CC BY
191
УДК 665.652.72:665.633:665.644.2:665.644.4:66.094.1:66.095.21 https://doi.org/10.24411/2310-8266-2019-10102
Использование синтетических бензиновых фракций в процессах получения продуктов нефтехимического синтеза
Ю.А. Тополюк1, А.И. Нехаев2
1 Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина,
119991, Москва, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-1460-5508, E-mail: [email protected]
2 Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН, 119991, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1358-743X, E-mail: [email protected]
Резюме: В обзоре приводится анализ различных вариантов преобразования нафты процесса Фишера-Тропша. Представлены преимущества и недостатки использования синтетической нафты в качестве сырья для олигомеризации, метатезиса, гидрирования, изомеризации, каталитического риформинга, каталитического крекинга и пиролиза. Показано, что при реализации предлагаемых вариантов применения синтетической бензиновой фракции углеводородов возможно получение базовых нефтехимических продуктов, не уступающих по качеству аналогичным продуктам, произведенным из традиционного нефтяного сырья.
Ключевые слова: синтез Фишера-Тропша, нафта, олигомеризация, метатезис, гидрооблагораживание, изомеризация, каталитический риформинг, каталитический крекинг, пиролиз, нефтехимический синтез.
Для цитирования: Тополюк Ю.А., Нехаев А.И. Использование синтетических бензиновых фракций в процессах получения продуктов нефтехимического синтеза // НефтеГа-зоХимия. 2019. № 1. С. 11-18. DOI:10.24411/2310-8266-2019-10102
Благодарность: Работа выполнена в рамках госзадания ИНХС РАН.
THE USE OF SYNTHETIC FISHER-TROPSH NAPHTA IN THE PROCESSES OF OBTAINING PRODUCTS OF PETROCHEMICAL SYNTHESIS Yuliya А. Topolyuk1, Andrey I. Nekhaev2
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-1460-5508 E-mail: [email protected]
2 A.V.Topchiev Institute of Petrochemical Synthesis, RAS,119991, Moscow, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1358-743X, E-mail: [email protected]
Abstract: The review presents an analysis of various options for converting naphtha into the Fischer-Tropsch process. The advantages and disadvantages of using synthetic naphtha as a raw material for oligomerization, metathesis, hydrogenation, isomerization, catalytic reforming, catalytic cracking and pyrolysis are presented. It is shown that in the implementation of the proposed options for the use of synthetic gasoline hydrocarbon fractions, it is possible to obtain basic petrochemical products that are not inferior in quality to similar products obtained from traditional petroleum raw materials.
Keywords: Fischer-Tropsch synthesis, synthetic naphtha, oligomerization, metathesis, hydrofining, isomerization, catalytic reforming, catalytic cracking, pyrolysis, petrochemical synthesis.
For citation: Topolyuk Yu.A., Nekhaev A.I. THE USE OF SYNTHETIC FISHER-TROPSH NAPHTA IN THE PROCESSES OF OBTAINING PRODUCTS OF PETROCHEMICAL SYNTHESIS // Oil & Gas Cheymistry. 2019, no. 1, pp. 11-18.
DOI:10.24411/2310-8266-2019-10102
Acknowledgments: The work performed az part A.V. Topchiev Institute of Petrochmical Synthesis RAS.
of the government assignment of
Введение
Технология «газ в жидкость» (GTL) дает возможность перерабатывать природный газ в широкий спектр продуктов - от низших олефинов до твердых парафиновых углеводородов. Качество этих продуктов исключительно высокое, они не содержат серу, азот и практически не содержат ароматические углеводороды. Благодаря своему химическому составу синтетические фракции углеводородов заметно отличаются от нефтепродуктов подобной категории по таким свойствам, как плотность, вязкость, характеристики горения и некоторым другим. Кроме того, технология GTL позволяет производить синтетическое жидкое топливо (СЖТ) из природного газа или угля, которые в перспективе нескольких десятилетий будут требовать меньших затрат на добычу и переработку этих ресурсов по сравнению с получением жидких топлив из сырой нефти.
Стоимость производства углеводородов по способу Фишера-Тропша (ФТ) остается относительно высокой, а окупаемость достаточно низкой даже при реализации наиболее эволюционировавших технологий синтеза [1]. Наряду с разработкой новых более эффективных и экономичных способов синтеза СЖТ [2, 3] активно исследуются возможности расширения ассортимента выпускаемой продукции и, по многим оценкам [4, 5], это направление развития технологии ФТ следует отнести к задачам первостепенной практической значимости. На сегодняшний день в мире существует около 30 функционирующих установок, в том числе самые крупные в ЮАР, Малайзии и Катаре, где реализован процесс синтеза ФТ. Мировыми лидерами технологии СЖТ являются нефтехимические группы: Sasol, Shell, Syntroleum, BP Amoco и Exxonmobil [6].
Исторически сложилось так, что получение синтетических углеводородов в процессе ФТ было ориентировано на максимальный выход топливных фракций, при этом синтетическая дизельная фракция была и остается основным продуктом с наиболее благоприятными перспективами, поскольку даже без дополнительной обработки ее эксплуатационные и экологические характеристики превосходят характеристики нефтяного дизельного топлива [7]. Однако селективность синтеза по дизельной фракции лимитируется кинетикой процесса и не может превышать 30% [8]. Таким образом, большую часть продуктов синтеза ФТ необходимо подвергнуть различным химическим превращениям для дальнейшего использования.
Характеристика и варианты преобразования синтетической бензиновой фракции синтеза Фишера-Тропша
По своим характеристикам нафта СФТ не является моторным топливом. На заводах компаний Sasol, Shell и некоторых других производствах [9] из нафты ФТ после облагораживания получают высокооктановый бензин, годовой объем производства топлива составляет примерно 1,4% общего мирового производства бензиновых и дизельных фракций [10, 11].
Нафту ФТ можно компаундировать с традиционными нефтяными топли-вами для улучшения экологических характеристик последних [12]. В то же время в компании Sasol считают, что получение полупродуктов для химической промышленности из нафты ФТ более выгодно [13, 14].
Для российского рынка технологии «газ в жидкость» интересны в первую очередь с точки зрения получения продуктов вторичной переработки из синтетической нефти, обладающих более ценными свойствами по сравнению с продуктами из натуральной нефти [1].
Составы бензиновой фракции нефти и нафты СФТ различаются по ключевым показателям (табл. 1).
Основной тенденцией в переработке нафты низкотемпературного ФТ (LTFT) является ее использование в качестве сырья в базовых нефтехимических процессах, например в пиролизе [14, 17].
Моторное топливо из нафты ФТ можно получить, если подвергнуть ее гидрооблагораживанию, изомеризации, риформингу и др. [18].
Бензиновая фракция ФТ процесса Synthol без дополнительной обработки используется в качестве заменителя печного топлива или мазута в турбинах [16], что исключает необходимость очистки выхлопа. Высокое
содержание а-олефинов, отсутствие сернистых соединений и других примесей, затрудняющих дальнейшую переработку, дают возможность использования нафты СФТ в ряде важных химических производств: производстве синтетических моющих средств, производных жирных кислот, смазочных материалов [19-21]. Много предложений [2227] по переработке нафты ФТ в процессах олигомериза-ции в дизельную фракцию.
Таблица 1
Типовой состав бензиновых фракций различного происхождения (в масс. %) [15, 16]
Наименование/компонент Парафиновые углеводороды/ н-парафины Олефиновые углеводороды/ а-олефины Ароматические углеводороды Оксигенаты
Прямогонный бензин 94 1 5 -
Бензин пиролиза 20 10 70 -
Легкий бензин каталитического крекинга 61 26 13 -
Легкий бензин гидрокрекинга 100 - - -
Полимеризационный бензин 5 90 5 -
Нафта синтеза Фишера-Тропша, технология ARGE (низкотемпературный синтез, Fe-катализатор, Fe-LTFT) 29/28 64/61 - 7
Нафта синтеза Фишера-Тропша технология Synthol (высокотемпературный синтез, Fe-катализатор, Fe-HTFT) 13/8 70/49 5 12
Нафта синтеза Фишера-Тропша, технология SMDS (низкотемпературный синтез, Со-катализатор, Co-LTFT) 54/49 35/32 - 11
Принципиальная схема процесса совместной олигомеризации С4- и С6-С7-синтетических фракций процесса Фишера-Тропша на твердом фосфорнокислотном катализаторе C84/3 (SPA)
Реактор олигомеризации
Дизельная фракция
Рис. 1
Использование нафты синтеза ФТ в процессах олигомеризации
Для модифицирования бензиновой фракции ФТ рекомендованы следующие каталитические системы [28]:
1. Катализатор H-ZSM-5 рекомендуется применять для получения средних дистиллятов с цетановым числом выше 51 и удовлетворительными низкотемпературными свойствами, процесс олигомеризации предполагается проводить при температуре 200-320 °C и давлении 0,5 МПа. Коммерчески реализован COD-процесс для олигомеризации компонентов бензиновой фракции высокотемпературного синтеза ФТ (Fe-HTFT), содержащей оксигенаты [29, 30].
2. Катализатор Amberlyst 15 можно применять для олигомеризации олефинов при температуре 70 °C и давлении 0,4 МПа с получением компонентов моторных топлив и полупродуктов для производства СМС и смазочных материалов, данный катализатор не теряет своей активности в присутствии кислородсодержащих соединений.
3. Аморфные алюмосиликаты (IPI811) применяются для получения средних дистиллятов, характеризирующихся низким цетановым числом и высокой плотностью.
4. Твердый фосфорнокислотный катализатор (C84/3 (SPA) Süd-Chemie Sasol Catalysts, Sasolburg) предлагается использовать для получения дистиллятных фракций при совместном использовании в качестве сырья процесса олигомеризации С4-фракции процесса ФТ и синтетической нафты (С6-С7), содержащей оксигенаты [31]. Процесс проводится при 180 °C, 3,8 МПа, при массовом соотношении С4-сырья к С6/С7-сырью 1:1 (рис. 1).
Особый интерес представляют новые каталитические системы [32] для олигомеризации олефиновых углеводородов - компонентов синтетической бензиновой фракции синтеза ФТ в полупродукты для производства детергентов.
Процесс термической олигомеризации олефинов интересен с позиций возможности получения смазочных материалов с хорошими вязкостными свойствами [19].
Использование нафты синтеза ФТ в процессах метатезиса
Катализаторы метатезиса олефинов на основе вольфрама и рутения показывают низкую чувствительность к воздуху, влаге и незначительным примесям, поэтому возможность превращения синтетической бензиновой фрак-
Таблица 2
Состав бензиновых фракций различного происхождения после гидрооблагораживания [18]
Компонент Высокоароматическая нафта Низкоароматическая нафта Нафта процесса Synthol Нафта процесса Arge
Парафины, % об. 55 71 88 100
Олефины, % об. 0 0 0 0
Нафтены, % об. 42 20 0 0
Ароматические углеводороды, % об. 6 9 12 0
N + 2A, % об. * 54 38 24 0
* Сумма содержания нафтеновых и удвоенного содержания ароматических углеводородов (определяет условия проведения процесса, т.е. чем выше значение N+2A, тем менее жесткие условия процесса риформинга требуются для получения желаемого октанового числа перерабатываемой фракции).
ции ФТ в условиях реакции метатезиса на катализаторах данного типа представляется вполне обоснованной.
Группа Sasol [22] предлагает к внедрению процесс ме-татезиса нафты СФТ с использованием классических катализаторов метатезиса олефинов. Следует сказать, что данная технология на сегодняшний день не реализована в отношении нефтяного сырья на нефтеперерабатывающих предприятиях.
Использование нафты синтеза ФТ в процессе гидрооблагораживания
Для селективного гидрирования бессернистого сырья используются катализаторы на основе металлов Pd или Pt на оксиде алюминия [33].
Стандартные катализаторы гидрообработки нефтяных фракций не рекомендованы для применения в процессах гидрооблагораживания продуктов синтеза ФТ по следующим причинам:
1. В отличие от гидрирования нефтяных фракций, из нафты ФТ требуется удалить кислородсодержащие и непредельные соединения [28].
2. Экзотермический эффект в два раза выше, чем при гидрообработке нефтяной бензиновой фракции, что требует термоустойчивости катализатора [34].
3. Присутствие в нафте ФТ карбоксилатов металлов, преимущественно железа, образующихся в процессе коррозии аппаратуры. Они не удаляются с помощью стандартных катализаторов.
Подбор катализаторов гидрооблагораживания нафты ФТ довольно специфичен, и на сегодняшний день информация о составе коммерчески используемых каталитических систем гидрооблагораживания синтетической бензиновой фракции является неполной или вообще закрытой.
В компании Sasol [35] в 70-80-е годы прошлого столетия разработана и внедрена в производство технология двух-стадийной гидрообработки нафты. На современных предприятиях Sasol (Synfuels) гидрооблагораживание нафты ФТ (процесс NHT) проводится с использованием модифицированной каталитической системы на основе Co/Mo-Al2O3 в области температур 320-420 °C и при давлении около 6,0-6,5 МПа.
В табл. 2 представлена информация о составе нафты синтеза ФТ после гидрообработки. Несомненно, облагороженная нафта имеет большую нефтехимическую ценность [34].
Интересен опыт деоксигинации продуктов синтеза Фи-шера-Тропша на заводе Hydrocol в США (рис. 2), данная технология позднее частично использовалась и при _ обработке синтетической нафты процесса синтеза Фишера-Тропша ARGE (Sasol 1) [35].
Процесс деоксигенации нафты ФТ исследовался при изучении возможного совместного применения синтетической фракции С6-С7-углеводородов и С4-фракции синтеза ФТ как сырья в процессе олигомеризации на фосфор-нокислотном катализаторе C84/3 ((SPA) Sud-Chemie Sasol Catalysts, Sasolburg) [31]. Процесс проводился при 180 °C, 3,8 МПа, при массовом соотношении С4-сырья к С6/С7-сырью 1:1, при этих условиях достигалась практически полная конверсия (99%) оксигенатов, содержащихся в нафте ФТ (HTFT).
Схема процесса Hydrocol, США
Использование нафты синтеза ФТ в процессах изомеризации
На сегодняшний момент среди технологий получения экологически чистых компонентов моторного топлива с высоким октановым числом наиболее бурно развивается технология изомеризации пентан-гексановых фракций углеводородов (рис. 3) [37].
Технология изомеризации пентан-гексановой фракции отлично подходит для переработки синтетической нафты синтеза ФТ в высокооктановый компонент благодаря высокому содержанию линейных углеводородов в синтетической нафте [34]. В [38] было показано, что в процесс гидроизомеризации на катализаторе Pt/морденит можно вовлекать сырье (С5-С6-углеводороды) без предварительной стадии гидрирования. Активные исследования ведут в изучении возможности гидроизомеризации С7-углеводородов бензиновой фракции на бифункциональных цеолитных катализаторах [39, 40]. На заводе PetroSa Mossgas реализована UOP Penex™ технология изомеризации С5-С6-фракции нафты ФТ, которая базируется на использовании в качестве катализатора хлорсодержащей Pt-Al2O3 -системы [41].
Высокое содержание оксигенатов и олефинов в необработанной нафте ФТ делает невозможным применение ее в качестве сырья риформинга, поэтому стадия гидрооблагораживания является обязательной. Фирмой UOP в 80-е годы прошлого века активно разрабатывались технологии риформин-га бензиновой фракции процесса ФТ с получением компонента высокооктанового топлива. На пилотных установках были реализованы процесс CCR Platforming при низком давлении и Light naphtha process. Эти технологии были созданы на базе существовавшей промышленной технологии платформинга UOP Platforming™. Сырьем для этих процессов являлась бензиновая фракция процессов Arge и Synthol. Коммерческую реализацию получил процесс CCR Platforming, в настоящее время он используется на заводах Sasol Synfuels и Mossgas. В данной технологии применяется алюмоплати-новый катализатор, промотированный хлорсодержащими соединениями (Pt/Cl-Al2O3). Состав сырья (содержание в нем нафтеновых и ароматических углеводородов, которое характеризуется числом (N +2А), где N означает процент содержания нафтенов в сырье, 2А - ароматических соединений) определяет условия проведения процесса. Чем выше число N+2A, тем менее жесткие условия процесса риформинга определяются для получения желаемого октанового числа перерабатываемой фракции.
Синтетическая нафта низкотемпературного синтеза ФТ (LTFT) в соответствии с табл. 2 не содержит ароматических углеводородов и нафтенов, число (N +2А) равно 0, и даже HTFT - нафта, которая содержит ароматические углеводо-
Бензиновая фракция нефтепереработки
Принципиальная технологическая схема процесса изомеризации пентан-гексановых фракций с рециклом низкооктановых гексанов на металл-цеолитном катализаторе [37]
Свежий ВСГ
Изокомпонент
гидроочистки
Тяжелый остаток
роды, имеет число (N + 2A) менее 30. Это делает бензиновую синтетическую фракцию процесса ФТ практически непригодным сырьем для процесса риформинга, поскольку приходится использовать более жесткие условия, что приводит к гораздо более высокому коксо- и газообразованию и низкому выходу ароматических углеводородов по сравнению с риформингом нефтяных фракций. При проведении процесса риформинга синтетической HTFT-нафты в области температур 525-540°C и давлении 0,3-1,0 МПа, достигается выход жидкой фракции около 70-75%, октановое число не превышает 80 (ИМ) [42].
Для ароматизации нафты ФТ используют некислотный Pt/L-цеолитный катализатор [42] (процессы Aromax™ (Chevron Phillips Chemical company) и RZ-PlatformingTM (UOP)), показывает очень высокую селективность и сохраняет активность в присутствии кислородсодержащих соединений.
Переработка нафты СФТ в процессе каталитического крекинга (с циркулирующим катализатором (FCC))
Изучалась возможность использования в процессе каталитического крекинга более тяжелого, чем синтетическая нафта, сырья процесса ФТ [43, 44]. И хотя были получены отличные результаты, на сегодняшний день нет промыш-ленно внедренных технологий каталитического крекинга тяжелых продуктов синтеза ФТ.
Несмотря на многочисленные исследования в данной области [45-47] в настоящее время коммерчески реализован лишь один процесс под названием Superflex, где сырьем является синтетическая бензиновая фракция высокотемпературного (HTFT) ФТ-синтеза с высоким содержанием олефиновых углеводородов [48]. Ключевыми продуктами процесса Superflex catalytic cracking (SCC) являются этилен, пропилен и компонент бензинового топлива, общий выход легких олефинов (C2H4, C3H6) составляет около 70%. Используемая каталитическая система представляет собой модифицированный H-ZSM-5-цеолитный катализатор, процесс проводится при температуре около 600 °С, что на 50-60 °С превышает температуру каталитического крекинга нефтяного сырья. С учетом вышесказанного, данный процесс называют комбинацией термического и каталитического крекинга.
Сравнительные характеристики состава синтетической нафты и легкой ближневосточной нефти и показателей процесса их пиролиза
Нафта СФТ Ближневосточная высокопарафинистая нефть
Плотность, г/смЗ 0,682 0,672
Сера (ppm wt) <1 300-500
Состав(%)
н-парафины 52,2 49,5
Изопарафины 45,7 41,5
Общее содержание парафинов 98,2 91
Олефины 0,3 0,4
Нафтены 1,5 6,5
Ароматические углеводороды nd 2,1
Всего 100,0 100,0
54
52
50
48
а 46
сю ^
о ч
44
42
40 0,40
Нафта СФТ
Ближнев осточная
высокое арафиниста я нефть
0,45 0,50 0,55 0,60
Соотношение пропилен/этилен
0,65
Использование нафты СФТ в процессе пиролиза
Нафта ФТ ввиду высокого содержания н-парафинов представляет собой привлекательное сырье для пиролиза с прогнозируемым высоким выходом моноолефинов [14, 17, 28]. В компании Sasol [17] сравнили показатели процесса пиролиза синтетической нафты и легкой ближневосточной нефти (рис. 4):
1) в результате пиролиза синтетической нафты синтеза ФТ получается большее количество олефинов, чем при пиролизе сопоставимой по составу ближневосточной высо-копарафинистой нефти;
2) нафта синтеза ФТ идеально подходит для производства легких олефинов;
3) при пиролизе синтетической нафты кокс образуется с меньшей скоростью;
4) в процессе пиролиза в качестве сырья возможно использовать смесь синтетического сырья с нефтяным сырьем.
В работе [49] изучались кинетические закономерности пиролиза нафты процесса SPD (Sasol Slurry-Phase Distillate). При пиролизе фракции с преимущественным содержанием нормальных парафиновых углеводородов С6-С9 общий выход суммы легких олефинов (C2H4, C3H6 и 1,3-C4H6) составил 62,84 % масс., максимальный выход этилена - 40,78 % масс. В сопоставимых условиях пиролиза нафты с преимущественным содержанием н-парафинов С7-С10 общий выход суммы легких олефинов 60,76 % масс., максимальный выход этилена - 39,66 % масс. Создана математическая модель, которая описывает выход и распределение продуктов реакции пиролиза легкой и тяжелой нафты ФТ.
Несмотря на значительный интерес мировых лидеров технологии GTL [14, 17, 49, 50] в изучении возможности переработки нафты ФТ в процессе пиролиза, внедрение этого процесса сдерживается малым объемом ее производства. Тем не менее, по данным [18], LTFT - нафта производства Oryx GTL успешно реализуется как сырье для процесса пиролиза, синтетическая бензиновая фракция процесса Shell MDS является сырьем процесса пиролиза для промышленных мощностей Сингапура [51].
Рост потребностей в низших олефи-нах в России решается модернизацией старых установок пиролиза с наращиванием мощности. Однако дальнейшее наращивание мощностей, в свою очередь, может привести к дефициту углеводородного сырья, который в некоторой степени ощущается уже сейчас [52].
В условиях коммерческой неэффективности маломасштабных установок пиролиза в составе комплекса GTL и прогнозируемого дефицита углеводородного сырья на действующих установках пиролиза одним из решений может явиться дозагрузка мощностей пиролиза действующих установок бензиновой фракцией ФТ. При использовании комбинированного сырья
0,70
Рис. 4
Хвостовые газы
Arge реактор
SSBT реактор
ожидается увеличение выхода легких олефинов, повышения выхода этилена на 5% и более, снижения коксоо-бразования в печах [14, 49].
В промышленности при пиролизе сырья, не содержащего соединений серы, добавляют в сырье сераоргани-ческие соединения от 0,01 до 0,10 %, при этом отложение кокса на стенках реактора снижается в 4-20 раз [53]. В соответствии с патентными данными [54-56] использование в качестве сырья высокосернистых нефтяных фракций совместно с бензиновой фракцией ФТ позволяет избежать проблем коксообразования и снизить выход СО. Однако при пиролизе синтетической нафты в присутствии ди-метилдисульфида кокса оказалось в два раза больше [49].
По данным [57], на Устюртском ГХК планируется в качестве сырья пиролиза привлекать совместно с легкими углеводородами переработки «жирного» газа и конденсата синтетическую бензиновую фракцию, получаемую при переработке отбензиненного газа Устюртского ГХК в процессе ФТ. При расширении Шуртанского ГХК, по сообщениям НХК «Узбекнефтегаз» [58], в проекте предусмотрена переработка синтетической нафты.
Выдвигаются идеи о транспортировке бензиновой фракции ФТ в промышленные регионы, где имеются установки пиролиза [16], также разрабатываются проекты включения в комплекс производства СЖТ маломасштабных установок пиролиза. Экономические показатели такого проекта могут быть удовлетворительными при возрастании доли бензиновой фракции в жидких продуктах установки ФТ.
Моделирование эффективности процесса пиролиза с использованием Э^-бензиновой фракции показало [59], что целесообразность получения низших олефинов из природного газа путем комбинации установок и пиролиза существует уже при ценах на нефть более 60 долл. за баррель. Экономическая эффективность при этом существенно превышает эффект от реализации традиционных вариантов производства низших олефинов. Для получения низших олефинов комбинированную технологию синтеза ФТ и пиролиза можно использовать при высоких ценах на нефть.
Использование компонентов синтетической нафты
Существуют промышленно реализованные схемы выделения компонентов нафты ФТ в виде конечных продуктов. Например, на заводе Sasol 1 (рис. 5) из стабилизированной
Схема выделения фракций индивидуальных парафиновых углеводородов на заводе Sasol 1
Бытовой газ потребителям
Гидрооблагораживание
Конденсат
АД
X
Г
Газы
Парафины
Г*
С5-С6
CY—CQ
Сс-С
Ваксол В
Хн,
С
10 С
С -С
-►Тяжелые продукты
Ваксол А
бензиновой фракции выделяют фракции индивидуальных парафинов С5-С6, С7-С8 и С9-С10, которые находят применение в качестве растворителей [18].
На заводе Sasol Synfuels выпускается трет-амиловый эфир (ТАМЭ). Из синтетической фракции С5-С6 выделяется пентен-1, подвергается скелетной изомеризации в присутствии твердых кислотных катализаторов при температуре 410 °С, а затем изоамилен этерифицируется метанолом [18].
Выводы
Сравнительный анализ возможных направлений использования бензиновой фракции ФТ позволяет констатировать, что при реализации предлагаемых вариантов применения синтетической бензиновой фракции ФТ возможно получение базовых нефтехимических продуктов, не уступающих по качеству аналогичным продуктам, произведенным из традиционного нефтяного сырья.
Исходя из состава бензиновой фракции ФТ и учитывая предполагаемый объем производства, можно утверждать, что предпочтительным вариантом переработки является вовлечение бензиновой фракции ФТ в процесс пиролиза. Экономическая эффективность процесса пиролиза синтетической бензиновой фракции может быть достаточно высокой, несмотря на необходимость включения в состав установки узла гидрооблагораживания, и напрямую зависит от объема перерабатываемого сырья. Значительными преимуществами данного процесса являются возможность переработки синтетической нафты на существующих установках пиролиза и возможность вовлечения в переработку на этих установках комбинированного сырья (синтетического и нефтяного).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мат. 3-й Международной конференции «Технологии GTL и СИ 2015»: М., 2015.
2. Каримова А.Р., Давлетшин А.Р., Рахимов М.Н., Мурзабекова А.Б. Суперкислотные катализаторы на основе кислотно-активированного монтмориллонита в синтезе Фишера-Тропша // НефтеГазоХимия. 2017. № 3. С. 52-55.
3. Синева Л.В., Кульчаковская Е.В., Асалиева Е.Ю., Мордкович В.З. Контроль негативного влияния воды на активность и стабильность пропиточного Со-катализатора синтеза Фишера-Тропша // НефтеГазоХимия. 2017. № 3. С. 56-60.
4. Adesina A.A. Hydrocarbon synthesis via Fischer-Tropsch reaction: travails and triumphs // Applied Catalysis A: General. 1996. V. 138. Р. 345-367.
5. Dry M.E. The Fischer-Tropsch process - Commercial aspects // Catalysis today. 1990. V. 6. P. 183-206.
6. Мещерин И.В., Жагфаров Ф.Г., Лапидус А.Л., Карпов А.Б., Василенко В.Ю. Нефтегазохимия - ключ к освоению Арктики // НефтеГазоХимия. 2015. № 2. С. 16-20.
7. Smith, R.; Asaro, M. Fuels of the future. Technology Intelligence for Gas to liquids Strategies; SRI: Menlo Park, CA, 2005.
8. Dry M.E. Fischer-Tropsch reactions and the environment // Appl. Catal. A:
General. 1999. V. 189. P. 185-190.
9. Елисеев О.Л. Технологии «газ в жидкость» // Рос. хим. журн. 2008. Т. LII, № 6. С. 53-62.
10. Gregor J., Fullerton H. Fischer-Tropsch naphtha upgrading // the U.S. DOE Indirect Liquefaction Contractors' Review Meeting. Pittsburgh. PA. November 14-15. 1989.
11. l Fin Qatar's Giant Gas to Liquids Plant to Yield Profits of $6 Billion a Year. 19 October 2011 // http://oilprice.com/Energy/Natural-Gas/Qatar-s-Giant-Gas-to-Liquids-Plant-to-Yield-Profits-of-$6-Billion-a-Year.html.
12. Охатрина В.С. Международный опыт производства синтетических жидких топлив по технологии GTL и перспективы его развития // Проблемы современной экономики. 2012. № 1. С. 114-116.
13. Елисеев О.Л., Волков А.С., Будцов В.С. Лапидус А.Л. Высокоселективные Со-цеолитные катализаторы синтеза изопарафинов из СО и Н2 // Докл. АН. 2007. Т. 413. С. 486-488.
14. Dancuar L.P., Maryer J.F., Tallman M.J. et al., Performance of the Sasol SPDTM naphtha as steam cracking feedstock // ACS Pet. Chem. Div. Preprints. 2003. V. 48. P. 132-138.
15. Элверс Б. Топлива. Производство, применение, свойства. ЦОП Профессия: справ. СПб. 2012. 413 с.
16. Основные процессы нефтепереработки: справ.: пер. с англ.; 3-е изд. // под ред О.Ф. Глаголевой, О.П. Лыкова. СПб.: Профессия. 2011. 944 с.
17. Mathebula N. GTL naphtha: Performance of this new feedstock in Steam Crackiing // Petchem Feedstock Conference. Shenzhen, China, May 2007.
18. Maitlis P.M., de Klerk A. Greener Fischer-Tropsch processes for fuels and feedstocks // 2013. Wiley-VCH. 390 p.
19. Seger F. M., Doherty H. G. Sachanen A. N. Noncatalytic polymerization of olefins to lubricating oils // Ind. Eng. Chem. 1950. V. 42. P. 2446-2452.
20. De Klerk A., Thermal upgrading of Fischer-Tropsch olefins // Energy Fuels. 2005. V. 19. P. 1462-1467.
21. Dry M.E. Sasol route to fuels // CHEMTECH (United States). 1982. V. 12. P. 744-750.
22. Dry M.E., Steynberg A. Fischer-Tropsch technology // 1st Ed. Elsevier Science. 2004. 722 p.
23. De Klerk А. Properties of synthetic fuels from H-ZSM-5 oligomerisation of Fischer-Tropsch type feed materials // Energy Fuels. 2007. V. 21. P. 3084-3089.
24. De Klerk А. Oligomerization of Fischer-Tropsch olefins to distillates over amorphous silica-alumina // Energy Fuels. 2006. V. 20. P. 1799-1805.
25. De Klerk А. Fischer-Tropsch fuels refinery design // Energy Environ. Sci. 2011. V. 4. P. 1177-1205.
26. Jaubert J.M., Bouvart F., Gembicki S.A., Andersen J.M. // Natural Gas to Polyolefins. Qatar. March 2001.
27. Leckel D. Diesel Production from Fischer-Tropsch: The Past, the Present and New Concepts // Energy Fuels. 2009. V. 23. P. 2342-2358.
28. De Klerk A., Refining of Fischer-Tropsch syncrude: lessons from the past // Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc. Div. Petrol. Chem. 2008. V. 53. P. 105.
29. Kohler E., Schmidt F., Wernicke H. J., de Pontes M., Roberts H. L. Converting olefins to diesel - the COD process // Hydrocarbon Techn. Int. 1995. Summer. P. 37.
30. Knottenbelt C. Mossgas "gas-to-liquid" diesel fuels—an environmentally friendly option // Catal. Today. 2002. V. 71. P. 437-445.
31. Mashapa T.N., de Klerk A. Solid phosphoric acid catalysed conversion of oxygenate containing Fischer-Tropsch naphtha // Appl. Catal. A: Gen. 2007. V. 332. P. 200-208.
32. Патент РФ № 2212936. Каталитическая система для олигомеризации олефинов, способ ее приготовления и способ олигомеризации / Матковский П.Е., Старцева Г.П., Савченко В.И., Троицкий В.Н., Алдошин С.М. Опубл. 20.06. 2003. Бюл. № 27.
33. Томина Н.Н., Пимерзин А.А., Моисеев И.К. Сульфидные катализаторы гидроочистки нефтяных фракций // Рос. хим. журн. (Журн. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2008. Т. LII. № 4. C. 41-52.
34. De Klerk A. Hydrotreating in a Fischer-Tropsch refinery // 2nd Sub-Saharan Africa Catalysis Symposium: Swakopmund. Namibia. 2001.
35. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Техника. ООО «ТУМА ГРУПП». 2001. 384 с.
36. Steynberg A.P. Introduction to Fischer-Tropsch technology // Stud. Surf. Sci. Catal. 2004. V. 152. P. 1-63.
37. Боруцкий П.Н. Каталитические процессы получения углеводородов разветвленного строения. Изомерия и катализ синтеза углеводородов разветвленного строения. СПб. Профессионал. 2010. 728 с.
38. Lamprecht D., de Klerk A. Hydroisomerisation of 1-pentene to iso-pentane in a single reactor // Mexican Congr. Chem. React. Eng. Ixtapa-Zihuatanejo. Mexico. 2008.
39. Blomsma E., Martens J.A., Jacobs P.A., 1996. Mechanisms of heptane isomerization on bifunctional Pd/H-Beta zeolites // J. Catal. 1996. V. 159. P. 323-331.
40. Eswaeamoorthi I., Lingappan N. Ni-Pt/H-Y zeolite catalysts for hydroisomerization of n-hexane and n-heptane // Catal. Lett. 2003. V. 87. P. 133-141.
41. Cusher N.A. UOP Penex process // In: Handbook of Petroleum Refining Processes; Meyers, R.A. (ed); McGraw-Hill: New York. 2004. P. 9-15.
42. Swart J.S., Czajkowski G.J., Conser R.E. Sasol upgrades Synfuels with refining technology // Oil Gas J. 1981. V. 79. P. 62-66.
43. Krul R.A., Schaverien C.J., Makkee M., Moulijn J. A. Production of clean transportation fuels and lower olefins from Fischer-Tropsch synthesis waxes under fluid catalytic cracking conditions. The potential of highly paraffinic feedstocks for FCC // Appl. Catal. B. 2006. V. 63. P. 277-295.
44. Dry M.E. Present and future applications of the Fischer-Tropsch process // Appl. Catal. A. 2004. V. 276. P. 1-3.
45. Bonifay R., Marcilly C. Catalytic Cracking // In: Petroleum Refining. Volume 3. Conversion Processes, ed. P. Leprince. Technip. Paris. 2001. Ch. 5. P. 169-228.
46. Leckel D.O. Noble metal wax hydrocracking catalysts supported on high-siliceous alumina // Ind. Eng. Chem. Res. 2007. V. 46. P. 3505-3512.
47. Fabricius N. Pearl GTL: Managing the challenges of scaling up. Fundamentals of gas to liquids // In: Fundamentals of Gas to Liquids, 2nd edn, Petroleum Economist, London. 2005. P. 12-14.
48. Eng K., Heidenreich S., Swart S., Moller F. // Proceedings of the 18th World Petroleum Congress. Johannesburg. 2005. P. 122.
49. Wang F., Xu Y., Ren J., Li Y. Experimental investigation and modeling of steam cracking of Fischer-Tropsch naphtha for light olefins // Chem. Eng. Proc.: Proc. Intens. 2010. V. 49. P. 51-58.
50. E. E. A. Cruijsberg, J. van Westrenen. Method for the preparation of lower olefines by steam cracking. US Pat. 7279610 B2. 2007.
51. Tijm P.J.A., Marriott J.M., Hasenack H., Senden M.M.G., van Herwijnen T. The Markets for Shell Midle Distillate Synthesis Products // Alternate Energy '95, Vancouver, Canada, May 2-4. 1995.
52. Брагинский О.Б., Кузовкин А.В. Концепция структурной перестройки сырьевой базы нефтехимической промышленности: теория и практические расчеты // Нефть, газ и бизнес. 2004. № 6. С. 21-28.
53. Мухина Т.Н., Баранов Н.Л., Бабаш С.Е. и др. Пиролиз углеводородного сырья. М.: Химия, 1987. 240 с.
54. O'Rear D.J., Dieckmann G.H.. Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions. US 6784329 B2. 2004.
55. O'Rear D.J., Dieckmann G.H. Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions. US 6979755 B2. 2005.
56. De Haan A.R., Dancaurt L.P., Prins M.J., de Wet E.W. Process for producing middle distillates. US Pat. 7294253. 2007.
57. Теория в действии: URL: http://www.rupec.ru/analytics/27214/ (дата обращения 19.01.2019).
58. Крупнейшие проекты нефтепереработки и нефтехимии в странах Каспия и Центральной Азии https://www.globuc.com/ru/2018/06/25/keyprojects/ (дата обращения 19.01.2019).
59. Карпов А.Б., Мещерин И.В., Лапидус А.Л. и др. Оценка эффективности процесса пиролиза с использованием GTL-бензиновой фракции // Не-фтеГазоХимия. 2016. № 1. С. 14-17.
REFERENCES
1. Trudy 3-y Mezhdunarodnoy konferentsii «Tekhnologii GTL i CTL 2015» [Proc. of the 3rd International Conference "GTL Technologies and CTL 2015"]. Moscow, 2015.
2. Karimova A.R., Davletshin A.R., Rakhimov M.N., Murzabekova A.B. Superacid catalysts based on acid-activated montmorillonite in the Fischer-Tropsch synthesis. NefteGazoKhimiya, 2017, no. 3, pp. 52-55 (In Russian).
3. Sineva L.V., Kul'chakovskaya Ye.V., Asaliyeva Ye.YU., Mordkovich V.Z. Control of the negative impact of water on activity and stability of impregnating Co-catalyst for Fischer - Tropsch synthesis. NefteGazoKhimiya, 2017, no. 3, pp. 56-60 (In Russian).
4. Adesina A.A. Hydrocarbon synthesis via Fischer-Tropsch reaction: travails and triumphs. Applied Catalysis A: General, 1996, vol. 138, pp. 345-367.
5. Dry M.E. The Fischer-Tropsch process - Commercial aspects. Catalysis today, 1990, vol. 6, pp. 183-206.
6. Meshcherin I.V., Zhagfarov F.G., Lapidus A.L., Karpov A.B., Vasilenko V.YU. Oil and gas chemistry is the key to the development of the Arctic. NefteGazoKhimiya, 2015, no. 2, pp. 16-20 (In Russian).
7. Smith R., Asaro M. Fuels of the future. Technology Intelligence for Gas to liquids Strategies. Menlo Park, 2005.
8. Dry M.E. Fischer-Tropsch reactions and the environment. Appl. Catal. A: General, 1999, vol. 189, pp. 185-190.
9. Yeliseyev O.L. Technologies "gas to liquid". Ros. khim. zh, 2008, vol. LII, no. 6, pp. 53-62 (In Russian).
10. Gregor J., Fullerton H. Fischer-Tropsch naphtha upgrading. The U.S. DOE Indirect Liquefaction Contractors' Review Meeting. Pittsburgh, 1989.
11. l Fin Qatars Giant Gas to Liquids Plant to Yield Profits of $6 Billion a Year Available at http://oilprice.com/Energy/Natural-Gas/Qatar-s-Giant-Gas-to-Liquids-Plant-to-Yield-Profits-of-S6-Billion-a-Year.html.
12. Okhatrina V.S. International experience in the production of synthetic liquid fuels using GTL technology and the prospects for its development. Problemy sovremennoy ekonomiki, 2012, no. 1, pp. 114-116 (In Russian).
13. Yeliseyev O.L., Volkov A.S., Budtsov V.S. Lapidus A.L. High-selective Co-zeolitic catalysts for the synthesis of isoparaffins from CO and H2. Dokl. AN., 2007, vol. 413, pp. 486-488 (In Russian).
14. Dancuar L.P., Maryer J.F., Tallman M.J. Performance of the Sasol SPDTM naphtha as steam cracking feedstock. ACS Pet. Chem. Div. Preprints, 2003, vol. 48, pp. 132-138.
15. Elvers B. Topliva. Proizvodstvo, primeneniye, svoystva [Fuel. Production, application, properties]. St. Petersburg, TSOP Professiya Publ., 2012. 413 p.
16. Osnovnyye protsessy neftepererabotki [Basic refining processes]. St. Petersburg, NOP Professiya Publ., 2011. 944 p.
17. Mathebula N. GTL naphtha: Performance of this new feedstock in Steam Crackiing. Petchem Feedstock Conference. Shenzhen, 2007.
18. Maitlis P.M., de Klerk A. Greener Fischer-Tropsch processes for fuels and feedstocks. Wiley-VCH Publ., 2013. 390 p.
19. Seger F. M., Doherty H. G. Sachanen A. N. Noncatalytic polymerization of olefins to lubricating oils. Ind. Eng. Chem., 1950, vol. 42, pp. 2446-2452.
20. De Klerk A. Thermal upgrading of Fischer-Tropsch olefins. Energy Fuels, 2005, vol. 19, pp. 1462-1467.
21. Dry M.E. Sasol route to fuels. CHEMTECH, 1982, vol. 12, pp. 744-750.
22. Dry M.E., Steynberg A. Fischer-Tropsch technology. Elsevier Science Publ., 2004. 722 p.
23. De Klerk A. Properties of synthetic fuels from H-ZSM-5 oligomerisation of Fischer-Tropsch type feed materials. Energy Fuels, 2007, vol. 21, pp. 3084-3089.
24. De Klerk A. Oligomerization of Fischer-Tropsch olefins to distillates over amorphous silica-alumina. Energy Fuels, 2006, vol. 20, pp. 1799-1805.
25. De Klerk A. Fischer-Tropsch fuels refinery design. Energy Environ. Sci., 2011, vol. 4, pp. 1177-1205.
26. Jaubert J.M., Bouvart F., Gembicki S.A., Andersen J.M. Natural Gas to Polyolefins. Qatar, 2001.
27. Leckel D. Diesel Production from Fischer-Tropsch: The Past, the Present and New Concepts. Energy Fuels, 2009, vol. 23, pp. 2342-2358.
28. De Klerk A., Refining of Fischer-Tropsch syncrude: lessons from the past. Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc. Div. Petrol. Chem., 2008, vol. 53, p. 105.
29. Kohler E., Schmidt F., Wernicke H. J., de Pontes M., Roberts H. L. Converting olefins to diesel - the COD process. Hydrocarbon Techn. Int., 1995, p. 37.
30. Knottenbelt C. Mossgas "gas-to-liquid" diesel fuels—an environmentally friendly option. Catal. Today, 2002, vol. 71, pp. 437-445.
31. Mashapa T.N., de Klerk A. Solid phosphoric acid catalysed conversion of oxygenate containing Fischer-Tropsch naphtha. Appl. Catal. A: Gen, 2007, vol. 332, pp. 200-208.
32. Matkovskiy P.Ye., Startseva G.P., Savchenko V.I., Troitskiy V.N., Aldoshin S.M.. Kataliticheskaya sistema dlya oligomerizatsii olefinov, sposobyeye prigotovleniya isposob oligomerizatsii [Catalytic system for oligomerization of
olefins, method of its preparation and method of oligomerization]. Patent RF, no. 2212936, 2003.
33. Tomina N.N., Pimerzin A.A., Moiseyev I.K. Sulfide catalysts for hydrotreating petroleum fractions. Ros. khim. zh, 2008, vol. LII, no. 4, pp. 41-52 (In Russian).
34. De Klerk A. Hydrotreating in a Fischer-Tropsch refinery. 2nd Sub-Saharan Africa Catalysis Symposium. Swakopmund, 2001.
35. Kaminskiy E.F., Khavkin V.A. Glubokaya pererabotka nefti: tekhnologicheskiy i ekologicheskiy aspekty [Deep processing of oil: technological and environmental aspects]. Moscow, Tekhnika Publ., 2001. 384 p.
36.Steynberg A. P. Introduction to Fischer-Tropsch technology. Stud. Surf. Sci. Catal, 2004, vol. 152, pp. 1-63.
37. Borutskiy P.N. Kataliticheskiyeprotsessypolucheniya uglevodorodov razvetvlennogo stroyeniya. Izomeriya i kataliz sinteza uglevodorodov razvetvlennogo stroyeniya [Catalytic processes of obtaining hydrocarbons of branched structure. Isomerism and catalysis of hydrocarbon synthesis of branched structure]. St. Petersburg, NPO Professional Publ., 2010. 728 p.
38. Lamprecht D., de Klerk A. Hydroisomerisation of 1-pentene to iso-pentane in a single reactor. Mexican Congr. Chem. React. Eng. Ixtapa-Zihuatanejo, 2008.
39. Blomsma E., Martens J. A., Jacobs P. A. Mechanisms of heptane isomerization on bifunctional Pd/H-Beta zeolites. J. Catal, 1996, vol. 159, pp. 323-331.
40. Eswaeamoorthi I., Lingappan N. Ni-Pt/H-Y zeolite catalysts for hydroisomerization of n-hexane and n-heptane. Catal. Lett, 2003, vol. 87, pp. 133-141.
41. Cusher, N. A. UOP Penexprocess. New York, McGraw-Hill Publ. 2004. pp. 9-15.
42. Swart J. S., Czajkowski G. J., Conser R. E. Sasol upgrades Synfuels with refining technology. Oil Gas J, 1981, vol. 79, pp. 62-66.
43.Krul R. A., Schaverien C. J., Makkee M., Moulijn J. A. Production of clean transportation fuels and lower olefins from Fischer-Tropsch synthesis waxes under fluid catalytic cracking conditions. The potential of highly paraffinic feedstocks for FCC. Appl. Catal. B, 2006, vol. 63, pp. 277-295.
44.Dry M.E. Present and future applications of the Fischer-Tropsch process. Appl. Catal. A, 2004, vol. 276, pp. 1-3.
45. Bonifay R., Marcilly C. Petroleum Refining. Volume 3. Conversion Processes. Paris, 2001. pp. 169-228.
46. Leckel D.O. Noble metal wax hydrocracking catalysts supported on high-siliceous alumina. Ind. Eng. Chem. Res, 2007, vol. 46, pp. 3505-3512.
47. Fabricius N. Fundamentals of, gas to liquids. London, Petroleum Economist Publ., 2005. pp. 12-14.
48. Eng K., Heidenreich S., Swart S., Möller F. Proc. of the 18th world petroleum congress. Johannesburg, 2005, p. 122.
49.Wang F., Xu Y., Ren J., Li Y. Experimental investigation and modeling of steam cracking of Fischer-Tropsch naphtha for light olefins. Chem. Eng. Proc.: Proc. Intens., 2010, vol. 49, pp. 51-58.
50. E. E. A. Cruijsberg, J. van Westrenen. Method for the preparation of lower olefines by steam cracking. Patent US, no. 7279610 B2, 2007.
51. Tijm P.J.A., Marriott J.M., Hasenack H., Senden M.M.G., van Herwijnen T. The Markets for Shell Midle Distillate Synthesis Products. Alternate Energy '95. Vancouver, 1995.
52. Braginskiy O.B., Kuzovkin A.V. The concept of structural adjustment of the raw material base of the petrochemical industry: theory and practical calculations. Neff, GaziBiznes, 2004, no. 6, pp. 21-28 (In Russian).
53. Mukhina T.N., Baranov N.L., Babash S.Ye. Piroliz uglevodorodnogo syi'ya [Pyrolysis of hydrocarbons]. Moscow, Khimiya Publ., 1987. 240 p.
54. O'Rear D.J., Dieckmann G.H. Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions. Patent US, no. 6784329 B2, 2004.
55. O'Rear D.J., Dieckmann G. H. Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions. Patent US, no. 6979755 B2, 2005.
56.De Haan A.R., Dancaurt L.P., Prins M.J., de Wet E.W. Process for producing middle distillates. Patent US, no. 7294253, 2007.
57. Teoriya vdeystvii (Theory in action) Available at: http://www.rupec.ru/ analytics/27214/ (accessed 19 January 2019).
58. Krupneyshiye proyekty neftepererabotki i neftekhimii v stranakh Kaspiya i Tsentral'noy Azii (The largest oil refining and petrochemical projects in the countries of the Caspian and Central Asia) Available at: https://www.globuc. com/ru/2018/06/25/keyprojects/ (accessed 19 January 2019).
59.Karpov A.B., Meshcherin I.V., Lapidus A.L., Zhagfarov F.G., Kondratenko A.D. Evaluation of the efficiency of the pyrolysis process with using GTL gasoline fraction. NefteGazoKhimiya, 2016, no. 1, pp. 14-17 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Тополюк Юлия Анатольевна, к.т.н., доцент кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Нехаев Андрей Иванович, к.х.н., в.н.с. Института нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН
Yuliya A Topolyuk, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof.
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Andrey I. Nekhaev, Cand. Sci. (Chem.), Leading Researcher
A.V. Topchiev Institute of Petrochemical Synthesis, RAS.
