§ 2. Первичная переработка нефти. Первичная переработка нефти это


§ 2. Первичная переработка нефти

Подготовка нефти к переработке. Сырая нефть содержит растворен­ные в ней газы, называемые попутными, воду, минеральные соли, различные механические примеси. Подготовка нефти к переработке сводится к выделению из нее этих включений и нейтрализации хими­чески активных примесей.

Выделение из нефти попутных газов производится в газоотдели­телях путем уменьшения растворимости газов за счет снижения давле­ния. Затем газы направляются для дальнейшей переработки на газо­бензиновый завод, где из них извлекают газовый бензин, этан, про­пан, бутан. Окончательное отделение газов от нефти происходит в ста­билизационных установках, где они отгоняются в специальных ректи­фикационных колоннах.

В специальном подогревателе выделяют из нефти легкие бензино­вые фракции, а затем, добавив в нее деэмульгатор, направляют в от­стойные резервуары. Здесь происходит освобождение нефти от песка и глины и обезвоживание. В настоящее время для разрушения эмуль­сий и удаления воды применяют различные способы, в том числе термо­химическую обработку под давлением. Более качественным способом

разрушения эмульсий является электрический способ, заключающий­ся в пропускании нефти между электродами, включенными в цепь пе­ременного электрического тока высокого напряжения (30—45 тыс. В). При обезвоживании нефти происходит и удаление значительной части солей (обессоливание). Установки, служащие для удаления солей из нефти способом, сочетающим термохимическое отстаивание с обра­боткой эмульсии в электрическом поле, называются э л е к т р о-обессоливающими (ЭЛОУ).

Присутствующие в нефти химически активные примеси в виде серы, сероводорода, солей, кислот нейтрализуются с помощью растворов щелочей или аммиака. Этот процесс, имеющий целью предотвра­щение коррозии аппаратуры, называется защелачиванием нефти.

Кроме того, подготовка нефти к переработке включает сортировку и смешение нефтей для получения более равномерного по составу сырья.

Перегонка нефти. Первичная перегонка нефти — первый техноло­гический процесс переработки нефти. Установки первичной перера­ботки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

Перегонка, или дистилляция, — это процесс раз­деления смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исход­ной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отли­чаются от исходной смеси. На современных установках перегонка неф­ти проводится с применением однократного испарения. При однократ­ном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высоко­кипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более низких температурах.

При однократном испарении и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низко­кипящих компонентов, и тяжелую, в которой содержится меньше низ­кокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т. е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высоко­кипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в задан­ных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В свя­зи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергают ректификации.

Ректификация— диффузионный процесс разделения жид­костей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточ-ного многократного контактирования паров и жидкости.

На установках первичной перегонки нефти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются. Для перегонки нефти используют одноступенчатые и двухступенчатые трубчатые установки.

Экономические показатели установок замедленного коксования и коксования в кипящем слое приблизительно одинаковы. Достоинст­вом замедленного коксования является больший выход кокса.

Термокаталитические процессы

До 1940 г. для деструктивной переработки нефтяного сырья применя­лись исключительно термические методы. В настоящее время 90% нефти перерабатывается с использованием термокаталитических про­цессов, таких, как каталитический крекинг, риформинг, гидрогенолиз сернистых соединений и др. Применение катализаторов в процессах нефтепереработки позволило резко увеличить выход из нефти ценных продуктов и повысить их качество и, кроме того, вырабатывать зна­чительное количество ароматических углеводородов для нужд химиче­ской промышленности. Каталитические процессы менее энергоемки по сравнению с термическими, протекают с большей скоростью при более низких температурах и давлениях. Первоначальное развитие и промышленное применение получил каталитический крекинг.

Каталитический крекинг. Первыми катализаторами каталитическо­го крекинга были природные глины — аморфные алюмосиликаты (А^Оз^ЗЮз-НдО + пН^О). Эти катализаторы термически мало­устойчивы и дают невысокий выход бензина— не выше 20—30%.

В настоящее время природные алюмосиликаты практически полно­стью вытеснены синтетическими кристаллическими алюмосиликатными катализаторами, содержащими в своем составе цеолиты (5—20 %). Использование цеолитсодержащих катализаторов позволило увеличить выход бензина до 45—50% без ухудшения других показателей процес­са.

Катализаторы каталитического крекинга должны обладать высокой механической прочностью, устойчивостью к истиранию, к действию водяного пара, высокой температуры и резким ее изменениям.

Особенностью катализаторов каталитического крекинга является их быстрая дезактивация. Поры катализатора закоксовываются через 10—15 мин работы. Поэтому необходимо чередовать крекинг с регене­рацией катализатора, которая заключается в выжигании кокса и смо­листых отложений с поверхности катализатора воздухом при 540— 580 °С. Для предохранения катализатора от местных перегревов воз­дух при этом разбавляют инертными газами.

Реакции углеводородов на катализаторах каталитического крекин­га протекают по цепному карбокатионному механизму. Наряду с крекингом углеводороды в условиях процесса вступают в реакции ал-килирования, деалкилирования, изомеризации, полимеризации, гид-рирования.

Механизм каталитического крекинга можно представить в виде цепных реакций. Зарождение цепи происходит под действием иона водорода катализатора:

где НА — условное изображение алюмосиликатного катализатора в виде кислоты. Ионы карбония легче всего образуются при взаимодей­ствии протона катализатора с алкенами:

КСН=СНг—Н+ ->- R—CH—СНз

Этот механизм реакции доказан опытами с мечеными атомами

(дейтерием).

Для ионов карбония наиболее характерны следующие превращения. 1. Перегруппировка в молекуле атомов водорода или метильных

групп (скелетная изомеризация):

R—CH—CH.,—CH,, -^ R

- СН -СНз

СН, -^ R-C-СНз

2. Взаимодействие с нейтральными молекулами с образованием новых ионов карбония:

Р—СН-СНз-гС,Ню -^ С^НдЧ-Р—СНа-СНз R-CH—CH.,--C,H„ -^ C^H^R-CH^H;,

3. Распад карбоний-иона с большим числом углеродных атомов:

СНз-CH-CHa-R -^ СНз-СН-СНг+Р"

Развитие цепи идет по линии разнообразных превращений ионов кар­бония и водородного обмена с нейтральными молекулами. Обрыв цепи происходит в результате реакции между ионом карбония (катио­ном) и анионом алюмосиликата:

R—CH—СНз+А- -ч- R—CH==Ch3+HA

Катализатор в конечном итоге восстанавливает свой химический состав, и процесс может начинаться снова.

Механизм каталитического крекинга значительно отличается от механизма термического крекинга, что обусловлено как специфич­ностью действия катализатора, так и кинетическими факторами. Ос­новные особенности механизма каталитического крекинга следующие.

1. Последовательность, в соответствии с которой различные клас­сы углеводородов вступают в реакции каталитического крекинга, иная, чем при термическом крекинге. Ниже приведены ряды основных групп углеводородов по убыванию их склонности к превращениям при тер­мическом и каталитическом крекинге:

термический крекинг:

алканы > циклоалканы > алкены > алкилированные арены

каталитический крекинг:

алкены > арены с большим числом боковых цепей > циклоалканы > ал­каны

Указанная последовательность объясняется избирательностью ад­сорбции различных углеводородов на поверхности катализатора. В первую очередь на катализаторе адсорбируются ненасыщенные, богатые энергией соединения: диалкены, алкены, арены; наименьшей адсорбционной способностью обладают алканы. Ускорение реакций крекинга в присутствии катализаторов для алкенов и аренов в сот­ни и даже тысячи раз превышает ускорение расщепления алканов. Селективная адсорбция обусловливает ступенчатый последовательный ход процесса, при котором углеводороды, сильно сорбируемые катали­затором, тормозят расщепление слабо сорбируемых веществ. При тер­мическом же крекинге все компоненты сырья претерпевают превраще­ния одновременно.

2. Развитие процессов перераспределения или диспропорциониро-вания водорода. Молекулы углеводородов, адсорбированные на ката­лизаторе, склонны дегидрироваться, что приводит к увеличению не­насыщенности и, как следствие, к более прочной адсорбции на ката­лизаторе. В результате вновь образовавшиеся алкены начинают поли-меризоваться и превращаться в конечный продукт процесса — кокс. При этом водород, теряемый молекулами, адсорбированными на катализаторе, насыщает различные осколки молекул и прежде всего изомеризованные алкены. Итак, одни молекулы теряют водород, дру­гие насыщаются им, в чем и состоит процесс диспропорционирования. Постепенно все активные центры катализатора закрываются коксом, что влечет за собой необходимость восстановления его активности (регенерации катализатора). Кокс — неизбежный продукт основного каталитического процесса; при термическом же крекинге кокс образу­ется в результате вторичных химических превращений и является про­дуктом побочных высокотемпературных реакций конденсации.

3. Значительное развитие реакций изомеризации. В результате изомеризации ненасыщенных осколков и дальнейшего насыщения их водородом в продуктах крекинга накапливаются изоалкены, в част­ности для крекинг-газа характерно высокое содержание изобутана.

Особенности механизма каталитического крекинга резко сказы­ваются на составе и свойствах конечных продуктов. Так, в газе мень­ше низкомолекулярных компонентов, но больше изобутана. Бензины обогащаются изоалканами и ароматическими углеводородами.

Основными преимуществами каталитического крекинга перед тер­мическим являются более высокая скорость реакций в присутствии катализатора и большая ценность получаемых продуктов.

В табл. 16.2 приведена сравнительная характеристика процессов каталитического и термического крекинга.

Каталитический крекинг осуществляют на установках с движущим­ся шариковым катализатором и с пылевидным или микросферическим катализатором в кипящем слое.

На рис. 16.4 приведена технологическая схема с движущимся шари­ковым цеолитсодержащим катализатором.

Таблица 16.2. Сравнительная оценка процессов термического и каталитического крекинга

Условия процесса

Термический крекинг

Каталитический крекинг

Температура, "С

470—540

450—525

Давление, МПа

2,0—2,7

0,06—0,14

Характеристика продук­

тов:

газ

В основном фракция

В основном фракция

Ci—Сд

Сз-Cs

бензин

Содержит значительное

Содержит много раз­

Количество алканов нор­

ветвленных алканов и

мального строения, алке­

аренов, октановое число

нов и диенов, октановое

78-85

число 66—6в

Широкое распространение получили установки каталитического крекинга в кипящем слое. Катализатор, применяемый для этих целей, изготавливают в виде мелких шариков (20—80 мкм) или частиц не­правильной формы (12—120 мкм). Технологическая схема установки приведена на рис. 16.5.

Крекинг-газ

Сырье нагревается в печи /, смешивается с рециркулятом и подается в подъемный стояк катализаторопровода, по которому ка­тализатор, сырье и рециркулят поступают в реактор 3. Процесс кре-

Суммарный тепловой эффект этих реакций положительный, по­этому газификацию можно проводить непрерывно.

Нагретые газы из зоны / поступают в зону сухой перегонки //, где они нагревают топливо, при этом из него удаляются лету­чие продукты. В зоне подсушки III за счет тепла проходящих га­зов происходит подсушка топлива. Воздушный газ выводится ич верхней части газогенератора через отверстия, расположенные в верху стенки шахты. Для поддержания оптимальной температуры газификации (1000—1100 °С) к воздуху добавляют небольшое ко­личество водяного пара.

Теоретически воздушный газ должен содержать 34,7% СО и 65,3% Na, но практически в нем содержится 30—32% СО. Теплота сгорания воздушного газа около 5000 кДж/м3.

Водяной газ получают при пропускании через нагретое твер­дое топливо паров воды:

С+НаО —> CO+h3—Q

Так как процесс получения водяного пара эндотермический, - то вначале через газогенератор пропускают воздух для нагрева топ­лива до 1500 °С, а затем—пар для получения водяного газа. Пар пропускают до снижения температуры в зоне газификации до 1000°С, после чего снова в газогенератор подают воздух, и т. д. Теоретически водяной газ должен состоять из 50% На и 50% СО, но в результате протекания побочных реакций в газе содержатся 51% Н2, 33% СО, 9% СОз, 7% Nz, На и др. Топлота сгорания та­кого газа около 10000 кДж/м3.

Паровоздушный газ получают при пропускании через твердое топливо смеси воздуха и пара. Состав газа.зависит от соотношения пара и воздуха в'смеси, подаваемой в газогенератор.

Парокислородный газ образуется при пропускании смеси кис­лорода и пара через твердое топливо. Он не содержит азота, по­этому обладает более высокой теплотой сгорания (12142 кДж/м3).

Получение парокислородного и паровоздушного газов прово­дится непрерывно, так как в процессе газификации протекают од­новременно экзотермические (преобладают) и эндотермические реакции, поэтому температура процесса может регулироваться со­отношением окисляющих агентов (пар — воздух, пар — кислород).

Газификацию мелкозернистого и пылевидного топлива прово­дят в газогенераторах с кипящим слоем,- Работа этих газогенера­торов принципиально не отличается от обжига колчедана в печах с кипящим слоем. Газогенератор — шахта высотой до 20 м. и диа­метром 5 м. Этот способ газификации очень интенсивен. Так, в га­зогенераторе с кипящим слоем можно получить до 25000 мЭ/г парокислородного газа.

Небольшое применение в СССР получил способ подземной га­зификации углей. Для проведения процесса газификации до пласта угля бурят две скважины на расстоянии друг от друга примерно 15—20 м. В одной из скважин поджигают уголь и подают в нее

воздух. Нагреваясь, уголь в пласте становится проницаемым для газов. При непрерывной подаче воздуха через первую скважину из второй скважины отсасывают образующийся воздушный гад. Теплота сгорания его 3500—3800 кДж/м3.

Газификацию твердых топлив с целью получения высококало­рийных газов проводят под давлением, но устройство газогенера­торов при этом усложняется.

studfiles.net

Первичная переработка нефти

Количество просмотров публикации Первичная переработка нефти - 421

Тема 5. Нефть и нефтепереработка

Недостатки метода.

Достоинства метода.

Оболочковое литье.

Недостатки метода.

Достоинства метода.

1. Высокая точность и чистота поверхности, которая не нуждается в последующей механической обработке.

2. Можно получать отливки любой сложности.

4. Нет ограничений по материалу изделия.

5. Метод поддается автоматизации.

1. Ограниченность номенклатуры по массе (до 50 – 70 кг).

2. Форма и модель используется однократно.

3. Высокая стоимость материалов формы.

4. Большой расход металла на литники, прибыли, выпоры.

5. Изделия из черных металлов и сплавов нуждаются в термической обработке.

Метод выгоден как для единичного, так и серийного производства сложных изделий (к примеру, детали оружия, ювелирные изделия и т.п.).

Суть метода состоит в том, что на предварительно нагретую до 200 – 300 0С подмодельную плиту с металлической полумоделью, покрытыми разделительной смазкой, насыпается смесь, состоящая из песка и термореактивной фенолформальдегидной смолы и выдерживается 10 – 30 сек. За это время смола расплавляется и, связывая зерна песка, образует полутвердую оболочку. Далее плиту поворачивают на 180 0, благодаря чему с нее осыпается не затвердевшая песчано-смоляная смесь. Для получения прочной оболочки модельная оснастка с полутвердой оболочкой помещается в печь с температурой 300 – 400 0С на 1-3 мин. При этом смола полимеризуется и переходит в твердое состояние. Далее оболочка снимается с модели и скрепляется со второй оболочкой. Оболочковая форма помещается в опоку, засыпается снаружи песком или чугунной дробью, после чего в нее заливается расплавленный металл. После затвердевания отливка легко извлекается из формы, т.к. связывающая песок смола выгорает.

1. Точность и чистота поверхности значительно выше, чем при литье в ОПГФ.

2. Модель используется многократно.

3. Есть возможность получать тонкостенные изделия.

4. Нет ограничения номенклатуры по материалу.

5. Метод легко автоматизируется.

1. Ограниченность номенклатуры по массе (до 100 кг).

2. Высокая стоимость фенолформальдегидной смолы.

3. Необходимость проведения работ с раскаленной оснасткой.

4. Крайне вредные условия труда, связанные с выделœением продуктов деструкции фенолформальдегидной смолы.

5. Форма используется однократно.

Метод используется для производства небольших изделий с простой поверхностью из черных и цветных металлов и сплавов.

Нефть – есть смесь углеводородов разных классов (в том числе содержащих S, P, азот) с водой и некоторыми другими неорганическими соединœениями в форме эмульсии. Эта эмульсия является устойчивой в условиях нефтеносных пород.

После добычи нефть подвергают первичной очистки методом сепарации, в ходе которой происходит разрушение эмульсии и расслоение нефти на углеродный слой и водный слой.

Углеводородный слой отделяют и очищают в абсорберах от соединœений серы и азота промывкой олеумом (смесь h3SO4 и SO3).

Абсорбция – поглощение объёмом.

Адсорбция – поглощение поверхностью.

После очистки нефть подвергают первичной переработки путем фракционной перегонки с помощью ректификационных колонн (процесс ректификации), в ходе которой получаются нефтепродукты в виде фракций.

Фракция – вещество или смесь веществ выкипающих полностью при определœенном интервале температур.

Разделœения в ходе перегонки нефти на нефтепродукты происходит за счёт многократного процесса испарения и конденсации в ректификационной колонне.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 1 . Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи всœе время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта͵ пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на верхнюю тарелку и стекает на нижелœежащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку крайне важно вводить тепло или какой-либо испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящий остаток.

В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инœертный газ, чаще всœего — водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну при температуре, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 — 450°С под давлением 0,2 —0, 3 МПа).

В ходе ректификации нефти получают фракции следующих нефтепродуктов:

1. петролейный эфир (tкип. 34-56С°)

2. ʼʼпищевой бензинʼʼ (tкип. 50-78С°)

3. бензин (tкип. 70-150С°)

4. лигроин (tкип. 140-210С°)

5. керосин (tкип. 190-280С°)

6. газойль (tкип. 270-320С°)

7. мазут

.

referatwork.ru

Первичная переработка - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Первичная переработка - нефть

Cтраница 2

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов.  [16]

Первичная переработка нефти заключается в ее переюнке. Перегонку производит на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов.  [17]

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах.  [18]

Процессы первичной переработки нефти, к которым относятся прямая перегонка под атмосферным давлением ( получение топливных дистиллятов и мазута) и под вакуумом ( получение масляных дистиллятов, гудрона), основываются на законах физического разделения нефти на узкие фракции. Полученные при атмосферной перегонке светлые нефтепродукты при их дополнительной вторичной обработке с помощью каталитических процессов облагораживания ( изомеризация, риформинг, гидроочистка) обеспечивают выработку различных моторных топлив - автомобильных бензинов, реактивных и дизельных топлив. Масляные дистилляты подвергаются различным процессам облагораживания по соответствующим поточным схемам НПЗ топливно-масля-ного профиля.  [19]

Установки первичной переработки нефти потребляют до 2 млн. т сырья в год. В малотоннажных производствах ( реактивы, редкие металлы, продукты тонкого органического синтеза) производительность составляет килофаммы и даже фаммы продукта в час.  [20]

Задача первичной переработки нефти - разделить нефть на отдельные фракции ( дистилляты) без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии - глубокое обезвоживание и обессоливание нефти и собственно дистилляцию нефти на фракции. При этом получаемые дистилляты составляют три группы продуктов - светлые дистилляты ( 3 - 4 фракции, выкипающие в интервале от 25 - 30 С до 350 С), средние дистилляты ( 2 - 3 фракции, выкипающие от 350 С до 500 или 550 С) и остаток ( гудрон), кипящий выше 500 - 550 С.  [21]

Технология первичной переработки нефти освещена в двух главах - подготовка нефти к переработке и технология ее дистилляции. Вопросы подготовки нефти включают рассмотрение характеристик водно-нефтяных дисперсных систем и методов их разрушения, методы и технологические схемы обезвоживания и обессоливания обычных и высоковязких систем, а также стабилизацию нефтей.  [22]

Для первичной переработки нефти с большим содерлянием легких фракций расчетным способом обоснована другая схема фракиивнирв-вания. В этой схеме предусматривается нагрев исходной нефти в печи до ЗБО-ЗОО С и ввод ее в испаритель ( эвопоратор) для отделения жидкости от пара. Евдкая фаза после нагрева в печи до мак-оимальнв возможной температуры подается в сложную колонну Н-2, паровая фаза частично коцценсируется и в парожвдкостном ввде вводится в колонну K-I. Боковой погон - фракции керг син и дизельного топлива и остаток колонны K-I раздельно вводятся в йрв-межуточнуго часть укрепляющей секиии Колонны К-2, Как пвказал расчетный анализ, отделение легкой фрагшии нефтя и частданая ее ковдвноаиия позволяют увеличить производительность колонны K-I, Раздельный ввод в колонну К-2 бокового погона и остатка колонны K-I позволяет снизить удельную нагрузку колонны К-2 и печи и тем самым увеличить производительность установки.  [23]

Установка первичной переработки нефти представляет собой совокупность связанных технологических процессов с параллельно-последовательным соединением аппаратов.  [24]

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.  [26]

Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-AT, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ - вторичная перегонка, АВТ - вторичная перегонка.  [27]

Объем первичной переработки нефти на НПЗ России составил в 2003 г. 190 млн т, что на 5 млн т ( 2 7 %) больше, чем в 2002 г. На долю вертикально интегрированных компаний пришлось 75 % от этой величины.  [28]

Мощности первичной переработки нефти значительно увеличились в основном в результате ввода в эксплуатацию новых крупных нефтеперерабатывающих заводов.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru