Головна Бізнес блоги З чого розпочинається переробка нафти. Вторинна переробка відходів

З чого розпочинається переробка нафти. Вторинна переробка відходів

Нафта поділяється на фракції для отримання нафтопродуктів у два етапи, тобто перегонка нафти проходить через первинну та вторинну обробку.

Процес первинної нафтопереробки

На цьому етапі перегонки проводиться попереднє зневоднення та знесолення сирої нафти на спеціальному устаткуванні для виділення солей та інших домішок, які можуть викликати корозію апаратури та знижувати якість продуктів нафтопереробки. Після цього нафти міститься всього 3-4 мг солей на літр і трохи більше 0,1 % води. Підготовлений продукт готовий до перегонки.

Через те, що рідкі вуглеводні киплять за різної температури, ця властивість використовується при перегонці нафти, щоб виділити з неї окремі фракції при різних фазах кипіння. Перегонка нафти на перших нафтопереробних підприємствах давала можливість виділяти такі фракції залежно від температури: бензин (википає при 180°С і нижче), реактивне паливо (википає при 180-240°С) та дизпаливо (википає при 240-350°С). Від перегонки нафти залишається мазут.

У процесі перегонки нафта розділяється на фракції (складові частини). У результаті виходять товарні нафтопродукти чи його компоненти. Перегонка нафти є початковим етапом її переробки спеціалізованих заводах.

При нагріванні утворюється парова фаза, склад якої відрізняється від рідини. Отримані перегонкою нафти фракції зазвичай є чистим продуктом, а сумішшю вуглеводнів. Окремі вуглеводні вдається виділити лише завдяки багаторазовій перегонці нафтових фракцій.

Пряма перегонка нафти виконується

методом одноразового випаровування (так звана, рівноважна дистиляція) або простої перегонки (фракційна дистиляція);

З використанням ректифікації та без неї;

За допомогою агента, що випаровує;

Під вакуумом та при атмосферному тиску.

Рівноважна дистиляція менш чітко поділяє нафту на фракції, ніж перегонка. При цьому пароподібний стан при однаковій температурі в першому випадку переходить більше нафти, ніж у другому.

Фракційна перегонка нафти дає можливість отримати різне для дизельних та реактивних двигунів), а також сировину (бензол, ксилоли, етилбензол, етилен, бутадієн, пропілен), розчинники та інші продукти.

Процес вторинної нафтопереробки

Вторинна перегонка нафти проводиться способом хімічного чи термічного каталітичного розщеплення тих продуктів, виділені з неї результаті первинної нафтоперегонки. При цьому виходить більша кількість бензинових фракцій, а також сировина для ароматичних вуглеводнів (толуолу, бензолу та інших). Найпоширенішою технологією вторинної нафтопереробки є крекінг.

Крекінгом називають процес високотемпературної переробки нафти та виділених фракцій для отримання (в основному) продуктів, у яких менша До них можна віднести моторне паливо, масла для змащення тощо, сировину для нафтохімічної та хімічної промисловості. Протікання крекінгу відбувається з розривом С-З зв'язків та утворенням карбаніонів або вільних радикалів. Розрив зв'язків С—З виконується одночасно з дегідруванням, ізомеризацією, полімеризацією та конденсацією проміжних та вихідних речовин. Останні два процеси утворюють крекінг-залишок, тобто. фракцію з температурою кипіння вище 350°C та кокс.

Перегонка нафти методом крекінгу була запатентована в 1891 В. Г. Шуховим і С. Гавриловим, потім ці інженерні рішення повторив У. Бартон при спорудженні в США першої промислової установки.

Крекінг проводиться за допомогою нагрівання сировини або впливу каталізаторів та високої температури.

Крекінг дозволяє виділити з мазуту більше корисних складників.

Сергій Пронін

Продукти первинної переробки нафти, зазвичай, є товарними нафтопродуктами. Наприклад, октанове число бензинової фракції становить близько 65 пунктів, вміст сірки в дизельній фракції може досягати 1,0% і більше, тоді як норматив становить залежно від марки від 0,005% до 0,2%. Крім того, темні нафтові фракції можуть бути піддані подальшій кваліфікованій переробці.

У зв'язку з цим, нафтові фракції надходять на встановлення вторинних процесів, покликані здійснити покращення якості нафтопродуктів та поглиблення переробки нафти.

Наведені у статті параметри технологічних режимів, розмірів апаратів, виходів продуктів в цілому наводяться довідково, тому що в кожному конкретному випадку можуть змінюватись в залежності від якості сировини, заданих параметрів продуктів, обраного апаратурного оформлення, типів каталізаторів, що застосовуються, та інших факторів.

Вуглеводні, що входять до складу нафти та нафтопродуктів

Оскільки при описі процесів вторинної переробки використовуються найменування груп вуглеводнів, що входять до складу нафти та нафтопродуктів, наведемо короткі описи цих груп та вплив вуглеводневого складу на показники якості нафтопродуктів.

Парафіни - насичені (що не мають подвійних зв'язків між атомами вуглецю) вуглеводні лінійної або розгалуженої будови. Поділяються на такі основні групи:

1. Нормальні парафіни, що мають молекули лінійної будови. Мають низький октановим числомі високою температуроюзастигання, тому багато вторинні процеси нафтопереробки передбачають їх перетворення на вуглеводні інших груп.

2. Ізопарафіни – з молекулами розгалуженої будови. Мають хороші антидетонаційні характеристики (наприклад, ізооктан - еталонна речовина з октановим числом 100) і зниженою, в порівнянні з нормальними парафінами, температурою застигання.

Нафтени (циклопарафіни) – насичені вуглеводневі сполуки циклічної будови. Частка нафтенів позитивно впливає на якість дизельних палив (поряд з ізопарафінами) та мастил. Великий вміст нафтенів у важкій бензиновій фракції зумовлює високий вихід та октанове число продукту риформінгу.

Ароматичні вуглеводні - ненасичені вуглеводневі сполуки, молекули яких включають бензольні кільця, що складаються з 6 атомів вуглецю, кожен з яких пов'язаний з атомом водню або вуглеводневим радикалом. Надають негативний вплив на екологічні властивості моторного палива, проте мають високе октанове число. Тому процес, спрямований на підвищення октанового числа прямогонних фракцій – каталітичний риформінг, передбачає перетворення інших груп вуглеводнів на ароматичні. При цьому граничний вміст ароматичних вуглеводнів і насамперед бензолу в бензинах обмежується стандартами.

Олефіни - вуглеводні нормальної, розгалуженої, або циклічної будови, в яких зв'язки атомів вуглецю, молекули яких містять подвійні зв'язки між атомами вуглецю. У фракціях, одержуваних при первинній переробці нафти, практично відсутні, переважно містяться в продуктах каталітичного крекінгу та коксування. Зважаючи на підвищену хімічну активність, негативно впливають на якість моторних палив.

Рис.8. Структурні формули молекул вуглеводнів, що належать до різних груп

1. Каталітичний риформінг

Каталітичний риформінг призначений підвищення октанового числа прямогонних бензинових фракцій шляхом хімічного перетворення вуглеводнів, що входять до їх складу, до 92-100 пунктів. Процес ведеться у присутності алюмо-платино-ренієвого каталізатора. Підвищення октанового числа відбувається рахунок збільшення частки ароматичних вуглеводнів. Наукові засадиПроцес розроблений нашим співвітчизником - видатним російським хіміком Н.Д.Зелінським на початку ХХ століття.

Вихід високооктанового компонента становить 85-90% на вихідну сировину. Як побічний продукт утворюється водень, який використовується на інших установках НПЗ, які будуть описані нижче.

Потужність установок риформінгу становить від 300 до 1000 тис. Тонн і більше на рік за сировиною.

Оптимальною сировиною є важка бензинова фракція з кипінням інтервалами 85-180°С. Сировина піддається попередньому гідроочищення - видалення сірчистих і азотистих сполук, навіть у незначних кількостях незворотно отруйних каталізатор риформінгу.

Установки риформінгу існують 2-х основних типів – з періодичною (рис. 9,10) та безперервною (рис.11) регенерацією каталізатора – відновленням його первісної активності, яка знижується в процесі експлуатації. У Росії її підвищення октанового числа переважно застосовуються установки з періодичною регенерацією, але у 2000-х гг. в Кстово та Ярославлі введені установки і з безперервною регенерацією, які ефективніші технологічно (можливо отримання компонента з октановим числом 98-100), проте вартість їх будівництва вища.

Процес здійснюється при температурі 500-530°З тиску 18-35 атм (2-3 атм на установках з безперервною регенерацією). Основні реакції риформінгу поглинають суттєві кількості тепла, тому процес ведеться послідовно в 3-4 окремих реакторах, об'ємом від 40 до 140 м3, перед кожним з яких продукти нагріваються в трубчастих печах. Виходить з останнього реактора суміш відокремлюється від водню, вуглеводневих газівта стабілізується. Отриманий продукт – стабільний риформат охолоджується та виводиться з установки.

При регенерації здійснюється випал утворюється в ході експлуатації каталізатора коксу з поверхні каталізатора з подальшим відновленням воднем та інших технологічних операцій. На установках з безперервною регенерацією каталізатор рухається реакторами, розташованим один над одним, потім подається на блок регенерації, після чого повертається в процес.

Каталітичний риформінг на деяких НПЗ використовується також з метою виробництва ароматичних вуглеводнів. нафтохімічної промисловості. Продукти, отримані в результаті риформінгу вузьких бензинових фракцій, піддаються розгону з отриманням бензолу, толуолу та суміші ксилолів (сольвенту).

2. Каталітична ізомеризація

Ізомеризація також застосовується підвищення октанового числа легких бензинових фракцій. Сировиною ізомеризації є легкі бензинові фракції з кінцем кипіння 62°С або 85°C. Підвищення октанового числа досягається рахунок збільшення частки изопарафинов. Процес здійснюється в одному реакторі при температурі, в залежності від технології, що застосовується, від 160 до 380°C і тиску до 35 атм.

На деяких заводах після введення нових установок риформінгу великої одиничної потужності старі установки потужністю 300-400 тис. тонн на рік перепрофілюють на ізомеризацію. Іноді риформінг та ізомеризація об'єднуються в єдиний комплекс із виробництва високооктанових бензинів.

3. Гідроочищення дистилятів

Завдання процесу - очищення бензинових, гасових та дизельних фракцій, а також вакуумного газойлю від сірчистих та азотовмісних сполук. На установки гідроочищення (рис. 12) можуть подаватися дистиляти вторинного походження з установок крекінгу або коксування, у такому разі йде також гідрування олефінів. Потужність установок складає від 600 до 3000 тис. Тонн на рік. Водень, необхідний для реакцій гідроочищення, надходить із установок риформінгу.

Сировина змішується з водневмісним газом (далі - ВСГ) концентрацією 85-95% об., що надходить з циркуляційних компресорів, що підтримують тиск у системі. Отримана суміш нагрівається у печі до 280-340°C, залежно від сировини, потім надходить у реактор (рис. 13). Реакція йде на каталізаторах, що містять нікель, кобальт чи молібден під тиском до 50 атм. У таких умовах відбувається руйнування сірчистих і азотовмісних сполук з утворенням сірководню та аміаку, а також насичення олефінів. У процесі за рахунок термічного розкладання утворюється незначна (1,5-2%) кількість низькооктанового бензину, а при гідроочищенні вакуумного газойлю також утворюється 6-8% дизельної фракції. Продуктова суміш відводиться з реактора, що відокремлюється в сепараторі від надлишкового ВСГ, який повертається на циркуляційний компресор. Далі відокремлюються вуглеводневі гази, і продукт надходить у колону ректифікації, з низу якої відкачується гідрогенізат - очищена фракція. Вміст сірки, наприклад, очищеної дизельної фракції, може знизитися з 1,0% до 0,005-0,03%. Гази процесу піддаються очищенню з метою вилучення сірководню, який надходить на виробництво сірки або сірчаної кислоти.

4. Каталітичний крекінг

Каталітичний крекінг - найважливіший процес нафтопереробки, що суттєво впливає на ефективність НПЗ загалом. Сутність процесу полягає в розкладанні вуглеводнів, що входять до складу сировини (вакуумного газойлю) під впливом температури в присутності алюмосилікатного каталізатора, що містить цеоліт. Цільовий продукт установки КК - високооктановий компонент бензину з октановим числом 90 пунктів і більше, його вихід становить від 50 до 65% залежно від використовуваної сировини, технології та режиму. Високе октанове число обумовлено тим, що при каткрекінгу відбувається також ізомеризація. У ході процесу утворюються гази, що містять пропілен і бутилени, що використовуються як сировина для нафтохімії та виробництва високооктанових компонентів бензину, легкий газойль - компонент дизельних та пічних палив, і важкий газойль - сировина для виробництва сажі, або компонент мазутів.

Потужність сучасних установок у середньому - від 1,5 до 2,5 млн. тонн, проте на заводах провідних світових компаній існують установки потужністю і 4,0 млн. тонн.

Сутність нафтопереробного виробництва
Процес переробки нафти можна розділити на 3 основні етапи:
1. Поділ нафтової сировини на фракції, що різняться за інтервалами температур кипіння (первинна переробка);
2. Переробка отриманих фракцій шляхом хімічних перетворень вуглеводнів, що містяться в них, і вироблення компонентів товарних нафтопродуктів. (вторинна переробка);
3. Змішування компонентів із залученням, за необхідності, різних присадок, з отриманням товарних нафтопродуктів із заданими показниками якості (Товарне виробництво).
Продукцією НПЗ є моторні та котельні палива, зріджені гази, різні видисировини для нафтохімічних виробництв, і навіть, залежно від технологічної схеми підприємства - мастильні, гідравлічні та інші олії, бітуми, нафтові кокси, парафіни. Виходячи з набору технологічних процесів, на НПЗ може бути отримано від 5 до 40 позицій товарних нафтопродуктів.
Нафтопереробка – безперервне виробництво, період роботи виробництв між капітальними ремонтами на сучасних заводах становить до 3-х років. Функціональною одиницею НПЗ є технологічна встановлення- виробничий об'єкт із набором обладнання, що дозволяє здійснити повний циклтого чи іншого технологічного процесу.
У даному матеріалі коротко описані основні технологічні процеси паливного виробництва - отримання моторних та котельних палив, а також коксу.

Постачання та прийом нафти
У Росії її основні обсяги сирої нафти, що поставляється на переробку, надходять на НПЗ від видобувних об'єднань магістральними нафтопроводами. Невеликі кількості нафти, а також газовий конденсат поставляються залізницею. У державах-імпортерах нафти, які мають вихід до моря, постачання на припортові НПЗ здійснюється водним транспортом.
Прийнята на завод сировина надходить у відповідні ємності товарно-сировинної бази(рис.1), пов'язаної трубопроводами з усіма технологічними установкамиНПЗ. Кількість нафти, що надійшла визначається за даними приладового обліку, або шляхом вимірів у сировинних ємностях.

Підготовка нафти до переробки (електробезсолення)
Сира нафта містить солі, що спричиняють сильну корозію технологічного обладнання. Для їх видалення нафта, що надходить із сировинних ємностей, змішується з водою, в якій розчиняються солі, і надходить на ЕЛОУ - електрознесолюючу установку(Рис.2). Процес знесолення здійснюється в електродегідрати- циліндричних апаратах із змонтованими всередині електродами. Під впливом струму високої напруги (25 кВ і більше) суміш води і нафти (емульсія) руйнується, вода збирається внизу апарату і відкачується. Для більш ефективного руйнування емульсії в сировину вводяться спеціальні речовини - деемульгатори. Температура процесу – 100-120°С.

Первинна переробка нафти
Знесолена нафта з ЕЛОУ надходить на встановлення атмосферно-вакуумної перегонки нафти, яка на російських НПЗ позначається абревіатурою АВТ. атмосферно-вакуумна трубчатка. Така назва обумовлена тим, що нагрівання сировини перед поділом його на фракції здійснюється в змійовиках трубчастих печей(рис.6) за рахунок тепла спалювання палива та тепла димових газів.
АВТ розділена на два блоки - атмосферної та вакуумної перегонки.

1. Атмосферна перегонка
Атмосферне перегонування (рис. 3,4) призначене для відбору світлих нафтових фракцій- бензинової, гасової та дизельних, що википають до 360°С, потенційний вихід яких становить 45-60% на нафту. Залишок атмосферної перегонки – мазут.
Процес полягає в поділі нагрітої в печі нафти на окремі фракції ректифікаційної колони- циліндричному вертикальному апараті, всередині якого розташовані контактні пристрої (тарілки)через які пари рухаються вгору, а рідина - вниз. Ректифікаційні колони різних розмірів та конфігурацій застосовуються практично на всіх установках нафтопереробного виробництва, кількість тарілок у них варіюється від 20 до 60. Передбачається підведення тепла в нижню частину колони та відведення тепла з верхньої частини колони, у зв'язку з чим температура в апараті поступово знижується від низу до верху. В результаті зверху колони відводиться бензинова фракція у вигляді пари, а пари гасової та дизельних фракцій конденсуються у відповідних частинах колони і виводяться, мазут залишається рідким і відкачується з низу колони.

2. Вакуумна перегонка
Вакуумна перегонка (рис.3, 5, 6) призначена для відбору від мазуту масляних дистилятівна НПЗ паливно-масляного профілю, або широкої олійної фракції (вакуумного газойлю)на НПЗ паливного профілю Залишком вакуумної перегонки є гудрон.
Необхідність відбору масляних фракцій під вакуумом обумовлена тим, що при температурі понад 380 ° С починається термічне розкладання вуглеводнів (крекінг)а кінець кипіння вакуумного газойлю - 520°С і більше. Тому перегонку ведуть при залишковому тиску 40-60 мм рт. ст., що дозволяє зменшити максимальну температуру в апараті до 360-380°С.
Розрядження в колоні створюється за допомогою відповідного обладнання, ключовими апаратами є парові або рідинні ежектори(Мал.7).

3. Стабілізація та вторинна перегонка бензину
Одержувана на атмосферному блоці бензинова фракція містить гази (в основному пропан і бутан) в обсязі, що перевищує вимоги щодо якості, і не може використовуватися ні як компонент автобензину, ні як товарний прямогонний бензин. Крім того, процеси нафтопереробки, спрямовані на підвищення октанового числа бензину та виробництва ароматичних вуглеводнів як сировину використовують вузькі бензинові фракції. Цим обумовлено включення в технологічну схему переробки нафти даного процесу (рис.4), при якому від бензинової фракції відганяються зріджені гази, і здійснюється розгін на 2-5 вузьких фракцій на відповідній кількості колон.

Продукти первинної переробки нафти охолоджуються в теплообмінниках, в яких віддають тепло холодній сировині, що надходить на переробку, за рахунок чого здійснюється економія технологічного палива, водяних та повітряних холодильникахта виводяться з виробництва. Аналогічна схема теплообміну використовується і інших установках НПЗ.

Сучасні установки первинної переробки найчастіше є комбінованими і можуть включати вищеперелічені процеси в різній конфігурації. Потужність таких установок становить від 3 до 6 млн. тонн сирої нафти на рік.
На заводах споруджується кілька установок первинної переробки, щоб уникнути повної зупинки заводу під час виведення однієї з установок на ремонт.

Продукти первинної переробки нафти

Найменування	Інтервали кипіння (Склад)	Де відбирається	Де використовується (У порядку пріоритету)
Рефлюкс стабілізації	Пропан, бутан, ізобутан	Блок стабілізації	Газофракціонування, товарна продукція, технологічне паливо
Стабільний прямогонний бензин (нафта)		Вторинна перегонка бензину	Змішування бензину, товарна продукція
Стабільна легка бензинова		Блок стабілізації	Ізомеризація, змішування бензину, товарна продукція
Бензольна		Вторинна перегонка бензину	Виробництво відповідних ароматичних вуглеводнів
Толуольна		Вторинна перегонка бензину
Ксилольна		Вторинна перегонка бензину
Сировина каталітичного риформінгу		Вторинна перегонка бензину	Каталітичний риформінг
Тяжка бензинова		Вторинна перегонка бензину	Змішування гасу, зимового дизпалива, каталітичний риформінг
Компонент гасу		Атмосферна перегонка	Змішування гасу, дизельних палив
Дизельна		Атмосферна перегонка	Гідроочищення, змішування дизпалив, мазутів
		Атмосферна перегонка (залишок)	Вакуумна перегонка, гідрокрекінг, змішування мазутів
Вакуумний газойль		Вакуумна перегонка	Каталітичний крекінг, гідрокрекінг, товарна продукція, змішування мазутів.
		Вакуумна перегонка (залишок)	Коксування, гідрокрекінг, змішування мазутів.

*) - н.к. - Початок кипіння
**) – к.к. - Кінець кипіння

Фотографії установок первинної переробки різної конфігурації


Рис.5. Встановлення вакуумної перегонки потужністю 1,5 млн тонн на рік на Туркменбашинському НПЗ за проектом фірми Uhde.	Мал. 6. Встановлення вакуумної перегонки потужністю 1,6 млн. тонн на рік на НПЗ "ЛУКОЙЛ-ПНОС". На передньому плані – трубчаста піч (жовтого кольору).	Рис.7. Вакуум, що створює апаратура фірми Graham. Видно 3 ежектори, в які надходять пари з верху колони.

Сергій Пронін

З тієї причини, що в описі використовуються найменування різних вуглеводнів, слід навести їх опис та залежність товарної сировини від цих вуглеводнів.

Парафіни – речовини, що не мають стійких подвійних зв'язків між атомами вуглецю. Такі парафіни, що мають лінійну та розгалужену будову, називають насиченими. Парафіни поділяють на такі види:

Процеси вторинної переробки нафтопродуктів:

Каталітичний риформінг, каталітична ізомеризація та гідроочищення дистилятів – технологія, особливості процесів

1. Каталітичний риформінг.

Цей процесзастосовують у тих випадках, коли необхідно підвищити октанове число за рахунок перетворень вуглеводнів. Значення октанового числа у своїй можуть становити 92-100 позицій. Підвищення даного значенняздійснюється за рахунок збільшення частки ароматичних вуглеводнів у суміші. Теоретичні засадипроцесу було викладено на початку минулого сторіччя Зелінським Н.Д.

При потужності установок від 300000 до 1000000 тонн/рік об'ємна частка необхідної високоякісної сировини сягає 85-90%. Супутнім компонентом риформінгу є водень, який надходить інші установки для подальшої переробки.

Найкращою сировиною є фракція бензину із температурою кипіння від 85 до 180 0С. Перед риформінгом нафтопродукт попередньо очищається від сірки та азоту, що негативно позначаються на кінцевому результаті.

Риформінг може відбуватися на установках двох видів: з періодичною та постійною регенерацією каталізатора. У нашій країні більшості установок відбувається періодична регенерація. Відносно нещодавно в експлуатацію введено кілька установок із постійною регенерацією, які значно ефективніші. Проте, ціна їх також вища.

Робоча температура таких установках досягає значень в 500 – 530 0С, а тиск – до 35 Атм. Наприклад, в установках з безперервною регенерацією тиск становить від двох до трьох «атмосфер». Через те, що реакція риформінгу поглинає значне тепло, процес протікає поступово у трьох-чотирьох окремих камерах. Перед кожною секцією сировина попередньо підігрівається. На виході з останньої камери відбувається відділення водню, охолодження готового продукту та виведення з установки.

На ряді нафтопереробних заводів цей технологічний процес застосовується для отримання ароматичних вуглеводнів, які є сировинною базою для багатьох продуктів хімічної промисловості.

2. Каталітична ізомеризація.

Цей процес здійснюється також з метою підвищення октанового числа. Сировиною для ізомеризації є легкі фракції бензину, температура яких коливається від 62 до 85 0С. Підвищити октанове число вдається завдяки збільшенню вмісту ізопарафінів. Весь процес протікає в одній камері при температурі 160 – 380 0С та тиску до 35 Атм.

У практику низки НПЗ увійшло переобладнання застарілих установок риформінгу на установки для ізомеризації. Нерідко відбувається об'єднання цих процесів під керівництвом єдиного комплексу.

3. Гідроочищення дистилятів.

Основним завданням цього процесу є усунення присутності сірки та азоту у різних нафтопродуктах. Для цього застосовують як чисті дистилянти, так і ті, які вже були використані, тобто вторинні. Водень, що відокремлюється при риформінгу, надходить також сюди.

Руйнування сірчистих і азотовмісних компонентів відбувається після змішування сировини з газом, що містить водень, нагрівання до 280 - 340 0С і подачі суміші під тиском 50 Атм. на каталізатори з нікелю, кобальту чи молібдену. На виході виходить невелика кількістьнизькооктанового бензину та дизельної фракції. Далі із суміші видаляється зайвий водневмісний , і вона надходить колону ректифікації. Результатом гідроочищення, наприклад, може бути зниження вмісту сірки в дизельній фракції до 0,005% при початковому значенні 1%.

Гідрорекінг та каталітичний крекінг – технологія, особливості процесів

4. Каталітичний крекінг

Цей процес вторинної переробки нафтопродуктів належить до найзначніших. Від його здійснення залежить ефективність роботи нафтопереробного заводу. Суть процесу зводиться впливу на нафтопродукт температурним режимом у присутності каталізатора. В результаті цього ряд вуглеводнів розкладається, а на вихідній лінії установки можна отримати бензин з октановим числом більше 90 позицій. Кількість готової продукціїстановить 50-65%. Каталітичний крекінг включає також ізомеризацію. Цим пояснюється високе октанове число. Другорядними продуктами переробки є пропілен і бутилен, що застосовуються в нафтохімічній промисловості, а також компоненти для виробництва дизельного палива, сажі та мазуту.

Середня продуктивність більшості установок досягає 2,5 млн тонн, але існують системи, що дозволяють виробляти і 4 млн тонн продукції на рік.

В основному блоці установки відбувається нагрівання сировини, крекінг та регенірація каталізатора. В останньому випадку відбувається випалювання коксу, який виділяється після крекінгу і тримає в осаді на поверхнях. Циркуляція каталізатора відбувається трубопроводами, якими обв'язані всі основні вузли установки.

В даний час можна сказати, що потужностей установок крекінгу в Росії не вистачає. Вирішення проблеми полягає не лише у будівництві нових установок, а й реконструкції наявних систем нафтопереробних заводів.

Зовсім недавно в нашій країні здійснили реконструкцію установок у Рязані та Ярославлі, а в Нижньокамську введено в експлуатацію нову установку крекінгу. У нижньокамській установці застосовується технологія іноземних компаній.

Каталітичний крекінг нерідко включають до складу установок, що дозволяють послідовно здійснювати гідроочищення сировини.

5. Гідрорекінг

Призначення цього процесу пов'язане з виробленням гасових та дизельних дистилятів найвищої якості. Досягається це з допомогою крекінгу вуглеводнів нафтопродукту з одночасним присутністю водню. Відмінні показники експлуатації та впливу на екологію досягаються за рахунок якісного очищення сировини від сірки, насичення олефінів та ароматичних вуглеводнів. Для прикладу можна відзначити, що присутність сірки в кінцевому дизельному дистиляті після гідрокрекінгу становить лише мільйонні частки відсотків. Фракція бензину також характеризується високим показником октанового числа, а важка фракція може використовуватися як сировина для риформінгу. Крім того, гідрокрекінг застосовується для отримання моторних масел, які за своїми показниками близькі до синтетичних продуктів.

Потужності установок гідрокрекінгу, найчастіше, досягають значень у три-чотири млн. тонн на рік.

Гідрогену, який надходить з установок риформінгу, зазвичай недостатньо для здійснення гідрокрекінгу. Для забезпечення потреб цього газу на заводах будують додаткові установки. Водень на них виробляється завдяки паровій конверсії газів на основі вуглеводню.

Технологія процесу гідрокрекінгу схожа на ту, яка застосовується на установках гідроочищення. Нафтопродукт, надходячи в установку, поєднується з газом, що містить водень. Далі він нагрівається і надходить у реактор разом із каталізатором. Продукти, що відокремилися від газів, відправляються на ректифікацію. Через те, що при гідрокрекінгу відбувається виділення тепла, водневмісний газ подається в охолодженому стані. Температура при цьому регулюється обсягом газу, що подається. Через те, що контроль температури значно впливає на безпеку процесу, його здійснення належить до найважливіших завдань щодо недопущення ймовірних аварій.

Установки гідрокрекінгу, як будь-яка інша споруда, мають відмінності, які обумовлені різними кінцевими результатами та сировиною, що застосовується.

Тиск до 80 атм. і температура порядку 350 0 З єдиному реакторі дозволяють отримувати вакуумний газойль з незначним вмістом сірки.

Для того, щоб отримати максимум світлих фракцій реакції проводять на двох реакторах. При такому процесі продукт першого реактора відправляється на ректифікацію. Там відокремлюються світлі фракції. Повторний гідрокрекінг проводиться із залишками у другому реакторі. Гідрорекінг вакуумного газойлю здійснюють при тиску 180 Атм, мазуту та гудрону – понад 300. А температура при цьому становить, відповідно, 380 і 450 0 С.

Гідрорекінг як такий, у нашій країні з'явився відносно недавно. Такі установки у 2000-х роках з'явилися у Пермі, Уфі, Ярославлі. На деяких НПЗ проведено реконструкцію наявних установок під установки гідрокрекінгу.

Наявність сучасних установок гідрокрекінгу дозволяє проводити повноцінну вторинну переробку з метою отримання бензинів із високим октановим числом та середніх дистилятів високої якості.

Коксування та товарне виробництво – технологія, особливості процесів

6. Коксування

Процес коксування проводять із важкими залишками нафти будь-якої стадії переробки. Результатом цього є отримання коксу, який використовується в металургії як сировина для виготовлення електродів. Крім того, з коксу одержують певну кількість світлих фракцій.

Основна відмінність коксування від інших процесів переробки другої стадії – відсутність каталізатора.

У Росії застосовують установки коксування уповільненої дії. Температура, за якої відбувається цей процес, досягає 500 0 С, а тиск приблизно дорівнює атмосферному. Нафтопродукт, надходячи по змійовикам у печі, піддається термічної обробки, І з нього в сусідніх секціях виділяється кокс. На таких установках є чотири камери із поперемінним режимом роботи. Процес заповнення камери коксом протікає протягом 24 годин. Після цього кокс вивантажують і запускають наступний цикл роботи установки.

Видалення коксу з камери здійснюють за допомогою гідравлічного різака. Зовні він виглядає як бур, на кінці якого є сопла. Через ці сопла струмені води під тиском 150 Атм. розбивають кокс. Після цього відбувається сортування відбитих частинок коксу.

У верхній частині камери для коксування є канали для відведення парів на ректифікаційну установку. Слід зазначити, що світлі фракції, одержувані коксуванням, необхідно повторно переробляти, оскільки підвищена присутність олефінів значно знижує їх якість.

Об'ємний вихід світлих фракцій досягає 35%, а коксу (при коксуванні гудрону) – 25%.

7. Товарне виробництво

Вищеперелічені процеси переробки дозволяють отримати складові компоненти різних видів палив, які мають відмітні показники експлуатації та застосування.

Для отримання якісного продукту з конкретними показниками якості необхідно одержати суміш цих компонентів. Цей процес здійснюють також на нафтопереробних заводах.

Виробничий комплекс будь-якого спрямовано здійснення змішування компонентів з урахуванням конкретних математичних моделей. Цей процес залежить від різних факторів: запланованих залишків переробки нафтопродуктів, необхідних обсягів поставок сировини та реалізації готового нафтопродукту

Нерідко змішання відбувається за звичними рецептурами, які зазнають коригування при технологічних процесах, що змінюються.

Процес змішування компонентів досить простий: вони подаються у певну ємність у необхідній кількості. Сюди можуть бути додані певні присадки. Після перемішування товарний нафтопродукт піддається контролю якості та перекачується в резервуари для зберігання та подальшої реалізації.

Основні обсяги готового нафтопродукту в нашій країні транспортуються по залізницямв. Налив нафтопродукту у цистерни здійснюється за допомогою естакад, розташованих на території заводів. Певна частина нафтопродуктів транспортується також, які використовують також для реалізації палива за кордон. Менш поширеними видами транспорту є річкові та морські шляхи пересування.

Продукція, що видобувається зі свердловин, є сумішшю нафти, розчиненого в ній газу (до 300). пластової води (від 4 до 90% мас.) з мінеральними солями (до 10 г/л) у вигляді емульсії та механічних домішок (до 1% мас). Від групи свердловин сира нафта надходить на кілька автоматизованих групових вимірних установок (АГЗУ), на яких заміряється дебіт кожної свердловини.

Потім сира нафта по збірному колектору надходить на ДНС, де відбувається перший ступінь сепарації, попереднє відділення води та механічних домішок. Після відділення основної кількості газу суміш надходить у сепаратори другого ступеня С2, де відокремлюється більша частинаводи та частина газу. Далі водонафтова емульсія прямує до електродегідрататорів установки УПН. В УПН при присутності деемульгаторів вміст води зменшується до 1% і менше, мінеральних солей до 300 мг/л і менше і виділяється газ третього ступеня сепарації.

Стабільна нафта надходить на встановлення здачі товарної нафти (УТН) і магістральним нафтопроводом прямує на НПЗ. Вода з УПН та ємностей попереднього скидання води передається на встановлення підготовки води (УПВ). Очищена вода використовується для заводнення пласта у системі ППД. Гази, що виділилися в сепараторах, надходять трубопроводом на ГПЗ для поділу.

Первинна переробка нафти

Нафта, що надходить на нефгепереробний завод (НПЗ), і продукти, що отримуються з неї, проходять такі стадії:

підготовка нафти до переробки (зневоднення до 0,2% води та знесолення до 6 г солей на літр нафти):
первинна переробка нафти;
вторинна переробка нафти;
очищення нафтопродуктів.

Спрощена схема, що відбиває взаємозв'язок названих чотирьох стадій, наведено на рис. 5.8

Переробка нафти починається з первинної перегонки. Цей процес є винаходом технологів-нафтовиків і ґрунтується на властивості несрті. визначається графіком розгонки. Нафта - це складна суміш великої кількості взаємно розчинних вуглеводнів, що мають різні температури початку кипіння. У спрощеному вигляді: чим довша молекула вуглеводню, тим вища його точка кипіння.

Сировиною для установок первинної перегонки є нафта і газовий конденсат. Їх поділяють на фракції для подальшої переробки чи використання як товарних продуктів. При первинній переробці нафти проводять її атмосферну перегонку та вакуумну перегонку мазуту. Ці процеси здійснюють на атмосферних трубчастих (AT) установках та вакуумних трубчастих (ВТ) установках.

Перегонка нафти на сучасних атмосферних установках здійснюється у різний спосіб. У зв'язку зі збільшенням масштабів переробки загазованих сірчистих нафт найбільш поширена перегонка нафти за схемою дворазового випаровування у двох ректифікаційних колонах (рис. 5.9). Сира нафта забирається насосом 1 і через теплообмінник 2 подається електродегідратор 3 для зневоднення. Нагріта нафта, що відстоялася, проходить через теплообмінник 4 і надходить в колону 5, де з верху її відбирається легка фракція бензину. Далі напіввідбензинена нафта насосом 6 подається через трубчасту піч 7 в основну колону 8, в якій відбираються всі необхідні фракції - світлі нафтопродукти і залишок - мазут. Частина нагрітої в печі нафти повертається в першу колону (гарячий струмінь).

Мал. 5.9.

Установки, що працюють за схемою дворазового випаровування, мають потужність до 2 млн т/рік.

На АТ-установках здійснюють неглибоку перегонку нафти з отриманням бензинових, гасових, дизельних фракцій та мазуту. ВТ-установки призначені для поглиблення переробки нафти. На цих установках з мазуту отримують газойльові, масляні фракції та гудрон, які використовують як сировину у процесах вторинної переробки нафти.

Процес перегонки відбувається в колоні ректифікації, що представляє собою вертикальний циліндричний апарат висотою до 30 м і діаметром до 4 м. Внутрішній простір колони розділено на відсіки великою кількістю горизонтальних дисків (тарелок), в яких є отвори для проходження через них парів нафти (0.5). ).

Мал. 5.10.

Перед закачуванням у колону нафту нагрівають у трубчастій печі до температури. При цьому бензин, нафта (лігроїн), гас, легкий і важкий газойль переходять у пароподібний стан, а рідка фаза з вищою температурою кипіння є мазутом. Після введення гарячої суміші колону мазут стікає вниз, а вуглеводні в пароподібному стані піднімаються вгору.

Суміш гарячої рідини та пари, піднімаючись по колоні та остигаючи, поступово конденсується. Спочатку відокремлюються і опускаються на дно спеціальних тарілок важкі тугоплавкі фракції нафти, послідовно вище конденсуються і осідають на дно тарілок пари більш легких фракцій. Особливість процесу ректифікаціїполягає в тому, що гарячі пари, піднімаючись, по черзі проходять через шари гарячого конденсату. Кількість тарілок у колоні повинна бути такою, щоб загальна витрата готових продуктів перегонки, що зливаються з них, дорівнював витраті сирої нафти, що подається всередину колони. Несконденсовані пари вуглеводнів направляються на газофракціонування, де з них отримують сухий газ, пропан, бутан і бензинову фракцію.

При первинній перегонці нафти отримують широкий асортимент фракцій і нафтопродуктів, що розрізняються за межами температур кипіння, вуглеводневого та хімічного складу, в'язкості, температур спалаху, застигання та інших властивостей.

Залежно від технології перегонки нафти пропан-бутанову фракцію одержують у зрідженому або газоподібному стані. Її використовують як сировину на газофракционирующих установках для виробництва індивідуальних вуглеводнів, побутового палива, компонента автомобільного бензину.

Фракцію називають нафтопродуктом, якщо її властивості відповідають нормам стандарту або технічним умовамна товарний продукт, що не потребує додаткового переділу.

Бензинова фракціяз межами википання переважно піддається вторинній перегонці для отримання вузьких фракцій ( та ін). Ці фракції служать сировиною для процесів ізомеризації, каталітичного риформінгу з метою отримання індивідуальних ароматичних вуглеводнів (бензолу, толуолу, ксилолів), високооктанових компонентів автомобільних та авіаційних бензинів, а також як сировина для піролізу при отриманні етилену.

Гасова фракціяз температурами википання використовують як паливо для реактивних двигунів; фракцію з малосірчистих нафт використовують як освітлювальні гаси: фракцію - як розчинник для лакофарбової промисловості.

Дизельна фракціяз температурами википання використовується як дизельне паливо зимове, фракція - як літнє. Фракція високопарафіністої нафти використовується як сировина для отримання рідких парафінів.

Мазутзастосовується як котельне паливо або як сировина установок вакуумної перегонки, а також термічного, каталітичного крекінгу та гідрокрекінгу.

Вузькі масляні фракціїз межами википання) використовують як сировину для виробництва мінеральних масел різного призначення та твердих парафінів.

Гудрон- залишок вакуумної перегонки мазуту - піддають деасфальтизації, коксуванню, використовують у виробництві бітуму.

Вторинна переробка нафти

Отримані під час перегонки з допомогою фізичних процесів нафтопродукти вирушають інші переділи, у яких використовуються різні хімічні реакції. Хімічні процеси, що становлять основу вторинної переробки, дозволяють максимально використовувати енергетичний та хімічний потенціал вуглеводнів. Класифікація методів вторинної переробки нафти наведено на рис. 5.11.

Мал. 5.11.

Термічний крекінг- це високотемпературна переробка вуглеводнів нафти для одержання високоякісного палива. Розрізняють кілька видів термічного крекінгу.

Неглибокий термічний крекінг при температурах та тиску 1,5-2,0 МПа для отримання котельного палива з високов'язкої вихідної сировини: мазуту та гудрону.

Глибокий (рідкофазний) крекінг при температурах та тиску вище 5,0 МПа застосовується для отримання бензину з антидетонаційними характеристиками з лігроїнових. гасових та газойлевих фракцій. Крекінг-бензини містять у своєму складі значну кількість ненасичених та ароматичних вуглеводнів.

Побічними продуктами термічного крекінгу є газ, крекінг-залишок, збагачений високомолекулярними вуглеводнями, і важка смола.

Піролізвикористовується для розкладання вуглеводнів при та тиску 1,0-1,2 МПа. З його допомогою отримують газоподібні ненасичені вуглеводні, в основному етилен і пропілен. Побічними продуктами піролізу є смоли піролізу та граничні гази метан та етан.

Коксування- Високотемпературний (і 0,2-0,6 МПа) процес отримання електродного або паливного коксу з нафтових залишків. Це пек, отриманий зі смоли піролізу, мазут і гудрон.

Повністю використовувати потенціал нафти вдається з допомогою каталізаторів. Каталізатори характеризуються активністю, стабільністю та селективністю. Активність каталізатора – це його продуктивність. Селективність визначається кількістю цільового продукту, що утворився із вихідної сировини.

Каталізатори термокаталітичних процесів складаються з трьох компонентів: носія, основного компонента та добавок. Як носій використовуються алюмосилікати, основного компонента - цеоліти. Як добавки використовуються платина, реній, металоорганічні комплекси сурми, вісмуту, фосфору, оксиди кальцію та магнію. Серед каталізаторів риформінгу найбільше значенняпридбали платиновий та платино-ренієвий каталізатор.

Каталітичний крекінг- це процес розкладання високомолекулярних вуглеводнів при та тиску 0,13-0,15 МПа в присутності каталізаторів. Розроблено процес для виробництва високооктанового бензину з октановим числом до 92 та зріджених газів. Як каталізаторів використовуються в основному алюмосилікати та цеоліти.

Ріформінг- це каталітичний процес переробки низькооктанових бензинових фракцій при температурах та тиску 2,0-4 МПа. Продуктом є високооктанова компонента товарного автомобільного бензину з октановим числом до 100 та ароматичні вуглеводні (бензол, толуол, ксилоли). Сировиною є бензинові фракції, що містять усі типи вуглеводнів.

Гідрогенізаційні процесипереробки нафтових фракцій проводяться в присутності водню і каталізаторів при тиску 2-32 МПа. Ці процеси збільшують вихід світлих нафтопродуктів та забезпечують видалення домішок сірки, кисню та азоту.

Фракції (дистиляти), одержувані під час первинної та вторинної переробки нафти, містять у собі різні домішки. У світлих нафтопродуктах небажаними домішками є сірчисті сполуки, нафтенові кислоти, ненасичені сполуки, смоли та тверді парафіни.

Присутність у моторних паливах сірки та нафтенових кислот викликає корозію деталей двигунів. Ненасичені з'єднання в паливах утворюють опади, що забруднюють систему паливопроводів. Підвищений вміст смол у паливі призводить до нагароутворення. Присутність твердих вуглеводнів у нафтопродуктах підвищує температуру їх застигання та погіршує подачу палива у циліндри. Присутність ароматики в освітлювальних гасах утворює полум'я, що коптить.

Для видалення шкідливих домішок із світлих нафтопродуктівзастосовуються різні способиочищення.

Типи нафтопереробних заводів

У 2001 р. у світі працювало 742 нафтопереробні заводи загальною потужністю понад 4 млрд т нафти на рік. Середня потужність одного заводу становить 5,5 млн. т на рік.

На більшості російських заводів відсутні необхідні вторинні процеси: ізомеризація, алкілування, гідрокрекінг та сучасні різновиди каталітичного крекінгу. До 70% матеріалів, включаючи каталізатори та присадки до палив та олій, вітчизняна нафтопереробна галузь імпортує. Завдання найближчих років у тому, щоб підняти глибину переробки нафти з 55 до 90% і від, забезпечивши у своїй вміст сірки у бензині 0,001%.

Основні апарати, в яких здійснюється перетворення вихідних реагентів на нафтопродукти, – це хімічні реактори. Основні вимоги до реакторів такі:

створення найкращого контакту між реагентами, а також між реагентами та каталізаторами;
забезпечення необхідного температурного режиму;
механічна міцність та стійкість до впливу реакційного середовища, зручність обслуговування та ремонту.

Найбільший інтерес становлять реактори для систем газ-тверде тіло. До них відносяться каталітичний крекінг, риформінг, гідроочищення, каталітична полімеризація олефінів, контактне коксування. Для здійснення цих процесів використовуються реактори зі стаціонарним, псевдозрідженим і шарами, що рухаються.

Найбільш простими є реактори з стаціонарним шаром каталізаторабез теплообміну із зовнішнім середовищем. Це порожнистий чи сферичний апарат з каталітичною решіткою, на яку насипаний шар каталізатора. Реагенти як газу надходять зверху, а продукти виводяться знизу.

Реактори зі стаціонарним шаром каталізатора з теплообміном із зовнішнім середовищем являють собою багатотрубчасті апарати з розміщенням каталізатора в трубках, а теплоносія (холодоагенту) у міжтрубному просторі. Залежно від характеру процесу застосовують різноманітні теплоносії: воду, гази топки, розплави солей, органічні теплоносії.

Хімічний реактор безпосередньо пов'язаний з іншими апаратами: теплообмінниками, конденсаторами, сепараторами, насосами, компресорами та ін. реакційним вузлом.Завдання розрахунку реакційного вузла зводиться до вибору типу реактора та складання матеріального та теплового балансу.

Жоден завод неспроможна виробляти всю номенклатуру необхідних нафтопродуктів. Сучасні виробництваорієнтуються на максимальну продуктивність, тому що в цьому випадку вони економічніші. Одна із класифікацій нафтопереробних заводів (НПЗ) включає п'ять типів:

паливний із неглибокою переробкою нафти;
паливний із глибоким переробленням нафти;
паливно-нафтохімічний з глибоким переробленням нафти та виробництвом нафтохімічної продукції;
паливно-олійний;
енергонафтохімічний.

На заводах у перших двох типів виробляють різні види палива. За неглибокої переробки з нафти отримують до 35% світлих нафтопродуктів. При глибокій переробці співвідношення зворотне. Це досягається застосуванням вторинних методів переробки: каталітичного крекінгу; гідрокрекінгу; коксування та ін.

На заводах третього типу, крім палив, виробляються нафтохімічні продукти. Як сировину використовують або гази, або бензинові та гасово-дизельні фракції первинної переробки нафти.

На заводах паливно-масляного типу поряд з паливами виробляють широкий асортимент олій, парафіни, бітум та ін.

Заводи енергонафтохімічного типу будують біля ТЕЦ великої потужності. На таких заводах отримують фракції світлих нафтопродуктів для нафтохімічного виробництва, а мазут, що утворюється, направляють на ТЕЦ як паливо.

У словнику нафтопереробників існують також інші терміни: проста, складна і дуже складна нерепрацю. В основу цієї класифікації покладено обсяг капіталовкладень, необхідний будівництва великих одиниць устаткування.

Нафтопереробний завод, що працює за простою схемою, включає перегонку сирої нафти, гідроочищення дистилятів та каталітичний риформінг нафти. НПЗ, що працює за складною схемою, крім перерахованого вище, включає каталітичну крекінг-установку та установки алкілування. НПЗ, що працює за дуже складною схемою, включає те саме, що при складній схемі, плюс установки з виробництва олефінів.

нафтове паливо – 27;

реактивне паливо – 10;

нафтовий кокс – 5;

скраплені гази - 4:

сировина для нафтохімії - 3:

бітум – 3;

мастильні матеріали – 1;

гас - 1.

При переробці будь-якої нафти за складною схемою виходить більший обсяг світлих нафтопродуктів, ніж під час переробки за простою схемою. Порядок цифр такий: при простий схемою переробкиоб'ємний вихід світлих нафтопродуктів (бензин плюс реактивне паливо) становить близько 40%: за складної схеми - близько 70%; при дуже складній – до 90%.

Переробка газів та газофракціонуючі установки

Природні горючі гази переробляють на газопереробних заводах (ГПЗ), які будують поблизу великих нафтових та газових родовищ. Ці гази складаються з суміші граничних парафінових вуглеводнів, які можуть входити азот, вуглекислий газ, сірководень, гелій і пари води. Сировиною для ГПЗ також є гази, одержувані під час первинної та вторинної переробки нафти, які на відміну природних газів містять ще й ненасичені вуглеводні - олефіни.

На ГПЗ із повним (закінченим) технологічним циклом здійснюють п'ять основних процесів:

прийом, замір, очищення та осушення газу;
компрімування газу до тиску, необхідного для переробки;
відбензинювання газу - вилучення нестабільного газового бензину;
поділ нестабільного бензину на газовий бензин та індивідуальні технічно чисті вуглеводні (пропан, бутани, пентани, н-гексан);
зберігання та відвантаження рідкої продукції заводу.

У разі коли кількість вихідної сировини невелика, газопереробне виробництво може бути організоване як газовідбензинювальна установка у складі нафтогазовидобувного управління (НГДУ) або у складі НПЗ. Принципова технологічна схемаГПЗ наведено на рис. 5.12.

Мал. 5.12.

Газ надходить у пункт прийомупід тиском 0,15-0,35 МПа. Тут виробляють замір його кількості та направляють у приймальні сепаратори, де відокремлюють від газу механічні домішки та капелигу вологу. Тут газ проходить через установку його очищення 2 від сірководню і вуглекислого газу.

Компресорна станція першого ступеня 3призначена для перекачування сировинного газу. Стиснення здійснюється в один, два або три ступені газомоторними компресорами типу 10 ГКН або відцентровими нагнітачами типу К-980.

На про бензинових установках 4сировинний газ поділяють на нестабільний газовий бензин, відбензинений газ та скидний газ. Відбензинений газ компресорною станцією другого ступеня 5 закачується в магістральний газопровід. Нестабільний бензин прямує на газофракціонуючі установки 6.

Газофракційні установкипризначені для поділу нестабільного бензину на стабільний бензин та індивідуальні технічно чисті вуглеводні: етан, пропан, бутан, пентан та н-гексан. Продукти поділу газів відкачують у товарний парк 7, звідки проводиться їхнє відвантаження споживачам.

Відбензинюваннягазів здійснюється різними методами: компресійним; абсорбційним; адсорбційним; конденсаційним.

ДФУ експлуатуються у складі нафто- та газопереробних заводів, нафтохімічних підприємствахта самостійно як сировинні блоки для отримання мономерів у промисловості синтетичного каучуку.

Процес поділу нестабільного бензину на стабільний газовий бензин та технічно чисті індивідуальні вуглеводні називається фракціонуванням. В основі фракціонування лежить метод ректифікації. Газофракціонуючі установки бувають одноколонними та багатоколонними. На одноколонних установках виділяють стабільний бензин та скраплений газ. на багатоколонних – стабільний бензин та фракції індивідуальних вуглеводнів.