Сепарація газу від нафти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольна робота

Сепарація газу від нафти



Зміст

1. Загальні положення, класифікація, конструкція і принцип роботи сепараційних установок

2. Визначення кількості газу та його компонентного складу в процесах сепарації

3. Розрахунок сепараторів на пропускну здатність рідини та газу

4. Основні напрями підвищення ефективності сепарації газу від нафти

Література



1 Загальні положення, класифікація, конструкція і принцип роботи сепараційних установок

Відокремлення газової фази вуглеводнів від нафти (сепарація газу) є першою стадією підготовки нафтопромислової продукції. Механізм розгазування нафти проходить внаслідок зниження тиску в системі пласт-свердловина-трубопровід і закінчується в технологічних установках її підготовки.

Основна кількість газу відокремлюється від нафти в сепараторах. В даний час на нафтових промислах України експлуатують найрізноманітніші типи таких пристроїв, що пояснюється порівняно великим періодом їх експлуатації, поступовим впровадженням в експлуатацію нових, прогресивних їх модифікацій. Всю різноманітність сепараторів газу можна класифікувати за такими основними ознаками:

1. По своєму технологічному призначенню сепаратори поділяються на вимірні та робочі ;

2. По конструкції всі сепаратори є переважно циліндричними з вертикальним або горизонтальним їх розташуванням (рис. 3.1);

3. В залежності від робочого тиску вони поділяються на:

а) високого тиску Р2,4 МПа;

б) середнього 0,6 - 2,4 МПа;

в) низького Р<0,6 МПа;

4. По принципу використання основних сил, що спричиняють розподіл фаз, сепаратори діляться на чисто гравітаційні (схема а і в рис. 3.1), інерційні (схема б) та гідроциклонні (схема в);

5. По кількості фаз, які розподіляються в сепараторах, вони можуть бути дво- або трифазними.

Незалежно від типу сепараторів, всі вони повинні бути обладнані певними пристроями, які забезпечують нормальну, безаварійну їх роботу та якісну сепарацію газу від нафти (рис.3.2).

В їх число обов'язково входять :

Запобіжні клапани 1, які повинні направляти газову фазу на факел у випадку непередбаченого різкого підвищення тиску сепарації, регулятори тиску типу "до себе" 2, які підтримують встановлений тиск сепарації, зразкові манометри 3 відповідно відтаровані та опломбовані, що вимагається існуючими правилами експлуатації посудин високого тиску.

сепарація газ нафта

Рисунок 1 - Принципова схеми газонафтових сепараторів.

Рисунок 2 Схема обладнання вертикального газосепаратора.

Особливо відповідальним вузлом в сепараторах будь-якого типу є регулятор рівня рідини 4. Максимальний та мінімальний рівні рідини в сепараторах повинні бути строго фіксованими, щоб не допустити попадання відсепарованого газу в систему збору рідини або, навпаки, появи значної кількості рідини в потоці газу. При цьому з метою досягнення високої якості сепарації принцип роботи регулятора рівня повинен забезпечувати максимальний час перебування рідини в сепараторі та швидкий вихід її в період спорожнення.

Всі регулятори рівня використовують металеві сферичні пустотілі поплавки, які піднімаються та опускаються разом з рівнем рідини і які зв'язані з тим чи іншим виконавчим механізмом. В старих конструкціях сепараторів виконавчі механізми є переважно шинопневматичного типу, а в сучасних - електроіндукційного. Відповідно різним може бути і внутрішнє обладнання сепараторів. Ще порівняно недавно на якість сепарації не звертали особливої уваги і всередині сепараторів не монтувалось ніяких додаткових пристроїв . Сучасні установки сепарації газу повинні мати певний набір внутрішніх або і зовнішніх пристроїв, які забезпечують додаткову чистку газу від крапельної рідини 5, плавний ламінарний рух рідини всередині сеператора 6, спеціальні протизавихрювальні пристрої вводу та виводу продукції. Особливістю сучасних сепараційних установок є також їх значні розміри і висота, пропускна здатність, достатня якість сепарації. Всі вони базуються на використанні стандартних горизонтальних ємностей об'ємом 100-200 м3 . Найпростішими із них є горизонтальні сепаратори типу НГС, розраховані на робочий тиск до 4,0 МПа з діаметром від 1400 до 3000 мм. Більш досконалими є багатофункціональні установки типу УБС, УБСН, УПС.

Блочні сепараційні установки типу УБС характеризуються наявністю пристрою попереднього відбору газу (депульсатора) 1 (рис 3.3). Змонтований із труб значного діаметру він має висхідний і нисхідний участки. В оптимальних умовах експлуатації на нисхідному участку зберігається розшарована структура руху газорідинної суміші, що дозволяє відбирати основну кількість вільного газу з верхньої частини депульсатора і направляти його на доочистку в виносну краплевловлювальну секцію 2. Остаточне відокремлення газу від нафти проходить в основній сепарувальній ємності 3. Звідси газ теж направляється в краплевловлювач 2, а рідина по мірі її накопичення витискується в систему збору. Вловлена в краплевловлювачі рідина стікає вниз в основну ємність.

Рисунок 3 - Схема сепараційної установки з попереднім відбором газу (УБС).

В залежності від типорозміру установки УБС розраховані на пропускну здатність по рідині від 1500 до 16000 м3/добу при газовому факторі в межах 120 м3/т.

Однією із різновидностей блочних сепараційних установок є такі, що обладнані насосними агрегатами (установки БН або УБСН). Два паралельно працюючих відцентрових насоси здатні здійснювати подачу рідини від сепараційної установки в межах від 2000 до 6000 м3/добу і з тиском від 9,0 до 26,6 МПа. Режим відкачки може бути постійним або періодичним по сигналу автомата відкачки.

Третій клас блочних сепараційних установок призначений для відокремлення газу від обважненої нафти та попереднього скиду вільної пластової води (трифазні сепараційні установки типу УПС).

Рисунок 4 - Принципова схема установкиУПС-3000 (УПС-6300).

1- ввід продукції; 2-нафтозливна поличка; 3-розподілювач входу рідини; 4-виносна краплевловлювальна секція; 5,6-пристрої для періодичного скиду обезводненої нафти та пластової води.

Конструктивно горизонтальна ємність поділена на два основних відсіки - сепараційний А та відстійний Б. Для покращання умов сепарації в секції А монтуються нафтозливні полички 2. Для рівномірного розподілу потоків рідини та газу по обох відсіках вони з'єднуються між собою в верхній і нижній чвстинах трубопроводами. Таким чином газ, який відділився від рідини в першій секції, поступає в другу і дальше вся його кількість проходить додаткову очистку в краплевловлювачі 4 та поступає в газозбірний колектор. Рідина із відсіка А поступає під тиском сепарації у відстійну секцію Б через розподілювач потоку 3. Одночасно для покращання умов відокремлення вільної води від нафти в відсік Б може подаватись додаткова кількість води з установки підготовки нафти (УПН).

Всі розглянуті тут блочні сепараційні установки відносяться до автоматизованого обладнання, тобто вони вже в заводських умовах обладнуються системами контролю та управління. В установках УПС вони дозволяють регулювати рівень розподілу "нафта-газ" приблизно на висоті 2400 мм від днища ємності; рівень "вода-нафта" на висоті 900 мм, тиск сепарації, а також вимірювати витрати окремо обезводненої нафти, пластової води, що скидається з установки, та зворотньої води і їх температуру.

2 Визначення кількості газу та його компонентного складу в процесах сепарації

Процес дегазації нафти в промислових умовах можна здійснювати на основі однократного її розгазування (рис 3.5, а) та багатократного (дво-, три- і більш ступеневого) (рис 3.5, б)



.

Рисунок 5 - Схеми одно- (а) та багатоступеневої (б) сепарації газу.

В першому випадку для повного виділення газу із нафти тиск в сепараційних установках повинен бути мінімальним і близьким до атмосферного. Подача всієї кількості газу на значну відстань споживачам, а ними являються в першу чергу газопереробні заводи, без будівництва компресорної станції практично неможлива.

В більшості випадків уніфіковані технологічні схеми збору і транспорту свердловинної продукції, розглянуті раніше, передбачають багатоступеневу сепарацію з тиском сепарації на першій ступені до 3-4 МПа і поступовим його зниженням на послідуючих ступенях в залежності від умов збору, об'ємів газорідинної продукції, відстані від основних іх споживачів.

Багатоступенева сепарація, являючись різновидністю диференціального розгазування, характеризується підвищеним вмістом в рідкій фазі (нафті) нестабільних вуглеводнів (бутанпентанових фракцій), а, значить, і підвищеним вмістом бензинових фракцій.

При виборі та обгрунтуванні необхідної кількості ступеней сепарації, кількості сепараторів та їх типо-розмірів необхідно знати об'єми газу, що виділяється на різних ступенях сепарації, та компонентний склад як газоподібної, так і рідкої фаз.

Загальна кількість газу, що поступає в систему збору при відомому газовому факторі G, визначається з формули

V=GQн. (3.1)



При наявності води в продукції

V=G(1-nв)Qр, (3.2)

де: n-доля води в рідині; Qр- сумарна витрата її (нафта+вода) .

На першій ступені сепарації в розчиненому вигляді в нафті залишиться певна кількість Vр, яка залежить від тиску сепарації P та коефіцієнту розчинності газу в нафті

Vр1=РQр(1-nв). (3.3)

Отже, кількість газу, що виділився на першій ступені V1, в нормальних умовах буде дорівнювати

V1=V-Vр1=QрG-P(1-nв). (3.4)

Відповідно, кількість газу, яка виділяється на послідуючих ступенях сепарації, буде визначатись як різниця кількості розчиненого газу на цих ступенях, тобто

V2=Vр1-Vp2 або

V2=1P1Qp(1-nв)- 2P2Qp(1-nв) (3.5)

і т.д.

Формула (3.5) передбачає, що коефіцієнти розчинності різні на окремих ступенях сепарації. Їх значення, а також величину газового фактора при різних термодинамічних умовах отримують в лабораторних умовах при розгазуванні проб пластової нафти в бомбах PVT. Такі досліди дозволяють також визначати молекулярний склад вуглеводнів газоподібної та рідкої фаз при різних умовах розгазування (контактне або диференціальне). В доповнення до лабораторних чи промислових методів доцільно завжди використовувати і аналітичний метод розрахунку, оснований, в першу чергу, на використанні констант фазової рівноваги.

Константа рівноваги - це відношення мольної долі і-го вуглеводневого компонента, що знаходиться в газовій фазі yі, до мольної долі цього ж компонента xі в рідкій фазі при певній температурі і тиску.

yi

k = (3.6)

xi

Константи рівноваги давно визначені в лабораторних умовах для всіх існуючих в природі газів і оформлені в вигляді таблиць або графіків залежності їх від тиску і температури.

Оскільки вуглеводнева система складається з n компонентів, то концентрація їх в поровій та рідкій фазах визначається із таких рівнянь:

(3.7)

де: zі-мольна концентрація і-го компонента в вихідній суміші компонентів; L і N - мольна доля всіх компонентів, які знаходяться, відповідно, в рідкій або газовій фазі при даних термодинамічних умовах (P,T).

Три параметри (xі ;L i N) або (yi ; L i N) тут являються невідомими. Тому для розв'язання цих рівнянь (фактично достатньо використати будь-яке з них) застосовують метод поступових наближень. Послідовність розрахунків при цьому така:

1. Якщо відомий масовий склад, то його переводять в мольний склад, знаючи молекулярну масу кожного компонента. Практично такі розрахунки включають вуглеводні С1-С6 та нафтовий залишок С7+вищі , тобто n=7 (без врахування ізомерних складових).

2. При заданих термодинамічних умовах сепарації знаходять в довідковій літературі (наприклад, в /6/) значення константи рівноваги для кожного компонента.

3. Задаються довільно мольною долею рідкої L та газоподібної N фаз так, щоб L+N=1. Починати розрахунки можна, задаючись L=N=0,5.

4. Використовуючи одне з рівнянь (3.7), знаходять значення, наприклад, xi для кожного компонента, а потім і їх загальну суму xi . Якщо в результаті розрахунку ця сума дорівнює одиниці, що з першої спроби малоймовірно, то розв'язок рівняння на цьому закінчується. Якщо ні, то задаються іншим значенням L та N і повторюють розрахунки. При застосуванні ПЕОМ їх проведення не викликає помітних труднощів.

3 Розрахунок сепараторів на пропускну здатність по рідині та газу

Абсолютна більшість сепараторів, що застосовуються на промислах, відносяться до гравітаційного типу, в яких розподіл фаз проходить виключно або, головним чином, (в інерційних сепараторах), за рахунок сили тяжіння. Розглянемо принцип розрахунку таких сепараторів на прикладі найбільш простого вертикального без краплевловлювальної секції чи насадки. Основна кількість газу відділяється від рідини в газовіддільній секції А (рис. 3.6 а)



Рисунок 6 - Розрахункова схема вертикального гравітаційного сепаратора на пропускну здатність по газу (а) та по рідині (б)

А-основна газовіддільна секція; Б- відстійна секція.

Вертикальна швидкість підйому газового потоку V дорівнює:

Vг

V = , (3.8)

F

де: F-площа сепарації або площа поперечного перетину сепаратора, м2;

Vг - об'ємна витрата газу, приведена до умов сепарації.

Якщо для визначення витрати газу на першій ступені сепарації використати рівняння 2.16, то Vг буде дорівнювати :

P0TZ

Vг = Qp [ G - б P] (1 - nв) , (3.9)

PT0

де: Р,Т - тиск і температура сепарації; розмірність Vг буде відповідною з Q- м3/с або м3/добу.

В газовому потоці завжди знаходиться значна кількість крапель рідини, які опускаються вниз з певною швидкістю W, тим меншою, чим менший їх діаметр та різниця в густині рідини та газу.

Очевидно, що умовою якісної сепарації гаізу від нафти буде дотримання співвідношення V ? W, при якому основна кількість крапель рідини не буде виноситись газовим потоком вверх за межі сепаратора. При відомому діаметрі краплі рідини її швидкість падіння в газовому потоці можна достатньо точно вирахувати з допомогою відомих класичних формул загальної гідравліки (Стокса, Аллена, Ньютона-Рітінгера). Але для практичних розрахунків використання цих формул ускладнюється тим, що важко обґрунтувати той мінімальний діаметр крапель рідини, які повинні опуститись в відстійну секцію сепаратора. Ясно, що всі краплі рідини меншого діаметра в цьому випадку будуть винесені газовим потоком вверх. Крім того, краплі розміром менше 100 мкм, взагалі практично не осідають, підкоряючись швидше законам броунівського руху, а не законам гідравліки.

Практика експлуатації сепараторів, спеціальні промислові дослідження дозволили встановити ту оптимальну швидкість газового потоку Vм, при зменшенні якої помітного збільшення якості сепарації не спостерігається. Або, навпаки, збільшення швидкості газового потоку понад Vм помітно знизить цю якість. Таким чином, умовою якісної сепарації буде дещо інше, ніж написане раніше співвідношення, а саме:

V ? Vм , (3.10)

Оптимальну швидкість Vм можна знайти в спеціальних таблицях або визначати за наближеною формулою:

Vм = 0,25 Р-0,5 , (3.11)

де: Р- тиск сепарації в МПа.

Ця формула показує, що із збільшенням тиску сепарації оптимальна швидкість газового потоку буде зменшуватись, що пояснюється погіршенням умов сепарації, збільшенням кількості особливо дрібних крапель рідини з врахуванням (3.8), (3.9) та двох останніх. Формула рівняння визначення пропускної здатності вертикального сепаратора по газу остаточно записується в вигляді:

Vг

= 0.25 P -0.5 (3.12)

F

або

Vг = F · 0.25 P -0.5 . (3.13)

При відомому (заданому) значенні витрати газу V1 з рівняння (3.13) можна визначити необхідну площу сепарації та діаметр сепаратора.

Розглянемо принцип визначення пропускної здатності вертикального сепаратора по рідині.

Разом з рідиною в нижню секцію збору та відстою рідини Б (рис 3.6) попадає певна кількість пухирців газу. В період, коли вихід рідини із сепаратора перекритий виконавчим механізмом, рівень рідини піднімається вверх із швидкістю Vр, яка дорівнює

Vг

Vp = , (3.14)

F

де: F - площа дзеркала рідини, яка в вертикальному сепа-раторі співпадає із площею його поперечного перетину, м2

Щоб за час перебування рідини в відстійній секції сепаратора більшість пухирців газу встигла покинути зону відстою необхідно, щоб

Vр ? W , (3.15)



де: W- середня швидкість вспливання пухирців газу в рідині.

Якщо для визначення цієї швидкості скористуватись формулою Стокса, то рівняння для визначення пропускної здатності сепаратора по рідині з врахуванням (3.13) та (3.14) набуває вигляду:

Vр gd2 (сp - сг)

= , (3.16)

F 18 мp

де: d-розрахунковий або найбільш представницький діаметр пухирців газу.

Ясно, що і в даному випадку проявляються відмічені раніше труднощі з обгрунтування допустимого мінімального діаметру тих пухирців, які не встигнуть піднятись над дзеркалом рідини і будуть в процесі опорожнення сепаратора захоплені рідиною і винесені в нафтозбірну лінію.

При визначенні пропускної здатності горизонтальних гравітаційних сепараторів можна використовувати приведені вище залежності. Тільки при розрахунках пропускної здатності по рідині площа сепарації являє собою площу дзеркала рідини S і є різною, в залежності від висоти рівня рідини в сепараторі. Очевидно, що найбільшою площа дзеркала буде тоді, коли висота рівня рідини в сепараторі h дорівнює половині його діаметра, а, значить, S=DL (без врахування площі двох півкуль, що припадають на днища сепаратора). Відповідно, при визначенні пропускної здатності по газу можна в наближених розрахунках приймати площу поперечного перетину сепаратора, не зайняту рідиною.

Високопродуктивні установки типу УБС вибираються переважно за їх паспортною характеристикою, якщо відомі витрати рідини та газу. Після цього необхідно провести такі розрахунки:

1.Розрахунок депульсатора (вибір його діаметра, кута нахилу нисхідного участка та його довжини ).

2. Визначення кількості рідини, що виноситься із сепараційної ємності газовим потоком (втрат рідини) та кількості газу, що виноситься разом із рідиною (втрат газу). Такі розрахунки досить складні і передбачають визначення середнього діаметра пухирців газу та крапель рідини, швидкості спливання чи осідання системи їх під дією сили тяжіння та Архімедової, часу перебування продукції в сепараторі та багатьох інших параметрів. Провести повністю алгоритм таких розрахунків в даному посібнику неможливо.

Програми таких розрахунків укладені, зберігаються в ІФНТУНГ і можуть використовуватись студентами в навчальному процесі та науковими працівниками при виконанні науково-проектних робіт.

4. Основні напрями підвищення ефективності сепарації газу від нафти

Велика кількість сепараційних установок, встановлених на кожному родовищі нафти, наявність багатьох факторів, негативно впливають на процес дегазації нафти, вимагають покращення конструктивних параметрів цих установок та впровадження нових технологій їх експлуатації.

На ефективність та якість сепарації впливають, в основному, наступні фактори:

1. Завантаження сепаратора по рідині та газу та ступінь рівномірності їх вводу. Паралельно працюючі сепараційні установки повинні мати рівномірне завантаження, що можна забезпечити відповідною їх обв'язкою з застосуванням регулюючих пристроїв. Пульсація тиску в промислових трубопроводах часто призводить до значної нерівномірності вводу нафтопромислової продукції в сепаратор та до різкого зниження якості сепарації. Установки з попереднім відбором газу є найбільш стійкі до перевантаження за рахунок наявності пристрою попереднього відбору газу - депульсатора.

2. Висока в'язкість нафти надзвичайно ускладнює та сповільнює процес дегазації нафти. Збільшення тривалості часу перебування рідини в сепараторі призводить до значного зменшення його продуктивності. В холодний період може також спостерігатись і явище застигання нафти, тобто може скластись аварійна ситуація.

3. Схильність певних сортів нафти до піноутворення. Як правило, це теж високов'язка нафта з великим вмістом важких вуглеводнів. Утворення шару піни на поверхні розділу двох фаз перешкоджає як осіданню крапель рідини в відстійну секцію, так і виходу пухирців газу із неї .

Боротьба з піноутворенням здійснюється як технологічними прийомами, шляхом якомога більшої ламінарності газорідинних потоків всередині сепаратора, так і хімічним методом, використовуючи піногасні речовини.

Основні втрати вуглеводнів в процесі сепарації зв'язані з виносом крапельної рідини з потоком газу. Як відомо, основним споживачем нафтового газу є газопереробний завод. Його технологічна схема передбачає переробку легких фракцій вуглеводнів С1-С5 . Тому наявність в газі важких вуглеводнів значно ускладнює процес переробки. Ускладнюється також і транспорт газу, появляється необхідність частої продувки газопроводів і спалювання виділеної рідини (нафта+конденсат) на факелі.

Для зменшення втрат необхідно використовувати краплевловлювальні пристрої - виносні або вмонтовані всередині сепаратора. Виносні газоочисні пристрої мають ту перевагу , що вони можуть обслуговувати групу сепараторів, в томі числі старих конструкцій, в яких краплевловлювальні секції відсутні. Основним елементом цих пристроїв є різного виду насадки: жалюзійні, сітчасті з металевої пряжі, струнні з металевими або капроновими нитками. Налітаючи разом із потоком газу на насадку, краплі нафти прилипають до неї і формують тонку плівку, яка по спеціальних каналах стікає вниз в зону відстою рідини. Якість очистки газу при цьому залежить від швидкості газового потоку. Як показано на рис. 3.7, із збільшенням швидкості проходження газу через газоочисну секцію винесення води за його межі (втрати нафти) збільшується практично для насадок любого типу.

Рисунок 7 - Залежність винесення крапельної рідини, (г/м3 )від швидкості руху газу

1-жалюзійна насадка; 2-сітчаста; 3 -струнна.

Із рисунка теж видно, що найбільш стійкою та ефективною є струнна насадка.

На рис 3.8 показана одна з ефективних конструкцій виносних краплевловлювачів.

Рисунок 8 - Принципова схема виносного апарата-краплевловлювача (АК-2)

Газ через ввід 1 поступає у вхідну камеру, яка має перегородки 3 та конусну насадку або віддзеркалювач 4. Тут відбувається попередня очистка газу за рахунок співударів крапель рідини та різкої зміни напряму руху газового потоку. Решта крапель рідини вловлюється в фільтрах грубої 5 та тонкої 6 очистки, виконаних із в'язаної металічної сітки. Очищений газ виходить із краплевловлювача через патрубок 7, а вловлена рідина через патрубок 8 стікає вниз в основну сепараційну ємність (якщо це установка УБС) або в іншу таку ж спеціальну ємність. Очисна здатність краплевловлювачів є достатньо високою. Так, при вмісті рідини в газі на вході до 500 г/м3 то на виході він не перевищує 0,05 - 1,0 г/м3 .

Практика підготовки природного газу на газовидобувних та газопереробних підприємствах, де проблема його підготовки є особливо актуальною, показала доцільність використання додаткових внутрішніх пристроїв доочистки газу, принцип роботи яких оснований на використанні інерційних сил і завихрювачів потоку газу, при якому рідка фаза відкидається на стінки очисної секції і стікає вниз. Для створення обертового руху газового потоку використовують різні завихрювачі пасивного типу, гвинтові та шнекові пристрої, стрічкові спіралі. Завихрювачі активного типу обладнуються невеликими турбінами, ротор яких може обертатись як за рахунок енергії руху газу, так і з допомогою електродвигуна /4/.



Література

Подготовка нефти и газа к транспортировке: Ю. А. Закожурников -- Санкт-Петербург, ИнФолио, 2010 г.- 176 с.

Правовое регулирование налогообложения разработки месторождений нефти и газа в Российской Федерации и зарубежных странах: И. А. Гончаренко -- Санкт-Петербург, Статут, 2009 г.- 208 с.

Скважинная добыча нефти Изд.2, доп. и перераб.: Мищенко И.Т. -- Санкт-Петербург, 2007 г.- 826 с.

Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: Е. В. Дорошенко, Б В. Покрепин, Г. В. Покрепин -- Санкт-Петербург, ИнФолио, 2009 г.- 288 с.

Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: Е. В. Дорошенко, Б. В. Покрепин, Г. В. Покрепин -- Москва, ИнФолио, 2009 г.- 288 с.

Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования (комплект из 2 книг): В. Ф. Бочарников -- Санкт-Петербург, Инфра-Инженерия, 2008 г.- 1152 с.

Справочник по добыче нефти: -- Санкт-Петербург, Недра, 2006 г.- 448 с.

Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа: Ю. А. Закожурников -- Москва, ИнФолио, 2010 г.- 432 с.

Хранение нефти, нефтепродуктов и газа: Ю. А. Закожурников -- Москва, ИнФолио, 2010 г.- 432 с

Размещено на Allbest.ru