Исследование физико-химических свойств нефти месторождения Кумколь


Министерство Образования и Науки Республики Казахстан
Атырауский Институт Нефти и Газа
Факультет «Индустриально-технологический»
Расчетно-графическая работа
По дисциплине «Химия и физика органических веществ»
на тему
«Исследование физико-химических свойств нефти месторождения Кумколь»
Выполнил: студент гр. ХТОВ-18 р/о
Серик Дана
Проверил: и. о. ст. преп. Карабасова Н. А.
Атырау 2020 г.
Содержание
Введение
- Основная часть
1. 1 Физико- химическая характеристика нефти месторождение Кумколь
1. 2 Шифр нефти месторождения
1. 3 Описание поточной схемы
1. 4 Расчет материальных балансов, входящих в поточную схему
1. 5 Сводный материальный баланс
- Специальная часть
Список использованной литературы2. 1 Способы лабораторной перегонки нефти и нефтепродуктов
2. 2 Определение кинематической вязкости
2. 3 Определение плотности пикнометром
2. 4 Определение углеводородного состава нефтепродуктов
2. 5 Определение содержания нафтеновых и метановых углеводородов
Заключение
Графическая часть
Введение
Нефть и газ являются одной из основ казахстанской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. В силу конкурентных факторов Республика Казахстан на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений и, следовательно, основным источником финансирования импорта. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров.
До перестройки нефть и газ были опорой советского руководства. Дешевые энергоносители обеспечивали оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть и этот газ привязывали страны восточного блока. Валютные доходы от экспорта газа и нефти позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.
С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. В то же время нефть и газ по-прежнему остаются важнейшими источниками дохода в валюте для всей страны.
Нефтегазовый комплекс за годы реформ значительны упрочил свои позиции в экономике страны. НГК возник и окреп, как и другие структурные подразделения в народном хозяйстве страны, еще в рамках СССР и единого народно-хозяйственного комплекса. После его развала нефтегазовый комплекс получил вполне самостоятельное значение. Что касается общего положения нефтегазового комплекса в российской экономике, то отрасль в гораздо меньшей степени затронул спад производства. Более того, за годы реформ сырьевые отрасли выдвинулись на ведущие позиции в народном хозяйстве страны. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.
Необходимо отметить также, что большинство отраслей перерабатывающей промышленности оказались убыточными вследствие избыточной энергоемкости, в несколько раз превышающей мировые стандарты, сформировавшиеся под влиянием топливно-энергетического кризиса 70х-80х годов. В этой ситуации упадка производства, неплатежей, социальной напряженности и безработицы относительно стабильный и экспортно-ориентированный нефтегазовый комплекс становится поистине жизненно важным элементом в структуре экономики нашей страны, той отраслью, которая способна стать опорой более высокотехнологичных и наукоемких современных производств. Однако до сих пор перерабатывающие отрасли страны находятся в глубоком кризисе.
Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.
Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство страны. Энергодобывающая промышленность РК тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в казахстанских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.
1 Основная часть
1. 1 Физико-химические характеристики нефти Кумколь
Исследование физико-химических свойств нефтей является необходимым этапом для выбора путей дальнейшей рациональной переработки нефти, а также для прогнозирования наличия и получения отдельных видов топлив, масел, а также углеводородов для нефтехимического синтеза.
Месторождение Кумколь расположено в южной части Торгайского прогиба, в 230 км к юго-западу от г. Жезказгана. Открыто в 1984 году.
Продуктивные горизонты установлены в средне-верхнеюрских и нижненеокомских отложениях. Все эти горизонты сложены песчаниками и песками, открытая пористость которых достигает 30%, а проницаемость превышает 1000 мД.
Нефть сравнительно легкая(0. 81-0. 83 г/м3), со значительным содержанием легких фракции и практическим отсутствием вредных примесей. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к парафинизации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин.
отложения содержат 6-10% парафина, 10-16% сммол, 52-55% асфальтенов и 20-28% масел и механических примесей. Температура плавления этих отложении 82-85 градусов.
Кумкольские нефти малосернистые, парафинистые и легкозастывающие.
В данной статье приводятся результаты анализа нефти месторождения Кумколь (скважины № 3 и № 2) . В таблице 1 приведена общая характеристика нефти месторождения Кумколь скважина №3 и № 2.
Таблица 1 - Общая характеристика нефти.
Скважина №2
Среднеюрский
горизонт
Глубина перфорации 1078-1093 1205-1209 1290-1297 1311-1318
Плоткость 0. 8215 0. 8248 0. 8348 0. 8208
Вязкость при 20С 9. 69 14. 08 22. 14 8. 89
Темп-ра застывания 2 3. 5 -10 5
Темп-ра вспышки 20 15 -4 0
СОДЕРЖАНИЕ %:
Парафина 14. 78 13. 2 16. 52 12. 7
Серы 0. 37 0. 43 0. 38 0. 41
Силикагелевых смол 8. 2 6. 33 6. 67 7. 46
Асфальтенов 1. 52 2. 34 0. 35 0. 3
Ванадия 0. 58*0. 0001 5*0. 0001
Никеля 2. 5*0. 0001 3*0. 0001
Кокосуемость, % 2. 8 1. 5 1. 52 1. 2
Кислотность мг на грамм 0. 0143 0. 036 0. 0132 0. 024
Выход фракции, %:
До 200 градусов 30 23 22. 5 23. 8
До 300 градусов 50 40 48. 8 49. 4
Из таблицы видно, что бензиновые фракции нефти содержат в малом количестве серу; кислотность их невелика. Поэтому фракции н. к. -100 градусов, н. к. -120 градусов отвечают требованиям ГОСТ-а 1012-82 на авиационные бензины и ГОСТ-а 2084-82 на автобензины.
Состав углеводородов в бензиновых фракциях приведен в таблице № 2.
Таблица 2 - Характеристика бензиновых фракции (выкипающих до 200 градусов. )
Температура
отбора
Выход
%
Кислотность
Мг КОН
На 100мл
Сера
%
Нефть из скважины №3
Н. к. -100 6. 0 0. 7047 45 65 86 99 102 0. 54 0. 03
Н. к. -120 8. 5 0. 7226 50 80 100 118 120 0. 99 0. 04
Н. к. -150 13. 0 0. 7312 60 95 120 142 152 1. 40 0. 08
Н. к. -180 18. 5 0. 7406 60 95 135 178 182 1. 48 0. 014
Н. к. -200 23. 0 0. 7469 62 95 144 195 200 1. 55 0. 018
Нефть из скважины № 21
Н. к. -75 2. 0 0. 6788 0. 425 ---
Н. к. -85 4. 7 0. 6917 40 45 60 83 86 0. 54 0. 005
Н. к. -120 13. 2 0. 7246 60 80 101 112 120 0. 54 0. 012
Н. к. -150 17. 3 0. 7381 70 85 110 146 152 0. 83 0. 012
Н. к. -180 21. 7 0. 7464 80 110 135 170 180 1. 08 0. 022
Н. к. -200 23. 8 0. 7492 1. 26 0. 022
Групповой углеводородный состав бензиновых фракции из скважины №21 приведен в таблице №3.
Таблица 3 - Групповой углеводородный состав бензиновых фракции.
Температура
Отбора
В градусах
Аромати-
ческих
Нафте-
новых
Нормаль-
ного
строения
Изострое-
ния
Нефть из скважины №21
Н. к. -62 1. 15 0. 6470 1. 3790 -- 21. 0 79. 0 48. 33 30. 67
62-95 6. 05 0. 6687 1. 3912 2. 3 26. 38 71. 32 34. 10 37. 22
95-122 6. 24 0. 7288 1. 4052 7. 2 35. 26 57. 54 22. 11 35. 43
122-150 3. 26 0. 7528 1. 4164 10. 8 35. 97 53. 95 17. 17 36. 78
150-200 6. 5 0. 7713 1. 4279 15. 0 25. 0 60. 0 43. 96 16. 04
Нефть из скважины № 21 (1093-1078)
Н. к. -62 2. 5 0. 6953 1. 3786 78 46 32
62-95 4. 0 0. 6870 1. 3886 2 21 77 33 44
95-122 3. 0 0. 7235 1. 4046 4 29 67 33 34
122-150 11. 0 0. 7418 1. 4146 5 25 70 35 65
150-200 9. 5 0. 7745 1. 4306 12 4 84
В таблице 4 показана Характеристика керосиновых дистиллятов, фракционный состав. Нефти скважины № 3 и № 21.
Таблица 4 - Характеристика керосиновых дистиллятов
Темп-ра
отбора
Выход
%
С
Е
Р
А %
А
Н
И т
Л о
И ч
Н к
О а
В
А
Я
В
Ы
С
О
Т
А
пламени
П
О
М
У
Т
Н
Е
Н
И
Я
З
А
С
Т
Ы
В
А
Н
И
Я
В
С
П
Ы
Ш
К
И
Нефть из скважины № 3 (1205-1209м)
150-280 20. 5 0. 7994 150 160 225 2. 27 1. 45 -23 -40. 5 65 0. 026 66 23. 4
150-320 24 0. 8032 150 162 245 2. 52 1. 57 -16. 5 -37 76 0. 037 68 22. 7
150-280 21. 2 0. 8094 150 170 215 1. 95 1. 25 -32 -45 75 0. 036 40 21. 7
Нефть из скважины №21
150-320 28. 3 0. 8116 150 172 240 2. 55 1. 61 -20 -30 70 0. 030 42 21. 3
Потенциальное содержание базовых масел в нефти приведены в таблице 5.
Таблица 5
Темп-ра
отбора
Вязкость
Мм2/с, при
Темп-ра
застывания
50
град.
Нефть из скважины №3
350-400 48. 39 3. 24 0. 8493 4. 56 1. 95 128 1. 4718 252 -5
400-450 53. 59 6. 87 0. 8677 10. 17 3. 34 129 1. 4807 320 -4
Выше 450 37. 45 11. 09 0. 8733 55. 25 13. 45 138 1. 4805 452 +1
Нефть из скважины №21
350-400 46. 03 4. 88 0. 8488 4. 65 1. 99 125 1. 4708 325 -8
400-450 43. 03 3. 79 0. 8612 11. 67 3. 86 131 1. 4770 355 -10
Выше 450 42. 39 12. 59 0. 8763 69. 26 14. 33 129 1. 4856 581 -13
Характеристика остатков нефти из скважины №21 приведены в таблице 6.
Таблица 6
Остаток
Выше
В градусах
Выход
На нефть
%
Сера
%
50
Град.
80
Град.
200 74. 7 0. 8649 13. 85 6. 19 344 15 130 0. 54 1. 60
280 60. 0 0. 8772 20. 74 8. 92 381 18 170 0. 59 1. 75
320 52. 9 0. 8861 41. 34 14. 16 418 22 175 0. 67 2. 0
350 49. 1 0. 8902 43. 16 14. 52 473 25 180 0. 69 2. 4
400 38. 5 0. 8978 55. 17 20. 37 540 30 200 0. 74 3. 0
450 29. 7 0. 9059 181. 7 52. 18 583 34 215 0. 81 3. 7
Групповой углеводородный состав высококипящих в остаточной фракции нефти из скважины №21 приведены в таблице 7.
Таблица 7
Темп-ра
Отбора
Парафино-
нафтеновые
углеводороды
%
Промежу-
точные
фракции
I
группы
II и III
групп
IV
группы
200-250 91. 4 1. 3 6. 7 8. 0 0. 6
250-300 86. 2 3. 2 8. 8 12. 0 0. 8
300-350 80. 6 6. 6 11. 7 18. 3 1. 1
350-400 81. 12 1. 90 16. 6 18. 5 0. 38
400-450 75. 41 6. 82 12. 33 4. 65 23. 8 0. 79
Выше 450 59. 72 7. 85 15. 45 14. 3 37. 6 2. 67
По данным приведенных в таблицах можно констатировать, что нефть месторождения Кумколь сравнительно легкая(0. 81-0. 83 г/м3), со значительным содержанием легких фракции и практическим отсутствием вредных примесей. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к парафинизации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин.
отложения содержат 6-10% парафина, 10-16% смол, 52-55% асфальтенов и 20-28% масел и механических примесей. Температура плавления этих отложении 82-85 градусов.
Кумкольские нефти малосернистые, парафинистые и легкозастывающие.
Шифр нефти месторождения Кумколь: 12213
1) По содержанию серы 0. 11-0. 52 1 класс малосернистые
2) По выходу светлых фракции 2 класс
3) По потенциальному содержанию базовых масел 2 класс
4) Индекс вязкости (ИВ) - 135 1 класс
5) По содержанию алканов, парафинов 10. 8-11. 5% 3 класс
1. 2 Описание поточной схемы
Общепринято строить нефтеперерабатывающие заводы вблизи потребителей нефтепродуктов. Технико-экономические расчеты показали, что транспортировка нефти обходится дешевле, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, расположенных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребления. Это в первую очередь касается темных и твердых нефтепродуктов, которые можно перевозить только по железной дороге - самому дорогому виду транспорта.
Место строительства завода, его мощность, ассортимент и качество продуктов, которые он будет вырабатывать, определяются заданием на его проектирование. Задание составляется руководством Министерства на основе специального технико-экономического обоснования. При выборе места для строительства нефтеперерабатывающего завода учитывается возможность обеспечения его водой, электроэнергией, транспортом, рабочей силой и пр. После утверждения проектного задания приступают к проектированию завода.
Ни один из заводов не может вырабатывать все нефтепродукты и продукты нефтехимии, в которых нуждаются близлежащие районы. Это невыгодно, так как современные установки и производства создаются большой мощности, что экономически более целесообразно. Поэтому в районы поставляют продукцию не только с имеющихся в них заводов, но и с других предприятий.
Следовательно, нельзя создавать проект единого стандартного нефтеперерабатывающего завода, который можно было бы строить в любом районе страны.
Нефтеперерабатывающие заводы можно разделить на пять основных типов:
1) топливный с неглубокой переработкой нефти,
2) топливный с глубокой переработкой нефти;
3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой и производством нефтехимической продукции;
4) топливно-масляный;
5) энергонефтехимический.
На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные виды топлива. При неглубокой переработке нефти отбор топочного мазута составляет 65-70% от количества нефти, а светлых нефтепродуктов не более 35%; при глубокой переработке соотношение обратное. Для обеспечения производства наибольшего количества светлых нефтепродуктов применяют такие процессы, как каталитический крекинг, коксование и гидрокрекинг.
На заводах третьего типа - топливно-нефтехимических вырабатывают не только продукцию в виде топлив, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья используют продукты, в основном газы, получаемые при глубокой переработке нефти (завод второго типа), или фракции бензина и керосино-дизельные первичной перегонки для пиролиза с получением олефинов и ароматики.
На заводах четвертого типа - топливно-масляных - наряду с топливами вырабатывают различный ассортимент масел, парафина, битума и другой продукции масляного производства.
Заводы пятого типа - энергонефтехимические строят при ТЭЦ большой мощности (2400-4000 тыс. квт) или вблизи нее. На установках для перегонки нефти отбирают фракции бензина и керосино-дизельные, а мазут - остаток от перегонки направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов (бензина и керосино-дизельные) используют в качестве сырья для пиролиза с получением олефинов, диенов и ароматики. На базе этих продуктов производят нефтехимические продукты.
Изучив характеристики нефти месторождения Кумколь, разработали вариант ее переработки. Поточная схема приведена в приложении А на самой последней странице работы .
На основе этих физико-химических характеристик нефти был разработан следующий вариант ее переработки.
Сырая нефть с промысла поступает на установку ЭЛОУ-АТ (электрообессоливающая и обезвоживающая установка и атмосферная трубчатка), где она обезвоживается, обессоливается, и разгоняется на фракции. Фракция н. к - 180˚ С - бензиновый дистиллят - отправляется на установку каталитического риформинга, где можно получить бытовые газы и высокооктановый бензин.
Керосиновая фракция, (фракция 180-240 ˚С) может использоваться как готовый продукт - осветительный керосин.
С установки ЭЛОУ-АТ получаем дизельную фракцию, выкипающую в пределах 240-350 ˚С. В качестве готовых нефтепродуктов можно получить летнее дизельное топливо, а также зимнее дизельное топливо, но с условием, что эту фракцию дополнительно подвергнут карбамидной депарафинизации дизельного топлива с получением дизтоплива и парафина.
Мазут фракция выше 350 ˚С выводится с установки ЭЛОУ-АТ и может использоваться как топочный мазут и т. д.
Теперь перейдем к расчетам материальных балансов на примере разработтанной нами поточной схеме.
1. 3 Расчеты материальных балансов
На основании этого варианта переработки нефти Кумколь, были рассчитаны материальные балансы установок, входящих в поточную схему.
Таблица 8 - Материальный баланс ЭЛОУ
Взято:
1. Нефть сырая,
в т. ч. вода и соли
2. Свежая вода или конденсат
100, 0
(0, 2)
5, 0
12млн
1996
49900, 2
32 876. 7123
5, 5
136, 7
1369863
229, 2
5700
Получено:
1. Обессоленная смесь
- Соляной раствор
99, 8
5, 4
11952096
646707. 6
32745. 6
1772. 4
1364 400
73850. 4
Назначение ЭЛОУ - удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализатора, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других продуктов.
Технологический режим:
Температура, 0 С
сырой нефти, поступающей на установку 10-30
нефти в горизонтальных электродегидраторах 120-140
Давление в горизонтальных электродегидраторах, кгс/см 2 12-14
Таблица 9 - Материальный баланс АВТ
Взято:
1. Обессоленная нефть
Получено:
1. н. к. - 180 ˚С
2. 180-240˚С
- 240-350 ˚С
4. >350
32
13
15
40
3824671. 2
1553772
1792814. 4
4 780 838. 4
10479. 6
4257. 6
4912. 8
13099. 2
436650
177400. 8
204 700. 8
545800. 8
Назначение установки - разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции.
Технологический режим:
Температура, 0 С
подогрева нефти перед колонной К-1 210-230
нагрева нефти в печи П-1 320-360
нагрева мазута в печи П-2 400-420
низа колонны К-1 210-240
низа колонны К-2 330-350
низа колонны К-4 160-200
низа колонны К-5 345-380
Давление избыточное, кгс/см 2
верха колонны К-1 3-4
верха колонны К-2 0, 6-1
верха колонны К-4 7-11
Давление остаточное верха колонны К-5, мм. рт. ст. 40-60
Технологическая схема.
Таблица 10 - Материальный баланс ГО
Взято:
1. н. к. - 180 ˚С
Получено:
1. Углеводородный газ
2. Головка стабилизации
3. Катализат
4. ВСГ
7, 4
4, 5
82, 3
5, 8
283026
172111. 2
3 147704. 4
221832
776. 4
471. 6
8624. 4
608. 4
32350. 8
19650
359 350. 8
25350
Гидроочистка - процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс нефтепереработки.
Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга) ;
2. Керосиновые фракции;
3. Дизельное топливо;
4. Вакуумный газойль;
5. Моторные масла.
Гидроочистка - процесс селективного гидрирования содержащихся в моторных топливах (бензин, керосин, дизельное топливо), маслах и других нефтепродуктах органических сернистых, азотистых и кислородных соединений, которые, присоединяя водород, образуют соответственно сероводород, аммиак, воду и в таком виде удаляются из очищаемого продукта.
Процесс осуществляется под действием водорода на прямогонные нефтяные фракции и вторичные продукты их термокаталитической переработки в присутствии катализатора. Применяется с целью получения малосернистых бензинов, реактивных, дизельных и печных топлив, а также подготовки сырья для каталитического крекинга и риформинга, гидрокрекинга и др.
Процесс гидроочистки приобрёл очень большое значение в связи с вовлечением в переработку больших количеств сернистых и высокосернистых (более 1, 9% серы) нефтей.
Гидроочистку ведут в присутствии катализатора, например алюмомолибдата кобальта, при 260-430 °С и давлении водородсодержащего газа 10-100 кгс/см2.
Таблица 11- Материальный баланс Кат. Риформинг
Взято:
1. Бензин гидроочистки ДТ
Бензин ГК
Получено:
Углеводородный газ
Головка стабилизации
Катализат
Водосодержащий газ (водород) в том числе
13. 2
4. 5
76. 9
5. 4
(1)
6. 24
2. 04
35. 88
2. 52
0. 46
0. 0168
0. 00558
0. 09828
0. 00684
0. 00096
0. 696
0. 228
4. 092
0. 2868
0. 04104
Назначение установки каталитического риформинга - получение высокооктанового компонента автомобильных бензинов, ароматизированного концентрата для производства индивидуальных ароматических углеводородов и технического водорода в результате каталитических превращений бензиновых фракций первичного и вторичного происхождения.
Таблица 12 Гидрокрекинг
Взято:
Вакуумный дистиллят
водород
100, 0
3, 3
354. 57
11. 7
0. 9714
0. 032
40. 47
1. 33
Получено:
Углеводородный газ
Сжиженный газ
Бензиновая фракция
Керосиновая фракция
Дизельная фракция
ВСГ на концентрирование
Тяжелый газойль
Сероводород+аммиак
0. 9
4. 6
19. 1
35. 8
33. 9
2. 7
0. 9
2. 1
3. 29
16. 84
69. 9
131. 12
124. 16
9. 88
3. 29
7. 69
0. 009
0. 046
0. 191
0. 359
0. 34
0. 027
0. 009
0. 021
0. 37
1. 92
7. 97
14. 968
14. 17
1. 127
0. 375
0. 887
Таблица 13
Материальный баланс производство битумов
... продолжение- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда