Проект электрообессоливающей установки (ЭЛОУ)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Салаватский индустриальный колледж

Пояснительная записка

Проект электрообессоливающей установки (ЭЛОУ)

Разработал: Платонов А.В.

2003



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса, обоснование выбора проектируемого процесса

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

1.3 Применение готовой продукции

1.4 Теоретические основы процесса

1.5 Описание технологической схемы, нормы технологического режима

1.6 Автоматизация основного оборудования на рассчитываемом блоке

1.7 Характеристика основного оборудования на рассчитываемом блоке

1.8 Охрана труда

1.9 Охрана окружающей среды

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Материальный баланс процесса

2.2 Материальный баланс аппарата

2.3 Технологический расчет

ЛИТЕРАТУРА



ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ - это основные источники энергии в современном мире. На топливах, полученных из них, работают двигатели сухопутного, воздушного и водного транспорта, тепловые электростанции. Нефть и газ перерабатывают в химическое сырье для производства пластических масс, синтетических каучуков, искусственных волокон.

Важнейшей задачей нефтехимической промышленности является повышение селективности процессов за счет применения более эффективных катализаторов, что позволяет снизить расход сырья на одну тонну целевой продукции.

Нефтепереработка и нефтехимия потребляет большое количество тепла. Утилизация энергии, создание энерготехнологических процессов должны быть характерными особенностями отрасли - это нужно сочетать с разработкой безотходной и малоотходной технологии, с ликвидацией сточных вод и выбрасываемых в атмосферу отходящих газов, что существенно улучшит экологическую обстановку в районах развитой нефтехимии.

В нефтеперерабатывающей промышленности предполагается высококвалифицированная переработка нефти и максимальное углубление ее переработки, вовлечение в переработку мазута и тяжелых нефтяных остатков, рациональное использование газового конденсата, попутного и природного газа.



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса, обоснование выбора проектируемого процесса

Установка ЭЛОУ предназначена для обессоливания нефти, поступающей с промыслов на данное производство.

Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установки, улучшение качества сырья для каталитических процессов, а так же товарных продуктов - топлив, битума, электродного кокса.

Сейчас подготовка нефти к переработке проводится в два этапа: на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем предприятии.

На НПЗ идет второй этап обезвоживания и обессоливания нефти, при котором содержание воды снижается до 0,05 - 0,1%, а солей до 3 - 5 мг/л и ниже.

Основные причины удаления воды:

1 она является балластом, то есть снижает производительность установок;

2 испаряясь в аппаратах ведет к резкому повышению давления;

3 ведет к увеличению расхода тепла, электроэнергии, хладагентов.

Основные причины удаления солей:

1 ухудшает свойства остаточных нефтепродуктов;

2 способствует образованию накипи, то есть откладывается на стенках труб теплообменных аппаратов и трубчатых печей;

3 гидролизуясь вызывает коррозию.

Качество подготовки нефти оценивается двумя показателями:

1 содержание воды;

2 содержание хлоридов.

В проектируемом курсовом проекте разрабатывается блок ЭЛОУ, где для эффективного обезвоживания и обессоливания нефти применяем двухступенчатое обессоливание, с противоточной схемой подачи воды.

Так как введеновская нефть в отличии от арланской наиболее легкая то в ней находятся меньше углеводородов, но для более эффективного обезвоживания и обессоливания применяется двухступенчатое обессоливание.

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

Таблица 1 - Качество сырья, готовой продукции, вспомогательных материалов

Наименование продукта	ГОСТ, ТУ, СТП	Показатели по ГОСТ	Допускаемые пределы
1	2	3	4
1 Нефть, степень под-готовки для нефтепере-рабатывающего пред-приятия	ГОСТ 9965-76 с изм. № 1,2	1 Массовая доля воды, % не более I группа II и III группа 2 Массовая концентра-ция хлористых солей, мг/дм3 не более I группа II группа III группа 3 Массовая доля механи-ческих примесей, % не более I,II,III группа 4 Давление насыщенных паров, кПа не более I,II,III группа	0,5 1,0 100 300 900 0,05 66,7
2 Обессоленная нефть	СТП 010101-401101-01	1 Массовая концентра-ция солей в обессолен-ной нефти, мг/дм3 не более 2 Массовая доля воды в обессоленной нефти, % не более	14 0,3
3 Деэмульгатор неф-тяной эмульсии ОЖК	ТУ 8.101417- 88	1 Температура засты-вания в пределах, 0С	35-45
4 Обезвоженный лову-шечный продукт	СТП 010101-401147-90	1 Объемная доля воды, % не более	0,6

1.3 Применение готовой продукции

Готовой продукцией установки ЭЛОУ является обессоленная и обезвоженная нефть, которая направляется для дальнейшей переработки на установки нефтеперерабатывающего завода, для получения бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, гудрона и т.д.

1.4 Теоретические основы процесса

Вода с растворенными в ней солями находится в виде капель размером от 1,6 до 250 мкм. Капли соленой воды собирают на поверхности естественные эмульгаторы, содержащиеся в нефти - нефтяные кислоты, асфальтено - смолистые вещества, микрокристаллы парафинов, механические примеси. А это затрудняет слиянию и укрупнению капель.

Для разрушения эмульсий применяют такие методы как: механические, термические химические, электрические, так же применяют комбинированные методы.

На установке ЭЛОУ идет электрохимическое удаление воды и солей из нефти.

Качество обезвоживания и обессоливания нефти зависит от: температуры процесса, расхода и типа деэмульгатора, давления расхода промывной воды и ее распределения.

Температура - при повышении температуры уменьшается вязкость нефти, что ускоряет как столкновение и слияние, так и осаждение капель воды. Снижается стабильность пленки, защищающей каплю и расход деэмульгатора.

Давление - определяется давлением насыщенных паров нефти, перепадом давления на каждой ступени ЭЛОУ и гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы после блока ЭЛОУ. Оно не должно превышать давления, на которое рассчитан электродегидратор.

Деэмульгатор ОЖК обладает большой поверхностной активностью и вытесняет эмульгатор из поверхностного слоя капель воды образуя гидрофильный адсорбционный слой без структурно-механической прочности. В большинстве случаев применяют нефтерастворимый деэмульгатор, так как он в меньшей степени вымывается водой и не загрязняет сточные воды, легче попадает на поверхность раздела фаз разрушаемой эмульсии, то есть является более эффективным. При применении водорастворимого деэмульгатора для нормального разрушения эмульсии деэмульгатор подают с некоторым избытком.

1.5 Описание технологической схемы, нормы технологического режима

Нефть по трубопроводу поступает из сырьевых резервуаров НПЗ на прием насоса Н1. В приемную линию этого насоса подаются также деэмульгатор и слабый содово-щелочной раствор для предотвращения коррозии оборудования. Смесь нефти с деэмульгатором и содово-щелочным раствором прокачивается через теплообменник Т1, где нагревается отходящей обессоленной нефтью. Затем сырая нефть дополнительно подогревается в паровом подогревателе ПП1 и подается в регулируемый смеситель СМ1, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся в результате перемешивания искусственная водонефтяная эмульсия поступает в горизонтальные электродегидраторы ЭГ1, ЭГ2, в которых под действием электрического тока происходит разрушение эмульсии и от нефти отделяется основная масса воды и солей. Обессоленная нефть из ЭГ1, ЭГ2 поступает в горизонтальные электродегидраторы ЭГ3, ЭГ4 для повторной обработки. Перед ЭГ3 и ЭГ4 в нефть вновь подается вода.

Обессоленная нефть из ЭГ3, ЭГ4 проходит по межтрубному пространству теплообменника Т1, холодильника Х1 и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах направляется в емкость С1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода после охлаждения сбрасывается в канализацию и передается на отчистку.

Таблица 2 - Нормы технологического режима

Наименование аппаратов и показатели режима	Единицы измерения	Допустимые пределы
1 Термохимическая ступень 1.1 Расход сырой нефти на установку 2 Подогреватели нефти ПП 2.1 Температура подогрева нефти 2.2 Давление в корпусе Отстойники нефти С1 2.3 Давление в корпусе 3 Горизонтальные электродегидраторы ЭГ1, ЭГ2 3.1 Давление в корпусе 3.2 Перепад давления на смесительном клапане перед ЭГ1, ЭГ2 3.3 Трансформаторы электродегидраторов ЭГ1, ЭГ2 3.4 Сила тока на низкой стороне трансформатора 3.5 Напряжение между электродами 4 Сборник обессоленной нефти 4.1 Давление 4.2 Уровень 5 Выход обессоленной нефти с установки 5.1 В линию прямого питания АВТ; температура 5.2 В резервуары; температура 6 Емкость 6.1 Уровень 8 Давление воздуха КИП на установку	м3/ч 0С МПа МПа МПа МПа Ампер Киловольт МПа %шк.втор.пр. 0С 0С см МПа	Не более 280 не более 100 не более 1,2 не более 0,8 не более 0,5 не более 0,1 не более 80 не более 44 не более 0,5 не менее 40 не выше 55 не выше 50 50-500 не менее 0,25

1.6 Автоматизация основного оборудования на рассчитываемом блоке

Таблица 3 - Спецификация средств автоматизации.

Позици-онное обозна-чение	Наименование, техническая характеристика	Марка, тип	Кол-во
1-1,3-1, 6-1	Диафрагма камерная рассчитанная на давление 1Мпа	ДК-10-150	3
1-2,3-2 4-1,6-2 7-1,9-1 10-1,11-1 12-1,13-1 14-1,15-1 16-1	Измерительный преобразователь «Сапфир22». Исполнение взрывозащищенное. Допустимое из-быточное давление 4Мпа. Допустимая погреш-ность 0,5%. Температура рабочей среды от -25 до +2500С. Выходной сигнал от 5мА	652-ДД	13
1-3,2-3 3-3,5-3 6-3,8-3	Прибор серии «А» показывающий, регистрирую-щий. Класс точности 0,5. Погрешность записи 1%. Длина шкалы и ширина записи 100мм. Входной сигнал от 0 до 5мА	А-542	6
4-2,7-2 9-2,10-2 11-2,12-2 13-2,14-2 15-2,16-2	Прибор серии «А» с сигнализирующим блоком	А-542	10
1-4,2-4 3-4,4-3 5-4,6-4 7-3,10-3 11-3,12-3	Электропневматический преобразователь для перехода с электрической ветки на пневматическую. Класс точности 1. Входной сигнал от 0 до 5мА. Выходной сигнал от 20 до 100мА. Давление питания 140кПа.	ЭПП	10
1-5,2-5 3-5,4-4 5-5,6-5 7-4,10-4 11-4	Регулирующий блок системы «Старт» с пропор-ционально интегрированным законом регулиро-вания. Давление питания 140кПа. Давление каскадно-выходного сигнала от 20 до 100кПа. Допустимая погрешность 0,6%.	ПР-25	9
1-6,3-6 4-5,6-6 7-5,10-5 11-5	Мембранный исполнительный механизм прямого действия. Командный пневматический сигнал 20-100кПа. Быстродействие 20с.	МИМ-ППХ-83	7
2-1,5-1 8-1	Термометр сопротивления платиновый. Приме-няется для агрессивных и взрывоопасных сред. Диапазон измерения от -50 до +3000С. Градуи-ровка 21. Тепловая инерционность 30с. Наружная часть рассчитана на давление 32Мпа.	ТСП-5081-01	3
2-2,5-2 8-2	Нормирующий преобразователь термометра сопротивления. Градуировка 21. Класс точности 0,6. Выходной сигнал 0-5мА.	ТП-ТС-68	3
4Н,4L,7H7L,9H,8H 8L	Сигнальные лампы	ЛС	7

1.7 Характеристика основного оборудования на рассчитываемом блоке

Основным оборудованием на установке ЭЛОУ являются: электродегидраторы, теплообменники, насосы.

Электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. Электродегидраторы служат для обезвоживания и обессоливания нефти. В настоящее время на установках ЭЛОУ применяются горизонтальные электродегидраторы типа ЭГ.

Теплообменник кожухотрубчатый с плавающей головкой используется для подогрева нефти за счет теплоты отходящих продуктов.

Нефтяные центробежные насосы служат для перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам.

1.8 Охрана труда

Подготовка и переработка нефти осуществляется при непрерывном процессе, при температуре 100⁰С является взрывопожароопасным и вредным производством и относится к категории и группе ПА-ТЗ. Аппараты снабжены дистанционным управлением, что исключает открытое выделение токсичных веществ и контакт рабочих с ними.

Все аппараты, кроме насосов расположены на открытой площадке, что уменьшает опасность отравления и возникновения взрыва.

В целях контроля за содержанием вредных газов организован периодический отбор проб воздуха, так же установлены газосигнализаторы, для определения взрывоопасной концентрации углеводородов с выводом сигнала на щит, КИП и А с блокированием и с аварийной вентиляцией.

Таблица 4 - Класс производства по ПЭУ. Характеристика производственных установок по взрывопожароопасности

Наименование производственных зданий, помещений	Категория пожарной опасности процесса	Классификация зон внутри и вне помещения (ПУЭ)	Группа производ-ственных про-цессов по сани-тарной характе-ристике
		Классификация взрывопожаро-опасной зоны	Категория взрывоопас-ных смесей
Насосная Дегидраторная Наружная уст.	А А А	В-1а В-1а В-1г	ПА-ТЗ ПА-ТЗ ПА-ТЗ	ШБ ШБ ШБ

Таблица 5 - Характеристика вредных веществ применяемых в технологическом процессе, категория пожарной опасности по СНИП и ПДК

Наиме-нование	Класс точнос-ти в со-ответ-ствии с ГОСТ 121007-76	Концентрация, предел воспламе-нения, % об.	Характеристика токсичности	ПДК в воздухе рабочей зоны по ГОСТ 12.1.005-88 кг/м3
		Нижний предел	Верхний предел
Нефть	4	ниже 0	выше 500	Вязкая, легко воспламеняющая жидкость темно-бурого цве-та, представляющая собой в основном смесь углеводоро-дов. При легких отравлениях наступает беспричинная весе-лость, затем головная боль, головокружение повышенное сердцебиение. При тяжелом отравлении наступает поте-ря сознания, судороги, ослаб-ление дыхания.	300
Деэмуль-гатор	4			Мазеобразная масса коричне-вого цвета. Деэмульгатор ОЖК не пожароопасен, не взрывоопасен, 2% раствор не токсичен, при попадании на кожу рук и лица не вызывает раздражения и легко смыва-ется водой.

Для тушения пожаров на установке предусмотрены:

- стационарное автоматическое пожаротушение воздушно механической пеной с применением раствора пенообразования ПО-6К.

- водяное пожаротушение и охлаждение аппаратов с помощью лафетных стволов, запитанных от насосов.

- для сигнализации загорания в помещениях насосных и автоматического включения насосов пенотушения предусмотрены датчики, срабатывающие при повышении температуры окружающей среды.

К первичным средствам пожаротушения на установке относятся: песок, кошма, огнетушители ОХП-10, водяной пар, пожарный инвентарь - лопаты, носилки, паровой шланг, углекислотный огнетушитель ОУ-5.

1.9 Охрана окружающей среды

Для очистки производственных сточных вод предусматриваются следующие комплексы очистных установок и сооружений: локальных установок и сооружений для очистки производственных сточных вод, загрязненных некоторыми веществами; сооружения механической и физико-химической очистки сточных вод раздельно первой и второй систем канализации; сооружение биологической отчистки сточных вод раздельно первой и второй систем канализации; сооружения доочистки биологически очищенных сточных вод; сооружения по разделению нефтепродуктов; сооружения по обработке и ликвидации шлама и осадка.

В результате окисления на поверхности сероводородная сера переходит в сульфатную и тиосульфатную, а меркоптановая в дисульфатную и сульфокислоты. Очищенные стоки после охлаждения направляются во вторую систему канализации.

При получении предупреждения о повышении уровня загрязнения атмосферы диспетчер обязан:

Информировать о содержании предупреждения ответственного инженера по охране природы.

Дать распоряжение дежурному персоналу по установкам о введении в действие оперативной части, касающейся предупреждения первой степени опасности.

Поддерживать связь с диспетчером объединения о фактическом состоянии метеорологических условий в городе и об изменении и уровне загрязнения атмосферы.

При необходимости дается распоряжение касающейся предупреждения второй и третьей степени опасности.

Производятся соответствующие записи в оперативном журнале.

В связи с ростом потребления воды промышленностью, в том числе нефтеперерабатывающей, все больше стал ощущаться недостаток воды для производственных целей. Поэтому сейчас использованную в производственных процессах воду после определенной обработки не сбрасывают, а снова возвращают в производство, то есть используют систему оборотного водоснабжения.



2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Материальный баланс процесса

Таблица 6 - Материальный баланс процесса ЭЛОУ

Наименование продукта	Выход на сырье %	2 Выход продукции
		т/год	кг/сут	кг/час
Поступило: Нефть сырая В том числе вода и соли Вода свежая или конденсат	100 0,2 5,0	1400000 2800 70000	4375000 8750 218750	182291,67 364,58 9114,58
Итого:	105,2	1472800	4602500	191770,83
Получено: 1. Нефть обессоленная 2. Соленой раствор	99,8 5,4	1397200 75600	4366250 236250	181927,08 9843,75
Итого:	105,2	1472800	4602500	191770,83

2.2 Материальный баланс аппарата

Таблица 7 - Материальный баланс электродегидратора

Наименование продукта	Выход на сырье %	3 Выход продукции
		т/год	кг/сут	кг/час
Поступило: Нефть	100,0	1100000	3437500	143229,16
Итого:	100,0	1100000	3437500	143229,16
Получено: 1. Нефть обессоленная 2. Потери	99,9 0,1	1098900 1100	3434062,5 3437,5	143085,93 143,23
Итого:	100,0	1100000	3437500	143229,16



2.3 Технологический расчет

Технологический расчет электродегидратора

Цель расчета определить необходимое количество стандартных электродегидраторов.

1 - сырая нефть

2 - обессоленная нефть

3 - водяной пар

4 - соленой раствор

5 - промывная вода

Назначение: для обессоливания сырой нефти.

Данные для расчета:

Производительность установки G_Н=170 м³/ч

Вязкость нефти ₂₀19,6 мм²/с; ₅₀=10,9 мм²/с

Плотность нефти при 100⁰С _Н=840 кг/м³

Плотность воды при 100⁰С _в=958 кг/м³

Кинематическая вязкость нефти при 100⁰С _Н=210^-6 м²/с

Диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике d=2,210^-4 м

Содержание воды в нефти, поступающей на ЭЛОУ С_в.н.=1% (масс.)

Содержание солей в нефти С_с.н.=1000 г/м³

Остаточное содержание воды в нефти =0,2%

Остаточное содержание солей в нефти =5 г/м³

По номограмме Семенидо определяется температура процесса.

Точка пересечения соответствует температуре процесса, равной 100⁰С.

Расход промывной воды

Рассчитывается содержание солей в пластовой воде и на выходе с ЭЛОУ. производство оборудование насос промысел



,

где С_С.Н. - содержание солей в нефти, г/м³;

С_С.В. - содержание воды в нефти, %(масс.);

_Н - плотность нефти, кг/м³.

С_С.В.=г/м³

г/м³

Расчет подачи промывной воды ведется по схеме №2, так как введеновская нефть легкая, относительно других нефтей.

Уравнение решается как обычное квадратное уравнение.

где а=1; в=С_В.С.=1.

Расход промывной воды

м³/с

Расчет электродегидратора

Принимается в качестве электродегидратора стандартный аппарат - горизонтальный цилиндрический отстойник типа 2ЭГ160, L=18 м, Д=3,4 м, максимальная поверхность осаждения 61,2 м².

Пусть Re меньше 0,4, тогда скорость осаждения капелек рассчитывается по формуле:

где d - диаметр наименьших капель воды, м;

_в,_Н - плотность воды и нефти, кг/м³;

- кинематическая вязкость нефти, м²/с;

g - ускорение силы тяжести, м/с².

м/с

Определяется значение критерия



где d - диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике, м.

Поскольку Re меньше 0,4 использование формулы Стокса - справедливо.

Определяется скорость движения нефти в электродегидраторе

м/с

Определяется необходимое поперечное сечение электродегидратора

м²

Если максимальная поверхность осаждения равна 61,2 м, то требуется 1,9 электродегидратора.

Принимается к установке 2 электродегидратора горизонтального типа 2ЭГ160.

Технологический расчет теплообменника

Цель расчета выбрать стандартный размер теплообменника

Назначение: для подогрева сырой нефти.

Данные для расчета:

Температура подогреваемой нефти t₁=90⁰С, t₂=50⁰С.

Температура холодной нефти t₃=20⁰C, t₄=70⁰С.

КПД теплообменника =0,95

Определяется тепловая нагрузка

Q=G(J₁-J₂)/3,6

Где Q - тепловая нагрузка аппарата, кДж/ч;

G - масса нефти, кг/ч;

J₁, J₂ - энтальпия нефти при температурах входа и выхода из аппарата, кДж/кг.

где - относительная плотность;

- средняя температурная поправка на один градус.

кДж/кг

кДж/ч

Q=143229,16(174,83-93,62)0,95/3,6=1163163,98 кДж/ч

Схема теплообмена

Определяется средняя разность температур по формуле

Коэффициент теплопередачи принимается

К=195 Вт/(м²К)

Определяется поверхность теплообмена

м²

Выбирается по ГОСТу 14246-79 теплообменник с плавающей головкой 4-х ходовой, длина труб 9000мм, диаметр кожуха 8000мм.

Технологический расчет насоса

Цель расчета определить необходимую мощность насоса, выбрать стандартный насос.

Назначение: для перекачки сырой нефти.

Данные для расчета:

Расход нефти Q=0,04 м³/с

Плотность нефти р=895 кг/м³

Давление в аппарате, из которого осуществляется перекачка Р₁=101000 Па

Давление в аппарате, в который осуществляется перекачка Р₂=150000 Па

Температура перекачиваемой нефти t=70⁰С

Геометрическая высота подъема нефти Н_Г=4,5 м

Длина всасывающего трубопровода L_всас=10 м

Длина нагнетательного трубопровода L_наг=30 м

Принимается скорость движения нефти в трубопроводе W=2 м/с

Определяется внутренний диаметр трубопровода

м

Потеря напора на всасывающем и нагнетательном трубопроводе

где l - длина всасывающего и нагнетательного трубопровода, м;

_М.С. - коэффициент местных сопротивлений;

g - ускорение силы тяжести, м²/с;

- коэффициент трения.

Критерий Рейнольдса



где - динамическая вязкость, Н_сек/м²

где k - абсолютная шероховатость трубопровода, мм.

По данным е находим =0,012

h_n=м

Полная потеря напора

м

2.3.3.5 Мощность насоса

где - КРД насоса, кВт.

кВт

Мощность электродвигателя

N_дв=1,25N_Н

N_дв=1,255,6=7 кВт

Выбираем насос марки НК200/120-70.



ЛИТЕРАТУРА

1. 1 Дытнерский Ю.И., Борисов Г.С., Брыков Г.С. Основные процессы и аппараты химической технологии. М., Химия, 1991. 496с.

2. Кушелев В.П., Орлов Г.Г., Сорокин Ю.Г. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., Химия, 1983. 471с.

3. Плановский А.Н., Рамм В.М., Каган С.З. Процессы и аппараты химической технологии. М., Химия, 1967. 838с.

4. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М., Химия, 1980. 256с.

5. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Л., Химия, 1985. 408с.

Размещено на Allbest.ru

...