Документ Microsoft Office Word

Нефть

Определение элементного состава

Для правильного выбора метода переработки нефти, составления материальных балансов некоторых процессов необходимо знать элементный состав нефти. Наличие в нефти серо- и кислородсодержащих соединений требует сооружения специальных установок очистки. Для этого необходимы сведения о содержании в нефти серы и кислорода. Серосодержащие соединения наиболее вредны как при переработке нефти, так и при использовании нефтепродуктов; поэтому содержание серы входит как показатель в ГОСТ на нефть. Массовое содержание серы, кислорода и азота в нефти, казалось бы, невелико и в сумме редко превышает 3—4%. Однако на каждую единицу массы этих элементов приходится 15—20 единиц массы углеводородных радикалов, откуда на долю углеводородной части нефти приходится только 40—50 % от общей массы нефти. Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83—87%) и водород (12—14%). Их содержание, а иногда и соотношение полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, процентное отношение массового содержания водорода к содержанию углерода (100 Н/С) показывает, сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрогенизации (гидрокрекинга), чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17—18, в нефти 13—15, в тяжелых фракциях 9—12. При каталитическом крекинге происходит диспропорционирование водорода между продуктами реакции. В идеальном процессе крекинга (когда весь водород сырья переходит в бензин) из нефти можно получить 75—80 % бензина. На самом деле в промышленных условиях за счет газообразования и реакций уплотнения выход бензина снижается до 40—50%. Данные об элементном составе нефти и нефтепродуктов необходимы для расчета таких процессов, как горение, газификация, гидрогенизация, коксование и др. Данные элементного и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений практически невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их «средней» молекулы. Элементный анализ на углерод и водород основан на без остаточном сжигании органической массы нефтепродукта в токе кислорода до диоксида углерода и воды. Последние улавливают и по их количеству рассчитывают содержание указанных элементов. Необходимо, чтобы горение было полным (образующийся СО окисляют до СО2), а продукты сгорания были очищены от оксидов серы, галогенов и других примесей. Определение серы можно проводить различными методами. Для легких нефтепродуктов применяют ламповый метод или сжигание в кварцевой трубке. Для средних и тяжелых нефтепродуктов пригоден метод смыва конденсата при сжигании образца в калориметрической бомбе. Сущность лампового метода заключается в сжигании нефтепродукта некоптящим пламенем в специальной лампе и~ улавливании образовавшегося диоксида серы в абсорберах с раствором соды. Последующим титрованием избытка соды определяют ее количество, пошедшее на связывание диоксида серы, и вычисляют количество серы (ГОСТ 19121—73). Метод сжигания в трубке принципиально ничем не отличается от лампового метода, только образовавшийся в процессе горения диоксид серы окисляют пероксидом водорода до триоксида серы; дальнейшее определение ведут как в предыдущем методе. Принцип метода смыва бомбы заключается в сжигании нефтепродукта в калориметрической бомбе, в которую предварительно залито 10 см3 дистиллированной воды. После сжигания воду из бомбы и смывы ее со стенок и других деталей переносят в колбу, подкисляют, кипятят для удаления СОг, затем добавляют хлорид бария. Выпавший осадок сульфата бария выделяют, сушат и по его массе вычисляют содержание серы. Содержание азота определяют методом Дюма или Кьельдаля. Метод Дюма основан на окислении нефтепродукта твердым окислителем — оксид меди(П) — в токе диоксида углерода. Образовавшиеся в процессе окисления оксиды азота восстанавливают медью до азота, который улавливают после поглощения СО2, и по его объему определяют количество азота в нефтепродукте. По методу Кьельдаля нефтепродукт окисляют концентрированной серной кислотой. Из образующегося сульфата аммония азот выделяют при обработке щелочью в виде аммиака, который улавливают титрованным раствором кислоты. Процентное содержание кислорода чаще всего определяют по разности между 100 и суммарным содержанием всех остальных элементов в процентах. Это неточный метод, так как на его результатах сказываются погрешности определения всех остальных элементов. Имеются прямые методы определения кислорода, например гравиметрический метод пиролиза нефтепродуктов в токе инертного газа в присутствии платинированного графита и оксида меди. О содержании кислорода судят по массе выделившегося СО2.

 

Химический состав нефти

Нефть в качестве сырья для производства различных видов топ­лива и масел обладает рядом неоспоримых преимуществ, прежде всего высокой калорийностью, относительной простотой спосо­бов ее добычи, транспортирования и переработки.

Нефть и нефтепродукты в основном состоят из углерода — 83...87%, водорода — 12... 14% и серы — 3...4%, остальное — азот и кислород, т.е. основу сложной по химическому составу и структуре жидкости составляют углеводороды: парафиновые, на­фтеновые и ароматические.

В обычных условиях углеводороды, содержащие от одного до четырех атомов углерода, являются газами.

В состав бензина и дизельного топлива входят жидкие углеводо­роды, имеющие от 5 до 15 атомов углерода.

Парафиновые углеводороды (алканы) имеют общую эмпирическую формулу С_nН_2n+2. Если они содержат от одного до четырех атомов углерода — это газы (метан, этан, пропан, бутан, изобутан), обладающие высокой детонационной стойкостью, т.е. их ок­тановое число (04), определенное по моторному методу, состав­ляет 100 и выше. При наличии в парафиновых углеводородах от 5 до 15 атомов углерода — это жидкие вещества, а при содержании свыше 15 атомов углерода (С₁₆ — гексадекан) — твердые.

Топлива и смазочные материалы, содержащие большое коли­чество алкановых углеводородов, отличаются высокой стабильно­стью. В высококачественных автомобильных бензинах желательно присутствие изопарафинов, которые устойчивы к действию кис­лорода при высоких температурах. Наличие же нормальных пара­финов, легко окисляющихся при повышенных температурах, сни­жает детонационную стойкость бензинов, но в то же время, умень­шая время с момента подачи топлива в двигатель до его воспламе­нения, способствует более плавному нарастанию давления и, следовательно, улучшению работы двигателя. Поэтому содержание нормальных парафинов предпочтительно в более тяжелых дизель­ных топливах, хотя в зимних сортах их количество тоже ограни­чивают.

Смазочные материалы, содержащие парафиновые углеводоро­ды, имеют высокие температуры застывания, поэтому их приме­нение в холодное время также затруднено.

Нафтеновые углеводороды (цикланы) — циклические насыщен­ные углеводороды с общей формулой С_nН_2n в нефти содержатся в виде циклопентана С₅Н₁₀ и циклогексана С₆Н₁₂.

Циклическое строение предопределяет высокую химическую прочность углеводородов этого ряда. Нафтеновые углеводороды выделяют меньше теплоты при сгорании по сравнению с парафиновыми углеводородами и имеют высокую детонационную стойкость, т.е. являются желательными компонентами в топливах для карбюраторных двигателей и зимних сортах дизельных топлив.

Наличие нафтеновых углеводородов в смазочных материалах определяет увеличение их вязкости и улучшение маслянистости.

Ароматические углеводороды (арены) с общей формулой С_nН_2n-6 содержатся в нефти в виде бензола С₆Н_б и его гомологов. Вслед­ствие своей высокой термической устойчивости ароматические углеводороды являются желательными составляющими в топливах для карбюраторных двигателей, которые должны иметь самые вы­сокие октановые числа.

Из-за высокой нагарообразующей способности допустимое со­держание аренов в бензинах составляет 40... 45 %. В дизельных топ­ливах вследствие термической стабильности аренов их присутствие является нежелательным.

Непредельные углеводороды (олефины) не содержатся в нефти, они образуются в процессе ее переработки. Непредельные соеди­нения являются важнейшим сырьем при получении топлива мето­дом нефтехимического и основного органического синтеза.

Общая формула олефиновых углеводородов С_nН_2n.

Например, этилен С₂Н₄ имеет следующую структуру:

 

Рис 1.

 

В условиях эксплуатации низкая химическая стойкость олефинов, содержащихся в нефтепродуктах, играет отрицательную роль, понижая их стабильность. Так, бензины термического кре­кинга из-за окисления их олефиновой части осмоляются при хранении, загрязняют жиклеры карбюраторов и впускной тру­бопровод, т.е. наличие олефинов нежелательно в любых нефте­продуктах.

Сернистые соединения. Нефть многих месторождений является сернистой или высокосернистой. Переработка такой нефти требу­ет дополнительных затрат, так как при увеличении содержания серы в бензине с 0,033 до 0,15 % мощность двигателя снижается на 10,5 %, расход топлива увеличивается на 12 %, а число капиталь­ных ремонтов возрастает в два раза. Кроме того, использование сернистых топлив наносит большой вред окружающей среде. Сер­нистые соединения подразделяются на активные и неактив­ные. К активным относятся соединения, способные вызвать кор­розию металлов при нормальных условиях. Это сероводород Н₂S, меркаптаны R — SН (где R — углеводородный радикал) и элемен­тарная сера S. Находясь в растворенном или взвешенном состоя­нии, эти соединения способны вызвать сильную коррозию метал­лов при любых температурных условиях.

В соответствии со стандартами присутствие активных сернистых соединений в нефтепродуктах не допускается.

Неактивные сернистые соединения при нормальных условиях не вызывают коррозии металлов, но при полном сгорании топли­ва в двигателе образуют сернистый и серный ангидриды, дающие в соединении с водой сернистую и серную кислоты.

В малосернистой нефти содержание сернистых соединений ко­леблется от 0,1 до 0,5%, а в сернистой достигает 4 %.

Кислородные соединения в нефти представлены кислотами, фе­нолами, эфирами и другими компонентами. Основная их часть со­средоточена во фракциях нефти, кипящих при высокой темпера­туре (высококипящих), т.е. начиная с керосиновой.

Простейшие кислородные соединения — это органические кис­лоты с общей формулой R—СООН, где R — углеводородный ра­дикал. В незначительном количестве они присутствуют в топливах и маслах в виде высококипящих (с температурой кипения выше 200 °С) маслянистых жидкостей, вызывающих сильную коррозию некоторых цветных металлов (свинца, цинка и др.), поэтому их количество в топливах и маслах строго ограничено ГОСТами.

Смолисто-асфальтовые соединения — это сложные смеси высо­комолекулярных соединений, состоящие из азота, серы, кислоро­да и некоторых металлов. Содержание этих веществ в нефти может составлять от десятых долей до десятков процентов.

Например, нейтральные смолы, содержащиеся в нефти и име­ющие цвет от коричневого до черного, обладают интенсивной кра­сящей способностью, чем и обусловлена соответственно окраска получаемых товарных топлив и масел. Это очень неустойчивые, легко изменяющиеся и плохо испаряющиеся вещества, которые отрицательно влияют на свойства топлив и масел.

Азотистые соединения имеются в нефти в крайне малых количе­ствах и поэтому не оказывают заметного влияния на свойства топ­лив и смазочных материалов.

Фракционный состав нефти

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Фракционный состав является важным показателем качества нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.

При атмосферной перегонке получают следующие фракции, выкипающие до 350°С — светлые дистилляты:

• до 100°С — петролейвая фракция;

• до 180°С — бензиновая фракция;

• 140-180°С — лигроиновая фракция;

• 140-220°С — керосиновая фракция;

• 180-350°С (220-350°С) — дизельная фракция.

Последнее время фракции, выкипающие до 200°С, называют легкими, или бензиновыми, от 200 до 300°С — средними, или керосиновыми, выше 300°С — тяжелыми, или масляными.

Все фракции, выкипающие до 300°С, называют светлыми, остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350°С) называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом получают следующие фракции в зависимости от переработки:

• для получения топлива (350-500°С) — вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);

• более 500°С — вакуумный остаток (гудрон).

Получение масел происходит в следующих температурных интервалах: 300-400°С — легкая фракция, 400—450°С — средняя фракция, 450-490°С — тяжелая фракция, более 490°С — гудрон. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) также относят к тяжелым компонентам нефти - Тпл~80°С.

Нефть

	Связана ли вязкость и плотность жидкости?
	Связана ли вязкость и плотность жидкости?
	Вязкость и плотность жидкости не связаны друг с другом. Жидкости со схожими плотностями могут иметь абсолютно разную вязкость.  Плотность остается практически неизменной вне зависимости от температуры жидкости, а вязкость обычно значительно изменяется при изменении температуры. Загляните на страницу сайта SEEDhttps://www.planetseed.com/node/19136, где опубликован опыт на тему взаимосвязи между температурой и вязкостью.  Отвечает эксперт SEED Бернд Эгген: Если сравнить различные вещества или жидкости, то между плотностью и вязкостью нет простой связи, т.е. степень вязкости жидкостей с одинаковой плотностью может сильно различаться.  Плотность (p)– это практически неизме
	3.3. Содержание воды При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти. Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название “амбарные нефти”. Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются. Содержание воды в нефти является самой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения массы балласта. Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры. Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыляющих форсунок. При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей. Содержание воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом. Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться. Точность метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65: Сходимость – два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает: 0.1 см^3 – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см^3; 0.1 см^3или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды более 1.0 см^3. Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает: 0.1 см^3– при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см^3; 0.2 см^3 или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см^3 до 10 см^3; 5% от величины среднего результата – при объеме воды более 10 см^3. Согласно ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости от степени подготовки нефтей.       3.4. Содержание механических примесей Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%:

Технологическая классификация нефтей

В нашей стране с 1967 г. действует технологическая классификация нефтей. Нефти подразделяют на классы — по содержанию серы в нефти, бензине, реактивном и дизельном топливе; типы — по выходу фракций до 350 °С; группы — по потенциальному содержанию базовых масел; подгруппы — по индексу вязкости базовых масел, виды — по содержанию твердых алканов (парафинов) в нефти. Малосернистая нефть содержит не более 0,5 % серы, при этом бензиновая и реактивнотопливная фракции — не более 0,1 %, дизельная — не более 0,2 %. Если серосодержащие соединения сосредоточены в тяжелых остатках, а дистиллятные топливные фракции содержат серу в количествах, не превышающих нормы, установленные для 1 класса, то нефть относят к малосернистой. Если содержание серы в какомлибо одном или нескольких видах дистиллятных топлив превышает указанные пределы, то нефть не может считаться малосернистой. Сернистая нефть содержит от 0,51 до 2,0 % серы, при этом бензиновая фракция —не более 0,10%, реактивнотопливная—не более 0,25%, дизельная — не более 1,0 %. Если один или несколько видов дистиллятных топлив содержат серу п большем количестве, то нефть относят к высокосернистой. Высокосернистая нефть содержит более 2 % серы, содержание серы в дистиллятах из этой нефти составляет: в бензиновом — более 0,1 %; реактивнотопливном — более 0,25 %, дизельном — более 1,0 %. Если дистиллятные топлива из высокосернистой нефти содержат серу в меньших количествах и по содержанию серы отвечают требованиям, предъявляемым ктопливам из сернистой нефти, то даже при содержании серы в нефти более 2 % такую нефть следует отнести к сернистой. По выходу светлых фракций, перегоняющих до 350 °С, нефти делят на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы. В зависимости от значения индекса вязкости базовых масел различают четыре подгруппы. Если в нефти содержится не более 1,5 % парафина и из этой нефти можно без депарафинизации получить реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240— 350 °С и температурой застывания не выше —45 °С, а также индустриальные базовые масла, то такую нефть относят к малопарафинистым. Если в нефти содержится 1,5—6,0 % парафинов и из нее можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240— 350 °С и температурой застывания не выше —10 °С, то нефть относят к парафинистым. Для получения дизельного зимнего топлива и базовых дистиллятных масел из этих нефтей требуется депарафинизация. Нефти, в которых содержится более 6,0 % парафина, называют высокопарафинистыми. Из них и реактивное, и летнее дизельное топливо получают только после депарафинизации. Если из парафинистой нефти летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации, то нефть следует относить к третьему классу. И наоборот, если для выработки летнего дизельного топлива из нефти, содержащей больше 6% парафина, депарафинизации не требуется, то такую нефть относят ко второму классу.

 

	Обезвоживание и обессоливание нефти

Подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минеральных солей и механические примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), которая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значительной степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси.

Наличие в нефти указанных веществ и механические примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах —мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-различные ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называют обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующей отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механические примесями.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей промышлености нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и механические примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели может быть ужесточены). Дополнит. очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохимический методом, сочетающим термохимический отстаивание с электрич. обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в перем. электрич. поле капли воды поляризуются и взаимодействие между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимодействие настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрич. полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом называют электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.

Наличие в нефти указанных веществ и механические примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах —мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

Стабилизация нефти

Перевод

Стабилизация нефти

        удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. С. н. осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях. В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке С. н. (см. рис.) исходная нефть нагревается в теплообменниках до 200—250 °С и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2—0,5 Мн/м³), из которой отводятся углеводородные газы и пары лёгкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения. Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8—1,2 Мн/м³). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу — сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в ёмкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются соответственно стабильная нефть и бензин. Для более полного отбора лёгких фракций колонны снизу нагревают.