Radoslav D. Mićić, doc. PhD, Hemija nafte i gasa Presentation 9.
Destilacione krive S obzirom da su nafta i njene frakcije složene smese ugljovodonika, njihovo temeljno svojstvo isparljivosti je područje ključanja (eng. Boiling range), koje se određuje laboratorijskim postupcima destilacije. Destilacija je postupak kojim se u prikladnoj tikvici isparava tečna naftna frakcija na atmosferskom ili nižem pritisku pri čemu se dobijaju podaci o temperaturnom području ključanja ispitivanog uzorka. Dobijene vrednosti temperatura ukazuju na sastav ispitivanog uzorka s obzirom da temperatura ključanja zavisi od molekulske mase i strukture.
Temperatura ključanja povećava se s povećanjem molekulske mase, a izoparafini imaju niže temperature ključanja od odgovarajućih n- parafina. Temperatura ključanja na odgovarajućem pritisku za pojedine ugljovodonike je fizička konstanta. Smeša ugljovodonika, različitih molekulskih masa i struktura, ključa u odredjenon intervalu temperatre čija širina zavisi od razlike temperatura najtežih i najlakših ugljovodonika. Iz nafte se pri njenoj preradi destilacijom izdvajaju u određenim temperaturnim intervalima frakcije ugljovodonika čiji prinos zavisi od hemijskog sastava nafte tj. udela ugljovodonika koji ključaju u datom temperaturnom intervalu.
Destilacijoni opseg ima veliko značenje u oceni nafte i naftnih frakcija, a dobijene informacije osobito su važne pri projektovanju i pracénju rada destilacionih kolona. Buducí da je isparljivost primarna funkcija tečnost, ona je, povezana s ostalim fizičkim karakteristikama, temeljna u karakterizaciji tekucíh naftnih goriva, kao što su tečni naftni gas, prirodni benzin, motorni i avionski benzini, petrolej, gasna ulja, dizelska goriva i lož ulja.
Standardna (ASTM) destilacija Standardna ili ASTM destilaciona kriva dobija se destilacijom nafte ili njenih frakcija u standardnoj aparaturi koja se sastoji od balona za isparavanje uzoraka, termometra i hladnjaka. Destilacija se izvodi na atmosferskom pritisku i pri tome se meri temperatura početka ključanja, a zatim kada predestiliše 5, 10, 20, 30...90 i 95% uzorka polazne zapremine ispitivanog uzorka, kao i završetak destilacije.
Destilacijom lakših nafti dobija se više destilata u odnosu na predestilisani deo teške nafte. Ova metoda se naročito koristi za karakterizaciju tečnih proizvoda nafte. Ona je brza i jednostavna, ali se njom postiže samo grubo frakcionisanje. Na ovaj način se određuje interval ključanja uzorka što je važan podatak za tečna goriva. Osim toga, pomoću podataka ove destilacije moguće je izračunati srednje temperature ključanja za ispitivane uzorke.
Postupak destilacije provodi se po standardnoj metodi, a podaci se izračunavaju i prikazuju u skladu sa sledecím nazivima: Početak destilacije - očitavanje na termometru, zabeleženo kada prva kap kondenzata padne iz donjeg kraja cevi za kondenzaciju. Završetak destilacije - maksimalno očitavanje na termometru za vreme ispitivanja. to se obično događa nakon isparavanja sve tečnosti sa dna tikvice. Procenat predestilisane - zapremine u ml kondenzata koji se dobije u menzuri, a povezan je sa paralelnim očitanjem na termometru. Procenat ukupno predestiliranog - zbir procenta predestilisanog i ostatka. Procenat gubitka - 100 minus procenat ukupno predestilisanog. Procenat ostatka - procenat ukupno predestilisanog umanjen za procenat predestiliranog, ili zapreminu ostatka u ml direktno izmeren. Procenat isparenog - zbir procenata predestilisanog i ostatka.
Ravnotežna destilaciona linija Na engleskom jeziku se označava kao EFV-kriva ili Flashkriva (eqvilibrium flash vaporisation). Ravnotežna destilaciona linija daje temperature na kojima se uspostavljaju ravnoteže između različitih udela i tečne i parne faze smeše. Pri njenom određivanju se pare ne odvode, odnosno sastav ukupne smeše (para+tečnost) se ne menja od početka ključanja do potpunog isparavanja. Parnu fazu sačinjavaju prvobitno nastale pare i pare naknadnim isparavanjem na račun osetne toplote tečnih komponenata. Ravnotežna destilaciona linija, koja se koristi pri proračunavanju peći za zagrevanje nafte, separatora faza i dr. može da se izračuna i iz podataka TBP destilacije.
TBP destilaciona kriva Za određivanje prinosa raznih frakcija nafte tj. njenog frakcionog sastava najčešće koristi metoda za određjivanje pravih temperatura ključanja, tzv, TBP-destilacija (TBP = True boiling points). Uopšteno, broj i širina informacija koje se mogu dobiti destilacionim postupcima zavise od sastava uzorka, kao i o tipu aparature koji se koristi za ispitivanje. Tako se primenom jednostavne ASTM destilacije dobiju samo podaci o području ključanja neke frakcije, dok TBP (eng. True boiling point) destilacija omogucáva određivanje sastava ugljovodoničnih smesa.
Za izvođenje TBP destilacije koristi se aparatura čiji su osnovni delovi kolona za frakcionisanje sa razdeljivačem povratnog toka (refluksa), balon za zagrevanje i isparavanje uzorka, termometar, vakummetar, hladnjak i sudovi za merenje prinosa frakcija. Pare ugljovodonika iz balona se kreću naviše kroz kolonu za frakcionisanje nasuprot tečnoj fazi (refluksu) se kojom dolaze u višestepeni kontakt. U takvom suprotno strujnom dodiru komponente tečne faze sa nižom temperaturom ključanja postupno isparavaju, a komponente sa višom temperaturom ključanja iz parne faze kondenzuju. Kada se prva kap destilata pojavi registruje se početna temperatura destilacije na kojoj isparavaju najlakše komponente. Frakcije se prihvataju u odmerni sud u određenom intervalu temperatura.
Po jednoj od metoda destilacijom uzorka na atmosferskom pritisku izdvaja se 10 frakcija nafte na svakih 25 C. Frakcijama se određuje masa, gustina, indeks refrakcije, molska masa i druge fizičko-hemijske karakteristike. Za frakcije uzanog intervala ključanja odredjuje se, eventualno, i hemijski sastav. Ostatak atmosferske destilacije se dalje razdvaja u vakuumu na 53,6 m Bara. Time se izbegava moguće termičko razlaganje ugljovodonika na temperaturama iznad 350 o C. Frakcije dobijene u vakuumu i ostatak vakuum destilacije se analiziraju na isti način kao i one dobijene na atmosferskom pritisku. Temperature ključanja u vakuumu se preračunavaju na atmosferski pritisak i konstruiše jedinstven dijagram destilacije nafte za celu oblast ispitivanja.
Pri konstruisanju TBP-destilacione linije na apscisu se nanose kumulativne vrednosti svih predestilisanih frakcija u masenim, ili zapreminskim procentima, a ordinatu temperature njihovih para. Na isti način se konstruišu i dijagrami promene raznih fizičko hemijskih svojstava dobijenih frakcija u zavisnosti. od njihovog zbirnog prinosa. Pomoću TBP-destilacionih linija može se za ispitivanu naftu odrediti prinos i kvalitet frakcija za uže ili šire intervale ključanja. Frakcije ugljovodanika koje su, uopšte, najznačajnije za svaku naftu su: benzinska, čiji je interval ključanja do oko 205 o C, kerozinska ili petrolejska (od 180 C do oko 240 C) i frakcija za razna dizel goriva (do oko 350 C). Navedene frakcije se dobijaju atmosferskom destilacijom nafte. Ostatak atmosferske destilacije, koji se naziva i laki-ostatak ili mazut, destiluje se dalje u vakuumu u frakcije sa intervalom ključanja do oko 550 o C, pritiska računato na atmosferski pritisak.
Nafte iz raznih regiona sveta međusobno se razlikuju po frakcionom sastavu, odnosno daju različit prinos benzina i drugih značajnih proizvoda. Postoje nafte koje daju čak 83% frakcija koje ključaju do 300 C. Većina svetskih nafti sadrže 15-30% frakcije koja ključa do 200 C i 40-50% frakcije koja ključa do oko 300-550 C. Nađene su teške nafte koje uopšte ne sadrže lakše frakcije. Neke od njih počinju da ključaju tek na oko 200 C i često sadrže samo 20% frakcije koja ključa do 300 C na atmosferskom pritisku.
TBP destilaciona kriva je veoma važan padatak za projektovanje kolona i drugih uređaja za preradu nafte. Ona direktno daje prinose bilo koje frakcije nafte, obično u masenim.i zapreminskim procentima. Zato se TBP destilacija često naziva "randman-analiza (analiza prinosa). Osim za karakterizaciju nafte TBP krive služe i za karakterizaciju proizvoda od nafte ili koje smeše ugljovodonika heterogenog frakcionog sastava.
Komparacija TBP i ASTM destilacije Postupak obrade rezultata TBP i prikaz krive je isti kao u slučaju standardne destilacije -destilacije. Obe, TBP, ASTM destilacijone krive se dobijaju merenjem na 1 atm pritisku. U oba slučaja, se mere tačke ključanja različitih zapreminskih frakcija. Osnovna razlika između TBP krive i ASTM destilacije krive je da dok se TBP kriva je meri korišcénjem batch destilacionog aparata koji se sastoji od ne manje od 100 podova i veoma velikog refluksnog odnosa, ASTM destilacija se meri u aparatu sa jednim stepenom (single stage apparatus), bez refluksa.
Na sledećim slikama se vide zavisnosti temperature ( o F) od zapreminskih procenata destiliata (%V/V). Na slici 4. su upoređene destilacione krive dobijene ASTM, TBP i EFV destilacijom za kerozin.
Druga slika daje TBP destilacione krive u zavisnosti od API gustine nafte.
Na trećoj slici mogu se videti tipične ASTM destilacione krive za naftne frakcije: laku naftu, benzin, tešku naftu, kerozin, dizel i gasno ulje.
FIZIČKE KARAKTERISTIKE NAFTNIH FRAKCIJA Srednje temperature ključanja Frakcije nafte su smeše sastavljene pretežno od ugljovodonika, koji ključaju u odredjenim intervalima temperatura. Za proračune potrebno je oblast ključanja frakcije predstaviti jednom temperaturam, tzv. srednjom temperaturom. Postoji više načina definisanja srednje temperature ključanja koje služe se određivanje vrednosti drugih fizičkih karakteristika. Srednje temperature ključanja se obično računaju na osnovu; ASTM destilacione krive.
Zapreminska srednja temperatura ključanja je definisana kao: t z = t 10% + + t 50% + t 60% + t 70% + t 80% + t 90% 9 t 10% - t 90% označavaju temperature na kojima 10 zapr.% - 90 zapr.% frakcije prodestiliše. [ o C] Pomoću t z mogu se, međutim, izračunati srednje temperature ključanja uz korišćenje odgovarajućih korekcija. Matematički se tz definiše na sledeći način: t z = n i=1 ν i t i [ o C] gde ν predstavljaju zapreminske udele komponenata,a t i srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg zapreminskog udela. Kada frakcija ključa u uskom intervalu temperature tada se t 50% može uzeti za srednju temperaturu.
Ako se frakcijama dobijenim ASTM destilacijom odredi gustina onda se može izračunati masena srednja temperatura ključanja koja se matematički definiše kao: t w = n i=1 g i t i [ o C] gde g i predstavljaju masene udele komponenata, a t i srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg masenog udela. Molska srednja temperatura ključanja, t M, daje se sledećim izrazom: t M = n i=1 y i t i [ o C] gde y i predstavljaju molske udele komponenata, a t i njegove srednje temperature ključanja.
Postoji i srednja kubna temperatura ključanja, t k, koja je data izrazom: n t k = ν i t i 1/3 i=1 3 [ o C] gde ν i predstavljaju zapreminske udele komponenata, a t i srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg zapreminskog udela. Opšta srednja temperatura ključanja, t s, se dobija kao srednja aritmetička vrednost iz molske i kubne temperature ključanja: t k = t M + t k [ o C] 2
Gustina (ρ) Definiše se kao masa uzorka u jedinici zapremine fluida. Gustina je funkcija stanja, i za čista jedinjenja zavisi od temperature i pritiska, a izražava se u g/cm 3 ili kg/m 3. ρ = m V U ovoj formuli ρ označava gustinu, m označava masu tela, a V njegovu zapreminu. Gustine tečnosti se smanjuju sa porastom temperature, a efekat pritiska kod tečnih fluida pri umerenim (srednjim) pritiscima je obično zanemarljiv. Na niskim i srednjim pritiscima (manjim od nekoliko barova), gustina zasićene tečnosti je slična stvarnoj gustina na istoj temperaturi.
Gustina zasićenja tečnosti, je gustina tečnosti čije je temperatura i pritisak takva da svako smanjenje pritiska bez promene temperature prouzrokuje da ona proključa. Parametar d se naziva apsolutna gustina i razlikuje se od relativne gustina. Drugi parametri koji predstavljaju gustinu su specifična zapremina (l/d), molarna zapremina (M/d), i molarna gustina (g/m). Generalno, apsolutna gustina se koristi kao karakteristični parametar da se klasifikuju svojstva ugljovodonika. Gustine tečnost za ugljovodonike obično se izražava kao specifična težina (SG) ili relativna gustina.
Relativna gustina definiše se kao odnos mase određene zapremine uzorka i mase iste zapremine vode, pa je prema tome bezdimenzijska veličina. Ona je definisana: SG = gustina tečnosti na T gustina vode na T Gustina i relativna gustina ugljikovodičnih naftnih frakcija dve su karakteristike koje imaju široku primenu za njihovu preliminarnu karakterizaciju. Gustoća se još izražava i u stepenima API (API, American Petroleum Institute), a izračunava se iz sledećeg izraza:
Relativne gustine naftnih frakcija uobičajeno imaju vrednosti od 0.8 (45.3 API) za lakše frakcije do iznad 1.0 (10 API) za teške asfaltenske frakcije. Na gustinu naftnih frakcija utiče njihov hemijski sastav. Povećanje sadržaja aromatskih jedinjenja izaziva povećanje gustine dok povećanje sadržaja zasićenih jedinjenja izaziva smanjenje gustine naftne frakcije. Gustina (relativna gustina) i API mogu se izmeriti pomoću tzv. areometra ili pomoću piknometra.
Na osnovu API nomenklature izvršena je podela nafti na lakše i isparljivije i teške i viskozne. Lake nafte imaju API gustinu od 30 do 40 stepeni, što znači da je gustina je mnogo manje od 1,0 g / cc. Nasuprot tome, neke teške nafte imaju API gustinu manju od 12 stepeni, što znači da su teže od vode. Zavisnost gustine od temperature, odnosno koeficijent širenja vrlo je važna tehnološka karakteristika jer se većina naftnih proizvoda prodaje s obzirom na zapreminu te se relativna gustoća najčešće određuje pri temperaturi (21 C), a ne na standardnoj temperaturi(15.56 C).
Gustina proizvoda - Relativna gustina smeše frakcija nafte u tečnom stanju računa se po pravilu aditivnosti: gde je: d sm = i 1 n n broj komponenata smeše, d i su gustine komponenti, ν i zapreminski udeli komponenata, g i maseni udeli komponenata. n Zapreminski udeli se mogu izračunati na osnovu masenih udela, preko sledeće relacije: v i v i d i g i d d i 1 sm i 1 g d i i (1)
Viskozitet Viskozitet je najvažnija karakteristika tečnosti, koja utiče na tečljivost nafte i naftnih proizvoda i mera je unutrašnjeg otpora pomeranja tečnosti koje izazivaju kohezione sile među molekulama ili molekulskim aglomeratima. Indeks viskoznosti se uzima u obzir prilikom procene stepena filtrabilnosti u formiranju eksploatacione bušotine, i kod izbora i izračunavanju pumpi za naftu i drugo.
Nafta je neidealan sistem (fluid). U pogledu hemije ugljovodonika i međusobne hetero interakcije (fizičke, Van der Waals mehaničke interakcije). Sa matematičke tačke gledišta sve posmatrane makrokarakteristike sistema nafte ne mogu se dobiti prostim principom aditivnosti komponenata, zbog međusobne interakcije komponenata. Parametar viskoznost najuže korelira sa stepenom tih interakcija između komponenata.
Dinamički viskozitet (apsolutna, dinamička viskoznost) definiše se kao odnos primenjenog naprezanja smicanja i gradijenta brzine smicanja. Predstavlja silu trenja (unutrašnji otpor), koji nastaje između dva susedna sloja unutar tečnosti ili gasa na jedinici površine jedinice u njihovom međusobnom pomeranju (kretanju). Jedinice kojima se iskazuje dinamički viskozitet u CGS sistemu mera je poise (poise) odnosno centipoaz (centipoise), a u SI sistemu mera Pascal sekunda (Pascal sekunda, Pa x s, mpa x s), odnosno mili Pascal sekunda (mpa x s), što je identički jednako sa kg m 1 s 1 ili u CGS sistemu 1 stoks = 100 centistoksa = 1 cm 2 s 1 = 0,0001 m 2 s 1.
Kinematska viskoznost Je mera za otpor tečenju pod uticajem gravitacije. Predstavlja osobinu fluida koja obezbeđuje otpornost na kretanje jednog dela tečne faze u odnosu na drugu uzimajući u obzir silu gravitacije. Određuje se merenjem vremena protoka tečnosti kroz kapilaru poznatih dimenzija, a predstavlja odnos dinamičkog viskoziteta i relativne gustine. ν = μ ρ Jedinice mere za kinematski viskozitet su: u SI sistemu - 1 stoks = 100 centistoksa = 1 cm 2 s 1 = 0,0001 m 2 s 1, a u - CGS sistemu - 1 centistoks = 1 mm 2 s -1 = 10-6 m 2 s 1. Konverzija iz CGS sistema u SI = 10 4 m 2 /s
Viskoznost slojne nafte uvek se značajno se razlikuje od viskoznosti separisane (stabilizovane) nafte, zbog velikog količine rastvorenog gasa, povećanog pritiska i temperature. Viskoznost se smanjuje sa povećanjem količine ugljovodoničnog gasa rastvorenog u nafti.
Sa povećanjem molekulske težina gasne komponente (od SN 4 do S 4 N 10 ) viskozitet nafte se smanjuje, a sa povećanjem molekulske mase tečne komponente (od S 5 N 12 na više) viskozitet nafte raste. Sa porastom količine azota rastvorenog u nafti viskozitet slojne nafte raste. Povećanje pritiska izaziva povećanje viskoziteta, a temperature - smanjenje. Viskoznost "sirove" nafte je viši od viskoziteta nafte nakon separacije. Naftne smeše koja imaju viši sadržaj arena (aromata) imaju i viši viskozitet, od smeša kod kojih su dominantni alkani (aromatska i parafinska nafta). Mnoge nafte sadrže i asfaltene i smole (polarnije komponente), veće viskoznosti.
Viskozitet nafti iz različitih izvorišta i oblasti se razlikuje, može da se kreće od 100 do desetak mpa s. Viskozitet in-situ nafti (sirovih) može i 10 puta da bude niži od viskoziteta nafte nakon separacije. Izračunavanje viskoziteta smeše iz viskoziteta komponenti nafte, vrši se pomoću jednačine: log(log f ( ) i f ( )) i i 1 0.7 za i 1,5 0.085 1.5 2 i 0,7 n g i log(log( za i 1,5 i f ( ))) i g i i maseni udeli komponenata, viskoziteti komponenata smeše.
Napon pare Napon pare - je pritisak pare iznad tečnosti. Molekul na površini tečnosti može u sudaru sam molekulom iz unutrašnjosti (usled toplotnog kretanja) da dobije komponentu brzine normalnu na površinu tečnosti i da se tako 'otkine' sa površine. To je dobro poznati proces isparavanja. Iznad svake tečnosti postoji izvestan broj molekula (ili atoma za atomske tečnosti) u gasnoj fazi koji obrazuju paru. Kao i svaki drugi gas, para na datim uslovima vrši određeni pritisak što zovemo napon pare.
Na isti način na koji molekuli napuštaju površinu tečnosti, mogu u nju da se vrate. Molekul usled toplotnog kretanja udara površinu tečnosti i postoji konačna verovatnoća da ga na površini zadrže privlačne međumolekulske sile. To je proces koji zovemo kondenzacija. Jasno da se isparavanje i kondenzacija istovremeno odigravaju i ako je sistem zatvoren i prepušten samome sebi nakon dovoljno dugog vremena uspostaviće se ravnoteža - broj molekula koji ispare u jedinici vremena po jedinici površine jednak je broju molekula koji se kondenzuju. Kada se uspostavi ravnoteža brzina isparavanja i brzina kondenzacije se izjednačavaju i na datoj temperaturi napon pare dostiže konstantnu vrednost, dakle, dostignut je ravnotežni napon pare ili pritisak zasićene pare.
Ravnotežni napon pare zavisi od vrste tečnosti, a za za svaku tečnost zavisi od temperature. Ukoliko temperatura raste, raste i pritisak, dobijajući maksimalnu vrednost pri kritičnoj temperaturi i tada se on naziva i kritični pritisak. Iznad svoje kritične temperature gasna faza se ne može pritiskom prevesti u tečnost. Iznad kritične temperature govorimo o gasu, a ispod o pari. Na primer kritična temperatura vode je 374 C pa u svakodnevnom životu govorimo o vodenoj pari. Tečnost ključa kada se njen napon pare izjednači sa spoljašnjim pritiskom. Pritisak zasićene pare daje se kao jedan od parametara kojima se karakterišu tečnost.
Molekulska masa Molekulska masa je osnovna fizičko-hemijska karakteristika nafte i naftnih frakcija. Ona zavisi od hemijskog sastava i određuje se kao srednja vrednost prisutnih ugljovodonika u frakciji i/ili nafti. najniži član tečnih ugljovodonika pentan, ima molekulsku masu 72, a najteži sastojci nafte imaju molekulsku masu 5000-8000. Srednje molekulske mase mnogih nafti nalaze se u granicama od 200 do 600. Sa povećanjem temperature ključanja, frakcija nafte, srednja molekulska masa raste. Postoje više metoda za određivanje srednje molekulske mase. Za lakše frakcije koriste se krioskopske, a za teže frakcije ebulioskopske metode. Za frakcije ključanja preko 200 o C koristi se metoda parno-fazne osmometrije.
Ova metoda se zasniva na principu osmoze, tj. prirodnoj težnji molekula rastvarača da kroz polupropustljivu membranu pređu iz razblaženog u koncentrovani rastvor da bi se uspostavila ravnoteža. Pri ispitivanju, razblaženi rastvor ima koncentraciju nula, dok koncentrovani rastvor sadrži naftnu frakciju. Efekat prolaska rastvarača kroz membranu dovodi do razlike u pritiscima što zavisi od koncentracije i molekulske mase naftnih frakcija.
Primenljivost, za Mn između 20.000 i 200.000, dok se za za Mn < 20.000 koristi osmometrija parne faze. Molekulska masa - smeše računa se pomoću jednačine: gde je M x i d i g i sm n i 1 x i d i n i 1 1 g M i i n i 1 x i M molski udeo i-te komponente u smeši su gustine komponenti, maseni udeli komponenata. i
Pored ovog izračunavanja za određivanje molekulske mase mogu se koristiti i određeni empirijski podaci i nomogrami, dobijeni iz fizičko-hemijskih parametara kao što su relativna gustina, srednja molekulska temperatura ključanja, indeks refrakcije itd. Takve empirijske zavisnosti prikazane su sledećim jednačinama: M = 44,2 d 15 15 /(1,03 d 15 15 ) 15 Ova jednačina važi za sve klase ugljovodonika, a d 15 je relativna gustina ispitivane frakcije. M = a + bt m + ct2 m gde je t m srednja molska temperatura ključanja a, b, c su konstante za različite serije ugljovodonika. Za alkane: M = 60 + 0,3t m + 0,001t2 m Za cikloalkane: 2 M = 7K 21,5 + (0,76 0,04K)t m + (0,0003K 0,00245)t m Vredmnost K se nalazi u granicicama 10 do 12,5.
OKTANSKI BROJ (OB) Oktanski broj je mera za antidetonatorsko svojstvo benzina. Definisan je kao maseni udeo izooktana u smeši sa normalnim heptanom, izražen u procentima. Izooktan ima oktanski broj 100, a n-heptan ima oktanski broj 0. Detonacija je pojava kod benzinskih motora do koje dolazi kada smeša benzina i vazduha ne sagoreva ravnomerno. Posledica toga je lupanje i pregrejavanje motora i gubitak snage. Za povećanje oktanskog broja benzinu se dodaju oksigenati (metil-tercijarni butil etar MTBE, alkoholi), jedinjenja mangana MMT, dok su se pre koristila i jedinjenja olova, npr. TEO- tetraetil-olovo ili TMO- tetrametil-olovo. Od aditiva sada se koriste: Ferrocene, Tetraethyllead, Methyl cyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MMT), Toluene, Isooctane, Iron Pentacarbonyl OB smeše računa se iz relacije: n IOB v i IOB i 1 i
CETANSKI BROJ To je mera za određivanje kvaliteta paljenja dizel goriva. Definiše se kao procenat n-cetana u smeši n-cetana i - metil-naftalena, koja ima isto zakašnjenje paljenja kao ispitivano gorivo kada se testira na CFR motoru. Od dizela se zahteva da nema zakašnjenje pri paljenju, za razliku od benzina koji ne sme naglo sagorevati.
Sadržaj sumpora Jedinjenja sumpora koja se nalaze u nafti ili nastaju pri procesima prerade nafte i imaju koroziono dejstvo. To su najčešće merkaptani i sumporovodonik koji čine tzv.aktivni sumpor čije prisustvo je neophodno kontrolisati. Njihovo prisustvo u derivatima se eksperimentalno utvrdjuje pomoću srebrnih i bakarnih listića koji se uranjaju u naftu (ili derivat ) zagrejanu na 50-1000 C. Ukoliko sumpora nema na ovim pločicama nema sivih ili crnih mrlja. Za procese korozije je posebnošstetno istovremeno prisustvo i soli i sumpora. Npr.brzina korozije čelika pod dejstvom soli-hlorida je 5-20 mm/godišnje ali istovremeno prisustvo soli i sumporovodonika ubrzava koroziju čelika 3-4 puta. S obzirom da je sumor aditivna veličina, ukupan sadržaj sumpora u smeši se računa prema jednačini: sm n S g i 1 i S i g i S i je maseni udeo komponenata, je sadržaj sumpora u i-toj frakciji.
Termičke osobine a) Temperatura zamućenja je temperaturu na kojoj se opaža prvo zamućenje u nafti koje je posledica izdvajanja parafina veće molekulske mase u čvrstom agregatnom stanju. Temperatura na kojoj se pojavi zamućenje ulja uzima se kao tačka zamućenja. Tačka zamućenja se određuje tako što se naftnom proizvodu smanjuje temperatura u kontrolisanim uslovima.
b) Temperatura stinjavanja-stinište je temperaturu na kojoj nafta gubi odlike fluida i ne može više da teče. Ona je obično niža za 2-3 0 C u odnosnu na tempetaturu zamućenja. Ove temperature su različite za različite nafte i kreću se u opsegu od 20 do 320 o C. Važno je napomenuti da stinjavanje nafte nije promena hemijskog sastava nafte već promene agregatnog stanja viših parafina iz tečnog u čvrsto. Treba ga razlikovati od zgušnjavanja nafte koje se dešava kada se isparavanjem lakih frakcija nafte promeni njen hemijski sastav pa i rastvorljivost viših parafina usled čega se oni izdvajaju u čvrstom stanju. Ove temperature je neophodno poznavati jer su stinjavanje i zgušnjavanje nepoželjani procesi koji uzrokuju teškoće pri transportu i preradi nafte.
c) Tačka paljenja - Flash point (FP)- temperatura paljenja je temperaturu na kojoj se nafta pali. Ona je za većinu nafti u opsegu izmedju 30 i 700 C. Nafta sa temperaturom paljenja ispod 200 C spada u klasu lako zapaljivih tečnosti i rukovanje sa njom uključuje specijalne mere predostrožnosti. To je najniža temperatura na kojoj će doći do paljenja naftnog proizvoda prinošenjem plamena sa strane. Ova temperatura se određuje testiranjem u laboratoriji korišćenjem aparature koja se sastoji od zatvorene/otvorene posude u kojoj se naftni proizvod zagreva, opreme za grejanje i opreme sa prilagođenim plamenom.
Tipovi opreme i metoda koje se koriste mogu biti: za srednje destilate i goriva je PENSKY MARTENS (PM) (ASTM D 93) aparatura, za kerozin i svetle destilate koristi se metoda po ABBEL-u (DIN 51755), za uljne destilate primenjuje se metoda sa otvorenom posudom po CLEVELAND-u ( JUS ISO 2592, ASTM D 92). Postoji dosta empirijskih metoda za određivanje tačke paljenja iz ASTM destilacione krive. Jedna takva korelacija je data izrazom: FP= 0.77 (ASTM 5% - 88.64) FP i ASTM u ( C) Temperatura paljenja smeše računa se iz jednačine: (0.05FP 0.1841) 7.03 n i 1 0.005FP i 0.1841 7,03
d) Plamište je temperaturu na kojoj će pare iznad nafte planuti kada im se primakne plamen gorionika. e) Gorište je temperatura na kojoj se pare iz nafte izdvajaju (kontinualno) takvom brzinom da mogu stacionarno da gore. Ovi podaci se odredjuju eksperimentalno u praksi i to za teža ulja na Markusonovom aparatu a za lakša ulja na Penski-Martenovom aparatu.
f) Napon pare smeše - Reid vapour pressure (RVP) To je laboratorijski test koji se koristi da se odredi pritisak para benzinskih frakcija na 100 F. Pravi pritisak para isparavanja je za oko 5-9% viši nego što se utvrdi ovim testom. Laboratorijska metoda za određivanje napona para je ISO 3007, odn. ASTM 323. određuje se iz sledeće jednačine: RVP 1.25 n i 1 v i RVP i 1.25
g) toplotna vrednost (ranije nazivana kalorična moć) predstavlja količinu toplote koju oslobodi jedinica zapremine (za gasna) ili jedinica mase (za tečna i čvrsta goriva). Ona za naftu iznosi izmedju 44000-48000 kj/kg a za zemni gas 31000-50000kJ/m3. Odredjuje se eksperimentalno u laboratoriji u kalorimetru ili se računa na osnovu hemijskog sastava nafte. Poznavanje termičkih osobina nafte je neophodno zbog sprečavanja pojave požara i eksplozija.