Перспективные технологии для нефтепереработки и нефтехимии

На развитие нефтепереработки и нефтехимии как в России, так и во всем мире, оказывают большое влияние многие факторы, такие как утяжеление сырья, ухудшение его качества, необходимость переработки высоковязких битуминозных и матричных нефтей. Все это влечет за собою необходимость разработки новых инновационных технологий.

Одновременно наблюдается некоторый сдвиг структуры использования углеводородных ресурсов в сторону газа, в т.ч. активно обсуждается вопрос использования сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива для судов. Появление на мировом энергетическом рынке сланцевого газа, нефтей из низкопроницаемых пород, биомасс и другого альтернативного сырья также оказывает серьезное влияние не только на нефтяную и газовую отрасли, но и на нефтехимию.

КУГ общий вид

Нефтепереработка в России на сегодняшний день – одна из ключевых отраслей промышленности. Страна занимает третье место в мире по объемам перерабатываемого сырья. Для сохранения ее роли необходимо учитывать указанные факторы. В 2012 г. в России было добыто около 518 млн т нефти, а переработано – 268,2 млн т. Несмотря на это, наблюдается существенное отставание по степени использования нефти, о чем свидетельствует низкий уровень конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки: средний показатель глубины переработки нефти на НПЗ России составляет около 71%. До начала программ модернизации на 11 предприятиях глубина переработки нефти составляла менее 65% и только на шести НПЗ превышала 80%, приближаясь к уровню современных зарубежных НПЗ (85–95%). Отставание отрасли от развитых стран связано, прежде всего, с крайне невысокой долей вторичных процессов – 17% (на европейских НПЗ – 45–50%, в США – 55%).

Преодоление этого отставания в настоящее время связывается с реализацией нефтяными компаниями программ модернизации НПЗ, обеспечивающих достижение показателей, заложенных в Энергетической стратегии России. Уже к 2020 г. предусматривается довести переработку нефти до 290 млн т/год, а глубину переработки – до 82–85%.

В связи с вводом в действие нового техрегламента¹ на нефтепродукты нефтяным компаниям необходимо осуществить реконструкцию действующих и строительство новых установок, улучшающих качество топлив, включая установки гидроочистки топлив, изомеризации, алкилирования, риформинга. Другим важным аспектом модернизации является углубление переработки нефти. Актуальность этой проблемы возрастает в связи с резким сокращением рыночной ниши в Европе для российских производителей мазута.

Постоянное ужесточение норм и требований к качеству продуктов переработки нефти и газа, увеличение доли компонентов, произведенных из альтернативного и возобновляемого сырья, в топливах различного типа приводят к необходимости опережающего развития технологий для их производства.

В ОАО «ВНИПИнефть» разработаны новые технологии интенсификации процессов прямой перегонки нефти, направленные на получение вакуумных газойлей с высокой температурой конца кипения и низким содержанием металлов.

На повышение энергоэффективности работы фракционирующих колонн, теплообменной и погоноразделительной аппаратуры направлены новые разработки, связанные с интенсификацией и модернизацией систем управления процессами и представленные проектной группой кафедры технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и базовой кафедрой «Проектирование нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в ОАО «ВНИПИнефть».

Под руководством проф. Ф.М. Хуторянского в ОАО «ВНИИ НП» разрабатываются новые технологии производства высокоэффективного деэмульгатора c регулируемой степенью оксиэтилирования для подготовки высоковязких нефтей к переработке [2]. Следует отметить, что реагенты марки «Геркулес» применяются в качестве деэмульгатора и для защиты от коррозии в процессе ЭЛОУ на 25 НПЗ и ряде мини-НПЗ. Кроме того, предусмотрено внедрение реагента «Геркулес» на четырех строящихся НПЗ: Туапсинском, Афипском, Яйском и Антипинском.

К новым технологиям, позволяющим интенсифицировать процессы, следует отнести регулирование структуры и размеров частиц нефтяных дисперсных систем за счет активирования нефтяного сырья путем изменения интенсивности и способов воздействия на систему, что особенно важно в процессах переработки нефти, использующих катализаторы, в том числе наноразмерные [3]. Данные технологии позволяют при минимальных затратах получать высокие экономические эффекты за счет увеличения выхода и улучшения качества получаемой продукции. Разработки в области технологии фазовых переходов и нефтяных дисперсных систем в настоящее время предлагаются многими исследователями, в том числе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Уфимским нефтяным технологическим университетом, ИНХС им. А.В. Топчиева и некоторыми другими.

Процесс каталитического крекинга является основным, направленным на углубление переработки нефти процессом как за рубежом, так и в России. Целевое назначение процесса – получение высококачественного компонента автобензина с ОЧи до 93. В России доля каталитического крекинга в общем объеме нефтепереработки не превышает 10%, в то время как в США – 35%, в Китае – более 27% и в странах ЕС – 14–15%. При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракциями. Газ каткрекинга используется в качестве сырья для производства полипропилена, высокооктановых эфиров – компонентов бензина, алкилбензина и др.

Россия – одна из стран, создавших свой собственный конкурентоспособный современный процесс каталитического крекинга в прямоточном реакторе на цеолитсодержащем катализаторе. Эксплуатация систем каталитического крекинга Г-43-107 и КТ-1 на Московском, Грозненском, Омском и Уфимском НПЗ, а также в бывших республиках СССР и странах Восточной Европы (на Павлодарском, Бакинском, Лисичанском, Мажейкском, Бургасском НПЗ) подтвердила конкурентоспособность отечественной технологии и показала возможность достижения планируемого уровня глубины переработки нефти в 80% с получением высококачественных моторных топлив [4]. Конкурентоспособность технологии в настоящий период была подтверждена ее внедрением в ОАО ТАИФ-НК на установке мощностью 880 тыс. т/год при участии альянса научно-исследовательских и проектных организаций (ОАО «ВНИПИнефть»; ИНХС РАН, ОАО «ВНИИ НП»). Была реализована технология переработки тяжелого нефтяного сырья в сочетании с секцией сероочистки бензина. Сероочистка бензина каткрекинга осуществлена раздельно для легкой фракции (НК-70 °С) путем демеркаптанизации и тяжелой фракции (70–215 °С) путем гидроочистки. Следует отметить, что и отечественные катализаторы крекинга, благодаря усилиям ИППУ СО РАН и ОАО «Газпромнефть», занимают в настоящее время 36% всего рынка, что существенно превосходит масштабы использования отечественных катализаторов в гидропроцессах.

Увеличение глубины переработки нефти до 93% и более возможно только при условии внедрения новых технологий переработки тяжелых нефтяных остатков в синтетическую нефть или светлые нефтепродукты. Разработкой современных технологий переработки нефтяных остатков, в том числе технологий каталитического крекинга, гидрокрекинга (производство топлив и производство масел), коксования, производства битума занимаются ведущие российские и зарубежные компании (табл. 1).

Таблица 1. Основные лицензиары современных процессов глубокой переработки нефти

Процесс		Лицензиары
		Зарубежные	Российские
Каталитический крекинг	вакуумного газойля	Axens, CBI Lummus, KBR, Exxon Mobil, Shell, Stone & Webster, UOP, Haldor Topsoe	ИНХС РАН, ОАО «ВНИИ НП», ОАО «ВНИПИнефть»
	нефтяных остатков	Shevron Lummus, IFP, KBR, UOP	Разрабатывается ИНХС РАН и ОАО «ВНИПИнефть»
Гидрокрекинг	вакуумного газойля	Shevron Lummus, Axens, UOP	Отсутствуют
	нефтяных остатков	UOP, Axens, KBR, Shevron Lummus	ИНХС РАН
Коксование	замедленное	CBI Lummus, Foster Wheeler, Conoco Philips	ГУП «ИНХП РБ»
	непрерывное	Exxon Mobil	Отсутствуют
Производство смазочных масел III группы		Shevron Lummus, Exxon Mobil	Отсутствуют

Современные тенденции развития процесса каталитического крекинга связаны с переработкой утяжеленного нефтяного сырья и остатков, совмещением топливного и нефтехимического вариантов (производство бензина, дизельного топлива, пропилена) и сокращением контакта сырья и катализатора. Перспективными являются разработки компании KBR (процесс Maxofin) и компании UOP (процесс Мillisecond). Большой интерес представляют разработки российских ученых по следующим технологиям получения:

– конкурентоспособных микросферических катализаторов крекинга, в том числе с минимальным содержанием редкоземельных элементов;

– добавок в катализаторы крекинга, в том числе оксидов редкоземельных элементов, для увеличения выхода олефинов и повышения октанового числа, связывания оксидов серы и азота;

– промоторов дожига оксида углерода.

Основные тенденции развития процесса гидрокрекинга, в том числе увеличение выхода жидких продуктов, предполагают осуществление процесса в трехфазном и движущемся слое катализатора. Однако предлагаемые в настоящее время на рынке процессы гидропереработки на традиционных гетерогенных катализаторах из-за высокого содержания в сырье металлов, высокомолекулярных смолистых веществ и асфальтенов характеризуются рядом существенных недостатков, а именно невысокой конверсией сырья, высоким используемым давлением водорода, быстрой дезактивацией катализатора и блокированием его поверхности из-за быстро протекающих реакций коксования и накопления металлов на его поверхности. Поэтому для гидропереработки тяжелого сырья, прежде всего гудрона, был предложен и реализован подход, основанный на отказе от использования традиционных гетерогенных катализаторов и переходе к проведению реакции в сларри-режиме с использованием наноразмерных катализаторов, приготовленных специальным образом.

В настоящее время разработаны принципиально новые каталитические системы в форме дисперсий наночастиц активного компонента [5–7]. Образование таких частиц происходит непосредственно в реакционной среде (рис. 1). При этом стабилизация самих наноразмерных частиц обеспечивается за счет присутствия в тяжелых нефтяных фракциях смол и асфальтенов, выступающих в качестве своеобразных стабилизаторов наночастиц (рис. 2) Синтез катализатора осуществляется непосредственно в реакционной среде, в атмосфере водорода которой он сохраняет свою стабильность в течение длительного ода времени. Важно, что резкое уменьшение размеров частиц катализатора позволяет снизить необходимое давление водорода при переработке компонентов тяжелого сырья и обеспечивает максимальную конверсию. Оптимальная концентрация катализатора составляет 0,05% масс. (рис. 3).

 На рисунках 2(б) добавить «с» к % мас. – чтобы получилось % масс. То же самое на рис. 4 в позициях «Состав бензина».

 Такой подход позволяет создавать катализаторы, которые не только сохраняют стабильность в течение длительного времени, но и проявляют очень высокую активность при низких концентрациях (сотые доли процента) и относительно низких для переработки тяжелого сырья давлениях (до 10 МПа). Это обеспечивает преимущество перед процессами в сларри-режиме, разработанными иностранными компаниями Eni, UOP, KBR и др. Металлы, которые присутствовали в исходном сырье, практически отсутствуют в продуктах, а содержание серы уменьшается в два-три раза (табл. 2). Выход продуктов с температурой кипения до 350 °С составляет более 70%. Получаемая коллоидная система не теряет своей агрегационной устойчивости при удалении образующихся в процессе легких фракций и может быть направлена на рецикл. Технология прошла испытания на пилотных установках в ОАО «ЭлИНП». Указанный подход также подтвердил свою ценность не только для переработки гудрона, полученного из различных нефтей, но и для тяжелых высоковязких нефтей, битумов.

Таблица 2. Характеристика сырья и продукта процесса гидроконверсии

Исходное сырье
Содержание металлов V/Ni, ppm	216/56	522/82	225/46	170/52	400/100
Плотность, г/см3	1,012	0,998	1,013	0,933	1,089
Содержание серы, % масс.	2,5	3,2	4,08	5,3	7,0
Синтетическая нефть – жидкие продукты (НК-520 °С)
Содержание металлов, ppm	Отсутствие
Плотность, г/см3	0,8575	0,8689	0,8562	0,8780	0,8920
Содержание серы, % масс.	1,2	1,5	1,6	2,2	2,8

Особое место в углубляющих процессах занимают термические процессы переработки тяжелого нефтяного сырья: технологии производства коксов, кеков и битумов. Новые технологии получения высококачественных битумов и вяжущихзаключаются в создании битумных эмульсий и композиционных компаундированных битумных материалов, модифицированных полимерами, серой и другими компонентами, и позволяют получать долговечные битумы, устойчивые к жестким погодным условиям и повышенным нагрузкам. Наиболее значимые результаты получены в битумной лаборатории РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под руководством проф. А.А. Гуреева и в ИНХП РБ под руководством проф. Э.Г. Теляшева.

Значительное внимание в России уделяется производству высокооктановых автомобильных бензинов с улучшенными экологическими свойствами. В настоящий момент ЗАО «САНОРС» совместно с РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО «ВНИИ НП» и другими НИИ, при участии ОАО НК «Роснефть» разрабатывает технологию использования в качестве высокооктановой добавки ТАМЭ (этил-трет-бутиловый эфир), более экологически безопасной, чем МТБЭ. Проведенные исследование показали, что, несмотря на необходимость введения большего количества ТАМЭ (на 2–3% об.) для достижения требуемого октанового числа, добавление ТАМЭ позволяет получать больший объем товарного высокооктанового продукта с меньшим значением ДНП.

Установка производства водорода

Для получения современных компонентов автомобильных бензинов в НПО «Нефтехим» разработан процесс изомеризации легких бензиновых фракций, а в ИНХС РАН – процесс алкилирования на твердом катализаторе. Первый уже реализован на некоторых предприятиях России. Также готова к опытно-промышленной реализации и технология ИНХС РАН, представляющая особый интерес. Это процесс получения алкилата за счет взаимодействия изобутана с бутенами на твердых катализаторах. Традиционные технологии, реализованные на современных НПЗ, предполагают использование фтористого водорода или серной кислоты в качестве катализаторов. Это делает указанные процессы малоприемлемыми с экологической точки зрения (табл. 3). В ИНХС РАН предложены решения по использованию гетерогенного катализатора в этом процессе [8, 9]. Предложенная конструкция реактора со структурированным режимом в сочетании с цеолитсодержащими катализаторами обеспечивает получение продукта, превосходящего по своему качеству традиционные продукты алкилирования. Главным элементом разработанного процесса является организация специальной подачи парожидкостной смеси сырья в пленочном режиме. В результате в реакторе осуществляется трехфазный режим реакции. Размерные параметры пленочной фазы сырья, контактирующей с поверхностью гетерогенного катализатора, не превышают 50–1000 нм.

Таблица 3. Сравнительные показатели процессов серно-кислотного и твердокислотного алкилирования

Показатель	Катализатор
	H2SO4	Гетерогенный (ИНХС РАН)
Расход катализатора, кг/т	30–50	0,2–0,3
ОЧи	96	98
Состав алкилата, % масс.: Σ С5 Σ С6 Σ С7 Σ С8 С9+	8,0 6,5 5,2 72,9 7,4	1,9 2,4 3,9 87,9 3,9
Степень негативного воздействия на окружающую среду	Высокая	Низкая

Процесс прошел как микропилотные, так и пилотные испытания, подтвердившие возможность его протекания без значительной дезактивации катализатора в течение не менее чем 48 ч. Это позволяет осуществлять многократную реактивацию и успешно проводить процесс алкилирования.

Получаемый продукт обладает преимуществами перед изомеризатом и является идеальным компонентом реформулированных автомобильных бензинов с высокой стабильностью и детонационной стойкостью. Он характеризуется низкой чувствительностью ОЧи и ОЧм, не содержит олефинов, ароматических углеводородов и бензола, характеризуется низким содержанием серы и может быть получен из газов процессов каталитического крекинга и пиролиза.

В России необходимо внедрение современных технологий, позволяющих получать топлива для холодного и арктического климата. Особое внимание требуют технологии и катализаторы процесса производства низкозастывающего дизельного топлива. Решению проблем отсутствия достаточных мощностей для удовлетворения спроса на зимние сорта дизельного топлива будет способствовать реализация проектов по вводу двухстадийных гидрокрекингов в Туапсе (ОАО «НК «Роснефть») и Киришах (ОАО «Сургутнефтегаз») с получением зимнего дизельного топлива; строительство современной установки гидроочистки-гидроизомеризации в Ангарской НХК; перевод установок гидроочистки дизельного топлива на процесс гидродепарафинизации в городах Ярославль, Кстово, Рязань, Кириши, Пермь, Куйбышев, Омск, Уфа, Нижнекамск; строительство установок гидроочистки керосина мощностью 1,0 млн т/год в Ангарской НХК и на Киришском, Омском, Ярославском НПЗ.

Комплекс каталитического крекинга ОАО “ТАИФ-НК” (Нижнекамск)

Следует отметить, что в РФ развиваются исследования по разработке гидропроцессов получения керосинов. Так, гидропереработка фракций специальных нефтей и газойлей позволяет получать керосины, сочетающие высокую плотность и высокую теплоту сгорания с уникальными низкотемпературными свойствами [10]. Внедрение данного процесса для переработки газойлей каткрекинга позволило получать как высокоплотные керосины, так и низкозастывающие компоненты дизельных топлив в Ангарской НХК.

Отечественная нефтехимия характеризуется низким техническим уровнем производства, малыми единичными мощностями, высокой энерго- и ресурсоемкостью. Доля нефтехимии в российской промышленности составляет лишь 2%, в то время как в Китае – 30%, в США – 25%, в Индии – 12%, в Корее – 10%, в Германии – 8%. Одним из перспективных направлений нефтехимии является переработка сжиженных углеводородных газов (СУГ). Для переработки имеющихся в России значительных ресурсов СУГ (11 млн т/год) необходимо строить новые нефтехимические комплексы, которые могут войти в состав следующих нефтегазохимических кластеров: Северо-Западного, Волжского, Каспийского, Западно-Сибирского, Восточно-Сибирского, Дальневосточного.

Большое внимание уделяется новым отечественным нефтехимическим технологиям. Так, ИК СО РАН, ОАО «ВНИПИнефть», ОАО «НИПИгазопереработка» и другими институтами разработана перспективная технология получения ароматических углеводородов из попутных газов.

В ИПХФ РАН, ИХФ РАН разработан процесс окисления природных, попутных и нефтезаводских газов в метанол, формальдегид и другие оксигенаты, а также (совместно с ИНХС РАН) процесс получения олефинов из природного газа.

В ИНХС РАН разрабатываются два процесса переработки попутного газа в жидкие продукты. Первый из них представляет собой принципиально новый вариант процесса Фишера-Тропша в сларри-режиме [11]. Он предполагает применение наноразмерных железосодержащих или кобальтовых катализаторов. В этом случае каталитически активные частицы формируются непосредственно в реакционной среде, как и в случае гидроконверсии тяжелых остатков. Размер получаемых частиц лежит в диапазоне от нескольких десятков до нескольких сотен нанометров. За счет наноразмерного эффекта удается существенно увеличить производительность катализатора и самого сларри-реактора и регулировать состав получаемых продуктов. Предложенный подход представляется перспективным для создания установок для переработки попутного газа.

Альтернативный процесс переработки попутного газа в бензин или легкий газовый конденсат включает в себя помимо получения синтез-газа две стадии (рис. 4). На первой стадии синтез-газ превращается в диметиловый эфир с примесью метанола (оксигенаты) при 220–280 °С и давлении 5 МПа. Вторая стадия включает в себя получение бензиновой фракции из оксигенатов. В процессе используются катализаторы на основе модифицированного цеолита типа ZSM-5. В зависимости от использованного катализатора возможно получение продуктов с различными характеристиками, что позволяет говорить о высокой гибкости процесса [12].

Рис. 4. Схема получения жидких углеводородов из природного газа через диметиловый эфир

Процесс позволяет получать 40–50 тыс. т бензина на 1 млн м3 газового сырья. При необходимости это может быть высокооктановый бензин, содержащий около 30% ароматических соединений и практически не содержащий серы. Для отдаленных нефтяных месторождений с низким уровнем развития транспортной инфраструктуры в качестве основного продукта возможно получение аналога легкого газового конденсата, содержащего не более 10% масс. ароматических соединений. В этом случае он может быть смешан с нефтью без потери качества последней и транспортироваться по нефтепроводам.

Синтез диметилового эфира является стадией еще одной технологии, отработанной на пилотном уровне и реализуемой при синтезе олефинов из природного газа. В присутствии цеолитсодержащих катализаторов из него возможно получение низших олефинов – этилена и пропилена с выходом до 80% в расчете на углерод природного газа [13].Отрабатывается и альтернативная технология синтеза олефинов с использованием катализаторов на основе силикоалюмофосфатов. В этом случае используется реакторная система с кипящим слоем, аналогичная реактору каталитического крекинга. После протекания реакции катализатор регенерируется воздухом и поступает обратно в реактор. В ИНХС РАН разработаны технологии получения соответствующих катализаторов для всех стадий указанных процессов и наработаны их опытно-промышленные партии. Проведены пилотные испытания процессов. Установлено, что полученные катализаторы сохраняют высокую активность и селективность в течение длительного времени.

В рамках реализации плана развития газо- и нефтехимии до 2030 г. в России планируется строительство новых олефиновых комплексов: ОАО «Сибур» в Тобольске и Перми, ОАО «Газпром» в Новом Уренгое, ОАО «НК «Роснефть» в Приморском крае, ОАО «ТАИФ» в Нижнекамске, ОАО «ЛУКОЙЛ» в Буденновске; ОАО «РусВинил» в Дзержинске (производство ПВХ), ОАО «Нижнекамскнефтехим» (производство АБС, пластиков и полистирола), Балтийского газохимического комплекса ОАО «Сибур»; модернизация нефтехимических производств ОАО «НК «Роснефть» в Ангарске и ОАО «Сибур» в Томске и Кстово.

Наряду с углублением переработки нефти целесообразно осуществлять интеграцию нефтепереработки и нефтехимии. Характерный пример такой интеграции – строящийся в Нижнекамске комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, генеральным проектировщиком которого является ОАО «ВНИПИнефть». Являясь ведущей российской инжиниринговой компанией, ОАО «ВНИПИнефть» оказывает весь комплекс инжиниринговых услуг, участвует в проектировании современных процессов глубокой переработки углеводородных ресурсов.

В России активно разрабатываются и внедряются инновационные технологии, направленные на переработку тяжелого нефтяного сырья и получение продукции высокого качества. Успешное внедрение всего спектра рассмотренных технологий в отечественной промышленности возможно лишь при активном развитии российского инжиниринга и объединении усилий исследовательских организаций, компаний и проектных институтов.

С.Н. ХАДЖИЕВ, д-р хим. наук, В.М. КАПУСТИН, д-р техн. наук, А.Л. МАКСИМОВ, д-р хим. наук, Е.А. ЧЕРНЫШЕВА, канд. хим. наук,Х.М. КАДИЕВ, И.М. ГЕРЗЕЛИЕВ, канд. хим. наук, Н.В. КОЛЕСНИЧЕНКО, д-р хим. наук, (ОАО «ВНИПИнефть», ИНХС РАН)

Список литературы

1. Малзрыкова Е.В., Хуторянский Ф.М., Капустин В.М., Антоненко Т.А. Разработка высокоэффективного деэмульгатора на основе оксиэтилированных алкилфенолформальдегидных смол для подготовки нефти на ЭЛОУ НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2011. – № 11. С. 3–11.

2. Зайцева О.В., Магомадов Э.Э., Кадиев Х.М. и др. Исследование структурных превращений молекул асфальтенов в процессе гидроконверсии гудрона при различных температурах в присутствии наноразмерных частиц дисульфида молибдена // Нефтехимия. – 2013. – Т. 53, № 5. – С. 349–356.

3. Хаджиев С.Н., Герзелиев И.М., Капустин В.М. и др. Каталитический крекинг в составе современных комплексов глубокой переработки нефти // Нефтехимия. – 2011. – Т. 51, № 1. – С. 33–39.

4. Хаджиев С.Н. Наногетерогенный катализ – новый сектор нанотехнологий в химии и нефтехимии // Нефтехимия. – 2011. – Т. 51, № 1. – С. 3–16.

5. Khadzhiev S.N., Kadiev Kh.M., Yampolskaya G.P., Kadieva M.Kh. Trends in the synthesis of metal oxide nanoparticles through reverse microemulsions in hydrocarbon media // Advances in Colloid and Interface Science. 197–198 (2013). – Р. 132–145.

6. Кадиев Х.М., Хаджиев С.Н. Будущее глубокой переработки нефти: сделано в России // The Chemical J. – 2009. – № 9. – С. 34–37.

7. Герзелиев И.М., Цодиков М.В., Хаджиев С.Н. Новые пути получения изопарафинов – высокооктановых экологически безопасных компонентов автобензинов // Нефтехимия. – 2009. – Т. 49, № 1. – С. 3–8.

8. Хаджиев С.Н., Герзелиев И.М. Автобензины. Российские перспективы // The Chemical J. – 2010. – № 3. С. 50–53.

9. Елшин А.Н., Сердюк Ф.И., Томин В.П. и др. Разработка и внедрение современных технологий производства и применения высокоэнергетических термостабильных топлив для ракетной и авиационной техники // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2012. – № 10. – С. 11–15.

10. Хаджиев С.Н., Крылова А.Ю. Синтез Фишера-Тропша в трехфазной системе в присутствии наногетерогенных катализаторов // Нефтехимия. – 2011. – Т. 51, № 2. – С. 84–96.

11. Маркова Н.А., Колесниченко Н.В., Ионин Д.А. и др. Переработка попутных нефтяных газов в моторные топлива // Экологический вестник России. – 2012. – № 1. – С. 28–30.

12. Колесниченко Н.В., Яшина О.В., Маркова Н.А. и др. Конверсия диметилового эфира в олефины С2-С4 на цеолитных катализаторах // Нефтехимия. – 2009. – Т. 49, № 1. – С. 45–49.