Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Подготовка нефти к переработке на нефтеперерабатывающих предприятиях. Теория и практика процесса (Аналитический обзор литературы) 8
1.1 Требования, предъявляемые к качеству нефти, поступающей на переработку на НПЗ 8
1.2 Вредные примеси, оказывающие коррозионное воздействие на оборудование при переработке нефти и ухудшающие качество получаемых нефтепродуктов 10
1.3 Водонефтяные эмульсии, их образование, стабилизация и способы разрушения
1.3.1 Образование водонефтяных эмульсии, их классификация, физико-химические свойства 16
1.3.2 Устойчивость водонефтяных эмульсий, их старение. Стабилизаторы водонефтяных эмульсий 24
1.3.3 Способы разрушения водонефтяных эмульсии 27
1.3.4 Поверхностно-активные вещества - деэмульгаторы водонефтяных эмульсий
1.4 Тяжелые высоковязкие нефти 46
1.5 Существующие технологии подготовки нефти к переработке на НПЗ. Оборудование процесса. Используемые на НПЗ РФ деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий 50
1.6 Заключение и постановка задач диссертационной работы 67
Глава 2. Материалы и методы исследований
2.1 Физико-химические свойства исследуемой нефти 68
2.2 Оценка эмульсионности нефтей 70
2.3 Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей 70
2.4 Пилотная электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) «ВНИИНП» 73
Глава 3. Лабораторные исследования водонефтяной эмульсии тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области
3.1 Эмульсионность нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области 78
3.2 Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемой нефти. Выбор эффективных деэмульгаторов 79
3.3 Разработка нового композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей 86
Глава 4. Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области
4.1 Статистический анализ экспериментальных данных на пилотной ЭЛОУ по обезвоживанию и обессоливанию нефти верблюжьего месторождения Астраханской области 101
4.2 Рекомендации по технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти Верблюжьего месторождения
Астраханской области на ЭЛОУ НПЗ мощностью 500 тыс. тонн в год 113
Выводы 116
Литература
- Устойчивость водонефтяных эмульсий, их старение. Стабилизаторы водонефтяных эмульсий
- Существующие технологии подготовки нефти к переработке на НПЗ. Оборудование процесса. Используемые на НПЗ РФ деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий
- Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей
- Разработка нового композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей
Устойчивость водонефтяных эмульсий, их старение. Стабилизаторы водонефтяных эмульсий
Термин «эмульсия» происходит от латинского emulgeo - «доить», поскольку одной из первых изученных эмульсий было молоко, где капли животного жира распределены в объеме воды. В специальной литературе можно найти различные определения понятия эмульсии. Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых (называемая внутренней или дисперсной фазой) распределена в другой (внешней фазе или дисперсионной среде) в виде мелких капель (глобул). Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, т.е. такими, которые содержат глобулы различных размеров [29].
Эмульсии являются грубодисперсными системами с размерами частиц примерно от 10-1 мкм и выше, которые можно визуально наблюдать при помощи оптического микроскопа. Наиболее распространены в природе и употребимы в технике эмульсии, образованные водой и какой-либо органической жидкостью [30]. Существуют много различных гипотез о механизме образования эмульсии [95].В России фундаментальные исследования по механизму образования эмульсий проводились академиком П.А. Ребиндером и его школой[32,35]. Образование эмульсии происходит не в пластовых условиях, а в призабойной зоне или в скважине, причем интенсивность образования их в разных стадиях эксплуатации нефти неодинакова [36]. Нефтяное месторождение эксплуатируется по одному из существующих способов (фонтанным, компрессионным или глубинно-насосным). Фонтанный способ эксплуатации залежи характерен для начального периода ее «жизни», когда пластовая энергия обеспечивает извлечение нефти на поверхность земли. При фонтанном способе из нефти начинают выделяться растворенные газы, объем которых непрерывно возрастает. В связь с этим скорость движения газонефтеводяной смеси соответственно увеличивается. Эти явления характерные уже для ранней стадии существования эмульсии (в скважине), способствуют интенсивному перемешиванию, приводя к взаимному диспергированию нефти и воды. Дополнительное перемешивание нефти и воды происходит в штуцер фонтанной скважины, в котором осуществляется резкое снижение пластового давления. При компрессорном способе эксплуатации особенно отрицательно влияет на указанное явление воздух, закачиваемый иногда вместо газа, так как образуется очень мелкая эмульсия и происходит окисление некоторых тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, значительно уплотняющих образующиеся эмульсии. Наличие солей нафтеновых кислот, являющихся катализаторами, в значительной мере способствует и ускоряет процессы окисления. Эмульсии, образующиеся при компрессорном способе эксплуатации, отличаются прочностью.
При глубинно-насосном способе эксплуатации эмульгирование добываемой жидкости происходит также в клапанных коробках, цилиндре, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание происходит в рабочих колесах, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах. На образование эмульсии как при сборе нефти, так и при извлечении ее из скважины влияет отложение парафина в подъемных трубах и сборных коллекторах, при наличие которого уменьшается сечение труб, повышается давление, увеличивается скорость, что также способствует образование эмульсии [37,38].
Все нефтяные эмульсии делятся на три группы [39-41]. Первая группа - эмульсии обратного (вода в нефти),в ней содержание дисперсной фазы (вода) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90 - 95 %. Свойства нефтяных эмульсии этой группы во многом влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромысловый сбор, сепарацию (отделение газа) и выбор техники и технологии деэмульсации нефти.
Вторая группа - это эмульсии прямого типа (нефть в воде). Образуются они при деэмульсации нефти. На обводненных нефтяных месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод и нефтей, содержащих повышенное количество нафтеновых кислот, могут образовываться стойкие эмульсии прямого типа при добыче и сборе продукции скважин. Стойкие эмульсии прямого типа могут образовываться также в процессе паротеплового воздействия на пласт, например, на месторождении Кенкияк [42]. Третья группа - это множественная эмульсия. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии типа В/Н [43]. Реже, чем эмульсии типа Н/В встречаются эмульсии третьего типа - множественная эмульсия. Множественная эмульсия характеризуется повышенным содержанием различных высокодисперсных механических примесей, комочков асфальтенов и других веществ[44-47] и является трудно разрушимой. Такую эмульсию удаляют в нефтеловушке и обычно сжигают [48,49].
Согласно [50-53] второй классификации, эмульсии делят на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные, или желатинированные. К разбавленным эмульсиям относятся системы жидкость-жидкость, содержащие до 0,1 объемн. % дисперсной фазы. Типичным примером таких систем может служить эмульсия машинного масла в конденсате, образующемся при работе паровых машин. Прежде всего, разбавленные эмульсии по размеру частиц резко отличаются от концентрированных и высококонцентрированных эмульсий, являясь наиболее высоко дисперсными. К концентрированным эмульсиям относятся системы жидкость - жидкость со сравнительно значительным содержанием дисперсной фазы, вплоть до 74 объемн. %. Эту концентрацию часто указывают как максимальную для эмульсий этого класса потому, что она в случае монодисперсной эмульсии соответствует максимально возможному объемному содержанию недеформированных сферических капель независимо от их размера. Так как концентрированные эмульсии получаются обычно методом диспергирования, то размер их капелек относительно велик и составляет 0,1-1 мкм и больше. Такие капельки хорошо видны под обычным микроскопом, и концентрированные эмульсии должны быть отнесены к микрогетерогенным системам. К высококонцентрированным, или желатинированным, эмульсиям обычно относят системы жидкость - жидкость с содержанием дисперсной фазы выше, чем 74 объемн. % Отличительной особенностью таких эмульсий является взаимное деформирование капелек дисперсной фазы, в результате чего они приобретают форму многогранников (полиэдров), разделенных тонкими пленками - прослойками дисперсионной среды. Такая эмульсия при рассматривании в микроскоп, напоминает соты. Вследствие плотной упаковки капелек высококонцентрированные эмульсии не способны к седиментации и обладают механическими свойствами схожими со свойствами гелей последняя особенность и привела к тому, что высококонцентрированные эмульсии иногда называют желатинированными. Физико-химические свойства эмульсии функционально определяются следующими параметрами [10,54,55].
Существующие технологии подготовки нефти к переработке на НПЗ. Оборудование процесса. Используемые на НПЗ РФ деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий
После отстоя в каждой бутылке определяется количество выделившейся воды: из нефтяной фазы отбирается средняя проба, которая после разбавления толуолом (1:1) подвергается центрифугированию (1500-3000 об/мин, 3-5 мин.).
Эффективность действия деэмульгаторов оценивают как количеству выделившейся воды при центрифугировании в процентах от общего содержания е в эмульсии. Более эффективный деэмульгатор, обеспечивая более полное разрушение (дестабилизацию) эмульсии, приводит к более полному выделению воды из эмульсии при более "тонком" эмульсионном слое.
При проведении испытаний применяются лабораторная центрифуга; термобаня; миксер; мешалка лабораторная; набор центрифужных пробирок; набор градуированных бутылок; набор градуированных пробирок; цилиндр измерительный вместимостью 20 мл; набор дозаторов пипеточных ДПАОП-1-2-20 или микрошприцев; шприц с длинной иглой (или удлиненная пластиковая пипетка); нефть сырая; вода дистиллированная; толуол х.ч. или ч.д.а, нефрас; бумага фильтровальная; вата и ветошь. Объем пробы сырой нефти для приготовления эмульсии должен быть 400 мл. Перед каждым отбором сырую нефть тщательно перемешивают. Деэмульгаторы применяются либо в товарном виде, либо в виде раствора в растворителе (нефрас, вода). Тщательно перемешанную встряхиванием в емкости, заполненной на 2/3, сырую нефть помещают в миксер 400 мл с добавлением 5% дистиллированной воды. Для подбора режима работы миксера необходимо выполнить перемешивание на разных режимах определенное количество времени.
Полученную при перемешивании водонефтяную эмульсию разливают в градуированные бутылки, по 100 мл в каждую. Заполнение эмульсией производится в три этапа: сначала в каждую бутылку наливают примерно по 1/3 эмульсии, потом еще часть и так до достижения 100-миллилитровой отметки на бутылке. Это обеспечивает более равномерное распределение воды в образцах эмульсии в бутылках, и, как следствие более точные результаты степени разрушения эмульсии. Далее в каждую бутылку добавляют деэмульгатор (кроме одной «контрольный» опыт) и помещают бутылки в разогретую до 70оС водяную баню на «термоотстой». Расход деэмульгатора так же, как и режим работы миксера, устанавливается заранее в ходе предварительных опытов. Он должен составлять от 2,5 до 30 ppm (г/т) (в зависимости от типа нефти и условий приготовления эмульсии. Деэмульгатор добавляют в предварительно разогретые в бане, (в течение 5 минут) бутылки с эмульсией. Для дозирования деэмульгатора используют микрошприц-дозатор. Время термоотстоя бутылок с эмульсией - 1час. Выделившуяся воду отбирают со дна бутылки либо длинной пластиковой пипеткой, либо шприцом с длинной иглой. При использовании шприца объем воды, выделившейся в результате термоотстоя, определяется по градуировке шприца. При использовании пипетки вода переносится для замера в градуированные пробирки или цилиндры.
После отбора выделившейся при термоотстое воды бутылки энергично встряхивают 4-5 раз для перемешивания. Из них наливают по 5 мл эмульсии в центрифужные пробирки, в которые затем добавляют по 5 мл толуола. Центрифужные пробирки закрывают пробкой, дважды переворачивают для смешения эмульсии с толуолом и устанавливают в центрифугу. Центрифугирование производится в течение 3-5 минут при числе оборотов центрифуги 1500-3000 об/мин. (подбирается экспериментально). После осуществления центрифугирования определяют визуально количество выделившейся при центрифугировании воды и эмульсии. Определенные визуально результаты умножают на 2 (учет разбавления эмульсии толуолом). Определяется степень разрушения эмульсии (в% об.) при термоотстое и центрифугировании и их сумма.
Степень разрушения эмульсии (в % об.) = объем выделившейся воды (мл) Х 20 (при работе с 5%-ной эмульсией).
Сущность процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ заключается в смешении нагретой эмульсионной нефти с пресной водой и деэмульгатором с последующим разрушением образующейся эмульсии в электродегидраторе при соответствующем давлении, температуре и напряженности электрического поля. Под влиянием электрического поля в электродегидраторе происходит поляризация водяных капель и их слияние в более крупные капли, оседающие вниз аппарата под действием силы тяжести вследствие разности плотностей воды и нефти. Многолетний опыт свидетельствует о том, что при проектировании новых промышленных установок ЭЛОУ и для оптимизации технологии действующих установок ЭЛОУ необходимо получение экспериментальных данных по таким технологическим параметрам процесса обезвоживания и обессоливания нефтей, как время пребывания в электрическом поле электродегидратора, температура, давление, расход промывной воды и деэмульгатора, для этой цели в ОАО «ВНИИ НП» была создана уникальная пилотная установка, которая использовалась в настоящей работе для разработки технологических параметров процесса обессоливания астраханской нефти [22,23,135].
Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей
Целью настоящего раздела работы была оценка эффективности деэмульгаторов, применяющихся на промышленных ЭЛОУ РФ для подготовки к переработке различных нефтей. Лабораторные испытания эффективности образцов деэмульгаторов осуществляли при разрушении стойкой водонефтяной эмульсии нефти Верблюжьего месторождения в статических условиях.
Для проведения испытаний было взято 8 деэмульгаторов, наиболее распространенных на ЭЛОУ НПЗ РФ: 1. Деэмульгатор «Геркулес 1603 Б» - ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ» (РФ); 2. Деэмульгатор «Геркулес 1603С» - ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ» (РФ); 3. Деэмульгатор «Геркулес 1017» - ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ» (РФ); 4. Деэмульгатор «Диссольван 3359» - фирма «Клариант» (Швейцария); 5. Деэмульгатор «ФЛЭК» - ООО «ФЛЭК» (РФ); 6. Деэмульгатор «НАЛКО N 24-28» - ф. «НАЛКО» (США); 7. Деэмульгатор «Chemec 2437» (ф. „ ХИМЕК , Италия); 8. Деэмульгатор «Кемеликс 3307Х» (ф. „ ICI , Великобритания). Испытания эффективности образцов деэмульгаторов были проведены «Бутылочным методом» (см. главу 2).
Оценку эффективности деэмульгаторов осуществляли, сравнивая объемы воды, выделившейся после термоотстоя, воды, выделившейся после центрифугирования и объемов промежуточного эмульсионного слоя. Более эффективная композиция, обеспечивает более полное разрушение (дестабилизацию) эмульсии, приводит к более полному выделению воды из эмульсии при более тонком эмульсионном слое.
Подбор режима испытаний для оценки эффективности различных деэмульгаторов осуществляли при разной интенсивности смешения нефти с водой и центрифугировании на эталонном деэмульгаторе «Кемеликс 3307Х» (табл. 3.2): 1. Интенсивность смешения нефти с водой 30 сек; 3000 об/мин. Центрифугирование 5 мин; 3000об/мин; 2. Интенсивность смешения нефти с водой 15 сек; 3000 об/мин. Центрифугирование 5 мин; 3000об/мин; 3.Интенсивность смешения нефти с водой 10 сек; 3000 об/мин. Центрифугирование 5 мин; 3000об/мин. Подбор режима испытаний осуществляли, сравнивая объемы воды, выделившейся после термоотстоя. При термоотстое, как правило, эмульсия разрушается частично, но, как видно из таблицы 3.2, при I-ом и II-ом подборах режима работы (интенсивность смешения нефти с водой 30 сек; 3000 об/мин. Центрифугирование 5 мин; 3000об/мин и интенсивность смешения нефти с водой 15 сек; 3000 об/мин. Центрифугирование 5 мин; 3000об/мин соответственно) при термоотстое не разрушается эмульсия, что говорит об очень стойкой эмульсии тяжелой нефти Верблюжьего месторождения.
При III- ем подборе режима (интенсивность смешения нефти с водой 10 сек; 3000 об/мин. центрифугирование 5 мин; 3000 об/мин) испытаний эмульсия при термоотстое разрушается и степень разрушения составляет 18 - 35% об. Для разработки товарной формы нового деэмульгатора были проведены исследования по подбору растворителя, обеспечивающего стабильность раствора активных компонентов деэмульгатора. Ввиду различной растворимости выбранных ОАФФС и смачивателя в ароматических растворителях и спиртах был подобран смешанный растворитель: ксилол + изопропиловый спирт в соотношении 60: 40, т.е. повторяющий соотношение ОАФФС и смачивателя в активной части деэмульгатора.
В табл. 3.5 приведены результаты исследований стабильности образцов товарных деэмульгаторов при применении различных растворителей. Эффективность разработанной композиции деэмульгатора при оптимальном соотношении компонентов была проверена при разрушении образца водонефтяной эмульсии Верблюжьего месторождения Астраханской области. Для сравнения одновременно в идентичных условиях были испытаны деэмульгаторы «Геркулес 1603» (ООО «КОЛТЕК-ЭкоХим») и М-109 («ТОХО Кемикл»). Испытания проводили в лабораторных условиях по методике «ботл-тест» (термоотстаивание при t=80С и центрифугирование). Эффективность деэмульгаторов оценивали по остаточному содержанию воды и механических примесей в верхнем слое эмульсии.
При t = -18С. (разработанный деэмульгатор не застывает при такой низкой температуре. Не была возможность проводить испытание ниже -18С) Из приведнных в табл. 3.6 результатов видно, что применение разработанной композиции деэмульгатора ОАФФС+СВ-104п (60 : 40) приводило к эффективному разрушению водонефтяной эмульсии. Также следует отметить, что разработанная эффективная композиция деэмульгатора, как видно из приведенных в табл. 3.6 данных, может быть использована как на стадии промысловой (предварительной) подготовки нефти, так и при глубоком обезвоживании и обессоливании нефти на ЭЛОУ.
Условия проведения опытов: исходное содержание в образце эмульсии (=0,942 г/см3): воды — 36% об.; механических примесей — 1,2% мас.
Таким образом, на эмульсиях, отличающихся повышенным содержанием воды и мехпримесей, выполнена оптимизация состава композиции разработанного деэмульгатора (ОАФФС+смачиватель). Методом математического анализа определено оптимальное соотношение ОАФФС и смачивателя СВ-104п в композиции деэмульгатора, равное 60:40. 100
Эффективность оптимальной композиции деэмульгатора проверена при разрушении реального образца стойкой водонефтяной эмульсии тяжлой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области в сравнении с традиционным деэмульгатором и лучшим зарубежным образцом. Показана высокая эффективность разработанного деэмульгатора ОАФФС+СВ-104п (60:40).
Разработка нового композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей
Полученные на пилотной ЭЛОУ данные исследований по обессоливанию и обезвоживанию тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области были использованы для разработки исходных данных для проектирования блока ЭЛОУ для подготовки к переработке нефти на установке первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ мощностью 500 тыс. тонн в год.
Рекомендована двухступенчатая ЭЛОУ (рис. 4.10). В каждой ступени необходимо установить по одному горизонтальному электродегидратору. В сырь (сырую нефть Верблюжьего месторождения Астраханской области, предварительно подготовленную на промысле до остаточного содержания хлоридов не выше 300 мг/дм3 и воды до 1%об.) на приме сырьевого насоса вовлекается до 25%об. керосиновой фракции, полученной из этой нефти на блоке АТ. Деэмульгатор в товарном виде податся в сырь блока ЭЛОУ на приме сырьевого насоса. Сырь (нефть и керосиновая фракция) нагревается в теплообменниках (2) до температуры 110 С.
Промывная вода в количестве 5%об. на сырье податся перед смесительным комплексом (6 и 7), на котором создатся водонефтяная эмульсия, которая подася в электродегидратор 1-ой ступени (3), где осуществляется разделение эмульсии на нефтяную фазу и воду с перешедшими в не солями.
Частично обезвоженная и обессоленная нефть поступает на промывку во вторую ступень ЭЛОУ, где смешивается с пресной промывной водой в смесительном комплексом (6 и 7 ), а полученная водонефтяная эмульсия при температуре 150 С ) разрушается в электродегидраторе 2-ой ступени (3 ).
Обезвоженная и обессоленная нефть ( с содержанием воды до 0,2%об. и хлоридов 3-5 мг/дм3 ) направляется на блок AT на переработку.
Отстоявшаяся в электродегидраторах солёная вода сбрасывается по уровню с помощью клапанов (14 и 14 ). На блоке ЭЛОУ применена схема повторного использования промывной воды со ступени на ступень.
Для дополнительно отстоя воды от нефтепродуктов и осуществления повторного использования воды предусмотрены: промежуточная ёмкость (4) и ёмкость-отстойник (5).
Отстоявшаяся нефть из ёмкости-отстойника (5) сбрасывается по уровню в сырьё на приём насоса, а солёные стоки в канализацию.
В качестве электродегидратора принят горизонтальный цилиндрический аппарат типа 2ЭГ-80 имеющий следующую характеристику:
Нижняя половина аппарата защищена от коррозии слоем торкрет-бетонной футеровки. В корпусе по длине размещены: два распределитель сырья, два плоских горизонтальных электрода, сборник обессоленной нефти, расположенный вверху, и дренажный коллектор для вывода соленой воды снизу. Электропитание электродов – стандартное, принятое в электродегидраторах 2ЭГ-8О (до 15 кв).
Распределитель сырья представляет собой центральный коллектор с горизонтальными отводами. Горизонтальные отводы имеют перфорацию. Расстояние между электродами 300 мм.
1. Выполнены исследования эмульсионности нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области и е смесей с керосиновой фракцией в различных соотношениях в сравнении с западносибирской нефтью. Показано, что разбавление нефти керосиновой фракцией существенно снижает способность нефти образовывать стойкие водонефтяные эмульсии.
2. Применительно к обессоливанию и обезвоживанию тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области на ЭЛОУ, подобран эффективный деэмульгатор, обеспечивающий глубокое обезвоживание и обессоливание нефти. Показано, что может быть использован один из применяемых на промышленных ЭЛОУ НПЗ деэмульгаторов.
3. На модельных эмульсиях, отличающихся повышенным содержанием воды и мехпримесей разработен новый комзиционный деэмульгатор, состав которого оптимизирован методом математического анализа. Эффективность оптимальной композиции нового деэмульгатора проверена при разрушении реального образца стойкой водонефтяной эмульсии тяжелой нефти Верблюжьего месторождения показана высокая эффективность разработанного деэмульгатора.
4. На пилотной ЭЛОУ (ВНИИНП) проведены исследования по разработке технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области. С применением методов математического планирования разработан план эксперимента, проведены исследования и разработан оптимальный технологический режим ЭЛОУ. Разработаны технологическая схема и основные параметры технологического режима для ЭЛОУ производительностью 500 тыс.т./год.