Анализ технологического процесса сероочистки и абсорбции (на примере установки ГФУ ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез")

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«КРАЕВОЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ТЕХНИКУМ»

Курсовая работа

Тема: Анализ технологического процесса сероочистки и абсорбции на примере установки ГФУ ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

Курс 4 Группа ПНГв-9-17

Специальность 18.02.09 Переработка нефти и газа

Студент Майков С.М.

Руководитель Сазонова Е.А.

г. Пермь 2020 г.



Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Назначение и краткая характеристика процесса

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и реагентов

1.3 Теоретические основы процесса

1.4 Описание технологической схемы

2. Технологическое оборудование процесса

2.1 Основное оборудование технологического процесса

2.2 Вспомогательное оборудование технологического процесса

3. Расчетная часть

3.1 Расчет материального баланса абсорбера

3.2 Расчет теплового баланса

4. Контроль и регулирование технологического процесса

4.1 Контроль технологического процесса

4.2 Регулирование технологического процесса

5. Охрана окружающей среды

5.1 Требования по охране окружающей среды

Заключение

Список литературы



Введение

Нефте- и газопереработка на современном этапе относятся к числу наиболее успешных отраслей российской промышленности. Газопереработка - одна из самых молодых отраслей промышленности, наиболее быстрорастущая и перспективная. Газоперерабатывающие заводы поставляют для народного хозяйства страны высокоэкономичное моторное и бытовое топливо, гелий, элементарную серу, сжиженные газы в виде различных фракций или химически чистых индивидуальных углеводородов.

Рациональное применение попутного нефтяного газа - это один из наиболее актуальных вопросов для топливно-энергетического комплекса России. Еще до недавнего времени этот попутный газ было принято пускать на факел, сжигая таким образом существенные его объемы. Это делалось ввиду нерентабельности и сложности его транспортировки на установки переработки. На месте утилизировать эти потоки также проблематично из-за нестабильности состава нефтяного газа, а также его относительно небольших объемов.

Превращение попутного нефтяного газа в товарный продукт -- это длительный этап, состоящий из ряда последовательных технологических процессов. Одним из важнейших этапов подготовки газа для его дальнейшего использования является процесс сероочистки на установке газофракционирования.

Газофракционирующая установка - это установка, которая предназначена для разделения смесей легких углеводородов на технически чистые, или индивидуальные, вещества. Разделение смесей углеводородов проводится c помощью ректификации.

Целью курсовой работы является расширение и углубление теоретических знаний МДК 02.01 «Управление технологическим процессом».

Задачи курсовой работы:

изучить теоретические основы проектируемого процесса;

изложить требования, предъявляемые к сырью и готовой продукции;

изложить требования к охране окружающей среды;

выполнить технологические расчеты на заданную производительность.



1. Технологическая часть

1.1 Назначение и краткая характеристика процесса

Газофракционирующая установка предназначена для переработки углеводородных газов, головки стабилизации и рефлюксов, поступающих с технологических установок.

Установка состоит из блоков:

Блок сероочистки и компремирования жирного газа КК-1, АВТ, 22-4.

Блок сероочистки и абсорбции жирного газа вторичных процессов.

Блок абсорбции компремированного жирного газа.

Блок отбензинивания широкой углеводородной фракции (ШУФ).

Блок регенерации раствора моноэтаноламина (МЭА).

Блок щелочной очистки ШУФ.

Блок каплеотбойников.

Блок факельной и дренажной систем.

Блок моноэтаноламиновой очистки ШУФ.

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и реагентов

Сырьём газофракционирующей установки являются:

жирный газ, получаемый на установках АВТ, КК-1, 22-4, 21-10/ЗМ;

головка стабилизации, получаемая на установках каталитического риформинга, блока гидроочистки установки изомеризации;

рефлюкс стабилизации, получаемый на установках АВТ-4, АВТ-5, КК-1.

По проектной схеме на установке вырабатывались:

пропан-пропиленовая фракция;

бутан-бутиленовая фракция;

бензин;

топливный газ;

сероводород.

В таблице 1 приведена характеристика сырья и готовой продукции.

Таблица 1. Характеристика сырья, готовой продукции и реагентов

Наименование сырья, материалов, полупродуктов	Национальный стандарт, технические условия, стандарт организации	Показатели по стандарту, обязательные для проверки	Норма по ТУ, СТП, СТО
Газ жирный	СТО ПР 1-2010	Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более: АВТ-1,2,4,5, АТ-6 22-4 КК-1 Объемная доля сероводорода, % КК-1	15 не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно
Головка стабилизации	СТО ПР 62-2007 с изм.1	- 35-8/300Б: 1. Массовая доля этана, %, не более 2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более - 35-6/300, 35-11/300, 35-11/600, блок гидроочистки установки изомеризации: 1. Массовая доля этана, %, не более 2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более	8,0 не нормируется, определение обязательно 8,0 15
Рефлюкс стабилизации	СТП ПР 2-2006	1. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более 2. Объемная доля сероводорода, %	25 не нормируется, определение обязательно
Щёлочь	СТО ПР 65-2007	Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), % - марка А (для защелачивания бензинов и ШУФ), в пределах - марка В (отработанная щёлочь), не более - марка С (шёлочь, циркулирующая на боке защелачивания бензина), в пределах	15,0-20,0 2,0 2,0-20,0
Раствор моноэтанол-амина	СТО ПР 51-2010	Отработанный (насыщенный) раствор МЭА 1. Содержание сероводорода, моль Н2S/моль МЭА, не более 2. Массовая доля МЭА,%, в пределах	отработ. (насыщ.) р-р МЭА 0,3 13-15 0,1 1,431- 1,432 регенерированный р-р МЭА 0,1 13-15
Газ отбензиненный для промышленного и коммунально-бытового назначания	ТУ 0272-02-50260226-2001	1.Теплота сгорания низшая, ккал/м3, при 20 °С 101,325 кПа, не менее Область значений числа Воббе (высшего), ккал/м3 Допустимое отклонение числа Воббе (высшего), от номинального значения, %, не более Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Объемная доля кислорода, % не более Масса механических примесей в 1 м3,г, не более 8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1% в воздухе, балл, не менее	7600 9000-16500 +5 0,02 0,036 1,0 0,001 3
Азот технический	СТО ПР 20-2007 с изм.1	Объёмная доля азота, %, не менее 2. Объёмная доля кислорода,%, не более	99,5 0,5
Масло компрессорное Кп-8С с повышенной стабильностью	ТУ 38.1011296-90 с изм. 1-7	1. Вязкость кинематическая при 40 °С, мм2/сек: 2. Содержание механических примесей 3. Содержание воды	41,4-50,6 отсутствие отсутствие
Газ жирный очищенный	СТП ПР 14-2001 с изм.1	1.Массовая доля углеводородов: С1, С2, С3, С4 2.Массовая доля углеводородов С5 и выше , %, не более 3.Объемная доля сероводорода, %, не более 4.Относительная плотность при 20 °С, кг/м3	не нормируется, определение обязательно 12 0,25 не нормируется, определение обязательно
Смесь лёгких углеводородов	ТУ 0272-121-00148636-2001 с изм.1	1. Массовая доля компонентов, % - сумма углеводородов С1-С2, не более - пропан, не менее - сумма углеводородов С5-С6, не более - сумма непредельных углеводородов, не более 2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в т.ч. сероводорода не более 3. Внешний вид 4. Содержание свободной воды и щёлочи	3 10 15 20 0,02 0,003 бесцветная, прозрачная жидкость отсутствие

1.3 Теоретические основы процесса

Метод ректификации является основным методом разделения газов. Фракционировать газовые смеси непосредственно из газовой фазы затруднительно. Чаще всего их разделяют на две широкие фракции: низкомолекулярных углеводородов в газообразном виде и высокомолекулярных в жидком виде.

На газофракционирующей установке происходит следующие технологические процессы: компремирование (сжатие) жирного газа с последующим охлаждением и конденсацией жидких углеводородов или их абсорбция; физическая абсорбция жидких углеводородов С5+ из жирного газа высококипящим абсорбентом - бензином;

хемосорбция сероводорода из жирного газа, широкой углеводородной фракции водным раствором моноэтаноламина;

десорбция сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина;

ректификация для отделения бензина из широкой углеводородной фракции; химическая щелочная очистка ШУФ и бензина от сероводорода и меркаптановой серы.

В условиях эксплуатации газофракционирующих установок постоянно происходят процессы, связанные с переходом углеводородов из жидкого состояния в газообразное и наоборот. Условие перехода из одного состояния в другое для каждого углеводородного соединения зависит от его температуры кипения.

Абсорбция - массообменный процесс избирательного поглощения газов или паров из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями, называемыми абсорбентами, а поголощаемые газы называются - абсорбируемым веществом.

Этот процесс является избирательным и обратимым, что дает возможность применять его не только с целью получения растворов газов в жидкостях, но также и для разделения газовых или паровых смесей. В последнем случае после избирательной абсорбции одного или нескольких компонентов из газовой или паровой смеси проводят десорбцию - выделение этих компонентов из жидкости - и таким образом осуществляют разделение. Регенерированный абсорбент вновь возвращается на абсорбцию (круговой процесс).

Различают физическую абсорбцию и хемосорбцию. При физической абсорбции растворение газа не сопровождается химической реакцией. При хемосорбции абсорбируемый компонент вступает в химическую реакцию в жидкой фазе. газофракционирующий абсорбер топливный энергетический

1.4 Описание технологической схемы

Жирный газ вторичных процессов с давлением 6-7 кгс/см2 поступает в нижнюю часть абсорбера А-2. В нижней части абсорбера имеется глухая тарелка для отделения газового конденсата, содержащегося в жирном газе, от водного раствора МЭА. Газовый конденсат с глухой тарелки, по перетоку, поступает в сепарационную часть абсорбера. В абсорбере жирный газ проходит очистку от сероводорода 15% водным раствором МЭА, который подается насосами Н-6, Н-59 в верхнюю часть абсорбера, предварительно охлаждаясь до 35-40°С в трех секциях АВЗД-5. Расход раствора МЭА в абсорбере регулируется прибором поз. FIRC 4, регулирующий клапан поз. FV 4 установлен на линии выкида насосов Н-6, Н-59. Температура раствора МЭА после АВЗД-5 регистрируется прибором поз. TIR 28-13. Давление в А-2 регистрируется прибором поз. PIR 90. Насыщенный сероводородом раствор МЭА с глухой тарелки абсорбера А-2 направляется под своим давлением на блок регенерации МЭА на выкид насосов Н-56, Н-57, откачивающих насыщенный раствор МЭА из А-1 через теплообменники Т-31, Т-32, Т-33. Уровень раствора МЭА на глухой тарелке А-2 регулируется прибором поз. LIRCA 88, регулирующий клапан поз. LV 88 установлен на линии перетока раствора МЭА из А-2. При понижении уровня раствора МЭА менее 10% и повышению более 40% предусмотрена сигнализация. Газовый конденсат из А-2 поступает на прием насосов Н-3, Н-4 и откачивается вместе с газовым конденсатом из К-6 в К-2 или в Е-5, Е-13.

Уровень газового конденсата в А-2 регулируется прибором поз. LIRCA 89, регулирующий клапан поз. LV 89 установлен на линии выхода газового конденсата из А-2. При понижении уровня менее 10% и повышению более 40% предусмотрена сигнализация. Очищенный от сероводорода жирный газ из А-2 поступает в абсорбер К-6 для получения осушенного газа, который выводится вместе с газами с К2, Е-8, Е-14 на ГРП для использования в топливной сети завода. Давление в К-6 регулируется прибором поз. PIRCA 21, регулирующий клапан поз. PV 21 установлен на линии выхода газа из К-6. Предусмотрена сигнализация по повышению давления в К-6 выше 10 кгс/см2 . В качестве орошения в верхнюю часть К-6 насосами Н-1, Н-2 пода?тся газовый бензин, который распределяется по маточнику на 34-ю тарелку. Расход орошения регулируется прибором поз. FIRC 2, регулирующий клапан поз. FV 2 установлен на линии выкида насосов Н-1, Н-2. С низа К-6 насыщенный абсорбент (газовый бензин) откачивается насосами Н-3, Н-4 в сырьевые ёмкости блока отбензинивания ШУФ Е-5, Е13 или на донасыщение в К-2. Уровень газового бензина в К-6 регулируется прибором поз. LIRCA 70, регулирующий клапан поз. LV 70 установлен на линии выкида насосов Н-3, Н-4. Предусмотрена сигнализация при понижении уровня газового бензина менее 20%. Температура верха и низа К-6 регистрируется прибором поз. ТIR 72-9, ТIR 72-7.



2. Технологическое оборудование процесса

2.1 Основное оборудование технологического процесса

Ректификация - это метод разделения смеси на чистые компоненты, осуществляемый путем многократного чередования процессов испарения жидкой фазы и конденсации паров.

Значительно более экономичное, полное и четкое разделение смесей на компоненты достигается путем проведения процессов ректификации в более компактных аппаратах - ректификационных колоннах. Работа ректификационных колонн основана на создании двух встречных потоков - поднимающихся паров и стекающих навстречу им жидкости.

Рисунок 1. Схема ректификационной колонны

Для поглощения газа твердыми или жидкими веществами в нефтехимической промышленности применяются специальные абсорберы.

Абсорберы применяются во многих областях промышленности для очистки выбросов от вредных газов. Конструкции устройств многообразны и зависят от предназначения. Степень извлечения вещества из газовой среды зависит от технических показателей процесса: температуры, давления, расхода впитывающего элемента.

Рисунок 2. Схема абсорбера

2.2 Вспомогательное оборудование технологического процесса

Теплообменник - это аппарат (охладитель/нагреватель/конденсатор), предназначенный для передачи тепла между двумя средами, обладающими различными температурными показателями. Принцип работы теплообменника зависит от вида и конструктивного устройства агрегата.

Рисунок 3. Схема теплообменника

Емкости или резервуары для СУГ - это стальные цилиндрические либо сферические емкости для хранения сжиженного углеводородного газа (СУГ) Промышленные резервуары для хранения сжиженного газа также называют «газгольдерами». Конструктивно газгольдеры выполняются в форме цилиндрических или сферических резервуаров изспециальных марок металла. Для обеспечения свободного движения газовых элементов оборудование оснащается запорно-выпускной арматурой.

Рисунок 4. Емкость для хранения газа



3. Расчетная часть

3.1 Расчет материального баланса абсорбера

Материальный баланс технологического процесса выполняется с целью определения потребности в сырье и материалах, количества отходов и потерь. На основании материального баланса определяются расходные коэффициенты сырья основных и вспомогательных материалов.

Исходные данные: Сырьевой газ с установок,

Работает 365 дней Выход сероводорода 2%

Выход бензина 10%

Определим количество получаемого очищенного газа, чищенного газа, сероводорода и бензина, т/сут

,

где, П - производительность установки;

,

,

,

Находим количество получаемого очищенного газа, чищенного газа сероводорода и бензина, т/год

где, - производительность установки в сутки;



,

,

,

,

Таблица 3. Материальный баланс абсорбера

Статьи	% массовые	т/ч	т/сут	т/год
Приход: - Сырье газа с установки	100	100	2400	876 000
Итого	100	100	2400	876 000
Расход: - Очищенный газ - Сероводород - Бензин	88% 2% 10%	88 2 10	2112 48 240	770 880 17 520 87 600
Итого	100	906,312	2400	876 000

3.2 Расчет теплового баланса

Тепловой баланс - это количественное равенство прихода и расхода теплоты.

,

где, G - количество газа = 100 000 кг/ч;

H - энтальпия газа = 324 кДж/кг;

,

Находим количество выходящего тепла



Определяем количество расхода тепла для сероводорода

где, - количество сероводорода = 2000 кг/ч;

- энтальпия сероводорода = -15,4 кДж/кг;

,

Находим количество расхода тепла для бензина

где, - количество бензина = 10 000 кг/ч;

- энтальпия бензина = 294 кДж/кг;

,,

Определяем количество расхода тепла для очищенного газа

где, - количество очищенного газа = 88 000 кг/ч;

- энтальпия очищенного газа 310 кДж/кг;

,



,

Тепловой баланс абсорбера представлен в таблице 4

Таблица 4. Тепловой баланс абсорбера

Наименование продукта	Количество, кг/ч	Энтальпия, кДж/кг	Количество тепла, кДж/ч
Приход: Жирный газ	100 000	324	32 400 000
Итого	100 000	324	32 400 000
Расход: Сероводород Бензин Очищенный газ	2 000 10 000 88 000	-15,4 294 310	-30 800 2 940 000 2 728 000
Итого	100 000		30 189 200



4. Контроль и регулирование технологического процесса

4.1 Контроль технологического процесса

Контроль предусматривает проверку продукции в самом начале производственного процесса и в период эксплуатационного обслуживания, обеспечивая в случае отклонения от регламентированных требований качества, принятие корректирующих мер, направленных на производство продукции надлежащего качества, надлежащее техническое обслуживание во время эксплуатации и полное удовлетворение требований потребителя.

Аналитический контроль технологического процесса приведен в таблице 5.

Таблица 5. Аналитический контроль процесса

Наименование стадий процесса, места измерения параметров или отбора проб	Контролируемый параметр	Норма	Метод испытания и средство контроля
Газ жирный после очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	не нормируется	ГОСТ 22387.2
Газ жирный до очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	не нормируется	ГОСТ 22387.2
Газ жирный после очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	не нормируется	ГОСТ 22387.2
Газ жирный с установки на ПНГП	1. Массовая доля углеводородов С5 и выше, %, не более	10	ГОСТ 14920
Газ сухой с установки	1. Массовая доля углеводородов С1, С2, С3, С4, %	не нормируется, определение обязательно	ГОСТ 14920
	2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более	5,0	ГОСТ 14920
	3. Объемная доля сероводорода, %, не более	не нормируется, определение обязательно	ГОСТ 22387.2
Газ сероводородный	Объемная доля сероводорода, %, не менее	94	ГОСТ 5439
Смесь лёгких углеводородов (СЛУ)	1. Массовая доля компонентов, %: - сумма углеводородов С1-С2, не более - пропан, не менее Сумма углеводородов С5-С6, не более - сумма непредельных углеводородов, не более	3 10 15 20	ГОСТ 10679
	2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более, в т. ч. сероводорода, не более	0,02 0,003	ГОСТ 22985
	3. Внешний вид	бесцветная прозрачная жидкость	По п.1.1. ТУ 0272-121-00148636-2001
	4. Содержание свободной воды и щелочи	отсутствие	по п. 4.2. ТУ 0272-121-00148636-2001
	5. Плотность при 20 °С, кг/м3	не нормируется	ГОСТ 28656
Бензин газовый - компонент автомобильных бензинов (через блок защелачивания ГФУ)	1. Фракционный состав: - температура начала кипения ,°С, не ниже -летний вид -зимний вид - температура конца кипения , °С, не выше	24 не нормируется, определение обязательно 215	ГОСТ 2177
	2. Испытание на медной пластинке	выдерживает	СТО МИ 17
Щелочь свежая (марка А)	Щелочь свежая (марка А)	15,0-20,0	СТП 010400- 402176
Щелочь для защелачивания СЛУ (марка С) до Е-16в	1. Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), %	2,0 - 20,0	СТП 010400- 402176
	2. Массовая доля сульфидов, %	не нормируется	СТП 010400- 402175
	3. Массовая доля меркаптановой серы, %	не нормируется
	4.Фактическое насыщение	не выше предельного насыщения

4.2 Регулирование технологического процесса

Контролю подлежат: расходы исходной смеси, дистиллята, флегмы, кубового остатка, теплоносителей и хладагента; составы и температура конечных продуктов; температуры исходной смеси, теплоносителей и хладагентов; температуры по высоте колонны; давление в верхней и нижней частях колонны, а также перепад давления по высоте колонны.

Сигнализации подлежат: уровень в кубе колонны, давление в колонне, температура в колонне, расход исходной смеси.

В таблице 6 приведены нормы технологического режима.

Таблица 6. Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, места измерения	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Примечание
Абсорбер К-2: - давление - температура верха - расход орошения на 1000 м3 газа	PIRCA 22 TIR 72-5 FIRС 3	кгс/см2 °С м3/ч	не более 13 не более 40 не более 3	Регулирование Регистрация Регулирование
Абсорбер К-6: - давление - температура верха - расход орошения на 1000 м3 газа	PIRCA 21 TIR 72-9 FIRС 2	кгс/см2 °С м3/ч	не более 10 не более 40 не более 3	Регулирование Регистрация Регулирование



5. Охрана окружающей среды

5.1 Требования по охране окружающей среды

Нефть, газ, а также продукты их переработки оказывают серьезное негативное влияние на состояние окружающей среды. На долю предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности приходится 42% от общего количества загрязненных сточных вод.

Загрязнение земель нефтью и нефтепродуктами становится одной из крупных экологических проблем РФ. Свыше 90% аварийных разливов нефти вызывают сильные и во многом необратимые повреждения природных комплексов. Указанные причины обусловили включение в Закон об охране окружающей среды ст. 46, не имевшей аналогов ранее в Законе об охране окружающей природной среды 1991 г. Данная статья содержит нормы по размещению, проектированию, эксплуатации и осуществлению иной деятельности в сфере нефтегазодобывающего производства, конкретизирующие положения ст. 34-39 «Закона об охране окружающей среды».

5.2 Твердые и жидкие отходы

В таблице 7 представлены твердые и жидкие отходы установки ГФУ ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

Таблица 7. Твердые и жидкие отходы

Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации	Масса, т/г
Шлам очистки трубопроводов и ёмкостей (бочек, контейнеров, цистерн, гудронаторов) от нефти	Тракторная телега	1 раз в 3 года	Размещение на хранение в шламонакопитель УВКиОСВ	1,5



Заключение

Задачей курсовой работы было проанализировать технологический процесс сероочистки и абсорбции на примере установки ГФУ ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

В курсовой работе был произведен расчет материального и теплового баланса абсорбера. Изучен контроль технологического процесса и расход сырья.

Любое предприятие, занимающееся переработкой газа и нефти, должно бережно относится к окружающей среде, поэтому мною были изучены требования по охране окружающей среды на предприятии и требования по выбросам вредных веществ.



Список литературы

1. Колокольцев С.Н. Газоперерабатывающие заводы - М.: ЛЕНАНД, 2017. - 232 с.

2. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задача по технологии переработки нефти и газа: учебное пособие - 4-е изд., стер. - СПб.: Лань, 2018. - 256 с.

3. Поникаров И.И., Поникаров С.И., Рачковский С.В. Расчет машин и аппаратов химических производств нефтегазопереработки: учебное пособие. - 3-е изд., стер. - СПб.: Лань, 2018. - 716 с.

4. Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие. - М.: ФОРУМ, 2015. - 498 с.

5. Власова, Г. В. Оборудование процессов переработки нефти и газа: учебное пособие - М.:Ленанд, 2020 - 223 с.

6. Леффлер, У. Л. Переработка нефти: учебное пособие - М.:Олимп-Бизнес, 2020 - 223 с.

7. Агабеков, В. Е. Нефть и газ : технологии и продукты переработки: учебное пособие - М.:Феникс, 2014 - 456 с

8. Афанасьев, А.М. Нефтехимический комплекс: методы оценки и обеспечения устойчивости функционирования / А.М. Афанасьев. - М.: Экономика, 2016. - 384 c.

9. Коршак, А. А. Основы транспорта, хранения и переработки нефти и газа. Учебное пособие / А.А. Коршак. - М.: Феникс, 2015. - 368 c.

10. Ермоленко А. Д., Кашин О. Н., Лисицын Н. В., Макаров А. С., Фомин А. С., Харазов В.Г. Автоматизация процессов нефтепереработки - С.:Профессия, 2015 - 304 с.

Размещено на Allbest.ru