Фракционный состав нефти. Перегонка нефти

Владимир Хомутко

Время на чтение: 7 минут

А А

Описание веществ во фракционном составе нефтепродуктов

Фракционный состав нефти – это многокомпонентная непрерывная смесь гетероатомных соединений и углеводородов.

Обычная перегонка не способна разделить её на отдельные соединения, физические константы которых строго определены (например, температура кипения при заданном конкретном уровне давления).

Вследствие этого, нефть разделяют на отдельные компоненты, являющиеся смесями с меньшей сложностью. Они называются дистиллятами или фракциями.

В лабораторных и промышленных условиях перегонка осуществляется при постоянно растущей температуре кипения. Это позволяет проводить фракционирование углеводородных газов нефтепереработки и жидких компонентов, для которых характерна не какая-то конкретная температура кипения, а определенный температурный интервал (точка начала и конца кипения).

Атмосферная перегонка нефтяного сырья позволяет получить следующие фракции, которые выкипают при температурах до 350-ти градусов С:

• петролейная фракция – до 100 градусов С;
• бензиновая – начало кипения 140 градусов;
• лигроиновая – от 140-ка до 180-ти;
• керосиновая – от 140-ка до 220-ти;
• дизельная фракция – от 180-ти до 350-ти градусов С.

Все фракции, выкипающие до температуры 200 градусов С, называются бензиновыми или легкими. Фракции, которые выкипают в интервале от 200-т до 300-т градусов С, называются керосиновыми или средними.

И, наконец, фракции, которые выкипают при температурах, превышающих 300 градусов С, получили название масляных или тяжелых. Кроме того, все фракции нефти, температура выкипания которых меньше 300-т градусов, называются светлыми.

Фракции, остающиеся после отбора светлых дистиллятов в процессе ректификации (первичной переработки нефти), которые выкипают при более чем 35-ти градусах, называют мазутами (темными фракциями).

Дальнейшая разгонка мазутов и их углубленная переработка выполняется в условиях вакуума.

Это позволяет получить:

• вакуумный дистиллят (газойль) – температура кипения от 350-ти до 500 градусов С;
• гудрон (вакуумный остаток) – температура кипения свыше 500 градусов С.

Получение нефтяных масел характеризуется следующими интервалами температур:

Кроме того, к тяжелым нефтяным компонентам также относятся асфальтовые смоло-парафиновые отложения.

Помимо своего по углеводородного состава, различные нефтяные фракции также различаются своим цветом, вязкостью и удельным весом. Самые легкие дистилляты (петролейные) – бесцветны. Далее, чем тяжелее фракция – тем темнее её цвет и выше показатели вязкости и плотности. Самые тяжелые компоненты – темно-коричневые и черные.

Описание нефтяных фракций

Петролейная

Представляет собой смесь жидких и легких углеводородов (гексанов и пентанов). Эту фракцию еще называют петролейным эфиром. Он получается из газоконденсата, легких нефтяных фракций и попутных газов. Петролейный эфир делится на легкий (интервал кипения – от 40-ка до 70-ти градусов C) и тяжелый (от 70-ти до 100-а). Поскольку это – наиболее быстро выкипающая фракция, при разделении нефти она выделяется одной из первых.

Петролейный эфир – это бесцветная жидкость, плотность которой составляет от 0,650 до 0,695 грамм на кубический сантиметр. Он хорошо растворяет различные жиры, масла, смолы и прочие соединения углеводородов, поэтому его часто используют как растворитель в жидкостной хроматографии и при экстракции из горных пород нефти, углеводородов и битумоидов.

Кроме того, именно петролейным эфиром нередко заправляют зажигалки и каталитические грелки.

Бензиновая

Эта нефтяная и конденсатная фракция является сложной углеводородной смесью различных типов строения. Около семидесяти компонентов вышеуказанной смеси имеют температуру выкипания до 125 градусов C , и ещё 130 компонентов этой фракции выкипают в промежутке от 125-ти по 150-ти градусов.

Компоненты этой углеродной смеси и служат материалом для изготовления различного топлива, применяемого в двигателях внутреннего сгорания. В состав этой смеси входят разные виды углеводородных соединений, включая разветвленные и неразветвленные алканы, вследствие чего эту фракцию часто обрабатывают термическим риформингом, который превращает в разветвленные неразветвленные молекулы.

Основу состава бензиновых нефтяных фракций составляют изомерные и нормальные парафиновые углеводороды. Из нафтеновой углеводородной группы больше всего метилциклопентана, метилциклогексан и циклогексана. Кроме того, высокая концентрация углеродных соединений легкой ароматической группы, таких, как метаксилол и толуол.

Состав фракций бензинового типа зависит от состава перерабатываемой нефти, поэтому октановое число, углеводородный состав и другие бензиновые свойства различаются, в зависимости от качества и свойств исходного нефтяного сырья. Другими словами, получить высококачественный бензин можно далеко не из любого сырья. Моторное топливо плохого качества имеет значение октанового числа, равное нулю. Высококачественное же имеет этот показатель на уровне 100.

Октановое число бензина, полученного из нефти-сырца, редко бывает больше 60-ти. Особую ценность в бензиновой нефтяной фракции представляет наличие в ней циклопентана и циклогексана, а также их производных. Именно такие углеводородные соединения служат сырьем для производства ароматических углеводородов, таких, как бензол, исходная концентрация которого в сырой нефти крайне мала.

Лигроиновая

Эту высокооктановую нефтяную фракцию называют еще тяжелая нафта. Она тоже является сложной углеводородной смесью, но состоит из более тяжелых, чем в первых двух фракциях, компонентов. В лигроиновых дистиллятах повышено до восьми процентов содержание ароматических углеводородов, что значительно больше, чем в бензиновых. Кроме того, в лигроиновой смеси в три раза больше нафтенов, чем парафинов.

Плотность этой нефтяной фракции составляет от 0,78 до 0,79 грамм на кубический сантиметр. Её применяют в качестве компонента товарного бензина, осветительного керосина и реактивного топлива. Используют её и в качестве органического растворителя, а также как наполнитель приборов жидкостного типа. До того, как активно стали использовать в промышленности дизельную фракцию, лигроин выступал как сырье для изготовления топлива, применяемого в тракторах.

Состав лигроина первой перегонки (неочищенного, полученного сразу из перегонного куба) во многом зависит от состава перерабатываемой нефти-сырца. Например, в лигроине, полученном из нефти с повышенным содержанием парафинов, больше неразветвленных насыщенных или циклических углеводородных соединений. В основном низкосернистые виды нефти и лигроина относятся к парафинистым. В нефти с высоким содержанием нафтенов, наоборот, больше полициклических, циклических и ненасыщенных углеводородов.

Для нафтеновых видов нефтяного сырья характерно высокое содержание серы. Процессы очистки лигроинов первой перегонки различаются в зависимости от их состава, который определяется составом исходного сырья.

Керосиновая

Температура кипения этой фракции при прямой атмосферной перегонке – от 180-ти до 315-ти градусов С. Показатель её плотности при двадцати градусах С составляет 0,854 грамма на кубический сантиметр. Кристаллизоваться она начинает при температуре минус шестьдесят градусов.

В этой нефтяной фракции чаще всего присутствуют углеводороды, в составе которых от девяти до шестнадцати атомов углерода. Кроме парафинов, моноциклических нафтенов и бензола, в ней содержатся и бициклические соединения, такие, как нафтены, нафтено-ароматические и ароматические углеводороды.

Их таких фракций, ввиду высокой концентрации в них изопарафинов и низкой концентрации бициклических углеводородов ароматической группы, получается реактивное топливо самого высокого качества, которое в полной мере отвечает всем современным требованиям к перспективным видам такого топлива, а именно:

• увеличенный показатель плотности;
• умеренное содержание углеводородов ароматической группы;
• хорошая термическая стабильность;
• высокие низкотемпературные свойства.

Как и в предыдущих дистиллятах, состав и качество керосина напрямую зависят от исходной нефти-сырца, определяющей характеристики получаемого продукта.

Те керосиновые фракции нефти, которые выкипают при температурах от 120-ти до 230-ти (240-ка) градусов, хорошо подходят в качестве реактивных видов топлива, для получения которых (в случае необходимости) применяется так называемая демеркаптанизации и гидроочистка. Керосины, получаемые из нефти с низким содержанием серы при температурах от 150-ти до 280-ти градусов или в температурном интервале от 150-ти до 315-ти градусов, применяют в качестве осветительных. Если же керосин выкипает при 140-ка – 200-а градусах, он идет на изготовление растворителя, известного как уайт-спирит, широко используемого на лакокрасочных предприятиях.

Дизельная

Выкипает при температурах от 180-ти до 360-ти градусов C.

Применяется как топливо для быстроходных дизельных двигателей и в качестве сырья при прочих процессах переработки нефти. При её получении также вырабатываются керосины и углеводородные газы.

В дизельных нефтяных фракциях мало углеводородов ароматической группы (менее 25-ти процентов), и характерно преобладание нафтенов над парафинами. Основу их составляют производные от циклопентана и циклогексана, что дает довольно низкие показатели температур застывания. Если дизельные компоненты, получаемые и высокопарафинистых видов нефти, отличаются высокой концентрацией нормальных алканов, вследствие чего обладают сравнительно высокой температурой застывания – от минус десяти до минус одиннадцати градусов С.

Чтобы в таких случая получить зимнее дизельное топливо, для которого необходимым показателем температуры застывания является минус 45-ть (а для арктического – и все минус 60-т), полученные компоненты подвергаются процессу депарафинизации, который проходит при участии карбамида.

Помимо этого, в дизельных компонентах присутствуют разного рода органические соединения (на основе азота и кислорода). К ним относятся различные виды спиртов, нафтеновые и парафиновые кетоны, а также хинолины, пиридины, алкилфенолы и прочие соединения.

Мазут

В этой смеси присутствуют:

• углеводороды с массой молекул в пределах от 400-т до 1000-и;
• нефтяные смолы (масса – от 500-т до 3000);
• асфальтены;
• карбены;
• карбоиды;
• органические соединения на основе металлов и неметаллов (железа, ванадия, никеля, натрия, кальция, титана, цинка, ртути, магния и так далее).

Свойства и качественные характеристики мазута также зависят от свойств и характеристик перерабатываемой нефти-сырца, а также от степени отгона светлых дистиллятов.

Основные характеристики мазутов:

• вязкость при температуре 100 градусов С – от 8-ми до 80-ти миллиметров в квадрате в секунду;
• показатель плотности по 20-ти градусах – от 0,89-ти до1-го грамма на кубический сантиметр;
• интервал застывания – от минус 10-ти до минус 40-ка градусов;
• концентрация серы – от 0,5 до 3,5 процентов;
• золы – до 0,3 процентов.

Вплоть до конца девятнадцатого столетия мазуты считали непригодными для использования отходами и просто выбрасывали. В настоящее время их применяют в качестве жидкого топлива для котельных, а также используют в качестве сырье для вакуумной перегонки, поскольку тяжелые компоненты нефтяного сырья при нормальном давлении атмосферы перегнать невозможно. Это связано с тем, что в этом случае достижение нужной (весьма большой) температуры их кипения приводит к разрушению молекул.

Мазут нагревают более чем до семи тысяч градусов в специальных трубчатых печах. Он переходит в пар, после чего его разгонку осуществляют под вакуумом в ректификационных колоннах и разделяют на отдельные масляные дистилляты, а в качестве остатка получают гудрон.

Из дистиллятов, полученных из мазута, делают веретенное, цилиндровое и машинное масло. Также при обработке мазута при более низких температурах получают компоненты, которые можно в дальнейшем переработать в моторное топливо, парафин, церезин и разные виды масел.

Из гудрона путем его продувки горячим воздухом получаются битум. Из остатков, полученных после крекинга и перегонки, получают кокс.

Котельный мазут бывает следующих марок:

• флотский Ф5 и Ф12 (относится к легкому виду топлива);
• топочный М40 (средний вид котельного топлива);
• топочный М100 и М200 (тяжелое котельное топливо).

Флотский мазут, как понятно из названия, применяется котлах морских и речных судов, а также как топливо для газотурбинных двигателей и установок.

Топочный мазут М40 также пригоден для использования в судовых котлах, а также подходит для использования в отопительных котельных и промышленных печах.

Мазуты М100 и М200, как правило, применяют на больших ТЭЦ.

Гудрон

Это – остаток, который образуется после всех процессов отгонки прочих нефтяных компонентов (атмосферных и вакуумных), которые выкипают при температурах ниже 450-ти – 600-т градусов.

Выход гудрона составляет от десяти до сорока пяти процентов от общей массы перерабатываемого нефтяного сырья. Он представляет собой либо вязкую жидкость, либо твердый черный продукт, похожий на асфальт, блестящий на изломе.

Гудрон состоит из:

• парафины, нафтены и углеводороды ароматической группы – 45-95 процентов;
• асфальтены – от 3-х до 17-ти процентов;
• нефтяные смолы – от 2-х до 38-ми процентов.

Помимо этого, в нем присутствуют почти все металлы, содержащиеся в нефтяном сырье. К примеру, ванадия в гудроне может быть до 0,046 процента. Показатель плотности гудрона зависит от характеристик исходного сырья и от степени отгона всех светлых фракций, и варьируется от 0,95 до 1,03 грамм на кубический сантиметр. Его коксуемость колеблется от 8-ми до 26-ти процентов общей массы, а температура плавления находится в пределах от 12-ти до 55 градусов.

Гудрон широко применяется для изготовления дорожного, строительного и кровельного битумов, а также кокса, мазута, смазочных масел и некоторых видов моторного топлива.

Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

Для определения фракционного состава нефтепродуктов используются различные виды оборудования. В основном это – стандартизованные перегонные аппараты, оборудованные ректификационными колоннами. Такой аппарат для определения фракционного состава носит название АРН-ЛАБ- 03 (хотя есть и другие варианты).

Такая предварительная работа с применением соответствующих устройств, во-первых, необходима для составления технического паспорта на сырье, а, во-вторых, дает возможность увеличить точность погоноразделения, а также на основании полученных результатов построить кривую температуры кипения (истинной), где координатами служат температура и выход каждой фракции в процентах от общей массы (или объема).

Нефть-сырец, полученная с разных месторождений, сильно отличается по своему фракционному составу, а следовательно. и по процентному соотношению потенциальных топливных дистиллятов и смазочных масел. В основном в нефтяном сырье – от 10-ти до 30-ти процентов бензиновых компонентов, и от 40-ка до 65-ти процентов керосиново-газойлевых фракций. На одном и том же месторождении разные по глубине нефтяные пласты могут давать сырье с различными характеристиками фракционного состава.

Для определения этой важной характеристики нефтяных компонентов используются различные приборы, среди которых наиболее популярен АТЗ-01.

Определение состава нефти и ее продуктов происходит путем разделения по температурам кипения методом перегонки и ректификации.

Выход фракций нефти

Нефть, газовые конденсаты и их фракции представляют собой многокомпонентную смесь из соединений углеводородов. В . Поэтому определение состава этой смеси как совокупности всех входящих в их состав соединений - сложнейшая и не всегда разрешимая задача.

Расходы на покупку сырой нефти, составляющие около 80% расходов НПЗ, наиболее важный фактор, определяющий рентабельность нефтяной компании. Качество и ценность сырой нефти зависят от ее кривой ИТК, определяющей содержание фракции светлых нефтепродуктов, выкипающих до 360°C, фракции 360-540°C и кубового продукта (>540°C), и содержания примесей, таких как сера, азот, металлы и т.д.

Однако кривая ИТК не отражает химического состава нефтяных фракций, который, в свою очередь, влияет на выход и свойства продукции установок для преобразования и повышения сортности нефтепродуктов на НПЗ. Таким образом, знание кривой ИТК и химической природы фракций сырой нефти имеет чрезвычайно важное значение для улучшения экономических показателей НПЗ. К сожалению, для получение этой информации необходимы лабораторные анализы, требующие больших финансовых и временных затрат.

Основные фракции

Углеводородный газ

Газ, входящий в состав данной нефти состоит в основном из бутанов (73,9 % мас.) выход газов на нефть составляет 1,5 % мас. Пропан — бутановая фракция будет использована в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина.

Фракция НК-62°С

Фракция НК-62°С будет использована как сырьё для процесса каталитической изомеризации с целью повышения октанового числа.

Фракция 62-85°С

Фракцию 62-85°С называют “бензольной”, она будет использоваться как компонент товарного бензина и для получения бензола.

Фракция 85-120°С

Фракция 85-120°С в смеси с фракцией 120-180°С будет использована как сырье для установки каталитического риформинга с целью повышения октанового числа. Предварительно отправляется на гидроочистку.

Фракция 120-180°С и 180-230°С

Фракция 120-180°С будет использована в смеси с фракцией 180-230°С как компонент реактивного топлива. Реактивное топливо не подходит по температуре вспышки, поэтому нужно удалить часть лёгких компонентов.

Способы добычи нефти

Индивидуальный состав нефтепродуктов

В настоящее время индивидуальный состав продуктов нефти может быть достаточно надежно определен методами газожидкостной хроматографии только для единичных бензиновых фракций. Поэтому индивидуальный углеводородный состав не может быть положен в основу прогнозных методов расчета теплофизических свойств (ТФС) ввиду его недоступности для потребителей.

В то же время фракционный состав и структурно-групповой углеводородный состав могут иметь более плодотворное применение на пути построения методов расчета теплофизических свойств нефти.

Поэтому ниже рассмотрены методики пересчета и экстраполяции кривых разгонок и способы расчета структурно-группового углеводородного состава фракций.

Фракционный состав нефти и нефтепродуктов

Определение данного вида состава нефти и ее продуктов происходит путем разделения по температурам кипения методом перегонки и ректификации.

Совокупность выхода (в процентах по массе или объему) отдельных фракций, которые выкипают в определенных температурных диапазонах, называется фракционным составом нефти, нефтепродукта или смеси. Для более полной характеристики определяется относительная плотность и средняя молярная масса каждого погона и смеси в целом. По результатам испарения строят кривую ИТК, которая содержит достаточно полную информацию о составе смеси.

Ректификация по ГОСТ 11011-85 в аппарате АРН-2 ограничивается температурой 450-460 °С из-за возможного термического разложения остатка. Проведение данного вида исследования нефтей рекомендуется в устройстве для перегонки АРН-2 по методу ГрозНИИ в колбе Мановяна до температуры выкипания 560-580 °С. При этом не происходит искажения кривой ИТК.

Фракционный состав, особенно светлых товарных нефтепродуктов и широких фракций, часто определяют перегонкой в аппарате Энглера по ГОСТ 2177-82, что значительно проще ректификации. Кривая разгонки по Энглеру позволяет достаточно надежно определить характеристические температуры кипения фракций. Однако при расчете фазовых равновесий предпочтительнее иметь кривую ИТК. Для получения такой кривой предложен ряд эмпирических процедур.

Например, для светлых нефтепродуктов известна методика БашНИИНП. Основываясь на том, что разность температур, полученных при разгонке товарного нефтепродукта по ИТК и по Энглеру, в определенной точке выкипания нефтепродукта является почти постоянной, можно записать

Характеризация физико-химических свойств (ФХС) узких нефтяных фракций (псевдокомпонентов)

При расчете процессов ректификации многокомпонентных смесей (МКС) необходимо использовать физико-химические и термодинамические свойства всех компонентов, составляющих разделяемую МКС. Поскольку в рассматриваемом случае декомпозиция исходной непрерывной смеси на псевдокомпоненты носит достаточно условный характер, процедура расчета физико-химических свойств отдельных псевдокомпонентов приобретает особое значение.

Известно , что любое химическое вещество обладает совокупностью характеристических констант, причем значения характеристических констант зависят от химического строения молекул вещества. Это положение может быть распространено и на псевдокомпоненты, особенно если значения характеристических констант определены экспериментально.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Особенности переработки тяжелой нефти

В качестве основной и минимально необходимой характеристики псевдокомпонента принята его среднеарифметическая (между началом и концом выкипания фракции) температура кипения.

Однако, эта температура не в полной мере характеризует псевдокомпонент, поскольку она не учитывает особенности состава нефтей различного типа (различных месторождений). Для более точной оценки ФХС псевдокомпонентов необходима информация об углеводородном составе фракций.

Эта информация в косвенной форме в кривых ОИ и ИТК содержится. Более того, по закону сохранения масс усредненные (среднеинтегральные) значения псевдохарактеристических констант и вероятного углеводородного состава для фракций, выделенных по сравниваемым кривым при одинаковых расходных пределах выкипания, должны совпадать (за исключением их температурных пределов выкипания) .

Поэтому для оценки углеводородного состава моторных топлив вполне допустимо использование кривой ОИ – как более простой и удобной при экспериментальном определении. Однако при расчете процессов разделения (прежде всего ректификации) необходимо использовать только кривую ИТК.

Для расчетов в качестве псевдохарактеристических констант всех компонентов (псевдокомпонентов) МКС используются стандартные свойства (температуры кипения, температуры фазовых переходов, давления насыщенных паров, плотности газовой и жидкой фаз при стандартных условиях, показатели преломления, вязкости, энтальпий и др.), а также критические свойства. Эти константы характеризуют химическую индивидуальность компонента, т.е. представляют «химический паспорт» вещества. Характеристические свойства являются функциями специфических химических параметров вещества: молярной массы и структуры молекулы вещества :

Из (1.1) следует, что все стандартные свойства оказываются взаимосвязанными и могут быть выражены друг через друга. Так молярная масса какого либо углеводорода (псевдокомпонента) может быть выражена в виде функции от его стандартных свойств: температуры кипения, плотности, показателя преломления и прочих свойств, а также от комбинации этих свойств. В качестве примера можно привести формулы Б. П. Войнова , Крега и Мамедова для расчета молекулярной массы углеводородов:

Поэтому количество вариантов расчета ТФС псевдокомпонентов оказывается достаточно большим, что в определенной мере затрудняет их практическое использование.

Для расчета ФХС широких нефтяных фракций, состоящих из нескольких псевдокомпонентов, используется правило аддитивности, т.е. вклад каждой узкой фракции в свойства более широкой фракции определяется относительной концентрацией узкой фракции в более широкой.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Перевод кинематической вязкости в динамическую

В УМП процедуры расчета ФХС для непрерывных смесей автоматизированы: пользователь в соответствии с принятой температурной разбивкой кривой ИТК на псевдокомпоненты задает пределы выкипания отдельных псевдокомпонентов (отдельных узких фракций), после чего заполняет спецификацию для каждого выбранного псевдокомпонента, задавая его характеристические свойства, известные пользователю.

В качестве минимально необходимой информации, как уже указывалось, должна быть задана средняя температура кипения псевдокомпонента, а в качестве дополнительной задаются свойства (плотность, показатель преломления и т.д.), известные пользователю. Чем более полно определена эта информация, тем точнее будет охарактеризован каждый псевдокомпонент, а значит, и точнее будут результаты последующего моделирования. Для примера на рис. 1.7 приведены кривые распределения характеристических свойств (t ср , p, n ) для прямогонного гидроочищенного бензина .

Рис. 1.7. Кривые распределения температуры кипения (t ср ), плотности (p ) и показателя преломления (n ) фракции прямогонного гидроочищенного бензина

В соответствии с принятым условием достаточно плавного изменения характеристических свойств при изменении температуры кипения отдельных компонентов (число индивидуальных компонентов очень велико) зависимости всех свойств от доли отгона вещества (или от температуры отгона) должны быть также непрерывными.

На основе данной информации могут быть рассчитаны все основные свойства (T кр , P кр , Z кр , энтальпийные характеристики) как отдельных псевдокомпонентов, так и среднеинтегральные значения этих свойств для фракции в целом, а также определены вероятные брутто-формулы гипотетических псевдокомпонентов .По сути такой же подход используется и при взаимном пересчете кривых ОИ и ИТК.

При этом наличие даже неполной информации (только отдельных свойств для отдельных фракций даже в ограниченном диапазоне изменения доли отгона) позволяет заметно повысить адекватность обобщающей информации. Так, для примера, приведенного на рис. 1.4, учет только одного свойства по фракции в целом (плотность мазута) заметно уточняет вид конечной характеристики (кривая ИТК).

ВАМ БУДЕТ ИНТЕРЕСНО:

Нефтеперерабатывающие заводы России На НПЗ «Газпром нефти» в Москве установлена колонна вакуумной перегонки нефти установки «Евро+» Способы добычи нефти Себестоимость добычи нефти

Первичная перегонка нефти – первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной переработки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

Прямая перегонка основана на разнице в температурах кипения групп углеводородов, близких между собой по физическим свойствам.

Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что даёт возможность вести перегонку при более низких температурах.

При однократном испарении и последующей кондесации паров получают две фракции: лёгкую, в которой содержится больше низкокипящих компонентов, и тяжёлую, в которой содержится меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т.е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высококипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продекты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В связи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

На установках первичной перегонки нефтти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.

В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 4), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.

Рис. 4. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки

1,5 - трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;

4 - конденсаторы

Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0 С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением. При этом её бензиновая, керосиновая и другие фракции, кипящие в интервале температур от 40 до 300 0 С, оказываются перегретыми по отношению к нефти, имеющей температуру 350 0 С, и поэтому сразу превращаются в пар. В ректификационной колонне пары этих низкокипящих фракций устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз. Это приводит к неодинаковой температуре по высоте колонны. В её нижней части температура самая высокая, а в верхней - самая низкая.

Поднимающиеся вверх пары углеводородов при соприкосновении с более холодной жидкостью, стекающей вниз, охлаждаются и частично конденсируются. Жидкость при этом нагревается и из неё испаряются более летучие фракции. В результате состав жидкости и пара изменяется, так как жидкость обогащается труднолетучими углеводородами, а пары - легколетучими. Такой процесс конденсации и испарения вследствие неодинаковости температуры по высоте колонны приводит к своеобразному расслаиванию углеводородах фракций по температурам кипения, а следовательно, и по составу. Для интенсификации этого расслаивания внутри колонны устанавливаются специальные разделительные полки, называемые тарелками. Тарелки представляют собой перфорированные стальные листы сотверстиями для жидкости и пара. В некоторых конструкциях отверстия с выступами для выхода пара прикрыты колпачками, а для жидкости предусмотрены сливные трубки (рис. 5).

Рис. 5. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:

1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонны

На такой тарелке поднимающиеся сверху пары пробулькивают в жидкость из под колпачков, интенсивно перемешивая и превращая её в пенный слой. Высококипящие углеводороды при этом охлаждаются, конденсируются и остатки в жидкости, в то время как растворённые в жидкости низкокипящие углеводороды, нагреваясь, переходят в пар. Пары поднимаются на верхнюю тарелку, а жидкость перетекает на нижнюю. Там процесс конденсации и испарения снова повторяется. Обычно в ректификационной колонне, имеющей высоту 35-45 м, устанавливается до 40 тарелок. Достигаемая при этом степень разделения позволяет конденсировать и отбирать фракции по высоте колонны в строго определённом интервале температур. Так, при 300-350 0 С конденсируется и отбирается соляровое масло, при температуре 200-300 0 С - керосиновая фракция, при температуре 160-200 0 С - лигроиновая фракция. Не сконденсировавшиеся пары бензиновой фракции с температурой 180 0 С выводятся через верхнюю часть колонны, где охлаждаются и конденсируются в специальном теплообменнике. Часть охлаждённой бензиновой фракции возвращается на орошение верхней тарелки колонны. Это делается для того, чтобы соприкосновением горячих паров с охлаждённой бензиновой фракцией тщательнее отделить легколетучие углеводороды и сконденсировать примеси менее летучих, стекающих вниз. Такая мера позволяет получить более чистый и более качественный бензин с октановым числом от 50 до 78.

При более тщательной разгонке бензиновая фракция может быть разделена на газолин (петролейный эфир) - 40-70 0 С, собственно бензин - 70-120 0 С и лигроин 120-180 0 С.

В самой нижней части ректификационной колонны собирается мазут. В зависимости от содержания в нём сернистых соединений он может служить котельным топливом либо сырьём для получения смазочных масел или дополнительных количеств моторного топлива и нефтяных газов. Обычно при содержании в мазуте серы более 1% его используют как высококалорийное котельное топливо, и на этой стадии перегонку прекращают, сводя процесс к одностадийному. При необходимости получения из мазута смазочных масел его подвергают дальнейшей перегонке во второй ректификационной колонне, работающей под вакуумом. Такая схема называется двухстадийной. Двухстадийный процесс отличается от одностадийного меньшим расходом топлива и более высокой интенсивностью работы аппаратуры, что достигается использованием вакуума и более высокой степенью утилизации тепла. Использование вакуума на второй стадии перегонки предотвращает расщепление тяжёлых углеводородов, снижает температуру кипения мазута и тем самым уменьшает расход топлива на его нагревание.

Сущность второй стадии сводится к нагреванию мазута раскалёнными газами до 420 0 С в трубчатой печи и к последующей его разгонке в ректификационной колонне. В результате образуется до 30 % гудрона и до 70 % масляных компонентов, являющихся сырьём для получения смазочных масел. Примерный выход и температура отбора масляных фракций мазута приведены в табл. 15.

Для большей экономии тепла и улучшения технико-экономических показателей работы атмосферно-вакуумных установок нагревание нефти до 350 0 С ведут в два этапа.

Таблица 15

Фракции перегонки мазута

В начале её предварительно нагревают до 170-175 0 С теплом продуктов перегонки (последние при этом охлаждаются), а затем в трубчатой печи теплом раскалённых газов. Такая утилизация тепла позволяет сократить расход топлива на проведение процесса и снизить себестоимость первичной переработки.

Нефть представляет собой полезное ископаемое, имеющее консистенцию маслянистой жидкости. Данное горючее вещество в основном имеет черный цвет, но это зависит от района его добычи. Рассматривая нефть с химической точки зрения, можно сказать, что это вещество является сложной смесью углеводородов, в которой также присутствуют такие примеси соединений, как сера, азот и пр. Запах жидкости зависит от содержания в ее составе сернистых соединений и ароматических углеводородов. Нефть использовали в различных целях, но только в прошлом веке начала использоваться прямая перегонка нефти, она стала главным сырьем для изготовления топлива и множества органичных составов.

Состав нефти

Впервые изучением нефти в XIX веке начал заниматься Карл Шорлеммер, который являлся известным немецким химиком. В ходе проведения исследований вещества он обнаружил в нем простейшие углеводороды бутан (С4Н10), гексан (С6Н14) и пентан (С5Н12). Спустя некоторое время российский ученый В. В. Марковников в процессе исследования обнаружил в нефти достаточное количество циклических насыщенных углеводородов — циклопентана (С5Н10) и циклогексана (С6Н12).

На сегодняшний день установлено, что нефть и нефтепродукты соответственно имеют в своем составе более одной тысячи различных веществ, но некоторые из них представлены в малом количестве. Стоит отметить, что в данном веществе содержатся алициклические, насыщенные, ненасыщенные и ароматические углеводороды, имеющие разнообразное строение. В состав нефти также могут входить соединения азота, серы, а также кислородсодержащие соединения (фенолы и кислоты).

В настоящее время технология переработки нефти включает в себя такие процессы: однократная перегонка нефти и ратификация смесей. К ней часто применяются обобщенные наименования.

В процессе разделения нефти путем перегонки и ратификации получают фракции и дистилляты. Они выкипают при определенных температурах и представляют собой довольно сложные смеси. При этом отдельные фракции нефти в некоторых случаях состоят из небольшого количества компонентов, значительно различающихся температурами кипения. По этой причине смеси могут классифицироваться на дискретные, непрерывные и дискретно-непрерывные.

Продукты переработки нефти

К продуктам переработки относится парафин, вазелин, церезин, различные масла и прочие вещества с выраженными водоотталкивающими свойствами. Благодаря данной особенности их применяют для изготовления чистящих средств и кремов.

Так называемая первичная перегонка нефти выполняется благодаря естественному напору подземных вод, которые располагаются под нефтяной залежью. Под давлением нефть будет поднята на поверхность с глубины. Ускорить процедуру можно с применением насосов. Данная процедура позволяет добыть около 25-30% нефти. Для вторичной добычи в нефтяной пласт в основном накачивают воду или же нагнетают диоксид углерода. В результате этих действий на поверхность можно вытеснить еще примерно 35% вещества.

В процессе первичной перегонки нефти и вторичной термической переработки выделяются продукты перегонки нефти, в которых содержится сероводород. В значительной степени это зависит от условий предварительной сепарации нефти, а также эксплуатируемых месторождений. Содержание в составе нефти сероводорода является важным показателем, определяющим множество факторов.

Методы переработки нефти. Фракционная перегонка

Главным методом переработки является фракционная перегонка нефти. Данная процедура подразумевает разделение вещества на фракции, которые отличаются по составу. Дистилляция основана на различии в температурах кипения компонентов нефти.

Фракция представляет собой химическую часть вещества с одинаковыми физическими и химическими свойствами, которая выделяется в процессе перегонки.

Прямая перегонка представляет собой физический метод переработки нефти с применением атмосферно-вакуумной установки.

Принцип работы атмосферно-вакуумной установки

В специальной трубчатой печи происходит нагрев нефти при температуре 350°С. В результате этой процедуры образуется смесь жидкого остатка и паров вещества, которая поступает в ректификационную колонну с теплообменниками.

Далее соблюдается схема перегонки нефти, которая предусматривает осуществление в ректификационной колонне разделения паров нефти на фракции, которые составляют собой различные нефтепродукты. При этом температура их кипения имеет различия в несколько градусов.

Тяжелые фракции вещества поступают в устройство в жидкой фазе. Они отделяются от паров в нижней ее части и в виде мазута отводятся из нее.

Применяются следующие способы перегонки нефти для получения топлива в зависимости от химического состава нефти. В первом случае отбирают авиационные бензины в интервале температур кипения от 40 до 150°С, а также керосин для производства реактивного топлива - от 150 до 300°С. Во втором случае добывают автомобильные бензины при температуре кипения от 40 до 200°С, а дизельные топлива - от 200 до 350°С.

Мазут, который остается после отгона топливных фракций, применяют для образования крекинг-бензинов и масел. Углеводороды, имеющие температуру кипения меньше 40°С, используются в качестве сырья для изготовления определенных синтетических продуктов, добавок к некоторым бензинам, а также как топливо для автомобилей.

Таким образом, вакуумная перегонка нефти позволяет добыть такие дистилляты: бензин, керосин, соляр, лигроин и газойль. Средний выход бензиновых фракций зависит от характеристик добываемого вещества и варьируется от 15 до 20%. Доля остального топлива составляет до 30%. Лигроин обладает большей плотностью, нежели бензин, и применяется для создания высокооктановых бензинов, а также в качестве дизельного топлива для автомобилей. Газойль представляет собой промежуточный продукт между смазочными маслами и керосином. Его образовывает прямая перегонка нефти, после чего его применяют в качестве сырья для каталитического крекинга и топлива для дизелей.

Продукты, получаемые в результате прямой перегонки, отличаются высокой химической стабильностью благодаря отсутствию в своем составе непредельных углеводородов.

Крекинг

Увеличить выход бензиновых фракций можно благодаря применению крекинг-процессов для переработки нефти. Крекинг представляет собой процесс перегонки нефти и нефтепродуктов, который основан на расщеплении молекул сложных углеводородов в условиях высоких давлений и температур. В 1875 году крекинг был впервые предложен А.А. Летним, российским ученым, после чего он был разработан в 1891 году В.Г. Шуховым. Несмотря на это, первая промышленная установка, в которой предусматривалась прямая перегонка, была сооружена в США.

Крекинг делится на следующие виды: термический, каталитический, гидрокрекинг и каталитический риформинг. Термический крекинг применяется для образования бензина, керосина и дизельного топлива. К примеру, при температуре до 500°С и давлении 5 МПа имеющийся в составе дизельного топлива и керосина углеводород цетан разлагается на вещества, которые входят в состав бензина.

Термический крекинг

Бензин, создаваемый путем термического крекинга, обладает невысоким октановым числом и большим содержанием непредельных углеводородов. Из этого можно сделать вывод, что бензин имеет плохую химическую стабильность. Поэтому его будут применять только в качестве компонента для образования товарных бензинов.

На сегодняшний день установки для термического крекинга не сооружаются. Это объясняется тем, что с их помощью получают продукты перегонки нефти, которые в условиях хранения окисляются. В них образовываются смолы, поэтому в вещество вводят специальные присадки, предназначенные для снижения степени осмоления.

Каталитический крекинг

Каталитический крекинг представляет собой процесс перегонки нефти для получения бензина, который основан на расщеплении углеводородов и изменении их структуры, что происходит благодаря катализатору и высоким температурам. Впервые каталитический крекинг был осуществлен в 1919 году в России на заводской установке.

При каталитическом крекинге в качестве сырья применяют фракции соляра и газойля, которые образуются в случае прямой перегонки нефти. Их нагревают до температуры около 500°С при соблюдении давления 0,15 МПа с использованием алюмоселикатного катализатора. Он позволяет ускорить процедуру расщепления молекул сырья и превращает продукты распада в ароматические углеводороды. Прямая перегонка позволяет бензинам иметь большее октановое число, нежели при термическом крекинге. Продукты каталитического крекинга представляют собой обязательные составляющие топлива марки А-72 и А-76.

Гидрокрекинг

Гидрокрекинг представляет собой процедуру переработки, которая распространяется на нефть и нефтепродукты. Он состоит из крекирования и гидрирования сырья. Его выполняют в условиях температуры около 400°С и давления водорода до 20 МПа. При этом используются специальные молибденовые катализаторы. В таком случае октановое число бензиновых фракций будет еще больше. Данный процесс также способен повысить выход светлых нефтепродуктов, таких как реактивное и дизельное топливо, бензин.

Каталитический риформинг

Сырьем для каталитического риформинга служат бензиновые фракции, получаемые при температуре не более 180°С в процессе первичной перегонки нефти. Данную процедуру производят в условиях водосодержащего газа. При этом температура составляет около 500°С, а давление 4 МПа. Также применяется платиновый или молибденовый катализатор.

Гидроформингом называют риформинг с применением молибденового катализатора, а платформингом - процедуру с использованием платинового катализатора. Более простым и безопасным методом является платформинг, поэтому его применяют намного чаще. Для получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов используют каталитический риформинг.

Получение смазочных масел

В 1876 году В.И. Рогозиным был сооружен первый в мире завод по изготовлению мазута и масел около Нижнего Новгорода. Рассматривая способ производства, масла можно разделить остаточные и дистиллятные масла. В первом случае мазут нагревают до температуры около 400°С в вакуумной колонне. Из мазута выходит только 50% дистиллятных масел, а остальная часть состоит из гудрона.

Остаточные масла представляют собой очищенные гудроны. Для их образования полугудрон или мазут дополняют сжиженным пропаном, в условиях невысокой температуры около 50°С. Прямая перегонка позволяет производить трансмиссионные и авиационные масла. В смазочных маслах, которые будут получены из мазута, содержатся углеводороды. Кроме них, имеются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, а также смолисто-асфальтовые вещества, поэтому необходимо выполнять их очистку.

Нефтеперерабатывающая промышленность России

Нефтеперерабатывающая промышленность представляет собой отрасль нефтяной промышленности России. На данный момент в стране действует более тридцати крупных предприятий, специализирующихся на переработке нефти. Ими добываются большие объемы автомобильного бензина, дизельного топлива и мазута. Преимущественное количество предприятий начало свое существование в последние два десятилетия. При этом некоторые из них занимают лидирующие позиции на рынке.

В большинстве случаев ими применяется фракционная перегонка нефти, которая наиболее актуальна в современных условиях. Предприятиями изготавливаются высококачественные средства, которые пользуются большим спросом не только на отечественном, но и на мировом рынке.

Муниципальное бюджетное общеобразовательное учреждение

"Средняя общеобразовательная школа № 3"

Реферат

на тему: "Нефть"

Выполнила: Рыбалкина Дарья

Ученица 10 Б класса

Проверила: Мухамадиева А.З.

Стерлитамак

Метаморфозы

Привычно называя нефть "чёрным золотом", мы не всегда задумываемся над тем, насколько верно это ставшее уже штампом определение. А между тем нефть и в самом деле важнейшее полезное ископаемое. Это настоящая кладовая природы, главная "стратегическая жидкость" наших дней, на протяжении всего ХХ в. нередко ссорившая и мирившая целые государства. Знакомство человека с ней состоялось несколько тысячелетий назад.

Упоминания о сочащейся из горных пород коричневой либо тёмно-бурой маслянистой жидкости со специфическим запахом встречаются в трудах древних историков и географов - Геродота, Плутарха, Страбона, Плиния Старшего.

Уже в те давние времена люди научились использовать "каменное масло" (лат. petroleum), как назвал нефть Агрикола. Наиболее широкое применение в древности нашли тяжёлые нефти - твёрдые либо вязкие вещества, которые сейчас называют асфальтами и битумами.

Асфальт издавна использовали при мощении дорог, для промазывания стенок водных резервуаров и днищ кораблей. Вавилоняне смешивали его с песком и волокнистыми материалами и приняли при сооружении зданий.

Жидкая нефть в Египте и Вавилоне употреблялась в качестве дезинфицирующей мази, а также как бальзамирующее вещество. Народы Ближнего Востока использовали её в светильниках вместо масла. А византийцы обстреливали вражеские корабли горшками, наполненными смесью нефти и серы, как зажигательными снарядами. Это грозное оружие вошло в историю под названием "греческий огонь".

Однако лишь в ХХ столетии нефть стала основным сырьём для производства топлива и множества органических соединений.

Под действием ряда бактерий происходит разложение органических веществ и выделяется водород, необходимый для превращения органического материала в нефть…

Академиком Н.Д. Зелинским, профессором В.А. Соколовым и рядом других исследователей большое значение в процессе нефтеобразования придавалось радиоактивным элементам. Действительно, доказано, что органические вещества под действием альфа-лучей распадаются быстрее и при этом образуются метан и ряд нефтяных углеводородов.

Академик Н.Д. Зелинский и его ученики установили, что большую роль в процессе нефтеобразования играют катализаторы.

В более поздних работах академик Зелинский доказал, что входящие в состав животных и растительных остатков пальмитовая, стеариновая и другие кислоты при воздействии хлористого алюминия в условиях сравнительно невысоких температур (150-400 0) образуют продукты, по химическому составу, физическим свойствам и внешнему виду похожие на нефть. Профессор А.В. Фрост установил, что вместо хлористого алюминия - катализатора, отсутствующего в природе, - его роль в процессе нефтеобразования играют обыкновенные глины, глинистые известняки и другие породы, содержащие глинистые минералы.

Перегонка нефти

При постепенном нагревании нефти можно последовательно выделять продукты, у которых температура кипения будет все выше и выше. Соединения, кипящие в определенных интервалах температур, объединяются в группы - фракции.

Перегонкой нефти занимались уже в Средние века в Закавказье, на Западной Украине, в Малой Азии. А пионерами тут были, по-видимому, древние арабы, которые использовали получаемые таким образом нефтепродукты в качестве осветительного "масла". Первую в мире заводскую нефтеперегонную установку соорудил в начале ХVIII в., когда появилась необходимость в горючем для бытовых керосиновых ламп. Первое время в них просто заливали нефть, Больше всего ценились так называемые легкие нефти, содержащие в основном углеводороды с низкой температурой кипения. Но их не хватало, и с каждым годом все острее становилась потребность в других нефтепродуктах с аналогичными свойствами.

В 1823 г. на Северном Кавказе, в районе города Моздока, была сооружена промышленная установка для перегонки нефти. В Англии подобный процесс начали осваивать лишь с 1848 г. по технологии, предложенной инженером Джеймсон Янгом. А в 1853 г. канадский химик и геолог Абрахам Геснер получил патент на производство из нефти топлива, которое он назвал керосином.

Первое подробное исследование перегонки нефти было произведено американским химиком Бенджамином Саллиманом, а первую в США промышленную установку построили в 1859 г. в городе Титусвилл (штат Пенсильвания).

Сначала в таких установках использовали перегонный куб, а в середине 80-х гг. ХIХ в. на смену ему пришли кубовые батареи, Если в куб после завершения цикла перегонки нужно было заливать новую порцию нефти, то батареи действовали непрерывно подача нефти в них шла постоянно.

Первый завод для очистки нефти был построен в России на Ухтинском нефтяном промысле. В период царствования Елизаветы Петровны. В Петербурге и в Москве тогда для освещения пользовались свечами, а в малых городах и в деревнях - лучинами. Но уже и тогда во многих церквях горели "неугасимые" лампады. В лампады наливалось гарное масло, которое было не чем иным, как смесью очищенной нефти с растительным маслом.

С появлением ламп увеличился спрос на керосин.

Шаг первый. Термический крекинг.

С появлением в конце 19 века двигателей внутреннего сгорания, топливом для которых служил бензин, начался настоящий нефтяной бум. Стремительно расширяющийся парк автомобилей, самолетов требовал все больше и больше горючего, представляющего собой низкокипящие легкие углеводороды нефти. Между тем бензин тогда получали путем простой перегонки сырой нефти (он так и назывался - прямогонный), и его не хватало, да и качества он был невысокого.

Начался поиск новых процессов превращения фракций прямой перегонки нефти в бензин. В конце концов исследования показали, что при нагревании нефти до 450 - 550 С под давлением в несколько атмосфер часть тяжелых углеводородов расщепляется, превращаясь в более легкие, как правило неопределенного строения, При этом ароматические и насыщенные циклические углеводороды, имеющие длинные боковые цепи, теряют их. В результате продуктом перегонки оказывается широкий спектр углеводородов, из которых основную часть составляет бензиновая фракция.

В 1913 году американец Уильям Бертон разработал технологию термического крекинга. Первая промышленная установка, основанная на этом методе, была создана компанией "Стэндард Ойл" в 1916 г. Так дешевые тяжелые фракции стали источником бензина, и эффективность использования "черного золота" возросла, Если в 1909 г. из 100 литров перерабатываемой нефти получали только 11 л бензина, то 1929 г. - уже 44 л.

Шаг второй. Каталитический крекинг.

Совершенствование двигателей внутреннего сгорания требовало бензина, который обладал бы надежной детонационной стойкостью - не взрывался при сжатии внутри камеры. Такой показатель характеризуется октановым числом: чем оно выше, тем лучше детонационная стойкость, при термическом же крекинге октановое число: чем оно выше, тем лучше детонационная стойкость, При термическом же крекинге октановое число получающегося бензина было невысоким, да и выход горючего оставлял желать лучшего.

Решение было найдено после открытия франко - американским инженером и автогонщиком Эженом Гудри (1892 - 1962) в 1936 г. процесса крекинга углеводородов на катализаторе, Таким катализатором оказался алюмосиликат - соединение, содержащее смесь оксидов алюминия и кремния, Используя его при переработке тяжелых газойлей и мазута, можно увеличить выход бензина и легких газойлей до 80%.

Несмотря на то что основу как термического, так и каталитического крекинга составляет разрушение сложных органических молекул до более простых, происходящие при этом реакции и получаемые продукты существенно различаются. При каталитическом крекинге большие углеводородные молекулы распадаются на части под действием не только температуры, но и катализатора, благодаря которому процесс идет при более низкой температуре (450 - 500 С). При этом, в отличие от термического крекинга, образуется больше изомерных разветвленных углеводородов, а значит, повышается октановое число бензина; алициклические углеводороды превращаются в ароматические (происходит так называемая ароматизация нефти). Качество, в том числе детонационная стойкость, бензина, полученного методом каталитического крекинга, значительно повышается.

Первые установки каталитического крекинга были созданы компаниями "Сан Ойл" и "Сокони - Вккум"

К концу 30 - х гг. в Соединенных Штатах, а после Второй мировой войны - в нашей стране и в Европе этот процесс стал одним из основных.

Сначала катализаторами крекинга служили обыкновенные природные глины, Затем они были заменены синтетическими аморфными алюмосиликатами, которые использовались вплоть до начала 70 -х гг. А позднее на смену им пришли катализаторы на основе цеолитов - кристаллических, не аморфных силикатов. Ныне известно более 100 модификаций таких промышленных катализаторов.

Шаг третий. Риформинг.

Потребность в высококачественным топливе для транспорта стимулировала разработку еще одного процесса "облагораживания" бензиновых фракций. Было установлено, что октановое число бензина тем выше, чем больше в нем содержится ароматических углеводородов.

В основе нового технологического процесса, ставшего мощным рывком вперед, лежит открытая и исследованная в 20 -х годов Н.Д. Зелинским реакция ароматизации насыщенных углеводородов в присутствии катализаторов на основе благородных металлов. Металлы платиновой группы совершают настоящие чудеса: в их присутствии насыщенные углеводороды при повышенных температурах превышаются в изоалкены и циклические алканы (нафтены), а последние - в соответствующие ароматические соединения.