TRABAJO DE ORGANICA

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CAPITULO 4
PROPIEDADES FISICO- QUIMICAS DEL PETROLEO
El petróleo y sus productos son •mezclas bastante complejas de hidrocarburos y de sus heteroderivados. El análisis de estas mezclás con separación de compuestos individuales requiere mucho tiempo. Esta es la razón de que en los cálculos tecnológicos, al determinar la calidad de materia prima, de los productos de refinación del petróleo y de la petroquímica, con frecuencia, se hace uso de los datos del análisis técnico. Este ultimo consiste en determinar algunas propiedades físico-químicas y de explotación de los productos del petróleo. Con esto fin se utilizan los siguientes métodos los cuales, tomados en su integridad, permiten caracterizar las propiedades de mercado de los productos del petróleo en distintas condiciones de explotación, vincularlas con la composición de los productos analizados y ofrecer recomendaciones para su más racional aplicación:
1) químicos, que utilizan los procedimientos clásicos de la química analítica;
2) físicos, o sea, la determinación de la densidad, viscosidad, la temperatura de fusión, congelación y ebullición, el calor de combustión, la masa molecular, así como de algunos índices convencionales (penetración, ductibilidad).
3)físico-químicos:colorimetría,titulación potenciométrica, nefelometría, refractometría, espectroscopia, cromatografía:
4) ensayos especiales de las propiedades de explotación y de la composición (le los productos analizados (determinación de los números de octano y de cetano de los combustibles para motores, de la estabilidad química de los combustibles y aceites de la actividad corrosiva, de las temperaturas de inflamación y de ignición, 4.1. Propiedades físicas de los petróleos y de sus productos Densidad : Esta magnitud puede servir de característica independiente, como asimismo formar parte (le otras magnitudes:refracción específica, factor característico, etc. La densidad es 'una magnitud que se define como la masa de la sustancia por el volumen que ésta ocupa. En el Sistema Internacional de Unidades (SI) la unidad de la densidad es kilogramo por ( metro cúbico (kg/m 3 ). La densidad relativa es la relación entre la densidad de la sustancia que se considera y la de la sustancia patrón (en la mayoría de los casos la del agua a 40 C). Los derivados del petróleo y el agua tienen diferentes coeficientes de dilatación, por esta causa, al determinar la densidad relativa, es necesario indicar las temperaturas del agua y del derivado a las cuales se ha realizado la determinación. En la URSS, la densidad del petróleo y de sus derivados se determina a 200 C y se refiere a la densidad del agua a 40 C. En este caso la densidad relativa se designa con (en las publicaciones también se pueden encontrar las designaciones c1/2 y, con menor frecuencia, Ɣ ) Sin embargo, la determinación de la densidad puede efectuarse a cualquier temperatura, calculando luego por la fórmula: donde p es la densidad a la temperatura del ensayo; Ɣ, el coeficiente de dilatación cúbica (su valor se señala en los correspondientes manuales), y de la temperatura a la cual se ha determinado la densidad, 0C. Esta fórmula proporciona buenos resultados en el intervalo de temperaturas de 0 a 50 0 C.
Cabe tener presente que en los Estados Unidos e Inglaterra la densidad se determina a 15,56 0 C (60 0F). En las publicaciones correspondientes se insertan tablas de conversión con arreglo a las condiciones adoptadas como norma en la URSS.
La densidad del petróleo y de sus derivados está relacionada con su composición química; ésta es la razón de que en las Normas Estatales de la URSS (GOST) para combustibles para los motores a chorro, queroseno algunas gasolinas la densidad representa un indicador que se normaliza. diferencia en la densidad entre las fracciones ligeras y medias es mayor entre las fracciones medias y las resinas. Por ejemplo, el petróleo del yacimiento Sovietski tiene la densidad de 0,8400; el rendimiento de fracciones ligeras (hasta 240c C) es de 45% (en masa), y el residuo cuya densidad es un poco mayor que la unidad constituye 14% (en masa). La densidad del petróleo de Surgut Occidental es de 0 8922; cl rendimiento de fracciones ligeras constituye 43 % (en masa), y del pesado residuo resinoso de 0,9824 de densidad, 38% (en masa).
La densidad de las fracciones de corte estrecho depende notablemente de la composición química, lo que. se ve en el ejemplo de los hidrocarburos individuales. Por ejemplo, los hidrocarburos cuya molécula contiene 6 átomos de carbono (hexano, metilciclopentano, ciclohexano y benceno) se destilan en un estrecho intervalo de temperaLuras (desde 68,7 hasta 81 0 C), sin embargo, los valores de su densidad relativa se diferencian esencialmente (0,660; 0,749; 0,779 Y 0,879).
Ya en los años 50, Kártsev, al investigar 250 muestras de petróleo, estableció que en un 70% de casos la densidad del petróleo disminuye con la profundidad del depósito y en un 12% de casos aumenta. En los demás casos no se descubrió regularidad precisa. No se halló una explicación satisfactoria de este fenómeno.
Masa molecular
La masa molecular es la característica físico-química más importante de la sustancia. Para los derivados del petróleo este índice es de especial significación, ya que da el valor «medio» de la masa molecular de las sustancias que entran en la composición de tal o cual fracción del petróleo. La masa molecular de los derivados del petróleo se utiliza ampliamente para calcular los aparatos de las refinerías del petróleo, siendo uno de los índices importantísimos que permite sacar la conclusión sobre la composición de los derivados del petróleo. La masa molecular está relacionada con la temperatura de ebullición de los derivados y forma parte de una serie de índices 'combinados como refracción molecular, paracoro, factor característico y otros.
La masa molecular de las fracciones de corte estrecho —de cincuenta grados— con los mismos límites de destilación para diferentes petróleos tiene -valores bastante próximos. En las publicaciones de referencia se insertan los valores de la masa molecular de las fracciones de corte estrecho para la mayoría de los petróleos de la Unión Soviética.
La determinación de la masa molecular de los derivados del petróleo, al igual que de las sustancias individuales, se realiza por diferentes métodos, lo que se explica por la diversidad de las propiedades de estos derivados. Muy a menudo el método adecuado para determinar la masa molecular de unos productos resulta absolutamente inútil para otros. En la práctica analítica se aplican los métodos crioscópico, ebulloscópico y, menos frecuentemente, el osmométrico. Además, existen métodos de cálculo aproximados.
La fórmula empírica más difundida para determinar la masa molecular de los derivados del petróleo es la relación establecida por Vóinov:
donde a, b, c son constantes diferentes para cada clase de los hidrocarburos- , tmed, la temperatura media de ebullición del derivado del petróleo determinada por las correspondientes tablas o nomogramas*
Para los alcanos la fórmula de VOINOV es como sigue:
La masa molecular está relacionada con la temperatura de ebullición y el índice de refracción mediante la siguiente expresión:
donde teb es la temperatura media (le ebullición de la fracción.
El cálculo realizado de acuerdo con esta ecuación ofrece resultados bastante exactos.
para las fracciones con masa molecular de 70 a 300 (queroseno— aceites lubricantes ligeros) puede utilizarse la correlación M- teb.med – p 20
Viscosidad
La viscosidad es la propiedad de los líquidos (gases) oponer resistencia a la traslación de una parte del líquido respecto a la La fuerza de resistencia al desplazamiento es proporcional al gradiente de velocidad en la dirección de la normal al flujo del líquido, lo que se expresa mediante la ecuación de Newton:
donde F es la fuerza tangencial externa; 11, el coeficiente de fricción ola viscosidad; S, el área de las capas del líquido, y (v2 — VI)/ (y2-— y1), la diferencia de velocidades de las capas del líquido alejadas a una distancia de, y2-y1.
Se distinguen las viscosidades dinámica, cinemática y convencional.
La unidad de viscosidad dinámica en el Sistema Internacional de Unidades (SI) es pascal en segundo (Pa • s). Es la resistencia que opone el líquido al trasladarse una respecto a otra a la velocidad de f m/s dos capas su vas, una de lim2 de área cada una y que se encuentran a una distancia de '1 m, bajo la acción de la fuerza aplicada de
La magnitud recíproca de la viscosidad dinámica se denomina fluencia.
La viscosidad cinemática es igual a la relación entre la viscosidad dinámica y la densidad del líquido a la temperatura de determinación. La unidad de medida de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por segundo (m 2/s).
En la práctica, para caracterizar la viscosidad se utiliza más ampliamente la viscosidad cinemática.
La Viscosidad convencional, (V C) que obtuvo aplicación en la refinación del petróleo es una magnitud que se expresa por la relación de los tiempos de escurrimento de un volumen determinado de agua y de derivado del petróleo o, simplemente, por el tiempo de escurrimiénto del producto a partir del instrumento normalizado. En la URSS la viscosidad convencional se determina comparando el tiempo de escurrimiento de 200 cm 3 de agua a 200 C y del mismo volumen de un derivado del petróleo a la temperatura prefijada. La viscosidad convencional se expresa también en segundos de Saybolt, y segundos de Redwood (se mide en viscosímetros de Saybolt y Redwood).
La viscosidad depende en sumo grado de la temperatura, por esto siempre se señala la temperatura de su determinación. En los requisitos técnicos para los derivados del petróleo, de ordinario, se establecen las normas de viscosidad a 50 y 1000 C, y con menor frecuencia a 200 C.
En los libros de consulta y en las Normas Estatales de la URSS (GOST) se insertan tablas de correlaciones entre las viscosidades con- vencional y cinemática.
Las fracciones pesadas de combustibles, en especial, aceites y combustibles para calderas acusan a la temperatura de 1000 C, i I aproximadamente, una viscosidad muy pequeña, sin embargo, con el descenso de la temperatura su viscosidad crece en un grado considerable. Dicha circunstancia afecta las propiedades de explotación de los materiales lubricantes y, a bajas temperaturas, empeora las condiciones de suministro de los combustibles para calderas a los quemadores.
La dependencia de la viscosidad respecto a la temperatura reviste carácter curvilíneo, propio del derivado del petróleo dado. En la práctica es importante tener la posibilidad de formar la idea acerca de la viscosidad a diferentes temperaturas valiéndose de un número pequeño de determinaciones experimentales. Actualmente, existe una cantidad considerable de distintas ecuaciones empíricas que permiten definir esta dependencia. La mayor difusión la obtuvo la fórmula de Walter:
log log (Nt + a) = A — B log T
donde a	0,8; A 	13 son constantes.
Gráficamente, dicha relación en coordenadas logarítmicas representa una línea recta. Basándose en la fórmula de Walter se han construido diagramas reticulares en los cuales en el eje de abscisas se traza la magnitud proporcional a log T, y en el eje de ordenadas, las magnitudes proporcionales a log log (v -f- 0,8). De este modo, es suficiente conocer la viscosidad del derivado del petróleo a dos temperaturas para determinarla a cualquier temperatura dentro de este intervalo de temperaturas. Se han publicado también nomogramas que, además de los índices absolutos de viscosidad, permite utilizar los convencionales.En los últimos tiempos se ha establecido que la fórmula de Walresultados más exactos si el número 0,8 se sustituyo por 0,6. Para evaluar las propiedades de temperatura y viscosidad de aceites también se utilizan los siguientes índices: I) relación de las viscosidades cinemáticas del derivado del petróleo a 50 y 100 °C 
2.-) coeficiente térmico de viscosidad; 3) índice de viscosidad; 4) coeficiente de viscosidad y temperatura que se utiliza muy raras veces.
Para calcular el primer índice es necesario tener dalos sobre el valor de la viscosidad cinemática a 50 y 1000C. Prácticamente, esta relaciÓn caracteriza tan sólo la suavidad de la curva de temperatura a altas temperaturas, cuando la viscosidad cambia ya relativamente poco.
Para calcular el primer índice es necesario poseer datos sobre el valor de la viscosidad cinemática a 50 y 1000C. En la práctica, esta relación caracteriza tan sólo la suavidad de la curva de temperaturas a altas temperaturas, cuando la viscosidad cambia ya relativamente poco.
El coeficiente térmico de viscosidad (CTV) evalúa la variación de la viscosidad en función de la temperatura en el intervalo de 0 a '1000C, o bien, de 20 a 1000 C. Los datos de partida para calcular este coeficiente son los valores de la viscosidad cinemática para 0,50 y 1000C. El cálculo se realiza por las fórmulas:
CTV0-100 
crrv20-100 
De este modo, el CTV representa la relación entre el gradiente de viscosidad en el intervalo de temperaturas dado y el valor de la viscosidad cinemática a 500C multiplicado por 100.
El índice de viscosidad (IV) de Dean y Davis se utiliza ampliamente en la práctica mundial para evaluar las propiedades de viscosidad y temperatura de los aceites. Es la relación de la viscosidad del aceite que se investiga a 37,80C (1000 F) y 98,9 0 C (2100 F) a la viscosidad a las 0mismas temperaturas de los aceites patrón cuya viscosidad a 98,9C sería igual a la del aceite investigado en unidades convencionales (segundos de Saybolt). El índice de viscosidad de un aceite es igual a 10C) (petróleo parafínico de Pensilvania), y del otro, C) (petróleo resinoso de la Costa del Golfo de México). Seguidamente, es necesario hallar por las tablas a qué es igual la viscosidad de estos aceites patrón a 37,80C y calcular el índice de Dean y Davis de acuerdo con la fórmula:
donde L es la viscosidad a 37,8C del aceite patrón con el IV 0; 11-	H, lo mismo para el IV	100, y X, lo mismo para el aceite que se investiga. G.
En la URSS el índice de viscosidad se determina por los valor o la viscosidad del aceite a 50 y 1000 C basándose en las 'tablas del comite de los Estándares e Instrumentos de Medición*
Los alcanos normales presentan la curva viscosidad-—temperatura más suave, y los arenos, la más pendiente. La viscosidad de los alcanos ramificados es insignificantemente mayor que la de sus isómeros de estructura normal y varía poco al bajar la temperatura.
 La presencia de anillos en las moléculas de hidrocarburos aumenta la viscosidad y su variación con el descenso de la temperatura. En la tabla se insertan algunos ejemplos de la variación de la viscosidad en función de la temperatura.
Muchos petróleos, así como algunos aceites, al enfriarlos hasta una tempera tura determinada, forman sistemas coloidales, como resultado de la cristalización o coagulacion de una parte (le componentes que entran en éstos. En este caso la corriente del líquido deja de ser proporcional a la carga aplicada (110 se somete a la ley de Newton) debido a que en el seno del líquido se forma la estructura de partículas coaguladas (cristalizadas) de cierto componen (asfaltenos, parafinas, ceresinas, etc.). La viscosidad de tales sistemas lleva el nombre de estructural. Para destruir la estructura es necesario aplicar un determinado esfuerzo que se denomina límite de elasticidad. Después de la destrucción de la estructura el líquido adquiere las propiedades newtonianas y su corriente vuelve a ser proporcional al esfuerzo aplicado.
La formación de la estructura en el interior de los productos del petróleo puede ser deseable, por ejemplo, en los betunes, para impartirles mayor dureza, o bien en las grasas consistentes para disminuir su fluencia a las temperaturas de explotación.
Temperaturas de congelación, enturbiamiento y cristalización
La formación de la estructura o simplemente,la precipitación de algunos componentes al enfriarse los derivados del petróleo por ejemplo, la cristalización de las parafinas en los combustibles para motores Diesel y los aceites lubricantes resulta en sumo grado indeseable. Este fenómeno provoca serias dificultades en el empleo de los materiales combustibles y lubricantes en las condiciones de bajas temperaturas, dando lugar a la formación (le atascos en las cañerías de combustible y obturacion de los filtros, lo que conduce a fallos en el funcionamiento de los motores.
La cristalización consiste en que en uno o en muchos puntos del volumen se forman centros de cristalización que crecen a costa de cristalización en éstos del material proveniente del medio circundante carácter de cristalización de las parafinas (ceresinas), al enfriarse los combustibles y los aceites depende. de la velocidad de formación de los centros de cristalización y la de crecimiento de los cristales. Cuanto más baja sea la temperatura, tonto mayor será la velocidad de formación de los centros de cristalización, pero menor la velocidad de crecimiento de los cristales. Esta es la razón de que a temperaturas relativamente altas se forma un pequeño número de cristales grandes, y a bajas temperaturas, gran cantidad de pequeños. Además, sobre la cristalización influyen las propiedades de los componentes que se cristalizan (temperatura y calor de fusión) y las del medio (viscosidad); Su solubilidad la fracción dada de petróleo; la presencia, en la composición del derivado, del petróleo de sustancias tenso activas y de diversas impurezas; la velocidad de enfriamiento del derivado, el grado de mezclado y la diferencia entre la temperatura del derivado y la temperatura de saturación.
La temperatura de cristalización de los hidrocarburos, por regla general, asciende a medida que aumenta su masa molecular y la temperatura de ebullición.
La temperatura más alta de cristalización se observa para los hidrocarburos con estructura simétrica de las moléculas.estructura de congelación, sino también la del comienzo de la cristalización de la parafina.
La cristalización de la parafina viene acompañada de enturbiamiento del derivado. La aparición de una «neblina» de pequeños cristales en el seno del derivado se considera como instante del enturbiamiento. La temperatura que se registra en este instante se denomina temperatura de enturbiamiento.Esta temperatura representa una importante característica de explotación.Se determina visualmente, comparando el derivado del petróleo que se enfría con un patrón transparente.
Se considera como temperatura de congelación aquella a la cual la fracción sometida a enfriamiento en un tubo de ensayo no cambia su nivel al inclinar el tubo de ensayo 45'.
Temperaturas de inflamación, ignición y combustión espontánea (auto ignición)
Se denomina temperatura (punto) de inflamación la temperatura mínima a la cual los vapores de derivado del petróleo forman con el aire una mezcla capaz de originar, para corto período, llama, al introducir en esta mezcla una fuente externa de inflamación (llama, chispa eléctrica, etc.).
La inflamación es una explosión débil; esta explosión es posible en una mezcla de hidrocarburos con aire dentro de unos límites de concentración estrictamente determinados.
Se distinguen los límites superior e inferior de inflamabilidad (osea, de capacidad de explosión). El límite superior se caracteriza por la máxima concentración de los vapores de la sustancia orgánica mezclados con aire, por encima de la cual es imposible la inflamación y la combustión al introducir una fuente externa de ignición, debido a la escases de oxígeno. El límite inferior de inflamabilidad se encuentra a la concentración mínima de la sustancia orgánica en el aire, por debajo de la cual la cantidad de calor liberado en el punto de inflamación local es insuficiente para que la reacción se desarrolle en todo su volumen.
Se llama temperatura de ignición la temperatura mínima a la cual los vapores del producto analizado, al introducir una fuente externa inflamación, forman una llama estable que no se extingue. La -temperatura de ignición siempre es más alta que la de inflamación con frecuencia, bastante considerablemente, alcanzando la diferencia entre éstas varias decenas de grados.
Se denomina temperatura de autoignición (combustión espontánea) la temperatura mínima a la cual los vapores del derivado del petróleo mezclados con aire se inflaman sin externa alguna de ignición, El trabajo de los motores Diesel de combustión interna se basa precisamente sobre esta propiedad de los derivados del petróleo. La temperatura de autoignición es varios centenares de grados superior a la de la inflamación.
Propiedades ópticas
 En la práctica, con el fin de dar una característica rápida de la composición de los productos derivados del petróleo, así como para llevar a cabo el control de la calidad de los derivados durante su producción, con frecuencia, se hace uso de las propiedades ópticas, como el coeficiente de refracción, la refracción molecular y la dispersión. Dichos índices figuran en muchas GOST (Normas estatales de la URSS) para los productos derivados del petróleo y se insertan en los libros de consulta.
Cuando los rayos de luz pasan de un medio a otro ellos cambian su velocidad y dirección. Este fenómeno se llama refracción.
La relación entre los senos de los ángulos de incidencia y de refracción para el medio dado es una magnitud constante que no depende del ángulo de incidencia:
	sen r/sen i = n =	cons
donde r es el ángulo de incidencia; i, el ángulo de refracción, y n, el coeficiente (índice) de refracción.
El índice de refracción depende de la temperatxura a la cual se realiza la determinación y de la longitud de onda de la luz. Esta es la razón de que siempre se indican las condiciones en que se efectuó la determinación. habitualmente, la determinación se realiza respecto a las líneas de Fraunhofer más brillantes (las más de las veces, respecto a la línea amarilla del espectro de sodio D 580,3 una) a 20 0 C. De aquí proviene la designación del índice de refracción . La influencia de la temperatura se tiene en cuenta mediante la fórmula:
donde to es la temperatura convencional (200 C); t, la temperatura del experimento, y a, 0,0004.
Cambiando el ángulo de incidencia se puede llegar a una posición tal en que el ángulo de refracción será igual a 900 , y su seno, una unidad. En este caso el rayo deslizará por la superficie de separación. de los medios (reflexión total interna). Los instrumentos para determinar el índice de refracción se denominan refractómetros.
El índice de refracción es una constante muy importante no sólo para sustancias individuales, sino también para los derivados del petróleo que son una mezcla compleja de diferentes compuestos. Se conoce que el índice de refracción es tanto menor cuanto mayor es contenido relativo de hidrógeno en los hidrocarburos. Si el contenido del átomos de carbono y de hidrógeno en la molécula es el mismo, el índice de refracción de los compuestos cíclicos es mayor que el de los alifáticos. Los índices de refracción más grandes los tienen los arenos, y los menores, los alcanos. Los cicloalcanos ocupan una posición 
intermedia (hexano, 1,3749; ciclohexano, 1 ,42052; benceno, 1 ,5011). En las series homólogas Las variaciones el índice de más refracción aumenta con la longitud de la cadena.Por medio de titulación subsiguiente del exceso de sosa se determina su cantidad consumida para combinar el gas sulfuroso se calcula la cantidad de azufre.
El método de combustión en el tubo no se distingue, de principio, del método de lámpara, la única diferencia consiste en que el gas sulfuroso formado en el proceso de combustión se oxida por el peróxido de hidrógeno a anhídrido sulfúrico; la determinación "Subsiguiente se lleva a cabo como en el método anterior.
El principio del método de lavado del condensado reside en la combustión del producto derivado del petróleo en la bomba calorimétrica, en la cual, previamente,se ha vertido 10 cm 3 de agua destilada. Después de quemar el producto, el agua de la bomba y sus residuos lavados de las paredes y de otras piezas se decantan en un matraz, se acidifican, se hacen hervir para eliminar CO2 y, luego, se añade el cloruro de bario. El precipitado de sulfato de bario que se deposita se separa y se seca, calculando por su masa el contenido de azufro.
El con tenido de nitrógeno se determina por el método de Dumas o de Kjeldahl. El método de Dumas se basa en la oxidación del derivado
corriente de dióxido de carbono. Los óxidos de nitrógeno formados en el proceso de oxidación se reducen por cl cobre a nitrógeno que se capta una vez absorbido el dióxido de carbono, y por su volumen se determina la cantidad de nitrógeno en el derivado del petróleo. Empleando el método de Kjeldahl, el producto derivado del petróleo se oxida por el ácido sulfúrico. concentrado. Al tratar con álcali el sulfato de amonio formado se desprende el nitrógeno en forma de amoníaco que captan por medio de una solución valorada de ácido.
En la mayoría de los casos, el contenido de oxígeno se determina por la diferencia entre cl cien por cien y el contenido de todos los demás elementos. Dicho método es inexacto, ya que todos los errores de determinación de otros elementos se reflejan en el contenido de oxígeno. Existen métodos directos de determinación del oxígeno, pero tampoco son exactos.
Métodos de determinación de ta composición de grupo de los derivados del petróleo
Incluso las fracciones de corte estrecho del petróleo representan mezclas bastante complejas de hidrocarburos y de sus compuestos heteroatómicos.
Actualmente, las fracciones de corto estrecho de la gasolina y hasta del queroseno pueden separarse en hidrocarburos individuales por medio de la cromatografía gas-líquido. A pesar de la relativa rapidez del análisis cromatográfico. el descifrado y el cálculo de los cromatogramas de estas mezclas tan complejas son sumamente laboriosos. Para fines técnicas, a menudo, no hay necesidad de un análisis tan detallado.gran número de hidrocarburos individuales y de sus mezclas. El material experimental acumulado dio la posibilidad de hallar las regularidades que se observan entre la distribución del carbono en distintos fragmentos estructurales de la molécula y las constantes físicas de los hidrocarburos y de sus mezclas. Dichas regularidades basadas en cálculos empíricos no pueden pretender ser altamente exactas. No obstante, los métodos existentes sirven de mejor y más simple procedimiento de análisis de las mencionadas fracciones del petróleo.
Método (índice de refracción —densidad----masa molecular). Este método elaborado en 1934 por Van Ness y Van Westen da la posibilidad de determinar la distribución del carbono y el contenido de anillos en las fracciones del petróleo exentos de alquenos. Dicho método permite formar la idea sobre la molécula «media» de la fracción dada que contiene carbono el cual entra en anillos aromáticos y alicíclicos y en estructuras alifáticas•saturadas. El último incluye tanto el carbono de los alcanos, como el de los sustituyentes alquílicos para los anillos alicíclicos y aromáticos. La suma de todos los «tipos» de carbono es igual a 100%.
Se entiende como determinación del número de anillos la determinación de la cantidad de anillos aromáticos y alicíclicos en una molécula media o, en promedio, en la fracción.
Los defectos del método son las admisiones necesarias: 1) todos los ciclos (alicíclicos y aromáticos) son hexagonales; 2) todos los anillos se encuentran en estado catacondensado.
Estas admisiones son indispensables para obtener valores estadísticos medios y resultan completamente fundamentadas.
Con el fin de determinar la composición estructural y de grupo de los derivados del petróleo valiéndose del método n -— d necesario conocer: el índice de refracción (con una precisión hasta 0.0001) la densidad (con una precisión hasta 0.0002 y la masa molecular (con una precisión hasta .+30/0). El cálculo se realiza de la siguiente forma:
las fracciones líquidas (las Para las fracciones sólidas (las constantes se determinen a '200 C) constantes se determinan a 700 C)