RU2680601C1 - Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid - Google Patents
Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680601C1 RU2680601C1 RU2018131737A RU2018131737A RU2680601C1 RU 2680601 C1 RU2680601 C1 RU 2680601C1 RU 2018131737 A RU2018131737 A RU 2018131737A RU 2018131737 A RU2018131737 A RU 2018131737A RU 2680601 C1 RU2680601 C1 RU 2680601C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- tank
- decanter
- containers
- centrifuge
- Prior art date
Links
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 45
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N Heavy water Chemical compound [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 127
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 8
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 30
- 239000000047 product Substances 0.000 description 27
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 16
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000006385 ozonation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/06—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with mechanical means, e.g. by filtration
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при переработке нефтешламов установки промысловой подготовки нефти (УППН) для разделения стойких водно-нефтяных эмульсий промежуточных слоев, накопленных в РВС, а также периодической переработки нефтесодержащих жидких фаз нефтяных амбаров-накопителей.The invention relates to the oil industry and can be used in the processing of oil sludge oil field treatment plants (UPPN) for the separation of persistent water-oil emulsions of the intermediate layers accumulated in the RCS, as well as the periodic processing of oil-containing liquid phases of oil storage barns.
Уровень техникиState of the art
Известен способ обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси (патент РФ №92010761, кл. МПК C10G 33/04, дата публ. 27.12.1995), включающий нагрев, смешение стойкой нефтяной эмульсии с легкой углеводородной жидкостью и водным раствором деэмульгатора, а также отстаивание. Нефтяную эмульсию вначале смешивают с легкой углеводородной жидкостью при термобарических параметрах, исключающих выделение газовой фазы, а затем смесь диспергируют в водном растворе деэмульгатора при термобарических параметрах выделенной газовой фазы, при этом через водный раствор деэмульгатора пропускают углеводородный газ. Недостатком данного способа является применимость перечисленного оборудования только в стационарных условиях.A known method of processing persistent oil emulsions containing mechanical impurities (RF patent No. 92010761, class IPC C10G 33/04, published
Известен способ подготовки амбарной нефти (патент РФ №2169169, кл. МПК C10G 33/04, дата публ. 20.06.2001), в котором для разрушения эмульсии производят разжижение нефти углеводородным растворителем, далее в образовавшуюся смесь нефти и растворителя вводят промысловую нефть и полярный неэлектролит, после чего производят нагрев смеси до 60-80 С.Поле чего вводят в смесь деэмульгатор, а затем щелочную добавку с последующим отстоем и отделением воды. При этом разжижение амбарной нефти углеводородным растворителем осуществляют до требуемой вязкости нефти. Недостатком данного способа является применимость перечисленного оборудования только в стационарных условиях.A known method for the preparation of barn oil (RF patent No. 2169169, class IPC C10G 33/04, published date 06/20/2001), in which the oil is diluted with a hydrocarbon solvent to break the emulsion, then commercial oil and polar oil are introduced into the resulting mixture of oil and solvent non-electrolyte, after which the mixture is heated to 60-80 C. After that, a demulsifier is introduced into the mixture, and then an alkaline additive, followed by sedimentation and water separation. In this case, the liquefaction of the barn oil with a hydrocarbon solvent is carried out to the required oil viscosity. The disadvantage of this method is the applicability of the listed equipment only in stationary conditions.
Известна установка переработки амбарных углеводородов (патент РФ 116856, МПК C01G15/08, дата публ. 10.06.2012), включающая открытый амбар с исходным сырьем, линию с насосом для подачи исходного сырья из амбара в емкость смешения с сырой нефтью, линию с теплообменником для подачи в емкость смешения с сырой нефтью, линию с насосом для откачки смеси в буферную емкость с теплообменником для нагрева компаундированной смеси, линию с насосом для подачи нагретой смеси в декантер, линию сброса твердых частиц из декантера, линию отвода нефти из декантера, линию отвода стоков воды из вышеуказанных емкостей и декантера, при этом, на байпасной линии между насосом и декантером установлен генератор тока высокой частоты. Недостатком установки является отсутствие центрифуги и стационарное исполнение самой установки.A known installation for processing barn hydrocarbons (RF patent 116856, IPC C01G15 / 08, published date 10.06.2012), including an open barn with feedstock, a line with a pump for supplying feedstock from the barn to a mixing tank with crude oil, a line with a heat exchanger for supply to the mixing tank with crude oil, a line with a pump for pumping the mixture into a buffer tank with a heat exchanger for heating the compounded mixture, a line with a pump for feeding the heated mixture to the decanter, a line for discharging solid particles from the decanter, a line for draining oil from the decanter, a line about water flows from the water tanks and decanter above, wherein, in the bypass line between the pump and the decanter is set high frequency current generator. The disadvantage of the installation is the lack of a centrifuge and the stationary execution of the installation itself.
Известна мобильная установка для очистки резервуаров от нефтешламов и асфальтосмолопарафиновых отложений (патент РФ №71911, кл. МПК В08В 3/08, дата публ. 27.03.2008), включающая емкость для рабочей жидкости, машинное отделение, гидросистему, включающую запорную арматуру и блок насосов, емкость нефтепродуктов, размещенных на одном транспортном средстве. Кроме того, установка снабжена коалесцентно-флотационным сепаратором, в котором происходит фазовое разделение эмульсии на нефтепродукт, рабочую жидкость и механические частицы, а также очистка откачиваемых из очищаемого резервуара паров рабочей жидкости и нефтепродуктов. Установка включает систему газовоздушного подогрева рабочей жидкости, в качестве которой применяется вода, жидкие углеводороды или водные растворы моющих средств. Блок насосов включает насос перекачки эмульсии и насос перекачки нефтепродукта, высоконапорный насос подачи рабочей жидкости, напорный насос перекачки раствора, погружной шнековый насос подъема высоковязких нефтепродуктов и эжекторный насос. Недостатком данной установки является применимость перечисленного оборудования только в стационарных условиях.Known mobile installation for cleaning tanks from oil sludge and asphalt tar and resin deposits (RF patent No. 71911, class IPC B08B 3/08, publication date. 03/27/2008), including a tank for working fluid, engine room, hydraulic system, including stop valves and pump unit , the capacity of petroleum products placed on one vehicle. In addition, the installation is equipped with a coalescence-flotation separator, in which the phase separation of the emulsion into oil product, working fluid and mechanical particles, as well as cleaning of the working fluid and oil product vapors pumped from the cleaned reservoir, takes place. The installation includes a system of gas-air heating of the working fluid, which is used as water, liquid hydrocarbons or aqueous solutions of detergents. The pump unit includes an emulsion transfer pump and an oil product transfer pump, a high-pressure pump for supplying a working fluid, a solution transfer pump, a submersible screw pump for lifting high-viscosity oil products and an ejector pump. The disadvantage of this installation is the applicability of the listed equipment only in stationary conditions.
Наиболее близкой по конструктивному решению и достигаемому техническому результату является мобильная установка трехступенчатого разделения нефтешламов (http://otrabotka.com), производство фирмы Huning Umwelttechnik (Германия), монтируемая на металлической раме, длина контейнера составляет порядка 12. Оборудование, расположенное в один ярус, включает насос, перекачивающий сырьевой материал в вибрационный сепаратор, перед подачей в который сырье нагревают до 50°С путем предварительного смешивания с уже отсепарированным и нагретым нефтешламом. В вибрационном сепараторе отсеивают мехпримеси размером более 1 мм в шнековый конвейер для направления в резервуар ТБО. Жидкую фазу нефтеэмульсии собирают в промежуточном резервуаре с мешалкой для гомогенизации жидкости и предотвращения осаждения оставшейся твердой фазы. Часть жидкости из этого же резервуара откачивают насосом для использования в цикле обогрева исходного сырья, остальную часть направляют в декантер, предварительно произведя нагрев смеси в теплообменнике. Твердую фазу (мехпримеси) направляют из декантера в емкость сбора нефтешлама. Нагретое в промежуточном теплообменнике сырье направляют на вход трехфазной центрифуги, после чего твердый осадок из центрифуги направляют в контейнер ТБО. Установка оснащена двумя 250-литровыми резервуарами с деэмульгаторами с дозирующими насосами. Чистый нефтепродукт накапливают в отдельном резервуаре. Выделенную из нефтешлама воду дополнительно фильтруют и накапливают в резервуаре. Грубо очищенные нефтепродукты возвращают обратно на вход декантера. Недостатком данной установки являются большие габариты установки, что усложняет процесс ее перемещения по магистралям и грунтовым дорогам.The closest in constructive solution and technical result achieved is a mobile installation of three-stage separation of oil sludge (http://otrabotka.com), manufactured by Huning Umwelttechnik (Germany), mounted on a metal frame, the length of the container is about 12. Equipment located in one tier , includes a pump that pumps raw materials into a vibratory separator, before feeding them into which the raw materials are heated to 50 ° C by pre-mixing with already separated and heated oil sludge. In a vibratory separator, solids of more than 1 mm in size are screened out in a screw conveyor for directing to the MSW tank. The liquid phase of the oil emulsion is collected in an intermediate tank with a stirrer to homogenize the liquid and prevent precipitation of the remaining solid phase. Part of the liquid from the same tank is pumped out for use in the heating cycle of the feedstock, the rest is sent to the decanter, after heating the mixture in a heat exchanger. The solid phase (mechanical impurities) is sent from the decanter to the sludge collection tank. The raw material heated in the intermediate heat exchanger is sent to the inlet of the three-phase centrifuge, after which the solid precipitate from the centrifuge is sent to the MSW container. The unit is equipped with two 250-liter tanks with demulsifiers with metering pumps. Pure oil is accumulated in a separate tank. Water recovered from oil sludge is additionally filtered and accumulated in the tank. Coarsely refined petroleum products are returned back to the inlet of the decanter. The disadvantage of this installation is the large dimensions of the installation, which complicates the process of moving it along highways and dirt roads.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Задачей данного изобретения является создание мобильного устройства для проведения операций по разделению стойких водно-нефтяных эмульсий промежуточных слоев, накопленных на промыслах добычи нефти и газа в резервуарах вертикальных стальных (РВС), а также периодической переработки нефтесодержащих жидких фаз нефтяных амбаров-накопителей с выделением из них нефтяной фазы (целевой продукт), водной фазы и шлама.The objective of the invention is to provide a mobile device for separating persistent water-oil emulsions of intermediate layers accumulated in oil and gas fields in vertical steel tanks (PBC), as well as periodically processing oil-containing liquid phases of oil storage tanks with the release of them oil phase (target product), aqueous phase and sludge.
Технический результат, достигаемый при использовании данного изобретения, заключается в снижение количества нефтешлама в амбарах хранения без вывоза его за пределы установки промысловой подготовки нефти (УППН), а также в повышении эффективности использования периодически действующего оборудования, предназначенного для разделения стойких водно-нефтяных эмульсий промежуточных слоев.The technical result achieved when using this invention is to reduce the amount of oil sludge in storage barns without taking it outside the field oil treatment unit (UPPN), as well as to increase the efficiency of using periodically operating equipment designed to separate persistent water-oil emulsions of intermediate layers .
Технический результат обеспечивается благодаря тому, что подготовку промслоев из амбаров-накопителей производят с использованием мобильной установки, включающей гидавлически связанное между собой оборудование, в том числе емкость-усреднитель, декантер, центрифугу, емкость промежуточного нефтепродукта, емкость готовой нефти, емкость тяжелой воды (водной фазы нефтепродукта), емкость нефтешлама, теплообменное оборудование, блок подготовки подачи деэмульгатора с насосами, блок подготовки и подачи флокулянта с насосами, азотную станцию с возможностью подготовки сжатого воздуха для нужд КИПиА, систему технологических трубопроводов, систему автоматического управления установкой, размещенное в нескольких контейнерах, расположенных друг на друге в два яруса, при этом выход амбара-накопителя, через пластинчатый теплообменник, расположенный в контейнере №1 нижнего яруса, гидравлически связан со входом емкости-усреднителя контейнера №2 верхнего яруса, выход из емкости-усреднителя гидравлически связан со входом в декантер, расположенном в контейнере №3 верхнего яруса,при этом один из выходов декантера гидравлически связан с центрифугой, расположенной в том же контейнере, что и декантер, другой выход декантера гидравлически связан с емкостью сбора тяжелой воды (водной фазы нефтеэмульсии), размещенной в контейнере №4 нижнего яруса, и следующий выход из декантера связан трубопроводом с емкостью сбора нефтешлама, размещенной в контейнере №1 нижнего яруса, при этом в один из выходов центрифуги, размещенной в контейнере №3 верхнего яруса, гидравлически связан с входом емкости готовой нефти контейнера №1 нижнего яруса, другой выход центрифуги гидравлически связан с емкостью сбора тяжелой воды (водной фазы нефтеэмульсии), размещенной в контейнере №4 нижнего яруса и следующий выход центрифуги связан трубопроводом с емкостью сбора нефтешлама, размещенной в контейнере №1 нижнего яруса, при этом система дозировки деэмульгатора, расположенная в контейнере №6 нижнего яруса, гидравлически связана с входом емкости-усреднителя контейнера №2 верхнего яруса и трубопроводом подвода нефтеэмульсии в декантер контейнера №3 верхнего яруса, при этом система дозировки флокулянта, расположенная в контейнере №6 нижнего яруса, гидравлически связана с входом емкости-усреднителя контейнера №2 верхнего яруса и трубопроводом подвода нефтеэмульсии в декантер контейнера №3 верхнего яруса, при этом выход азотной станции, расположенной в контейнере №5 нижнего яруса гидравлически связан со входом декантера и входом центрифуги, расположенных в контейнере №3 верхнего яруса.The technical result is ensured due to the fact that the preparation of industrial layers from storage barns is carried out using a mobile unit including hydraulically coupled equipment, including averaging tank, decanter, centrifuge, intermediate oil tank, finished oil tank, heavy water tank (aqueous oil product phases), oil sludge capacity, heat exchange equipment, demulsifier feed preparation unit with pumps, flocculant preparation and supply unit with pumps, nitrogen station the possibility of preparing compressed air for the needs of instrumentation and automation, a system of process pipelines, an automatic control system for the installation, located in several containers located on top of each other in two tiers, with the outlet of the storage barn through a plate heat exchanger located in container No. 1 of the lower tier, hydraulically connected to the entrance of the averaging tank of the container No. 2 of the upper tier, the exit from the tank-averaging is hydraulically connected to the entrance to the decanter located in the container No. 3 of the upper tier, at the volume of one of the outputs of the decanter is hydraulically connected to a centrifuge located in the same container as the decanter, the other output of the decanter is hydraulically connected to the capacity for collecting heavy water (aqueous phase of the oil emulsion) placed in the container No. 4 of the lower tier, and the next exit from the decanter is connected a pipeline with a sludge collection tank located in a container No. 1 of the lower tier, while in one of the exits of the centrifuge placed in a container No. 3 of the upper tier, it is hydraulically connected to the inlet of the finished oil tank of the container No. 1 of the lower tier tier, another outlet of the centrifuge is hydraulically connected to the collection tank of heavy water (aqueous phase of the oil emulsion) located in the container No. 4 of the lower tier and the next outlet of the centrifuge is connected by a pipeline to the collection tank of oil sludge located in the container No. 1 of the lower tier, the demulsifier dosing system, located in the container No. 6 of the lower tier, hydraulically connected to the inlet of the averaging container of the container No. 2 of the upper tier and the pipeline for supplying the oil emulsion to the decanter of the container No. 3 of the upper tier, while the system flocculant ozonization, located in the container No. 6 of the lower tier, is hydraulically connected to the inlet-averaging capacity of the container No. 2 of the upper tier and the pipeline for supplying the oil emulsion to the decanter of the container No. 3 of the upper tier, while the outlet of the nitrogen station located in the container No. 5 of the lower tier is hydraulically connected with the entrance of the decanter and the entrance of the centrifuge located in the container No. 3 of the upper tier.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На Фиг. 1 представлена условная схема размещения контейнеров верхнего и нижнего ярусов. На Фиг. 2 представлена схема соединения оборудования в контейнерах мобильной установки для подготовки промежуточных слоев нефтяной эмульсии на первой стадии сепарации. НаIn FIG. 1 shows a conditional layout of the containers of the upper and lower tiers. In FIG. 2 shows a diagram of the connection of equipment in containers of a mobile unit for the preparation of intermediate layers of oil emulsion at the first separation stage. On
Фиг. 3 представлена схема соединения оборудования в контейнерах мобильной установки для подготовки промежуточных слоев нефтяной эмульсии на второй стадии сепарации.FIG. Figure 3 shows the connection diagram of the equipment in the containers of a mobile unit for the preparation of intermediate layers of oil emulsion in the second separation stage.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Конструкция мобильной установки для подготовки промежуточных слоев нефтесодержащей жидкости выполнена в виде нескольких контейнеров с расположенным внутри необходимым оборудованием. Контейнеры размещают в два яруса с обеспечением беспрепятственной совместной работы всех блоков оборудования и обеспечения их жесткости в процессе транспортировки на территорию УППН. Режим работы мобильной установки для подготовки промежуточных слоев - периодический. Габаритные размеры оборудования позволяют транспортировать его автомобильным транспортом по автодорогам общего пользования. Предусмотрена возможность монтажа блоков со всеми объектами инфраструктуры и жизнеобеспечения на ограниченной площадке действующего объекта: площадь - не более 800 м2. Производительность мобильной установки для подготовки промежуточных слоев - до 10 м3/ч на подаче в декантер; при подготовке промежуточных слоев из амбара - 5÷10 м3/ч в зависимости от состава на входе. Нефтеэмульсию для переработки накапливают в стационарном амбаре-накопителе.The design of the mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid is made in the form of several containers with the necessary equipment located inside. The containers are placed in two tiers, ensuring unimpeded joint operation of all equipment units and ensuring their rigidity during transportation to the UPPN territory. The operating mode of the mobile unit for the preparation of intermediate layers is periodic. The overall dimensions of the equipment make it possible to transport it by road on public roads. It is possible to install blocks with all infrastructure and life support facilities on a limited site of the existing facility: area - not more than 800 m 2 . The productivity of the mobile unit for the preparation of intermediate layers is up to 10 m 3 / h at the flow to the decanter; in the preparation of the intermediate layers from the barn - 5 ÷ 10 m 3 / h, depending on the composition at the entrance. An oil emulsion for processing is accumulated in a stationary storage barn.
На нижнем ярусе мобильной установки расположены контейнеры 1, 4, 5, 6. На верхнем ярусе расположены контейнеры 2, 3 (Фиг. 1).Containers 1, 4, 5, 6 are located on the lower tier of the mobile unit. Containers 2, 3 are located on the upper tier (Fig. 1).
Внутри контейнера №1 нижнего яруса размещены следующие блоки оборудования: сдвоенный механический фильтр грубой очистки 7, винтовой насос циркуляционный 8, теплообменник пластинчатый 9, винтовой насос 10 подачи нефтеэмульсии на декантер 18, емкость готовой нефти 11, винтовой насос 12 выдачи готового продукта (нефти), емкость нефтешлама 13, насос мембранный (пневмопривод) 14, насос 15 винтовой шламовый (для транспортировки твердой фазы после декантера 18).The following units of equipment are located inside the container No. 1 of the lower tier: a dual mechanical
Внутри контейнера №2 верхнего яруса размещено следующее оборудование: емкость-усреднитель 16 с мешалкой и тэном, теплообменник пластинчатый 17.The following equipment is located inside the container No. 2 of the upper tier: averaging
Внутри контейнера №3 верхнего яруса размещены: декантер 18 3-х фазный с инертизацией (например, Petromaster CF6000), массовый расходомер 19 входа продукта в декантер 18, массовый расходомер 20 входа продукта в центрифугу, центрифуга 21 3-х фазная тарельчатая (например, OSE 80-01-537/50), теплообменник пластинчатый 22 (для подогрева нефтепродукта перед центрифугой).Inside the container No. 3 of the upper tier there are: a 3-phase decanter with inertization (for example, Petromaster CF6000), a
Внутри контейнера №4 нижнего яруса размещены: емкость нефтепродукта 23 (легкая фаза после декантера 18) с ТЭНом, винтовой насос 24 подачи нефтепродукта на центрифугу 21, механические фильтры тонкой очистки 25 и 26, емкость тяжелой воды (водной) фазы 27, насос центробежный 28 (водная фаза после декантера и центрифуги).Inside the container No. 4 of the lower tier are: the oil product tank 23 (light phase after decanter 18) with a heating element, a
Внутри контейнера №5 нижнего яруса размещены паровой пластинчатый теплообменник 29, насос центробежный 30 (промежуточный теплоноситель), источник пара от внешних сетей 31, азотная станция 32 с отбором сжатого воздуха, включающая компрессор, осушитель, ресивер сжатого воздуха, блок фильтров, генератор азота, ресивер промежуточный азота, ресивер накопительный азота.Inside the container No. 5 of the lower tier there is a steam
Внутри контейнера №6 нижнего яруса размещены силовые шкафы 33 панели управления, блок дозировки деэмульгатора 34, блок дозировки флокулянта 35. Мобильная установка смонтирована на жесткой раме с колесами.Inside the container No. 6 of the lower tier,
В условиях использования данной мобильной установки на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ее проектная производительность составляет порядка 19 м3/час на входе по исходному продукту. На выходе из установки параметры продукта составляют: легкая фаза (нефтяная фракция) обводнена до 1%, содержание мехпримесей не более 0,05%.Under the conditions of using this mobile installation at the facilities of LUKOIL-Perm LLC, its design capacity is about 19 m3 / hour at the input of the initial product. At the outlet of the installation, the product parameters are: the light phase (oil fraction) is flooded to 1%, the content of solids is not more than 0.05%.
Система трубопроводной обвязки включает: -трубопровод 38 подачи сырья, связывающий стационарный накопитель (амбар) с входным сдвоенным механическим сетчатым фильтром 7 (Фиг. 2); The piping system includes: a
трубопровод 39 подачи нефтяной эмульсии, очищенной от твердых частиц, из винтового насоса 8 на вход теплообменника 9,'a
-трубопровод 40 подачи нагретой нефтяной эмульсии, связывающий теплообменник 9 с входом насоса 10;a
-трубопровод 41 подачи нагретой нефтяной эмульсии, связывающий выход насоса 10 с входом емкости-усреднителя 16;a
-трубопровод 42 подачи нефтяной эмульсии для дополнительного нагрева, связывающий емкость-усреднитель 16 с теплообменником 17;a pipe 42 for supplying oil emulsion for additional heating, connecting the tank-
- трубопровод 43 подачи нагретой нефтяной эмульсии из теплообменника 17 на вход расходомера 19 декантера 18;-
-трубопровод 44 подачи нагретой нефтяной эмульсии через расходомер 19 на вход декантера 18;a
-трубопровод 45 подачи дозированного деэмульгатора из блока дозировки деэмульгатора 34 в декантер 18 (Фиг. 2);a
- трубопровод 46 подачи дозированного реагента из блока дозировки флокулянта 35 в емкость-усреднитель 16 (Фиг. 2);-
- трубопровод 47 подачи деэмульгатора из блока дозировки деэмульгатора 34 в емкость-усреднитель 16 (Фиг. 2);- a
-трубопровод 48 подачи флокулянта из блока дозировки флокулянта 35 в декантер 18 (Фиг. 2);a
- трубопровод 49 вывода нефтяной (легкой) фазы, соединяющий выход декантера 18 с входом емкости нефтепродукта 23;- a
-трубопровод 50 отвода готовой нефти из декантера 18 в емкость готовой нефти 11 (Фиг. 2);-
-трубопровод 51 отвода нефтепродукта, соединяющий выход емкости нефтепродукта 23 с входом насоса 24;-the
-трубопровод 52 отвода водной (тяжелой) фазы, соединяющий один из выходов декантера 18 с входом емкости тяжелой фазы 27 (Фиг. 2);the
-трубопровод 53 отвода тяжелой фазы, соединяющий один из выходов центрифуги 21 с входом емкости тяжелой фазы 27 (Фиг. 2);-
-трубопровод 54 отвода твердых примесей (кека) из декантера 18 в приемную камеру емкости сбора нефтешлама 13 (Фиг. 2);-
-трубопровод 55 для отвода нефтяной (легкой) фазы на вторую стадию сепарации, соединяющий емкость нефтепродукта 23 с входом теплообменника 22 -трубопровод 56 соединяет выход насоса 24 с входом теплообменника 22 -трубопровод 57 отвода готовой нефти, соединяющий емкость готовой нефти 11 со стационарной емкостью готовой нефти УППН (Фиг. 3),-
-трубопровод 59 отвода через насосы 14, 12 очищенной от воды нефтяной фазы, соединяющий один из выходов центрифуги 21 с входом емкости готовой нефти 11 (Фиг. 3);-
- трубопровод 60 отвода нефтешлама из центрифуги 21 в емкость сбора нефтешлама 13 (Фиг. 3);- the
-трубопровод 61 подвода теплоносителя в теплообменник 22 из теплообменника 29 (Фиг. 3);-the
-трубопровод 62 подвода охлажденного теплоносителя из теплообменника 22 в теплообменник 29(Фиг. 3);a
- трубопровод 63 подачи азота из азотной станции 32 в центрифугу 21 (Фиг. 3); - a
- трубопровод 64 подачи азота из азотной станции 32 в декантер 18 (Фиг. 3);- a
- трубопровод 65 подвода нагретого теплоносителя из теплообменника 29 в теплообменник 9;-
-трубопровод 37 отвода охлажденного промежуточного носителя, связывающий теплообменник 29 с теплообменником 9 (Фиг. 3).the
Установка работает следующим образом:Installation works as follows:
Предназначенные для очистки промслой или нефтяную эмульсию с содержанием воды 5-90%, нефти 10-95%, с содержанием твердых частиц до 30% под давлением не более 0,15 МПА в диапазоне температур +5…+75°С из амбара-накопителя по трубопроводу 38 (Фиг. 2) направляют на вход сдвоенного механического сетчатого фильтра 7, ячейка перфорированной сетки которого не превышает 3×3 мм, где поток очищают от крупных механических частиц. Конструкция фильтра 7 позволяет производить очистку или замену фильтрующего элемента без остановки технологического процесса. Фильтр 7 оборудован трубопроводами отвода сопутствующих газов и сливом отстоя в дренаж. Сигнал о необходимости замены фильтрующего элемента фильтра 7 поступает от разницы показания датчиков давления, установленных на входе и выходе из фильтра 7 (на Фиг. 1-3 не показаны).Designed for cleaning industrial or oil emulsion with a water content of 5-90%, oil 10-95%, with a solids content of up to 30% under a pressure of not more than 0.15 MPA in the temperature range + 5 ... + 75 ° C from a storage barn through the pipe 38 (Fig. 2) sent to the input of the dual
Очищенную от крупных твердых частиц нефтяную эмульсию подают через винтовой насос 8 (расход порядка 20 м3/час) по трубопроводу 39 в пластинчатый теплообменник 9 (тепловая нагрузка до 154 кВт) предварительного нагрева. Подачу нефтяной эмульсии регулируют частотным преобразователем. В теплообменнике 9 нефтяную эмульсию нагревают промежуточным теплоносителем теплообменника 29, подаваемого насосом 30 по трубопроводу 37, до 70…90°С. Нагретую нефтяную эмульсию по трубопроводу 41, винтовым насосом 10, направляют на вход емкости-усреднителя 16 (емкость порядка 15 м3), которая содержит мешалку и нагревающий ТЭН, поддерживающий температуру нефтяной эмульсии с целью предотвращения кристаллизации парафина в емкости-усреднителе 16. Измерение температуры исходного продукта в емкости-усреднителе 16 осуществляют с использованием датчиков температуры. Объем емкости-усреднителя 16 составляет около 15 м3. Для создания однородности всего объема перерабатываемого продукта емкость оснащена тихоходной мешалкой (на Фиг. 1-3 не показана). Контроль уровня заполнения емкости осуществляют четырьмя уровнями реле, сигнализирующими об аварийном уровне заполнения.The oil emulsion purified from large solid particles is fed through a screw pump 8 (flow rate of about 20 m3 / h) through a
Нагрев исходного продукта осуществляют в два этапа: предварительный нагрев нефтяной эмульсии в теплообменнике 9, поступившей в емкость-усреднитель 16 по трубопроводу 41, гидравлически соединяющий элементы контейнера 1 нижнего яруса и контейнера 2 верхнего яруса. Окончательный нагрев нефтяной эмульсии, поступившей из емкости-усреднителя 16 по трубопроводу 42, осуществляют в проточном теплообменнике 17 до оптимального уровня температуры сепарации, после чего поток направляют далее по трубопрводу 43, гидравлически соединяющему контейнер 2 верхнего яруса с контейнером 3 верхнего яруса, через массовый расходомер 19, установленный на трубопроводе 44 непосредственно перед входом в декантер 18. С использованием частотного преобразователя насоса 10 подачи нефтяной эмульсии, регулируют объем подаваемого исходного сырья в декантер 18 по трубопроводам 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44.The heating of the initial product is carried out in two stages: pre-heating the oil emulsion in the
Для наиболее эффективной коагуляции механических частиц, а также для «разбития» нефтяной эмульсии на всех стадиях центробежной сепарации, установка снабжена автоматическим блоком дозировки деэмульгатора 34 и блоком дозировки флокулянта 35. Блоки 34 и 35 оснащены технологическими емкостями с мешалками и дозирующими насосами (на Фиг. 1-3 не показаны). Подачу дозированного флокулянта или деэмульгатора из блоков 34, 35, размещенных в контейнере 6 нижнего яруса, осуществляют либо в емкость -усредитель 16 контейнера 2 верхнего яруса по трубопроводам 45, 46, либо по трубопроводам 47, 48 непосредственно в трубопровод 44 подачи нефтяной эмульсии в декантер 18 контейнера 3 верхнего яруса.For the most effective coagulation of mechanical particles, as well as for “breaking” the oil emulsion at all stages of centrifugal separation, the unit is equipped with an automatic
Первую стадию сепарации нефтяной эмульсии (Фиг. 2) в декантере 18 производят следующим образом: подогретую до температуры 80…90°С нефтяную эмульсию подают в декантер 18. В декантере 18 нефтеэмульсию, под действием центробежных сил, разделяют на три фазы: нефтяную (легкую), водную (тяжелую) и твердую (мехпримеси).The first stage of separation of the oil emulsion (Fig. 2) in the
Нефтяную (легкую) фазу, являющуюся целевым продуктом переработки промслоев, выводят по трубопроводу 49 из декантера 18 за счет гравитации (самотеком) через гидравлический затвор разделительной системы и собирают в емкости нефтепродукта 23 контейнера 4 нижнего яруса. Технологическая схема позволяет нефтяную (легкую) фазу в виде готового нефтепродукта направлять из декантера 18 по трубопроводу 50 в емкость готовой нефти 11, расположенную в контейнере 1 нижнего яруса. Емкость нефтепродукта 23 имеет примерный объем порядка 5 м3, оборудована ТЭНом.The oil (light) phase, which is the target product of the processing of industrial layers, is discharged through a
Водную фазу (тяжелую), имеющую более высокую плотность, концентрирующуюся в слое на внутренней стенке барабана декантера 18, выводят самотеком по трубопроводу 52 - из декантера 18, по трубопроводу 53-из центрифуги 21, через центробежный насос 28, находящихся в контейнере 3 верхнего яруса, в емкость 27 тяжелой фазы, объем которой составляет порядка 5 м3. Контроль уровня заполнения емкости 27, расположенной в контейнере 4 нижнего яруса, осуществляют четырьмя реле уровня, показывающими технологический уровень заполнения, защищая центробежный насос выгрузки водной фазы 28 от работы «всухую». Перекачивание водной фазы в стационарный трубопровод осуществляют под давлением не более 0,3 МПа. На выходе из установки на трубопроводе водной фазы предусматривают фланцевое соединение или возможность подключения гибкого рукава через быстроразъемное соединение. Давление нагнетания, создаваемое насосом 28, обеспечивает гарантированный вывод водной (тяжелой) фазы.The aqueous phase (heavy), having a higher density, concentrated in the layer on the inner wall of the drum of the
Твердые примеси (кек) отводят из декантера 18 в приемную камеру емкости нефтешлама 13 по трубопроводу 54, и далее, насосом 15 транспортируют за пределы установки и выгружают в контейнер ТБО. Сигнал на включение и выключение шнекового насоса 15 подается от тензодатчиков, на которые установлен канал выгрузки твердой фазы. С помощью реле температуры осуществляют непрерывный контроль в нижней точке канала выгрузки кека.Solid impurities (cake) are discharged from the
Вторая стадия сепарации подготовки нефти (Фиг. 3)The second stage of the separation of oil preparation (Fig. 3)
Нефтяную (легкую) фазу выводят из емкости нефтепродукта 23 винтовым насосом 24 под давлением и при температуре 70…80°С, через сдвоенные фильтры 25, 26 по трубопроводу 55 и направляют на вторую стадию сепарации.The oil (light) phase is removed from the
Емкость нефтепродукта 23 имеет примерный объем порядка 5 м3, оборудована ТЭНом. Контроль уровня заполнения емкости 23 осуществляют четырьмя реле разного уровня, предотвращающими возможность «холостой» работы винтового насоса 24 подачи нефтяной эмульсии по трубопроводу 51, через пластинчатый теплообменник 22, по трубопроводу 56 из емкости нефтепродукта 23 контейнера 4 нижнего яруса на центрифугу 21 контейнера 3 верхнего яруса.The capacity of the
Размер ячейки картриджа фильтров 25, 26 составляет порядка 5 мм. Конструкция фильтров такова, что возможна замена и очистка фильтрующего элемента без остановки технологического процесса. Корпуса фильтров 25, 26 оборудованы трубопроводами отвода сопутствующих газов и возможности слива накопившегося отстоя в дренажную линию. Сигнал о необходимости замены фильтров поступает от разницы показаний датчиков давлений, установленных на входе в фильтры 25, 26 и на выходе из них.The cell size of the
Нефтяную фазу через массовый расходомер 20, через теплообменник 22 по трубопроводу 56 подают на вход центробежного сепаратора 21. Перед этим, в теплообменнике 22 нефтяную фазу нагревают до оптимальный температуры сепарации (обычно до 90…95°С для тяжелой нефти). Возможно направление потока нефтяной фазы без прохождения теплообменника 22, напрямую в емкость нефти 11 по трубопроводу 50, переключив трехходовой кран 58. Накопленную в емкости 11 готовую нефть по трубопроводу 57 насосом 12, размещенными в контейнере 1 нижнего яруса, сливают в стационарную емкость готовой нефти.The oil phase through the
Этап окончательного отделения воды и механических примесей из нефтепродукта в сепараторе 21 осуществляют следующим образом. Жидкую нефтяную фазу, нагретую до 90-95°С, подают под избыточным давлением в трубопровод подачи центробежного сепаратора 21. За счет высокой скорости вращения барабана (порядка 5900 об/мин), в зоне сепарации создается вектор разделения жидкостей различной плотности при одновременном осаждении механических частиц в шламовом пространстве на периферии барабана. Дополнительно очищенную от воды нефтяную фазу, после центрифуги 21, по трубопроводу 59, направляют на вход емкости нефти 11. Накапливающиеся в шламовом пространстве барабана механические примеси (твердые вещества) через регулярные интервалы времени автоматически, за счет подачи в барабан операционной воды под давлением 0,3 МПА, отводят в емкость нефтешлама 13 по трубопроводу 60. Емкость нефтешлама 13 укомплектована приборами контроля давления и уровня. Предохранительная арматура емкости 13 обеспечивает нормальную работу при повышенном давлении, сбрасывая избыточное давление газов на «свечу».The stage of the final separation of water and solids from the oil in the
Нагрев теплообменника 22, расположенного в контейнере 3 верхнего яруса, производят промежуточным теплоносителем через паровой пластинчатый теплообменник 29, из которого по трубопроводу 61 направляют в теплообменник 22 горячую среду, а с помощью насоса 30 по трубопроводу 62 нагнетают обратно в теплообменник 29 охлажденную среду из теплообменника 22 для нагрева, при этом в качестве теплоносителя используют водяной пар с температурой порядка 170°С и давлением 0,8МПа.The
В установке предусмотрен контур осуществления возврата готового продукта на повторную сепарацию (на Фиг. 1-3 не показан). Контур используют также при пуско-наладочных работах, при отладке, когда отсепарированный продукт не соответствует требуемой группе качества.The installation provides a loop for the return of the finished product to re-separation (not shown in Fig. 1-3). The circuit is also used during commissioning, during debugging, when the separated product does not meet the required quality group.
Контейнер 5 нижнего уровня включает в себя азотную станцию 32, подающую азот по трубопроводу 64 в декантер 18, и по трубопроводу 63 - в центрифугу 21 для вытеснения из них образовавшейся в процессе очистки нефтепродукта газовоздушной взрывоопасной смеси. Давление, создаваемое автономной системой получения газообразного азота азотной станции 32, составляет порядка 60x10-4 МПА, При превышении давления в емкости срабатывает сбросной клапан, направляющий избыток газа на свечу. Установленные датчики предупреждают о снижении давления в каждой емкости.The lower level container 5 includes a
Выходные параметры нефтяной (легкой фазы), полученные на установке -обводненность до 1% и содержание механических частиц не более 0,05 об.%. Качество очистки водной (тяжелой) фазы на выходе установки зависит от многих параметров, основными из которых являются настройки центрифуг, эффективность применяемых деэмульгаторов и флокулянтов, отсутствие стойких нефтеэмульсий в продуктах переработки. Предлагаемая к защите конструкция используется ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».The output parameters of the oil (light phase) obtained at the installation - water cut to 1% and the content of mechanical particles is not more than 0.05 vol.%. The quality of cleaning the aqueous (heavy) phase at the outlet of the installation depends on many parameters, the main of which are the settings of the centrifuges, the effectiveness of the used demulsifiers and flocculants, the absence of persistent oil emulsions in the processed products. The design proposed for protection is used by LUKOIL-Perm LLC.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018131737A RU2680601C1 (en) | 2018-08-31 | 2018-08-31 | Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018131737A RU2680601C1 (en) | 2018-08-31 | 2018-08-31 | Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2680601C1 true RU2680601C1 (en) | 2019-02-25 |
Family
ID=65479407
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018131737A RU2680601C1 (en) | 2018-08-31 | 2018-08-31 | Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2680601C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2721518C1 (en) * | 2019-03-11 | 2020-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Mobile unit for processing emulsion intermediate layers of well products |
RU2789197C1 (en) * | 2021-11-02 | 2023-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЙЛТИМ Инжиниринг" | Mobile oil preparation installation in early production technology |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH01275692A (en) * | 1988-04-27 | 1989-11-06 | Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd | Method of treating waste engine oil |
RU68507U1 (en) * | 2007-07-09 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" | OIL-CONTAINING WASTE PROCESSING LINE |
RU88663U1 (en) * | 2009-07-22 | 2009-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" | COMPLEX FOR REFINING AND DISPOSAL OF OIL SLUDGES |
US20100059451A1 (en) * | 2007-09-24 | 2010-03-11 | M-I L.L.C. | Modular oil-based sludge separation and treatment system |
RU116856U1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-06-10 | Резеда Абузаровна Нафикова | INSTALLATION FOR THE PROCESSING OF BARN HYDROCARBONS |
-
2018
- 2018-08-31 RU RU2018131737A patent/RU2680601C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH01275692A (en) * | 1988-04-27 | 1989-11-06 | Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd | Method of treating waste engine oil |
RU68507U1 (en) * | 2007-07-09 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" | OIL-CONTAINING WASTE PROCESSING LINE |
US20100059451A1 (en) * | 2007-09-24 | 2010-03-11 | M-I L.L.C. | Modular oil-based sludge separation and treatment system |
RU88663U1 (en) * | 2009-07-22 | 2009-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" | COMPLEX FOR REFINING AND DISPOSAL OF OIL SLUDGES |
RU116856U1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-06-10 | Резеда Абузаровна Нафикова | INSTALLATION FOR THE PROCESSING OF BARN HYDROCARBONS |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2721518C1 (en) * | 2019-03-11 | 2020-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Mobile unit for processing emulsion intermediate layers of well products |
RU2789197C1 (en) * | 2021-11-02 | 2023-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЙЛТИМ Инжиниринг" | Mobile oil preparation installation in early production technology |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109574458B (en) | Treatment method and device for oily sludge | |
CN102226099B (en) | Process for recovery and treatment of dirty oil generated in sewage treatment station system | |
RU2680601C1 (en) | Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid | |
CN104291542A (en) | Equipment and method for clearing away and recovering sludge at bottom of crude oil storage tank | |
RU2331587C1 (en) | Method of processing highly polluted oily water, deposits and soil, and corresponding equipment | |
CN106318442A (en) | Sump oil purifying device and method | |
CN103819038A (en) | Pretreatment system and method for discharge of normalization spray water | |
CN102226100A (en) | Method and apparatus for high-efficient crude oil desalination / dehydration | |
RU2330734C1 (en) | Treatment machine for oil-stained soils and oil sludge | |
WO2020022871A1 (en) | Method for processing oil-containing waste | |
RU2471853C1 (en) | Heavy oil treatment plant (versions) | |
CN111807561A (en) | Reduction process for oil-containing and solid-containing wastewater | |
CN203411445U (en) | Two-stage separation treatment equipment for oily sludge | |
RU2424035C1 (en) | Carbon sulphide-containing oil treatment plant | |
CN212334813U (en) | Closed oily sewage treatment plant | |
CN201459033U (en) | High-efficient processing device for three-high watered oil | |
RU2721518C1 (en) | Mobile unit for processing emulsion intermediate layers of well products | |
RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
RU163564U1 (en) | DEVICE FOR CYCLIC CLEANING OF PLASTIC WATER IN OIL PRELIMINARY PREPARATIONS | |
RU2045982C1 (en) | Well production preparation plant | |
CN218403892U (en) | Sled and hierarchical chemistry hot washing sled dress system are washd to second grade | |
RU2026831C1 (en) | Petroleum sludge reprocessing and recycling line | |
RU2531310C1 (en) | Produced water discharge method at well pads | |
CN220665221U (en) | Integrated device for separating crude oil produced liquid by electrostatic coalescence | |
CN217709328U (en) | Heavy dirty oil ultrasonic treatment device |