Переработка нефти на мини нпз


какие нефтепереработчики выживут после принятия техрегламента по бензинам

Малая переработка нефти в России возникла немногим более 15 лет назад и на протяжении всего своего существования рассматривалась исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Сектором мини-НПЗ — не те масштабы — государство ни разу всерьез не интересовалось, отдавая все силы «большой» нефтепереработке. В значительной мере этот рынок обойден вниманием и СМИ, и отраслевых экспертов, что закономерно порождает дефицит качественной статистики и избыток субъективной аналитики. В то же время, сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач, и именно поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. По крайней мере, пока. Грядущее вступление в силу технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» сегодня заставляет многих экспертов говорить об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки. Судя по всему, этот тернистый путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях. Более того, если будут реализованы все стартовавшие на сегодняшний день проекты, то доля моторных топлив от мини-НПЗ на российском рынке к 2012 году может достичь 20%. Теоретически... Формирование сектора малой переработки нефти в России началось после распада СССР Сейчас большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. При этом, установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс. твг принято относить к малотоннажным установкам (МТУ), тогда как установки мощностью 1-2 млн твг - к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином «мини-НПЗ».
Технологическая специфика мини-НПЗ: 4 уровня
Степень автоматизации технологического процесса на многих действующих мини-НПЗ невысока. Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, термического крекинга мазута, эффективно применять который можно, начиная с мощности по нефти в 100 тыс. твг. Большинство экспертов сошлись во мнении, что существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на уровни, и переход на каждый последующий ее уровень позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции. Проанализируем технологическую составляющую мини-НПЗ, находящуюся на разных уровнях пирамиды. Вначале рассмотрим два нижних уровня . Принципиальные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. твг не будет превышать 10%, что говорит о низкой привлекательности таких проектов как отдельного бизнеса. В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%. резко повышая инвестиционную привлекательность, что обусловлено ростом глубины переработки сырья приблизительно с 50 до 80%. На обоих уровнях мини-НПЗ возможна выработка исключительно прямогон-ного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье. Разумеется, говоря о рентабельности первых двух групп мини-НПЗ, мы исходим из возможности реализации вырабатываемой ими продукции, что уже в ближайшем будущем не будет представляться возможным. Третий уровень пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина. Четвертый уровень мощности — некое переходное состояние. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности, переходя в группу средних НПЗ. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4. Мини-НПЗ четвертого уровня мощности хоть и требуют немалых инвестиций, но в случае, если потенциальному владельцу важна прозрачность бизнеса, а основным способом сбыта нефтепродуктов станет оптово-розничная реализация, видятся оптимальным вариантом. Мини-НПЗ этой группы еще называют региональными, так как они потенциально способны покрывать потребности в нефтепродуктах удаленных регионов страны. Часто встречающееся заблуждение — недооценка разницы между глубиной переработки сырья и качеством вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но она отнюдь не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки. К примеру, термический крекинг, применимый на большинстве мини-НПЗ, дает значительный выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки. Вопрос октанового числа автобензинов неоднозначен. Его можно повышать риформингом, но требования Евро-4, которые будут действовать в нашей стране с 2010 года, значительно ограничат содержание риформата в автобензинах.
География мини-НПЗ - в расчете на спрос на нефтепродукты
По данным Информационного центра «Кортес», в настоящее время в России действуют 80 и строятся 29 мини-НПЗ различной мощности. В данном случае речь идет именно о легально работающих установках, а не о так называемых «самоварах», официальной статистики по которым не существует. Анализ распределения действующих мини-НПЗ по федеральным округам выявляет концентрацию малой переработки в районах, в которых большая переработка представлена недостаточно или не представлена вовсе. Так, на территории Приволжского ФО находятся почти половина больших и меньше четверти мини-НПЗ, что в абсолютных цифрах дает нам соответственно 12 и 19 предприятий. В то же время, в УрФО нет ни одного большого НПЗ, зато официально работают 13 мини-заводов. Из картины регионального распределения следует, что мини-НПЗ процветают там, где высок спрос на нефтепродукты, который по разным причинам не может быть полностью обеспечен поставками крупных предприятий .
Мини-НПЗ увеличивают мощности
В статистике ИЦ «Кортес» на сегодняшний день фигурируют мощности 66 действующих и 25 строящихся мини-заводов. Приведенные данные явно показывают обратную зависимость между уровнем мощности и соответствующим количеством действующих мини-заводов. Так. в стране сейчас действуют 26 мини-НПЗ, обладающих мощностью менее 50 тыс. твг, и они составляют наиболее многочисленную группу. Мощность 24 мини-заводов находится в пределах 50-200 тыс. твг. Суммарно две эти группы составляют 75% сегмента мини-НПЗ, мощности которых известны статистике. Очевидно, что на трети действующих мини-НПЗ не применяется даже термокрекинг мазута, и они представляют собой исключительно малотоннажные установки атмосферной перегонки нефти. Данный факт свидетельствует о явно специфическом предназначении большинства действующих установок. В частности, это задача снабжения пусть даже низкокачественным, но дешевым топливом удаленных предприятий. Иную картину дает статистика строящихся мини-НПЗ. В этом случае мы наблюдаем рост числа мини-заводов с увеличением мощности. Так, проектная мощность почти половины строящихся мини-НПЗ превышает 500 тыс. твг (12 предприятий), а четверть строящихся мини-заводов обладают мощностью от 200 до 500 тыс. твг. Соответственно, почти на 3/4 строящихся мини-НПЗ потенциально возможен выпуск высокооктановых марок автобензинов и качественного дизельного топлива . Стремятся ли к этому владельцы мини-НПЗ? С полной уверенностью утверждать это вряд ли возможно, однако верить в ориентацию будущих предприятий на производство качественного моторного топлива, безусловно, хочется. С другой стороны, видно, что рынок в целом не вполне согласен с позицией министра В.Христенко, который обозначил свое отношение к вопросу следующим высказыванием: «У меня нет предубеждения относительно мини-НПЗ, есть сомнения, что это экономически оправдано для инвесторов». По его мнению, с экономической точки зрения целесообразно строить НПЗ мощностью не менее 7 млн твг, тогда как мы видим бурное и, насколько можно судить, экономически оправданное развитие строительства более мелких заводов. Позицию министра можно понять разве что, глядя на действительность глазами ВИНК - собственно так, как это не перестает делать российское правительство с самого зарождения рынка. На протяжении последних лет мы были свидетелями громких покупок ВИНК весьма успешных малых независимых нефтедобывающих предприятий, но при этом наши эксперты не назвали ни одного факта покупки действующего успешного мини-НПЗ крупной нефтяной компанией. Отсутствие интереса с их стороны к покупке такого рода активов не только подчеркивает специфическую нишу малой переработки нефти, но главное — разные «весовые категории» большой и малой переработки нефти. Эта отрасль ТЭК, имеющая очевидные преимущества и при адекватных инвестициях способная решать задачи обеспечения качественными нефтепродуктами отдаленных районов, похоже, так и останется уделом именно независимого сегмента.
Производственная специализация мини-НПЗ: дизель и прямогон
Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяет утверждать, что. во-первых, налицо специализация малой переработки нефти на производстве дизельного топлива — его вырабатывают 62 мини-завода из 80 действующих. Во-вторых, сброс прямогонного бензина и мазута в трубопровод практикуется приблизительно на 30 мини-НПЗ (если исходить из отсутствия этих позиций в списке вырабатываемых нефтепродуктов). Наконец, лишь 21 мини-завод вырабатывает автомобильный бензин, соответственно, только эти мощности потенциально могут быть оснащены риформингом и гидроочисткой. В то же время и этот факт не бесспорен, так как автобензин может быть произведен путем компаундирования с октаноповышающими добавками и присадками. Существующая структура вырабатываемых на мини-НПЗ продуктов еще раз подтверждает в целом безрадостную картину технологического оснащения малой нефтепереработки, но при этом подчеркивает специфику отрасли. Ведь в России дизельное топливо в основном потребляет не частный автотранспорт, а грузовая техника и различные промышленные установки. Таким образом, мы получили еще одно подтверждение тезиса о специализации мини-НПЗ на снабжении удаленных предприятий дешевым и преимущественно дизельным топливом. О нацеленности этих заводов на розничный рынок нефтепродуктов в подавляющем большинстве случаев речи не идет.
Доля мини-НПЗ - 2,6% переработанной нефти
Завершим обзор статистики малой переработки анализом ее абсолютных и относительных показателей за 2007 год. В 2007 году на долю мини-НПЗ пришлось 2,6% переработанной нефти. С одной стороны, эту цифру сложно назвать впечатляющей, но в то же время отрасль продемонстрировала фантастический прирост общего объема переработки в размере 131,7%. При этом, за 2007 год на мини-НПЗ произведено дизтоплива почти в 8 раз больше, чем автобензина, а отношение выработки дизтоплива к авиакеросину и того выше — 14,3. Беспристрастный анализ статистических данных не позволяет вменить в вину мини-заводам проблему некачественного моторного топлива на заправках. Полпроцента автобензина, официально производимого на мини-НПЗ — это капля в море, которая объективно никак не может повлиять на рынок моторного топлива. Доля выработки дизельного топлива на легально действующих мини-НПЗ, составляющая 2,4%, почти в 4,5 раза превышает показатель по автомобильному бензину, но и она не может быть ощутимой в масштабе топливного рынка страны. Если весь прямогонный бензин, выработанный известными статистике мини-НПЗ в 2007 году, попадет на розничный рынок, то его окажется всего лишь порядка 680 тыс. т, а 27 больших НПЗ за этот же период времени произвели без малого 35 млн т автобензина. То есть: доля российского бензина, приходящаяся на малую нефтепереработку, незаметна в общем объеме. Поэтому корни проблемы значительного количества фальсифицированного топлива на заправках, ориентируясь на официальные факты, следует искать не в существовании мини-НПЗ, а в иных источниках. Более вероятной причиной видится «самоварный» бизнес, процветающий в южных регионах страны, и «разбодяживание» на нефтепродуктовых базах, то есть незаконные и уголовно преследуемые деяния. Таким образом, российская малая нефтепереработка — явление локальное, роль которого как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах страны сильно преувеличена. Мини-НПЗ в сегодняшнем состоянии, конечно, могут оказывать влияние на рынки моторного топлива некоторых отдаленных регионов России с малой численностью населения и малым потреблением горючего, но, скорее, по причине низкой цены нефтепродуктов, а не их качества. Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов — если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Техрегламент о требованиях к бензинам: борьба за выживание мини-НПЗ
Следует априори признать право на существование малого сектора в российской нефтепереработке, хотя бы по причине наличия соответствующих ниш — «пустот», которые образуются при реализации масштабных проектов «даунстрима» и нуждаются в заполнении. Впрочем, речь ни в коем случае не идет о рекомендации легализовать производство низкокачественных моторных топлив только потому, что действующая установка не способна ни на что другое. Как известно, 5 сентября 2008 года в силу вступает специальный технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Согласно документу, выпуск бензина стандарта Евро-2 будет разрешен до 31 декабря 2008 года. Евро-3 - до 31 декабря 2009 года, Евро-4 - до 31 декабря 2012 года. Очевидно, что подавляющее большинство действующих мини-НПЗ не сможет вырабатывать соответствующие регламенту нефтепродукты и легально их реализовывать на розничном рынке уже с начала 2009 года . Призывы установить дифференцированные требования к качеству моторного топлива в зависимости от региона страны не обоснованы. Принятый регламент, хоть и в жесткой форме, все же определяет стратегическое направление развития российской нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в направлении повышения качества и ужесточения экологических требований. Ввод же дифференцированных стандартов, скорее всего, в массовом порядке будет воспринят как легальный повод для переноса сроков модернизации производственных мощностей. Возникает вопрос: какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Очевидно, что с наступлением 2009 года продолжат работать мини-заводы мощностью более 200 тыс. твг, оснащенные комплексом риформинга и гидроочистки, а с наступлением 2010 года - только региональные мини-НПЗ, находящиеся на вершине пирамиды мощности. Этот сегмент малой переработки нефти определенно имеет перспективы —даже в свете вступления в силу регламента, но при условии адекватных вложений в развитие производственных мощностей и выработки нефтепродуктов современного качества. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. твг. Два нижних уровня пирамиды уже с сентября этого года будут испытывать трудности с выпуском нефтепродуктов для розничного рынка. Учитывая же, что значительная часть таких мини-НПЗ принадлежит крупным предприятиям и выполняет функцию по удовлетворению собственных потребностей в дешевом моторном топливе, судьба данного сегмента малой переработки нефти будет зависеть от принципиальной позиции правительства и контролирующих органов. Если же говорить о сегодняшней букве закона, то никаких шансов на продолжение выпуска в оборот продукции двух нижних уровней нашей «пирамиды» не предусматривается. Ситуацию может изменить лишь принятие поправок, откладывающих вступление в силу очередных этапов «европеизации» российского топливного рынка с учетом явного отставания как малой, так и крупной переработки. По нашим оценкам и по оценкам опрошенных нами экспертов, такой вариант развития событий вполне возможен.
Выживут немногие мини-НПЗ
Однако, если не пользоваться сослагательным наклонением, то в соответствии с утвержденным техническим регламентом к 2010 году на внутренний топливный рынок смогут работать лишь мини-НПЗ четвертого уровня. Общая мощность таковых среди ныне действующих мини-НПЗ составляет 9 млн твг; среди строящихся мини-НПЗ — 19,2 млн твг. На полный цикл создания мини-НПЗ требуется в среднем 2-3 года, следовательно, к 2011-2012 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать 25% действующих в настоящее время и 54% строящихся мощностей. По оценкам ЛУКОЙЛа, общая мощность крупных НПЗ к 2012 году в России должна составить около 294 млн твг. К этому же году общая мощность мини-НПЗ ориентировочно составит 28.2 млн твг, то есть около 10% от суммарной мощности «большой» нефтепереработки. При 90%-ной загрузке мощностей ежегодный суммарный объем переработки нефти на мини-НПЗ может достичь уровня 25,4 млн твг. Большинство строящихся мини-НПЗ 4-го уровня ориентированы как минимум на 85%-ю глубину переработки нефти, следовательно, из 25,4 млн т переработанной нефти потенциальный выход светлых фракций будет составлять около 21,6 млн т. Суммарное содержание бензиновых, керосиновых и дизельных фракций можно ориентировочно оценить в 17,5 млн т, из которых около 16 млн тонн будет приходиться на бензины и дизельное топливо. Таким образом, если по средневзвешенному прогнозу ЛУКОЙЛа потребление моторного топлива на российском рынке при оптимистическом росте ВВП в 2012 году составит около 80 млн твг, то доля участия малой переработки в этом рынке может достичь 20%. И, хотя в нынешней ситуации ручаться за абсолютные цифры топливного прогноза не приходится, динамика представляется абсолютно очевидной. По всей видимости, мы доживаем последние годы недооценки мини-НПЗ.
обозреватель «Нефтегазовой Вертикали» Михаил Турукалов

au92.ru

ФУСОИ. Мини-НПЗ. Бензино-дизельные установки (БДУ) от производителя.

 

Современные нефтеперерабатывающие заводы осуществляют промышленную переработку нефти путем сложных и многоступенчатых физических и химических процессов, позволяющих получать большой ассортимент нефтепродуктов.

Они оснащены оборудованием, способным функционировать в условиях низких температур и высоких давлений, в глубоком вакууме и в агрессивных средах.

Перед непосредственной переработкой нефть подвергается глубокой очистке на электрообессоливающих установках, позволяющих снизить процент содержания соли в сырье с 100-700 мг/л до 3 мг/л и воды с 1% до 0,1%.

Первичные (физические) технологические процессы позволяют разделить нефть на топливные и масляные фракции и удалить ненужные химические компоненты.Вторичные (химические) процессы подразделяются на несколько видов. В зависимости от способа активации химических реакций различают термические и каталитические химические процессы. В зависимости от типа химических превращений различают деструктивные, гидрогенизационные и окислительные химические процессы.

Основным первичным процессом, связанным с переработкой нефти, является атмосферная перегонка, во время которой происходит отбор топливных фракций (бензин, осветительный керосин, реактивное и дизельное топливо) и мазута (может быть использован в качестве компонента котельного топлива или сырья для дальнейшей глубокой переработки).

Следующий, вторичный этап, связанный с гидроочисткой, каталитическим риформингом и каталитическим крекингом. С помощью гидроочистки, позволяющей удалить сернистые, азотистые и кислородные соединения, повышается качество моторных топлив. В результате каталитического риформинга, позволяющего осуществить химические превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, значительно повышается октановое число продукта. А каталитический крекинг позволяет наиболее эффективно углубить процесс нефтепереработки, получив из высококипящих фракций мазута в результате до 40 – 60 % высокооктанового компонента автобензина, а также до 10-25% жирного газа, который, в свою очередь, может быть использован для получения высокооктановых компонентов авиационных или автомобильных бензинов. 

Процесс нефтепереработки постоянно совершенствуется, происходит техническое перевооружение на уровне технологий и аппаратной конфигурации, разрабатываются и внедряются высокоинтенсивные энерго и ресурсосберегающие технологии, цель которых – решение вопросов, связанных с углублением переработки нефти и оптимизации качества получаемых нефтепродуктов.

 

www.mini-npz.com

оборудование для переработки нефти на нпз – cccp-online.ru|Мини НПЗ

Краткое описание основных технологических процессов топливного производства

Сущность нефтеперерабатывающего производства Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа: 1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ; 2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка); 3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство). Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов. Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка – производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса. В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства – получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Поставка и приём нефти В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом. Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание) Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – деэмульгаторы. Температура процесса – 100-120°С.

Первичная переработка нефти Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока – атмосферной и вакуумной перегонки.

1. Атмосферная перегонка Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут. Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год. На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Продукты первичной переработки нефти

Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки нефти (НПЗ НГП) характеризуются наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки.

Основной недостаток НПЗ НГП – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости печное топливо), сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторных топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти, такие как Саудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающая скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти. Типовая блок-схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рисунке 1.6.

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки – углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута.

В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом.

На рисунке 1.6 приведена блок-схема НПЗ, наиболее широко применяемая при углубленной переработке сернистых нефтей.

ВПБ – вторичная перегонка бензина, АО – аминная очистка, ГФУ – газофракционная установка, ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг, СГК – селективный гидрокрекинг, КГДМ – каталитическая гидродепарафинизация

Рисунок 1.6 – Блок-схема НПЗ неглубокой переработки

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка.

В [2] приведены варианты блок-схем перспективных НПЗ глубокой и безостаточной переработки сернистых нефтей. Технологические структуры НПЗ различных типов представлены в таблице 1.2.

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в таблице 1.3. Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ.

Таблица 1.2 –Технологическая структура НПЗ разных типов

Процессы, которые входят(+) или могут входить(V) в состав НПЗ

Нефтепереработка – достаточно сложный процесс, для проведения которого требуется привлечение специализированного оборудования. Из добытого природного сырья получают множество продуктов – разные типы топлива, битумы, керосины, растворители, смазки, нефтяные масла и другие. Переработка нефти и газа начинается с транспортировки углеводородов на завод. Производственный процесс происходит в несколько этапов, каждый из которых очень важен с технологической точки зрения.

Процесс переработки нефти начинается с ее специализированной подготовки. Это вызвано наличием в природном сырье многочисленных примесей. В нефтеносной залежи содержится песок, соли, вода, грунт, газообразные частицы. Для добычи большого количества продуктов и сохранения месторождения энергоресурса используют воду. Это имеет свои преимущества, но значительно снижает качество полученного материала.

Наличие примесей в составе нефтепродуктов делает невозможной их транспортировку к заводу. Они провоцируют образование налета на теплообменных аппаратах и других емкостях, что значительно снижает их срок службы.

Поэтому добытые материалы подвергаются комплексной очистке – механической и тонкой. На данном этапе производственного процесса происходит разделение полученного сырья на нефть и природный газ. Это происходит при помощи специальных нефтяных сепараторов.

Для очистки сырья в основном его отстаивают в герметических резервуарах. Для активации процесса разделения материал подвергают действию холода или высокой температуры. Электрообессоливающие установки применяются для удаления, содержащихся в сырье, солей.

После первичной очистки получают труднорастворимую эмульсию. Она представляет собой смесь, в которой частички одной жидкости равномерно распределяются во второй. На этом основании выделяют 2 типа эмульсий:

  • гидрофильная. Представляет собой смесь, где частицы нефти находятся в воде;
  • гидрофобная. Эмульсия в основном состоит из нефти, где находятся частички воды.

Процесс разрушения эмульсии может происходить механическим, электрическим или химическим способом. Первый метод подразумевает отстаивание жидкости. Это происходит при определенных условиях – подогрев до температуры 120-160 градусов, повышение давления до 8-15 атмосфер. Расслаивание смеси обычно происходит в течение 2-3 часов.

Чтобы процесс разделение эмульсии прошел удачно, необходимо не допускать испарение воды. Также выделение чистой нефти осуществляется при помощи мощных центрифуг. Эмульсия разделяется на фракции при достижении 3,5-50 тысяч оборотов в минуту.

Применение химического метода подразумевает применение специальных поверхностно-активных веществ, называемых деэмульгаторами. Они помогают растворить адсорбционную пленку, в результате чего нефть очищается от частиц воды. Химический метод зачастую применяется совместно с электрическим. Последний способ очистки подразумевает воздействие на эмульсию электрического тока. Он провоцирует объединение частиц воды. В результате он легче удаляются из смеси, что позволяет получить нефть высочайшего качества.

Добыча и переработка нефти происходит в несколько этапов. Особенностью производства различных продуктов из природного сырья считается то, что даже после качественной очистки полученный продукт не подлежит применению по прямому назначению.

Исходный материал характеризуется содержанием различных углеводородов, которые существенно отличаются молекулярным весом и температурой кипения. В его составе присутствуют вещества нафтеновой, ароматической, парафиновой природы. Также в исходном сырье содержатся сернистые, азотистые и кислородные соединения органического типа, которые также должны быть удалены.

Все существующие способы переработки нефти направлены на ее разделение на группы. В процессе производства получают широкий спектр продукции с разными характеристиками.

Первичная переработка природного сырья осуществляется на основании разных температур кипения ее составляющих частей. Для осуществления данного процесса привлекаются специализированные установки, которые позволяют получить различные нефтепродукты – от мазута до гудрона.

Если перерабатывать природное сырье таким способом, не удастся получить материал, готовый к дальнейшему использованию. Первичная перегонка направлена лишь на определение физико-химических свойств нефти. После ее проведения можно определить необходимость осуществления дальнейшей переработки. Также устанавливают тип оборудования, которое необходимо привлечь для выполнения нужных процессов.

Первичная переработка нефти

Выделяют следующие методы переработки нефти (перегонки):

  • однократное испарение;
  • многократное испарение;
  • перегонка с постепенным испарением.

Метод однократного испарения подразумевает переработку нефти при воздействии высокой температуры с заданным значением. В результате образуются пары, которые поступают в специальный аппарат. Его называют испарителем. В данном устройстве цилиндрической формы пары отделяются от жидкостной фракции.

При многократном испарении сырье подвергают обработке, при которой несколько раз осуществляют повышение температуры по заданному алгоритму. Последний способ перегонки является более сложным. Переработка нефти с постепенным испарением подразумевает плавное изменение основных рабочих параметров.

Промышленная переработка нефти осуществляется при помощи нескольких аппаратов.

Трубчатые печи. В свою очередь их также разделяют на несколько видов. Это атмосферные, вакуумные, атмосферно-вакуумные печи. При помощи оборудования первого типа осуществляется неглубокая переработка нефтепродуктов, что позволяет получить мазут, бензиновые, керосиновые и дизельные фракции. В вакуумных печах в результате более эффективной работы сырье разделяют на:

  • гудрон;
  • масляные частицы;
  • газойлевые частицы.

Полученные продукты полностью подходят для производства кокса, битума, смазочных материалов.

Ректификационные колонны. Процесс переработки нефтяного сырья при помощи данного оборудования подразумевает ее нагревание в змеевике до температуры 320 градусов. После этого смесь поступает в промежуточные уровни ректификационной колонны. В среднем она имеет 30-60 желобов, каждый из которых размещен с определенным интервалом и оснащен ванной с жидкостью. Благодаря этому пары стекают вниз в виде капель, поскольку образуется конденсат.

Существует также переработка с помощью теплообменных аппаратов.

После определения свойств нефти, в зависимости от потребности в определенном конечном продукте, выбирается тип вторичной перегонки. В основном она заключается в термически-каталитическом воздействии на исходное сырье. Глубокая переработка нефти может происходить при помощи нескольких методов.

Топливный. Применение данного способа вторичной перегонки позволяет получить ряд высококачественных продуктов – автомобильных бензинов, дизельных, реактивных, котельных топлив. Для осуществления переработки не нужно привлекать много оборудования. В результате применения данного метода из тяжелых фракций сырья и осадка получают готовый продукт. К топливному методу перегонки относят:

Топливно-масляный. В результате применения данного метода перегонки получают не только различные топлива, но и асфальт, смазочные масла. Это осуществляется при помощи метода экстракции, деасфальтизации.

Нефтехимический. В результате применения данного метода с привлечением высокотехнологичного оборудования получают большое количество продукции. Это не только топливо, масла, а и пластмассы, каучук, удобрения, ацетон, спирт и многое другое.

Как из нефти и газа получаются окружающие нас предметы — доступно и понятно

Данный метод считается более всего распространенным. С его помощью осуществляется переработка сернистой или высокосернистой нефти. Гидроочистка позволяет существенно повысить качество получаемых видов топлива. Из них удаляют различные добавки – сернистые, азотистые, кислородные соединения. Обработка материала происходит на специальных катализаторах в водородной среде. При этом температура в оборудовании достигает показателей 300-400 градусов, а давление – 2-4 Мпа.

В результате перегонки, содержащиеся в сырье, органические соединения разлагаются при взаимодействии с водородом, циркулирующем внутри аппарата. В итоге образуется аммиак, сероводород, которые удаляются из катализатора. Гидроочистка позволяет переработать 95-99% сырья.

Перегонка осуществляется при помощи цеолитсодержащих катализаторов при температуре 550 градусов. Крекинг считается очень эффективным методом переработки подготовленного сырья. С его помощью из мазутных фракций можно получить высокооктановый автомобильный бензин. Выход чистого продукта в данном случае составляет 40-60%. Также получают жидкий газ (10-15% от исходного объема).

Риформинг осуществляется при помощи алюмоплатинового катализатора при температуре 500 градусов и давлении 1-4 Мпа. При этом внутри оборудования присутствует водородная среда. Данный метод применяется для превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические. Это позволяет существенно повысить октановое число производимой продукции. При использовании каталитического риформинга выход чистого материала составляет 73-90% от залученного сырья.

Позволяет получить жидкостное топливо при воздействии высокого давления (280 атмосфер) и температуры (450 градусов). Также данный процесс происходит с применением сильных катализаторов – оксидов молибдена.

Если гидрокрекинг сочетать с другими методами переработки природного сырья, выход чистых продуктов в виде бензина и реактивного топлива составляет 75-80%. При применении качественных катализаторов их регенерация может не проводиться 2-3 года.

Экстракция подразумевает разделение подготовленного сырья на нужные фракции при помощи растворителей. В дальнейшем производится депарафинизация. Она позволяет существенно снизить температуру застывания масла. Также для получения продукции высокого качества ее подвергают гидроочистке. В результате проведения экстракции можно получить дистдизельное топливо. Также с помощью данной методики производят извлечение ароматических углеводородов из подготовленного сырья.

Деасфальтизация необходима для того, чтобы из конечных продуктов дестиляции нефтяного сырья получить смолисто-асфальтеновые соединения. Образовавшиеся вещества активно применяются для производства битума, в качестве катализаторов для осуществления других методов переработки.

Переработка природного сырья после первичной перегонки может осуществляться и другими способами.

Алкилирование. После переработки подготовленных материалов получают высококачественные компоненты для бензина. Метод основан на химическом взаимодействии олефиновых и парафиновых углеводородов, в результате чего получают высококипящий парафиновый углеводород.

Изомеризация. Применение данного метода позволяет получить из низкооктановых парафиновых углеводородов вещество с более высоким октановым числом.

Полимеризация. Позволяет осуществить превращение бутиленов и пропилена в олигомерные соединения. В результате получают материалы для производства бензинов и для проведения различных нефтехимических процессов.

Коксование. Применяется для производства нефтяного кокса из тяжелых фракций, получаемых после перегонки нефти.

Нефтеперерабатывающая отрасль относится к перспективным и развивающимся. Производственный процесс все время усовершенствуется за счет введения нового оборудования и методик.

В настоящее время из сырой нефти можно получить различные виды топлива, нефтяные масла, парафины, битумы, керосины, растворители, сажу, смазки и другие нефтепродукты, полученные путем переработки сырья.

Добытое углеводородное сырье (нефть, попутный нефтяной газ и природный газ) на месторождении проходит долгий этап, прежде чем из этой смеси будут выделены важные и ценные компоненты, из которых впоследствии будут получены пригодные к использованию нефтепродукты.

Переработка нефти очень сложный технологический процесс, который начинается с транспортировки нефтепродуктов на нефтеперерабатывающие заводы. Здесь нефть проходит несколько этапов, прежде чем стать готовым к использованию продуктом:

  1. подготовка нефти к первичной переработке
  2. первичная переработка нефти (прямая перегонка)
  3. вторичная переработка нефти
  4. очистка нефтепродуктов

Добытая, но не переработанная нефть, содержит различные примеси, например, соль, воду, песок, глина, частицы грунта, попутный газ ПНГ. Срок эксплуатации месторождения увеличивает обводнение нефтяного пласта и, соответственно, содержание воды и других примесей в добываемой нефти. Наличие механических примесей и воды мешает транспортированию нефти по нефтепродуктопроводам для дальнейшей ее переработки, вызывает образование отложений в теплообменных аппаратах и других емкостях, усложняет процесс переработки нефти.

Вся добытая нефть проходит процесс комплексной очистки, сначала механической, затем тонкой очистки.

На данном этапе также происходит разделение добытого сырья на нефть и газ в сепараторах нефти и газа.

Отстаивание в герметичных резервуарах на холоде или при подогреве способствует удалению большого количества воды и твердых частиц. Для получения высоких показателей работы установок по дальнейшей переработке нефти последнюю подвергают дополнительному обезвоживанию и обессоливанию на специальных электрообессоливающих установках.

Зачастую вода и нефть образуют труднорастворимую эмульсию, в которой мельчайшие капли одной жидкости распределены в другой во взвешенном состоянии.

Выделяются два вида эмульсий:

  • гидрофильная эмульсия, т.е. нефть в воде
  • гидрофобная эмульсия, т.е. вода в нефти

Существует несколько способов разрушения эмульсий:

  • механический
  • химический
  • электрический

Механический метод в свою очередь делится на:

Разность плотностей составляющих эмульсии позволяет легко расслаивать воду и нефть методом отстаивания при нагреве жидкости до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 часов. При этом не допускается испарение воды.

Эмульсия также может разделяться под действием центробежных сил в центрифугах при достижении 3500-50000 оборотов в минуту.

При химическом методе эмульсия разрушается путем применения деэмульгаторов, т.е. поверхностно-активных веществ. Деэмульгаторы имеют большую активность по сравнению с действующим эмульгатором, образуют эмульсию противоположного типа, растворяют адсорбционную пленку. Данный способ применяется вместе с электрическим.

В установках электродегидратора при электрическом воздействии на нефтяную эмульсию частицы воды объединяются, и происходит более быстрое расслоение с нефтью.

Добытая нефть есть смесь нафтеновых, парафиновых, ароматических углеводов, которые имеют разный молекулярный вес и температуру кипения, и сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Первичная переработка нефти заключается в разделении подготовленной нефти и газов на фракции и группы углеводородов. При перегонке получают большой ассортимент нефтепродуктов и полупродуктов.

Суть процесса основана на принципе разности температур кипения компонентов добытой нефти. В результате сырье разлагается на фракции – до мазута (светлые нефтепродукты) и до гудрона (масла).

Первичная перегонка нефти может осуществляться с :

  • однократным испарением
  • многократным испарением
  • постепенным испарением

При однократном испарении нефть нагревается в подогревателе до заданной температуры. По мере нагрева образуются пары. При достижении заданной температуры парожидкостная смесь поступает в испаритель (цилиндр, в котором пар отделяется от жидкой фазы).

Процесс многократного испарения представляет собой последовательность однократных испарений при постепенном повышении температуры нагрева.

Перегонка постепенным испарением представляет собой малое изменение состояния нефти при каждом однократном испарении.

Основные аппараты, в которых проходит перегонка нефти, или дистилляция, – это трубчатые печи, ректификационные колонны и теплообменные аппараты.

В зависимости от типа перегонки трубчатые печи делятся на атмосферные печи АТ, вакуумные печи ВТ и атмосферно-вакуумные трубчатые печи АВТ. В установках АТ осуществляют неглубокую переработку и получают бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В установках ВТ производят углубленную переработку сырья и получают газойлевые и масляные фракции, гудрон, которые в последствии используются для производства смазочных масел, кокса, битума и др. В печах АВТ комбинируются два способа перегонки нефти.

Процесс переработки нефти принципом испарения происходит в ректификационных колоннах . Там исходная нефть с помощью насоса поступает в теплообменник, нагревается, затем поступает в трубчатую печь (огневой подогреватель), где нагревается до заданной температуры. Далее нефть в виде парожидкостной смеси входит в испарительную часть ректификационной колонны. Здесь происходит деление паровой фазы и жидкой фазы: пар поднимается вверх по колонне, жидкость стекает вниз.

Вышеперечисленные способы переработки нефти не могут быть использованы для выделения из нефтяных фракций индивидуальных углеводородов высокой чистоты, которые впоследствии станут сырьем для нефтехимической промышленности при получения бензола, толуола, ксилола и др. Для получения углеводородов высокой чистоты в установки перегонки нефти вводят дополнительное вещество для увеличения разности в летучести разделяемых углеводородов.

Полученные компоненты после первичной переработки нефти обычно не используются в качестве готового продукта. На этапе первичной перегонки определяются свойства и характеристики нефти, от которых зависит выбор дальнейшего процесса переработки для получения конечного продукта.

В результате первичной обработки нефти получают следующие основные нефтепродукты:

  • углеводородный газ (пропан, бутан)
  • бензиновая фракция (температура кипения до 200 градусов)
  • керосин (температура кипения 220-275 градусов)
  • газойль или дизельное топливо (температура кипения 200-400 градусов)
  • смазочные масла (температура кипения выше 300 градусов)остаток (мазут)

В зависимости от физико-химический свойств нефти и от потребности в конечном продукте происходит выбор дальнейшего способа деструктивной переработки сырья. Вторичная переработка нефти заключается в термическом и каталитическом воздействии на нефтепродукты, полученные методом прямой перегонки. Воздействие на сырье, то есть содержащиеся в нефти углеводороды, меняют их природу.

Выделяются варианты переработки нефти:

  • топливный
  • топливно-масляный
  • нефтехимический

Топливный способ переработки применяется для получения высококачественных автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив, топлив для реактивных двигателей, котельных топлив. При данном методе используется меньшее количество технологических установок. Топливный метод представляет собой процессы, в результате которых из тяжелых нефтяных фракций и остатка получают моторные топлива. К данному виду переработки относят каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, гидроочистка и другие термические процессы.

При топливно-масляной переработке наряду с топливами получают смазочные масла и асфальт. К данному виду относятся процессы экстракции и деасфальтизации.

Наибольшее разнообразие нефтепродуктов получается в результате нефтехимической переработки . В связи с этим используется большое число технологических установок. В результате нефтехимической обработки сырья вырабатываются не только топлива и масла, но и азотные удобрения, синтетический каучук, пластмассы, синтетические волокна, моющие средства, жирные кислоты, фенол, ацетон, спирт, эфиры и другие химикалии.

При каталитическом крекинге используется катализатор для ускорения химических процессов, но в то же время без изменения сути этих химических реакций. Суть крекинг-процесса, т.е. реакции расщепления, заключается в прогоне нагретых до парообразного состояния нефтей через катализатор.

Процесс риформинга применяется в основном для производства высокооктанового бензина. Данной переработке могут подвергаться только парафиновые фракции, кипящие в пределах 95-205°С.

  • термический риформинг
  • каталитический риформинг

При термическом риформинге фракции первичной переработки нефти подвергаются воздействию только высокой температуры.

При каталитическом риформинге воздействие на исходные фракции происходит как температурой, так и с помощью катализаторов.

Данный метод переработки заключается в получении бензиновых фракций, реактивного и дизельного топлива, смазочных масел и сжиженных газов за счет воздействия водорода на высококипящие нефтяные фракции под воздействием катализатора. В результате гидрокрекинга исходные нефтяные фракции проходят также гидроочистку.

Гидроочистка заключается в удалении серы и других примесей из сырья. Обычно установки гидроочистки совмещают с установками каталитического риформинга, так как в результате последнего выделяется большое количество водорода. В результате очистки качество нефтепродуктов повышается, уменьшается коррозия оборудования.

Процесс экстракции заключается в разделения смеси твердых или жидких веществ при помощи растворителей. В используемом растворителе хорошо растворяются извлекаемые компоненты. Далее проводится депарафинизация для снижения температуры застывания масла. Получение конечного продукта заканчивается гидроочисткой. Данный метод переработки применяется для получения дистдизельного топлива и извлечении ароматических углеводородов.

В результате деасфальтизации из остаточных продуктов дестиляции нефти получаются смолисто-асфальтеновые вещества. В последствии деасфальтизат используется для производства битума, применяется в качестве сырья для каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Для получения нефтяного кокса и газойлевых фракций из тяжелых фракций перегонки нефти, остатков деасфальтизации, термического и каталитического крекинга, пиролиза бензинов используют процесс коксования. Данный вид переработки нефтепродуктов заключается в последовательном протекании реакций крекинга, дегидрирования (выделение водорода из сырья), циклизации (образование циклической структуры), ароматизации (увеличение ароматических углеводородов в нефти), поликонденсации (выделение побочных продуктов, таких как, вода, спирт) и уплотнения для образования сплошного “коксового пирога”. Летучие продукты, выделяющиеся в процессе коксования, подвергают процессу ректификации, чтобы получить целевые фракции и их стабилизировать.

Процесс изомеризации заключается в превращении из исходного сырья его изомеров. Подобные превращения приводят к получении бензинов с высоким октановым числом.

Путем введения в соединения алкиновых групп получают высокооктановые бензины из углеводородных газов.

Следует отметить, что в процессе переработки нефти и для получения конечного продукта используется весь комплекс нефтегазовых и нефтехимических технологий. Сложность и разнообразие готовых продуктов, которые можно получить из добытого сырья, определяют и разнообразность нефтеперерабатывающих процессов.

cccp-online.ru