Установка депарафинизации скважин: Установка депарафинизации скважин УДС-1

Содержание

Установка депарафинизации скважин удс 3000М

УДС установка депарафинизации скважин скребкование — удаление АСПО скребками, исполнение ПАДУ — полуавтоматические и автоматический режим

предназначена для механической очистки от АСПО асфальто смоло-парафиновых отложений (депарафинизация, Скребкование) подъемных труб фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных и газовых скважин.

Лебедка удс установка депарафинизации скважин (паду) производства ооо «недракам» предназначена для механической очистки полости от парафина (депарафинизации) подъемных труб фонтанных, нкт, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных и газовых скважин.

Лебедка удс оснащена тормозным барабаном с ручным колодочным тормозом, позволяющим регулировать скорость движения скребка при спуске скребка под своим весом в устье скважины.

Механический счетчик глубины устанавливается на лебедку стандартно. Счетчик позволяет точно отслеживать метраж глубины скважины.

Имеется возможность установки электронных измерительных приборов с индикацией глубины, скорости спуска-подъема и контроля натяжения проволоки.

Лебедка удс разработана для применения в условиях умеренных и холодных микроклиматических районов России при температуре окружающего воздуха от -40°С до 40°С.

Лебедка комплекта депарафинизации устанавливается стационарно в утепленном блок-боксе. Также возможна установка в составе лаборатории на шасси автомобиля.

Основные технические характеристики комплекта депарафинизации

1. Лебедка комплекта депарафинизации

1.1 Тяговое усилие барабана лебедки на среднем диаметре намотки проволоки — не менее 2200 Н.

1.2 Диапазон регулирования постоянной скорости подъема скребка — 0…1,7 м/с.

1.3 Диапазон регулирования (ограничения) скорости спуска скребка под действием собственного веса — 0…3 м/с.

1.4 Допустимое усилие натяжения проволок — не более 2000 Н.

1.5 Укладка проволоки на барабан лебедки — автоматическая.

1.6 Максимальная глубина очистки — от 1500 до 5500 м.

1.7 Длина наматываемой проволоки на барабан лебедки — 1500- 5600 м.

1.8 Диаметр проволоки — 1,8 — 2.2 мм.

1.9 Электропривод лебедки

а) Мощность — 2,5 Квт:

б) Питающее напряжение трехфазное (50 Гц) — 380 В.

1.10 Масса — 270 кг.

1.11 Габариты (длина х ширина х высота), мм — 1280 х 500 х 1500.

1.12 Допустимое место установки — Взрывобезопасные зоны.

ооо «недракам» монтирует данное депарафизацирнное оборудование удс на шасси колесной, гусеничной техники, шасси на пневмотическом ходу, а также в подъемники на вертолетной подвеске и в стационарные блок-боксы производства ооо «недракам»

Технические характеристики

предназначена для механической очистки от парафина (депарафинизация. Скребкование) подъемных труб фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных скважин.

Установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин

 

Предлагаемая полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для механической очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от смолопарафиновых отложений. Установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин содержит скребок, лебедку с электродвигателем, лубрикатор с индукционным датчиком верхнего положения, блок управления. Установка также содержит счетчик глубины положения скребка, выполненный в виде мерного ролика, измеритель натяжения проволоки. Блок управления включает контроллер, снабженный программным обеспечением. Контроллер содержит элементы управления, отображения и передачи данных. Контроллер связан с измерителем натяжения проволоки и мерным роликом. Обеспечивает автоматизацию процесса очистки НКТ нефтяных скважин от смолопарафиновых отложений 1 з.п. ф-лы, 2 илл.

Предлагаемая полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для механической очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от смолопарафиновых отложений.

Известна установка для депарафинизации скважин по патенту RU 58602, Е21В 37/02, В08В 9/02, 2006, содержащая скребок, лебедку с электроприводом и устройством защиты от перегрузки, лубрикатор с сигнализатором верхнего положения скребка, ручной привод барабана лебедки и ручной тормоз вращения барабана лебедки.

Недостаток известной установки заключается в ограничении возможности полной автоматизации процесса депарафинизации скважин. Известная установка может работать только в ручном и полуавтоматическом режиме.

Известна установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин по патенту RU 25328, Е21В 37/02, 2002, содержащая лебедку с электроприводом, скребок с грузом, блок управления, лубрикатор с датчиком верхнего положения, датчики натяжения троса. Известная установка выбрана в качестве ближайшего аналога предлагаемому техническому решению.

Недостатком ближайшего аналога является высокая погрешность определения глубины опускания скребка, так как отсчет глубины осуществляется путем отсчета оборотов барабана без учета диаметра намотанной проволоки, что на больших глубинах приводит к погрешности до десятков метров. Используемые в известной установке датчики натяжения проволоки реагируют только на крайние значения нагрузок. Возможность пробивания затора реализована только при движении скребка вверх и ограничена определенным количеством отключений. Указанные недостатки ограничивают возможность максимальной автоматизации процесса очистки НКТ от смолопарафиновых отложений, особенно при прохождении сложных участков.

Технической задачей предлагаемой полезной модели является расширение функциональных возможностей установки для депарафинизации НКТ нефтяных скважин в автоматическом режиме.

Технический результат заключается в автоматизации процесса очистки НКТ нефтяных скважин от смолопарафиновых отложений, включая прохождение сложных участков с высоким количеством отложений (зонную очистку) и пробивание заторов.

Технический результат достигается за счет того, что установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, содержащая скребок, лебедку с электродвигателем, лубрикатор, датчик верхнего положения скребка, блок управления, согласно полезной модели, содержит счетчик глубины положения скребка, выполненный в виде мерного ролика, измеритель натяжения проволоки, при этом блок управления, включает контроллер с программным обеспечением, с элементами управления, отображения и передачи данных, связанный с измерителем натяжения и счетчиком глубины положения скребка. Кроме того, блок управления содержит частотный преобразователь, связанный с электродвигателем лебедки и контроллером.

Технический результат обеспечивается тем, что содержащийся в блоке управления контроллер с программным обеспечением связан с измерителем натяжения проволоки и счетчиком глубины положения скребка, что позволяет полностью автоматизировать процесс депарафинизации НКТ нефтяных скважин.

Использование мерного ролика для измерения глубины, связанного с контроллером, позволяет автоматизировать очистку НКТ в зонах с повышенным количеством смолопарафиновых отложений (зонную очистку) за счет точного определения глубины границ зоны с повышенным количеством отложений и программирования контроллера на осуществление заданного количества спусков-подъемов скребка в пределах нижней и верхней границ зоны очистки.

Использование в заявляемом устройстве измерителя натяжения проволоки, связанного с контроллером с программным обеспечением позволяет осуществлять прохождение заторов в автоматическом режиме, причем не только при движении скребка вверх, как в ближайшем аналоге, но и при движении вниз. Измеритель натяжения проволоки постоянно передает на связанный с ним контроллер текущие параметры натяжения проволоки. При повышении величины натяжения проволоки до максимального значения, или снижении до минимального, контроллер запускает соответствующую программу — пробой затора при движении скребка вверх или пробой затора при движении скребка вниз.

На фиг.1 представлена общая схема устройства для депарафинизации НКТ нефтяных скважин.

На фиг.2 показан контроллер с панелью управления и индикации.

Устройство для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин содержит лебедку 1, установленную на раме 2, работающую от электродвигателя 3, проволоку 4 со скребком 5, лубрикатор 6 с индукционной катушкой 7 и направляющим роликом 8, счетчик глубины положения скребка 9, измеритель натяжения проволоки 10 и блок управления 11, включающий контроллер 12 с программным обеспечением и преобразователь частоты (на фигурах не показан), расположенные в одном корпусе. Контроллер 12 имеет панель 13 индикации и управления. Панель 13 снабжена дисплеем 14, индикаторами состояния 15, кнопками управления 16, USB-разъемом 17. Преобразователь частоты служит для управления работой электродвигателя 3 и обеспечивает плавность движения скребка 5. Программное обеспечение, используемое в блоке управления 11, позволяет настраивать время паузы между циклами очистки, передавать информацию на диспетчерский пульт управления, формировать архив данных о работе лебедки 1, проводить анализ работы установки и зон очистки скважины. Счетчик глубины положения скребка 9 выполнен в виде мерного ролика, связанного с лебедкой 1 и контроллером 12. Измеритель натяжения проволоки 10 связан с контроллером 12. Измеритель натяжения проволоки 10 позволяет постоянно контролировать текущую величину натяжения проволоки 4 в процессе очистки НКТ и передавать ее на контроллер 12.

Установка для депарафинизации НКТ нефтяных скважин работает следующим образом.

Для работы установки в обычном режиме очистки с помощью кнопок управления 17 на панели 13 контроллера 12 задают программу и параметры работы. Скребок 5 опускается до максимальной глубины, останавливается и выдерживается в течение заданного времени. Затем происходит подъем скребка 5 в крайнее верхнее положение — до «нулевой» глубины, т.е. скребок 5 входит в лубрикатор 6. После чего установка находится в ожидании следующего цикла очистки. По истечении заданного времени паузы между циклами очистки действия повторяются.

При встрече с участками НКТ с высоким количеством смолопарафиновых отложений установка может автоматически осуществлять дополнительную зонную очистку. С помощью счетчика глубины положения скребка — мерного ролика 9, определяют границы зоны с повышенным количеством отложений. На контроллере 12 с помощью кнопок управления 16 задают глубину верхней и нижней границ зоны с повышенным количеством отложений и задают количество проходов скребка 5 от нижней границы зоны до верхней и наоборот. После проведения цикла зонной очистки скребок 5 поднимается в крайнее верхнее положение, и установка переходит в обычный режим работы.

При движении скребка 5 вверх или вниз по НКТ на контроллер 12 передаются текущие параметры натяжения проволоки 4. Если величина натяжения проволоки 4 снижается до минимальной и остается таковой в течение интервала времени, заданного в программе контроллера 12, следовательно, встречен затор при движении скребка 5 вниз, если натяжение возрастает до максимального значения — встречен затор при движении скребка 5 вверх. В обоих случаях контроллер 12 срабатывает на запуск процесса пробоя затора. При встрече с затором при движении скребка 5 вниз, скребок 5 автоматически поднимается на заданное число метров и через небольшую паузу опускается вниз. Процесс повторяется заданное в программе оптимальное количество попыток. При встрече с затором при движении скребка 5 вверх, скребок 5 опускается на заданную величину, и после паузы поднимается. Процесс повторяется заданное в программе оптимальное количество попыток. После пробоя затора установка переходит в обычный режим работы. Если за заданное количество попыток пробить затор не удается, то на дисплее 14 контроллера 12 появляется сигнал — «авария — непробиваемый затор».

Информация о состоянии установки, параметрах работы, измеренных значениях в текущем режиме отражается с помощью индикаторов состояния 15 и выводится на дисплей 14 контроллера 12. Программное обеспечение позволяет сохранить и перенести через USB-разъем 17 на съемные носители информации архив данных о работе установки и использовать его для анализа и корректировки дальнейшей работы.

В необходимых случаях установка может работать в полуавтоматическом и ручном режимах.

Таким образом, использование заявляемой полезной модели позволяет расширить функциональные возможности установки для депарафинизации НКТ нефтяных скважин в автоматическом режиме за счет автоматизации прохождения сложных участков с высоким количеством отложений и автоматизации процесса пробоя заторов.

1. Установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, содержащая скребок, лебедку с электродвигателем, лубрикатор с индукционным датчиком верхнего положения, блок управления, отличающаяся тем, что содержит счетчик глубины положения скребка, выполненный в виде мерного ролика, измеритель натяжения проволоки, при этом блок управления включает контроллер с программным обеспечением, с элементами управления, отображения и передачи данных, связанный с измерителем натяжения проволоки и мерным роликом.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что блок управления содержит частотный преобразователь, связанный с электродвигателем лебедки и контроллером.

Депарафинизация — скважина — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Депарафинизация — скважина

Cтраница 2

Установка промысловая паровая передвижная ППУА-1600 / 100 предназначена для депарафинизации скважин, наземных трубопроводов, арматуры и другого нефтепромыслового оборудования.  [16]

Методом горячей прокачки пользуются, в основном, для депарафинизации скважин, и при наличии АДП этот метод широко распространен.  [17]

Установки ППУА-1200 / 100 и ППУА-1600 / 100 предназначены для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, отогрева замороженных участков наземных коммуникаций.  [18]

В этих условиях различные нефтяные компании применяют весьма разнообразные методы депарафинизации скважин, причем ни один из них не является универсальным. Поэтому на одном и том же нефтяном месторождении используют самые различные методы борьбы с отложением парафина: механические, термические, химические и их комбинации.  [19]

Рабочие, занятые цементированием скважин, гидравлическим разрывом пластов, промывкой, продавкой и депарафинизацией скважин, премируются за качественное выполнение работ в срок и досрочно в размере до 30 % тарифной ставки.  [20]

Агрегат для депарафинизации нефтяных скважин АДПМ-12 / 150 — У1 ( рис. 2.2.11) предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью при температуре воздуха от — 45 до 40 С. Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин с момента пуска.  [22]

Возможные опасности при использовании химреагентов достаточно подробно описаны в разделе 7.7. В настоящее время применяется много химреагентов для депарафинизации скважин, в том числе и импортных, поэтому в каждом случае следует изучить характеристику рекомендованного реагента и принять соответствующие меры безопасности.  [23]

Паровая установка ППУ-3, монтируемая на шасси автомобиля КрАЗ — 219 или на металлических санях ( см. рис. 13 — 10), предназначена для депарафинизации скважин и прогрева трубопроводов и цистерн с нефтью и нефтепродуктами. Эта установка оборудована прямоточным котлом системы проф.  [25]

Агрегат АДПМ-12 / 150 ( агрегат для депарафинизации, передвижной, модернизированный, производительностью 12 м3 / ч с наибольшей температурой нагрева нефти 150 С) предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью, а также для других технологических операций, где требуется подача продавочной жидкости под высоким давлением в условиях умеренных и холодных мак-роклиматических районов.  [26]

Каждый вид работы обусловлен специфическими требованиями Так, при гидравлическом разрыве пласта и гидролескоструйной перфорации требуются повышенные рабочие давления, при кислотной обработке скважин насосы должны быть выполнены в коррозийно-стойком исполнении, при депарафинизации скважин агрегаты должны гарантировать работу с жидкостями с повышенной температурой.  [28]

Мероприятия по устранению причин несчастного случая предусматривают: проведение обследования скважин, на которых с нарушением технических условий произведена герметизация пространства между эксплуатационной колонной и кондуктором; обозначение опасных зон с установкой предупредительных знаков при проведении технологических операций по депарафинизации скважин; проведение обучения и аттестации работников ООО Техно, выполняющих работы по промывке скважин.  [29]

Мероприятия по устранению причин несчастного случая предусматривают: наличие схемы расстановки техники для депарафини-зации скважин; дополнение инструкции для машинистов АДПМ — результаты опрессовки линии промывки и агрегата АДПМ заносить в вахтовый журнал участка с подписями ИТР, машиниста АДПМ и оператора по добыче нефти; проведение работ по депара-финизации только при наличии клапана-отсекателя в составе ФА; дополнение инструкции оператора по добыче нефти разделом Проведение работ по депарафинизации скважин; проведение внеочередного инструктажа и проверки знаний ПБ и ОТ руководителей и персонала предприятия.  [30]

Страницы:      1    2    3

Advooc — поиск объявлений

Advooc
  • О проекте
  • Политика конфиденциальности
Электроника и современные гаджеты
Домашние животные и товары для них
Одежда, обувь и аксессуары
Автозапчасти
Стройматериалы и инструменты
Оборудование для бизнеса и промышленности
Мебель и интеръер
Техника для дома
Работа
Сервис и услуги
Антиквариат и коллекционирование
Косметика и товары для ухода
Еда и напитки
Музыка и музыкальные инструменты
Товары для детей
Товары для спорта и активного отдыха
Бытовая химия
Книги и журналы
Аренда недвижимости
Продажа недвижимости

Казахстан: adkza adkze advoos advooc adkzu adkzy Украина: aduaa aduae aduau aduao aduaho Беларусь: adbyf adbyt adbye adbyy Узбекистан: aduza aduze aduzy aduzu Азербайджан: adaza adazu Таджикистан: adtja adtju Киргизия: adkga adkgu Болгария: adbgf adbgt adbgd adbgl adbgy Румыния: adroa adroe adroi

© Advooc

Депарафинизация Скважин коды ТН ВЭД 2022: 8705909001, 870590, 8479899708

Агрегат цементировочный АЦ-32-ЗСА, Агрегат депарафинизации скважин АДПМ-ЗСА 8705909001
Агрегат для депарафинизации скважин АДПМ-12/150 типа 70522 на шасси Урал 4320 категории N3G, изготавливаемые в соответствии с Техническим регламентом Таможенного союза ТР ТС 018/2011 «О безопасности колесных транспортных с 870590
Установка депарафинизации скважин 8479899708
Агрегат для депарафинизации скважин АДПМ-12/150К типа 70522 на шасси КАМАЗ-43118, КАМАЗ-5350 категории N3G, изготавливаемые в соответствии с Техническим регламентом Таможенного союза ТР ТС 018/2011 «О безопасности колесных 870590
Агрегат для депарафинизации скважин 870590
МЕХАНИЗМ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН типа МДСА 8479
Оборудование нефтепромысловое: Агрегаты для депарафинизации скважин, 8419899890
Оборудование для термической обработки и депарафинизации скважин: установки промысловые паровые передвижные 8705909001
Установка для депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин 8425110000
Оборудование для эксплуатации нефтяных и газовых скважин: механизм депарафинизации скважин автоматический типа МДСА (МДС-10, МДС-010, ДСА-18). 8479899708
Оборудование нефтепромысловое для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин: УСТАНОВКА ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН модель УДС 8425110000
агрегат для депарафинизации скважин 8419899890
Устройство депарафинизации скважин 8479899708
Установка для депарафинизации скважин 7308909900
Оборудование нефтепромысловое: установки депарафинизации скважин, 8425110000
УСТАНОВКА ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН УДС-ТЕХНО 8425110000
МЕХАНИЗМ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН АВТОМАТИЧЕСКИЙ типа МДСА 8479
Оборудование нефтепромысловое, буровое геолого-разведочное: Установка депарафинизации скважин 843041000
Агрегат для депарафинизации скважин, 870590
Оборудование нефтепромысловое, буровое геолого-разведочное: установки депарафинизации скважин 8425110000
Оборудование нефтепромысловое, буровое геолого-разведочное: Агрегат для депарафинизации скважин, модель АДПМ 12/150-2 8419899890
Агрегат для депарафинизации скважин типа АДПМ, изготавливаемый в соответствии с требованиями ТУ 3666-003-77072790-2016 «Агрегат для депарафинизации скважин типа АДПМ» 8419899890
Станция управления установкой депарафинизации скважин скребками 8543703009
Агрегаты для депарафинизации скважин АДПМ 12/150 «Вихрь» 8419899890

Что такое установка промывки и депарафинизации_Sinotai Petroleum Equipment Co., Ltd

Блок промывки и депарафинизации (также называемый буровой установкой для удаления парафина) является одним из грузовиков для обслуживания нефтяных месторождений, он в основном состоит из трехцилиндрового насоса, резервуара для жидкости и камеры сгорания. Основные функции этого блока — обратная промывка песка и воска водой, обработанная жидкость и чистая нефть, чтобы очистить скважину от проблем, обеспечить нормальную добычу скважины. эта установка в основном предназначена для очистки песка и парафина. все приложения включают, как показано ниже:

◆Промывка колодца

◆Депарафинизация скважины

◆Испытание давлением

◆ Земснаряд наземного трубопровода

Особенности и преимущества:

◆Полный привод, хорошие внедорожные характеристики, подходит для дорожных условий нефтяных месторождений

◆Подходит для глубоких скважин и операций капитального ремонта

◆Эффективная промывочная скважина

◆Параметры могут быть отрегулированы по мере необходимости, такие как температура и давление

Депарафинизация скважины При разработке нефтяного месторождения проблема парафина всегда вызывает аварию при добыче нефтяной скважины, причина этой проблемы в том, что нефть хранится на первом этаже, температура и давление масла повышаются и когда это взыскано.затем воск в масле постепенно отделяется от масла (согласно наибольшему опыту, воск в основном концентрируется в середине трубки). Из-за этого явления количество воска увеличивается, когда нет обработки во времени. Воск на насосной штанге и масляной трубе увеличивает нагрузку на насосный агрегат и другое наземное оборудование, поэтому стоимость производства увеличивается. когда парафин сильно выпадает в осадок, скважина останавливается. Исходя из этого явления, мы должны провести депарафинизацию, чтобы убедиться в нормальной добыче скважины.

Промывка скважины Песок (и мелочь в скважине CBM) является типичным продуктом в большинстве добывающих скважин, песок и парафин обычно собираются на выходе и входе насоса, поэтому они могут серьезно повредить нормальному производству. эта установка может обеспечить хорошую производительность при перекачке жидкости в скважину для обратной промывки песка.

Установка промывки и депарафинизации разработана по технологии мощности нагрева, этот метод заключается в удалении и предотвращении парафина путем повышения температуры скважинных флюидов, когда температура выше точки плавления парафина, парафин на стенке скважина переплавляется в нефть.

Нагретая жидкость для расплавления парафина . так что для этого устройства, после того, как тройной насос перекачивает жидкость (масло или воду) в котел, который установлен в задней части грузовика, он может обеспечить мощность и пространство для нагрева жидкости, а затем перекачивать в колодец для плавления воск.

Промывка паром . для плавления воска устройство может перекачивать воду в котел с помощью тройного насоса, а затем котел нагревает воду в пар и переносит ее в скважину, чтобы расплавить воск.

Вообще говоря, установка промывки и депарафинизации является хорошей и экономичной установкой для обслуживания нефтяных месторождений для удаления пробки нефтяной скважины и особенно подходит для работы нефтяных месторождений в области низких температур, при этом она снабжена системой входа с подсветкой и удобно работать ночью.

Экстракция растворителем и депарафинизация — Set Laboratories

Экстракция растворителем и депарафинизация — Set Laboratories

Обработка растворителем — это широко используемый метод очистки смазочных масел, а также множества других продуктов нефтепереработки.Поскольку при перегонке (фракционировании) нефтепродукты разделяются на группы только по интервалу температур кипения, примеси могут остаться. К ним относятся органические соединения, содержащие серу, азот и кислород; неорганические соли и растворенные металлы; и растворимые соли, которые присутствовали в сыром сырье. Кроме того, керосин и дистилляты могут содержать следовые количества ароматических соединений и нафтенов, а базовые компоненты смазочных масел могут содержать парафин. Процессы очистки растворителем, включая экстракцию растворителем и депарафинизацию растворителем, обычно удаляют эти нежелательные вещества на промежуточных стадиях очистки или непосредственно перед отправкой продукта на хранение.

Целью экстракции растворителем является предотвращение коррозии, защита катализатора в последующих процессах и улучшение качества готовой продукции путем удаления ненасыщенных ароматических углеводородов из запасов смазочных материалов и консистентной смазки. В процессе экстракции растворителем ароматические соединения, нафтены и примеси отделяются от потока продукта путем растворения или осаждения. Исходное сырье сначала сушат, а затем обрабатывают, используя операцию непрерывной противоточной обработки растворителем. В одном типе процесса исходное сырье промывают жидкостью, в которой вещества, подлежащие удалению, более растворимы, чем в желаемом конечном продукте.В другом процессе добавляют выбранные растворители, чтобы вызвать осаждение примесей из продукта. В процессе адсорбции высокопористые твердые материалы собирают на своей поверхности молекулы жидкости.

Растворитель отделяют от потока продукта путем нагревания, выпаривания или фракционирования, а остаточные следовые количества затем удаляют из рафината путем отгонки с водяным паром или вакуумного мгновенного испарения. Электроосаждение можно использовать для разделения неорганических соединений. Затем растворитель регенерируют для повторного использования в процессе.

Наиболее широко используемыми экстракционными растворителями являются фенол, фурфурол и крезиловая кислота. Реже используются другие растворители: жидкий диоксид серы, нитробензол и 2,2′-дихлорэтиловый эфир. Выбор конкретных процессов и химических реагентов зависит от характера обрабатываемого сырья, присутствующих загрязнителей и требований к готовому продукту.

Сырье

Из

Процесс

Типовые продукты – до – шт.

Нафты, дистилляты, керосин

Атмосферная башня

Обработка и смешивание

  • Высокооктановый бензин На хранение
  • Очищенное топливо Обработка и смешивание
  • Отработанные вещества Для обработки и смешивания

Схема блока экстракции ароматических соединений

Депарафинизация растворителем

Депарафинизация растворителем используется для удаления парафина из дистиллята или остаточного базового масла на любой стадии процесса рафинирования.Существует несколько процессов депарафинизации растворителем, но все они имеют одни и те же общие этапы, а именно: (1) смешивание сырья с растворителем, (2) осаждение парафина из смеси путем охлаждения и (3) восстановление растворителя. из парафина и депарафинизированного масла для повторного использования путем дистилляции и отгонки паром. Обычно используются два растворителя: толуол, который растворяет масло и сохраняет текучесть при низких температурах, и метилэтилкетон (МЭК), который растворяет небольшое количество парафинов при низких температурах и действует как агент, осаждающий парафины.Другие растворители, которые иногда используются, включают бензол, метилизобутилкетон, пропан, нафту, этилендихлорид, метиленхлорид и диоксид серы. Кроме того, существует каталитический процесс, используемый в качестве альтернативы депарафинизации растворителем.

Сырье

Из

Процесс

Типовые продукты – до – шт.

Базовая смазка

Вакуумная колонна

Лечение

  • Депарафинизированные смазки До гидроочистки
  • Воск для гидроочистки
  • Отработанные агенты Для обработки или переработки

Схема установки сольвентной депарафинизации

Обработка растворителем, по сути, является закрытым процессом, и, хотя рабочее давление относительно низкое, существует вероятность пожара из-за утечки или разлива, контактирующего с источником воспламенения, таким как осушитель или вытяжной нагреватель.При депарафинизации растворителем нарушение вакуума создает потенциальную опасность возгорания из-за проникновения воздуха в устройство.


(PDF) Депарафинизация тяжелой сырой нефти растворителем с помощью метилэтилкетона

Образец цитирования: Асад А.М., Йененех А.М., Обаниесу Э.О. (2015) Депарафинизация тяжелой сырой нефти растворителем с помощью метилэтилкетона. J Pet Endrory Biotechnol 6:

213. DOI: 10.4172 / 2157-7463.1000213

Page 2 из 5

Объем 6 • Выпуск 2 • 1000213

J Pet Endory Biotechnol

ISPN: 2157-7463 JPEB, открытый доступ журнал

остаток взвешивали с помощью взвешивания.Результаты были зарегистрированы

и выражены в виде выхода как весовой доли от общего количества пробы сырой нефти

. Процедура фильтрации проводилась для всех трех смесей

по отдельности.

Определение выхода парафина: экстрагированный парафин выражали как

выход в процентах от общего веса исходного образца масла и

рассчитывали по уравнению 1:

(1)

процент от общей массы образца

; We — вес экстракта, а Wo — вес самой пробы сырой нефти.

Общее содержание парафинов в образце сырой нефти, использованном в этом исследовании

, составило 29,9%, или 1,5 г на 5 г образца сырой нефти. После определения

оптимальных физических условий процесса экстракции растворителем

был проведен дальнейший анализ образца для определения общей

эффективности процесса.

Результаты и обсуждение

Влияние температуры смешивания

На рис. 1А показан выход воска при различных температурах смешивания.

Более высокая температура смешивания соответствует большему выходу воска из

смеси. При соотношении растворителей 10:1 существует заметная разница

в выходе воска при разных температурах смешивания. Однако,

при использовании более высокого соотношения растворителей, выход, полученный для смесей

, которые были нагреты до 50°C и 60°C, отличаются только на 0,7 мас.%, но

незначительно превзошли смесь, которая нагревался только до 40°C

не более чем на 1.2 мас.%.

Аналогично, более низкие температуры охлаждения -15°C и ниже

демонстрируют небольшую разницу в выходе парафина примерно на 0,2 мас.% между смесями

, которые нагреваются до 50°C и 60°C, однако, выход

до 0,7 мас.% больше, чем выход, полученный смесью

, нагретой только до 40°С, как показано на фиг.1В.

Рисунок 1B также ясно показывает, что эффективность депарафинизации

улучшается, когда смесь нагревается до более высокой температуры от 50°C

до 60°C.Это связано с тем, что более высокая температура служит для

разрушения дисперсионных сил между молекулами в образце сырой нефти

, позволяя МЭК формировать такие силы со свободными молекулами нефти

в большей степени, чем с парафиновые соединения, в результате чего

обеспечивают лучшую фильтрацию и общую эффективность разделения.

Поскольку общие выходы воска из смесей, нагретых до 50°C и 60°C

, отличаются только не более чем на 0.7 вес.%, должен применяться более экономически

жизнеспособный вариант, если процесс должен был применяться в большем масштабе. Смесь лучше нагревать до температуры

не выше 50°C, так как дополнительные эксплуатационные расходы на нагрев смеси

до 60°C экономически нецелесообразны, исходя из предельного увеличения

общего выхода воска, а также степень охлаждения, которая требуется

позже в процессе. Тем не менее, рекомендуется провести тщательный экономический анализ и оптимизационное исследование, учитывающее, что дополнительные

оба являются хорошими растворителями для нефти, присутствие толуола может отрицательно повлиять на эффективность депарафинизации растворителем [12].В данной работе изучено влияние изменений соотношения растворителя и масла, температуры нагрева и охлаждения на количество получаемого воска.

Методология и анализ

Химические вещества

Неочищенная нефть с составом ТГВ, показанным в таблице 1, была

получена с нефтяного месторождения КлиХед компании Roc Oil Pty Ltd, Австралия.

МЭК, этиленгликоль и этанол, использованные для этого исследования, имели 100% чистоту

и поставлялись компанией Chem-Supply Pty Ltd, Австралия.Чистый сухой лед

, используемый для охлаждения смеси до желаемой температуры, был получен от

BOC Limited Pty Ltd. Для всех взвешиваний использовались весы с точностью ± 0,5 мг

. Исследуемый образец сырой нефти был

стабилизирован 10 ppm сероводорода, и были проведены исследования

на стадиях смешивания и нагревания, охлаждения, фильтрации и сушки.

Эксперимент

Нагрев и смешивание: Для каждой уникальной комбинации отношения растворителя

к маслу, температуры нагрева и температуры охлаждения были приготовлены три

идентичных образца, и эксперименты были проведены

одновременно, так что среднее значение результатов можно получить за консистенцию

.Для этого были подготовлены три стакана по 150 мл, в каждый из которых с помощью шприца

объемом 30 мл было добавлено 5 г пробы сырой нефти. С помощью мерного цилиндра на 150 мл отвешивали заданное количество растворителя

. В первой серии экспериментов использовали 50 г МЭК,

, во второй серии экспериментов использовали 75 г МЭК, а в третьей серии экспериментов

использовали 100 г МЭК, что соответствует соотношению растворителей

10:1. , 15:1 и 20:1 соответственно.

В каждый химический стакан добавляли магнитную мешалку,

помещали в баню с горячей водой и накрывали часовым стеклом. Температуру

водяной бани поддерживали постоянной на уровне 40°C, 50°C или 60°C с помощью нагревательной плитки

, которая также служила для перемешивания смеси с постоянной скоростью 180

об/мин. Для измерения температуры смеси использовали спиртовой термометр с точностью ± 0,5 °С. Стадия нагревания и перемешивания

завершалась, когда в смеси достигалась желаемая температура нагрева

.За этой стадией сразу же следует охлаждение, и стаканы

немедленно помещаются в охлаждающую баню с этиленгликолем.

Охлаждение и фильтрация смеси: после стадии нагревания и

перемешивания смесь немедленно помещали в баню с этиленгликолем

и сухим льдом для кристаллизации воска. Спиртовой термометр

с точностью ± 0,5°C использовали для контроля температуры

охлаждающей бани, чтобы убедиться, что температура поддерживается на уровне -10°C,

-15°C или -20°C. .Для поддержания температуры охлаждения периодически добавляли сухой лед

, поскольку температура охлаждающей бани имеет тенденцию к повышению

по мере того, как горячая смесь погружается в этиленгликоль. Идентичный спиртовой термометр

также использовали для контроля температуры и для

перемешивания смеси, чтобы гарантировать, что парафин не осаждается на стенках

стакана и остается взвешенным в жидкой смеси. Процесс охлаждения

был завершен после достижения желаемой температуры

смеси.

После стадии охлаждения смесь перемешивали, чтобы убедиться, что

кристаллизованный воск не пристал к стенкам стакана. Затем из смеси удаляли магнитную мешалку

с помощью пинцета и

смесь подвергали вакуумной фильтрации с использованием фильтровальной бумаги Wathman 45 мкм.

Затем фильтровальную бумагу, содержащую парафин, удаляли и помещали на

часовое стекло в вытяжной шкаф на 20 минут, чтобы

оставшийся летучий растворитель испарился.Фильтровальная бумага, содержащая

Формула ингредиента Номер CAS Содержание

Сероводород h3S 7783-06-4 < 0,005%

Алифатические углеводороды Н/Д Н/Д > 60%

Ароматические углеводороды Н /A N/A < 1%

Таблица 1: Свойства сырой нефти, использованной для исследования

Максимальное получение дистиллята высшего качества за счет каталитической депарафинизации

Февраль 2011 г.

Достижения в технологии каталитической депарафинизации дистиллятов путем изомеризации обеспечивают повышенную активность

Тим Хилберт, Мохан Кальянараман, Билл Новак, Джоэсф Гатт, Беатрис Гудинг и Стивен Маккарти, ExxonMobil Research and Engineering Company (EMRE)

Резюме статьи

Дистиллятное топливо (дизельное топливо, домашнее печное топливо и керосин) должно быть жидким в двигателе или горелке при низких температурах.Существуют различные спецификации, которые охватывают текучесть при низких температурах, включая температуру помутнения, температуру застывания, температуру замерзания и температуру закупоривания холодного фильтра. Можно использовать различные подходы для улучшения свойств текучести на холоду некондиционного топлива. Самым простым может быть смешивание легкого потока, такого как керосин, с дизельным топливом. Однако для этого требуется более легкий поток, полностью совместимый со всеми спецификациями (например, сера), что может потребовать дальнейшей обработки потока разбавителя. Поток разбавителя может потребоваться отклонить от его оптимального направления, и часто существуют ограничения в отношении количества разбавителя, которое можно смешать.Преимущество каталитической депарафинизации состоит в том, что она фактически превращает «плохие» молекулы в дистилляте — молекулы с плохой текучестью на холоду (парафин) — в лучшие молекулы. Эта технология была развернута с 1970-х годов.

Каталитическая депарафинизация
Когда температура воздуха падает, парафин, естественным образом содержащийся в дизельном топливе, начинает кристаллизоваться и затвердевать. Эти кристаллы могут оказаться проблематичными, забивая топливные фильтры и препятствуя запуску двигателя.

Улучшение текучести дизельного топлива на холоде отслеживается либо по температуре помутнения, либо по температуре застывания: температура помутнения — это температура, при которой из образца нефти начинают осаждаться кристаллы парафина, а температура застывания — это температура, при которой масло перестает течь.

Существует множество различных подходов к улучшению характеристик текучести дизельного топлива при низких температурах; например, добавки, подрезка, разбавление керосином и депарафинизация растворителем. Все они имеют существенные недостатки, включая высокую стоимость и значительную потерю выхода дизельного топлива, в то время как каталитическая депарафинизация является конкурентоспособной альтернативой.

Компания Mobil разработала оригинальный процесс каталитической депарафинизации (называемый MDDW) на основе катализатора ZSM-5. ZSM-5 имеет пористую структуру, которая позволяет проникать в клетку только углеводородам с прямой цепью (парафин).Оказавшись внутри, молекулы воска расщепляются на более легкие материалы. Оставшееся дизельное топливо имеет значительно улучшенные свойства текучести на холоде. Этот процесс был широко коммерциализирован, но, несмотря на успех, небольшое количество дистиллятного материала было расщеплено на лигроин и более легкий материал во время процесса. Для тех, кто хотел максимальное дизельное топливо, требовалась более высокая селективность.
Продолжались исследовательские работы с целью увеличения выхода дистиллята. Это привело к разработке катализаторов на основе новых цеолитов и процесса, получившего название MIDW.В MIDW, когда нормальный (н-)парафин входит в поры цеолита, он изомеризуется, а не растрескивается. Это приводит к более высокому удерживанию дистиллятного материала по сравнению с исходным процессом MDDW.

Химия для улучшения текучести на холоде
Технология MIDW включает металл, способный к реакциям дегидрирования/гидрирования, и цеолит для селективной скелетной изомеризации н-парафинов в изопарафины. Результатом являются меньшие потери исходного материала с образованием светлых продуктов.

Газохроматографическое исследование продукта показывает высокую конверсию н-парафинов в изопарафины (см. рис. 1). Изопарафины обладают значительно лучшими свойствами текучести на холоде. Фактически технология позволяет производить «арктическое» дизельное топливо из довольно бедного дизельного сырья.

Считается, что во время процесса н-парафин дегидрируется на участке металла. Затем он изомеризуется на кислом участке цеолита в порах цеолита и снова гидрируется до насыщенного изопарафина (см. рис. 2).

Технология MIDW применялась на семи коммерческих установках в Северной Америке, Европе и Азии, еще две находятся на стадии проектирования. MIDW может быть установлен как автономный процесс, работающий на дистиллятном питании; однако его также можно использовать в сочетании с установкой гидроочистки. Эта технология позволяет более чем 300 000 баррелей в сутки дизельного топлива, уже отвечающего требованиям стандарта Евро-IV, в дальнейшем соответствовать требованиям к низкой температуре помутнения, включая строгие требования к арктическим классам дизельного топлива, применяемые в Северной Европе.

Ниже приведены некоторые примеры коммерческих данных, в которых технология MIDW используется в сочетании с гидроочисткой для производства высококачественного дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы. Дополнительным свойством этой технологии является то, что она может снизить скорость конечной перегонки дистиллята, фактически превращая некоторые материалы, более тяжелые, чем дизельное топливо, в диапазон температур кипения дизельного топлива (см. рис. 3 и 4).

Второй коммерческий пример демонстрирует полезность процесса. MIDW работает в основном в зимнее время, за исключением случаев, когда корм по своей природе воскообразный.Данные в таблице 1 демонстрируют типичные летние и зимние операции.

Таким образом, при небольших потерях нафты процесс обеспечивает хорошую текучесть при низких температурах и эквивалентное увеличение цетанового числа, а также более низкую точку 90%, что позволяет дополнительно подавать ВГО. Этот тип конфигурации показан в следующем разделе.

Альтернативная конфигурация для работы с серной кислотой (см. рис. 5), используемая для очень парафинистых стоков, обрабатывает небольшое количество тяжелого или очень парафинистого материала и соединяет сточные воды с существующей установкой гидроочистки.С коммерческой точки зрения процесс депарафинизации и десульфурации производится ровно настолько, чтобы обеспечить общий цикл продукта, при этом сводя к минимуму образование лигроина. Сверхнизкие точки помутнения были достигнуты в конфигурациях сладкого чая (см. рис. 6) с хорошим выходом.

Продолжение усовершенствований каталитической депарафинизации
EMRE продолжает совершенствовать каталитическую депарафинизацию. Одной из областей усовершенствования было увеличение удерживания дистиллята на установке депарафинизации. Выход дистиллята вырос с переходом от MDDW к MIDW и улучшенным версиям MIDW (см. рис. 7).Текущий катализатор имеет лишь небольшую потерю дистиллята в более легкие продукты. Это становится все более важным в связи с растущим спросом на дизельное топливо во многих частях мира.

Другим направлением исследований было улучшение активности катализатора для обеспечения депарафинизации при более низких температурах в реакторе. Эту технологию можно использовать в установке гидроочистки для производства высококачественного дизельного топлива.

СКАЧАТЬ ПОЛНУЮ СТАТЬЮ

Китай Грузовики для промывки и депарафинизации скважин Производители, Поставщики, Фабрика — Низкая цена

Автомобильная установка для промывки и депарафинизации скважин

1.Введение

Установка для промывки и депарафинизации скважин (автомобиль) представляет собой революционную конструкцию, объединяющую промывку скважин и депарафинизацию скважин в одну систему. Машина может хорошо выполнять промывку, промывку песка и депарафинизацию в широком диапазоне температур от комнатной до температуры водяного пара. Установка также может применяться для опрессовки и углубления трубопроводов коллектора на земле. Он состоит из шасси, трехплунжерного насоса, водяного насоса и горизонтального котла. В сочетании с несколькими ведущими технологиями и патентами установка для промывки и депарафинизации скважин обычно представляет собой многофункциональное оборудование для обслуживания нефтяных месторождений.

Установка депарафинизации (автомобиль) предназначена для удаления парафина, парафина и размораживания нефтяных месторождений. Оснащен системой автоматического регулирования температуры и давления, бойлером и системой осушки трубопроводов. Этот продукт является идеальным выбором для услуг по депарафинизации трубопроводов, особенно в холодных регионах.

2. Особенности продукта

● Высокая степень интеграции: автономное питание от двигателя, установленного на шасси; бак для воды декан установлен на грузовике, а также.

● Система декомпрессии: позволяет оборудованию работать под скважинным давлением.

● Повторно используемая вода: сокращает количество используемой воды и сводит к минимуму воздействие на окружающую среду.

● Обратная промывка: снижает необходимость часто возвращаться на станцию ​​обработки.

● Экологически чистое оборудование: 0 утилизация отходов, 100% переработка воды, полное восстановление масла, скорость переработки жиров.

3. Основные технические параметры

(приведенные ниже технические параметры просто для справки)

4

Температура пара

280 ℃

горизонтальный триплекс Plunger насос

давление пара

6Mpa (860psi)

Модель

3ZB35 / 130

Промывка давление

35МПа (5000psi)

Плунжер Диаметр

100 мм (3.9 и rsquo; & rsquo;)

10.35M * 2,5 м * 3,25 м

Длина хода

160 мм (6.3 & rsquo; & rsquo;)

Вес

24000kg (52910lb)

комплект генератора

Шасси (Грузовик)

Модель

KDE19STA3

Модель

STEYR

Power

Тип привода

6 * 4

Электрический ток

23.5 / 26.4A

Engine

мощность двигателя

199kw (270 л.с.), 2200р / мин

Модель/мощность

TBL130P/1,5 кВт (2 л.с.)

DEWAXING от нефти — [PPTX PowerPoint]

слайд 1

MUBASHAR KHUURSHID SP12-BEC-031UMAIR CHURSHID SP12-BEC-091GROUP Члены

ДЕВАССИНГОВОГО СОЗДАНИЯ СОТРУДНИЧЕСТВЕННЫЙ ПРОЦЕДУЮЩИЙ ДЕВАКСИНГИЧЕСКИЙ И НАДАЧАЦИЯ ОСОБЕННОСТИНГВЛЕНИЯ DEWAXINGUREA DEWAXINGDEOILLYCONCONCLUSIUSCUSUSIUSIUSIONUS

Введение

Удаление восков от нефтепродукт (в основном смазочное масло) называется депарафинизацией.

Цель депарафинизации Превышение температуры кипения сырой нефтиПри низкой температуре парафины осаждаются и кристаллизуютсяДля сохранения текучести при низкой температуреМетод депарафинизацииСуществуют три метода депарафинизации Процесс охлаждения и прессованияПроцесс депарафинизации растворителем Процесс депарафинизации мочевины масло охлаждается с помощью двухтрубного теплообменника. Производится кристаллизация и образование осадка. Парафины отделяются путем фильтрации и отстаивания. Возврат из процесса охлаждения и прессования. При охлаждении вязкость масла увеличивается. базового масла на любой стадии процесса переработки.Существует несколько способов депарафинизации растворителем, но все они имеют одни и те же общие этапы, а именно: смешивание сырья с растворителем; осаждение парафина из смеси путем охлаждения; и извлечение растворителя из воска и депарафинизированного масла для повторного использования путем дистилляции и паровой отгонки. Процесс Депарафинизация растворителем Обычно используются два растворителя: толуол, который растворяет масло и сохраняет текучесть при низких температурах, и метилэтилкетон (МЭК), который растворяет небольшое количество парафина. при низких температурах и действует как парафиноосаждающий агент.Другие иногда используемые растворители включают бензол, метилизобутилкетон, пропан, нефтяную нафту, дихлорид этилена, метиленхлорид и диоксид серы. Кроме того, существует каталитический процесс, используемый в качестве альтернативы депарафинизации растворителем.

Устройство для депарафинизации с растворителем

Устройство для депарафинизации с растворителем

Свойства растворителя для депарафинизацииДолжен смешиваться с масломДолжен быть незначительной растворимостью парафиновОн должен быть термостабильным и неагрессивнымТемпература кипения должна быть низкой, чтобы его можно было легко отделить

Процесс депарафинизации мочевиныЭто твердые фильтруемые комплексы эффективен при больших запасах. Это важно для низкотемпературных испытаний нефти из легкой нефти. Парафины имеют высокий процент углеводородов с прямой цепью, поэтому депарафинизация мочевины эффективна.

Процесс депарафинизации мочевины точек из воскообразного сырья.особенно в случае нефтяных дистиллятов с более высокой средней молекулярной массой и остатков перегонки нельзя провести резкой границы между углеводородами, образующими твердые парафины, и углеводородами, которые нельзя считать твердыми.

Операция депарафинизации

Процессы депарафинизации Методы Кристаллизатор депарафинизации

Крупные и хорошо развитые кристаллы легко прессуются и фильтруются. путем центрифугирования.Процессы депарафинизации с использованием растворителей В этих процессах в качестве разбавителей используются органические растворители, которые при температуре фильтрации лишь в незначительной степени растворяют парафиновые парафины, в то время как они хорошо растворяют другие компоненты смазочных масел. Вращающиеся фильтры в основном используются для отделения кристаллизованного парафина.

1. Депарафинизация метилэтилкетона2. Процесс депарафинизации пропана 3. Депарафинизация смесью пропилена и ацетона4.Депарафинизация хлорированными углеводородами5. Процесс депарафинизации Dilchill6. Вспомогательные фильтрующие вещества

Обезжиривание и фракционная кристаллизация парафинов и петролатумовНефть и легкоплавкие фракции, удаленные из парафинов. Этот процесс называется обезжириванием. Обезжиривание представляет собой фракционную кристаллизацию парафинов или парафинов по их температуре плавления. Парафины, полученные из легких дистиллятов путем охлаждения и прессования, ранее смазывались исключительно процессом, называемым выпотеванием.

заключениеДействительно, депарафинизация является важным процессом в разделении сырой нефти на различные компоненты, так как депарафинизация облегчает транспортировку при низких температурах

Спасибо

Ферганский НПЗ Модернизация — Углеводородные технологии

]]>

На Ферганском нефтеперерабатывающем заводе, одном из крупнейших предприятий по переработке углеводородного сырья в Узбекистане, проводится модернизация с целью увеличения выхода нефтепродуктов и приведения его в соответствие с действующими европейскими стандартами качества топлива.

Перерабатывающая мощность НПЗ, которому более 60 лет, снизилась на 30% до 5,5 млн тонн в год (Мт/год) из-за устаревшего оборудования и устаревших технологий.

Таким образом, НПЗ был признан убыточным и передан в доверительное управление СП «Джизак Петролеум» для замены части существующих установок и ввода новых мощностей на площадке в марте 2020 года.

СП Jizzakh Petroleum является совместным предприятием АО «Узбекнефтегаз», национальной нефтегазовой компании Узбекистана, и Gas Project Development Central Asia, которая является дочерней компанией Gazprom International.

Проект реконструкции и модернизации Ферганского НПЗ стоимостью около $875 млн реализуется совместно с индонезийской компанией RT Trans Asia Resources в качестве основного инвестора.

Планируемый к вводу в эксплуатацию в июле 2023 года модернизированный НПЗ сможет производить бензин и дизельное топливо АИ-92, соответствующие экологическим требованиям класса Евро-5, и базовые масла класса II+/III по стандартам API.

Расположение и объекты инфраструктуры Ферганского нефтеперерабатывающего комплекса

Ферганский нефтеперерабатывающий завод был основан в 1959 году и занимает площадь 475 га, примерно 5.5 км к северу от города Фергана в Узбекистане.

Основные технологические установки НПЗ включают установки перегонки сырой нефти, установки замедленной варки, установки производства смазочных масел, установки смешивания и очистки, установки деасфальтизации, установки каталитического риформинга-гидроочистки, установки гидроочистки, установки экстракции растворителем, установки регенерации растворителей, установки обработки глины , блок депарафинизации и другие блоки вторичной обработки.

Основными нефтепродуктами завода являются смазочные масла и бензин.Другие продукты включают керосин, дизельное топливо, мазут, воск, кокс и битумные материалы.

Годовая проектная мощность НПЗ составляет 6,4 млн тонн (Мт), которая снижена на 30% из-за износа оборудования и устаревших технологий.

Детали модернизации Ферганского НПЗ

План модернизации на 2020-2023 годы включает новые установки по производству высококонцентрированного водорода, изомеризации легкой нафты, гидрокрекингу вакуумных дистиллятов.

Будут реконструированы существующие установки гидрообессеривания дизельного и лигроинового блока с заменой существующих каталитических систем на их последние версии.

Будут заменены и другие системы, в том числе маслоблоки, производящие современные базовые и моторные масла, а также системы водо- и пароснабжения.

В комплексе вместе с модернизированными топливными и масляными установками в будущем будет сконфигурирована установка гидрокрекинга. Это повысит глубину переработки нефти примерно до 92%, что повысит выход нефтепродуктов с повышенной ценностью.Это позволит увеличить выпуск авиационного и дизельного топлива, а также базового и товарного топлива.

Установка изомеризации легкой нафты будет производить высокооктановый компонент бензина АИ 92-95, соответствующий стандарту Евро-5. Это улучшит антидетонационные свойства бензина, чтобы уменьшить воздействие на окружающую среду.

Предыдущая модернизация Ферганского НПЗ

Программа модернизации также проводилась ранее на заводе в период с февраля 1998 года по январь 2000 года.

Проектные работы включали установку регенерации серы, установку гидрообессеривания, установку охлаждающей воды, установку деминерализованной воды, установку азота, установку H3S, а также работы по модернизации риформера 300 и риформера 600.

В рамках проекта выполнены работы по производству бессернистого дизельного топлива в объеме 1,7 млн ​​тонн из смеси газойля местного сырья и бензина с октановым числом 93, производимого на действующих установках. Проект модернизации также увеличил производство серы до 25 000 тонн в год.

Привлеченных подрядчиков

Axens, французская компания-поставщик углеводородов, является лицензиаром новых установок гидрокрекинга и изомеризации, которые будут установлены на Ферганском нефтеперерабатывающем заводе.

Итальянская инжиниринговая компания

WOOD выполнит базовое проектирование проекта, а Dentons выступила консультантом RT Trans Asia Resources по приобретению нефтеперерабатывающего завода в июне 2019 года.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.