СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ


Тип работы:  Диссертация
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 73 страниц
В избранное:   

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

ТАШКЕНТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ И. А. КАРИМОВА


ФАКУЛЬТЕТ «ЭЛЕКТРОНИКА И АВТОМАТИКА»

Кафедра «МЕТРОЛОГИЯ, СТАНДАРТИЗАЦИЯ И

СЕРТИФИКАЦИЯ»

ДИССЕРТАЦИОННАЯ РАБОТА

ОЗОДБОЕВ РУСЛАН РУСТАМБЕК УГЛИ


«СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ»


для получения академической степени магистра по направлению
5А310902- «Метрология, стандартизация и управления качеством»

Научный руководитель д. т. н., проф. П. М. Матякубова

Ташкент-2020 г.

Оглавление

Введение . . .

ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1. 1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов . . .
1. 2 Лабораторные методы определения содержания воды . . .
1. 3 Измерение содержания воды поточными влагомерами . . .
1. 4 Состояние метрологического обеспечения измерения объемного
влагосодержания . . .
1. 5 Цели работы . . .
ГЛАВА 2. СОЗДАНИЕ ЭТАЛОНА
2. 1 Воспроизведение единицы объемной доли воды в смеси нефть-вода.
2. 2 Выбор метода дозирования компонентов . . .
2. 3 Выбор средств измерений и оборудования для включения в состав
эталона . . .
ГЛАВА 3 СОСТАВ И СТРУКТУРА ЭТАЛОНА

3. 1 Состав эталона . . .

3. 2 Подготовка эталона к применению . . .
3. 3 Создание смесей . . .
Заключение

Список использованной литературы. .

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Представленная работа посвящена актуальной задаче и средств воспроизведения и передачи единицы нефти и нефтепродуктов при учетных операциях.

История коммерческого учета добываемой нефти в Республики Узбекистан насчитывает не многим более 25 лет, так как до начала 90-х годов недровладелец инедропользователь имели государственную форму собственности . В техусловиях основное внимание уделялось учету товарной нефти, т. е. нефти, прошедшей стадии обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Для учета применялись средства измерений расхода, количества и показателей качества, устанавливаемые на станциях и пунктах учета нефти. Для определения содержания воды первоначально применялся только лабораторный метод, позднее получили широкое распространение поточные влагомеры, позволяющие более оперативно получать информацию о содержании воды в нефти.

С изменением формы собственности в начале 90-х годов 20-го века основной задачей недропользователей стало достоверное измерение количества извлеченных углеводородов из каждой отдельно взятой скважины . Как объект измерений, "сырая" нефть отличается от товарной нефтисоставом и свойствами и поэтому попытка позаимствовать методологию метрологического обеспечения учета товарной нефти не увенчалась успехом, т. к. применявшиеся методы измерения расхода, количества, объемного влагосодержания не позволяли с высокой точностью производить измерения количества скважинной продукции . В частности, диапазон измерений объемного влагосодержания вырос до 100 % об. и требовалась разработка приборов, реализующих новые более точные методы определения объемного влагосодержания.

Постановка данной работы была обусловлена возросшими требованиями кдостоверности определения количества энергоресурсов, а также появлением нарынке усовершенствованных средств измерений единицы с высокими метрологическими характеристиками. Однакосуществовавшая на тот момент общесоюзная поверочная схема для средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов не единицы объемного влагосодержания к эталону, а специальный эталон не единицы объемного влагосодержания в диапазоне от 0 до 100 %объемного влагосодержания с наивысшей точностью.

Цель работы

Совершенствование методов и средств воспроизведения и передачиединицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов путем реализацииновых технических и методических решений.

Основные задачи исследований

• анализ и оценка состояния метрологического обеспечения измерений единицыобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов для совершенствования метрологического обеспечения измеренийколичества добываемого полезного ископаемого и транспортируемых потрубопроводам нефти и нефтепродуктов с целью повышения точности измеренийпри учетных операций;

• создание усовершенствованного первичного специальногоэталона единицы объемного влагосодержания и исследования егометрологических характеристик;

• разработка поверочной схемы для средств измеренийобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов;

• разработка Методики передачи единицы объемного влагосодержания отГосударственного первичного специального эталона нижестоящим эталонамединицы величины.

ГЛАВА 1

ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

1. 1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов

Под обеспечением единства измерений понимается деятельность, направленная на установление и применение научных, правовых, организационных и технических основ, правил, норм и средств, необходимых длядостижения заданного уровня единства измерений .

Структура метрологического обеспечения измерений приведена на рисунке1. 1.

Научной основой метрологического обеспечения является метрология -
наука об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства и способахостижения требуемой точности .

Рисунок 1. 1 - Структура метрологического обеспечения измерений

Нормативная основа - создана и действует Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ), представляющая собой комплекс нормативных документов, , нормы, требования, направленные на достижение и поддержаниеединства измерений в стране, утверждаемых Федеральным агентством потехническому регулированию и метрологии.

В соответствии с, объектами ГСИ являются:

- единицы физических величин;

- государственные эталоны и общесоюзные поверочные схемы;

- методы и средства поверки средств измерений;

- номенклатура и способы нормирования метрологических характеристиксредств измерений;

- нормы точности измерений;

- способы выражения и формы представления результатов и показателейточности измерений;

- методики (методы) измерений;

- методики оценки достоверности и формы представления данных о свойствахвеществ и материалов;

- требования к стандартным образцам свойств веществ и материалов;

- термины и определения в области метрологии;

- организация и порядок проведения испытаний средств измерений, поверкии аттестации испытательного оборудования; калибровки средств измерений, метрологической экспертизы нормативно-технической, проектной, конструкторской и технологической документации, а также экспертизы и данныхо свойствах используемых материалов и веществ.

Теоретической основой метрологического обеспечения является систем:

- государственных эталонов единиц физических величин, состоящих из 114государственных и более 250 вторичных эталонов;

- передачи размеров единиц физических величин от эталонов к рабочимсредствам измерений;

- разработки, постановки на производство и выпуска в обращение средствизмерений;

- испытаний средств измерений;

- поверки и калибровки средств измерений;

- стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов;

- стандартных справочных данных о физических константах и свойствахвеществ и материалов.

1. 2 Лабораторные методы определения содержания воды

Вода является природным спутником нефти при ее добыче. В нефти водаможет содержаться в виде свободной воды и легко отстаиваться при хранении, либо в виде эмульсии. В этом случае капли (глобулы) воды диспергированы внефти и защищены оболочкой из смолисто-асфальтеновых веществ, солейкарбоновых кислот, механических примесей, которая препятствует слияниюглобул воды и ее отделению от нефти.

Содержание воды в светлых очень мало, заисключением случаев их обводнения. На наличие воды в смазочных маслахуказывает их мутность. Однако, при технических анализах нефтепродуктов вбольшинстве случаев необходимо подтверждать отсутствие воды, под которойподразумевают суспензированную и эмульсионную воду. Различают качественные и количественные методы определения воды. Классификация методов приведена на рисунке 1. 2. К качественным методам испытаний, которые позволяют определить лишьналичие или отсутствие воды, относят:

- проба Клиффорда. Суть метода состоит в следующем: испытуемыйпродукт встряхивают в делительной воронке с порошком марганцево-кислогокалия. Приналичии влаги образуется быстро исчезающая слабо-розовая окраска.

- проба на прозрачность. Применяют в основном для светлых смазочныхмасел и дизельных топлив. Образец нефтепродукта, помещенный в пробирку стермометром, охлаждают и затем определяют степень помутнения на рассеянномсвету. Помутнение или легкое потускнение продукта свидетельствует о наличиивлаги.

- проба на потрескивание. Пробу нефти или нефтепродукта, помещенную встеклянную пробирку, нагревают. При наличии в продукте влаги она начинаетпениться, слышится треск, пробирка вздрагивает, а капли продукта на стенкахверхней части мутнеют. Этот метод до настоящего времени применяется приопределении наличия воды в нефтяных маслах и пластичных смазках всоответствии с ГОСТ 1547-84. На современном этапе развития техники и технологии качественные методыопределения содержания воды применяются лишь для демонстрационных целей; втехническом анализе используют количественные методы. При этом, измерениесодержания воды в нефти позволяет не только оценить качество подготовленнойнефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, но определить количество балластапри определении массы нетто нефти при коммерческом ее учете .

Рисунок 1. 2 - Классификация методов определения содержания воды

К лабораторным методам измерения объемного влагосодержаниянефти и нефтепродуктов относятся перегонка с растворителями, а дляопределения малых количеств воды используют методы титрованияпродуктов взаимодействия с водой [14, 15] .

Метод перегонки нефтепродукта с растворителем, более известный какметод Дина и Старка, реализуется в соответствии с ГОСТ 2477-65 «Нефть инефтепродукты» [16] . Этот метод определения содержания воды в Россиииспользуют как арбитражный.

Прибор Дина - Старка (рисунок1. 3) состоит из колбы 1, приемника 2,
который представляет собойпробирку с нижней частью, ихолодильника

3. Сущность метода
состоит в нагревании пробы
нефтепродукта нерастворимым в
воде растворителем и измерении
объема сконденсированной воды. В
качестве растворителя используют
нефтяной дистиллят с пределами
кипения от 100 до 200 °С или от 100
до 140 °С, толуол или ксилол.
Растворитель увеличивает летучесть
воды и образовывает с ней
нераздельно кипящую смесь. Послеконденсации эта смесь разделяется на фазу растворителя и водную фазу, которая скапливается в нижней части приемника. Данный метод позволяет определитьмассовую или объемную долюводы в процентах. Объектами измерений по ГОСТ 2477-65 являются [17] :

- товарная нефть- диапазон измерений содержания воды 0÷1%;

- сырая нефть - диапазон измерений содержания воды 0÷85%;

- нефтегазовая смесь - диапазон измерений содержания воды 0÷98%.

Основные метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477-65представлены в таблице 1. 1.

Таблица 1. 1 - Характеристики метода по ГОСТ 2477-5.

Характеристика
Значение
Характеристика: Сходимость
Значение:

0, 1 см 3 - при объеме воды, меньшем или равном 1см3;

0, 1 см 3 или 2% среднего объема воды - при объеме воды более 1 см 3 ; 1 %

Характеристика: Воспроизводимость
Значение:

0, 2 см 3 - при объеме воды, меньшем или равном 1см 3 ;

0, 2 см 3 или 10% среднего объема воды- при объеме воды свыше 1см 3 до 10 см 3 ;

5 % величины среднего результата -
при объеме воды более 10 см 3 ;

Как уже было сказано, данный метод применяется при учетныхоперациях с нефтью, но из-за длительности процедуры испытания, а такжебольшой погрешности (до 30 % отн. ) по определению содержания воды, онвносит большую составляющую в погрешность определения массы(количества) нефти при учетных операциях.

Более точным лабораторным методом определения содержания водыявляется метод Карла Фишера. Его работа [18] была опубликована в 1935году и с тех пор титрование по Карлу Фишеру развилось вшироко применяемый аналитический метод [19-21] .

В основе метода лежит реакция Бунзена между йодом, диоксидом серыи водой. При титровании пробы, содержащей воду, протекает несколькореакций:

2 2 О+I 2 →SО 3 +2НI (1. 1)

С 5 Н 5 N+ SО 3 → [С 5 Н 5 N] + [SО 3 ] - (1. 2)

5 Н 5 N] + [SО 3 ] - + СН 3 ОН → [С 5 Н 5 NH] + [СН 3 ОSО 3 ] - (1. 3)

На первой стадии вода реагирует с диоксидом серы, в результате чегойод I 2 восстанавливается дойод I. Выделяющейся триоксид серы образует спиридиномкомплекс (реакция 1. 2), который в присутствии метанола СН 3 ОН(или другогоспирта) превращается в стабильный пиридиновый комплекс(реакция 1. 3) . Такимобразом, для титрования каждого эквивалента водызатрачивается одинэквивалент йода.

В качестве спирта обычно используется метанол, но , 2-пропанол, метоксиэтанол, моноэтиловый эфирдиэтиленгликоля. Первоначально, в качестве основания использовалипиридин, но позже былоопределено, что пиридин не принимает участия вреакции, т. е. играет роль буфера[22] . Поэтому в 1984 году был разработанне содержащий пиридина реагентФишера на основе имидазола.

Метод Карла Фишера может быть реализован вдвух вариантах:волюметрическом и кулонометрическом. Различиеммежду этимиметодамиявляется происхождение «активного ингредиента» - йода. йод содержится в реагенте и подается в пробучерез бюретку или системудозирования при титровании. Конечная точкатитрования в объеме индицируетсяпутем подвода переменного токапостоянной величины к двум электродам изплатины. Это приводит кпоявлению разности напряжений на проводах изплатины электродаиндикатора, которое существенно снижается в свободного йода.

В кулонометрическом методе йодпроизводится путем электролиза изиодид-ионов. Йод попадает на анод, которыйзатем вступает в реакцию санализируемым веществом. Количество йода электричества. Как уже было указано, постехиометрии реакции 1моль йода реагирует с 1 моль воды, а в сочетании с кулонометрией, 1 мгводы эквивалентен 10, 71 кулон электроэнергии. Такимобразом, количествоводы в образце определяется путем измерения тока электролиза в кулонах. Волюметрический метод, работающий в диапазоне от 10 ppm до 100 % [23], лучше подходит для определения высоких значений содержания воды, кулонометрический метод более чувствителен и используется дляопределения низкого уровня содержания воды (в диапазоне от 0, 02 % до 5 %) [21, 24] .

При использовании метода Карла Фишера как лабораторного методаопределения содержания воды в нефти и нефтепродуктах кулонометрический метод. В качестве примера средстваизмерения определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, вработе рассмотрен титратор модели DL32, выпускаемый по фирмы«Mettler-ToledoGmbH», Швейцария, приведены в таблице 1. 2.

Таблица 1. 2. - Характеристики титратора DL32.

Характеристика
Значение
Характеристика: Диапазон измерения содержания воды, мг.
Значение: От 0, 01 до 100
Характеристика: Пределы допустимой относительной
погрешности, %
Значение: ± 0, 15
Характеристика: Пределы плотности отизменения температуры, кг/м3/ºС
Значение: ± 3
Характеристика: Предел , %
Значение: 1, 0

Как видно из таблицы 1. 2, кулонометрический метод определениясодержания воды характеризуется высокой точностью. Особенностью методаявляется селективность реактива Карла Фишера именно к молекулам воды, что обеспечивает высокую чувствительность данного метода. Однако, реактив Фишера малоустойчив и со временем его способность к реакции сводой резко падает. Кроме того, всырыхнефтях содержатся некоторыевещества и классы соединений, например меркаптаны и сульфиды, вступающие в реакции конденсации или окислительно-, которые мешают определению воды методом Карла Фишера иснижают точность метода. Также часто, для гомогенизации пробы нефти илинефтепродукта, требуется применение специальных реактивов илидополнительных растворителей. Все это затрудняетпроцесс измеренийопределения содержания воды и ухудшает повторяемость результатов.

Учитывая все вышесказанное, можно характеризовать метод Карла
Фишера как частный случай определения содержания воды, но обладающийвысокими точностными характеристиками при определении содержанияводы в низких диапазонах. Как уже было отмечено, несмотря на простоту , метод Дина и Старка отличается длительностью проведенияанализа, титрометрические методы анализа применимы лишь дляопределения очень малых количеств воды [15, 24] . В связи с этим, впоследнее время разработаны лабораторные влагомеры нефти, которыеиспользуются для определения содержания воды в нефти как влабораторных, так в полевых условиях. В основе действия лабораторных, так в полевых условиях. В основе действия лежат косвенные методы измерения влагосодержания:диэлькометрический метод определения влажности (влагомер ВСН-Л, ВАД-40М, диэлькометр “FIZEPR-SW100”), либо метод микроволнового излучения(влагомер УДВН-1л, эталонный влагомер ЭУДВН-1л) . Технические иметрологические характеристики приборов приведены в таблице 1. 3.

Как следует из описания типов средств измерений, средипредставленных влагомеров приборы УДВН-1л и ЭУДВН-1л применяютсядля определения характеристик товарной нефти и только влагомер ВСН-Лпредназначен для измерений объемного влагосодержания сырой нефти. Диэлькометрический метод определения содержания воды не требуетиспользования специальных растворителей и реактивов, на точность методане оказывает влияние наличие сернистых соединений в нефти, а процесса измерения сводит к минимуму человеческий фактор. Несмотря на указанные преимущества, влагомер ВСН-Л обладает низкимиточностными характеристиками, что не позволяет применять его прикоммерческом учете добываемого полезного ископаемого.

Таблица 1. 3 - Характеристики лабораторных влагомеров

Характеристика
Название прибора, изготовитель

Цифровой малогабаритный

измеритель лажности

ВАД-40М, ООО"НПФ

"Микроаналитичес-кие

системы", г. Санкт-Петербург

Влагомер сырой нефти лабораторный ВСН-Л, ООО НПФ «Нефтесервиспр-ибор», г. Саратов

Влагомер товарной

нефти лабораторный

УДВН-1л, ОАО НТП

«ГОДСЭНД-СЕРВИС»,

г. Фрязино

Анализатор влажности

“FIZEPR-SW100”, ООО

«Конструкторское бюро

«Физэлектронпри-бор»,

г. Самара

Влагомер эталонный

Лаборатор-ный товарной

нефти ЭУДВН-1л, ООО

«Норма-Тест», г. Казань

Характеристика:

Назначение и область

применения

Название прибора, изготовитель:

в

трансформаторном

масле и других

нефтепродуктах

Измерениеобъемного

влагосодержания в нефти

Измерение содержания

воды в товарнойнефти

в неводныхжидкостях, водных суспензиях, твердых, сыпучих,

гранулированных и

пастообразных материалах

Автомати-ческоеизмерение объемного

Влагосодер-жаниятоварной нефти

Характеристика:

Диапазон измерений,

объемная доля воды, %.

Название прибора, изготовитель: 0 - 100
0, 2 - 99, 0
0 - 2, 0
0, 1 - 100
0, 03…2, 0
Характеристика: Пределы до-пускаемогозна-ченияабсолют-нойпогрешнос-ти, объемнаядоля воды, %
Название прибора, изготовитель: ±2, 5

В поддиапазоне от 0, 2 до 10% - ±0, 2

В поддиапазоне от 10 до 30% - ±0, 4

В поддиапазоне от 30 до 60% - ±0, 8

В поддиапазоне от 60 до 99 % - ±1, 2

±0, 06
±(0, 02+0, 025∙W)
±0, 03
Характеристика:

Диапазон температуры

измеряемой среды, °С.

Название прибора, изготовитель: Нет данных
Нет данных
+15 ÷ +50
0 ÷ +90
+15 ÷ +25
Характеристика: Диапазонплот-ностиизмеряе-мой среды, кг/м 3
Название прибора, изготовитель: Нет данных
Нет данных
750 ÷ 980
Нет данных
810 ÷ 930

Обобщенные характеристики лабораторных методов представлены втаблице1. 4.

Таблица 1. 4 - Метрологические характеристики лабораторных методовопределения воды.

Метод
НТД
Метрологические характеристики

Диапазонизмерений, %

об. доли воды

Абсолютная погрешность, % об. доли воды
Метод:

Перегонка с

растворителем

НТД: ГОСТ 2477-65
Метрологические характеристики: 0 - 100

для товарной нефти

с содержанием воды

(0-2%) - 0, 1-0, 2;

для сырой нефти с

содержанием воды

(0-100%) - 2, 0 - 2, 5 %

Метод:

Кулонометрическое

титрование по Карлу

Фишеру

НТД: ГОСТ Р 54284-10
Метрологические характеристики: 0 - 5
± 3 %
Метод:

Диэлькометрический

метод посредством

лабораторного влагомера ВСН-Л

НТД:

Свидетельство об

утверждении типа

RU. С. 31. 006. А №

48715

Метрологические характеристики: 0, 2 - 99, 0
от 0, 2до 1, 2

Особенностью применения лабораторных методов определениясодержания воды является удаленность лаборатории от скважин, групповыхзамерных установок, технологических объектов транспортировки иподготовки нефти. Поэтому влияющим фактором для всех лабораторныхметодов является правильность отбора пробы. В работах отмечается, чтособлюдение процедуры отбора проб и пробоотборников не исключает неоднородности пробы и еерасслоения при переносе в лабораторию. Особенно это актуально длянеустойчивых водонефтяных эмульсий.

Существенное влияние на изменение плотности как функции от температуры в процессе измерения, а изменение давления сказывается на значении , что также отражается на изменении влагосодержания.

Все это вносит дополнительные погрешности в результат измерениясодержания воды, вклад которых может быть сравним с погрешностьюсамого лабораторного метода.

В связи с вышесказанным, несмотря на рынке лабораторных средств измерения содержания воды, наиболееуниверсальным остается метод Дина и Старка, стандартизированный вРоссии как ГОСТ 2477-65, за рубежом как ASTMD 4006.

1. 3. Измерение содержания воды поточными влагомерами

Так как определение влагосодержанияс высокой точностью являетсяважнейшей задачей при измерении массы нефти, необходимо не толькоиспользование высокоточных средства измерения в лабораторной практике, но и постоянный мониторинг изменения содержания воды на всех этапахдобычи, транспортировки и подготовки углеводородного сырья . Внастоящее время в нефтяной промышленности при оперативном контролепараметров качества сырой и товарной нефти используют поточныевлагомеры, работающие в автоматическом режиме, которыепозволяют контроль, а также регулироватьнекоторые , например, подготовку нефти, вреальном времени.

В России используются поточные влагомеры производства (таблица 1. 5) с диапазоном измерений от 0 до 100 %. Анализсуществующих поточных средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов показал, чтопринцип их действия основан на различном поведении воды и нефти вфизическихполях (электрическом, магнитном и т. д. ) . Большое количество средств измерений для определения объемной смесииспользует емкостные методы измерения:

• измерение диэлектрических свойств смеси нефть (нефтепродукт) -вода ;

• измерение объемных электрических свойств жидкости;

• измерение комплексного электрического сопротивления ирезонансной частоты электрических колебаний в зависимости отобъёмной доли воды в водонефтяной смеси ;

• поглощение водонефтяной эмульсии энергии ;

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Разрушение высокостабильных водно-нефтяных эмульсий комбинированным способом: теоретические аспекты и практические применения
Экологически чистая керамика: инновационные подходы к производству легких кирпичей с использованием отходов нефтедобывающей и энергетической промышленности
Структура и свойства нефти: углеводороды, микроэлементы и экологические аспекты
Создание композитной смеси из отходов масложировой промышленности (отстойного фуза, шрота)
Выбор метода обезвреживания сточных вод на основе физических свойств фенолов и деструктивных процессов очистки
Исследование Способности Бактерий Окисляющих Углеводороды к Росту и Биоремедиации Нефти и Нефтепродуктов
Влагоустойчивость почвы: свойства и методы определения
Биодеградация нефти и нефтепродуктов в загрязненных экосистемах: эффективный метод восстановления почв
Химическая стабильность и свойства автомобильных бензинов
Классификация и свойства нефтяных эмульсий: типы, характеристики и методы разрушения
Дисциплины



Реферат Курсовая работа Дипломная работа Материал Диссертация Практика - - - 1‑10 стр. 11‑20 стр. 21‑30 стр. 31‑60 стр. 61+ стр. Основное Кол‑во стр. Доп. Поиск Ничего не найдено :( Недавно просмотренные работы Просмотренные работы не найдены Заказ Антиплагиат Просмотренные работы ru ru/