WYDZIAA
CHEMICZNY
Technologia chemiczna  surowce i nośniki energii
LABORATORIUM
Charakterystyka rop naftowych
SPIS TREÅšCI
Wprowadzenie....................................................................................................................... 3
1. Ropa naftowa  charakterystyka surowca.................................................................... 3
1.1 Pochodzenie.......................................................................................................... 3
1.2. Budowa chemiczna.............................................................................................. 4
1.2.1. Skład elementarny............................................................................................. 5
1.2.2. Skład węglowodorowy....................................................................................... 5
1.2.3. Składniki niewęglowodorowe........................................................................... 6
2. Ocena jakości ropy naftowej....................................................................................... 9
2.2. Kryteria oceny jakości ropy naftowej.................................................................. 9
2.2.1. Gęstość............................................................................................................. 10
2.2.2. Lepkość............................................................................................................ 10
2.2.3. Temperatura płynięcia..................................................................................... 11
2.2.4. Lotność............................................................................................................ 10
2.2.4.1. Skład frakcyjny............................................................................................. 11
2.2.5. Współczynnik załamania światła..................................................................... 13
2.3. Charakterystyka przerabianych w kraju rop naftowych..................................... 14
2.4. Literatura............................................................................................................ 15
Wykonanie ćwiczenia.......................................................................................................... 16
1. Cel ćwiczenia............................................................................................................. 16
2. Pomiar gęstości.......................................................................................................... 16
3. Pomiar lepkości kinematycznej................................................................................. 18
4. Pomiar współczynnika załamania światła................................................................. 19
5. Destylacja atmosferyczna.......................................................................................... 20
6. Oznaczenie zawartości siarki w pozostałości po destylacji atmosferycznej............. 22
7. Opracowanie wyników.............................................................................................. 23
2
Wprowadzenia
1. Ropa naftowa  charakterystyka surowca
1.1 Pochodzenie
Ropa naftowa powstała w wyniku przemian biochemicznych, chemicznych
i geochemicznych materii organicznej pochodzącej z obumarłych organizmów roślinnych
i zwierzęcych. Organizmy te zbudowane są z niewielu typów związków chemicznych 
należą do nich proteiny (białka), węglowodany (cukry, głównie celuloza), lipidy (najbardziej
rozpowszechnione są tłuszcze), woski, żywice i olejki eteryczne, węglowodory, lignina,
pigmenty roślinne i zwierzęce. W skład pierwiastkowy naturalnych prekursorów ropy
naftowej wchodzą przede wszystkim: węgiel, wodór, siarka, azot i tlen, natomiast chlor,
magnez, żelazo, nikiel i wanad występują w znacznie mniejszym stężeniu. Przykładowy skład
elementarny prekursorów paliw węglowodorowych i ropy naftowej przedstawiono
w tablicy 1.
Tablica 1. Przykładowy skład elementarny prekursorów paliw węglowodorowych i ropy naftowej [1]
Materia organiczna obumarłych organizmów osadzała się i gromadziła w określonym
miejscu (zagłębienia terenu, zatoki, mokradła), a następnie ulegała unieruchomieniu
w wyniku zalania wodÄ… lub pokrycia warstwÄ… osadu. Osadzanie siÄ™ kolejnych warstw
substancji organicznych i nieorganicznych doprowadziło do powstania zbiorników ropy
naftowej. Proces tworzenia ropy naftowej przebiegał w dwóch zasadniczych stadiach:
digenezy i katogenezy.
Stadium diagenezy to etap biochemicznych (bakteryjnych) i chemicznych przemian
substancji organicznej skał osadowych, trwający do momentu, gdy istotną rolę zaczyna
odgrywać działanie temperatury. Stadium to przebiega na takich głębokościach, na których
temperatura jest zbyt niska (50-60oC), aby mógł nastąpić termiczny rozkład składników
substancji organicznej (biopolimerów).
W początkowym etapie diagenezy, gdy materiał organiczny znajduje się na głębokości
0-1 m poniżej poziomu terenu zachodzi rozkład aerobowy. Modelową reakcją tego okresu jest
aerobowa destrukcja heksozy (C6H12O6 + 6O2 6CO2 + 6H2O). Gdy materiał organiczny
zostanie przykryty grubszą warstwą nadkładu zmniejsza się ilość tlenu i zachodzą reakcje
hydrolizy celulozy i protein. Lipidy, żywice i lignina nie ulegają przemianom na tym etapie.
Rozkład anaerobowy ma miejsce wówczas, gdy substancje organiczne są przykryte warstwą
nadkładu o grubości przynajmniej 2-10 m. Tlen potrzebny do metabolizmu bakterie czerpią
wtedy ze składników materiału organicznego. Anaerobowa destrukcja heksozy przebiega
z wytworzeniem biometanu (C6H12O6 3CO2 + 3CH4). Na tym etapie diagenezy zachodzi
3
depolimeryzacja polisacharydów (celulozy) i reakcje węglowodanów prostych z siarczanami
w wyniku których powstaje siarkowodór (3SO42- + C6H12O6 6HCO3- + 3H2S). Lipidy
ulegają hydrolizie do kwasów tłuszczowych. Pod koniec rozkładu anaerobowego substancja
organiczna zbudowana jest z produktów łagodnej dekompozycji lipidów, celulozy i ligniny
oraz niezmienionych wosków, żywic i węglowodorów. Mieszanina ta w temp. 50-60oC może
polimeryzować do nierozpuszczalnej, wysokomolekularnej substancji zwanej kerogenem.
Fragment hipotetycznej czÄ…steczki kerogenu przedstawia rys.1.
Rys.1. Fragment hipotetycznego kerogenu [1].
Stadium katagenezy to etap przemian kerogenu obejmujÄ…cy reakcje termokatalityczne
zachodzące w złożu w temperaturze 60-170oC w obecności dużej ilości substancji mineralnej.
Podstawowe reakcje pierwszego etapu katagenezy to hydroliza estrów, dehydratacja alkoholi,
dekarboksylacja kwasów. Produktami tych reakcji jest mieszanina długołańcuchowych
alkanów, alkenów, kwasów tłuszczowych i alkoholi zwana pranaftą. Pranafta ulega dalszym
przemianom w wyniku reakcji krakingu, a także dekarboksylacji i dysproporcjonowania
wodoru. W stadium tym powstaje 80-95% składników ropy naftowej.
1.2 Budowa chemiczna
Pod względem chemicznym ropa naftowa jest zróżnicowaną, złożoną,
wieloskładnikową mieszaniną związków organicznych o szerokim zakresie mas
cząsteczkowych (od kilkudziesięciu do kilkudziesięciu tysięcy jednostek) oraz związków
nieorganicznych, występujących w znacznie mniejszych ilościach.
Związki organiczne obecne w ropie naftowej to głównie węglowodory
(80-95% mas): alkany (nazwa zwyczajowa  parafiny), cykloalkany (cykloparafiny,
nafteny), areny (węglowodory aromatyczne) i o strukturach mieszanych, a także
heterozwiÄ…zki zawierajÄ…ce siarkÄ™, azot i tlen oraz/lub metale. Alkeny (olefiny) i alkiny 
węglowodory nienasycone, praktycznie nie występują w surowej ropie naftowej. Związki
nieorganiczne takie jak woda, sole, krzemionka stanowiÄ… zanieczyszczenia ropy naftowej.
W literaturze dotyczącej technologii ropy naftowej najczęściej stosuje się
zwyczajowe nazwy węglowodorów.
4
1.2.1. Skład elementarny
Zakresy zawartości poszczególnych pierwiastków, z których składa się ropa naftowa
przedstawia tablica 2.
Tablica 2. Skład pierwiastkowy rop naftowych [2].
W większości rodzajów ropy występują również śladowe ilości fosforu, arsenu, selenu
oraz metali ciężkich: V, Ni, Fe, Co, Cu, Hg.
Przykładowy skład elementarny ropy naftowej i kerogenu przedstawiono w tablicy 3.
Tablica 3. Przykładowy skład elementarny ropy naftowej i kerogenu [1]
Z zestawionych danych wynika, że przemiana kerogenu w ropę wiąże się ze znacznym
wzbogaceniem materiału organicznego w wodór i kilkakrotnym zmniejszeniem zawartości
heteroatomów (S,N,O). Ropy pochodzące ze starszych okresów geologicznych są zwykle
bogatsze w wodór i uboższe w heteromatomy w porównaniu do rop młodszych.
1.2.2. Skład węglowodorowy
Węglowodory parafinowe (CnH2n+2) /alkany/ są drugą po naftenach grupą
węglowodorów występujących w dużych ilościach w ropie naftowej, stanowią podstawową
grupę węglowodorów najstarszych gatunków ropy.
Ropa naftowa zawiera zarówno parafiny o prostym łańcuchu (n-parafiny), o liczbie
atomów węgla w cząsteczce od 1 do 60 (jakkolwiek istnieją ropy, w których liczba atomów
węgla wynosi ok. 200), jak i parafiny rozgałęzione (izo-parafiny) występujące w dużych
ilościach (nawet przy założeniu, że w ropie występuje tylko 60 struktur prostołańcuchowych
ich liczba jest ogromna).
Węglowodory parafinowe dominują w niskowrzących (benzynowych) frakcjach ropy.
Temperatura wrzenia węglowodorów rozgałęzionych jest niższa od ich odpowiedników
o prostych łańcuchach.
5
Węglowodory cykloparafinowe (naftenowe) /cykloalkany/ występują w ropie
naftowej w największych ilościach (średnio ok.50% mas.). Pierścień naftenowy (rys.2)
zawiera zwykle 5 lub 6 atomów węgla. Spośród tej grupy związków w ropie naftowej
najwięcej jest metylocyklopentanu i metylocykoheksanu. Oprócz monocyklonaftenów w ropie
naftowej wystepujÄ… di-, tri-, tetra-, penta- i heksacyklonafteny.
Rys.2. Przykłady struktur naftenowych [1].
Cykloparafiny są mniej lotne (mają wyższe temp. wrzenia) w porównaniu z parafinami,
a ich gęstość jest większa od analogów parafinowych, dlatego ich zawartość we frakcjach
olejowych jest znaczna.
Węglowodory aromatyczne /areny/ występują w ropie naftowej w ilości rzadko
przekraczającej 15% mas. Związki te zawierają przynajmniej jeden pierścień benzenowy
(rys. 3). Spośród jednopierścieniowych aromatów w ropie naftowej najwięcej jest toluenu
i ksylenu.
Rys.3. Przykłady struktur aromatycznych występujących w ropach [1].
Węglowodory aromatyczne zwykle koncentrują się we frakcjach ropy wrzących
w wyższej temperaturze takich jak destylaty olejowe i w pozostałości po procesie destylacji
próżniowej (gudron).
1.2.3. Składniki niewęglowodorowe
Żywce i asfalteny (rys.4) występują w ropie naftowej w ilościach zależnych od jej
wieku. Ropy pochodzące ze starszych epok geologicznych (parafinowe) zawierają śladowe
ilości asfaltenów, ropy młodsze do kilku procent tych związków. We fragmentach struktury
żywic i asfaltenów zawarta jest większość heteroatomów (S, N, O) i pierwiastków śladowych
(Fe, Ni, V, Co, Cu, Mg) występujących w ropach naftowych. Średnie masy cząsteczkowe
tych substancji przekraczają 3000 jednostek, a ich budowa chemiczna jest bardzo złożona.
6
Rys.4. Fragmenty hipotetycznej cząsteczki asfaltenów [1].
Związki siarki (rys.5) występują we wszystkich rodzajach ropy naftowej.
Rys.5. Przykłady struktur związków siarki występujących w ropie [1].
Zawartość siarki w tym surowcu waha się w granicach ok. 0,01 - 8% mas.(tab. 4)
Tablica 4. Zawartość siarki w ropni naftowe z różnych złóż [1].
Większa zawartość siarki w ropie naftowej wiąże się z jej większą gęstościa. Frakcje
olejowe zawierają zwykle wielokrotnie więcej siarki niż paliwowe, są to przeważnie benzeno-
i naftobenzotiofeny.
Zawartość siarki jest jednym z kryteriów oceny jakości ropy.
Klasyfikacja oparta na zawartości siarki dzieli ropy na 4 klasy:
niskosiarkowe S < 0,5%
średniosiarkowe 0,5 < S < 1,0%
siarkowe 1,0 wysokosiarkowe S > 3,0%
7
Związki azotu (rys.6) - zawartość azotu w ropach waha się od poniżej 0,01% mas. do
ok. 2% mas jest więc kilkakrotnie mniejsza niż siarki. Połączenia te można podzielić na
zasadowe: pochodne pirydyny, chinoliny oraz niezasadowe: pochodne pirolu, indolu,
karbazolu. Nie stwierdzono połączeń alifatycznych tego pierwiastka. Około 70% mas azotu
gromadzi się we frakcja pozostałościowych (wysokowrzących).
Struktura porfiryny
Rys.6. Przykłady połączeń azotowych występujących w ropach naftowych [1].
Porfiryny (rys.6) występują w większości rodzajów ropy, w ilościach zależnych od
wieku surowca  ropy z wcześniejszych okresów geologicznych (ery: Paleozoiczna,
Mezozoiczna) zawierają mniej porfiryn w porównaniu do powstałych w kresach
póz
niejszych.
Związki tlenu (rys.7) występują w ropie naftowej w ilościach zbliżonych do połączeń
azotowych.
Rys.7. Przykłady połączeń tlenowych występujących w ropach naftowych [1].
W badaniach związków tlenu dużo uwagi poświęcono kwasom naftenowym gdyż są
to substancje niepożądane w ropie naftowe, ponieważ w trakcie przetwarzania tego surowca
ułatwiają powstawanie bardzo stabilnych emulsji; dodatkowo są to związki wyjątkowo
agresywne w wyższych temperaturach, szczególnie w odniesieniu do stali węglowej.
8
Pierwiastki śladowe (tab. 5) występują w ropie naftowej w postaci dwóch
zasadniczych typów połączeń: Zn, Ti, Ca i Mg w formie mydeł, natomiast V, Cu, Ni, Fe
w połączeniach metaloorganicznych. Niektóre metale występują w postaci zdyspergowanych
soli nieorganicznych.
Tablica 5. Pierwiastki śladowe występujące w ropie naftowej [1].
Obecność pierwiastków śladowych w ropach naftowych jest niepożądana z punktu
widzenia jej przeróbki (destylacja, dalsza przeróbka frakcji ropy): związki V, Ni, Cu, Fe
powodują korozję turbin energetycznych i wymienników ciepła, natomiast związki Na, K, Mg
sÄ… przyczyna powstawania  wiecznych emulsji.
2. Ocena jakości ropy naftowej
W celu sklasyfikowania ropy naftowej poddaje siÄ™ jÄ… podstawowym badaniom
laboratoryjnym. Obecnie dąży się do unifikacji metod badań tego surowca.
2.2. Kryteria oceny jakości ropy naftowej
Aktualnie stosowane przez duże koncerny amerykańskie i europejskie kryteria oceny
rop obejmują następujące właściwości fizyczne i chemiczne:
gęstość
zawartość siarki
zawartość chlorków
zawartość wody i zanieczyszczeń stałych
zawartość pierwiastków śladowych
lepkość i temperaturę płynięcia
skład frakcyjny (destylacja charakterystyczna)
prężność par
liczba kwasowa
pozostałość po koksowaniu
zawartość asfaltenów
zawartość parafin
zawartość azotu całkowitego
9
Do najbardziej istotnych właściwości charakteryzujących ropę naftowa należą:
gęstość, lepkość, temperatura płynięcia, lotność oraz zawartość siarki. Ważnym parametrem
jest także zdolność odbicia światła.
2.2.1. Gęstość
Gęstość jest jedną z podstawowych właściwości fizycznych substancji, którą wyraża
się stosunkiem masy substancji do jej objętości (mierzonej w tej samej temperaturze)
w jednostkach kg/m3 lub g/cm3. Jednostką gęstości (ciężaru właściwego) powszechnie
stosowaną w przemyśle naftowym jest stopień API (American Petroleum Institute). Skala ta
bazuje na pomiarze gęstości cieczy w temp. 60oF (15,6oC) i porównaniu uzyskanej wartości
15 5
z gęstością wody w tej temp. Wzór przeliczeniowy ma postać: oAPI = (141,5/ d15,,5 )  131,5.
Gęstość jest funkcją składu chemicznego ropy. Surowce o większej zawartości
węglowodorów parafinowych charakteryzują się niższą gęstością w porównaniu do
zawierających dużą ilość węglowodorów aromatycznych. Wyższa zawartość siarki, azotu
i asfaltenów w ropie powoduje jej większą gęstość Spotykane na światowym rynku ropy mają
zwykle gęstość w przedziale 0,8-1,0 g/cm3(tab. 6).
Tablica 6. Gęstość różnych rodzajów ropy naftowej [1].
Gęstość jest jedną z właściwości przyjętych jako kryterium klasyfikacji rop naftowych.
Klasyfikacja ropy naftowej oparta na gęstości dzieli ten surowiec na 3 klasy:
20
ropy lekkie d4 < 0,878 g/cm3
20
ropy średnie 0,878 < d4 < 0,884 g/cm3
20
ropy ciężkie d4 > 0,884 g/cm3
Ropy naftowe, których gęstość wynosi:
Øð powyżej 20oAPI uważa siÄ™ za ropy lekkie
Øð poniżej 20oAPI uważa siÄ™ za ropy ciężkie
2.2.2. Lepkość
Lepkość jest najistotniejszym parametrem decydującym o mobilności ropy naftowej w
trakcie transportu, przepompowywania jak również po przedostaniu się jej do gruntu lub
wody. Zależność zmian lepkości od temperatury ma duże znaczenie w obliczaniu spadków
ciśnień w rurociągach i orurowaniu rafinerii, a także przy projektowaniu pomp
i wymienników ciepła.
10
Lepkość jest miarą oporu przepływu cieczy. Wyróżnia się lepkość kinematyczną
i dynamiczną. Lepkość kinematyczną wyznacza się na podstawie czasu przepływu cieczy
przez kapilarę lepkościomierz, który zachodzi pod wpływem sił grawitacyjnych, jej jednostką
jest m2/s (w praktyce stosuje się mm2/s). Lepkość dynamiczna jest iloczynem lepkości
kinematycznej i gęstości cieczy. Jednostką lepkości dynamicznej jest paskalosekunda (Pa*s),
w praktyce stosuje siÄ™ milipaskalosekundÄ™ (mPa*s).
Podobnie jak w przypadku gęstości, ropy naftowe o większym udziale węglowodorów
parafinowych charakteryzują się niższą lepkością w porównaniu do rop zawierających dużą
ilość węglowodorów aromatycznych. Lepkość ropy naftowej jest bardzo zróżnicowana
w zależności od jej gatunku, co ilustruje tablica 7.
Tablica 7. Przykładowe wartości lepkości kinematycznej (mm2/s).
2.2.3. Temperatura płynięcia
Temperatura płynięcia określa zachowanie się ropy w warunkach niskiej temperatury
i ma istotne znaczenie w projektowaniu i funkcjonowaniu rurociągów, pomp, separatorów,
zbiorników magazynowych.
Temperatura płynięcia jest to najniższa temperatura, w której obserwuje się jeszcze
płynność badanego materiału, w czasie jego oziębiania w warunkach określonych normą.
Wartość temperatury płynięcia zależy od składu ropy. Niepodstawione i symetryczne
węglowodory pierścieniowe (aromatyczne, cykloparafinowe) mają wyższą temp. płynięcia
niż ich parafinowe analogi. W szeregu homologicznym temperatura topnienia rośnie ze
zwiększaniem się masy cząsteczkowej.
Przetwarzane w kraju ropy naftowe charakteryzują się następującymi temperaturami
płynięcia: Ural - 16oC, Brent  12oC.
2.2.4. Lotność
Lotność ropy naftowej jest najistotniejszym parametrem technologicznym. Istnieją
trzy parametry jakościowej oceny ropy naftowej związane z jej lotnością: skład frakcyjny,
zawartość węglowodorów gazowych (C1-C5) i prężność par.
Skład frakcyjny jest podstawowym elementem charakterystyki ropy naftowej
i produktów naftowych oraz podstawą kontroli procesowej w rafinerii.
Skład frakcyjny ropy określa się przeprowadzając proces destylacji. Proces ten polega
na rozdzieleniu układów zawierających bardzo dużo składników o zbliżonej temperaturze
wrzenia na frakcje o określonym składzie. Temperaturę wrzenia różnych rodzajów
węglowodorów przedstawia rys.8.
11
Rys.8. Temperatury wrzenia różnych rodzajów węglowodorów w zależności od liczny atomów węgla
w czÄ…steczce [1].
Z danych przedstawionych na rys.8 wynika, że temperatura wrzenia poszczególnych
rodzajów węglowodorów rośnie w następującym porządku: izo-parafiny, n-parafiny,
węglowodory aromatyczne, natomiast w każdym z szeregów homologicznych wraz z masą
czÄ…steczkowÄ….
Ropa oferowana na rynkach naftowych ma temperaturÄ™ poczÄ…tku destylacji 25-30oC,
a końca 520-560oC. Frakcje wrzące w zakresie 30  360oC (frakcje paliwowe: benzyna, nafta,
olej napędowy) są zwykle destylowane pod ciśnieniem atmosferycznym, a pozostałe  wrzące
w zakresie 360-560oC, pod ciśnieniem zmniejszonym do ok. 30-50 Tr. Uproszczony schemat
instalacji do destylacji ropy przedstawia rys.9.
Ropa surowa (zimna)
Rys.9. Proces destylacji ropy naftowej.
12
Oczyszczona ropa, po przejściu przez wymienniki ciepła, w których służyła jako
czynnik chłodzący produkty destylacji, jest podgrzewana w piecu rurowym, a następnie
wchodzi do kolumny atmosferycznej, na szczycie której są odbierane gazy węglowodorowe,
jako frakcje boczne: benzyna, nafta (paliwo lotnicze) i olej napędowy, natomiast na dole
kolumny pozostałość atmosferyczna (mazut), której składniki mają temp. wrzenia powyżej
350oC. Pozostałości po destylacji atmosferycznej (mazutu) poddaje się drugiemu etapowi
destylacji prowadzonej w kolumnach próżniowych i otrzymuje się frakcje olejów
mineralnych oraz pozostałość (gudron).
Podczas destylacji ropa naftowa dzielona jest najczęściej na następujące frakcje
(zakresy wrzenia podane są w przybliżeniu):
1. Podczas destylacji pod ciśnieniem atmosferycznym
benzyna lekka (C5) 80oC
benzyna ciężka 80  180oC
nafta (paliwo lotnicze) 180  250oC
olej napędowy 250  360oC
pozostałość atmosferyczna (mazut) >360oC
2. Podczas destylacja pod ciśnieniem zmniejszonym
destylat próżniowy 360  550oC
pozostałość próżniowa (gudron) > 550oC
Klasyfikacja ropy oparta na zawartości frakcji lekkich (oddestylowujących do 360oC) dzieli
ropy na 4 klasy lekkości:
z małą zawartością frakcji lekkich < 25%
ze średnią zawartością frakcji lekkich 25-50%
z dużą zawartością frakcji lekkich 50-70%
z bardzo dużą zawartością frakcji lekkich > 75%
Na podstawie destylacji ropy możemy określić początkową i końcową temperaturę
destylacji (Tp i Tk), zawartość poszczególnych frakcji (proces destylacji ropy prowadzi się
z uwzględnieniem technologicznego wykorzystania otrzymanych frakcji) oraz zawartość
pozostałości.
W przypadku destylacji frakcji wydzielonych z ropy naftowej lub produktów
naftowych proces destylacji ma na celu określenie początkowej i końcowej temperatury
destylacji (Tp i Tk) oraz udziału frakcji, których zawartości są ujęte w normie produktowej.
Dla sporzÄ…dzenia krzywej destylacji wyznacza siÄ™ Tp oraz temp. odpowiadajÄ…ce
oddestylowaniu 10% objętościowych próbki. Destylację kończy się określając Tk oraz ilość
pozostałości.
2.2.5. Współczynnik załamania światła
Współczynnik załamania światła jest jedną z podstawowych właściwości optycznych
substancji. Względny współczynnik załamania światła określa stosunek prędkości światła (v1)
w jednym ośrodku do prędkości światła (v2) w drugim ośrodku: n21= v1/v2. Jeżeli jednym
z ośrodków jest próżnia to współczynnik załamania światła nosi nazwę bezwzględnego
13
i wyraża stosunek prędkości światła w próżni (c) do prędkości światła w ośrodku do którego
ono przechodzi (v): n=c/v.
Wartość współczynnika załamania światła zależy od składu chemicznego ropy
i zwiększa się w szeregu parafiny, nafteny, areny. Parametr ten umożliwia odróżnienie rop
parafinowych od aromatycznych.
2.3. Charakterystyka rop naftowych
Właściwości wybranych, przerabianych w kraju, rop naftowych przedstawiono w tablicy 8.
Tablica 8. Porównanie właściwości różnych gatunków rop naftowych.
14
Ropy naftowe są także charakteryzowane na podstawie własności fizycznych
otrzymanych frakcji (destylaty pierwotne). Porównanie własności destylatów pierwotnych
przerabianych w kraju rop przedstawiono w tablicy 9.
Tablica 9. Właściwości destylatów pierwotnych otrzymanych z różnych gatunków rop.
Nazwa ropy: Ural Brent B Kaliningarad
Lokalizacja: Rosja W. Brytania Rosja
2.4. Literatura
[1] J. Surygała (red.), Ropa naftowa: właściwości, przetwarzanie, produkty, WNT, Warszawa 2006
[2] E. Grzywa, J. Molenda, Technologia podstawowych syntez organicznych, WNT, Warszawa 1987
[3] Powołane normy badań
15
Wykonanie ćwiczenia
1. Cel ćwiczenia
Celem ćwiczenia jest przeprowadzenie charakterystyki rop naftowych na podstawie
następujących oznaczeń:
gęstości
lepkości kinematycznej
współczynnika załamania światła
przebiegu destylacji (temperatury początku i końca destylacji, skład frakcyjny)
zawartości siarki w pozostałości po destylacji atmosferycznej (mazucie)
2. Pomiar gęstości
Oznaczenie wykonuje się zgodnie z normą PN-EN ISO 3675. Próbkę umieszcza się
w cylindrze do pomiarów aerometrycznych, a następnie zanurza w niej odpowiednio dobrany
aerometr i pozwala na swobodne ustalenie się jego położenia. Po ustaleniu się temperatury
(różnica temp. próbki i otoczenia nie powinna przekraczać 2oC) należy odczytać (wg rys.9) i
zapisać wskazanie aerometru (zmierzoną wartość gęstości / /, g/cm3) oraz temperaturę
p
pomiaru (T, oC).
Rysunek 1.
Rysunek 2.
Rys. 9. Ilustracja sposobów odczytu wskazania aerometru.
16
Na podstawie uzyskanych wyników, korzystając z dostępnych na pracowni tablic
przeliczeniowych (przykład-tab.10) lub podanego poniżej wzoru, należy obliczyć:
wartość gęstości ( cm3/g) badanej ropy w temperaturze 20 i 15,5oC.
o,
= + Å‚ ("T)
o p
gdzie: i  odpowiednio: gęstość obliczona i zmierzona, cm3/g
o p
ł  współczynnik zmian cieplnych gęstości cm3/g /oC;
"T  różnica pomiędzy temp. pomiaru, a temp. w której obliczamy gęstość, oC
wartość gęstości badanej ropy w oAPI
141,5
o
API 131,5
15 5
d15,,5
15 5
gdzie: d15,,5 - gęstość względna tzn. stosunek gęstości ropy w temp. 15,5oC i gęstości wody w
tej samej temp. (gęstość wody w 15,5 wynosi 0,9990 cm3/g)
17
Tablica 10. Tablica przeliczeniowa do wyznaczania gęstość cieczy w temp. 20oC.
18
3. Pomiar lepkości kinematycznej
Oznaczenie wykonuje się zgodnie z normą PN-81/C-04011, przy użyciu lepkościomierza
Ubbelohdego (rys.10).
Rys.10. Lepkościomierz Ubbelohde a.
Pomiar polega na zmierzeniu czasu przepływu określonej objętości badanej ropy
naftowej przez kapilarę lepkościomierza, pod wpływem sił grawitacyjnych, w ściśle
określonej temperaturze. Czas przepływu nie powinien być krótszy niż 200s. W celu
zapewnienia stałości temp. badaną próbkę należy termostatować w temp. pomiaru (40oC).
Wykonanie oznaczenia
Do czystego i suchego lepkościomierza przez rurkę 1 wprowadzić badaną ropę w taki
sposób, aby po ustawieniu przyrządu w pozycji pionowej poziom menisku cieczy znajdował
się pomiędzy kreskami M3 i M4. Lepkościomierz umieścić w termostacie na ok. 30 min,
a nastÄ™pnie, przy Å›ciÅ›le zamkniÄ™tej palcem rurce 2, zassać badanÄ… ropÄ™ do ½ wysokoÅ›ci
zbiornika 4 (w tym celu należy na rurkę 3 nałożyć wąż gumowy i połączyć go z pompkę
wodną). Następnie otworzyć jednocześnie rurkę 2 oraz odłączyć od próżni rurkę 3 i zmierzyć
czas, w którym menisk cieczy przesunie się od kreski M1 do M2. Pomiar powtarzać aż do
uzyskania wyników różniących się od siebie o mniej niż 0,5 s.
Na podstawie otrzymanych wyników obliczyć lepkość kinematyczną ( ) oraz
lepkość dynamiczną ( ) badanej ropy wg wzorów:
= K =
p
gdzie: K  stała kapilary, mm2/s,
- średnia arytmetyczna czasu przepływu badanej ropy, s
- gęstość ropy w temp. pomiaru czasu przepływu (40o), g/cm3
p
19
4. Pomiar współczynnika załamania światła
Pomiar wykonuje się za pomocą refraktometru Abbego, którego schemat przedstawia
rys.11.
a) b)
Rys.11 Schemat refraktometru Abbego.
Rys.11a
Rys.11b
Pomiar współczynnika załamania światła
W celu wykonania pomiaru współczynnika załamania światła należy odchylić oprawę
pryzmatu nakrywkowego (6, rys.11a), oczyścić powierzchnię pryzmatu za pomocą miękkiej
bibuły, a następnie używając pipety nanieść na jego powierzchnię kilka kropli badanej cieczy
i rozprowadzić ją równomiernie po powierzchni w taki sposób, aby po zamknięciu pryzmatu
cała powierzchnia pomiarowa była pokryta cieczą. Następnie należy opuścić pryzmat
nakrywkowy, a okienko oświetlające (4, rys.11b) ustawić w kierunku światła lampy. Patrząc
przez okular (2, rys.11b) i kręcąc pokrętłami (1 i 2, rys.11b) należy doprowadzić do ostrego
rozgraniczenia jasnego i ciemnego tła w polu widzenia okularu, a następnie naprowadzić linię
graniczną dokładnie na przecięcie widocznego w okularze krzyża i odczytać wartość
współczynnika załamania światła ze skali.
20
5. Destylacja atmosferyczna
Proces destylacji atmosferycznej w warunkach laboratoryjnych jest prowadzony
w aparaturze przedstawionej na rys.12.
Rys.12. Zestaw do destylacji atmosferycznej ropy naftowe.
Aparatura składa się z kosza grzewczego, umieszczonej w nim kolby okrągłodennej
o pojemności 500 cm3, termometru, chłodnicy prostej i odbieralnika. Kolba jest połączona z
termometrem i chłodnicą za pomocą łącznika. Na końcu instalacji znajduje się odbieralnik,
który przed rozpoczęciem destylacji należy zważyć .
Odmierzoną objętość ok. 200 cm3 ropy naftowej należy zwarzyć (objętość i masę
próbki zapisać), a następnie umieścić wraz z kamyczkami wrzennymi (porcelanką) w kolbie
okrągłodennej. Po prawidłowym zainstalowaniu aparatury (szlify należy przesmarować
smarem silikonowym) oznaczenie polega na odpowiednim sterowaniu narostem temperatury,
przez zwiększanie napięcia prądu za pomocą autotransformatora i obserwowaniu prędkości
spadania kropel destylatu do odbieralnika (przyrost objętości destylatu powinien wynosić
ok. 4-5 cm3/min) oraz odebraniu frakcji o podanych poniżej zakresach temperatur wrzenia
Odbierane frakcje
30  180oC frakcja lekkiej i ciężkiej benzyny
180  350oC frakcja nafty i lekkiego oleju napedowego
powyżej 350oC pozostałość (mazut)
Należy zapisać temperaturę początku destylacji (Tp) oraz, w celu sporządzenia bilansu
objętościowego i masowego, zmierzyć objętość każdej z odebranych frakcji oraz wyznaczyć
jej masę (zważyć).
21
6. Oznaczenie zawartości siarki w pozostałości po destylacji (mazucie)
Oznaczenie wykonuje się przy użyciu analizatora siarki firmy LECO (rys.13). Metoda
polega na spaleniu próbki ropy naftowej w strumieniu tlenu w temp. 1300oC. W wyniku tego
procesu cała siarka ulega utlenieniu do SO2 (tlenku siarki II). Określenie ilości powstającego
tlenku siarki II opiera się na pomiarze absorpcji (pochłaniania) promieniowania
podczerwonego o określonej długości fali przez SO2. y
ródłem promieniowania
podczerwonego jest drucik niklowo-chromowy, który po ogrzaniu do temp. 850oC emituje
fale o długości w zakresie światła widzialnego i podczerwieni. Wyselekcjonowanie fali o
odpowiedniej długości (z zakresu podczerwieni), przy której następuje absorpcja
promieniowania przez SO2 odbywa się za pomocą precyzyjnego filtra. Po zważeniu próbki na
wadze elektronicznej, w którą jest wyposażony aparat, a następnie wprowadzeniu próbki do
pieca, pomiar odbywa siÄ™ automatycznie. Wynik podawany jest w procentach masowych.
4
5 5
7
6
3
1
2
Rys.13 Schemat aparatu do oznaczania siarki.
1  włącznik/wyłącznik
2  lampka sygnalizująca gotowość aparatu do rozpoczęcia analizy
3  waga
4  okienka pieca służące do wprowadzania próbki
5  płyta chłodząca
6  rotametry
7 - adsorbery
22
7. Opracowanie wyników
1. Wyniki pomiarów zapisać w formularzu sprawozdania (str.24).
2. Obliczyć parametry podane w formularzu sprawozdania.
3. Określić charakter rop naftowych
we wnioskach zamieszczonych w sprawozdaniu, należy określić charakter rop
naftowych pod względem:
lekkości (klasyfikacje oparte na gęstości ropy i zawartości frakcji
oddestylowujÄ…cych do 350oC)
zawartości siarki.
Uwaga !!!:
Formularz sprawozdania należy wydrukować i przynieść na zajęcia.
23
Formularz sprawozdania
Tablica 1. Charakterystyka rop naftowych.
Oznaczenie Ropa naftowa 1 Ropa naftowa 2
Gęstość
o
, cm3/g T = C
p
, cm3/g
20
cm3/g
15,5
15 5
d15,,5
o
API
Lepkość
(kinematyczna), mm2/s
(dynamiczna), mPa s
Współczynnik załamania światła
n
Zawartość siarki w pozostałości
S, % mas.
Tablica 2. Przebieg procesu destylacji *).
Ropa Frakcja Frakcja Pozostałość
Oznaczenie Straty
naftowa do 180oC 180-350oC powyżej 350oC
Temp. poczÄ…tku destylacji
o
Tp, C
Objętość
V, cm3
Masa
m, g
Gęstość
, cm3/g
p
Bilans objętościowy
% obj.
Bilans masowy
% mas.
Uwaga: należy zanotować:
MasÄ™ kolby przed destylacjÄ…: mk= g
MasÄ™ odbieralnika frakcji do 180oC: m1= g
MasÄ™ odbieralnika frakcji 180-350oC m2= g
Masę cylindra do którego zostanie przeniesiona pozostałość powyżej 350oC m3= g
24