3_Лекция. Процессы переработки нефти, газовых конденсатов и газов
 Скачать 47.72 Kb.
|
|
Лекция 3 ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ И ГАЗОВ Рассматриваемые вопросы: Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов Необходимость углубления переработки нефти. Современное состояние технологии глубокой переработки нефтяных остатков в моторные топлива Вариант технологической схемы углубления переработки нефти (мазута) Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических, асфальтенов, тугоплавких парафинов), непредельных углеводородов. 1. Физические процессы по типу массообмена можно подразделять на следующие типы: 1.1 - гравитационные (ЭЛОУ); 1.2 - ректификационные (AT, ABT, ГФУ и др.); 1.3 - экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депара-финизация кристаллизацией); 1.4 - адсорбционные (циалитная депарафинизация, контактная очистка); 1.5 - абсорбционные (АГФУ, очистка от Н 2S, CO 2). 2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путём химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на: 2.1 – термические. Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы: 2.1.1 - термодиструктивные (термический крекинг, висбрекинг, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.); 2.1.2 - термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.). В термодиструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др. 2.2 - Каталитические. Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы: 2.2.1 - гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.); 2.2.2 - гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез - газов, метанола, элементарной серы); 2.2.3 - гидрокаталитичесие, протекающие по механизму бифункциональног (сложного) катализа (гидроочистка, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.). Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ - электрообес-соливающей установки) является атмосферная перегонка (AT - атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырьё для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются: гидроочистки от гетероатомных соединений, а бензин - каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов - сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путём вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 – 500 0С) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырьё для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива. Необходимость углубления переработки нефти. Углубляющие процессы Начиная с 60-х годов в стране сложилась структура переработки нефти характеризующаяся малой её глубиной. Этому в основном способствовало: - форсирование добычи нефти, что обходилось дешевле наращивания мощностей деструктивных процессов. Глубина переработки нефти сокращалась вплоть до 1980г., затем изменившиеся условия добычи нефти, роста приведенных затрат на разведку и добычу, а также рост потребности в моторных топливах, продуктах нефтехимических производств заставили признать необходимость конструктивного решения проблемы углубления переработки нефти. В связи с переходом России от плановой экономики к рыночным отношениям, в её нефтяном комплексе в период с 1992 по 2001 год произошла структурная перестройка. На финансовой основе отечественные нефтеперерабатывающие заводы были объединены с нефтедобывающими предприятиями в вертикально - интегрированные компании. Сегодня в России мощности по первичной переработке нефти составляют около 315 млн. т/год. Прошедшие десятилетия, вплоть до 1999 года, характеризовались глубокими кризисными явлениями в нефтеперерабатывающей отрасли. Эти явления способствовали резкому падению объёма добычи нефти (на 214 млн. т за 1990 – 1996 гг.) и снижению объёмов производства нефтепродуктов на 48,9 %. В этот же период в целом по отрасли степень использования действующих мощностей основных процессов переработки нефти снизилась в среднем на 30 %. В результате глубина переработки уменьшилась с 65,5 до 62,7 %. В мировом нефтяном комплексе Россия уступила своё место Японии и Китаю по фактическим загрузкам мощностей. Суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов по первичной переработки нефти в 3 раза ниже, чем в США. Таблица 1 - Структура нефтеперерабатывающих заводов
В тоже время средняя мощность одного российского завода превышает мощность среднего завода США в 2,4 раза. Однако общая техническая оснащённость отечественных заводов процессами, углубляющими переработку нефти, крайне низка. Так, мощности каталитического крекинга на заводах США превышает аналогичные мощности отечественных НПЗ в 17 раз, каталитического риформинга - в 1,4 раза; индекс комплексности Нельсона по России в 2,5 раза ниже, чем в США. За последние десять лет (1991 - 2001 гг.) мощности первичной переработки нефти в России снизились с 316,8 до 273,1 млн. т/год. Глубину переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) определяет множество факторов. Основные из них: тип и качество нефти, структура и уровень загрузки эксплуатируемых мощностей, стоимость и качество поставляемых энергоресурсов и сырья, спрос и цены на нефтепродукты. При прямой перегонке нефти отбор светлых фракций, выкипающих до 360 - 380 0С - бензиновых, реактивного и дизельного топлив - составляет в среднем 50 - 60 %. Остаток перегонки представляет собой атмосферный мазут. Увеличение выхода «светлых» можно достичь двумя способами: внедрение водорода в молекулы тяжёлых углеводородов и удалением углерода из этих молекул. Проблема углубления переработки нефти решается с учётом ухудшения качества нефти (увеличение содержания серы и уменьшения содержания лёгких фракций) и ужесточения требований к охране окружающей среды. Спрос на различные нефтепродукты изменялся неодинаково. Наиболее резко упал спрос на остаточное котельное топливо, которое сравнительно легко можно заменить на электростанциях и в промышленных печах природным газом, углём т.д. Реальная же альтернатива наиболее ценным светлым нефтепродуктам (моторным топливам и нефтехимическому сырью) пока не найдена, в связи с чем, спрос на эти нефтепродукты сохраняется неизменным или даже возрастает. Расчёты показывают, что при углублении переработки нефти наиболее эффективна замена топочного мазута газом. Производство и применение бензина из нефтяного сырья характеризуется самыми низкими затратами, в том числе производственными. Увеличение глубины переработки с 63,5 до 75 % обеспечивает экономию более 30 млн. т нефти. Стратегической программой развития энергетики Российской Федерации до 2010 г. намечено довести глубину переработки нефти к 2005 г. - до 82 - 85 %. В целях углубления переработки нефти, увеличения выработки высококачественных моторных топлив и сырья для нефтехимии осуществляется строительство комбинированных установок типа ТК, включающие блоки: вакуумной перегонки мазута, висбрекинга гудрона, гидроочистки и каталитического крекинга вакуумного мазута. Разрабатываются модификации установки ТК с включением процессов глубоковакуумной перегонки мазута, лёгкого гидрокрекинга, термодеасфальтизации гудрона. Однако глубина переработки мазута на этих установках ограничена: выход компонента котельного топлива - выше 30 % (масс.). Современное состояние технологии глубокой переработки нефтяных остатков в моторные топлива Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы – глубокой вакуумной перегонки) с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационых затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котельное топливо. Из процессов глубокой химической переработки гудронов, основанных на удалении избытка углерода, в мировой практике наибольшее распространение получили следующие: 1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое сырье для последующего изготовления анодов, графитированных электродов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов; 2) термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непрерывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом - флюид-кокинг), целевым назначением которого является получение дистиллятных фракций, газов и побочного порошкообразною кокса, используемого как малоценное энергетическое топливо; 3) комбинированный процесс ТКК с последующей парокислородной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (процесс «Флексикокинг») с получением кроме дистиллятов синтез-газов; 4) процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтяных остатков после их предварительной деасфальтизации и деметаллизации посредством следующих некаталитических процессов: - сольвентной деасфальтизацией и деметализацией (процесс «Демекс» фирмы ЮОП, «Розе» фирмы «Керр-Макги» и др.) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутилизируемого остатка - асфальтита; они характеризуются высокой энергоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными затратами; - процессы термоадсорбционная деасфальтизация и деметаллизация (ТАДД) (процессы термоадсорбционного облагораживания тяжёлого сырья каталитического крекинга APT в США, в Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагороженного сырья для последующей каталитической переработки; - высокотемпературные процессы парокислородной газификации тяжёлых нефтяных остатков (ТНО) с получением энергетических или технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы характеризуются исключительно высокими капитальными и эксплуатационными затратами. Для безостаточной переработки тяжёлых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы термоконтактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку (так же, как APT, ЗД). С.А. Ахметовым и профессором Ж.Ф. Галимовым (Уфимский государственный нефтяной технический университет) разрабатываются технологические и конструктивные основы перспективного термоадсорбционного процесса безостаточной переработки тяжёлых нефтяных остатков ЭТКК (экспресс-термоконтактный крекинг). Сущность этого технически легко реализуемого процесса состоит в его высокой интенсивности, достигаемой в условиях кратковременности (доли секунды) контакта тонкодиспергированного нсфтяного сырья с дешевым природным адсорбентом при температуре 510 – 530 0С в реакторе циклонного типа с последующей окислительной регенерацией накоксованного адсорбента. В реакторе осуществляется легкая (экспресс) конверсия, деметаллизация и частичная декарбонизация без чрезмерного крекирования сырья с образованием преимущественно газойлевого дистиллята, направляемого для последующей каталитической переработки в моторные топлива (процессами каталитического крекинга или гидрокрекинга). Предлагаемый процесс позволяет осуществлять безостаточную экобезопасную переработку любого тяжёлого нефтяного остатка или битуминозных нефтей без ограничения требований к их качеству по коксуемости, сернистости и металлосодержанию. В качестве контактного адсорбента, на котором сорбируются металлы тяжёлых нефтяных остатков (никель, ванадий и др.), применяются пылевидные и порошкообразные природные рудные и нерудные материалы и отходы их переработки (железорудный концентрат, огарок обжига колчедана, горелая порода, каолин), а также отработанный катализатор крекинга, Часть отработанного контакта непрерывно выводится из системы с его циркуляцией между реактором и регенератором. Технологический режим процесса ЭТКК мазута В реакторе: температура 510 – 520 0С время контакта 0,05 – 0,1с кратность циркуляции адсорбента 7 – 15 кг/кг В регенераторе: температура 650 – 750 0С Вариант технологической схемы углубления переработки нефти (мазута) НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т.д.). Целевое назначение НПЗ - производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественых нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного потребления). Современное нефтеперерабатывающие предприятия характеризуется большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала. Мощность НПЗ зависит прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов, и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных затрат. Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктотов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам. По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы: 1) НПЗ топливного профиля; 2) НПЗ топливно-масляного профиля; 3) НПЗ топливно-нефтехим. профиля (нефтехимкомбинаты); 4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля. Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольше распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторных топлив значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехимичнского) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной. Наряду с мошностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти. Глубина переработки нефти - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине глубины переработки нефти можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти. В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти (ГПН) подразумевается суммарный выход в процентах (%) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ): ГПН = 100 - КТ - (Т + П), где Т и П - соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в % на сырье. В современной нефтепереработке принято подразделять НПЗ (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой переработкой нефти (НГП) и глубокой переработкой нефти (ГПН). Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа ГПН: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав. По признаку концентрирования остатка удобно классифицировать НПЗ на 4 типа: 1) НПЗ НГП; 2) НПЗ УПН (углубленная переработка нефти); 3) НПЗ ГПН; 4) НПЗ БОП (безостаточная переработка нефти). Таблица 2 - Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти
Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые (особенно с высоким содержанием смолисто - асфальтеновых веществ), переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них. Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо : бензин на НПЗ НГП это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ УГП или ГПН потребное соотношение дизельное топливо : бензин регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автомобильного бензина и дизельного топлива в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкелирования. Для преобладающего выпуска дизельного топлива в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга. Наиболие важным показателем структуры НПЗ является набор технологических процессов, который должен обеспечить оптимальную ГПН и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов, их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопасности должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процессов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигают: - экономии капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плотности застройки; - экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (т.е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т.д.; - снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду. Считается, что на НПЗ средней мощности (5 - 7 млн. т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологической установкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10 - 15 млн. т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощнности НПЗ, может быть представлен одной технологическо установкой (алкелирование, коксование, висбрекинг, производство серы и др.). Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн. т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современных отечественных и зарубежных заводов принята оптимальная мощность головной установки АВТ, равная 6 млн. т/год. Наиболее часто комбинируют процессы: ЭЛОУ-АВТ (AT), гидроочистка бензина – каталитический риформинг, гидроочистка вакуумного газойля – каталитический крекинг - газоразделение, сероочистка газов - производство серы; вакуумная перегонка - гидроочистк – каталитический крекинг - газофракционирование и др. В отечественной нефтепереработке разработаны модели комбинированных установок: 1) неглубокая переработка нефти ЛК-6у - производительностью 6 млн. т/год; 2) углубленная переработка нефти ГК-3 - производительностью 3 млн. т/год; 3) переработка вакуумного газойля Г-43-107 - производительностью 2 млн. т/год; 4) переработка мазута КТ-1, включающая в свой состав комбинированную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона; 5) переработка мазута КТ-1у, отличающаяся от КТ-1 использованием процесса лёгкого гидрокрекинга вместо гидроочистки вакуумного газойля; 6) переработка мазута КТ-2, которая отличается от КТ-ly использованием вместо обычной вакуумной перегонки глубокую вакуумную перегонку с отбором фракции 350 - 540 0С (и отсутствием процесса висбрекинга). Модели 1 - 4 внедрены на ряде НПЗ страны и показали высокую эффективноть. Так, по сравнению с набором отдельно стоящих установок, на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуатационные затраты ниже соответственно на 36 и 40 %, площадь застройки меньше в 3 раза, а производительность труда выше в 2,5 раза. С использованием высокопроизводительных комбинированных установок, а именно ЛК-6у и КТ-1, были в последние годы сооружены и пущены в эксплуатацию высокоэффективные НПЗ нового поколения в г. Павлодаре, Чимкенте, Лисичанске и Чарджоу, на которых осуществляется углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК-6у и КТ-1, дополнительно входят такие процессы, как алкелированиие, коксование, произво водорода, серы, битума и т.д. Таблица 3 - Набор технологических процессов, входящих в состав отечественных комбинированных установок
Акционерное общество «Нижегороднефтеоргсинтез» - «НОРСИ» - испытывало трудности со сбытом мазута при постоянном недостатке светлых нефтепродуктов на местном рынке. Глубина переработки нефти составляла 56 %, что не позволяло работать прибыльно. Для интенсификации процессов была предложена схема комплекса глубокой переработки мазута. Получить льготный кредит через Минтопэнерго (1994 г.) не удалось. Получить кредит в полном объёме за рубежом оказалось невозможно. Пришлось искать выход своими силами. Включили в состав комплекса некоторые существующие, не полностью загруженные установки. Концентрирование пропилена планировалось осуществить на установке ЭП - 300 и АГФУ. По новой, урезанной схеме гидроочистке будет подвергаться только 50 % сырья каталитического крекинга. После ввода в действие первой очереди комплекса планируется построить установку для гидроочистки остального количества, вакуумных дистиллятов и установку для производства водорода соответствующей мощности. Примерная стоимость комплекса 250 - 280 млн. долл. США. Окупаемость капитальных вложений за счёт прироста прибыли составляет 3,1 года. Оборудование изготовляется на машиностроительных заводах России. Глубина переработки нефти возросла с 55,4 % до 78,3 % (по заводу). Внедрение в нефтепереработку термических и каталитических процессов, позволило увеличить выход светлых в 1,5 - 1,8 раза. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||