

(16) Kaes, Gerald. Refinery Process Modeling; Primera Edición; The Athens Printing Company

2000; Athens, Georgia, pág. 15.

(17) Normativa de Procesos – Refinación de EP Petroecuador, Procedimiento V03.03.02.05,

revisión 1.

10


10.2. BIBLIOGRAFÍA

10.2.1. LIBROS

Catalytic Naphtha Reforming. 2004. Antos, G.; Aitani, A.; Segunda Edición; Marcel Dekker,

Inc.

El Petróleo en el Ecuador. 2009. Castro, Maldonado, Naranjo, Torres y Vásquez; Sin

Edición; EP Petroecuador.

Fundamentals of Petroleum Refining; 2010; Fahim, Alsahhaf y Elkilani; Primera Edición;

Elsevier B.V.

La Refinación del Petróleo, Tomo 1. Cerutti, Alberto. Sin Edición, Instituto Argentino del

Petróleo y Gas.

Modeling and Simulation of Catalytic Reactors for Petroleum Refining; 2011; Ancheyta, J.;

Primera Edición; John Wiley & Sons, Inc.

Refinery Engineering: Integrated Process Modeling and Optimization. 2012. Chang,

Pashikanti y Liu; Primera Edición, Wiley-VCH.

Refinery Process Modeling. 2000. Kaes, Gerald; Primera Edición; The Athens Printing

Company.

The Chemistry and Technology of Petroleum. 2006. Speight, James; Cuarta Edición; CRC

Press.

10.2.2. ARTÍCULOS

Ancheyta, J.; Villafuerte, E. 2000. Kinetic Modeling of Naphtha Catalytic Reforming

Reactions; Energy & Fuels, 14, 1032-1037.

Arani, Shirvani, Safdarian y Dorostkar. 2009. Lumping procedure for a kinetic model of

catalytic naphtha reforming; Brazilian Journal of Chemical Engineering, Vol. 26, N° 4, pp.

723 – 732.

Askari, Karimi, Rahimi y Ghanbari. 2012. Simulation and modeling of catalytic reforming

process; Petroleum & Coal, 54 (1) 76-84.

Gyngazova, Kravtsov, Ivanchina, Korolenko y Chekantsev. 2011. Reactor modeling and

simulation of moving-bed catalytic reforming process; Chemical Engineering Journal 176–

177, 134– 143.

Jamshid, B.; Hamid R. K. 2009. A comparative study for the simulation of industrial

naphtha reforming reactors with considering pressure drop on catalyst; Petroleum & Coal,

51(3), 208-215.

Rodríguez, M.; Ancheyta, J. 2011. Detailed description of kinetic and reactor modeling for

naphtha catalytic reforming; Fuel, 90, 3492–3508.

Zaidoon, Shakoor. 2011. Catalytic reforming of heavy naphtha, analysis and simulation;

Diyala Journal of Engineering Sciences. Vol. 04, N° 2, pp. 86-104.


ANEXOS

ANEXO 1: Flujos másicos de la alimentación y de los productos del

proceso de reformado catalítico

ANEXO 2: Flujos másicos y composición por componente de la

corriente saliente de los reactores catalíticos

ANEXO 3: Balances de masa

ANEXO 4: Comparación de las composiciones PIONA de la nafta

reformada predichas por los modelos de simulación frente a las

composiciones reales determinadas por cromatografía

ANEXO 5: Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de

estudio

ANEXO 6: Comparación de las curvas de destilación obtenidas por

ensayos normalizados con las estimadas por el simulador

ANEXO 7: Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de

separación y estabilización de la nafta reformada)

ANEXO 8: Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado

Catalítico de la Refinería Estatal Esmeraldas

ANEXO 9: Reportes de los análisis de cromatografía para la

determinación de la composición de las naftas


ANEXO 1

Flujos másicos de la alimentación y de los productos del proceso de

reformado catalítico


Tabla A1-1 Transformación de flujos volumétricos a flujos másicos

CCR feed

Rate of CCR feed Recycle

gas H2 Net Gas

Total H2 production FG

Total FG production LPG

Reformate Total reformate production

Vol. Flow

Densidad Mass Flow

Vol. Flow

Vol. Flow

MW Mass Flow

Vol. Flow

MW Mass Flow

Vol. Flow

Vol. Flow

Densidad Mass Flow

Sm3/h kg/m3 kg/h Nm3/h Nm3/h Sm3/h kg/kgmol kg/h Nm3/h Sm3/h kg/kgmol kg/h Sm3/h Sm3/h kg/m3 kg/h

44,90 748,3 33600,20 28284,93 4175,25 4413,70 6,66 1240,76 253,69 268,18 15,85 179,51 0,00 42,98 766,5 32941,46

43,22 752,3 32515,81 27407,11 3908,17 4131,37 7,71 1345,69 202,84 214,42 15,85 143,53 0,00 41,12 773,2 31793,55

44,89 750,7 33699,74 43080,19 6701,10 7083,81 4,23 1265,37 241,60 255,40 15,85 170,96 0,00 42,86 766,9 32868,78

Tabla A1-2 Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente H2 Net Gas

Componente MW Caso 1 Caso 2 Caso 3

% molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow

H2 2,0159 91,25 1,839 27,64 342,90 86,14 1,736 22,52 302,99 93,30 1,881 44,47 562,70

C1 16,043 0,02 0,003 0,05 0,60 3,54 0,568 7,36 99,09 2,49 0,399 9,44 119,51

C2 30,069 0,18 0,054 0,81 10,09 2,95 0,887 11,50 154,77 1,66 0,499 11,80 149,33

C3 44,096 2,40 1,058 15,90 197,28 1,48 0,653 8,46 113,87 1,10 0,485 11,47 145,12

iC4 58,122 2,36 1,372 20,61 255,69 1,42 0,825 10,70 144,01 0,32 0,186 4,40 55,64

nC4 58,122 2,89 1,680 25,24 313,12 1,30 0,756 9,80 131,84 0,26

0,151 3,57 45,21

iC5+ 72,178

0,00 0,650 9,76 121,09

1,18 0,

2,287 29,66 399,12 0,00

0,628 14,85 187,85 nC5+ 0,90 1,99 0,87

TOTAL - 100 6,656 100 1240,76 100 7,712 100 1345,69

100 4,229 100 1265,37


Tabla A1-3 Flujos másicos (kg/h) por componentes de la corriente FG

Componente MW Caso 1 Caso 2 Caso 3

% molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow % molar mol fr*MW % masa Mass Flow

H2 2,0159 55,00 1,11 7,00 12,56 55,00 1,11 7,00 10,04 55,00 1,11 7,00 11,96

C1 16,043 8,90 1,43 9,01 16,17 8,90 1,43 9,01 12,93 8,90 1,43 9,01 15,40

C2 30,069 22,50 6,77 42,69 76,63 22,50 6,77 42,69 61,27 22,50 6,77 42,69 72,98

C3 44,096 10,30 4,54 28,66 51,44 10,30 4,54 28,66 41,13 10,30 4,54 28,66 48,99

iC4 58,122 1,80 1,05 6,60 11,85 1,80 1,05 6,60 9,47 1,80 1,05 6,60 11,29

nC4 58,122 0,88 0,51 3,23 5,79 0,88 0,51 3,23 4,63 0,88 0,51 3,23 5,52

nC5+ 72,236

0,31 0,45 2,83 5,07

0,31 0,45 2,83 4,06

0,31 0,45 2,83 4,83

iC5+ 0,31 0,31 0,31

TOTAL 6,656 100 15,86 100 179,51 100 15,86 100 143,53 100 15,86 100

100 170,96


ANEXO 2

Flujos másicos y composición por componente de la corriente saliente de los reactores catalíticos


Tabla A2-1 Resultados de los flujos (kg/h) y % másicos por componentes de la corriente saliente de los reactores catalíticos

Comp.


H2 Net Gas

FG Reform. Flujo

másico % Masa

H2 Net Gas

FG Reform. Flujo

másico % Masa

H2 Net Gas

FG Reform. Flujo

másico % Masa

H2 342,90 12,56 - 355,46 1,034 302,99 10,04 - 313,03 0,941 562,70 11,96 - 574,66 1,675

C1 0,60 16,17 - 16,77 0,049 99,09 12,93 - 112,02 0,337 119,51 15,40 - 134,91 0,393

C2 10,09 76,63 - 86,72 0,252 154,77 61,27 - 216,04 0,649 149,33 72,98 - 222,31 0,648

C3 197,28 51,44 - 248,72 0,724 113,87 41,13 - 155,00 0,466 145,12 48,99 - 194,11 0,566

iC4 255,69 11,85 - 267,54 0,779 144,01 9,47 - 153,48 0,461 55,64 11,29 - 66,93 0,195

nC4 313,12 5,79 - 318,91 0,928 131,84 4,63 - 136,47 0,410 45,21 5,52 - 50,73 0,148

nC5+ 121,09 5,07 32941,46 33067,62 96,234 399,12 4,06 31793,55 32196,72 96,737 187,85 4,83 32868,78 33061,46 96,375

iC5+

TOTAL 1240,76 179,51 32941,46 34361,7 100,00 1345,69 143,53 31793,55 33282,8 100,00 1265,37 170,96 32868,78 34305,11 100,00


ANEXO 3

Balances de Masa


Tabla A3-1 Balance de Masa – Caso 1 (previo a la calibración)

Comp #

át.C MW

% H en comp.

Alimentación H2 Net Gas FG LPG Reformado

% Mass

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,00 0,00 0,2764 342,68 342,68 12,55 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,60 0,15 0,0969 16,16 4,06 0,0000 0,00 0,00

P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,00 0,00 0,0081 10,08 2,03 0,4590 76,58 15,40 0,0000 0,00 0,00

OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,00 0,00 0,1590 197,14 36,05 0,3082 51,41 9,40 0,0000 0,00 0,00

O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,2061 255,52 44,32 0,0710 11,84 2,05 0,0027 91,05 15,79

NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,2524 312,91 54,27 0,0348 5,80 1,01 0,0022 74,49 12,92

P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,29 0,19

IP5 5 72,15 0,168 0,0058 1,98 0,33 0,0000 0,00 0,00 0,0150 2,50 0,42 0,0051 170,69 28,62

NP5 5 72,15 0,168 0,0252 8,56 1,43 0,0976 120,96 20,28 0,0152 2,54 0,43 0,0072 238,39 39,97

P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0007 23,55 3,38

5N5 5 70,13 0,144 0,0505 17,17 2,47 0,0023 77,97 11,21

22DMC4 6 86,18 0,164 0,3339 113,60 18,60 0,0000 0,00 0,00

23DMC4 6 86,18 0,164 0,3403 115,75 18,95 0,0000 0,00 0,00

MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0177 586,15 95,99

2MC5 6 86,18 0,164 0,3359 114,27 18,71 0,0000 0,00 0,00

3MC5 6 86,18 0,164 0,3416 116,19 0,00 0,0000 0,00 0,00

SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0174 578,00 94,65

NP6 6 86,18 0,164 1,6685 567,58 0,00 0,0265 879,69 144,06

O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0026 85,69 12,32

5N6 6 84,16 0,144 1,3698 465,97 0,00 0,0120 397,60 57,14

A6 6 78,11 0,077 0,1759 59,84 0,00 0,0146 484,63 37,50

6N6 6 84,16 0,144 1,4212 483,47 0,00 0,0124 412,52 59,29

22DMC5 7 100,21 0,161 0,8002 272,22 0,00 0,0000 0,00 0,00

23DMC5 7 100,21 0,161 0,8255 280,80 0,00 0,0000 0,00 0,00

24DMC5 7 100,21 0,161 0,7991 271,84 0,00 0,0000 0,00 0,00

MBP7 7 100,21 0,161 0,0000 0,00 0,33 0,0300 996,28 160,36

2MC6 7 100,21 0,161 0,8059 274,16 1,43 0,0000 0,00 0,00

3MC6 7 100,21 0,1610 0,8162 277,6 44,69 0,0000 0,0 0,00

3EC5 7 100,21 0,1610 0,8292 282,1 45,40 0,0000 0,0 0,00

SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0293 971,9 156,43

NP7 7 100,21 0,1610 4,6116 1568,7 252,50 0,0412 1368,2 220,22

O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0204 676,7 97,25


DMCP 7 98,19 0,1437 3,7597 1278,9 183,81 0,0000 0,0 0,00

ECP 7 98,19 0,1437 3,8185 1298,9 186,69 0,0000 0,0 0,00

5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0232 769,6 110,61

A7 7 92,14 0,0875 1,3899 472,8 41,38 0,0757 2512,4 219,89

6N7 7 98,19 0,1437 3,8443 1307,7 187,95 0,0240 795,5 114,34

MBP8 8 114,23 0,1588 3,9113 1330,5 211,34 0,0272 903,6 143,54

SBP8 8 114,23 0,1588 3,8428 1307,2 207,65 0,0267 887,8 141,03

O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0327 1086,8 156,21

NP8 8 114,23 0,1588 4,1067 1397,0 221,91 0,0083 276,5 43,92

5N8 8 112,22 0,1437 6,8421 2327,5 334,54 0,0251 832,5 119,66

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,8425 286,6 27,21 0,0298 987,5 93,75

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8526 290,0 27,53 0,0301 999,4 94,87

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8376 284,9 27,05 0,0296 981,8 93,21

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8348 284,0 26,96 0,0295 978,5 92,89

A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

6N8 8 112,22 0,1437 6,8798 2340,3 336,38 0,0252 837,1 120,31

IP9 9 128,26 0,1572 9,0446 3076,7 483,64 0,0690 2291,7 360,24

NP9 9 128,26 0,1572 3,8321 1303,6 204,91 0,0244 811,4 127,55

5N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0152 506,2 72,75

A9 9 120,20 0,1007 1,9227 654,0 65,83 0,1249 4147,0 417,40

6N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0152 506,2 72,75

IP10 10 142,29 0,1559 8,8333 3004,8 468,35 0,0307 1019,5 158,91

NP10 10 142,29 0,1559 1,6873 574,0 89,46 0,0001 4,1 0,64

5N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,2 81,95 0,0094 313,3 45,04

A10 10 134,22 0,1052 1,5641 532,1 55,95 0,0511 1697,3 178,48

6N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,2 81,95 0,0094 313,3 45,04

IP11 11 156,31 0,1548 0,6466 220,0 34,05 0,0034 112,8 17,45

NP11 11 156,31 0,1548 0,0475 16,1 2,50 0,0002 5,1 0,79

5N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,8 6,73 0,0001 4,0 0,58

A11 11 148,25 0,1088 0,0172 5,8 0,64 0,0030 99,5 10,83

6N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,8 6,73 0,0001 4,0 0,58

P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,0 0,00 0,0024 79,7 12,27

N12 12 168,33 0,1437 0,0101 3,4 0,50 0,0008 25,5 3,67

A12 12 162,28 0,1118 0,0000 0,0 0,00 0,0081 269,2 30,10

P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0005 17,3 2,65

N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,0 0,00

TOTAL - - - 100,00 34017 4996,4 1,000 1239,9 499,77 12,55 1,000 166,83 32,77 1,0000 33191 4349,2


Tabla A3-2 Balance de Masa – Caso 1 (luego de la calibración)

Comp át.C

MW % H en comp.


% Mass

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,00 0,00 0,5828 533,68 533,68 0,0104 5,73 5,73 0,0001 0,04 0,04 0,0000 0,00 0,00

P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,00 0,00 0,1118 102,41 25,74 0,0188 10,30 2,59 0,0010 0,34 0,09 0,0000 0,00 0,00

P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,00 0,00 0,1392 127,51 25,65 0,1715 94,10 18,93 0,0375 13,17 2,65 0,0000 0,00 0,00

OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,00 0,00 0,0774 70,85 12,96 0,3117 171,05 31,28 0,1977 69,37 12,69 0,0000 0,00 0,00

O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0287 26,27 4,56 0,2446 134,24 23,28 0,3300 115,81 20,09 0,0000 0,03 0,01

NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0208 19,08 3,31 0,2416 132,60 23,00 0,4307 151,14 26,21 0,0000 0,33 0,06

P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0001 0,10 0,01 0,0011 0,60 0,09 0,0016 0,57 0,08 0,0000 0,00 0,00

IP5 5 72,15 0,168 0,0058 1,98 0,33 0,0025 2,28 0,38 0,0003 0,15 0,03 0,0010 0,35 0,06 0,0030 96,02 16,10

NP5 5 72,15 0,168 0,0252 8,56 1,43 0,0038 3,49 0,59 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,13 0,02 0,0063 202,72 33,99

P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,48 0,07 0,0000 0,01 0,00 0,0001 0,03 0,00 0,0007 22,67 3,26

5N5 5 70,13 0,144 0,0505 17,17 2,47 0,0002 0,18 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0006 17,87 2,57

22DMC4 6 86,18 0,164 0,3339 113,60 18,60 0,0012 1,10 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0033 104,78 17,16

23DMC4 6 86,18 0,164 0,3403 115,75 18,95 0,0008 0,77 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0033 105,12 17,21

MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

2MC5 6 86,18 0,164 0,3359 114,27 18,71 0,0028 2,57 0,42 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0122 392,56 64,29

3MC5 6 86,18 0,164 0,3416 116,19 0,00 0,0025 2,25 0,37 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0122 392,88 64,34

SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

NP6 6 86,18 0,164 1,6685 567,58 0,00 0,0054 4,92 0,81 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0327 1050,2 172,03

O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,00 0,00 0,0005 0,46 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0026 83,88 12,06

5N6 6 84,16 0,144 1,3698 465,97 0,00 0,0007 0,66 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0052 167,89 24,13

A6 6 78,11 0,077 0,1759 59,84 0,00 0,0015 1,40 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0130 416,94 32,27

6N6 6 84,16 0,144 1,4212 483,47 0,00 0,0004 0,34 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 117,60 16,90

22DMC5 7 100,21 0,161 0,8002 272,22 0,00 0,0007 0,67 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,35 33,70

23DMC5 7 100,21 0,161 0,8255 280,80 0,00 0,0004 0,39 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,63 33,74

24DMC5 7 100,21 0,161 0,7991 271,84 0,00 0,0007 0,62 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,40 33,70

MBP7 7 100,21 0,161 0,0000 0,00 0,33 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

2MC6 7 100,21 0,161 0,8059 274,16 1,43 0,0007 0,65 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,21 57,01

3MC6 7 100,21 0,1610 0,8162 277,64 44,69 0,0007 0,60 0,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,26 57,02

3EC5 7 100,21 0,1610 0,8292 282,09 45,40 0,0006 0,56 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0110 354,31 57,03

SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

NP7 7 100,21 0,1610 4,6116 1568,7 252,50 0,0017 1,54 0,25 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0428 1376,0 221,47

O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0011 0,96 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0207 665,43 95,64


DMCP 7 98,19 0,1437 3,7597 1278,9 183,81 0,0009 0,84 0,12 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0137 441,38 63,44

ECP 7 98,19 0,1437 3,8185 1298,9 186,69 0,0005 0,45 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0137 441,76 63,49

5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A7 7 92,14 0,0875 1,3899 472,81 41,38 0,0021 1,90 0,17 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0750 2413,1 211,21

6N7 7 98,19 0,1437 3,8443 1307,7 187,95 0,0013 1,17 0,17 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0298 959,52 137,91

MBP8 8 114,23 0,1588 3,9113 1330,5 211,34 0,0006 0,55 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 943,37 149,85

SBP8 8 114,23 0,1588 3,8428 1307,2 207,65 0,0006 0,57 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0340 1094,8 173,91

O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0001 0,11 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0086 276,97 39,81

NP8 8 114,23 0,1588 4,1067 1396,9 221,91 0,0004 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0253 813,51 129,22

5N8 8 112,22 0,1437 6,8421 2327,4 334,54 0,0004 0,36 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0328 1056,2 151,81

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,8425 286,59 27,21 0,0002 0,21 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0295 948,17 90,01

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8526 290,03 27,53 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0298 959,62 91,10

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8376 284,94 27,05 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 942,75 89,50

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,8348 283,99 26,96 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0292 939,58 89,20

A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

6N8 8 112,22 0,1437 6,8798 2340,3 336,38 0,0012 1,06 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0505 1625,8 233,68

IP9 9 128,26 0,1572 9,0446 3076,7 483,64 0,0004 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0737 2371,3 372,76

NP9 9 128,26 0,1572 3,8321 1303,6 204,91 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0223 716,33 112,60

5N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0160 513,63 73,83

A9 9 120,20 0,1007 1,9227 654,04 65,83 0,0004 0,38 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1268 4078,7 410,52

6N9 9 126,24 0,1437 5,7240 1947,1 279,87 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0030 97,88 14,07

IP10 10 142,29 0,1559 8,8333 3004,8 468,35 0,0000 0,03 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0323 1040,3 162,15

NP10 10 142,29 0,1559 1,6873 573,96 89,46 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0026 82,09 12,80

5N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,16 81,95 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0065 209,72 30,14

A10 10 134,22 0,1052 1,5641 532,06 55,95 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0613 1971,4 207,30

6N10 10 140,27 0,1437 1,6761 570,16 81,95 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,86 5,01

IP11 11 156,31 0,1548 0,6466 219,97 34,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 117,75 18,23

NP11 11 156,31 0,1548 0,0475 16,14 2,50 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,08 0,94

5N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,84 6,73 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0006 18,37 2,64

A11 11 148,25 0,1088 0,0172 5,84 0,64 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0047 150,07 16,33

6N11 11 154,30 0,1437 0,1377 46,84 6,73 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 2,98 0,43

P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N12 12 168,33 0,1437 0,0101 3,45 0,50 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A12 12 162,28 0,1118 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 2,59 0,29

P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

TOTAL - - - 100,00 34018 4996,4 1,0000 915,80 611,30 1,0000 548,83 104,92 1,0000 350,95 61,93 1,0000 32175 4219,9



Comp #

át.C MW

% H en comp.


Mass Fracc.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,2252 302,79 302,79 10,034 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00

P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0736 99,02 24,89 0,0969 12,92 3,25 0,00 0,00

P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1150 154,67 31,11 0,4590 61,23 12,31 0,00 0,00

OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00

P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,0846 113,80 20,81 0,3082 41,11 7,52 0,0005 15,23 2,79

O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00

IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,1070 143,91 24,96 0,0710 9,47 1,64 0,0033 106,22 18,42

NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0980 131,75 22,85 0,0348 4,64 0,80 0,0028 90,32 15,66

P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,00 0,00

O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,54 0,08

IP5 5 72,15 0,168 0,0014 44,1 7,40 0,1104 148,45 24,89 0,0150 2,00 0,33 0,00 0,00

NP5 5 72,15 0,168 0,0059 192,8 32,32 0,1862 250,35 41,97 0,0152 2,03 0,34 0,0040 125,80 21,09

P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0044 140,56 20,23

5N5 5 70,13 0,144 0,0029 94,8 13,62 0,0027 84,51 12,15

22DMC4 6 86,18 0,164 0,0003 9,4 1,54 0,0023 71,72 11,75

23DMC4 6 86,18 0,164 0,0023 76,3 12,49 0,0037 118,31 19,37

MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

2MC5 6 86,18 0,164 0,0197 640,7 104,92 0,0233 739,19 121,05

3MC5 6 86,18 0,164 0,0149 484,3 79,30 0,0181 573,02 93,84

SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

NP6 6 86,18 0,164 0,0314 1018,2 166,73 0,0321 1017,7 166,66

O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0011 35,77 5,14

5N6 6 84,16 0,144 0,0281 911,4 130,98 0,0303 960,93 138,11

A6 6 78,11 0,077 0,0029 93,8 7,26 0,0154 487,84 37,75

6N6 6 84,16 0,144 0,0155 502,4 72,21 0,0001 1,90 0,27

22DMC5 7 100,21 0,161 0,0006 18,8 3,03 0,0019 61,00 9,82

23DMC5 7 100,21 0,161 0,0095 310,0 49,89 0,0091 289,68 46,63

24DMC5 7 100,21 0,161 0,0025 81,5 13,11 0,0037 118,60 19,09

MBP7 7 100,21 0,161 0,0006 20,1 3,24 0,0030 95,91 15,44

2MC6 7 100,21 0,161 0,0182 591,7 95,24 0,0251 796,53 128,21

3MC6 7 100,21 0,1610 0,0267 866,6 139,48 0,0322 1022,9 164,65

3EC5 7 100,21 0,1610 0,0025 81,8 13,16 0,00 0,00

SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

NP7 7 100,21 0,1610 0,0478 1552,7 249,92 0,0411 1305,9 210,19

O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0169 536,78 77,15


DMCP 7 98,19 0,1437 0,0601 1952,6 280,63 0,0267 845,95 121,58

ECP 7 98,19 0,1437 0,0090 290,8 41,80 0,0051 163,25 23,46

5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

A7 7 92,14 0,0875 0,0139 452,1 39,57 0,0921 2922 255,74

6N7 7 98,19 0,1437 0,0542 1760,4 253,01 0,0121 383,02 55,05

MBP8 8 114,23 0,1588 0,0171 555,0 88,16 0,0183 580,89 92,27

SBP8 8 114,23 0,1588 0,0571 1853,6 294,44 0,0374 1186,3 188,45

O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0050 159,60 22,94

NP8 8 114,23 0,1588 0,0397 1288,2 204,63 0,0284 901,29 143,17

5N8 8 112,22 0,1437 0,0565 1834,5 263,68 0,0132 420,40 60,43

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,0077 250,2 23,76 0,0230 731,44 69,44

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0095 307,4 29,18 0,0349 1108,4 105,23

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0594 1884,2 178,87

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0034 111,0 10,54 0,0239 759,75 72,13

A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,00 0,00

6N8 8 112,22 0,1437 0,0709 2302,5 330,95 0,0289 916,53 131,74

IP9 9 128,26 0,1572 0,0915 2969,5 466,78 0,0619 1965,9 309,03

NP9 9 128,26 0,1572 0,0331 1074,0 168,83 0,0166 527,70 82,95

5N9 9 126,24 0,1437 0,0034 109,1 15,68 0,0017 53,63 7,71

A9 9 120,20 0,1007 0,0156 507,9 51,13 0,1279 4057,8 408,42

6N9 9 126,24 0,1437 0,1063 3451,5 496,10 0,0105 334,59 48,09

IP10 10 142,29 0,1559 0,0630 2045,8 318,87 0,0134 425,13 66,26

NP10 10 142,29 0,1559 0,0112 363,2 56,61 0,0048 151,66 23,64

5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0081 256,36 36,85

A10 10 134,22 0,1052 0,0125 405,3 42,62 0,0420 1331,4 140,00

6N10 10 140,27 0,1437 0,0237 768,3 110,43 0,0081 256,36 36,85

IP11 11 156,31 0,1548 0,0044 144,1 22,30 0,0075 238,56 36,92

NP11 11 156,31 0,1548 0,0007 21,4 3,32 0,0002 5,93 0,92

5N11 11 154,30 0,1437 0,0007 22,7 3,27 0,0002 7,52 1,08

A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0023 72,36 7,87

6N11 11 154,30 0,1437 0,0007 22,7 3,27 0,0002 7,52 1,08

P12 12 170,34 0,1539 0,0000 0,0 0,00 0,0012 37,16 5,72

N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0005 15,80 2,27

A12 12 162,28 0,1118 0,0003 8,4 0,94 0,0068 215,55 24,10

P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0005 15,07 2,31

N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00

A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00

P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00

N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00

A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00

TOTAL - - - 1,0000 32463 4816,3 1,0000 1344,7 494,27 10,034 1,0000 133,39 26,20 1,0000 31736 4118,1



Comp át.C

MW % H en comp.


% Mass

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,000 0,0 0,00 0,6296 616,57 616,57 0,0116 5,52 5,52 0,0001 0,03 0,03 0,0000 0,00 0,00

P1 1 16,04 0,251 0,000 0,0 0,00 0,0894 87,52 22,00 0,0156 7,44 1,87 0,0008 0,16 0,04 0,0000 0,00 0,00

P2 2 30,07 0,201 0,000 0,0 0,00 0,1172 114,80 23,09 0,1571 74,91 15,07 0,0340 6,90 1,39 0,0000 0,00 0,00

OL2 2 28,05 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P3 3 44,10 0,183 0,000 0,0 0,00 0,0676 66,24 12,11 0,3140 149,77 27,39 0,1972 40,02 7,32 0,0000 0,00 0,00

O3 3 42,08 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

IP4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0262 25,67 4,45 0,2769 132,07 22,90 0,3698 75,05 13,02 0,0000 0,21 0,04

NP4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0152 14,93 2,59 0,2236 106,64 18,49 0,3952 80,21 13,91 0,0001 1,73 0,30

P4 4 58,12 0,173 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O4 4 56,11 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0001 0,05 0,01 0,0007 0,35 0,05 0,0011 0,22 0,03 0,0000 0,00 0,00

IP5 5 72,15 0,168 0,136 44,1 7,40 0,0032 3,12 0,52 0,0002 0,12 0,02 0,0009 0,18 0,03 0,0036 111,97 18,77

NP5 5 72,15 0,168 0,594 192,8 32,32 0,0059 5,73 0,96 0,0001 0,05 0,01 0,0005 0,09 0,02 0,0092 284,08 47,63

P5 5 72,15 0,168 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

O5 5 70,13 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0034 3,30 0,48 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,08 0,01 0,0044 133,95 19,28

5N5 5 70,13 0,144 0,292 94,8 13,62 0,0010 0,98 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0027 83,71 12,03

22DMC4 6 86,18 0,164 0,029 9,4 1,54 0,0005 0,50 0,08 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0013 40,31 6,60

23DMC4 6 86,18 0,164 0,235 76,3 12,49 0,0004 0,35 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0013 40,46 6,63

MBP6 6 86,18 0,164 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

2MC5 6 86,18 0,164 1,974 640,7 104,92 0,0056 5,50 0,90 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0233 716,11 117,27

3MC5 6 86,18 0,164 1,492 484,3 79,30 0,0049 4,81 0,79 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0233 716,80 117,38

SBP6 6 86,18 0,164 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

NP6 6 86,18 0,164 3,136 1018,2 166,73 0,0072 7,06 1,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0417 1282,9 210,10

O6 6 84,16 0,144 0,000 0,0 0,00 0,0002 0,22 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,82 5,00

5N6 6 84,16 0,144 2,807 911,4 130,98 0,0037 3,64 0,52 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0257 792,07 113,84

A6 6 78,11 0,077 0,289 93,8 7,26 0,0019 1,81 0,14 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0151 464,39 35,94

6N6 6 84,16 0,144 1,548 502,4 72,21 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0007 21,39 3,07

22DMC5 7 100,21 0,161 0,058 18,8 3,03 0,0004 0,43 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,64 18,29

23DMC5 7 100,21 0,161 0,955 310,0 49,89 0,0003 0,25 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,81 18,32

24DMC5 7 100,21 0,161 0,251 81,5 13,11 0,0004 0,40 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 113,67 18,30

MBP7 7 100,21 0,161 0,062 20,1 3,24 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

2MC6 7 100,21 0,161 1,823 591,7 95,24 0,0012 1,19 0,19 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,56 88,62

3MC6 7 100,21 0,1610 2,669 866,6 139,48 0,0011 1,09 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,66 88,63

3EC5 7 100,21 0,1610 0,252 81,8 13,16 0,0010 1,01 0,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0179 550,74 88,65

SBP7 7 100,21 0,1610 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

NP7 7 100,21 0,1610 4,783 1552,7 249,92 0,0018 1,74 0,28 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0432 1330,9 214,21

O7 7 98,19 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0009 0,89 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0170 523,73 75,27


DMCP 7 98,19 0,1437 6,015 1952,6 280,63 0,0008 0,81 0,12 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0119 364,77 52,43

ECP 7 98,19 0,1437 0,896 290,8 41,80 0,0004 0,43 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0119 365,14 52,48

5N7 7 98,19 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A7 7 92,14 0,0875 1,393 452,1 39,57 0,0025 2,44 0,21 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0877 2698,8 236,21

6N7 7 98,19 0,1437 5,423 1760,4 253,01 0,0013 1,32 0,19 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0301 927,82 133,35

MBP8 8 114,23 0,1588 1,710 555,0 88,16 0,0003 0,32 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0154 473,27 75,18

SBP8 8 114,23 0,1588 5,710 1853,6 294,44 0,0008 0,81 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0433 1333,1 211,76

O8 8 112,22 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0001 0,08 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0051 155,90 22,41

NP8 8 114,23 0,1588 3,968 1288,2 204,63 0,0004 0,39 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0256 787,15 125,04

5N8 8 112,22 0,1437 5,651 1834,5 263,68 0,0004 0,36 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0293 900,28 129,40

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,771 250,2 23,76 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0219 673,86 63,97

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,947 307,4 29,18 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0332 1021,3 96,95

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,000 0,0 0,00 0,0004 0,37 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0564 1735,8 164,78

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,342 111,0 10,54 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0227 699,91 66,45

A8 8 106,17 0,0949 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

6N8 8 112,22 0,1437 7,093 2302,5 330,95 0,0007 0,65 0,09 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0277 852,91 122,59

IP9 9 128,26 0,1572 9,147 2969,5 466,78 0,0003 0,33 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0641 1973,0 310,14

NP9 9 128,26 0,1572 3,308 1074,0 168,83 0,0001 0,05 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0158 486,65 76,50

5N9 9 126,24 0,1437 0,336 109,1 15,68 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 65,04 9,35

A9 9 120,20 0,1007 1,565 507,9 51,13 0,0004 0,43 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1291 3971,8 399,77

6N9 9 126,24 0,1437 10,632 3451,5 496,10 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,45 0,93

IP10 10 142,29 0,1559 6,302 2045,8 318,87 0,0000 0,02 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0231 710,85 110,80

NP10 10 142,29 0,1559 1,119 363,2 56,61 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0014 42,25 6,58

5N10 10 140,27 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0037 115,37 16,58

A10 10 134,22 0,1052 1,249 405,3 42,62 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0533 1639,0 172,35

6N10 10 140,27 0,1437 2,367 768,3 110,43 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0003 9,90 1,42

IP11 11 156,31 0,1548 0,444 144,1 22,30 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 63,86 9,88

NP11 11 156,31 0,1548 0,066 21,4 3,32 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0001 4,41 0,68

5N11 11 154,30 0,1437 0,070 22,7 3,27 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0004 13,78 1,98

A11 11 148,25 0,1088 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0034 104,25 11,34

6N11 11 154,30 0,1437 0,070 22,7 3,27 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,02 0,15

P12 12 170,34 0,1539 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N12 12 168,33 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A12 12 162,28 0,1118 0,026 8,4 0,94 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 7,07 0,79

P13 13 184,37 0,1531 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N13 13 182,35 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A13 13 176,30 0,1144 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

P14 14 198,40 0,1524 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

N14 14 196,38 0,1437 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

A14 14 190,33 0,1165 0,000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00

TOTAL - - - 100,00 32463 4816,3 1,0000 979,28 688,90 1,0000 476,92 91,33 1,0000 202,94 35,79 1,0000 30777 4006,4



Comp #

át.C MW

% H en comp.


% Mass

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,4447 562,34 562,34 11,952 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00

P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0944 119,43 30,02 0,0969 15,39 3,87 0,0 0,00

P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1180 149,23 30,02 0,4590 72,93 14,67 0,0 0,00

OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00

P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,1147 145,02 26,52 0,3082 48,96 8,95 0,0005 18,0 3,30

O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00

IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0440 55,61 9,64 0,0710 11,28 1,96 0,0035 116,2 20,15

NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0357 45,18 7,84 0,0348 5,53 0,96 0,0034 111,1 19,27

P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0 0,00

O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,6 0,09

IP5 5 72,15 0,168 0,1340 45,4 7,60 0,0000 0,00 0,00 0,0150 2,38 0,40 0,0058 191,1 32,03

NP5 5 72,15 0,168 0,4949 167,5 28,09 0,1484 187,67 31,46 0,0152 2,41 0,40 0,0066 219,2 36,74

P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 6,9 0,99

5N5 5 70,13 0,144 0,2120 71,8 10,31 0,0028 92,0 13,22

22DMC4 6 86,18 0,164 0,0210 7,1 1,16 0,0022 72,1 11,81

23DMC4 6 86,18 0,164 0,2000 67,7 11,09 0,0037 122,7 20,09

MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

2MC5 6 86,18 0,164 1,6546 560,2 91,73 0,0230 757,7 124,08

3MC5 6 86,18 0,164 1,2917 437,3 71,61 0,0177 583,5 95,56

SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

NP6 6 86,18 0,164 2,8263 956,9 156,69 0,0314 1035,7 169,60

O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0012 38,3 5,51

5N6 6 84,16 0,144 2,5774 872,6 125,41 0,0298 984,0 141,42

A6 6 78,11 0,077 0,2589 87,7 6,78 0,0143 470,6 36,42

6N6 6 84,16 0,144 1,4636 495,5 71,22 0,0001 2,7 0,39

22DMC5 7 100,21 0,161 0,0550 18,6 3,00 0,0019 62,0 9,99

23DMC5 7 100,21 0,161 0,9348 316,5 50,94 0,0091 301,4 48,51

24DMC5 7 100,21 0,161 0,2359 79,9 12,86 0,0037 122,7 19,75

MBP7 7 100,21 0,161 0,0590 20,0 3,21 0,0029 95,4 15,36

2MC6 7 100,21 0,161 1,7676 598,4 96,32 0,0249 822,8 132,44

3MC6 7 100,21 0,1610 2,6204 887,1 142,79 0,0319 1054,1 169,67

3EC5 7 100,21 0,1610 0,2469 83,6 13,46 0,0 0,00

SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

NP7 7 100,21 0,1610 4,7769 1617,2 260,30 0,0410 1353,4 217,84

O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0199 657,6 94,51


DMCP 7 98,19 0,1437 5,8316 1974,3 283,75 0,0270 890,1 127,93

ECP 7 98,19 0,1437 0,8998 304,6 43,78 0,0055 181,4 26,07

5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

A7 7 92,14 0,0875 1,3537 458,3 40,11 0,0877 2894,8 253,36

6N7 7 98,19 0,1437 5,4027 1829,1 262,88 0,0132 434,6 62,46

MBP8 8 114,23 0,1588 1,7346 587,3 93,28 0,0160 529,6 84,12

SBP8 8 114,23 0,1588 5,8467 1979,4 314,42 0,0376 1239,6 196,91

O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0055 182,0 26,16

NP8 8 114,23 0,1588 4,0561 1373,2 218,13 0,0282 930,6 147,82

5N8 8 112,22 0,1437 5,5507 1879,2 270,11 0,0141 466,8 67,10

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,7728 261,6 24,84 0,0222 733,7 69,66

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,9428 319,2 30,30 0,0339 1118,8 106,21

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 1,1657 394,6 37,47 0,0582 1922,1 182,48

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,3439 116,4 11,05 0,0234 773,7 73,45

A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

6N8 8 112,22 0,1437 7,2303 2447,8 351,84 0,0297 979,7 140,81

IP9 9 128,26 0,1572 6,9414 2350,0 369,41 0,0612 2020,4 317,60

NP9 9 128,26 0,1572 3,3012 1117,6 175,69 0,0161 531,1 83,48

5N9 9 126,24 0,1437 3,6882 1248,6 179,47 0,0020 67,3 9,68

A9 9 120,20 0,1007 1,5796 534,8 53,83 0,1224 4039,5 406,58

6N9 9 126,24 0,1437 8,6960 2944,0 423,16 0,0113 374,3 53,80

IP10 10 142,29 0,1559 6,4565 2185,9 340,70 0,0135 444,8 69,32

NP10 10 142,29 0,1559 1,3787 466,8 72,75 0,0052 170,6 26,59

5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0081 268,3 38,57

A10 10 134,22 0,1052 1,5499 524,7 55,18 0,0447 1476,5 155,26

6N10 10 140,27 0,1437 2,4434 827,2 118,90 0,0081 268,3 38,57

IP11 11 156,31 0,1548 0,6349 214,9 33,27 0,0083 273,4 42,31

NP11 11 156,31 0,1548 0,1370 46,4 7,18 0,0006 20,4 3,16

5N11 11 154,30 0,1437 0,0980 33,2 4,77 0,0003 10,4 1,50

A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0032 105,3 11,46

6N11 11 154,30 0,1437 0,0980 33,2 4,77 0,0003 10,4 1,50

P12 12 170,34 0,1539 0,0180 6,1 0,94 0,0016 51,2 7,88

N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0007 22,3 3,21

A12 12 162,28 0,1118 0,0170 5,8 0,64 0,0078 257,0 28,74

P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0006 19,9 3,05

N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0 0,00

TOTAL - - - 100,00 33855 4987,2 1,00 1264,5 697,83 11,952 1,00 158,88 31,21 1,0000 33001 4305,6



Comp át.C

MW % H en comp.


Mass Fracc.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

Mass Frac.

Flow, kg/h

H Flow, kg/h

H2 0 2,02 1,000 0,0000 0,0 0,00 0,6239 605,65 605,65 0,0117 5,72 5,72 0,0001 0,04 0,04 0,0000 0,0 0,0

P1 1 16,04 0,251 0,0000 0,0 0,00 0,0927 90,00 22,62 0,0164 8,04 2,02 0,0008 0,23 0,06 0,0000 0,0 0,0

P2 2 30,07 0,201 0,0000 0,0 0,00 0,1190 115,48 23,23 0,1590 77,74 15,64 0,0343 9,24 1,86 0,0000 0,0 0,0

OL2 2 28,05 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

P3 3 44,10 0,183 0,0000 0,0 0,00 0,0681 66,14 12,10 0,3049 149,07 27,26 0,1907 51,41 9,40 0,0000 0,0 0,0

O3 3 42,08 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

IP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0287 27,89 4,84 0,2809 137,33 23,82 0,3736 100,73 17,47 0,0000 0,1 0,0

NP4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0169 16,39 2,84 0,2261 110,55 19,17 0,3982 107,36 18,62 0,0000 1,1 0,2

P4 4 58,12 0,173 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

O4 4 56,11 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0001 0,05 0,01 0,0007 0,33 0,05 0,0010 0,27 0,04 0,0000 0,0 0,0

IP5 5 72,15 0,168 0,0021 69,4 11,64 0,0040 3,91 0,66 0,0003 0,13 0,02 0,0010 0,26 0,04 0,0046 148,6 24,9

NP5 5 72,15 0,168 0,0076 256,5 43,00 0,0062 6,05 1,01 0,0001 0,05 0,01 0,0004 0,11 0,02 0,0099 317,1 53,2

P5 5 72,15 0,168 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

O5 5 70,13 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 0,16 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,7 1,0

5N5 5 70,13 0,144 0,0033 113,0 16,24 0,0008 0,76 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0021 68,6 9,9

22DMC4 6 86,18 0,164 0,0003 9,1 1,49 0,0004 0,41 0,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,4 5,8

23DMC4 6 86,18 0,164 0,0026 86,8 14,21 0,0003 0,29 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,5 5,8

MBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

2MC5 6 86,18 0,164 0,0212 718,0 117,58 0,0051 4,95 0,81 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0212 682,2 111,7

3MC5 6 86,18 0,164 0,0166 560,5 91,79 0,0045 4,33 0,71 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0213 682,8 111,8

SBP6 6 86,18 0,164 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

NP6 6 86,18 0,164 0,0362 1226,4 200,84 0,0070 6,78 1,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0407 1305,1 213,7

O6 6 84,16 0,144 0,0000 0,0 0,00 0,0002 0,23 0,03 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0012 37,4 5,4

5N6 6 84,16 0,144 0,0338 1145,2 164,59 0,0034 3,28 0,47 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0235 755,0 108,5

A6 6 78,11 0,077 0,0037 124,0 9,59 0,0018 1,72 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0146 467,3 36,2

6N6 6 84,16 0,144 0,0192 650,3 93,47 0,0001 0,11 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 35,2 5,1

22DMC5 7 100,21 0,161 0,0006 20,5 3,30 0,0004 0,40 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,4 17,9

23DMC5 7 100,21 0,161 0,0103 348,8 56,15 0,0002 0,23 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,5 17,9

24DMC5 7 100,21 0,161 0,0026 88,1 14,17 0,0004 0,37 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0035 111,4 17,9

MBP7 7 100,21 0,161 0,0007 22,0 3,54 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

2MC6 7 100,21 0,161 0,0195 659,6 106,17 0,0011 1,10 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,3 86,5

3MC6 7 100,21 0,1610 0,0289 977,9 157,40 0,0010 1,01 0,16 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,4 86,5

3EC5 7 100,21 0,1610 0,0027 92,2 14,83 0,0010 0,93 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0167 537,5 86,5

SBP7 7 100,21 0,1610 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

NP7 7 100,21 0,1610 0,0527 1782,7 286,93 0,0018 1,75 0,28 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0440 1411,3 227,2

O7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0011 1,03 0,15 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0201 646,1 92,9


DMCP 7 98,19 0,1437 0,0656 2221,0 319,20 0,0008 0,78 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0116 371,6 53,4

ECP 7 98,19 0,1437 0,0101 342,7 49,25 0,0004 0,42 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0116 371,9 53,5

5N7 7 98,19 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

A7 7 92,14 0,0875 0,0162 549,4 48,08 0,0024 2,37 0,21 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0863 2771,5 242,6

6N7 7 98,19 0,1437 0,0608 2057,6 295,73 0,0013 1,25 0,18 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0291 932,7 134,1

MBP8 8 114,23 0,1588 0,0168 567,8 90,20 0,0003 0,30 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0144 461,0 73,2

SBP8 8 114,23 0,1588 0,0565 1914,0 304,03 0,0008 0,81 0,13 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0437 1401,5 222,6

O8 8 112,22 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0001 0,08 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0056 179,1 25,7

NP8 8 114,23 0,1588 0,0392 1327,8 210,92 0,0004 0,38 0,06 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0253 810,9 128,8

5N8 8 112,22 0,1437 0,0546 1849,7 265,87 0,0004 0,37 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0304 974,8 140,1

ETHYLBEN 8 106,17 0,0949 0,0080 272,2 25,84 0,0002 0,17 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0218 700,1 66,5

O-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0098 332,1 31,52 0,0002 0,18 0,02 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0333 1067,7 101,4

M-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0121 410,6 38,98 0,0004 0,37 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0571 1833,0 174,0

P-XYLENE 8 106,17 0,0949 0,0036 121,1 11,50 0,0002 0,15 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0230 737,0 70,0

A8 8 106,17 0,0949 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

6N8 8 112,22 0,1437 0,0712 2409,4 346,32 0,0008 0,74 0,11 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0321 1030,4 148,1

IP9 9 128,26 0,1572 0,0598 2023,8 318,13 0,0003 0,29 0,05 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0579 1858,4 292,1

NP9 9 128,26 0,1572 0,0284 962,5 151,30 0,0001 0,07 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0205 659,4 103,7

5N9 9 126,24 0,1437 0,0323 1092,5 157,03 0,0000 0,04 0,01 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0089 284,4 40,9

A9 9 120,20 0,1007 0,0145 491,5 49,47 0,0005 0,44 0,04 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,1344 4315,8 434,4

6N9 9 126,24 0,1437 0,0761 2575,9 370,24 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0011 34,5 5,0

IP10 10 142,29 0,1559 0,0501 1696,9 264,49 0,0000 0,02 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0228 733,5 114,3

NP10 10 142,29 0,1559 0,0107 362,3 56,48 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0017 53,2 8,3

5N10 10 140,27 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,01 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0031 99,6 14,3

A10 10 134,22 0,1052 0,0128 431,8 45,41 0,0000 0,04 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0526 1688,3 177,5

6N10 10 140,27 0,1437 0,0192 651,4 93,63 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0004 14,2 2,0

IP11 11 156,31 0,1548 0,0045 151,9 23,51 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0007 21,6 3,3

NP11 11 156,31 0,1548 0,0010 32,8 5,07 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 1,4 0,2

5N11 11 154,30 0,1437 0,0007 23,7 3,41 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0003 8,4 1,2

A11 11 148,25 0,1088 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0031 99,0 10,8

6N11 11 154,30 0,1437 0,0007 23,7 3,41 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,8 0,1

P12 12 170,34 0,1539 0,0001 4,0 0,61 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

N12 12 168,33 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

A12 12 162,28 0,1118 0,0001 3,9 0,44 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0002 6,1 0,7

P13 13 184,37 0,1531 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

N13 13 182,35 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

A13 13 176,30 0,1144 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

P14 14 198,40 0,1524 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

N14 14 196,38 0,1437 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

A14 14 190,33 0,1165 0,0000 0,0 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,00 0,00 0,0000 0,0 0,0

TOTAL - - - 1,0000 33855 4987,0 1,0000 970,71 678,73 1,00 488,97 93,71 1,0000 269,63 47,54 1,0000 32104 4169,1


ANEXO 4

Comparación de las composiciones PIONA de la nafta reformada predichas por los modelos de simulación frente a las composiciones reales

determinadas por cromatografía


Tabla A4-1 Comparación de composiciones PIONA (en % volumétrico) de la nafta reformada – Caso 1

N° de C n-Parafinas Isoparafinas Olefinas Naftenos Aromáticos Total

Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul. Real Simul.

C3 0,111 - - - - - - - - - 0,111 -

C4 0,186 0,001 0,376 - 0,005 - - - - - 0,567 0,001

C5 0,88 0,773 0,635 0,369 0,085 0,084 0,239 0,057 - - 1,84 1,283

C6 3,081 3,800 4,096 3,623 0,295 0,298 2,458 0,898 1,279 1,136 11,209 9,755

C7 4,62 4,798 6,64 5,915 2,248 2,283 4,786 5,764 6,697 6,643 24,991 25,403

C8 3,521 2,771 5,881 6,915 0,45 0,927 4,968 8,237 10,528 10,440 25,349 29,289

C9 2,615 2,384 7,372 7,878 0,404 - 2,956 1,844 11,129 11,304 24,477 23,409

C10 0,013 0,268 3,228 3,402 0,058 - 1,818 0,733 4,568 5,563 9,684 9,965

C11 0,016 0,020 0,353 0,381 - - 0,025 0,068 0,269 0,419 0,664 0,887

C12 0,007 - 0,24 - - - 0,078 - 0,729 0,007 1,054 0,007

C13 - - 0,053 - - - - - - - 0,053 -

TOTAL 15,05 14,815 28,877 28,481 3,546 3,592 17,328 17,600 35,199 35,511 100 100

Tabla A4-2 Comparación de composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 2



C3 0,048 - - - - - - - - - 0,048 -

C4 0,285 0,006 0,335 0,001 0,002 - - - - - 0,621 0,007

C5 0,396 0,923 - 0,364 0,443 0,435 0,266 0,272 - - 1,106 1,994

C6 3,207 4,169 4,734 4,918 0,113 0,113 3,034 2,643 1,537 1,509 12,624 13,352

C7 4,115 4,324 7,514 6,476 1,691 1,702 4,387 5,386 9,207 8,769 26,915 26,657

C8 2,84 2,558 5,569 5,869 0,301 0,507 4,213 5,696 14,128 13,422 27,051 28,051

C9 1,663 1,581 6,195 6,411 0,202 - 1,223 0,232 12,786 12,905 22,069 21,129

C10 0,478 0,137 1,34 2,310 - - 1,615 0,407 4,195 5,325 7,628 8,179

C11 0,019 0,014 0,752 0,208 - - 0,047 0,048 0,228 0,339 1,046 0,609

C12 - - 0,117 - - - 0,05 - 0,679 0,023 0,846 0,023

C13 - - 0,047 - - - - - - - 0,047 -

TOTAL 13,05 13,712 26,602 26,555 2,751 2,757 14,836 14,685 42,761 42,291 100 100


Tabla A4-3

Comparación de composiciones PIONA (en % másico) de la nafta reformada – Caso 3



C3 0,055 - - - - - - - - - 0,055 -

C4 0,337 0,003 0,352 - 0,002 - - - - - 0,691 0,003

C5 0,664 0,988 0,579 0,463 0,021 0,021 0,279 0,214 - - 1,543 1,685

C6 3,138 4,065 4,654 4,472 0,116 0,117 2,99 2,462 1,426 1,456 12,325 12,571

C7 4,101 4,396 7,45 6,063 1,993 2,012 4,564 5,221 8,772 8,633 26,88 26,326

C8 2,820 2,526 5,361 5,801 0,313 0,558 4,383 6,246 13,782 13,512 26,659 28,643

C9 1,609 2,054 6,122 5,789 0,239 - 1,338 0,993 12,241 13,443 21,549 22,280

C10 0,517 0,166 1,348 2,285 - - 1,626 0,354 4,474 5,259 7,965 8,064

C11 0,062 0,004 0,828 0,067 - - 0,063 0,029 0,319 0,308 1,273 0,408

C12 - - 0,155 - - - 0,068 - 0,779 0,019 1,001 0,019

C13 - - 0,060 - - - - - - - 0,06 -

TOTAL 13,303 14,202 26,910 24,941 2,683 2,708 15,310 15,519 41,793 42,630 100 100


ANEXO 5

Composición PIONA de la nafta empleada en el caso de estudio


Tabla A5-1 Composición PIONA (% vol.) reajustada al 100% de la nafta pesada de diferente composición

Número de Carbonos


C4 0,003 0,001 - - - 0,004

C5 0,003 0,002 - 0,002 - 0,008

C6 0,039 0,029 - 0,124 0,010 0,203

C7 0,575 0,339 1,111 1,972 0,578 4,575

C8 6,463 7,219 1,692 9,433 6,529 31,336

C9 6,363 16,152 0,613 7,772 7,268 38,168

C10 3,836 12,504 0,520 4,600 2,417 23,877

C11 0,141 1,534 - 0,097 0,036 1,807

C12 0,002 0,005 - - 0,015 0,023

Total 17,425 37,785 3,936 24,000 16,853 100,000

Tabla A5-2 Composición PIONA (% vol.) de la nafta pesada empleada para el desarrollo del caso de estudio

Comp. át.

de C Vol. Frac.

Comp. át.

de C Vol. Frac.

IP4 4 0,00001 5N8 8 0,04717

NP4 4 0,00003 A8 8 0,06529

IP5 5 0,00002 6N8 8 0,04717

NP5 5 0,00003 IP9 9 0,16152

5N5 5 0,00002 NP9 9 0,06976

MBP6 6 0,00015 5N9 9 0,03886

SBP6 6 0,00015 A9 9 0,07268

NP6 6 0,00039 6N9 9 0,03886

5N6 6 0,00062 IP10 10 0,12504

A6 6 0,00010 NP10 10 0,04356

6N6 6 0,00062 5N10 10 0,02300

MBP7 7 0,00169 A10 10 0,02417

SBP7 7 0,00169 6N10 10 0,02300

NP7 7 0,01686 IP11 11 0,01534

5N7 7 0,00986 NP11 11 0,00141

A7 7 0,00578 5N11 11 0,00048

6N7 7 0,00986 A11 11 0,00036

MBP8 8 0,03609 6N11 11 0,00048

SBP8 8 0,03609 P12 12 0,00008

NP8 8 0,08154 A12 12 0,00015


ANEXO 6

Comparación de las curvas de destilación obtenidas por ensayos

normalizados con las estimadas por el simulador


Tabla A6-1

Comparación de las curvas de destilación determinadas por ensayos normalizados frente a las

estimadas por el simulador

% Vol. Caso 1 Caso 2 Caso 3

Real Simulado Real Simulado Real Simulado

0 73 74,55 75 69,35 81 73,33

5 89 101,14 92 88,97 95 92,13

10 95 104,78 98 91,78 99 96,24

30 105 111,86 108 106,56 111 107,22

50 120 125,13 120 118,25 121 118,98

70 133 142,82 131 131,67 133 134,33

90 148 155,57 148 151,12 152 152,23

95 155 161,66 155 158,05 160 160,67

100 164 183,95 168 180,26 173 184,20

Gráfico A6-1. Comparación de Curvas de Destilación ASTM para el caso 1

60

80

100

120

140

160

180

200

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C

% volumen de destilado

Curva de Destilación ASTM - Caso 1

Real

Simulación




60

80

100

120

140

160

180

200

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C



Real

Simulación

60

80

100

120

140

160

180

200

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tem

pe

ratu

ra, °

C



Real

Simulación


ANEXO 7

Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y

estabilización de la nafta reformada)


Fig. A7-1 Esquema de simulación (reactores catalíticos y sistema de separación y estabilización de la nafta reformada)


ANEXO 8

Diagrama de Flujo del Proceso de la Unidad de Reformado Catalítico de la

Refinería Estatal Esmeraldas

P2-H1PREHEATER

P2-R1FIRST REFORMING

REACTOR

P2-H2FIRST

INTERHEATER

P2-R2 SECOND REFORMING

REACTOR

P2-H3SECOND

INTERHEATER

P2-R3 THIRD REFORMING

REACTOR

TCTC TC

P2-E2REACTOR EFLUENT

AIR COOLER

P2-E3REACTOR EFLUENT

TRIM COOLER

P2-C1RECYCLE COMPRESOR

HIDROTREATED NAPHTHA

CHLORIDING AGENTINJECTION

H2O INJECTIONPC

P2-FT1 A/BWELDED PLATE

EXCHANGERFILTERS

CW

PC

FLARE

P2-E1WELDED PLATEREACTOR FEED

EFLUENT EXCHANGER

P2-V1SEPARATOR

P2-E4 A/BINTERCOOLERS

P2-V2 A/BINTERSTAGE

DRUMS

P2-V3P2-C2 1st STAGE

K.O DRUMS

P2-C2 A/BH2 RICH GAS

COMPRESSORS

P2-P1 A/BSEPARATOR

BOTTOMS PUMPS

TO P2-E5

LC

PROCESS FLOW DIAGRAM

CATALYTIC REFORMING UNIT

REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS

DIEGO E. MONTESDEOCA E.

2 de 1

TÍTULO:

PROCESO:

FUENTE:

REALIZADO POR:

HOJA:

P2-V4HP ABSORBER

P2-E5HP ABSORBERFEED COOLER

P2-E6H2 RICH GAS/HP ABSORBER

FEED EXCHANGER

FROM P2-P1/P2-C2

CW

H2 RICH GAS TO

HYDROGEN NETWORK

PC

LC

H2 RICH GAS TO

HYDROTREATING UNIT

H2 CATALYST CIRCULATION AND

REGENERATION SECTION

REFRIGERATION PACKAGE

LC

P2-E8HP ABSORBER

FEED REFRIGERANT

TC

TC

CW

LC

CW

PC

TC

PC

LC

LPG TOSTORAGE

REFORMATE

P2-V6STABILIZER

P2-E10STABILIZER OVHDS

AIR CONDENSER

P2-E11STABILIZER OVHDS TRIM CONDENSER

P2-V7STABILIZER

REFLUX DRUM

P2-P4 A/BLPG PUMPS

P2-P3 A/BSTABILIZER

REFLUX PUMPS

P2-H4STABILIZER REBOILER

P2-P5 A/BSTABILIZER

REBOILER PUMPS

P2-E9 A/B/CSTABILIZER FEED/

BOTTOM EXCHANGERS

P2-E12REFORMATEAIR COOLER

P2-E13REFORMATE

TRIM COOLER

FUEL GAS

PC

PC

LC

P2-V5LPG ABSORBER

P2-P2 A/BSTABILIZER FEED

PUMPS

P2-E7HP ABSORBER FEED/BOTTOM

EXCHANGER

PROCESS FLOW DIAGRAM

CATALYTIC REFORMING UNIT

REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS

DIEGO E. MONTESDEOCA E.

2 de 2

TÍTULO:

PROCESO:

FUENTE:

REALIZADO POR:

HOJA:


ANEXO 9

Reportes de los análisis de cromatografía para la determinación de la

composición de las naftas

NAFTA HIDROTRATADA MUESTRA 1

DHA Plus version 07.06.00

AC Analytical Controls

Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D

C:\Chem32\1\DATA\DHA\101F0101.D\

Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:02 AM

DHA Front End

C:\CHEM32\1\SEQUENCE\MUESTRAS 2012-11-19.S

Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha

Time Index Mass % Vol % Mol % Peak AreaComponent

5.473 469.0 0.1356 0.1618 0.2064 8.436i-pentane

6.006 500.6 0.5940 0.7011 0.9039 36.941n-pentane

7.016 531.6 0.0286 0.0326 0.0364 1.7862,2-dimethylbutane

8.078 559.7 0.2918 0.2894 0.4568 18.667cyclopentane

8.139 561.2 0.2353 0.2629 0.2998 14.6952,3-dimethylbutane

8.310 565.4 1.9742 2.2343 2.5152 123.2672-methylpentane

8.996 581.2 1.4915 1.6595 1.9002 93.1263-methylpentane

9.943 600.8 3.1369 3.5163 3.9966 195.868n-hexane

11.588 622.5 0.0583 0.0640 0.0639 3.6572,2-dimethylpentane

11.759 624.5 2.8076 2.7721 3.6627 179.598methylcyclopentane


12.499 633.2 0.0148 0.0159 0.0163 0.9312,2,3-trimethylbutane

13.718 646.3 0.2889 0.2429 0.4060 19.900benzene


14.638 655.5 1.5480 1.4697 2.0195 99.022cyclohexane

15.669 665.1 1.8226 1.9852 1.9971 114.2582-methylhexane


16.122 669.2 0.3260 0.3193 0.3645 20.8521,1-dimethylcyclopentane

16.684 674.0 2.6702 2.8725 2.9258 167.3963-methylhexane

17.418 680.1 1.4719 1.4607 1.6459 94.1561c,3-dimethylcyclopentane

17.773 683.0 1.3864 1.3685 1.5502 88.6831t,3-dimethylcyclopentane

17.989 684.7 0.2522 0.2670 0.2763 15.8093-ethylpentane


18.373 687.7 0.0266 0.0284 0.0256 1.6712,2,4-trimethylpentane

20.068 700.1 4.7841 5.1721 5.2420 299.912n-heptane

23.103 720.2 5.4242 5.2109 6.0655 346.981methylcyclohexane

23.750 724.1 0.6421 0.6343 0.6283 41.0751,1,3-trimethylcyclopentane

25.353 733.4 0.8960 0.8641 1.0019 57.316ethylcyclopentane

25.875 736.3 0.3117 0.3323 0.2996 19.5822,5-dimethylhexane

26.236 738.2 0.4217 0.4451 0.4053 26.4872,4-dimethylhexane

27.231 743.5 0.9456 0.9155 0.9252 60.4881c,2t,4-trimethylcyclopentane

27.616 745.5 0.0719 0.0748 0.0691 4.5143,3-dimethylhexane

28.856 751.8 1.4696 1.4100 1.4379 94.0091t,2c,3-trimethylcyclopentane


30.239 758.4 1.3933 1.1878 1.6602 94.941toluene


32.293 767.8 0.3461 0.3592 0.3327 21.7402,3-dimethylhexane

32.494 768.7 0.1811 0.1879 0.1740 11.3732-methyl-3-ethylpentane

33.774 774.2 3.0644 3.2455 2.9454 192.4882-methylheptane

34.067 775.4 0.9204 0.9656 0.8847 57.8174-methylheptane

34.572 777.5 0.1388 0.1427 0.1334 8.7213,4-dimethylhexane

35.168 779.9 1.7263 1.7881 1.6593 108.4363-ethylhexane

35.316 780.5 1.8164 1.7608 1.7773 116.1941c,3-dimethylcyclohexane

35.537 781.4 0.9260 0.8977 0.9061 59.2381t,4-dimethylcyclohexane

36.548 785.4 0.2727 0.2581 0.2668 17.4421,1-dimethylcyclohexane

37.444 788.8 0.4885 0.4624 0.4780 31.2521,1-methylethylcyclopentane

37.838 790.3 0.5331 0.5137 0.5216 34.1003t-ethylmethylcyclopentane

Page 1 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D


Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:02 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha



38.379 792.3 0.0615 0.0615 0.0527 3.8732,2,4-trimethylhexane


39.880 797.8 0.0344 0.0326 0.0337 2.2001c,2c,3-trimethylcyclopentane


40.464 799.8 3.9693 4.1764 3.8152 249.334n-octane

41.385 806.8 0.1575 0.1499 0.1541 10.076i-propylcyclopentane

41.525 807.9 0.0864 0.0819 0.0752 5.527N4

42.514 815.4 0.1043 0.1043 0.0892 6.5622,2,3,4-tetramethylpentane


43.778 824.8 0.0572 0.0595 0.0490 3.6032,2-dimethylheptane




44.958 833.3 1.9115 1.8023 1.8703 122.275ethylcyclohexane

45.309 835.8 0.0339 0.0346 0.0290 2.1332-methyl-4-ethylhexane


45.811 839.3 3.1597 2.9675 2.7480 202.1191,1,3-trimethylcyclohexane

46.160 841.7 0.1389 0.1317 0.1209 8.888N6



46.883 846.7 0.2906 0.2754 0.2529 18.592N7

47.126 848.3 0.1806 0.1712 0.1571 11.554N8

47.708 852.2 0.7713 0.6575 0.7976 52.159ethylbenzene

47.936 853.8 0.6440 0.6103 0.5601 41.198N9

48.106 854.9 0.6597 0.6251 0.5737 42.198N10

48.340 856.4 0.1143 0.1083 0.0994 7.312N11

48.707 858.8 0.0261 0.0264 0.0223 1.640I3

48.998 860.8 1.2555 1.2712 1.0748 79.024I4

49.161 861.8 0.3420 0.2936 0.3537 23.1311,4-dimethylbenzene


49.688 865.2 0.2815 0.2845 0.2410 17.7193,4-dimethylheptane*


49.985 867.1 0.1489 0.1411 0.1295 9.527N13

50.179 868.4 0.2127 0.2183 0.1821 13.3894-ethylheptane

50.628 871.2 0.6586 0.6760 0.5638 41.4564-methyloctane

50.779 872.1 0.8560 0.8869 0.7328 53.8782-methyloctane

50.974 873.4 0.2738 0.2595 0.2381 17.514N15

51.305 875.4 0.3330 0.3155 0.2896 21.301N16

51.479 876.5 0.1760 0.1791 0.1507 11.0793-ethylheptane

51.669 877.7 1.2984 1.3320 1.1115 81.7213-methyloctane


52.292 881.5 0.0974 0.0923 0.0847 6.231N17

53.112 886.5 1.3678 1.2961 1.1896 87.494N18

53.411 888.3 0.4078 0.3865 0.3547 26.088N20

53.801 890.6 0.1303 0.1235 0.1133 8.334N21

54.008 891.8 0.1845 0.1747 0.1605 11.805i-butylcyclopentane

Page 2 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D


Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:02 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


54.973 897.5 0.1154 0.1094 0.1004 7.383N23

55.346 899.6 3.3092 3.4086 2.8329 208.286n-nonane

55.537 901.3 0.5393 0.4944 0.4690 34.4991,1-methylethylcyclohexane

55.919 905.0 0.1498 0.1401 0.1303 9.581N25

56.455 910.1 0.2278 0.1954 0.2081 15.308i-propylbenzene

56.807 913.5 0.7368 0.6893 0.6408 47.130N26

57.107 916.4 0.2787 0.2822 0.2151 17.577I11

57.427 919.4 0.2764 0.2799 0.2133 17.434I12

57.696 921.9 0.3134 0.3197 0.2418 19.7652,2-dimethyloctane

58.162 926.3 0.0954 0.0892 0.0829 6.101N28

58.436 928.8 0.9643 0.9022 0.8387 61.684N29

58.957 933.7 0.3425 0.3467 0.2643 21.6032,5-dimethyloctane

59.156 935.5 0.1515 0.1427 0.1317 9.689n-butylcyclopentane

59.400 937.7 0.0892 0.0824 0.0698 5.707N30

59.579 939.4 1.3490 1.3659 1.0410 85.078I14

59.787 941.2 0.1701 0.1701 0.1312 10.7253,3-dimethyloctane

59.994 943.1 0.4773 0.4410 0.3736 30.530N31

60.218 945.1 0.2436 0.2089 0.2225 16.367n-propylbenzene

60.389 946.7 0.4981 0.5000 0.3844 31.4143,6-dimethyloctane

60.658 949.1 0.1485 0.1511 0.1146 9.3643-methyl-5-ethylheptane

60.876 951.0 0.5006 0.4625 0.3919 32.023N32

61.100 953.0 0.2965 0.2535 0.2708 19.9201,3-methylethylbenzene

61.535 956.9 0.5534 0.5113 0.4331 35.398N33

61.994 960.9 0.1836 0.1569 0.1677 12.3391,3,5-trimethylbenzene

62.270 963.3 0.1134 0.1133 0.0875 7.151I15

62.491 965.2 0.1104 0.1020 0.0864 7.062N34

62.681 966.9 0.4649 0.4643 0.3587 29.318I16

62.782 967.7 0.3122 0.3150 0.2409 19.6885-methylnonane

62.966 969.3 0.3472 0.3468 0.2680 21.900I17

63.321 972.4 0.1014 0.1032 0.0782 6.3952-methylnonane

63.505 974.0 0.1269 0.1268 0.0980 8.0063-ethyloctane

63.658 975.3 0.4202 0.3882 0.3289 26.878N35

63.841 976.8 0.1562 0.1574 0.1205 9.8483-methylnonane

64.157 979.5 0.0284 0.0263 0.0222 1.818N36

64.439 981.9 0.7368 0.7360 0.5686 46.470I19


64.909 985.8 0.3644 0.3640 0.2812 22.983I20

65.197 988.2 0.0605 0.0605 0.0467 3.817I22

65.345 989.4 0.0869 0.0868 0.0671 5.480I23

65.468 990.5 0.0724 0.0669 0.0567 4.632N37

65.895 994.0 0.0552 0.0551 0.0426 3.478I24

66.071 995.4 0.0890 0.0771 0.0728 5.945i-butylbenzene

66.407 998.2 0.1034 0.0886 0.0845 6.907sec-butylbenzene

66.654 1000.3 1.1193 1.1333 0.8637 70.593n-decane

66.892 1002.9 0.0513 0.0474 0.0402 3.283N38


67.495 1009.6 0.1063 0.0913 0.0870 7.1051,3-methyl-i-propylbenzene

Page 3 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D


Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:02 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha



68.012 1015.3 0.0269 0.0268 0.0189 1.696I28

68.295 1018.4 0.0562 0.0561 0.0395 3.546I29

68.396 1019.5 0.0563 0.0431 0.0523 3.8422-3-dihydroindene

68.690 1022.7 0.0637 0.0578 0.0498 4.072sec-butylcyclohexane

68.841 1024.4 0.1049 0.1047 0.0737 6.620I30


69.605 1032.6 0.1075 0.0993 0.0765 6.878N40

70.005 1036.9 0.0623 0.0576 0.0443 3.933I32

70.194 1038.9 0.0568 0.0486 0.0465 3.7961,3-diethylbenzene

70.435 1041.5 0.0717 0.0616 0.0587 4.7921,3-methyl-n-propylbenzene

70.654 1043.8 0.0755 0.0754 0.0530 4.765I33

70.797 1045.3 0.0349 0.0299 0.0285 2.3301,4-diethylbenzene


71.102 1048.5 0.0277 0.0238 0.0227 1.853n-butylbenzene

71.308 1050.7 0.0318 0.0267 0.0260 2.1251,3-dimethyl-5-ethylbenzene

71.659 1054.3 0.0322 0.0298 0.0229 2.063N41


72.375 1061.7 0.0378 0.0378 0.0266 2.387I37

72.665 1064.7 0.0319 0.0319 0.0224 2.017I38

73.016 1068.3 0.1073 0.0904 0.0878 7.1721,4,dimethyl-2-ethylbenzene

73.594 1074.2 0.0486 0.0485 0.0341 3.065I40


76.201 1100.3 0.0656 0.0652 0.0461 4.143n-undecane

79.657 1142.1 0.0260 0.0216 0.0176 1.7241,3-di-i-propylbenzene

Page 4 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D


Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:03 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha

TotalAromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes

Composite report

Total by group type & carbon number

(in mass percent)

C5 0.292 - - 0.136 0.594 1.021

C6 4.356 0.289 - 3.730 3.137 11.511

C7 12.336 1.393 - 6.071 4.784 24.585

C8 12.745 2.060 - 7.421 3.969 26.195

C9 10.970 1.565 - 9.149 3.309 24.993

C10 2.367 1.230 - 6.303 1.119 11.019

C11 0.140 - - 0.444 0.066 0.649

C12 - 0.026 - - - 0.026

6.563 16.979 33.253 - 43.205

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:

Grand Total: 100.000

-

- Total Oxygenates:

Total

Total

AromaticsCarbon n-Paraffins Isoparaffins Olefins Naphthenes

Composite report


(in mole percent)

C5 0.457 0.000 0.000 0.206 0.904 1.567

C6 5.682 0.406 0.000 4.752 3.997 14.837

C7 13.794 1.660 0.000 6.653 5.242 27.349

C8 12.471 2.130 0.000 7.133 3.815 25.549

C9 9.541 1.430 0.000 7.832 2.833 21.637

C10 1.853 1.006 0.000 4.864 0.864 8.586

C11 0.099 0.000 0.000 0.312 0.046 0.458

C12 0.000 0.018 0.000 0.000 0.000 0.018

6.651 17.701 31.752 0.000 43.897

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000

0.000Total Oxygenates:

Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\2012-11-14\101F0101.D


Nafta Hidrotratada

11/11/2012 9:06:59 AM

11/19/2012 10:28:03 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

101

1

0.1

166 (166)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


Composite report


(in volume percent)

C5 0.289 - - 0.162 0.701 1.152

C6 4.242 0.243 - 4.189 3.516 12.190

C7 12.009 1.188 - 6.546 5.172 24.915

C8 12.223 1.746 - 7.787 4.176 25.932

C9 10.328 1.321 - 9.387 3.409 24.444

C10 2.186 1.047 - 6.345 1.133 10.711

C11 0.129 - - 0.439 0.065 0.633

C12 - 0.022 - - - 0.022

5.567 18.173 34.855 - 41.405

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

NAFTA HIDROTRATADA MUESTRA 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name

C:\CHEM32\1\DATA\MUESTRAS 2012-11-19\105F0101.D

C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\

Nafta Hidrotratada(2nd)

11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


5.472 468.3 0.1344 0.1610 0.2058 8.358i-pentane

6.005 500.0 0.4951 0.5869 0.7579 30.782n-pentane

7.015 530.9 0.0206 0.0236 0.0264 1.2882,2-dimethylbutane

8.077 558.8 0.2121 0.2112 0.3341 13.565cyclopentane

8.139 560.3 0.2002 0.2246 0.2566 12.4972,3-dimethylbutane

8.309 564.5 1.6549 1.8807 2.1210 103.2982-methylpentane

8.995 580.2 1.2915 1.4430 1.6552 80.6133-methylpentane

9.941 600.0 2.8273 3.1823 3.6235 176.473n-hexane





13.717 645.9 0.2594 0.2190 0.3668 17.863benzene


14.636 655.2 1.4636 1.3954 1.9208 93.595cyclohexane

15.666 664.9 1.7678 1.9335 1.9485 110.7852-methylhexane



16.682 673.8 2.6208 2.8310 2.8888 164.2423-methylhexane



17.985 684.5 0.2469 0.2625 0.2722 15.4743-ethylpentane



20.062 700.1 4.7784 5.1874 5.2669 299.454n-heptane




25.869 736.3 0.3136 0.3356 0.3032 19.6922,5-dimethylhexane

26.228 738.3 0.4262 0.4517 0.4121 26.7622,4-dimethylhexane


27.604 745.6 0.0756 0.0791 0.0731 4.7493,3-dimethylhexane



30.228 758.5 1.3544 1.1595 1.6235 92.260toluene


32.286 767.9 0.3542 0.3692 0.3425 22.2412,3-dimethylhexane

32.487 768.8 0.1892 0.1972 0.1829 11.8782-methyl-3-ethylpentane

33.767 774.3 3.1380 3.3372 3.0341 197.0452-methylheptane

34.063 775.5 0.9480 0.9986 0.9166 59.5274-methylheptane

34.471 777.2 0.1461 0.1508 0.1412 9.1733,4-dimethylhexane

35.161 780.1 1.7617 1.8323 1.7033 110.6203-ethylhexane



36.540 785.6 0.2798 0.2659 0.2754 17.8921,1-dimethylcyclohexane



Page 1 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name


C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\


11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha







40.460 800.2 4.0566 4.2859 3.9223 254.729n-octane


41.519 808.4 0.0877 0.0834 0.0767 5.608N4











46.156 842.2 0.1462 0.1391 0.1280 9.349N6



46.878 847.1 0.2975 0.2831 0.2604 19.027N7

47.121 848.8 0.1850 0.1761 0.1619 11.832N8

47.704 852.7 0.7728 0.6616 0.8040 52.244ethylbenzene

47.932 854.2 0.6565 0.6247 0.5744 41.980N9

48.102 855.4 0.6681 0.6357 0.5845 42.720N10

48.336 856.9 0.1171 0.1114 0.1024 7.487N11

48.703 859.3 0.0267 0.0271 0.0230 1.677I3




49.685 865.7 0.2867 0.2910 0.2469 18.0413,4-dimethylheptane*


49.982 867.6 0.1524 0.1450 0.1333 9.744N13

50.175 868.8 0.2184 0.2250 0.1880 13.7404-ethylheptane

50.623 871.6 0.6686 0.6891 0.5758 42.0694-methyloctane

50.777 872.6 0.8670 0.9020 0.7466 54.5532-methyloctane

50.970 873.8 0.2792 0.2657 0.2443 17.855N15

51.301 875.9 0.3364 0.3201 0.2943 21.509N16

51.478 877.0 0.1784 0.1823 0.1536 11.2253-ethylheptane

51.666 878.1 1.2917 1.2648 1.1301 82.6001c,2t,3-trimethylcyclohexane


52.286 882.0 0.0925 0.0889 0.0809 5.9131c,2t,4c-trimethylcyclohexane

53.106 886.9 1.3946 1.3271 1.2202 89.183N18

53.407 888.7 0.4155 0.3953 0.3635 26.568N19

53.661 890.2 0.0339 0.0344 0.0292 2.132I8

53.794 891.0 0.1019 0.0970 0.0891 6.516N21

Page 2 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name


C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\


11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


54.002 892.3 0.1847 0.1757 0.1616 11.809N22

54.968 897.9 0.1153 0.1097 0.1009 7.372N23

55.343 900.1 3.3021 3.4154 2.8436 207.769n-nonane


55.916 905.7 0.1478 0.1388 0.1293 9.449N25

56.452 910.8 0.2100 0.1809 0.1930 14.107i-propylbenzene

56.805 914.1 0.7330 0.6886 0.6413 46.870N26

57.105 917.0 0.2784 0.2831 0.2161 17.555I11

57.422 919.9 0.2506 0.2548 0.1945 15.798I12

57.700 922.5 0.3303 0.3384 0.2564 20.8252,2-dimethyloctane

58.159 926.8 0.0938 0.0881 0.0821 5.998N28

58.433 929.3 0.9627 0.9044 0.8422 61.560N29

58.955 934.1 0.3399 0.3455 0.2638 21.4272,5-dimethyloctane


59.394 938.1 0.0885 0.0821 0.0697 5.658N30

59.576 939.7 1.3514 1.3741 1.0491 85.204I14

59.784 941.6 0.1718 0.1725 0.1333 10.8293,3-dimethyloctane

59.991 943.5 0.4756 0.4412 0.3745 30.413N31

60.215 945.5 0.2450 0.2110 0.2251 16.457n-propylbenzene

60.388 947.0 0.5042 0.5082 0.3914 31.7863,6-dimethyloctane


60.875 951.3 0.4967 0.4608 0.3911 31.761N32


61.532 957.1 0.5775 0.5358 0.4547 36.928N33


62.271 963.5 0.1205 0.1209 0.0935 7.597I15

62.487 965.4 0.1149 0.1066 0.0905 7.350N34

62.679 967.0 0.4861 0.4876 0.3774 30.649I16

62.778 967.9 0.3067 0.3108 0.2381 19.3395-methylnonane

62.963 969.4 0.3641 0.3651 0.2826 22.952I17

63.319 972.5 0.1065 0.1088 0.0827 6.7132-methylnonane

63.502 974.0 0.1324 0.1329 0.1028 8.3503-ethyloctane

63.656 975.3 0.4444 0.4123 0.3499 28.417N35

63.838 976.9 0.1688 0.1708 0.1310 10.6433-methylnonane

64.154 979.5 0.0286 0.0265 0.0225 1.827N36

64.437 981.9 0.7579 0.7602 0.5883 47.784I19


64.907 985.8 0.4036 0.4049 0.3133 25.448I20

65.196 988.2 0.0666 0.0668 0.0517 4.199I22

65.342 989.4 0.1029 0.1032 0.0799 6.489I23

65.465 990.4 0.0675 0.0626 0.0532 4.317N37

65.636 991.8 0.0131 0.0122 0.0103 0.8381t-methyl-2-n-propylcyclohexan

65.894 993.9 0.0640 0.0642 0.0497 4.034I24

66.067 995.3 0.1016 0.0883 0.0836 6.785i-butylbenzene


66.656 1000.1 1.3791 1.4022 1.0705 86.947n-decane

66.888 1002.7 0.0591 0.0548 0.0465 3.778N38

Page 3 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name


C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\


11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha





68.011 1015.1 0.0348 0.0349 0.0246 2.195I28

68.284 1018.1 0.0611 0.0612 0.0431 3.853I29

68.406 1019.5 0.0720 0.0555 0.0673 4.9172-3-dihydroindene

68.691 1022.5 0.0784 0.0715 0.0617 5.013sec-butylcyclohexane

68.840 1024.2 0.1349 0.1353 0.0953 8.511I30


69.601 1032.4 0.1377 0.1277 0.0986 8.804N40

70.004 1036.7 0.0815 0.0756 0.0583 5.141I32

70.207 1038.9 0.0748 0.0643 0.0616 4.9991,3-diethylbenzene


70.654 1043.6 0.1157 0.1160 0.0817 7.302I33

70.799 1045.1 0.0391 0.0337 0.0322 2.6111,4-diethylbenzene


71.100 1048.3 0.0394 0.0340 0.0324 2.631n-butylbenzene


71.657 1054.1 0.0581 0.0539 0.0416 3.714N41


72.373 1061.5 0.0701 0.0704 0.0496 4.427I37

72.662 1064.5 0.0524 0.0525 0.0370 3.304I38


73.595 1074.0 0.0851 0.0854 0.0601 5.372I40


76.202 1100.0 0.1370 0.1367 0.0968 8.645n-undecane


84.719 1200.1 0.0176 0.0173 0.0114 1.110n-dodecane

Page 4 of 4



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name


C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\


11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


Composite report


(in mass percent)

C5 0.212 - - 0.134 0.495 0.842

C6 4.041 0.259 - 3.167 2.827 10.295

C7 12.137 1.354 - 5.921 4.778 24.191

C8 12.784 3.226 - 7.582 4.057 27.649

C9 12.386 1.580 - 6.943 3.302 24.212

C10 2.444 1.527 - 6.458 1.379 11.808

C11 0.196 - - 0.635 0.137 0.968

C12 - 0.017 - - 0.018 0.034

7.964 16.993 30.842 - 44.201

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:


-

- Total Oxygenates:

Total

Total


Composite report


(in mole percent)

C5 0.334 0.000 0.000 0.206 0.758 1.298

C6 5.304 0.367 0.000 4.059 3.624 13.353

C7 13.653 1.624 0.000 6.527 5.267 27.070

C8 12.583 3.356 0.000 7.331 3.922 27.192

C9 10.837 1.453 0.000 5.979 2.844 21.113

C10 1.925 1.257 0.000 5.013 1.071 9.265

C11 0.140 0.000 0.000 0.450 0.097 0.687

C12 0.000 0.011 0.000 0.000 0.011 0.023

8.068 17.593 29.564 0.000 44.775

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000


Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name


C:\Chem32\1\DATA\PAC-110615\101F0101.D\


11/16/2012 10:19:07 AM

11/19/2012 10:28:29 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

105

1

0.1

169 (169)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Naphtha


Composite report


(in volume percent)

C5 0.211 - - 0.161 0.587 0.959

C6 3.951 0.219 - 3.572 3.182 10.924

C7 11.862 1.159 - 6.410 5.187 24.620

C8 12.311 2.755 - 7.989 4.286 27.341

C9 11.755 1.338 - 7.165 3.415 23.673

C10 2.266 1.306 - 6.527 1.402 11.502

C11 0.182 - - 0.631 0.137 0.950

C12 - 0.014 - - 0.017 0.031

6.792 18.214 32.456 - 42.538

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

NAFTA REFORMADA MUESTRA 1



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


3.904 303.5 0.0480 0.0739 0.1148 2.822propane

4.219 358.0 0.3347 0.4624 0.6071 19.897i-butane

4.396 386.8 0.0017 0.0022 0.0032 0.105butene-1

4.490 400.8 0.2846 0.3787 0.5164 16.924n-butane

5.479 469.4 0.4244 0.5187 0.6381 26.135O1

5.906 495.3 0.0045 0.0053 0.0067 0.2752-methylbutene-1

6.012 500.8 0.3964 0.4874 0.5793 23.729n-pentane

6.179 506.3 0.0045 0.0051 0.0069 0.284isoprene

6.526 517.2 0.0034 0.0040 0.0043 0.2093,3-dimethylbutene-1

7.021 531.8 0.2260 0.2681 0.2765 13.5842,2-dimethylbutane

7.638 548.6 0.0050 0.0059 0.0075 0.294O5

7.750 551.5 0.0045 0.0054 0.0068 0.268O6

8.083 559.9 0.2663 0.2751 0.4005 16.401cyclopentane

8.145 561.4 0.3728 0.4339 0.4562 22.4092,3-dimethylbutane

8.315 565.5 2.3292 2.7461 2.8502 140.0032-methylpentane

9.001 581.3 1.8056 2.0928 2.2094 108.5293-methylpentane

9.245 586.6 0.0074 0.0083 0.0093 0.4552-methylpentene-1

9.947 600.9 3.2068 3.7446 3.9240 192.751n-hexane

10.024 602.0 0.0099 0.0112 0.0124 0.610t-hexene-3

10.230 604.8 0.0091 0.0103 0.0114 0.562c-hexene-3

10.376 606.9 0.0136 0.0154 0.0171 0.838t-hexene-2

10.523 608.8 0.0121 0.0122 0.0155 0.7454-methylcyclopentene

10.592 609.8 0.0079 0.0087 0.0099 0.4863-methyl-c-pentene-2


10.842 613.1 0.0047 0.0052 0.0059 0.289O13

11.267 618.5 0.0133 0.0146 0.0166 0.8183-methyl-t-pentene-2





13.464 643.7 0.0147 0.0162 0.0158 0.9083,4-dimethylpentene-1

13.719 646.4 1.5372 1.3467 2.0751 101.937benzene


14.644 655.6 0.3507 0.3877 0.3766 21.5935-methylhexene-1

14.885 657.9 0.0060 0.0059 0.0075 0.366cyclohexane

15.212 661.0 0.0045 0.0050 0.0049 0.2792-methyl-t-hexene-3

15.492 663.5 0.0095 0.0104 0.0102 0.5854-methylhexene-1

15.672 665.2 2.5099 2.8478 2.6413 151.4632-methylhexane



16.686 674.0 3.2234 3.6122 3.3922 194.5243-methylhexane

17.419 680.1 0.7990 0.8568 0.8581 49.2003,4-dimethyl-c-pentene-2





19.248 694.2 0.0103 0.0111 0.0111 0.6363-methyl-c-hexene-3

Page 1 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


19.754 697.9 0.0422 0.0462 0.0453 2.596t-heptene-3

20.064 700.1 4.1148 4.6341 4.3303 248.319n-heptane

20.380 702.3 0.0193 0.0209 0.0208 1.1903-methyl-c-hexene-2

20.548 703.5 0.0103 0.0114 0.0111 0.6353-methyl-t-hexene-3

20.823 705.4 0.0144 0.0158 0.0155 0.890t-heptene-2

21.047 706.9 0.0100 0.0106 0.0107 0.6153-ethylpentene-2

21.508 710.0 0.0381 0.0408 0.0409 2.348O28

22.205 714.5 0.0274 0.0270 0.0301 1.6883-ethylcyclopentene


23.760 724.2 0.3791 0.3986 0.4071 23.343O35


25.870 736.2 0.4364 0.4845 0.4028 26.3882,5-dimethylhexane

26.230 738.2 0.6436 0.7076 0.5941 38.9152,4-dimethylhexane


27.603 745.5 0.2390 0.2592 0.2207 14.4543,3-dimethylhexane


29.559 755.2 0.1143 0.1202 0.1074 7.037O43

30.262 758.5 9.2072 8.1769 10.5370 603.945toluene

31.125 762.5 0.0166 0.0174 0.0156 1.019O45


32.285 767.7 0.4887 0.5284 0.4511 29.5492,3-dimethylhexane


33.762 774.1 2.1817 2.4070 2.0140 131.9212-methylheptane

34.061 775.4 1.1082 1.2110 1.0230 67.0094-methylheptane

34.469 777.0 0.0696 0.0700 0.0666 4.2851,3-octadiene


35.486 781.2 0.4483 0.4891 0.4139 27.1103-methylheptane

36.552 785.4 0.0578 0.0618 0.0483 3.5592,6-dimethylheptene-1


37.839 790.3 0.1685 0.1692 0.1584 10.3783c-ethylmethylcyclopentane



38.830 794.0 0.1004 0.1076 0.0944 6.183t-octene-4



40.453 799.8 2.8400 3.1127 2.6216 171.726n-octane



43.140 820.1 0.1507 0.1488 0.1417 9.282N2

43.773 824.7 0.1030 0.1162 0.0861 6.3442,3,3-trimethylhexene-1








Page 2 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


46.156 841.7 0.0356 0.0356 0.0297 2.192*1c,3c,5-trimethylcyclohexane



46.878 846.6 0.0617 0.0609 0.0515 3.797N7

47.124 848.3 0.0382 0.0377 0.0319 2.353N8

47.705 852.2 2.3048 2.0468 2.2892 150.038ethylbenzene

47.942 853.8 0.0631 0.0623 0.0527 3.887N9

48.103 854.9 0.1543 0.1523 0.1289 9.501N10

48.624 858.3 0.0342 0.0360 0.0281 2.070I3





49.833 866.1 0.0965 0.0953 0.0806 5.945N13

50.182 868.4 0.1782 0.1906 0.1465 10.8004-ethylheptane

50.629 871.2 0.8168 0.8732 0.6715 49.4894-methyloctane

50.782 872.2 0.9723 1.0494 0.7994 58.9112-methyloctane

50.870 872.7 0.0403 0.0398 0.0337 2.483N15

51.299 875.4 0.0193 0.0190 0.0161 1.188N16

51.475 876.5 0.2196 0.2327 0.1805 13.3053-ethylheptane

51.669 877.7 1.0930 1.1681 0.8987 66.2273-methyloctane



52.752 884.3 0.0186 0.0196 0.0153 1.126I6

53.010 885.9 0.1043 0.1100 0.0858 6.320I7

53.176 886.9 0.0349 0.0344 0.0291 2.146N18

53.332 887.8 0.0384 0.0379 0.0320 2.362N19

53.593 889.4 0.0198 0.0198 0.0165 1.217nonene-1

53.807 890.6 0.0057 0.0056 0.0047 0.349N21


54.609 895.4 0.0211 0.0238 0.0176 1.299t-7-methyloctene-3

54.991 897.6 0.0216 0.0214 0.0181 1.332N23

55.243 899.1 0.0343 0.0362 0.0282 2.079I10

55.343 899.6 1.6628 1.7841 1.3671 100.746n-nonane


56.806 913.5 0.0997 0.0972 0.0833 6.140N26

57.002 915.4 0.0470 0.0496 0.0348 2.854I11

57.692 921.9 0.1911 0.2031 0.1416 11.6042,2-dimethyloctane

57.919 924.0 0.0210 0.0223 0.0156 1.2752,4-dimethyloctane

58.364 928.2 0.0731 0.0712 0.0611 4.501N29

58.542 929.8 0.2613 0.2765 0.1937 15.8642,6-dimethyloctane


59.574 939.3 0.3505 0.3697 0.2597 21.278I14

59.984 943.0 0.8602 0.7684 0.7547 55.641n-propylbenzene




Page 3 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate



61.762 958.9 1.1427 1.0998 0.8591 70.366N33

62.002 961.0 0.0987 0.1030 0.0732 5.9942,3-dimethyloctane

62.494 965.3 0.1170 0.1126 0.0879 7.203N34


62.968 969.3 0.2940 0.3059 0.2179 17.850I17

63.320 972.4 0.0618 0.0655 0.0458 3.7492-methylnonane

63.670 975.4 0.3434 0.3305 0.2581 21.143N35


66.121 995.8 0.0894 0.0806 0.0702 5.749i-butylbenzene


66.657 1000.3 0.4779 0.5041 0.3542 29.016n-decane

66.902 1003.0 0.0125 0.0120 0.0094 0.768N38




68.387 1019.4 0.4810 0.3842 0.4292 31.6212-3-dihydroindene

68.819 1024.1 0.0146 0.0152 0.0099 0.889I30


69.605 1032.6 0.0474 0.0456 0.0324 2.917N40

70.187 1038.8 0.1732 0.1544 0.1361 11.1451,3-diethylbenzene


70.645 1043.7 0.0156 0.0162 0.0105 0.946I33

70.810 1045.4 0.4299 0.3840 0.3377 27.6551,4-diethylbenzene

71.103 1048.5 0.2947 0.2636 0.2316 18.962n-butylbenzene



72.378 1061.8 0.0216 0.0224 0.0145 1.311I37

72.669 1064.8 0.0223 0.0232 0.0151 1.357I38



73.618 1074.5 0.6776 0.7050 0.4571 41.179I40


75.331 1091.6 0.0285 0.0258 0.0203 1.8241,4-methyl-t-butylbenzene


75.914 1097.4 0.0074 0.0064 0.0052 0.4731,2-ethyl-i-propylbenzene

76.204 1100.3 0.0187 0.0194 0.0126 1.138n-undecane

76.593 1105.1 0.3273 0.2839 0.2571 21.0561,2,4,5-tetramethylbenzene


78.393 1127.0 0.1201 0.1039 0.0958 7.7305-methylindan

78.963 1133.9 0.0385 0.0393 0.0238 2.340I43

79.108 1135.6 0.0292 0.0253 0.0233 1.8784-methylindan

79.271 1137.6 0.1273 0.1101 0.0906 8.1551,2-ethyl-n-propylbenzene


80.253 1149.2 0.0221 0.0191 0.0157 1.413n-pentylbenzene

80.528 1152.4 0.0498 0.0480 0.0312 3.0701t-M-2-(4-MP)cyclopentane


Page 4 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate



81.781 1167.0 0.1117 0.0839 0.0919 7.524naphthalene

83.156 1182.7 0.0211 0.0215 0.0130 1.350I47

83.628 1188.1 0.0575 0.0588 0.0356 3.686I48

83.769 1189.7 0.0384 0.0332 0.0250 2.4521,3-di-n-propylbenzene

84.507 1197.9 0.0343 0.0297 0.0223 2.190A6

87.769 1240.5 0.0189 0.0164 0.0123 1.2071,4-methyl-n-pentylbenzene

90.341 1273.3 0.0475 0.0484 0.0272 2.892I49

90.936 1280.7 0.0427 0.0328 0.0303 2.7321,2,3,4,5-pentamethylbenzene

92.154 1295.8 0.0381 0.0287 0.0280 2.5451-methylnaphthalene

Page 5 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in mass percent)

C3 - - - - 0.048 0.048

C4 - - 0.002 0.335 0.285 0.621

C5 0.266 - 0.443 - 0.396 1.106

C6 3.034 1.537 0.113 4.734 3.207 12.624

C7 4.387 9.207 1.691 7.514 4.115 26.915

C8 4.213 14.128 0.301 5.569 2.840 27.051

C9 1.223 12.786 0.202 6.195 1.663 22.069

C10 1.615 4.195 - 1.340 0.478 7.628

C11 0.047 0.228 - 0.752 0.019 1.046

C12 0.050 0.679 - 0.117 - 0.846

C13 - - - 0.047 - 0.047

42.761 13.050 26.602 2.751 14.836

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:


-

- Total Oxygenates:

Total

Total


Composite report


(in mole percent)

C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.115 0.115

C4 0.000 0.000 0.003 0.607 0.516 1.127

C5 0.400 0.000 0.666 0.000 0.579 1.646

C6 3.802 2.075 0.135 5.792 3.924 15.728

C7 4.711 10.537 1.817 7.908 4.330 29.303

C8 3.959 14.033 0.284 5.140 2.622 26.038

C9 1.022 11.225 0.168 5.093 1.367 18.875

C10 1.214 3.298 0.000 0.993 0.354 5.859

C11 0.032 0.162 0.000 0.507 0.013 0.714

C12 0.031 0.464 0.000 0.072 0.000 0.568

C13 0.000 0.000 0.000 0.027 0.000 0.027

41.794 13.820 26.140 3.073 15.172

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000


Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada

11/12/2012 8:07:41 AM

11/19/2012 12:31:15 PM

DHA Front End


Admin

DHA

1

103

1

0.1

198 (198)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in volume percent)

C3 - - - - 0.074 0.074

C4 - - 0.002 0.462 0.379 0.843

C5 0.275 - 0.540 - 0.487 1.303

C6 3.120 1.347 0.124 5.541 3.745 13.876

C7 4.463 8.177 1.818 8.454 4.634 27.546

C8 4.228 12.533 0.315 6.112 3.113 26.300

C9 1.202 11.222 0.222 6.623 1.784 21.053

C10 1.555 3.708 - 1.411 0.504 7.177

C11 0.046 0.194 - 0.782 0.019 1.041

C12 0.048 0.571 - 0.120 - 0.738

C13 - - - 0.048 - 0.048

37.751 14.739 29.554 3.021 14.936

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

NAFTA REFORMADA MUESTRA 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Reformada (2nd)

11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


3.891 301.0 0.0546 0.0839 0.1307 3.251propane

4.205 355.6 0.3520 0.4853 0.6385 21.185i-butane

4.383 384.7 0.0019 0.0024 0.0036 0.118butene-1

4.475 399.2 0.3367 0.4469 0.6107 20.264n-butane

5.462 468.4 0.5790 0.7180 0.8462 35.092i-pentane

5.886 494.1 0.0012 0.0014 0.0018 0.0762-methylbutene-1

5.994 500.2 0.6641 0.8148 0.9705 40.247n-pentane

6.167 505.9 0.0059 0.0070 0.0089 0.369t-pentene-2

6.508 516.6 0.0058 0.0068 0.0087 0.362c-pentene-2

7.002 531.2 0.2185 0.2586 0.2673 13.2942,2-dimethylbutane

7.616 548.0 0.0026 0.0031 0.0039 0.157O5

7.736 551.1 0.0054 0.0063 0.0081 0.322O6

8.063 559.4 0.2787 0.2873 0.4190 17.374cyclopentane

8.124 560.9 0.3718 0.4317 0.4549 22.6222,3-dimethylbutane

8.295 565.0 2.2959 2.7009 2.8091 139.7032-methylpentane

8.980 580.8 1.7682 2.0450 2.1634 107.5913-methylpentane

9.224 586.2 0.0091 0.0104 0.0114 0.569hexene-1

9.924 600.6 3.1383 3.6566 3.8398 190.959n-hexane

10.032 602.1 0.0051 0.0058 0.0064 0.319t-hexene-3

10.206 604.5 0.0088 0.0099 0.0111 0.551c-hexene-3

10.348 606.5 0.0139 0.0157 0.0175 0.869t-hexene-2


10.564 609.4 0.0105 0.0115 0.0131 0.6533-methyl-c-pentene-2


10.815 612.7 0.0069 0.0076 0.0086 0.429O13

11.248 618.3 0.0136 0.0149 0.0170 0.8483-methyl-t-pentene-2






13.694 646.1 1.4261 1.2466 1.9250 95.739benzene


14.618 655.3 0.3723 0.4107 0.3998 23.2105-methylhexene-1

14.851 657.6 0.0082 0.0081 0.0103 0.512cyclohexane

15.184 660.7 0.0112 0.0123 0.0120 0.6962-methyl-t-hexene-3

15.466 663.3 0.0115 0.0125 0.0123 0.7154-methylhexene-1

15.647 664.9 2.4934 2.8230 2.6237 152.3262-methylhexane



16.660 673.8 3.1942 3.5717 3.3612 195.1413-methylhexane

17.393 679.9 0.8131 0.8849 0.8732 50.6895-methyl-c-hexene-2





19.210 694.0 0.0175 0.0188 0.0188 1.0943-methyl-c-hexene-3

Page 1 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


19.729 697.7 0.0448 0.0489 0.0481 2.790t-heptene-3

20.037 699.9 4.1012 4.6087 4.3155 250.549n-heptane

20.343 702.1 0.0262 0.0282 0.0281 1.6323-methyl-c-hexene-2

20.494 703.1 0.0108 0.0119 0.0116 0.6713-methyl-t-hexene-3

20.790 705.2 0.0161 0.0175 0.0173 1.004t-heptene-2

21.035 706.8 0.0104 0.0111 0.0112 0.6513-ethylpentene-2

21.487 709.9 0.0421 0.0450 0.0452 2.623O28



23.733 724.0 0.3946 0.4140 0.4237 24.598O35


25.841 736.1 0.4389 0.4863 0.4051 26.8672,5-dimethylhexane

26.203 738.1 0.6516 0.7149 0.6015 39.8902,4-dimethylhexane


27.582 745.4 0.2299 0.2412 0.2469 14.332O39


29.543 755.1 0.1207 0.1267 0.1134 7.524O43

30.231 758.4 8.7719 7.7733 10.0379 582.489toluene


32.264 767.6 0.4928 0.5316 0.4548 30.1642,3-dimethylhexane


33.741 774.0 2.1860 2.4065 2.0178 133.8152-methylheptane

34.039 775.3 1.0995 1.1989 1.0149 67.3054-methylheptane

34.439 776.9 0.0719 0.0722 0.0688 4.4801,3-octadiene


35.472 781.1 0.4709 0.5126 0.4346 28.8243-methylheptane






38.815 793.9 0.1200 0.1283 0.1127 7.480t-octene-4



40.441 799.8 2.8199 3.0841 2.6029 172.619n-octane



43.130 820.0 0.1518 0.1495 0.1426 9.464N2










Page 2 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate




46.872 846.6 0.0679 0.0669 0.0567 4.234N7

47.113 848.2 0.0412 0.0406 0.0344 2.567N8

47.698 852.2 2.2234 1.9703 2.2082 146.529ethylbenzene

47.935 853.7 0.0677 0.0667 0.0565 4.219N9

48.097 854.8 0.1631 0.1606 0.1362 10.165N10

48.619 858.3 0.0322 0.0339 0.0265 1.974I3





49.825 866.1 0.1016 0.1001 0.0849 6.335N13

50.177 868.3 0.1712 0.1826 0.1407 10.5014-ethylheptane

50.618 871.1 0.7989 0.8522 0.6567 48.9994-methyloctane

50.771 872.1 0.9579 1.0316 0.7875 58.7542-methyloctane

50.956 873.3 0.0280 0.0276 0.0234 1.749N15

51.297 875.4 0.0208 0.0205 0.0174 1.299N16

51.476 876.5 0.2078 0.2197 0.1708 12.7453-ethylheptane

51.666 877.7 1.0715 1.1426 0.8809 65.7213-methyloctane



52.745 884.3 0.0245 0.0258 0.0202 1.504I6

52.995 885.8 0.1132 0.1191 0.0931 6.943I7

53.164 886.8 0.0552 0.0543 0.0461 3.439N18

53.329 887.8 0.0411 0.0405 0.0343 2.563N19

53.602 889.4 0.0201 0.0201 0.0167 1.250nonene-1

53.796 890.6 0.0102 0.0101 0.0085 0.637N21


54.604 895.3 0.0506 0.0569 0.0422 3.153t-7-methyloctene-3

54.961 897.4 0.0335 0.0330 0.0280 2.089N23/t-nonene-2

55.177 898.7 0.0187 0.0197 0.0154 1.148I10

55.331 899.6 1.6093 1.7230 1.3230 98.708n-nonane


56.800 913.5 0.0940 0.0915 0.0785 5.862N26

56.996 915.3 0.0385 0.0405 0.0285 2.366I11

57.685 921.8 0.1896 0.2010 0.1405 11.6512,2-dimethyloctane

57.915 924.0 0.0260 0.0275 0.0193 1.6012,4-dimethyloctane

58.362 928.2 0.0754 0.0734 0.0630 4.703N29

58.538 929.8 0.2583 0.2727 0.1914 15.8752,6-dimethyloctane


59.570 939.3 0.3531 0.3716 0.2617 21.702I14

59.977 943.0 0.8124 0.7241 0.7127 53.194n-propylbenzene





Page 3 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


61.756 958.8 1.1433 1.0980 0.8594 71.271N33

61.996 960.9 0.1049 0.1092 0.0777 6.4452,3-dimethyloctane

62.486 965.2 0.1191 0.1144 0.0895 7.424N34


62.964 969.3 0.2998 0.3113 0.2222 18.425I17

63.316 972.3 0.0593 0.0627 0.0439 3.6432-methylnonane

63.663 975.3 0.3527 0.3387 0.2651 21.984N35


66.114 995.8 0.0940 0.0847 0.0739 6.124i-butylbenzene


66.652 1000.2 0.5169 0.5440 0.3831 31.769n-decane

66.897 1003.0 0.0111 0.0107 0.0083 0.692N38




68.378 1019.3 0.4773 0.3804 0.4259 31.7652-3-dihydroindene

68.816 1024.1 0.0314 0.0326 0.0212 1.935I30


69.599 1032.6 0.0633 0.0608 0.0432 3.944N40

70.183 1038.8 0.1940 0.1725 0.1524 12.6351,3-diethylbenzene


70.646 1043.7 0.0250 0.0260 0.0169 1.540I33

70.809 1045.4 0.4696 0.4186 0.3689 30.5861,4-diethylbenzene

71.098 1048.5 0.3094 0.2761 0.2431 20.153n-butylbenzene



72.372 1061.7 0.0301 0.0313 0.0203 1.852I37

72.662 1064.7 0.0333 0.0346 0.0224 2.048I38



73.614 1074.4 0.7086 0.7357 0.4780 43.595I40





76.199 1100.2 0.0619 0.0639 0.0418 3.809n-undecane



78.387 1127.0 0.1404 0.1212 0.1120 9.1465-methylindan

78.958 1133.8 0.0553 0.0564 0.0342 3.403I43

79.100 1135.5 0.0432 0.0373 0.0345 2.8154-methylindan



80.245 1149.1 0.0445 0.0384 0.0316 2.884n-pentylbenzene




Page 4 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


81.775 1166.9 0.1396 0.1046 0.1148 9.516naphthalene

83.153 1182.7 0.0290 0.0296 0.0179 1.880I47

83.623 1188.0 0.0708 0.0722 0.0438 4.591I48


84.505 1197.9 0.0399 0.0344 0.0259 2.579A6


90.332 1273.2 0.0604 0.0614 0.0345 3.724I49



Page 5 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in mass percent)

C3 - - - - 0.055 0.055

C4 - - 0.002 0.352 0.337 0.691

C5 0.279 - 0.021 0.579 0.664 1.543

C6 2.990 1.426 0.116 4.654 3.138 12.325

C7 4.564 8.772 1.993 7.450 4.101 26.880

C8 4.383 13.782 0.313 5.361 2.820 26.659

C9 1.338 12.241 0.239 6.122 1.609 21.549

C10 1.626 4.474 - 1.348 0.517 7.965

C11 0.063 0.319 - 0.828 0.062 1.273

C12 0.068 0.779 - 0.155 - 1.001

C13 - - - 0.060 - 0.060

41.793 13.303 26.910 2.683 15.310

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:


-

- Total Oxygenates:

Total

Total


Composite report


(in mole percent)

C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.131 0.131

C4 0.000 0.000 0.004 0.639 0.611 1.253

C5 0.419 0.000 0.031 0.846 0.970 2.267

C6 3.746 1.925 0.138 5.695 3.840 15.344

C7 4.901 10.038 2.140 7.839 4.316 29.234

C8 4.118 13.688 0.295 4.949 2.603 25.653

C9 1.117 10.745 0.200 5.033 1.323 18.418

C10 1.222 3.517 0.000 0.999 0.383 6.121

C11 0.043 0.227 0.000 0.559 0.042 0.871

C12 0.042 0.535 0.000 0.096 0.000 0.673

C13 0.000 0.000 0.000 0.035 0.000 0.035

40.675 14.218 26.689 2.808 15.610

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000


Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/16/2012 12:51:42 PM

11/19/2012 12:36:32 PM

DHA Front End


Admin

DHA

2

106

1

0.1

197 (197)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in volume percent)

C3 - - - - 0.084 0.084

C4 - - 0.002 0.485 0.447 0.935

C5 0.287 - 0.025 0.718 0.815 1.845

C6 3.068 1.247 0.127 5.436 3.657 13.534

C7 4.631 7.773 2.147 8.364 4.609 27.523

C8 4.388 12.200 0.327 5.875 3.084 25.873

C9 1.312 10.719 0.263 6.532 1.723 20.548

C10 1.562 3.945 - 1.416 0.544 7.467

C11 0.061 0.271 - 0.860 0.064 1.256

C12 0.065 0.650 - 0.158 - 0.873

C13 - - - 0.061 - 0.061

36.805 15.026 29.905 2.891 15.373

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

CORRIENTE LÍQUIDA DEL SEPARADOR MUESTRA 1



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


3.693 205.2 0.0134 0.0304 0.0472 0.805ethane

3.895 301.7 0.0700 0.1082 0.1688 4.313propane

4.210 356.3 0.0990 0.1375 0.1812 6.175i-butane

4.480 400.0 0.1242 0.1661 0.2273 7.748n-butane

5.469 468.8 0.4530 0.5565 0.6871 29.266O1

5.895 494.6 0.0056 0.0066 0.0084 0.3592-methylbutene-1

6.002 500.5 0.5196 0.6422 0.7661 32.636n-pentane

6.177 506.2 0.0039 0.0046 0.0059 0.251t-pentene-2

6.514 516.8 0.0042 0.0049 0.0063 0.270c-pentene-2

7.012 531.5 0.1804 0.2151 0.2227 11.3772,2-dimethylbutane

7.626 548.3 0.0066 0.0079 0.0100 0.411O5

7.750 551.5 0.0060 0.0071 0.0091 0.371O6

8.074 559.6 0.2257 0.2344 0.3424 14.585cyclopentane

8.135 561.1 0.3066 0.3587 0.3785 19.3342,3-dimethylbutane

8.306 565.3 1.9313 2.2888 2.3843 121.7982-methylpentane

8.991 581.1 1.5236 1.7752 1.8809 96.0833-methylpentane

9.229 586.3 0.0059 0.0067 0.0074 0.381hexene-1

9.291 587.6 0.0042 0.0048 0.0053 0.2732-methylpentene-1

9.937 600.7 2.7976 3.2838 3.4537 176.428n-hexane

10.041 602.2 0.0064 0.0072 0.0081 0.412t-hexene-3

10.217 604.7 0.0069 0.0078 0.0088 0.448c-hexene-3

10.363 606.7 0.0108 0.0122 0.0136 0.697t-hexene-2


10.580 609.6 0.0071 0.0079 0.0090 0.4613-methyl-c-pentene-2


11.263 618.5 0.0120 0.0133 0.0152 0.7773-methyl-t-pentene-2






13.710 646.3 1.4465 1.2739 1.9701 100.647benzene


14.634 655.5 0.3067 0.3409 0.3324 19.8185-methylhexene-1

14.867 657.7 0.0090 0.0090 0.0114 0.582cyclohexane

15.215 661.0 0.0088 0.0099 0.0096 0.5712-methyl-t-hexene-3

15.490 663.5 0.0143 0.0157 0.0155 0.9234-methylhexene-1

15.660 665.1 2.4517 2.7963 2.6030 155.2312-methylhexane



16.678 674.0 3.1491 3.5473 3.3434 199.3883-methylhexane






19.222 694.0 0.0085 0.0092 0.0092 0.5493-methyl-c-hexene-3

Page 1 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


19.748 697.9 0.0412 0.0454 0.0446 2.660t-heptene-3

20.058 700.1 4.0541 4.5895 4.3043 256.691n-heptane

20.351 702.1 0.0128 0.0139 0.0139 0.8293-methyl-c-hexene-2

20.532 703.4 0.0129 0.0144 0.0140 0.8333-methyl-t-hexene-3

20.817 705.3 0.0263 0.0289 0.0285 1.701t-heptene-2

21.034 706.8 0.0109 0.0117 0.0118 0.7053-ethylpentene-2

21.500 709.9 0.0382 0.0411 0.0414 2.469O28



23.756 724.1 0.3765 0.3980 0.4079 24.323O35


25.867 736.2 0.4424 0.4937 0.4120 28.0652,5-dimethylhexane

26.223 738.2 0.6531 0.7218 0.6082 41.4342,4-dimethylhexane


27.598 745.4 0.2438 0.2657 0.2270 15.4653,3-dimethylhexane


29.549 755.2 0.1125 0.1189 0.1067 7.269O43

30.260 758.5 9.4019 8.3934 10.8555 647.062toluene


32.284 767.7 0.4858 0.5280 0.4524 30.8202,3-dimethylhexane


33.763 774.1 2.1677 2.4041 2.0189 137.5272-methylheptane

34.055 775.3 1.0593 1.1637 0.9866 67.2084-methylheptane

34.462 777.0 0.0525 0.0531 0.0507 3.3931,3-octadiene


35.485 781.2 0.4442 0.4871 0.4137 28.1833-methylheptane






38.831 794.0 0.0872 0.0940 0.0827 5.636t-octene-4



40.453 799.8 2.9015 3.1968 2.7022 184.079n-octane



43.137 820.1 0.1523 0.1511 0.1444 9.840N2










Page 2 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate




46.880 846.6 0.0587 0.0583 0.0495 3.795N7

47.121 848.3 0.0346 0.0344 0.0292 2.238N8

47.706 852.2 2.4056 2.1476 2.4106 164.309ethylbenzene

47.943 853.8 0.0556 0.0552 0.0469 3.593N9

48.106 854.9 0.1521 0.1510 0.1282 9.829N10

48.628 858.3 0.0332 0.0352 0.0275 2.111I3





49.834 866.1 0.1179 0.1170 0.0994 7.617N13

50.182 868.4 0.1829 0.1966 0.1517 11.6274-ethylheptane

50.626 871.2 0.8416 0.9045 0.6981 53.5044-methyloctane

50.779 872.1 0.9777 1.0607 0.8110 62.1532-methyloctane

50.970 873.3 0.0257 0.0255 0.0217 1.660N15

51.307 875.4 0.0199 0.0197 0.0168 1.285N16

51.475 876.5 0.2260 0.2407 0.1874 14.3643-ethylheptane

51.673 877.7 1.1286 1.2124 0.9361 71.7443-methyloctane


52.757 884.3 0.0273 0.0289 0.0226 1.734I6

53.015 885.9 0.0954 0.1011 0.0791 6.062I7

53.184 886.9 0.0503 0.0499 0.0424 3.247N18

53.316 887.7 0.0437 0.0433 0.0368 2.820N19

53.602 889.4 0.0187 0.0198 0.0155 1.189I8


54.611 895.4 0.0417 0.0473 0.0352 2.695t-7-methyloctene-3

54.982 897.5 0.0327 0.0324 0.0275 2.111N23

55.171 898.6 0.0209 0.0222 0.0173 1.330I10

55.336 899.6 1.7155 1.8503 1.4229 109.054n-nonane


56.805 913.5 0.0949 0.0929 0.0799 6.129N26

57.002 915.4 0.0443 0.0470 0.0331 2.823I11

57.688 921.9 0.1960 0.2094 0.1466 12.4862,2-dimethyloctane

57.920 924.0 0.0231 0.0246 0.0173 1.4732,4-dimethyloctane

58.361 928.2 0.0699 0.0685 0.0589 4.518N29

58.543 929.8 0.2667 0.2837 0.1994 16.9872,6-dimethyloctane


59.574 939.3 0.3566 0.3781 0.2667 22.717I14

59.982 943.0 0.9143 0.8209 0.8093 62.046n-propylbenzene





61.761 958.9 1.1995 1.1605 0.9098 77.497N33

62.000 961.0 0.1013 0.1063 0.0757 6.4532,3-dimethyloctane

Page 3 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


62.491 965.2 0.1248 0.1207 0.0946 8.060N34


62.968 969.4 0.3093 0.3235 0.2313 19.701I17

63.319 972.4 0.0652 0.0695 0.0487 4.1532-methylnonane

63.668 975.3 0.3620 0.3502 0.2746 23.388N35


64.817 985.0 0.0112 0.0117 0.0084 0.714I20

64.895 985.7 0.0268 0.0260 0.0203 1.730i-butylcyclohexane

65.058 987.1 0.0206 0.0215 0.0154 1.312I21

65.207 988.3 0.0148 0.0155 0.0111 0.943I22

65.478 990.5 0.0235 0.0228 0.0178 1.520N37

66.118 995.8 0.0944 0.0857 0.0749 6.375i-butylbenzene


66.654 1000.3 0.4863 0.5156 0.3636 30.975n-decane

66.896 1003.0 0.0177 0.0171 0.0134 1.142N38




68.201 1017.4 0.0312 0.0327 0.0213 1.992I29

68.383 1019.4 0.4993 0.4009 0.4495 34.4402-3-dihydroindene

68.816 1024.1 0.0128 0.0134 0.0087 0.818I30


69.597 1032.5 0.0475 0.0459 0.0327 3.068N40

70.186 1038.8 0.1738 0.1557 0.1378 11.7331,3-diethylbenzene


70.653 1043.8 0.0129 0.0135 0.0088 0.822I33

70.812 1045.4 0.4238 0.3805 0.3359 28.6081,4-diethylbenzene

71.100 1048.5 0.2965 0.2665 0.2350 20.015n-butylbenzene



72.375 1061.7 0.0214 0.0224 0.0146 1.367I37

72.667 1064.8 0.0220 0.0230 0.0150 1.401I38



73.617 1074.4 0.7183 0.7513 0.4889 45.801I40





76.205 1100.3 0.0258 0.0268 0.0175 1.644n-undecane



78.388 1127.0 0.1265 0.1100 0.1018 8.5405-methylindan

78.964 1133.9 0.0422 0.0434 0.0264 2.693I43

79.102 1135.5 0.0296 0.0258 0.0238 2.0004-methylindan



Page 4 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate





81.778 1166.9 0.1213 0.0916 0.1007 8.574naphthalene

82.324 1173.2 0.0319 0.0278 0.0209 2.1401,4-ethyl-t-butylbenzene

82.702 1177.5 0.0404 0.0415 0.0252 2.713I45

83.157 1182.7 0.0227 0.0233 0.0142 1.524I47

83.625 1188.0 0.0615 0.0633 0.0384 4.137I48


84.507 1197.9 0.0351 0.0305 0.0230 2.352A6


90.332 1273.2 0.0496 0.0508 0.0286 3.168I49



Page 5 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in mass percent)

C2 - - - - 0.013 0.013

C3 - - - - 0.070 0.070

C4 - - - 0.099 0.124 0.223

C5 0.226 - 0.479 - 0.520 1.224

C6 2.754 1.447 0.101 3.942 2.798 11.041

C7 4.222 9.402 1.631 7.309 4.054 26.618

C8 4.174 14.764 0.252 5.521 2.901 27.613

C9 1.180 13.537 0.209 6.350 1.715 22.992

C10 1.754 4.343 - 1.443 0.486 8.027

C11 0.047 0.248 - 0.819 0.026 1.140

C12 0.050 0.772 - 0.167 - 0.989

C13 - - - 0.050 - 0.050

44.514 12.708 25.699 2.673 14.406

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:


-

- Total Oxygenates:

Total

Total


Composite report


(in mole percent)

C2 0.000 0.000 0.000 0.000 0.047 0.047

C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.169 0.169

C4 0.000 0.000 0.000 0.181 0.227 0.409

C5 0.342 0.000 0.727 0.000 0.766 1.835

C6 3.481 1.970 0.121 4.866 3.454 13.892

C7 4.575 10.855 1.768 7.760 4.304 29.262

C8 3.957 14.795 0.240 5.142 2.702 26.837

C9 0.994 11.990 0.176 5.267 1.423 19.850

C10 1.330 3.444 0.000 1.079 0.364 6.217

C11 0.033 0.178 0.000 0.557 0.018 0.786

C12 0.031 0.531 0.000 0.104 0.000 0.667

C13 0.000 0.000 0.000 0.029 0.000 0.029

43.764 13.474 24.986 3.032 14.744

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000


Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta del Separador

11/11/2012 2:25:30 PM

11/19/2012 9:44:12 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

102

1

0.1

202 (202)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in volume percent)

C2 - - - - 0.030 0.030

C3 - - - - 0.108 0.108

C4 - - - 0.138 0.166 0.304

C5 0.234 - 0.588 - 0.642 1.464

C6 2.846 1.274 0.111 4.638 3.284 12.153

C7 4.318 8.393 1.761 8.266 4.590 27.328

C8 4.212 13.165 0.266 6.092 3.197 26.932

C9 1.166 11.944 0.234 6.824 1.850 22.019

C10 1.697 3.858 - 1.527 0.516 7.597

C11 0.046 0.213 - 0.856 0.027 1.142

C12 0.048 0.653 - 0.171 - 0.873

C13 - - - 0.051 - 0.051

39.500 14.410 28.564 2.959 14.568

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

CORRIENTE LÍQUIDA DEL SEPARADOR MUESTRA 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name



Nafta Separador (2nd)

11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:50 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


3.697 207.3 0.0158 0.0360 0.0560 0.970ethane

3.898 302.4 0.0761 0.1176 0.1837 4.771propane

4.213 357.0 0.1030 0.1431 0.1888 6.539i-butane

4.484 400.3 0.1313 0.1755 0.2406 8.333n-butane

5.473 469.1 0.4728 0.5807 0.7178 31.074O1

5.898 494.8 0.0062 0.0073 0.0094 0.4052-methylbutene-1

6.006 500.6 0.5535 0.6839 0.8169 35.370n-pentane

6.176 506.2 0.0055 0.0066 0.0083 0.361t-pentene-2

6.520 517.0 0.0040 0.0047 0.0060 0.261c-pentene-2

7.016 531.6 0.1750 0.2086 0.2163 11.2292,2-dimethylbutane

7.629 548.3 0.0053 0.0063 0.0081 0.336O5

7.744 551.3 0.0040 0.0048 0.0061 0.255O6

8.079 559.7 0.2284 0.2371 0.3468 15.013cyclopentane

8.140 561.3 0.3133 0.3664 0.3871 20.1012,3-dimethylbutane

8.311 565.4 1.9560 2.3172 2.4167 125.4832-methylpentane

8.996 581.2 1.5334 1.7860 1.8946 98.3733-methylpentane

9.238 586.5 0.0053 0.0060 0.0067 0.346hexene-1

9.280 587.4 0.0038 0.0043 0.0048 0.2502-methylpentene-1

9.942 600.8 2.8053 3.2916 3.4660 179.966n-hexane

10.046 602.3 0.0070 0.0079 0.0089 0.461t-hexene-3

10.224 604.8 0.0081 0.0092 0.0103 0.536c-hexene-3

10.369 606.8 0.0120 0.0136 0.0152 0.789t-hexene-2


10.588 609.7 0.0078 0.0087 0.0099 0.5153-methyl-c-pentene-2


10.834 613.0 0.0061 0.0068 0.0077 0.398O13

11.265 618.5 0.0117 0.0129 0.0149 0.7723-methyl-t-pentene-2






13.715 646.3 1.3403 1.1799 1.8269 94.862benzene


14.640 655.5 0.3338 0.3708 0.3620 21.9385-methylhexene-1

14.876 657.8 0.0095 0.0094 0.0120 0.622cyclohexane

15.216 661.0 0.0077 0.0086 0.0084 0.5082-methyl-t-hexene-3

15.498 663.6 0.0118 0.0129 0.0127 0.7734-methylhexene-1

15.670 665.2 2.4421 2.7844 2.5950 157.2952-methylhexane



16.683 674.0 3.1376 3.5331 3.3339 202.0863-methylhexane






Page 1 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:50 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


19.224 694.1 0.0165 0.0178 0.0179 1.0843-methyl-c-hexene-3

19.753 697.9 0.0445 0.0490 0.0483 2.926t-heptene-3

20.060 700.1 4.0702 4.6060 4.3249 262.156n-heptane

20.375 702.3 0.0168 0.0182 0.0182 1.1053-methyl-c-hexene-2

20.537 703.4 0.0082 0.0092 0.0089 0.5423-methyl-t-hexene-3

20.820 705.4 0.0169 0.0186 0.0183 1.112t-heptene-2

21.058 707.0 0.0108 0.0115 0.0117 0.7093-ethylpentene-2

21.504 710.0 0.0445 0.0479 0.0483 2.927O28



23.758 724.1 0.3963 0.4188 0.4297 26.046O35


25.868 736.2 0.4466 0.4983 0.4163 28.8242,5-dimethylhexane

26.225 738.2 0.6600 0.7292 0.6152 42.5942,4-dimethylhexane


27.603 745.5 0.2391 0.2605 0.2228 15.4303,3-dimethylhexane


29.558 755.2 0.1197 0.1265 0.1136 7.870O43

30.258 758.5 8.9095 7.9508 10.2953 623.749toluene


32.284 767.7 0.4988 0.5419 0.4649 32.1912,3-dimethylhexane


33.765 774.1 2.2179 2.4588 2.0673 143.1372-methylheptane

34.059 775.3 1.1256 1.2360 1.0492 72.6444-methylheptane

34.480 777.1 0.0738 0.0746 0.0713 4.8501,3-octadiene


35.487 781.2 0.4643 0.5090 0.4328 29.9683-methylheptane






38.831 794.0 0.1155 0.1244 0.1096 7.593t-octene-4



40.451 799.8 2.8784 3.1701 2.6829 185.763n-octane



43.135 820.1 0.1572 0.1560 0.1492 10.333N2









Page 2 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:50 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate





46.879 846.6 0.0669 0.0663 0.0564 4.396N7

47.118 848.3 0.0392 0.0389 0.0330 2.574N8

47.700 852.2 2.3005 2.0530 2.3071 159.839ethylbenzene

47.934 853.7 0.0593 0.0589 0.0500 3.900N9

48.104 854.9 0.1620 0.1607 0.1366 10.646N10

48.625 858.3 0.0361 0.0383 0.0300 2.336I3





49.830 866.1 0.1058 0.1049 0.0892 6.951N13

50.178 868.3 0.1797 0.1931 0.1492 11.6244-ethylheptane

50.623 871.2 0.8278 0.8893 0.6872 53.5314-methyloctane

50.776 872.1 0.9704 1.0524 0.8056 62.7522-methyloctane

50.965 873.3 0.0233 0.0231 0.0196 1.529N15

51.308 875.5 0.0216 0.0215 0.0183 1.422N16

51.473 876.5 0.2203 0.2346 0.1829 14.2463-ethylheptane

51.671 877.7 1.1220 1.2049 0.9315 72.5603-methyloctane


52.747 884.3 0.0214 0.0227 0.0178 1.387I6

53.005 885.8 0.1053 0.1116 0.0874 6.811I7

53.181 886.9 0.0563 0.0558 0.0475 3.698N18

53.325 887.8 0.0453 0.0449 0.0382 2.975N19

53.605 889.4 0.0157 0.0166 0.0130 1.015I8


54.603 895.3 0.0453 0.0513 0.0382 2.976t-7-methyloctene-3

54.973 897.5 0.0330 0.0327 0.0278 2.170N23

55.166 898.6 0.0205 0.0217 0.0170 1.324I10

55.336 899.6 1.6558 1.7853 1.3746 107.075n-nonane


56.802 913.5 0.0956 0.0936 0.0806 6.281N26

56.996 915.3 0.0492 0.0522 0.0368 3.190I11

57.685 921.8 0.1965 0.2098 0.1470 12.7322,2-dimethyloctane

58.355 928.1 0.0724 0.0709 0.0610 4.756N29

58.539 929.8 0.2667 0.2836 0.1996 17.2812,6-dimethyloctane


59.570 939.3 0.3535 0.3746 0.2645 22.903I14

59.977 943.0 0.8500 0.7629 0.7530 58.678n-propylbenzene





61.756 958.8 1.1957 1.1564 0.9076 78.583N33

61.996 960.9 0.1047 0.1097 0.0783 6.7822,3-dimethyloctane

Page 3 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:50 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


62.486 965.2 0.1259 0.1217 0.0955 8.271N34


62.962 969.3 0.3139 0.3282 0.2349 20.339I17

63.313 972.3 0.0675 0.0719 0.0505 4.3762-methylnonane

63.665 975.3 0.3712 0.3590 0.2818 24.398N35


64.768 984.6 0.0097 0.0101 0.0072 0.626I20

64.911 985.8 0.0352 0.0342 0.0267 2.312i-butylcyclohexane

65.042 986.9 0.0226 0.0236 0.0169 1.464I21

65.198 988.2 0.0170 0.0178 0.0128 1.104I22

65.458 990.4 0.0207 0.0200 0.0157 1.358N37

66.114 995.8 0.0985 0.0893 0.0782 6.766i-butylbenzene


66.649 1000.2 0.5201 0.5513 0.3892 33.704n-decane

66.892 1002.9 0.0201 0.0195 0.0153 1.323N38




68.202 1017.4 0.0159 0.0166 0.0108 1.029I29

68.376 1019.3 0.4884 0.3920 0.4400 34.2672-3-dihydroindene

68.813 1024.1 0.0327 0.0341 0.0222 2.118I30


69.596 1032.5 0.0613 0.0593 0.0423 4.027N40

70.181 1038.8 0.2032 0.1820 0.1612 13.9531,3-diethylbenzene


70.646 1043.7 0.0232 0.0243 0.0158 1.507I33

70.806 1045.4 0.4915 0.4412 0.3899 33.7501,4-diethylbenzene

71.096 1048.4 0.3261 0.2930 0.2587 22.392n-butylbenzene



72.371 1061.7 0.0322 0.0336 0.0219 2.087I37

72.661 1064.7 0.0335 0.0351 0.0228 2.175I38








76.200 1100.2 0.0605 0.0629 0.0412 3.922n-undecane



78.384 1126.9 0.1468 0.1277 0.1183 10.0835-methylindan

78.956 1133.8 0.0541 0.0556 0.0338 3.512I43

79.097 1135.5 0.0415 0.0360 0.0334 2.8474-methylindan



Page 4 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:50 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


80.236 1149.0 0.0470 0.0408 0.0337 3.211n-pentylbenzene




81.774 1166.9 0.1449 0.1094 0.1204 10.418naphthalene

82.313 1173.1 0.0289 0.0251 0.0190 1.9701,4-ethyl-t-butylbenzene

82.714 1177.7 0.0678 0.0697 0.0424 4.635I45

83.154 1182.7 0.0300 0.0308 0.0188 2.051I47

83.621 1188.0 0.0714 0.0734 0.0447 4.884I48


84.499 1197.8 0.0425 0.0370 0.0279 2.898A6


90.330 1273.2 0.0620 0.0635 0.0358 4.031I49



Page 5 of 5



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:51 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in mass percent)

C2 - - - - 0.016 0.016

C3 - - - - 0.076 0.076

C4 - - - 0.103 0.131 0.234

C5 0.228 - 0.498 - 0.554 1.280

C6 2.763 1.340 0.113 3.978 2.805 10.999

C7 4.439 8.910 1.695 7.280 4.070 26.394

C8 4.367 14.396 0.309 5.672 2.878 27.622

C9 1.256 13.062 0.219 6.325 1.656 22.517

C10 1.769 5.387 - 1.418 0.520 9.094

C11 0.061 0.320 - 0.137 0.060 0.580

C12 0.072 0.831 - 0.223 - 1.126

C13 - - - 0.062 - 0.062

44.246 12.767 25.198 2.834 14.955

- Total unknowns:

100.000

Total Heavies:


-

- Total Oxygenates:

Total

Total


Composite report


(in mole percent)

C2 0.000 0.000 0.000 0.000 0.056 0.056

C3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.184 0.184

C4 0.000 0.000 0.000 0.189 0.241 0.429

C5 0.347 0.000 0.756 0.000 0.817 1.919

C6 3.496 1.827 0.135 4.915 3.466 13.838

C7 4.814 10.295 1.839 7.735 4.325 29.009

C8 4.144 14.437 0.295 5.286 2.683 26.845

C9 1.059 11.579 0.184 5.251 1.375 19.447

C10 1.343 4.276 0.000 1.061 0.389 7.069

C11 0.042 0.230 0.000 0.094 0.041 0.407

C12 0.046 0.576 0.000 0.140 0.000 0.761

C13 0.000 0.000 0.000 0.036 0.000 0.036

43.220 13.576 24.706 3.208 15.290

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

0.000

100.000

0.000


Total

Page 1 of 2



Data File

Used Calibration

Seq. Line #

Vial #

Inj

Inj vol µl

Peaks #

Operator

Method

Sequence name

Sample Type

Date report

Date injection

Sample name




11/17/2012 8:55:24 AM

11/19/2012 9:43:51 AM

DHA Front End


Admin

DHA

1

107

1

0.1

203 (203)

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

Reformate


Composite report


(in volume percent)

C2 - - - - 0.036 0.036

C3 - - - - 0.118 0.118

C4 - - - 0.143 0.176 0.319

C5 0.237 - 0.610 - 0.684 1.531

C6 2.855 1.180 0.124 4.678 3.292 12.128

C7 4.537 7.951 1.830 8.230 4.606 27.154

C8 4.404 12.831 0.326 6.255 3.170 26.986

C9 1.240 11.519 0.244 6.795 1.785 21.584

C10 1.711 4.782 - 1.500 0.551 8.543

C11 0.059 0.274 - 0.144 0.063 0.540

C12 0.070 0.699 - 0.229 - 0.998

C13 - - - 0.063 - 0.063

39.236 14.480 28.038 3.134 15.112

Grand Total:

Total unknowns:

Total Heavies:

100.000

-

100.000

-

Total Oxygenates: -

Total

Page 2 of 2

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