Einführung

I. Primärölraffinierung

1. Sekundärdestillation von Benzin- und Dieselfraktionen

1.1 Sekundärdestillation der Benzinfraktion

1.2 Nachdestillation der Dieselfraktion

II. Thermische Prozesse der Erdölraffinierungstechnik

2. Theoretische Basis Kontrolle verzögerter Verkokungs- und Verkokungsprozesse in der Kühlmittelschicht

2.1 Verzögerte Verkokungsprozesse

2.2 Verkokung in der Kühlmittelschicht

III. Thermokatalytische und thermohydrokatalytische Prozesstechnologien

Öl-Raffination

3. Hydrotreating von Kerosinfraktionen

IV. Gasverarbeitungstechnologien

4. Verarbeitung von Raffineriegasen – Abso(AGFU) und Gasfraktionierungsanlagen (GFC).

4.1 Gasfraktionierungsanlagen (GFUs)

4.2 Abso(AGFU)

Abschluss

Literaturverzeichnis

Einführung

Die Ölindustrie ist heute ein großer nationaler Wirtschaftskomplex, der nach seinen eigenen Gesetzen lebt und sich entwickelt. Was bedeutet Öl heute für die Volkswirtschaft des Landes? Dies sind: Rohstoffe für die Petrochemie bei der Herstellung von synthetischem Kautschuk, Alkoholen, Polyethylen, Polypropylen, einer Vielzahl verschiedener Kunststoffe und daraus hergestellter Fertigprodukte, künstlichen Stoffen; Quelle für die Herstellung von Kraftstoffen (Benzin, Kerosin, Diesel und Flugzeugtreibstoffe), Ölen und Schmiermitteln sowie Kessel- und Ofenbrennstoff (Mazut), Baumaterialien (Bitumen, Teer, Asphalt); Rohstoffe für die Herstellung einer Reihe von Proteinpräparaten, die als Zusatzstoffe in Viehfutter verwendet werden, um deren Wachstum zu stimulieren.

Derzeit die Ölindustrie Russische Föderation belegt weltweit den 3. Platz. Der russische Ölkomplex umfasst 148 Tausend. Ölquellen, 48,3 Tausend km Hauptölpipelines, 28 Ölraffinerien mit einer Gesamtkapazität von mehr als 300 Millionen Tonnen Öl pro Jahr sowie große Menge andere Produktionsstätten.

Die Unternehmen der Ölindustrie und ihrer Dienstleistungsbranchen beschäftigen etwa 900.000 Arbeitnehmer, davon etwa 20.000 Menschen im Bereich Wissenschaft und wissenschaftliche Dienstleistungen.

Die industrielle organische Chemie hat einen langen und komplexen Entwicklungsweg durchlaufen, bei dem sich ihre Rohstoffbasis dramatisch verändert hat. Angefangen bei der Verarbeitung pflanzlicher und tierischer Rohstoffe ging es dann über die Kohle- bzw. Kokschemie (Recyclingabfälle aus Kokskohle) bis hin zur modernen Petrochemie, die sich längst nicht mehr nur mit Abfällen aus der Erdölraffination zufrieden gibt. Für das erfolgreiche und unabhängige Funktionieren seiner Hauptindustrie – der schweren, also großtechnischen organischen Synthese – wurde das Pyrolyseverfahren entwickelt, auf dem moderne petrochemische Olefinkomplexe basieren. Sie erhalten und verarbeiten hauptsächlich niedere Olefine und Diolefine. Die Rohstoffbasis für die Pyrolyse kann von Begleitgasen bis hin zu Naphtha, Gasöl und sogar Rohöl variieren. Ursprünglich nur für die Herstellung von Ethylen gedacht, ist das Verfahren mittlerweile auch ein Großlieferant für Propylen, Butadien, Benzol und andere Produkte.

Öl ist unser nationaler Reichtum, die Machtquelle des Landes, die Grundlage seiner Wirtschaft.

Öl-Gas-Verarbeitungstechnologie

ICH . Primäre Ölraffinierung

1. Sekundärdestillation von Benzin- und Dieselfraktionen

Sekundärdestillation - Aufteilung der bei der Primärdestillation erhaltenen Fraktionen in engere Fraktionen, die dann jeweils für ihren eigenen Zweck verwendet werden.

In der Raffinerie werden die breite Benzinfraktion, die Dieselfraktion (bei Rohstoffannahme aus der Adsorptions-Paraffin-Extraktionsanlage), Ölfraktionen usw. einer sekundären Destillation unterzogen. Der Prozess wird in separaten Anlagen oder Einheiten durchgeführt, die Teil der AT- und AVT-Anlagen sind.

Die Erdöldestillation – der Prozess der Aufteilung in Fraktionen basierend auf Siedepunkten (daher der Begriff „Fraktionierung“) – liegt der Raffinierung von Öl und der Produktion von Motorkraftstoffen, Schmierölen und verschiedenen anderen wertvollen chemischen Produkten zugrunde. Die Primärdestillation von Öl ist der erste Schritt zur Untersuchung seiner chemischen Zusammensetzung.

Die Hauptfraktionen, die bei der Primärdestillation von Öl isoliert werden:

1. Benzinanteil– Ölschnitt mit einem Siedepunkt von v. (Siedepunkt, individuell für jedes Öl) bis zu 150-205 0 C (abhängig vom technologischen Zweck der Herstellung von Auto-, Luftfahrt- oder anderem Spezialbenzin).

Bei dieser Fraktion handelt es sich um eine Mischung aus Alkanen, Naphthenen und aromatischen Kohlenwasserstoffen. Alle diese Kohlenwasserstoffe enthalten 5 bis 10 C-Atome.

2. Kerosin-Fraktion– Ölschnitt mit einem Siedepunkt von 150–180 °C bis 270–280 °C. Diese Fraktion enthält C10–C15-Kohlenwasserstoffe.

Es wird als Motorkraftstoff (Traktorkerosin, Bestandteil von Dieselkraftstoff), für den häuslichen Bedarf (Beleuchtungskerosin) usw. verwendet.

3. Gasölfraktion– Siedepunkt von 270-280 0 C bis 320-350 0 C. Diese Fraktion enthält C14-C20-Kohlenwasserstoffe. Wird als Dieselkraftstoff verwendet.

4. Heizöl– der Rückstand nach der Destillation der oben aufgeführten Fraktionen mit einem Siedepunkt über 320-350 0 C.

Heizöl kann als Kesselbrennstoff verwendet oder einer weiteren Verarbeitung unterzogen werden – entweder einer Destillation unter vermindertem Druck (im Vakuum) mit Auswahl von Ölfraktionen oder einer großen Fraktion von Vakuumgasöl (das wiederum als Rohstoff für das katalytische Cracken dient). um eine hochoktanige Benzinkomponente zu erhalten) oder Cracken.

5. Teer- fast fester Rückstand nach der Destillation von Ölfraktionen aus Heizöl. Daraus werden sogenannte Restöle und Bitumen gewonnen, aus denen durch Oxidation Asphalt gewonnen wird, der im Straßenbau etc. verwendet wird. Aus Teer und anderen Rückständen sekundären Ursprungs kann durch Verkokung Koks gewonnen werden, der in der metallurgischen Industrie verwendet wird.

1 .1 Sekundärdestillation der Benzinfraktion

Die Sekundärdestillation von Benzindestillat ist entweder ein eigenständiger Prozess oder Teil einer kombinierten Anlage innerhalb einer Ölraffinerie. In modernen Fabriken sind Anlagen zur Nachdestillation von Benzindestillat darauf ausgelegt, daraus schmale Fraktionen zu gewinnen. Diese Fraktionen werden anschließend als Rohstoff für die katalytische Reformierung verwendet – ein Prozess, der zur Produktion einzelner aromatischer Kohlenwasserstoffe führt – Benzol, Toluol, Xylole oder Benzin mit höherer Oktanzahl. Bei der Herstellung aromatischer Kohlenwasserstoffe wird das anfängliche Benzindestillat in Fraktionen mit Siedepunkten aufgeteilt: 62–85 °C (Benzol), 85–115 (120) °C (Toluol) und 115 (120)–140 °C (Xylol). ).

Aus der Benzinfraktion werden verschiedene Arten von Kraftstoffen hergestellt. Es handelt sich um eine Mischung verschiedener Kohlenwasserstoffe, darunter gerade und verzweigte Alkane. Die Verbrennungseigenschaften geradkettiger Alkane sind für Verbrennungsmotoren nicht optimal geeignet. Daher wird die Benzinfraktion häufig einer thermischen Reformierung unterzogen, um unverzweigte Moleküle in verzweigte umzuwandeln. Vor der Verwendung wird diese Fraktion üblicherweise mit verzweigten Alkanen, Cycloalkanen und aromatischen Verbindungen vermischt, die aus anderen Fraktionen durch katalytisches Cracken oder Reformieren gewonnen werden.

Die Qualität von Benzin als Kraftstoff wird durch seine Oktanzahl bestimmt. Sie gibt den Volumenprozentsatz von 2,2,4-Trimethylpentan (Isooctan) in einer Mischung aus 2,2,4-Trimethylpentan und Heptan (einem geradkettigen Alkan) an, die die gleichen Verbrennungsklopfeigenschaften aufweist wie das getestete Benzin.

Schlechter Kraftstoff hat eine Oktanzahl von Null und ein guter Kraftstoff hat eine Oktanzahl von 100. Die Oktanzahl der aus Rohöl gewonnenen Benzinfraktion überschreitet normalerweise nicht 60. Die Verbrennungseigenschaften von Benzin werden durch die Zugabe eines Antiklopfadditivs verbessert. Das ist Tetraethylblei (IV), Pb(C 2 H 5) 4. Tetraethylblei ist eine farblose Flüssigkeit, die durch Erhitzen von Chlorethan mit einer Legierung aus Natrium und Blei gewonnen wird:

Beim Verbrennen von Benzin, das diesen Zusatzstoff enthält, entstehen Partikel aus Blei und Blei(II)-oxid. Sie verlangsamen bestimmte Verbrennungsstufen von Benzin und verhindern so dessen Detonation. Neben Tetraethylblei wird Benzin auch 1,2-Dibromethan zugesetzt. Es reagiert mit Blei und Blei(II) unter Bildung von Blei(II)-bromid. Da Blei(II)-bromid eine flüchtige Verbindung ist, wird es aus den Abgasen von Automotoren entfernt. Benzindestillat mit einer breiten Fraktionszusammensetzung, beispielsweise vom anfänglichen Siedepunkt bis 180 °C, wird durch Wärmetauscher gepumpt und in die erste Ofenschlange und dann in die Destillationskolonne eingespeist. Das Hauptprodukt dieser Spalte ist der n-Anteil. Temperatur - 85 °C, gelangt durch ein Luftkühlgerät und einen Kühlschrank in den Empfänger. Ein Teil des Kondensats wird als Spülung zum Kopf der Kolonne gepumpt, der Rest wird einer anderen Kolonne zugeführt. Dem unteren Teil der Kolonne wird durch zirkulierenden Rückfluss (Fraktion 85–180 °C) Wärme zugeführt, durch die zweite Ofenschlange gepumpt und zum Boden der Kolonne geleitet eine weitere Spalte.

Die Dämpfe der Kopffraktion, die den Kopf der Kolonne verlassen (n.c. – 62 °C), werden in einer Luftkühlvorrichtung kondensiert; Das in einem Wasserkühler abgekühlte Kondensat wird im Auffangbehälter gesammelt. Von hier aus wird das Kondensat per Pumpe zum Vorratsbehälter gefördert und ein Teil der Fraktion dient als Rückfluss für die Kolonne. Das Restprodukt – die 62–85 °C warme Fraktion – wird beim Verlassen der Kolonne von unten mit einer Pumpe durch einen Wärmetauscher und Kühlschränke in den Vorratsbehälter geleitet. Als Kopfprodukt der Kolonne fällt eine 85–120 °C warme Fraktion an, die nach Passieren der Apparatur in die Vorlage gelangt. Ein Teil des Kondensats wird als Bewässerung zum Kopf der Kolonne zurückgeführt, die Restmenge wird über eine Pumpe aus der Anlage in das Reservoir gefördert.

Die moderne Ölraffination zeichnet sich durch eine mehrstufige Herstellung hochwertiger Produkte aus. In vielen Fällen werden neben den Hauptprozessen auch vorbereitende und abschließende Prozesse durchgeführt. Zu den vorbereitenden technologischen Prozessen gehören: 1. Entsalzung von Öl vor der Raffinierung; 2. Trennung von Fraktionen mit engen Siedebereichen aus Destillaten mit breiter Fraktionszusammensetzung; 3. Hydrotreating von Benzinfraktionen vor ihrer katalytischen Reformierung; 4. Hydrodesulfurierung von Gasöl-Ausgangsmaterial, das zum katalytischen Cracken geschickt wird; 5. Entasphaltierung von Teern; 6. Hydrotreating von Kerosendestillat vor seiner Absorptionstrennung usw.

Stufe 2, Stufe 1 Primärverarbeitung Stufe 3 Sekundärverarbeitung Reformierung Entsalzen Trennung in Fraktionen Cracken Stufe 4 Reinigung von Erdölprodukten Hydrotreating Selektive Reinigung von Lösungsmitteln Entparaffinierung Hydrotreating

Stufe 1: Ölentsalzung Der Produktionszyklus beginnt mit der ELOU. Diese Abkürzung steht für „elektrische Entsalzungsanlage“. Die Entsalzung beginnt damit, dass Öl aus dem Anlagentank entnommen und mit Waschwasser, Demulgatoren und Alkali (sofern das Rohöl Säuren enthält) vermischt wird. Anschließend wird die Mischung auf 80–120 °C erhitzt und einem elektrischen Dörrgerät zugeführt. In einem elektrischen Hydrator werden unter dem Einfluss eines elektrischen Feldes und der Temperatur das darin gelöste Wasser und die anorganischen Verbindungen vom Öl getrennt. Die Anforderungen an den Entsalzungsprozess sind streng: Es dürfen nicht mehr als 3 – 4 mg/l Salze und etwa 0,1 % Wasser im Öl verbleiben. Daher wird bei der Produktion meist ein zweistufiger Prozess verwendet, und nach dem ersten gelangt das Öl in den zweiten elektrischen Dörrapparat. Danach gilt das Öl als geeignet weitere Bearbeitung und geht zur primären Destillation.

Stufe 2: Primäre Destillation von Öl und sekundäre Destillation von Benzindestillaten. Primäre Ölraffinierungsanlagen bilden die Grundlage für alles technologische ProzesseÖlraffinerien. Die Qualität und Ausbeute der resultierenden Kraftstoffkomponenten sowie Rohstoffe für Sekundär- und andere Ölraffinierungsprozesse hängen vom Betrieb dieser Anlagen ab.

Stufe 2: Primärdestillation von Öl und Sekundärdestillation von Benzindestillaten. In der industriellen Praxis wird Öl in Fraktionen unterteilt, die sich in den Siedetemperaturgrenzen unterscheiden: Flüssiggas, Benzin (Automobil und Luftfahrt), Düsentreibstoff, Kerosin, Dieselkraftstoff (Dieselkraftstoff), Heizöl Aus Heizöl werden folgende Produkte hergestellt: Paraffin, Bitumen, flüssiger Kesselbrennstoff, Öle.

Stufe 2: Öldestillation Die Bedeutung des Öldestillationsprozesses ist einfach. Wie alle anderen Verbindungen hat jeder flüssige Erdölkohlenwasserstoff seinen eigenen Siedepunkt, also die Temperatur, oberhalb derer er verdampft. Der Siedepunkt steigt mit zunehmender Anzahl der Kohlenstoffatome im Molekül. Beispielsweise siedet Benzol C6H6 bei 80,1 °C und Toluol C7H8 bei 110,6 °C.

Stufe 2: Öldestillation Wenn Sie beispielsweise Öl in ein Destillationsgerät, das als Destillationswürfel bezeichnet wird, geben und mit dem Erhitzen beginnen, verdampft das gesamte Benzol, sobald die Temperatur der Flüssigkeit 80 ° C überschreitet. und damit auch andere Kohlenwasserstoffe mit ähnlichen Siedepunkten. Auf diese Weise wird die Fraktion vom Siedebeginn bis 80 °C bzw. Nr. vom Öl abgetrennt. k. - 80 °C, wie es in der Literatur zur Ölraffination üblicherweise geschrieben wird. Wenn Sie weiter erhitzen und die Temperatur im Würfel um weitere 25 °C erhöhen, trennt sich die nächste Fraktion vom Öl – C 7-Kohlenwasserstoffe, die im Bereich von 80–105 °C sieden. Und so weiter, bis zu einer Temperatur von 350 °C. Es ist unerwünscht, die Temperatur über diesen Grenzwert hinaus zu erhöhen, da die verbleibenden Kohlenwasserstoffe instabile Verbindungen enthalten, die beim Erhitzen das Öl verharzen, sich zu Kohlenstoff zersetzen und alle Geräte verkoken und mit Harz verstopfen können.

Stufe 2: Primäre Destillation von Öl und sekundäre Destillation von Benzindestillaten. Die Trennung von Öl in Fraktionen erfolgt in primären Öldestillationsanlagen mittels Erhitzungsprozessen, Destillation, Rektifikation, Kondensation und Kühlung. Die Direktdestillation erfolgt bei Normaldruck oder leicht erhöhtem Druck, die Rückstände im Vakuum. Atmosphärische (AT) und Vakuumröhrenanlagen (VT) werden getrennt voneinander gebaut oder als Teil einer Anlage (AVT) kombiniert.

Stufe 2: Primärdestillation von Öl und Sekundärdestillation von Benzindestillaten In modernen Ölraffinerien werden anstelle der fraktionierten Destillation in periodisch betriebenen Destillierapparaten Destillationskolonnen eingesetzt. Über dem Würfel, in dem das Öl erhitzt wird, ist ein hoher Zylinder angebracht, der durch viele Destillationsplatten unterteilt ist. Sie sind so konzipiert, dass die aufsteigenden Dämpfe von Erdölprodukten teilweise kondensieren, sich auf diesen Platten sammeln und, wenn sich die flüssige Phase auf der Platte ansammelt, durch spezielle Abflussvorrichtungen nach unten abfließen können. Gleichzeitig sprudeln weiterhin dampfförmige Produkte durch die Flüssigkeitsschicht auf jeder Platte.

Stufe 2: Primäre Destillation von Öl und sekundäre Destillation von Benzindestillaten. Die Temperatur in der Destillationskolonne nimmt vom Boden bis zum allerletzten, oberen Boden ab. Wenn die Temperatur im Würfel 380 °C beträgt, sollte sie auf der oberen Platte nicht höher als 35–40 °C sein, um zu kondensieren und nicht alle C5-Kohlenwasserstoffe zu verlieren, ohne die kein kommerzielles Benzin hergestellt werden kann. Nicht kondensierte Kohlenwasserstoffgase C 1 -C 4 verlassen den Kopf der Kolonne. Alles, was kondensieren kann, bleibt auf den Böden. Daher reicht es aus, Hähne in unterschiedlichen Höhen anzubringen, um Öldestillationsfraktionen zu erhalten, die jeweils innerhalb bestimmter Temperaturgrenzen sieden. Der Bruch hat seinen eigenen spezifischen Zweck und kann abhängig davon breit oder schmal sein, das heißt im Bereich von zweihundert oder zwanzig Grad kochen.

Stufe 2: Primärdestillation von Öl und Sekundärdestillation von Benzindestillaten Moderne Ölraffinerien betreiben in der Regel atmosphärische Röhren oder atmosphärische Vakuumröhren mit einer Kapazität von 6 bis 8 Millionen Tonnen raffiniertem Öl pro Jahr. Typischerweise verfügt eine Fabrik über zwei oder drei solcher Anlagen. Die erste atmosphärische Säule ist eine Struktur mit einem Durchmesser von etwa 7 Metern an der Unterseite und 5 Metern an der Spitze. Die Höhe der Säule beträgt 51 Meter. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um zwei übereinander gestapelte Zylinder. Weitere Säulen sind Kühlschrank-Kondensatoren, Öfen und Wärmetauscher

Stufe 2: Primärdestillation von Öl und Sekundärdestillation von Benzindestillaten. Aus Kostensicht gilt: Je breiter die Endfraktionen, desto günstiger sind sie. Daher wurde das Öl zunächst in große Fraktionen destilliert: Benzinfraktion (Straight-Run-Benzin, 40–50–140–150 °C). Kerosinanteil (140–240 °C), Diesel (240–350 °C). Der Rückstand der Öldestillation ist Heizöl. Derzeit trennen Destillationskolonnen Öl in engere Fraktionen. Und je enger die Fraktionen werden wollen, desto höher sollten die Spalten sein. Je mehr Platten vorhanden sein sollten, desto öfter sollten dieselben Moleküle, die von Platte zu Platte aufsteigen, von der Gasphase in die flüssige Phase und zurück gelangen. Dies erfordert Energie. Es wird dem Kolonnenwürfel in Form von Dampf oder Rauchgasen zugeführt.

Stufe 3: Cracken von Erdölfraktionen Neben der Entsalzung, Dehydrierung und Direktdestillation verfügen viele Ölfabriken über einen weiteren Verarbeitungsvorgang – die Sekundärdestillation. Ziel dieser Technologie ist es, schmale Ölfraktionen für die Weiterverarbeitung zu gewinnen. Bei den Produkten der Nachdestillation handelt es sich in der Regel um Benzinfraktionen, die zur Herstellung von Auto- und Flugkraftstoffen verwendet werden, sowie um Rohstoffe für die anschließende Herstellung aromatischer Kohlenwasserstoffe – Benzol, Toluol und andere.

Stufe 3: Cracken von Erdölfraktionen Typische Sekundärdestillationsanlagen sind sowohl im Aussehen als auch im Funktionsprinzip den atmosphärischen Röhrenanlagen sehr ähnlich, nur sind ihre Abmessungen viel kleiner. Die Sekundärdestillation vervollständigt die erste Stufe der Ölraffinierung: von der Entsalzung bis zur Gewinnung schmaler Fraktionen. Im Gegensatz dazu auf Stufe 3 der Ölraffinierung physikalische Prozesse Bei der Destillation kommt es zu tiefgreifenden chemischen Umwandlungen.

Stufe 3: thermisches Cracken von Ölfraktionen Eine der gebräuchlichsten Technologien dieses Zyklus ist das Cracken (vom englischen Wort Cracking – Spaltung ist die Reaktion der Spaltung des Kohlenstoffgerüsts großer Moleküle beim Erhitzen und in Gegenwart von Katalysatoren). Beim thermischen Cracken kommt es zu komplexen Rekombinationen von Fragmenten gebrochener Moleküle unter Bildung leichterer Kohlenwasserstoffe. Unter dem Einfluss hoher Temperaturen werden lange Moleküle, zum Beispiel C 20-Alkane, in kürzere gespalten – von C 2 bis C 18. (Kohlenwasserstoffe C 8 – C 10 sind die Benzinfraktion, C 15 ist die Dieselfraktion) Zyklisierung und Es treten auch Isomerisierungsreaktionen von Erdölkohlenwasserstoffen auf

Stufe 3: Thermisches Cracken von Erdölfraktionen Cracktechnologien ermöglichen es, die Ausbeute an Leichtölprodukten von 40–45 % auf 55–60 % zu steigern. Aus diesen Erdölprodukten werden Benzin, Kerosin und Dieselkraftstoff (Solar) hergestellt.

Stufe 3: Katalytisches Cracken von Erdölfraktionen Das katalytische Cracken wurde in den 30er Jahren des 20. Jahrhunderts entdeckt. , als sie feststellten, dass der Kontakt mit bestimmten natürlichen Alumosilikaten die chemische Zusammensetzung von thermischen Crackprodukten verändert. Zusätzliche Forschung führte zu zwei wichtigen Ergebnissen: 1. Der Mechanismus katalytischer Umwandlungen wurde aufgeklärt; 2. erkannte, dass es notwendig war, Zeolithkatalysatoren speziell zu synthetisieren und nicht in der Natur nach ihnen zu suchen.

Stufe 3: Katalytisches Cracken von Erdölfraktionen Mechanismus des katalytischen Crackens: Der Katalysator sorbiert Moleküle an sich, die recht leicht dehydrieren, also Wasserstoff abgeben können; die dabei entstehenden ungesättigten Kohlenwasserstoffe kommen mit erhöhter Adsorptionskapazität mit den aktiven Zentren des Katalysators in Kontakt; Wenn die Konzentration ungesättigter Verbindungen zunimmt, kommt es zu deren Polymerisation, es entstehen Harze – die Vorläufer von Koks und dann der Koks selbst;

Stufe 3: Katalytisches Cracken von Erdölfraktionen, der freigesetzte Wasserstoff beteiligt sich aktiv an anderen Reaktionen, insbesondere Hydrocracken, Isomerisierung usw., wodurch das Crackprodukt nicht nur mit leichten, sondern auch mit hochwertigen Kohlenwasserstoffen angereichert wird solche - Isoalkane, Arene, Alkylarene mit Siedepunkten von 80 - 195 °C (dies ist die breite Benzinfraktion, für die das katalytische Cracken schwerer Rohstoffe durchgeführt wird).

Stufe 3: Katalytisches Cracken von Erdölfraktionen. Typische Parameter des katalytischen Crackens bei der Arbeit mit Vakuumdestillat (fr. 350 – 500 °C): Temperatur 450 – 480 °C, Druck 0,14 – 0,18 MPa. Die durchschnittliche Kapazität moderner Anlagen liegt zwischen 1,5 und 2,5 Millionen Tonnen, aber in den Fabriken der weltweit führenden Unternehmen gibt es Anlagen mit einer Kapazität von 4,0 Millionen Tonnen. Als Ergebnis werden Kohlenwasserstoffgase (20 %), Benzinfraktionen (50 %) und Dieselfraktionen (20 %) erhalten. Der Rest stammt aus schwerem Gasöl oder Crackrückständen, Koks und Verlusten.

Stufe 3: Katalytisches Cracken von Erdölfraktionen Mikrosphärische Crackkatalysatoren liefern je nach Katalysatormarke eine hohe Ausbeute an leichten Erdölprodukten (68–71 Gew.-%).

Katalytische Crackreaktoreinheit mit Exxon-Technologie. Mobil. Auf der rechten Seite befindet sich der Reaktor, links davon der Regenerator.

Stufe 3: Reformieren – (aus dem Englischen reformieren – neu gestalten, verbessern) der industrielle Prozess der Verarbeitung von Benzin- und Naphtha-Fraktionen von Öl, um hochwertige Benzine und aromatische Kohlenwasserstoffe zu erhalten. Bis in die 30er Jahre des 20. Jahrhunderts war die Reformierung eine Art thermisches Cracken und wurde bei 540 °C durchgeführt. C zur Herstellung von Benzin mit einer Oktanzahl von 70 -72.

Stufe 3: Reformierung Seit den 40er Jahren ist Reformierung ein katalytischer Prozess, wissenschaftliche Basis das von N.D. Zelinsky sowie V.I. Karzhev, B.L. Dieses Verfahren wurde erstmals 1940 in den USA durchgeführt. Es wird in einer Industrieanlage mit einem Heizofen und mindestens 3-4 Reaktoren bei einer Temperatur von 350-520 °C durchgeführt. C, in Gegenwart verschiedener Katalysatoren: Platin und Polymetalle, die Platin, Rhenium, Iridium, Germanium usw. enthalten.

Stufe 3: Die Reformierung erfolgt unter hohem Wasserstoffdruck, der durch den Heizofen und die Reaktoren zirkuliert. Diese katalytischen Umwandlungen ermöglichen die Dehydrierung naphthenischer Kohlenwasserstoffe in aromatische Kohlenwasserstoffe. Gleichzeitig erfolgt die Dehydrierung von Alkanen zu den entsprechenden Alkenen, diese cyclisieren sofort zu Cycloalkanen und die Dehydrierung von Cycloalkanen zu Arenen erfolgt noch schneller. Eine typische Umwandlung im Prozess der Aromatisierung ist daher wie folgt: n-Heptan, n-Hepten, Methylcyclohexan, Toluol. Durch die Reformierung von Benzinfraktionen aus Öl werden 80-85 % Benzin mit einer Oktanzahl von 90-95, 1-2 % Wasserstoff und der Rest gasförmige Kohlenwasserstoffe gewonnen

Stufe 4: Hydrotreating – Reinigung von Erdölprodukten aus organischen Schwefel-, Stickstoff- und Sauerstoffverbindungen mithilfe von Wasserstoffmolekülen. Durch Hydrotreating steigt die Qualität von Erdölprodukten, die Korrosion der Anlagen nimmt ab und die Luftverschmutzung nimmt ab. Der Hydrotreating-Prozess ist sehr geworden sehr wichtig aufgrund der Beteiligung an der Verarbeitung großer Mengen Schwefel und Ölsorten mit hohem Schwefelgehalt (mehr als 1,9 % Schwefel).

Stufe 4: Hydrotreating Bei der Verarbeitung von Erdölprodukten an Hydrierkatalysatoren unter Verwendung von Aluminium-, Kobalt- und Molybdänverbindungen bei einem Druck von 4 - 5 MPa und einer Temperatur von 380 - 420 ° C. Es passieren mehrere Dinge chemische Reaktionen: Wasserstoff verbindet sich mit Schwefel zu Schwefelwasserstoff (H 2 S). Einige Stickstoffverbindungen werden in Ammoniak umgewandelt. Eventuell im Öl enthaltene Metalle lagern sich am Katalysator ab. Einige Olefine und aromatische Kohlenwasserstoffe sind mit Wasserstoff gesättigt; Darüber hinaus unterliegen Naphthene in gewissem Umfang einem Hydrocracken und es entsteht etwas Methan, Ethan, Propan und Butane.

Stufe 4: Hydrotreating Schwefelwasserstoff liegt unter normalen Bedingungen in einem gasförmigen Zustand vor und wird aus diesem freigesetzt, wenn das Ölprodukt erhitzt wird. Es wird in Rückflusskolonnen von Wasser absorbiert und dann entweder in elementaren Schwefel oder konzentrierte Schwefelsäure umgewandelt. Der Schwefelgehalt, insbesondere in Leichtölprodukten, kann auf Promille reduziert werden. Warum sollte der Gehalt an Organoschwefelverunreinigungen im Benzin auf einen so strengen Standard gebracht werden? Es kommt auf die spätere Nutzung an. Es ist beispielsweise bekannt, dass die Ausbeute an hochoktanigem Benzin bei gegebener Oktanzahl umso höher bzw. die Oktanzahl bei gegebener katalytischer Ausbeute umso höher ist, je strenger das katalytische Reformierungsregime ist. Dadurch steigt die Ausbeute an „Oktan-Tonnen“ – so nennt man das Produkt aus der Menge des Reformierungskatalysators oder einer anderen Komponente und seiner Oktanzahl.

Stufe 4: Hydrotreating Ölraffinerien sind in erster Linie darauf bedacht, die Oktanzahl des Produkts im Vergleich zu den Rohstoffen zu erhöhen. Daher versuchen sie, alle sekundären Ölraffinierungsprozesse zu verschärfen. Beim Reformieren wird die Härte durch sinkenden Druck und steigende Temperatur bestimmt. Gleichzeitig laufen Aromatisierungsreaktionen vollständiger und schneller ab. Der Härtezuwachs wird jedoch durch die Stabilität des Katalysators und seine Aktivität begrenzt.

Stufe 4: Hydrotreating Schwefel ist ein katalytisches Gift und vergiftet den Katalysator, wenn er sich darauf ansammelt. Damit ist klar: Je weniger davon im Rohstoff vorhanden ist, desto länger ist der Katalysator mit zunehmender Härte aktiv. Wie bei der Hebelwirkung gilt: Wer in der Reinigungsphase verliert, wird in der Reformierungsphase gewinnen. Typischerweise wird beispielsweise nicht die gesamte Dieselfraktion dem Hydrotreating unterzogen, sondern nur ein Teil davon, da dieser Prozess recht teuer ist. Darüber hinaus hat es noch einen weiteren Nachteil: Dieser Vorgang verändert die Kohlenwasserstoffzusammensetzung der Fraktionen praktisch nicht.

Stufe 4: SELEKTIVE REINIGUNG von Erdölprodukten. durchgeführt durch Lösungsmittelextraktion schädlicher Verunreinigungen aus Ölfraktionen, um deren physikalisch-chemische und betriebliche Eigenschaften zu verbessern; eines der wichtigsten technologischen Verfahren zur Herstellung von Schmierölen aus Erdölrohstoffen. Die selektive Reinigung basiert auf der Fähigkeit polarer Lösungsmittel, polare oder polarisierbare Bestandteile von Rohstoffen – polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe und hochmolekulare harzartige Asphaltsubstanzen – selektiv (selektiv) aufzulösen.

Öl ist ein Mineral, eine wasserunlösliche ölige Flüssigkeit, die fast farblos oder dunkelbraun sein kann. Die Eigenschaften und Methoden der Ölraffinierung hängen davon ab Prozentsatz Seine Zusammensetzung besteht überwiegend aus Kohlenwasserstoffen und variiert je nach Bereich.

So nehmen im Sosninskoje-Feld (Sibirien) Alkane (Paraffingruppe) einen Anteil von 52 Prozent ein, Cycloalkane etwa 36 Prozent und aromatische Kohlenwasserstoffe 12 Prozent. Und zum Beispiel ist im Romashkinskoye-Feld (Tatarstan) der Anteil von Alkanen und aromatischen Kohlenstoffen höher – 55 bzw. 18 Prozent, während Cycloalkane einen Anteil von 25 Prozent haben. Zu diesen Rohstoffen können neben Kohlenwasserstoffen auch Schwefel- und Stickstoffverbindungen, mineralische Verunreinigungen usw. gehören.

Öl wurde erstmals 1745 in Russland „raffiniert“.

Diese natürliche Ressource wird nicht in ihrer Rohform genutzt. Um technisch wertvolle Produkte (Lösungsmittel, Kraftstoffe, Komponenten für die chemische Produktion) zu gewinnen, wird Erdöl primär oder sekundär verarbeitet. Versuche, diesen Rohstoff umzuwandeln, wurden bereits Mitte des 18. Jahrhunderts unternommen, als zusätzlich zu den von der Bevölkerung verwendeten Kerzen und Fackeln auch „Garnieröl“, eine Mischung aus Pflanzenöl und raffiniertem Erdöl, für die Lampen verwendet wurde einer Reihe von Kirchen.

Optionen zur Ölreinigung

Die Raffination ist oft nicht direkt in den Erdölraffinierungsprozess einbezogen. Dabei handelt es sich eher um eine Vorstufe, die aus Folgendem bestehen kann:

Chemische Raffination, wenn Öl Oleum und konzentrierter Schwefelsäure ausgesetzt wird. Dadurch werden aromatische und ungesättigte Kohlenwasserstoffe entfernt.

Adsorptionsreinigung. Hier können Teer und Säuren aus Erdölprodukten durch Behandlung mit Heißluft oder durch Durchleiten des Öls durch ein Adsorptionsmittel entfernt werden.

Katalytische Reinigung – milde Hydrierung zur Entfernung von Stickstoff- und Schwefelverbindungen.

Physikalisch-chemische Reinigung. In diesem Fall werden überschüssige Bestandteile mithilfe von Lösungsmitteln selektiv freigesetzt. Beispielsweise wird das polare Lösungsmittel Phenol zur Entfernung von Stickstoff- und Schwefelverbindungen verwendet, und unpolare Lösungsmittel – Butan und Propan – setzen Teer, aromatische Kohlenwasserstoffe usw. frei.

Keine chemischen Veränderungen...

Die Ölraffinierung durch Primärprozesse erfordert keine chemischen Umwandlungen des Ausgangsmaterials. Dabei wird das Mineral einfach in seine Bestandteile zerlegt. Das erste Gerät zur Öldestillation wurde 1823 erfunden Russisches Reich. Die Brüder Dubinin dachten daran, den Kessel in einen beheizten Ofen zu stellen, von wo aus ein Rohr durch ein Fass mit kaltem Wasser in einen leeren Behälter führte. Im Ofenkessel wurde das Öl erhitzt, durch den „Kühlschrank“ geleitet und abgesetzt.

Moderne Methoden zur Rohstoffaufbereitung

Heutzutage beginnt die Ölraffinierungstechnologie in Ölraffinerien mit einer zusätzlichen Reinigung, bei der das Produkt mithilfe von ELOU-Geräten (elektrischen Entsalzungseinheiten) entwässert und von mechanischen Verunreinigungen und Kohlenhydraten befreit wird leichter Typ(C1 – C4). Anschließend kann das Rohmaterial zur atmosphärischen Destillation oder Vakuumdestillation geschickt werden. Im ersten Fall ähnelt das Funktionsprinzip der Fabrikausrüstung dem von 1823.

Nur die Ölraffinierungsanlage selbst sieht anders aus. Das Unternehmen verfügt über Öfen in der Größe fensterloser Häuser, die aus den besten feuerfesten Steinen gefertigt sind. In ihnen befinden sich kilometerlange Rohre, in denen sich Öl mit hoher Geschwindigkeit (2 Meter pro Sekunde) bewegt und mit einer Flamme aus einer großen Düse auf 300–325 °C erhitzt wird (bei höheren Temperaturen zersetzen sich Kohlenwasserstoffe einfach). Das Rohr zur Kondensation und Kühlung der Dämpfe wird heutzutage durch Destillationskolonnen (die bis zu 40 Meter hoch sein können) ersetzt, in denen die Dämpfe getrennt und kondensiert werden, und ganze Städte werden aus verschiedenen Tanks gebaut, um die resultierenden Produkte aufzunehmen.

Was ist Materialbilanz?

Die Ölraffinierung in Russland produziert unterschiedliche Produkte Materialbilanzen bei der atmosphärischen Destillation von Rohstoffen aus einer bestimmten Lagerstätte. Dies bedeutet, dass der Ausstoß für unterschiedliche Fraktionen – Benzin, Kerosin, Diesel, Heizöl, Begleitgas – unterschiedliche Anteile haben kann.

Beispielsweise betragen für westsibirisches Öl die Gasausbeute und -verluste jeweils ein Prozent, Benzinfraktionen (freigesetzt bei Temperaturen von etwa 62 bis 180 °C) nehmen einen Anteil von etwa 19 %, Kerosin – etwa 9,5 %, Dieselfraktion – 19 ein % , Heizöl - fast 50 Prozent (freigesetzt bei Temperaturen von 240 bis 350 Grad). Die resultierenden Materialien unterliegen fast immer einer weiteren Verarbeitung, da sie die betrieblichen Anforderungen für die gleichen Maschinenmotoren nicht erfüllen.

Produktion mit weniger Abfall

Die Vakuumraffinierung von Öl basiert auf dem Prinzip, dass Stoffe bei sinkendem Druck bei niedrigerer Temperatur sieden. Einige Kohlenwasserstoffe in Öl sieden beispielsweise erst bei 450 °C (atmosphärischer Druck), können aber bei 325 °C zum Sieden gebracht werden, wenn der Druck gesenkt wird. Die Vakuumverarbeitung der Rohstoffe erfolgt in Rotationsvakuumverdampfern, die die Destillationsgeschwindigkeit erhöhen und es ermöglichen, aus Heizöl Ceresine, Paraffine, Kraftstoffe und Öle zu gewinnen und den schweren Rückstand (Teer) anschließend zur Herstellung von Bitumen zu verwenden. Bei der Vakuumdestillation entsteht im Vergleich zur atmosphärischen Verarbeitung weniger Abfall.

Durch Recycling können wir hochwertiges Benzin gewinnen

Der sekundäre Ölraffinierungsprozess wurde erfunden, um aus dem gleichen Ausgangsmaterial mehr Kraftstoff zu gewinnen, indem man die Moleküle der Erdölkohlenwasserstoffe beeinflusst, die für die Oxidation besser geeignete Formeln erhalten. Recycling umfasst verschiedene Typen sogenanntes „Cracken“, einschließlich Hydrocracken, thermische und katalytische Optionen. Auch dieses Verfahren wurde ursprünglich 1891 in Russland vom Ingenieur V. Schuchow erfunden. Dabei werden Kohlenwasserstoffe in Formen mit weniger Kohlenstoffatomen pro Molekül zerlegt.

Öl- und Gasverarbeitung bei 600 Grad Celsius

Das Funktionsprinzip von Crackanlagen entspricht in etwa dem von Anlagen Luftdruck Vakuumproduktion. Aber hier erfolgt die Verarbeitung von Rohstoffen, die am häufigsten durch Heizöl dargestellt wird, bei Temperaturen nahe 600 °C. Unter diesem Einfluss zerfallen die Kohlenwasserstoffe, aus denen die Heizölmasse besteht, in kleinere, die die Masse bilden das gleiche Kerosin oder Benzin. Das thermische Cracken basiert auf der Verarbeitung hohe Temperaturen und produziert Benzin mit vielen Verunreinigungen, katalytisch – ebenfalls durch Wärmebehandlung, jedoch unter Zusatz von Katalysatoren (z. B. spezieller Tonstaub), wodurch Sie mehr Benzin von guter Qualität erhalten.

Hydrocracken: Haupttypen

Heutzutage kann die Ölförderung und -raffinierung verschiedene Arten des Hydrocrackens umfassen, bei dem es sich um eine Kombination aus Hydrotreating-Prozessen, der Aufspaltung großer Kohlenwasserstoffmoleküle in kleinere und der Sättigung handelt ungesättigte Kohlenwasserstoffe Wasserstoff. Hydrocracken kann leicht (Druck 5 MPa, Temperatur ca. 400 °C, ein Reaktor wird verwendet, hauptsächlich werden Dieselkraftstoff und Material für das katalytische Cracken gewonnen) und hart (Druck 10 MPa, Temperatur ca. 400 °C, mehrere Reaktoren, Diesel, Benzin und Kerosin) sein sind erhaltene Fraktionen). Das katalytische Hydrocracken ermöglicht die Herstellung einer Reihe von Ölen mit hohem Viskositätskoeffizienten und niedrigem Gehalt an aromatischen und schwefelhaltigen Kohlenwasserstoffen.

Beim Recycling von Öl können darüber hinaus folgende technologische Verfahren zum Einsatz kommen:

Visbreaking. Dabei werden bei Temperaturen bis zu 500 °C und Drücken von einem halben bis drei MPa aus dem Rohstoff durch Spaltung von Paraffinen und Naphthenen sekundäre Asphaltene, Kohlenwasserstoffgase und Benzin gewonnen.

Bei der Verkokung von Schwerölrückständen handelt es sich um eine tiefe Ölraffination, bei der der Rohstoff bei Temperaturen nahe 500 °C und einem Druck von 0,65 MPa zu Gasölkomponenten und Petrolkoks verarbeitet wird. Die Prozessschritte gipfeln in einem „Kokskuchen“, dem (in umgekehrter Reihenfolge) Verdichtung, Polykondensation, Aromatisierung, Cyclisierung, Dehydrierung und Cracken vorangehen. Darüber hinaus muss das Produkt getrocknet und kalziniert werden.

Reformieren. Diese Methode zur Verarbeitung von Erdölprodukten wurde 1911 in Russland vom Ingenieur N. Zelinsky erfunden. Heutzutage werden durch katalytische Reformierung hochwertige aromatische Kohlenwasserstoffe und Benzine sowie wasserstoffhaltiges Gas aus Naphtha- und Benzinfraktionen für die anschließende Verarbeitung im Hydrocracken gewonnen.

Isomerisierung. Öl- und Gasverarbeitung in in diesem Fall Dabei handelt es sich um die Bildung eines Isomers aus einer chemischen Verbindung aufgrund von Veränderungen im Kohlenstoffgerüst der Substanz. Daher werden Komponenten mit hoher Oktanzahl aus Komponenten mit niedriger Oktanzahl im Öl isoliert, um kommerzielles Benzin herzustellen.

Alkylierung. Dieser Prozess basiert auf dem Einbau von Alkylsubstituenten in ein organisches Molekül. Auf diese Weise werden aus ungesättigten Kohlenwasserstoffgasen Komponenten für hochoktaniges Benzin gewonnen.

Streben nach europäischen Standards

Die Öl- und Gasverarbeitungstechnologie in Raffinerien wird ständig verbessert. So kam es bei inländischen Unternehmen zu einer Steigerung der Effizienz der Rohstoffverarbeitung hinsichtlich der Parameter: Verarbeitungstiefe, erhöhte Auswahl an Leichtölprodukten, Reduzierung irreversibler Verluste usw. Anlagenpläne für die 10-20er Jahre der Zwanziger -1. Jahrhundert umfassen eine weitere Erhöhung der Verarbeitungstiefe (bis zu 88 Prozent), eine Verbesserung der Qualität der hergestellten Produkte nach europäischen Standards und eine Verringerung der vom Menschen verursachten Auswirkungen auf die Umwelt.

„NATIONALE FORSCHUNG

POLYTECHNISCHE UNIVERSITÄT TOMSK

Institut für natürliche Ressourcen

Richtungen (Spezialität) - Chemische Technologie

Abteilung für chemische Technologie von Kraftstoffen und chemische Kybernetik

Aktueller Stand der Ölraffination und Petrochemie

Wissenschaftlicher und pädagogischer Kurs

Tomsk – 2012

1 Probleme der Ölraffinierung. 3

2 Organisationsstruktur der Ölraffination in Russland. 3

3 Regionale Verteilung von Ölraffinerien. 3

4 Herausforderungen im Bereich der Katalysatorentwicklung. 3

4.1 Crackkatalysatoren. 3

4.2 Reformierende Katalysatoren. 3

4.3 Hydroprocessing-Katalysatoren. 3

4.4 Isomerisierungskatalysatoren. 3

4.5 Alkylierungskatalysatoren. 3

Schlussfolgerungen .. 3

Referenzliste.. 3

1 Probleme der Ölraffinierung

Der Ölraffinierungsprozess kann je nach Verarbeitungstiefe in zwei Hauptphasen unterteilt werden:

1 Trennung des Erdölrohstoffs in Fraktionen mit unterschiedlichen Siedetemperaturbereichen (Primärverarbeitung);

2 Verarbeitung der resultierenden Fraktionen durch chemische Umwandlung der darin enthaltenen Kohlenwasserstoffe und Herstellung kommerzieller Erdölprodukte (Recycling). Im Öl enthaltene Kohlenwasserstoffverbindungen haben einen bestimmten Siedepunkt, oberhalb dessen sie verdampfen. Primäre Raffinierungsprozesse beinhalten keine chemischen Veränderungen im Öl und stellen dessen Ursprung dar physische Trennung in Fraktionen:

a) Benzinfraktion, die Leichtbenzin, Benzin und Naphtha enthält;

b) Kerosinfraktion, die Kerosin und Gasöl enthält;

c) Heizöl, das einer zusätzlichen Destillation unterzogen wird (bei der Destillation von Heizöl, Dieselölen, Schmierölen und dem Rückstand - Teer).

In diesem Zusammenhang werden Ölfraktionen sekundären Prozessanlagen (insbesondere katalytischem Cracken, Hydrocracken, Verkoken) zugeführt, die die Qualität von Erdölprodukten verbessern und die Ölraffination vertiefen sollen.

Derzeit liegt die Ölraffination in Russland in ihrer Entwicklung deutlich hinter den Industrieländern der Welt zurück. Die gesamte installierte Ölraffinierungskapazität in Russland beträgt heute 270 Millionen Tonnen pro Jahr. Derzeit gibt es in Russland 27 große Ölraffinerien (mit einer Kapazität von 3,0 bis 19 Millionen Tonnen Öl pro Jahr) und etwa 200 Miniraffinerien. Einige der Miniraffinerien verfügen nicht über eine Rostechnadzor-Lizenz und sind nicht im staatlichen Register gefährlicher Industrieanlagen eingetragen. Die Regierung der Russischen Föderation hat beschlossen, Vorschriften für die Führung des Raffinerieregisters in der Russischen Föderation durch das Energieministerium der Russischen Föderation zu entwickeln und Miniraffinerien auf Einhaltung der Anforderungen für den Anschluss von Raffinerien an Hauptölpipelines zu überprüfen und/oder Erdölproduktpipelines. Große Fabriken in Russland haben im Allgemeinen eine lange Betriebsdauer: Die Zahl der Unternehmen, die vor mehr als 60 Jahren in Betrieb genommen wurden, ist am höchsten (Abbildung 1).

Abbildung 1. – Betriebsdauer russischer Raffinerien

Die Qualität der produzierten Erdölprodukte bleibt deutlich hinter dem Weltniveau zurück. Der Anteil des Benzins, das die Anforderungen der Euro 3,4 erfüllt, beträgt 38 % der gesamten produzierten Benzinmenge, während der Anteil des Dieselkraftstoffs, der die Anforderungen der Klasse 4,5 erfüllt, nur 18 % beträgt. Nach vorläufigen Schätzungen belief sich das Volumen der Erdölraffinierung im Jahr 2010 auf etwa 236 Millionen Tonnen, wobei Folgendes produziert wurde: Benzin – 36,0 Millionen Tonnen, Kerosin – 8,5 Millionen Tonnen, Dieselkraftstoff – 69,0 Millionen Tonnen (Abbildung 2).

Abbildung 2. - Erdölraffinierung und Produktion grundlegender Erdölprodukte in der Russischen Föderation, Millionen Tonnen (ohne)

Gleichzeitig stieg das Volumen der Rohölraffinierung im Vergleich zu 2005 um 17 %, was bei einer sehr geringen Tiefe der Ölraffinierung zur Produktion einer erheblichen Menge minderwertiger Erdölprodukte führte, die nicht nachgefragt werden auf dem Inlandsmarkt und werden als Halbfabrikate exportiert. Die Struktur der Produktproduktion in russischen Raffinerien ist in den letzten zehn Jahren (2000 – 2010) praktisch unverändert geblieben und bleibt deutlich hinter dem Weltniveau zurück. Der Anteil der Heizölproduktion in Russland (28 %) ist um ein Vielfaches höher als vergleichbare Indikatoren weltweit – weniger als 5 % in den USA, bis zu 15 % in Westeuropa. Die Qualität des Motorbenzins verbessert sich aufgrund der Veränderungen in der Struktur der Autoflotte in der Russischen Föderation. Der Produktionsanteil des niedrigoktanigen Benzins A-76(80) sank von 57 % im Jahr 2000 auf 17 % im Jahr 2009. Auch die Menge an schwefelarmem Dieselkraftstoff nimmt zu. In Russland produziertes Benzin wird hauptsächlich auf dem Inlandsmarkt verwendet (Abbildung 3).

Schriftgröße:14,0pt;Zeilenhöhe:150%;Schriftfamilie:" times new roman>Abbildung 3. - Produktion und Verteilung von Treibstoff, Millionen Tonnen

Bei einem Gesamtvolumen der Dieselkraftstoffexporte aus Russland in Nicht-GUS-Staaten in Höhe von 38,6 Millionen Tonnen beträgt der Euro-5-Dieselanteil etwa 22 %, d. h. die restlichen 78 % sind Kraftstoffe, die nicht den europäischen Anforderungen entsprechen. Der Verkauf erfolgt in der Regel zu günstigeren Preisen oder als Halbfabrikat. Mit einem Anstieg der Gesamtproduktion von Heizöl in den letzten 10 Jahren ist der Anteil des für den Export verkauften Heizöls stark gestiegen (im Jahr 2009 - 80 % des gesamten produzierten Heizöls und mehr als 40 % der gesamten Exporte von Erdölprodukten). .

Bis 2020 wird die Marktnische für Heizöl in Europa für russische Produzenten äußerst klein sein, da das gesamte Heizöl überwiegend sekundären Ursprungs sein wird. Die Lieferung in andere Regionen ist aufgrund des hohen Transportanteils extrem teuer. Aufgrund der ungleichen Verteilung der Industrieunternehmen (die meisten Raffinerien liegen im Landesinneren) steigen die Transportkosten.

2 Organisationsstruktur der Ölraffinerie in Russland

In Russland sind 27 große Ölraffinerien und 211 Moskauer Ölraffinerien tätig. Darüber hinaus verarbeiten einige Gasaufbereitungsanlagen auch flüssige Anteile (Kondensat). Gleichzeitig gibt es eine hohe Konzentration der Produktion – im Jahr 2010 wurden 86,4 % (216,3 Millionen Tonnen) der gesamten Primärverarbeitung flüssiger Kohlenwasserstoffe in Raffinerien durchgeführt, die Teil von 8 vertikal integrierten Öl- und Gasunternehmen (VIOCs) sind ( Figur 4). Eine Reihe russischer vertikal integrierter Ölunternehmen - OJSC NK LUKOIL, OJSC TNK- B.P. ", OJSC Gazprom Neft, OJSC NK Rosneft - besitzen oder planen den Kauf und Bau von Ölraffinerien im Ausland (insbesondere in der Ukraine, Rumänien, Bulgarien, Serbien, China).

Die Volumina der Primärölraffinierung im Jahr 2010 durch unabhängige Unternehmen und Moskauer Raffinerien sind im Vergleich zu vertikal integrierten Ölunternehmen unbedeutend – 26,3 Millionen Tonnen (10,5 % des gesamtrussischen Volumens) bzw. 7,4 Millionen Tonnen (2,5 %) mit der Beladung Indikatoren für das Recycling von Primäranlagen 94, 89 bzw. 71 %.

Ende 2010 war Rosneft mit 50,8 Millionen Tonnen (20,3 % des gesamtrussischen Gesamtvolumens) führend in Bezug auf das Primärölraffinierungsvolumen. Bedeutende Ölmengen werden in den Werken von LUKOIL (45,2 Millionen Tonnen), Gazprom Group (35,6 Millionen Tonnen), TNK-BP (24 Millionen Tonnen), Surgutneftegaz und Bashneft (jeweils 21,2 Millionen Tonnen) verarbeitet.

Die größte Anlage des Landes ist die Ölraffinerie Kirishi mit einer Kapazität von 21,2 Millionen Tonnen pro Jahr (Kirishinefteorgsintez OJSC ist Teil von Surgutneftegaz OJSC); Andere große Anlagen werden ebenfalls von vertikal integrierten Ölunternehmen kontrolliert: Omsk-Raffinerie (20 Millionen Tonnen) – Gazprom Neft, Kstovsky (17 Millionen Tonnen) und Perm (13 Millionen Tonnen) – LUKOIL, Jaroslawl (15 Millionen Tonnen) – TNK-BP und „ Gazprom Neft“, Rjasan (16 Millionen Tonnen) -TNK-BP.

In der Struktur der Erdölproduktproduktion ist die Produktionskonzentration im Benzinsegment am höchsten. Im Jahr 2010 stellten die Unternehmen vertikal integrierter Ölunternehmen 84 % der Produktion von Erdölkraftstoffen und -ölen in Russland bereit, darunter etwa 91 % der Produktion von Motorbenzin, 88 % von Dieselkraftstoff und 84 % von Heizöl. Motorenbenzin wird hauptsächlich an den Inlandsmarkt geliefert, der hauptsächlich von vertikal integrierten Ölunternehmen kontrolliert wird. Die Fabriken, die Teil der Unternehmen sind, haben die meisten moderne Struktur, ein relativ hoher Anteil an Sekundärprozessen und Bearbeitungstiefe.

Abbildung 4. – Primärölraffinierung durch große Unternehmen und Konzentration der Produktion in der russischen Ölraffinerieindustrie im Jahr 2010

Auch das technische Niveau der meisten Raffinerien entspricht nicht dem fortgeschrittenen Weltniveau. Bei der russischen Ölraffinierung bleiben die Hauptprobleme der Branche nach der geringen Qualität der resultierenden Erdölprodukte die geringe Tiefe der Ölraffinierung – (in Russland – 72 %, in Europa – 85 %, in den USA – 96 %). , rückständige Produktionsstruktur – ein Minimum an Sekundärprozessen und unzureichende Prozesse, die die Qualität der resultierenden Produkte verbessern. Ein weiteres Problem ist die hohe Abnutzung des Anlagevermögens und der damit einhergehende erhöhte Energieverbrauch. In russischen Raffinerien hat etwa die Hälfte aller Ofenanlagen einen Wirkungsgrad von 50–60 %, während der Durchschnitt in ausländischen Anlagen bei 90 % liegt.

Die Werte des Nelson-Index (Koeffizient der technologischen Komplexität) für den Großteil der russischen Raffinerien liegen unter dem weltweiten Durchschnittswert dieses Indikators (4,4 gegenüber 6,7) (Abbildung 5). Der maximale Index russischer Raffinerien liegt bei etwa 8, der minimale bei etwa 2, was auf die geringe Tiefe der Ölraffinierung, die unzureichende Qualität der Erdölprodukte und die technisch veraltete Ausrüstung zurückzuführen ist.

Abbildung 5. – Nelson-Index in Raffinerien in der Russischen Föderation

3 Regionale Verteilung der Ölraffinerien

Die regionale Verteilung der Unternehmen, die mehr als 90 % der Primärölraffinierung in Russland erbringen, ist durch erhebliche Ungleichmäßigkeiten sowohl im gesamten Landesgebiet als auch hinsichtlich der Raffinationsmengen in Bezug auf einzelne Bundesbezirke (FD) gekennzeichnet (Tabelle 1).

Mehr als 40 % aller russischen Ölraffineriekapazitäten sind im Föderationskreis Wolga konzentriert. Die größten Werke im Bezirk gehören zu LUKOIL (Nizhegorodnefteorgsintez und Permnefteorgsintez). Bedeutende Kapazitäten werden von Bashneft (baschkirische Unternehmensgruppe) und Gazprom (Gazprom-Gruppe) kontrolliert und sind auch auf die Rosneft-Raffinerien in der Region Samara (Novokuibyshevsky, Kuibyshevsky und Syzransky) konzentriert. Darüber hinaus wird ein erheblicher Anteil (ca. 10 %) von unabhängigen Raffinerien bereitgestellt – der TAIF-NK-Raffinerie und der Mari-Raffinerie.

Im zentralen Föderationskreis stellen Verarbeitungsunternehmen 17 % des Gesamtvolumens der Primärölraffinierung bereit (ohne die Moskauer Raffinerie), während vertikal integrierte Ölunternehmen (TNK-BP und Slavneft) 75 % des Volumens sowie die Moskauer Raffinerie ausmachen - 25 %.

Die Fabriken der Rosneft- und Gazprom-Gruppe sind im Föderationskreis Sibirien tätig. Rosneft besitzt große Anlagen in der Region Krasnojarsk (Raffinerie Atschinsk) und in der Region Irkutsk (Petrochemiewerk Angarsk), und die Gazprom-Gruppe kontrolliert eine der größten und hochtechnologischsten Anlagen Russlands – die Raffinerie Omsk. Der Bezirk verarbeitet 14,9 % des Öls des Landes (ohne die Moskauer Raffinerie).

Die größte russische Ölraffinerie, Kirishinefteorgsintez (Kirische Ölraffinerie), sowie die Ölraffinerie Uchta befinden sich im Nordwestlichen Föderationskreis, deren Gesamtkapazität etwas mehr als 10 % der gesamtrussischen Zahl beträgt.

Etwa 10 % der primären Ölraffinierungskapazität sind im südlichen Bundesdistrikt konzentriert, während fast die Hälfte des Raffinierungsvolumens (46,3 %) von LUKOIL-Unternehmen bereitgestellt wird.

4,5 % des russischen Öls werden im Föderationskreis Fernost verarbeitet. Hier befinden sich zwei große Anlagen – die von Rosneft kontrollierte Ölraffinerie Komsomolsk und die Ölraffinerie Alliance-Chabarowsk, die zur Alliance-Unternehmensgruppe gehört. Beide Werke befinden sich im Gebiet Chabarowsk, ihre Gesamtkapazität beträgt etwa 11 Millionen Tonnen pro Jahr.

Tabelle 1. – Verteilung der Ölraffinierungsmengen durch vertikal integrierte Ölunternehmen und unabhängige Produzenten nach Bundesbezirken im Jahr 2010 (ohne Moskauer Raffinerie)

In den letzten Jahren weist die Entwicklung der russischen Ölraffinerieindustrie eine klare Tendenz zur Verbesserung der Branchenlage auf. Wurden umgesetzt interessante Projekte, der Finanzvektor hat die Richtung geändert. In den letzten 1,5 Jahren fanden auch in den Städten zahlreiche wichtige Treffen zu Fragen der Ölraffination und Petrochemie unter Beteiligung der Landesführung statt. Omsk, Nischnekamsk, Kirishi und Nischni Nowgorod, Samara. Dies beeinflusste die Annahme einer Reihe rechtzeitiger Entscheidungen: Es wurde eine neue Methode zur Berechnung der Ausfuhrzölle vorgeschlagen (wobei die Sätze für Leichtölprodukte schrittweise gesenkt und für Dunkelölprodukte erhöht werden, d. h. bis 2013 sollten die Sätze gleich sein und 60 % betragen der Ölsteuer) und der Differenzierung der Verbrauchsteuern auf Motorbenzin und Dieselkraftstoff je nach Qualität wurde eine Industrieentwicklungsstrategie bis 2020 für die Entwicklung der Ölraffination mit einem Investitionsvolumen von ~1,5 Billionen Rubel entwickelt. und ein allgemeines Layout von Öl- und Gasraffinerieanlagen sowie ein System technologischer Plattformen, um die Entwicklung und Umsetzung inländischer Ölraffinierungstechnologien zu beschleunigen, die auf dem Weltmarkt wettbewerbsfähig sind.

Im Rahmen der Strategie ist geplant, die Tiefe der Ölraffination auf 85 % zu erhöhen. Bis 2020 soll die Qualität von 80 % des produzierten Benzins und 92 % des Dieselkraftstoffs EURO 5 entsprechen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass in Europa bis 2013 strengere Umweltanforderungen für Kraftstoffe entsprechend Euro 6 gelten werden nicht weniger als 57 neue Einheiten zur Qualitätsverbesserung eingeführt, die von den Unternehmen geplant sind: Hydrotreating, Reformierung, Alkylierung und Isomerisierung.

4 Herausforderungen im Bereich der Katalysatorentwicklung

Die modernsten Öl- und Gasverarbeitungsunternehmen sind ohne den Einsatz von Katalysatoren nicht in der Lage, Produkte mit hoher Wertschöpfung herzustellen. Darin liegt die Schlüsselrolle und strategische Bedeutung von Katalysatoren in der modernen Weltwirtschaft.

Katalysatoren gehören zu den High-Tech-Produkten, die mit dem wissenschaftlichen und technologischen Fortschritt in den Grundsektoren der Wirtschaft eines jeden Landes verbunden sind. Mit katalytischen Technologien werden in Russland 15 % des Bruttosozialprodukts produziert Industrieländer- mindestens 30 %.

Die Ausweitung der Anwendung der Makrotechnologie „Katalytische Technologien“ ist ein globaler Trend des technologischen Fortschritts.

Die verächtliche Haltung gegenüber Katalysatoren steht in scharfem Kontrast zum hohen Zweck von Katalysatoren. Russisches Geschäft und Staaten zu ihrer Entwicklung und Produktion. Produkte, bei deren Herstellung Katalysatoren verwendet wurden, beträgt ihr Kostenanteil weniger als 0,5 %, was nicht als Indikator für hohe Effizienz, sondern als unbedeutender Wirtschaftszweig interpretiert wurde, der keine großen Einnahmen erwirtschaftet.

Der Übergang des Landes zu Marktwirtschaft, begleitet von dem absichtlichen Verlust der staatlichen Kontrolle über die Entwicklung, Produktion und Verwendung von Katalysatoren, was ein offensichtlicher Fehler war, führte zu einem katastrophalen Niedergang und einer Verschlechterung der inländischen Teilindustrie des Katalysebergbaus.

Die russische Wirtschaft hat sich für den Einsatz importierter Katalysatoren entschieden. In der Erdölraffinerie – 75 %, in der Petrochemie – 60 %, in der chemischen Industrie – 50 % ist eine bisher nicht vorhandene Abhängigkeit vom Import von Katalysatoren entstanden, deren Ausmaß das kritische Niveau aus Sicht der Souveränität (der Fähigkeit dazu) überschreitet Funktion ohne Importeinkäufe) der verarbeitenden Industrie des Landes. Vom Ausmaß her kann die Abhängigkeit der russischen petrochemischen Industrie vom Import von Katalysatoren als „katalytische Droge“ bezeichnet werden.

Es stellt sich die Frage: Wie objektiv ist dieser Trend? Spiegelt er den natürlichen Prozess der Globalisierung wider oder handelt es sich um eine Ausweitung der Weltmarktführer auf dem Gebiet der Katalysatorproduktion? Das Kriterium der Objektivität kann das niedrige technische Niveau inländischer Katalysatoren oder deren sein hoher Preis. Wie jedoch die Ergebnisse der Umsetzung des innovativen Projekts „Entwicklung einer neuen Generation von Katalysatoren für die Herstellung von Kraftstoffen“ durch das Institut für Katalyse SB RAS und IPPU SB RAS zeigen, sind inländische industrielle Crack- und Reformierungskatalysatoren der Lux Marke PR-71, die in den Anlagen der Ölkonzerne Gazpromneft und TNK-BP betrieben wird, sind nicht nur nicht minderwertig, sondern zeigen in einer Reihe von Parametern Vorteile gegenüber den besten Beispielen der weltweit führenden nationalen Unternehmen bei deutlich geringeren Kosten. Bei der Hydroverarbeitung von Erdölrohstoffen wird eine geringere Effizienz heimischer Industriekatalysatoren festgestellt, was in einigen Fällen deren Import rechtfertigt.

Da die Dynamik einer signifikanten Modernisierung der Katalysator-Teilindustrie lange Zeit ausblieb, kam es zu einer Situation, in der die Katalysatorproduktion in den Grenzbereich verlagert wurde (wobei vorherrschende Schätzungen von einem völligen Verschwinden ausgehen) oder bestenfalls absorbiert wurde durch ausländische Firmen. Wie die Erfahrung zeigt (oben erwähnt innovatives Projekt) ermöglicht es selbst eine geringfügige staatliche Unterstützung, das vorhandene wissenschaftliche, technische und technische Potenzial auszuschöpfen, um wettbewerbsfähige Industriekatalysatoren zu schaffen und dem Druck der weltweit führenden Unternehmen auf diesem Gebiet zu widerstehen. Andererseits zeigt dies die desaströse Situation, in der sich die Produktion von Katalysatoren als nicht zum Kerngeschäft gehörendes und ertragsschwaches Betätigungsfeld großer Ölkonzerne erweist. Und nur ein Verständnis der außergewöhnlichen Bedeutung von Katalysatoren für die Wirtschaft des Landes kann die schlechte Lage der Katalysatorindustrie radikal ändern. Wenn unser Land über professionelles Ingenieur- und Technologiepersonal und Produktionspotenzial verfügt staatliche Unterstützung und eine Reihe organisatorischer Maßnahmen wird die Nachfrage nach inländischen Katalysetechnologien anregen, die Produktion von Katalysatoren steigern, die für die Modernisierung von Ölraffinerie- und Petrochemiekomplexen so notwendig sind, was wiederum eine Steigerung der Effizienz bei der Nutzung von Kohlenwasserstoffressourcen gewährleisten wird .

Im Folgenden betrachten wir Probleme, die für die Entwicklung neuer Katalysatorsysteme für die wichtigsten Ölraffinierungsprozesse relevant erscheinen.

In der Entwicklungsphase des katalytischen Crackens von Destillatrohstoffen bestand die wichtigste Aufgabe in der Schaffung von Katalysatoren, die eine maximale Ausbeute an Motorbenzinkomponenten gewährleisten. Viele Jahre in dieser Richtung wurden von der IPPU SB RAS in Zusammenarbeit mit dem Ölkonzern Sibneft (derzeit Gazpromneft) gearbeitet. Infolgedessen wurde die Produktion von industriellen Crackkatalysatoren (der neuesten Lux-Serie) entwickelt und gestartet chemische Struktur und Produktionstechnologien unterscheiden sich grundlegend von ausländischen katalytischen Zusammensetzungen. In einer Reihe von Leistungsmerkmalen, nämlich der Ausbeute an gekracktem Benzin (56 Gew.-%) und der Selektivität seiner Bildung (83 %), sind diese Katalysatoren importierten Proben überlegen.

Derzeit wurden am Institut für Polytechnik der sibirischen Zweigstelle der Russischen Akademie der Wissenschaften Forschungsarbeiten zur Entwicklung katalytischer Systeme abgeschlossen, die Benzinausbeuten von bis zu 60–62 % bei einer Selektivität von 85–90 % ermöglichen. Weitere Fortschritte in dieser Richtung sind mit einer Erhöhung der Oktanzahl von Crackbenzin von 91 auf 94 verbunden (laut Untersuchungsmethode) ohne nennenswerten Verlust der Produktausbeute sowie mit einer Verringerung des Schwefelgehalts im Benzin.

Die nächste Entwicklungsstufe des katalytischen Crackens in der heimischen petrochemischen Industrie. Bei der Verwendung von Erdölrückständen (Heizöl) als Rohstoff sind katalytische Systeme mit hoher Metallbeständigkeit erforderlich. Unter diesem Parameter versteht man den Grad der Anreicherung von Metallen durch den Katalysator ( Ni und V., die in der Struktur von Porphyrinen in Kohlenwasserstoff-Rohstoffen enthalten sind), ohne seine Leistungseigenschaften zu verschlechtern. Derzeit beträgt der Metallgehalt in einem funktionierenden Katalysator 15.000 ppm. Es werden Ansätze zur Neutralisierung der Dekontaminationswirkung vorgeschlagen Ni und V aufgrund der Bindung dieser Metalle in den Schichtstrukturen der Katalysatormatrix, wodurch das erreichte Niveau der Metallintensität von Katalysatoren überschritten werden kann.

Die petrochemische Variante des katalytischen Crackens, deren Technologie als „tiefes katalytisches Cracken“ bezeichnet wird, ist ein leuchtendes Beispiel Prozess der Integration von Ölraffinerie und Petrochemie. Das Zielprodukt dieser Technologie sind leichte C2-C4-Olefine, deren Ausbeute 45-48 % (Gew.) erreicht. Katalytische Zusammensetzungen für diesen Prozess müssen sich durch eine erhöhte Aktivität auszeichnen, was den Einschluss von Zeolithen und stark sauren Komponenten einer Nicht-Zeolith-Struktur in die Katalysatorzusammensetzung erfordert. Am Institut für Probleme der chemischen Verarbeitung der SB RAS werden relevante Forschungen zur Entwicklung einer modernen Generation von Tiefcracking-Katalysatoren durchgeführt.

Die evolutionäre Weiterentwicklung der wissenschaftlichen Grundlagen der Katalysatorherstellung in Richtung des chemischen Designs katalytischer Zusammensetzungen als Nanokompositmaterialien ist die Haupttätigkeit der IPPU SB RAS im Bereich der Verbesserung und Schaffung neuer Katalysatoren.

Zusammensetzungsbasierte Katalysatorsysteme Pt + Sn + Cl /Al 2 O 3 und Reformierungsprozesstechnologien mit kontinuierlicher Katalysatorregeneration sorgen für eine sehr hohe Aromatisierungstiefe des Kohlenwasserstoff-Ausgangsmaterials, die sich dem thermodynamischen Gleichgewicht nähert. Die Verbesserung industrieller Reformierungskatalysatoren erfolgte in den letzten Jahrzehnten auf dem Weg der Optimierung physikalische und chemische Eigenschaften und Modifikation der chemischen Zusammensetzung des Trägers - Aluminiumoxid, hauptsächlich γ-Modifikation, sowie durch Modernisierung seiner Produktionstechnologien. Die besten Katalysatorträger sind homogenporöse Systeme, bei denen der Anteil der Poren mit einer Größe von 2,0–6,0 nm mindestens 90 % beträgt und das gesamte spezifische Porenvolumen 0,6–0,65 cm3/g beträgt. Es ist wichtig, eine hohe Stabilität der spezifischen Oberfläche des Trägers im Bereich von 200–250 m2/g sicherzustellen, damit sie sich während der oxidativen Regeneration des Katalysators kaum verändert. Dies liegt daran, dass die spezifische Oberfläche des Trägers dessen Fähigkeit bestimmt, Chlor zurückzuhalten, dessen Gehalt im Katalysator unter Reformierungsbedingungen auf einem Niveau von 0,9–1,0 % (Masse) gehalten werden muss.

Die Arbeit zur Verbesserung des Katalysators und seiner Herstellungstechnologie basiert in der Regel auf dem Modell der aktiven Oberfläche. Oftmals orientieren sich die Forscher jedoch an den umfangreichen experimentellen und industriellen Erfahrungen, die in mehr als 50 Jahren Betrieb des Prozesses gesammelt wurden, beginnend mit dem Übergang zur Plattform Installationen. Neue Entwicklungen zielen darauf ab, die Selektivität des Aromatisierungsprozesses von Paraffin-Kohlenwasserstoffen weiter zu steigern (bis zu 60 %) und den ersten Reaktionszyklus zu verlängern (mindestens zwei Jahre).

Eine hohe Stabilität der Katalysatorleistung wird zu einem großen Vorteil auf dem Markt für Reformierungskatalysatoren. Der Stabilitätsindikator wird durch die Dauer der Überholungsläufe von Reformierungseinheiten bestimmt, die sich mit der Verbesserung der Prozessausrüstung in den letzten 20 Jahren von 6 Monaten auf 2 Jahre erhöht hat und tendenziell weiter zunimmt. Die wissenschaftliche Grundlage zur Beurteilung der tatsächlichen Stabilität des Katalysators ist bislang noch nicht entwickelt. Lediglich die relative Stabilität kann anhand verschiedener Kriterien experimentell ermittelt werden. Die Richtigkeit einer solchen Einschätzung im Hinblick auf ihre Objektivität zur Vorhersage der Betriebsdauer eines Katalysators unter industriellen Bedingungen ist umstritten.

Inländische Industriekatalysatoren der PR-Serie, REF, RU In Bezug auf die Betriebseigenschaften stehen sie ausländischen Analoga in nichts nach. Dennoch bleibt die Erhöhung ihrer Stabilität eine dringende technologische Herausforderung.

Hydroprocessing-Prozesse zeichnen sich durch eine sehr hohe Produktivität aus. Ihre integrierte Kapazität hat das Niveau von 2,3 Milliarden Tonnen/Jahr erreicht und macht fast 60 % des Volumens raffinierter Ölprodukte in der Weltwirtschaft aus. Produktion von Hydroprocessing-Katalysatoren 100.000 Tonnen/Jahr. Ihr Sortiment umfasst mehr als 100 Marken. Somit beträgt der spezifische Verbrauch an Hydroprocessing-Katalysatoren durchschnittlich 40–45 g/t Rohmaterial.

Die Fortschritte bei der Entwicklung neuer Hsind in Russland weniger bedeutend als in Industrieländern, wo die Arbeit in dieser Richtung durch gesetzliche Standards für den Schwefelgehalt in allen Kraftstoffarten angeregt wurde. Somit ist der begrenzte Schwefelgehalt in Dieselkraftstoff nach europäischen Standards 40-200-mal geringer als nach russischen Standards. Es ist bemerkenswert, dass solch bedeutende Fortschritte innerhalb derselben katalytischen Zusammensetzung erzielt wurden Ni-(Co)-Mo-S/Al2 03, das seit über 50 Jahren in Hydrotreating-Prozessen eingesetzt wird.

Die Erkenntnis des katalytischen Potenzials dieses Systems erfolgte evolutionär mit der Entwicklung der Forschung zur Struktur aktiver Zentren auf molekularer und Nanoebene, der Entdeckung des Mechanismus chemischer Umwandlungen heteroatomarer Verbindungen und der Optimierung der Bedingungen und Technologien dafür Herstellung von Katalysatoren, die bei gleicher chemischer Zusammensetzung des Katalysators die höchste Ausbeute an aktiven Strukturen liefern. In der letzten Komponente zeigte sich die Rückständigkeit der russischen industriellen Hydroprocessing-Katalysatoren, die hinsichtlich der Betriebseigenschaften dem Weltniveau der frühen 90er Jahre des letzten Jahrhunderts entsprechen.

Zu Beginn des 21. Jahrhunderts kam man aufgrund einer Verallgemeinerung der Daten zur Leistung industrieller Katalysatoren zu dem Schluss, dass das Aktivitätspotenzial trägergestützter Systeme praktisch ausgeschöpft sei. Allerdings wurden in letzter Zeit grundlegend neue Technologien zur Herstellung von Zusammensetzungen entwickelt Ni-(Co)-Mo-S , keine Träger enthaltend, basierend auf der Synthese von Nanostrukturen durch Mischen (Technologie). Sterne und Nebel ). Die Aktivität der Katalysatoren wurde um ein Vielfaches gesteigert. Die Entwicklung dieses Ansatzes scheint vielversprechend für die Entwicklung neuer Generationen von Hydrotreating-Katalysatoren. Bietet eine hohe (nahezu 100 %) Umwandlung heteroatomarer Verbindungen mit der Entfernung von Schwefel bis in Spuren.

Von den vielen untersuchten katalytischen Systemen wird platinhaltiges (0,3–0,4 %) sulfatiertes Zirkoniumdioxid bevorzugt. Starke saure (sowohl protonenspendende als auch elektronenziehende) Eigenschaften ermöglichen die Durchführung von Zielreaktionen in einem thermodynamisch günstigen Temperaturbereich (150–170 °C). Unter diesen Voraussetzungen auch im Bereich hoher Umsätze N-Hexan wird selektiv zu Dimethylbutanen isomerisiert, deren Ausbeute in einem Durchlauf der Anlage 35-40 % (Masse) erreicht.

Mit dem Übergang des Prozesses der Skelettisomerisierung von Kohlenwasserstoffen von niedrigtonnigen zu basischen Prozessen nimmt die Produktionskapazität dieses Prozesses in der Weltwirtschaft aktiv zu. Auch die russische Ölraffinerie folgt globalen Trends und rekonstruiert vor allem veraltete Reformierungsanlagen für den Isomerisierungsprozess. Spezialisten des KKW Neftekhim haben eine inländische Version des Industriekatalysators SI-2 entwickelt, der ausländischen Analoga technisch nicht nachsteht und bereits in einer Reihe von Raffinerien eingesetzt wird. Bezüglich der Entwicklung der Arbeiten zur Schaffung neuer, effizienterer Isomerisierungskatalysatoren kann Folgendes gesagt werden.

Das Design eines Katalysators basiert größtenteils nicht auf der Synthese aktiver Strukturen gemäß dem Mechanismus des Prozesses, sondern auf einem empirischen Ansatz. Es ist vielversprechend, alternative Katalysatoren zu chloriertem Aluminiumoxid zu entwickeln, die bei Temperaturen von 80–100 °C arbeiten und die Ausbeute an Dimethylbutanen sicherstellen können N-Hexan in einer Menge von 50 % und mehr. Das Problem der selektiven Isomerisierung bleibt ungelöst. N-Heptan und N-Octan in hochverzweigte Isomere. Von besonderem Interesse ist die Schaffung katalytischer Zusammensetzungen, die den synchronen (Konzert-)Mechanismus der Skelettisomerisierung umsetzen.

Seit 70 Jahren wird der katalytische Alkylierungsprozess mit flüssigen Säuren durchgeführt ( H 2 S 04 und HF ) und seit mehr als 50 Jahren werden Versuche unternommen, flüssige Säuren durch feste zu ersetzen, insbesondere in den letzten zwei Jahrzehnten. Zahlreiche Forschungsarbeiten wurden mit verschiedenen Formen und Typen von Zeolithen durchgeführt, die mit flüssigen Säuren, Heteropolysäuren sowie anionisch modifizierten Oxiden und vor allem sulfatiertem Zirkoniumdioxid als Supersäure imprägniert sind.

Ein unüberwindbares Hindernis für den industriellen Einsatz von Alkylierungskatalysatoren bleibt heute die geringe Stabilität fester Säurezusammensetzungen. Die Gründe für die schnelle Desaktivierung solcher Katalysatoren sind eine 100-mal geringere Anzahl aktiver Zentren pro 1 Mol Katalysator als in Schwefelsäure; schnelle Blockierung aktiver Zentren durch ungesättigte Oligomere, die als Ergebnis einer konkurrierenden Oligomerisierungsreaktion entstehen; Blockierung der porösen Struktur des Katalysators durch Oligomere.

Zwei Ansätze zur Herstellung industrieller Versionen von Alkylierungskatalysatoren gelten als durchaus realistisch. Das erste zielt darauf ab, die folgenden Probleme zu lösen: Erhöhung der Anzahl aktiver Zentren um mindestens 2-10~3 mol/g; Erzielung eines hohen Regenerationsgrads – mindestens zehntausend Mal über die Lebensdauer des Katalysators.

Bei diesem Ansatz stellt die Stabilität des Katalysators kein zentrales Problem dar. Die technische Gestaltung der Verfahrenstechnik beinhaltet die Regelung der Dauer des Reaktionszyklus. Der Steuerparameter ist die Katalysatorzirkulationsrate zwischen Reaktor und Regenerator. Basierend auf diesen Grundsätzen hat das Unternehmen UOP Prozess entwickelt Alkylen . zur industriellen Kommerzialisierung vorgeschlagen.

Um den zweiten Ansatz umzusetzen, müssen die folgenden Probleme gelöst werden: Erhöhung der Lebensdauer eines einzelnen aktiven Zentrums; kombinieren die Prozesse der Alkylierung und selektiven Hydrierung ungesättigter Oligomere in einem Reaktor.

Trotz einiger Erfolge bei der Umsetzung des zweiten Ansatzes reicht die erreichte Katalysatorstabilität für den industriellen Einsatz immer noch nicht aus. Es ist zu beachten, dass in der weltweiten Ölraffinerieindustrie noch keine industriellen Alkylierungskapazitäten an festen Katalysatoren eingeführt wurden. Es ist jedoch davon auszugehen, dass Fortschritte in der Katalysatorentwicklung und Verfahrenstechnik in naher Zukunft das Niveau der Kommerzialisierung der Festsäurealkylierung erreichen werden.

Schlussfolgerungen

1. Die Ölraffinerieindustrie Russlands ist ein organisatorisch hochkonzentrierter und territorial diversifizierter Zweig des Öl- und Gaskomplexes, der die Verarbeitung von etwa 50 % der im Land produzierten Menge an flüssigen Kohlenwasserstoffen übernimmt. Das technologische Niveau der meisten Fabriken liegt trotz der in den letzten Jahren durchgeführten Modernisierung deutlich unter dem der entwickelten Länder.

2. Die niedrigsten Indizes für Prozesskomplexität und Raffinationstiefe gibt es in den Werken von Surgutneftegaz, RussNeft, Alliance sowie in der Moskauer Raffinerie, während die technologischen Eigenschaften der Raffinerien von Bashneft, LUKOIL und Gazprom Neft grundsätzlich auf Weltniveau liegen. Gleichzeitig weist die größte Raffinerie des Landes, die Kirishi Oil Refinery (Rohstoffkapazität – mehr als 21 Millionen Tonnen), die geringste Verarbeitungstiefe auf – knapp über 43 %.

3. In den letzten Jahrzehnten belief sich der Rückgang der Primärölraffinierungskapazität in großen Anlagen, darunter Omsk, Angarsk, Ufa, Salavat, auf etwa 100 Millionen Tonnen, während eine große Anzahl von Off-Field-Raffinerien geschaffen wurde, die hauptsächlich für Primäröl bestimmt waren Raffinierung zum Zweck der Produktion und des Exports dunkler Erdölprodukte.

4. Während des Zeitraums Im Zusammenhang mit der wachsenden Ölförderung im Land und der steigenden Inlandsnachfrage nach Kraftstoffen kam es zu einer Ausweitung der Raffinationsmengen und einer Steigerung der Produktion von Erdölprodukten, wodurch sich im Jahr 2010 der Grad der Kapazitätsauslastung deutlich erhöhte der Unternehmen (Unternehmen von LUKOIL, Surgutneftegaz und der TNK-BP-Raffinerie“, „TAIF-NK“) erreichten 100 %, wobei der durchschnittliche russische Anteil % betrug. Die Unmöglichkeit, die Produktion von Erdölprodukten aufgrund der Reserveproduktionskapazitäten weiter zu steigern, führte zu erhöhten Spannungen und Engpässen in der Region Russischer Markt Kraftstoffe im Jahr 2011

5. Um die Effizienz der russischen Ölraffinerieindustrie zu steigern und das technologische und regionale Gleichgewicht des gesamten Ölkomplexes sicherzustellen, ist es notwendig:

· bestehende Raffinerien in fast allen Regionen des Landes (europäischer Teil, Sibirien, Fernost) weiter zu modernisieren und, sofern technische Möglichkeiten vorhanden sind, ihre Rohstoffkapazitäten zu erweitern;

· Bau neuer High-Tech-Raffinerien im europäischen Teil des Landes (TANECO, Kirishi-2);

· Schaffung eines Systems lokaler und örtlicher Raffinerien und Gasaufbereitungsanlagen in Ostsibirien(Lenek) und neue Raffinerien und petrochemische Komplexe für regionale und Exportzwecke bei Fernost(Elizarova-Bucht).

Um die Probleme der Industrie zu lösen, ist daher eine enge Verzahnung der Wissenschaft, der akademischen und universitären Gemeinschaft sowie der Wirtschaft und des Staates erforderlich. Eine solche Fusion wird Russland dabei helfen, ein vielversprechendes Niveau der Technologie- und Produktionsentwicklung zu erreichen. Dadurch wird es möglich, die Rohstofforientierung der russischen Wirtschaft zu ändern, die Produktion von High-Tech-Produkten und den Verkauf wettbewerbsfähiger Technologien auf dem Weltmarkt sicherzustellen und zur Einführung neuer innovationsorientierter russischer Entwicklungen beizutragen.

Referenzliste

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Erdöl ist der wichtigste Rohstoff für die russische Industrie. Probleme im Zusammenhang mit dieser Ressource gelten seit jeher als eines der wichtigsten für die Wirtschaft des Landes. Die Ölraffinierung in Russland wird von spezialisierten Unternehmen durchgeführt. Als nächstes werden wir die Merkmale dieser Branche genauer betrachten.

allgemeine Informationen

Bereits 1745 entstanden heimische Ölraffinerien. Das erste Unternehmen wurde von den Gebrüdern Chumelov am Fluss Uchta gegründet. Es wurden Kerosin und Schmieröle hergestellt, die damals sehr beliebt waren. Im Jahr 1995 belief sich die Primärölraffinierung bereits auf 180 Millionen Tonnen. Zu den Hauptstandortfaktoren für Unternehmen dieser Branche zählen Rohstoffe und Konsumgüter.

Branchenentwicklung

In den Nachkriegsjahren entstanden in Russland große Ölraffinerien. Vor 1965 wurden im Land etwa 16 Kapazitäten geschaffen, was mehr als der Hälfte der derzeit betriebenen Kapazitäten entspricht. Während des wirtschaftlichen Wandels in den 1990er Jahren kam es zu einem erheblichen Produktionsrückgang. Grund dafür war ein starker Rückgang des inländischen Ölverbrauchs. Infolgedessen war die Qualität der Produkte recht gering. Auch die Konvertierungstiefe sank auf 67,4 %. Erst 1999 gelang es der Omsker Raffinerie, sich den europäischen und amerikanischen Standards anzunähern.

Moderne Realitäten

In den letzten Jahren hat die Ölraffination ein neues Niveau erreicht. Dies ist auf Investitionen in dieser Branche zurückzuführen. Seit 2006 beliefen sie sich auf mehr als 40 Milliarden Rubel. Darüber hinaus hat sich auch der Umwandlungstiefenkoeffizient deutlich erhöht. Im Jahr 2010 wurde es per Dekret des Präsidenten der Russischen Föderation verboten, Unternehmen an Autobahnen anzuschließen, bei denen der Anteil nicht 70 % erreichte. Das Staatsoberhaupt begründete dies damit, dass solche Anlagen ernsthaft modernisiert werden müssten. Im ganzen Land beträgt die Zahl solcher Miniunternehmen 250. Bis Ende 2012 war der Bau geplant großer Komplex am Ende der Pipeline vorbei Pazifik See in ganz Ostsibirien. Seine Verarbeitungstiefe sollte etwa 93 % betragen. Dieser Wert wird dem Niveau ähnlicher US-Unternehmen entsprechen. Die weitgehend konsolidierte Ölraffinerieindustrie steht unter der Kontrolle von Unternehmen wie Rosneft, Lukoil, Gazprom, Surgutneftegaz, Bashneft usw.

Branchenbedeutung

Heute gelten die Ölförderung und -raffinierung als eine der vielversprechendsten Industrien. Die Zahl der daran beteiligten großen und kleinen Unternehmen nimmt stetig zu. Die Öl- und Gasraffinierung bringt stabile Einnahmen und wirkt sich positiv auf die wirtschaftliche Lage des Landes insgesamt aus. Diese Industrie ist im Zentrum des Staates, in den Regionen Tscheljabinsk und Tjumen am weitesten entwickelt. Erdölprodukte sind nicht nur im Inland, sondern auch im Ausland gefragt. Heute produzieren Unternehmen Kerosin, Benzin, Luftfahrt, Raketen, Dieselkraftstoff, Bitumen, Motorenöle, Heizöl und so weiter. Fast alle Anlagen wurden neben den Türmen angelegt. Dadurch werden die Ölraffinierung und der Transport zu minimalen Kosten durchgeführt. Die größten Unternehmen befinden sich in den Bezirken Wolga, Sibirien und Zentralrussland. Diese Raffinerien machen etwa 70 % der gesamten Kapazität aus. Unter den Regionen des Landes nimmt Baschkirien eine führende Position in der Branche ein. Die Öl- und Gasverarbeitung erfolgt in Chanty-Mansijsk, Gebiet Omsk. Auch in der Region Krasnodar sind Unternehmen tätig.

Statistiken nach Regionen

Im europäischen Teil des Landes befinden sich die Hauptproduktionsstätten in den Regionen Leningrad, Nischni Nowgorod, Jaroslawl und Rjasan, in der Region Krasnodar, im Fernen Osten und in Südsibirien sowie in Städten wie Komsomolsk am Amur, Chabarowsk und Atschinsk , Angarsk, Omsk. Moderne Raffinerien wurden gebaut Region Perm, Samara-Region und Baschkirien. Diese Regionen gelten seit jeher als die größten Ölförderzentren. Mit der Verlagerung der Produktion nach Westsibirien wurden Industriekapazitäten in der Wolgaregion und im Ural überflüssig. Im Jahr 2004 wurde Baschkirien zum Spitzenreiter unter den Teilgebieten der Russischen Föderation in der Primärölverarbeitung. In dieser Region lagen die Zahlen bei 44 Millionen Tonnen. Im Jahr 2002 machten Baschkortostan-Raffinerien etwa 15 % des gesamten Ölraffinierungsvolumens in der Russischen Föderation aus. Das sind etwa 25,2 Millionen Tonnen. Den nächsten Platz belegt die Region Samara. Es versorgte das Land mit rund 17,5 Millionen Tonnen. Als nächstes folgten volumenmäßig die Regionen Leningrad (14,8 Millionen) und Omsk (13,3 Millionen). Der Gesamtanteil dieser vier Unternehmen belief sich auf 29 % der gesamtrussischen Ölraffinerie.

Ölraffinierungstechnologie

IN Produktionszyklus Zu den Unternehmen gehören:

• Vorbereitung der Rohstoffe.
• Primäre Ölraffinierung.
• Sekundärdestillation von Fraktionen.

IN moderne Verhältnisse Die Ölraffination wird in Betrieben durchgeführt, die mit komplexen Maschinen und Geräten ausgestattet sind. Sie arbeiten bei niedrigen Temperaturen, hohem Druck, tiefem Vakuum und oft in aggressiven Umgebungen. Der Ölraffinierungsprozess umfasst mehrere Stufen in kombinierten oder separaten Einheiten. Sie sind für die Herstellung einer breiten Produktpalette konzipiert.

Reinigung

In dieser Phase werden Rohstoffe verarbeitet. Das von den Feldern kommende Öl wird einer Reinigung unterzogen. Es enthält 100-700 mg/l Salze und Wasser (weniger als 1 %). Bei der Reinigung wird der Gehalt der ersten Komponente auf 3 mg/l oder weniger gebracht. Der Wasseranteil beträgt weniger als 0,1 %. Die Reinigung erfolgt in elektrischen Entsalzungsanlagen.

Einstufung

Jede Ölraffinerieanlage verwendet chemische und physikalische Methoden zur Verarbeitung von Rohstoffen. Durch Letzteres wird eine Trennung in Öl- und Kraftstofffraktionen bzw. die Entfernung unerwünschter Komplexe erreicht chemische Elemente. Durch die chemische Raffinierung von Öl können neue Komponenten gewonnen werden. Diese Transformationen werden klassifiziert:

Hauptbühnen

Der Hauptprozess nach der Reinigung in einem ELOU ist die atmosphärische Destillation. Dabei werden Kraftstofffraktionen ausgewählt: Benzin, Diesel und Kerosin sowie Leuchtkerosin. Auch bei der atmosphärischen Destillation wird Heizöl abgetrennt. Es wird entweder als Rohstoff für die Weiterverarbeitung oder als Bestandteil von Kesselbrennstoff verwendet. Anschließend werden die Brüche verfeinert. Sie werden einem Hydrotreating unterzogen, um heteroatomare Verbindungen zu entfernen. Benzine werden einer katalytischen Reformierung unterzogen. Dieses Verfahren dient der Verbesserung der Rohstoffqualität oder der Gewinnung einzelner aromatischer Kohlenwasserstoffe – Rohstoff für die Petrochemie. Zu letzteren zählen insbesondere Benzol, Toluol, Xylole usw. Das Heizöl wird einer Vakuumdestillation unterzogen. Dieses Verfahren ermöglicht die Gewinnung einer breiten Fraktion von Gasöl. Dieser Rohstoff wird anschließend in Hydro- oder katalytischen Crackanlagen verarbeitet. Dadurch werden Kraftstoffkomponenten und schmale Destillatölfraktionen gewonnen. Anschließend werden sie den folgenden Reinigungsstufen zugeführt: selektive Verarbeitung, Entparaffinierung und andere. Nach der Vakuumdestillation bleibt Teer zurück. Es kann als Rohstoff für die Tiefenverarbeitung zur Gewinnung zusätzlicher Mengen an Kraftstoffen, Petrolkoks, Bau- und Straßenbitumen oder als Bestandteil von Kesselbrennstoff verwendet werden.

Ölraffinierungsmethoden: Hydrotreating

Diese Methode gilt als die gebräuchlichste. Hydrotreating wird zur Verarbeitung von Schwefel und Ölen mit hohem Schwefelgehalt eingesetzt. Mit dieser Methode können Sie die Qualität von Kraftstoffen verbessern. Während des Prozesses werden Schwefel-, Sauerstoff- und Stickstoffverbindungen entfernt und die Olefine als Rohstoff in einer Wasserstoffumgebung an Aluminium-Kobalt-Molybdän- oder Nickel-Molybdän-Katalysatoren bei einem Druck von 2–4 MPa und einer Temperatur von 300–400 °C hydriert Grad. Mit anderen Worten: Beim Hydrotreating wird organisches Material, das Stickstoff und Schwefel enthält, abgebaut. Sie reagieren mit Wasserstoff, der im System zirkuliert. Dadurch entstehen Schwefelwasserstoff und Ammoniak. Die resultierenden Verbindungen werden aus dem System entfernt. Während des gesamten Prozesses werden 95–99 % des Ausgangsmaterials in ein gereinigtes Produkt umgewandelt. Gleichzeitig entsteht eine geringe Menge Benzin. Der aktive Katalysator wird regelmäßig regeneriert.

Katalytische Zersetzung

Es läuft drucklos bei einer Temperatur von 500-550 Grad an zeolithhaltigen Katalysatoren ab. Dieses Verfahren gilt als das effizienteste und vertieft die Ölraffination. Dies liegt daran, dass dabei bis zu 40-60 % des hochoktanigen Motorenbenzinanteils aus hochsiedenden Heizölfraktionen (Vakuumgasöl) gewonnen werden können. Darüber hinaus stoßen sie Fettgase aus (ca. 10-25 %). Es wird wiederum in Alkylierungsanlagen oder Esterproduktionsanlagen zur Herstellung hochoktaniger Komponenten von Auto- oder Flugbenzin verwendet. Beim Cracken bilden sich Kohlenstoffablagerungen auf dem Katalysator. Sie reduzieren seine Aktivität – in diesem Fall die Crackfähigkeit – stark. Zur Wiederherstellung wird die Komponente einer Regeneration unterzogen. Am gebräuchlichsten sind Anlagen, bei denen der Katalysator in einem Wirbel- oder Fließbett und in einem bewegten Strom zirkuliert.

Katalytische Reformierung

Dabei handelt es sich um ein modernes und weit verbreitetes Verfahren zur Herstellung von Benzin mit niedriger und hoher Oktanzahl. Es wird bei einer Temperatur von 500 Grad und einem Druck von 1–4 MPa in einer Wasserstoffumgebung an einem Aluminium-Platin-Katalysator durchgeführt. Mittels katalytischer Reformierung werden vor allem chemische Umwandlungen von paraffinischen und naphthenischen Kohlenwasserstoffen in aromatische Kohlenwasserstoffe durchgeführt. Dadurch erhöht sich die Oktanzahl deutlich (bis zu 100 Punkte). Zu den durch katalytische Reformierung gewonnenen Produkten gehören Xylole, Toluol und Benzol, die dann in der petrochemischen Industrie verwendet werden. Die Reformatausbeuten liegen typischerweise bei 73–90 %. Um die Aktivität aufrechtzuerhalten, wird der Katalysator regelmäßig regeneriert. Je niedriger der Druck im System ist, desto häufiger wird die Wiederherstellung durchgeführt. Eine Ausnahme hiervon bildet der Plattformprozess. Bei diesem Vorgang wird der Katalysator nicht regeneriert. Als Hauptmerkmal Der Hauptvorteil des gesamten Prozesses besteht darin, dass er in einer Wasserstoffumgebung stattfindet, deren Überschuss aus dem System entfernt wird. Es ist viel günstiger als das speziell erworbene. Überschüssiger Wasserstoff wird dann in Hydrierungsprozessen bei der Ölraffinierung verwendet.

Alkylierung

Dieses Verfahren ermöglicht die Gewinnung hochwertiger Komponenten für Automobil- und Flugbenzine. Es basiert auf der Wechselwirkung von olefinischen und paraffinischen Kohlenwasserstoffen zur Erzeugung eines höher siedenden paraffinischen Kohlenwasserstoffs. Bis vor Kurzem beschränkte sich die industrielle Modifikation dieses Verfahrens auf die katalytische Alkylierung von Butylen mit Isobutanen in Gegenwart von Fluss- oder Schwefelsäure. In den letzten Jahren wurden neben den genannten Verbindungen auch Propylen, Ethylen und sogar Amylene sowie teilweise Mischungen dieser Olefine eingesetzt.

Isomerisierung

Dabei handelt es sich um einen Prozess, bei dem paraffinische Kohlenwasserstoffe mit niedriger Oktanzahl in die entsprechenden Isoparaffinfraktionen mit höherer Oktanzahl umgewandelt werden. Dabei kommen überwiegend die Fraktionen C5 und C6 bzw. deren Mischungen zum Einsatz. In Industrieanlagen können unter geeigneten Bedingungen bis zu 97–99,7 % der Produkte gewonnen werden. Die Isomerisierung findet in einer Wasserstoffumgebung statt. Der Katalysator wird regelmäßig regeneriert.

Polymerisation

Bei diesem Prozess handelt es sich um die Umwandlung von Butylenen und Propylen in oligomere flüssige Verbindungen. Sie werden als Bestandteile von Motorenbenzin verwendet. Diese Verbindungen sind auch Ausgangsstoffe für petrochemische Prozesse. Je nach Ausgangsmaterial, Produktionsweise und Katalysator kann die Ausbringungsmenge in relativ weiten Grenzen schwanken.

Vielversprechende Richtungen

In den letzten Jahrzehnten Besondere Aufmerksamkeit konzentriert sich auf die Bündelung und Stärkung der Kapazitäten in der Primärölraffinierung. Ein weiterer aktueller Bereich ist die Umsetzung von Großanlagen zur geplanten Vertiefung der Rohstoffverarbeitung. Dadurch wird die Produktionsmenge an Heizöl reduziert und die Produktion von leichtem Kraftstoff, petrochemischen Produkten für die Polymerchemie und der organischen Synthese erhöht.

Wettbewerbsfähigkeit

Die Ölraffinerieindustrie ist heute eine sehr vielversprechende Branche. Es ist sowohl im Inland als auch international sehr wettbewerbsfähig. Weltmarkt. Unsere eigene Produktionskapazität ermöglicht es uns, den Bedarf im Land vollständig zu decken. Die Importe erfolgen in relativ kleinen Mengen, lokal und sporadisch. Russland gilt heute neben anderen Ländern als der größte Exporteur von Erdölprodukten. Die hohe Wettbewerbsfähigkeit beruht auf der absoluten Verfügbarkeit von Rohstoffen und den relativ geringen Kosten für zusätzliche Materialressourcen, Strom und Schutz Umfeld. Einer der negativen Faktoren in diesem Industriesektor ist die technologische Abhängigkeit der heimischen Ölraffination von Ausland. Natürlich ist dies nicht das einzige Problem, das in der Branche besteht. Auf staatlicher Ebene wird kontinuierlich daran gearbeitet, die Situation in diesem Industriesektor zu verbessern. Insbesondere werden Programme zur Modernisierung von Unternehmen entwickelt. Von besonderer Bedeutung ist in diesem Bereich die Tätigkeit großer Ölkonzerne und Hersteller moderner Produktionsanlagen.