Способ получения компонента для буровых растворов

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов. Технический результат – высокая пожаробезопасность и улучшенные низкотемпературные свойства компонента бурового раствора, а именно температура вспышки не ниже 80°C, температура помутнения порядка минус 68°C, предельная температура фильтруемости порядка минус 78°C и температура застывания порядка минус 79°C. Способ получения компонента для буровых растворов из нефти включает перегонку нефти с выделением мазута. Полученный мазут направляют на вакуумную разгонку с получением вакуумного газойля. Полученный вакуумный газойль подвергают гидрокрекингу. Непревращенный остаток, образовавшийся в процессе гидрокрекинга, направляют на изодепарафинизацию, затем на гидрофинишинг. Образовавшийся технологический продукт направляют на фракционирование. В качестве компонента буровых растворов отбирают фракцию, выкипающую в пределах 195-305°C. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам получения компонентов для буровых растворов из нефти, например дистиллятных фракций или продуктов вторичной переработки нефти.

В качестве компонентов буровых растворов из нефти известно использование летнего и зимнего дизельного топлива. (Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам, изд. Летопись, 2005 г, стр. 154). Наиболее близким по свойствам к предлагаемому компоненту является зимнее дизельное топливо. Оно имеет температуру вспышки порядка 30-40°C, температуру помутнения от минус 22°C до минус 28°C, предельную температуру фильтруемости от минус 32°C до минус 38°C и температуру застывания от минус 33°C до минус 40°C.

Наиболее близким способом получения зимнего дизельного топлива является способ, включающий перегонку нефти с выделением керосиновой фракции, фракций дизельного топлива, мазута, каталитическую гидроочистку и компаундирование дизельных и керосиновых фракций (патент RU 2464299).

Однако полученное зимнее дизельное топливо в силу низкой температуры вспышки, имеет недостаточную пожаробезопасность и недостаточно низкие температуры помутнения, фильтруемости и застывания, что затрудняет его использование в холодных климатических условиях.

Целью настоящего изобретения является получение компонента для буровых растворов с более высокой пожаробезопасностью и улучшенными низкотемпературными свойствами, которые в зимнем дизельном топливе не могут обеспечить даже дорогостоящие депрессорные присадки.

Поставленная цель достигается использованием способа получения компонента для буровых растворов из нефти, включающего перегонку нефти с выделением мазута, при этом полученный мазут направляют на вакуумную разгонку с получением вакуумного газойля, полученный вакуумный газойль подвергают гидрокрекингу, непревращенный остаток, образовавшийся в процессе гидрокрекинга, направляют на изодепарафинизацию, затем на гидрофинишинг, образовавшийся технологический продукт направляют на фракционирование и в качестве компонента буровых растворов отбирают фракцию, выкипающую в пределах 195-305°C. Вакуумный газойль можно обогащать бензином висбрекинга, и/или легким вакуумным дистиллятом мазута, и/или легким каталитическим газойлем перед процессом гидрокрекинга.

Способ осуществляют следующим образом.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема получения компонента буровых растворов.

Нефть после процессов электрообессоливания и обезвоживания, проводимых с целью удаления содержащихся в сырье солей и воды, подают на установку атмосферной перегонки с двукратным испарением в отбензинивающую колонну, где в процессе фракционирования выводят с верха колонны бензин, а с низа колонны выводят частично отбензиненную нефть (1), которую после дополнительного нагрева подают в основную фракционирующую колонну (2), с низа колонны выводят мазут (3).

Далее, полученный мазут (3) направляют на установку вакуумной разгонки (4), где в результате фракционирования отбирают легкий вакуумный дистиллят (5) и вакуумный газойль (6). Полученный вакуумный газойль (6) направляют на установку гидрокрекинга (7). Непревращенный остаток гидрокрекинга (8) направляют на процесс изодепарафинизации (9). Полученный изодепарафинизат (10) поступает на гидрофинишинг (11), после которого полученный технологический продукт (12) направляют на фракционирование (13), где отбирают фракцию 195-305°C, предлагаемую в качестве компонента буровых растворов. Вакуумный газойль (6) можно обогащать бензином висбрекинга (14) и/или легким вакуумным дистиллятом мазута (15), и/или легким каталитическим газойлем (16) перед процессом гидрокрекинга (7).

Пример 1 осуществления предлагаемого способа получения компонента буровых растворов.

Нефть после процесса электрообессоливания и обезвоживания, проводимых с целью удаления содержащихся в сырье солей и воды, подают на установку атмосферной перегонки с двукратным испарением в отбензинивающую колонну, где в процессе фракционирования выводят с верха колонны бензин, а с низа колонны выводят частично отбензиненную нефть (1), которую после дополнительного нагрева подают в основную фракционирующую колонну (2), с низа колонны выводят мазут (3) с температурой 343°C.

Далее, полученный мазут (3) направляют на установку вакуумной разгонки (4), где его нагревают до температуры 367°C и фракционируют, в результате фракционирования отбирают легкий вакуумный дистиллят (5), выкипающий в пределах 248-311°C, и вакуумный газойль (6), выкипающий в пределах 311-543°C. Полученный вакуумный газойль (6) направляют на установку гидрокрекинга (7), с которой фракцию 40-150°C выводят как компонент товарного бензина, фракцию 140-240°C выводят как компонент товарного керосина, фракцию 180-360°C выводят как компонент дизельного топлива. Непревращенный остаток гидрокрекинга (8), выкипающий при температуре свыше 350°C, направляют на процесс изодепарафинизации (9), который осуществляют при температуре 377°C и давлении 17 МПа. Получаемый изодепарафинизат (10) поступает на гидрофинишинг (11), который проводят при температуре 230°C и давлении 17 МПа до получения технологического продукта (12) с температурой застывания минус 22°C, который направляют на фракционирование (13), откуда отбирают смазочные масла и фракцию 195-305°C, которую предлагают в качестве компонента буровых растворов.

Пример 2 осуществления предлагаемого способа получения компонента буровых растворов.

Нефть после процесса электрообессоливания и обезвоживания, проводимых с целью удаления содержащихся в сырье солей и воды, подают на установку атмосферной перегонки с двукратным испарением в отбензинивающую колонну, где в процессе фракционирования выводят с верха колонны бензин, а с низа колонны выводят частично отбензиненную нефть (1), которую после дополнительного нагрева подают в основную фракционирующую колонну (2), с низа колонны выводят мазут (3) с температурой 344°C.

Далее, полученный мазут (3) направляют на установку вакуумной разгонки (4), где его нагревают до температуры 366°C и фракционируют, в результате фракционирования отбирают легкий вакуумный дистиллят (5), выкипающий в пределах 249-312°C, и вакуумный газойль (6), выкипающий в пределах 312-544°C. Полученный вакуумный газойль (6) направляют на установку гидрокрекинга (7), с которой фракцию 40-150°C выводят как компонент товарного бензина, фракцию 140-240°C выводят как компонент товарного керосина, фракцию 180-360°C выводят как компонент дизельного топлива. Непревращенный остаток гидрокрекинга (8), выкипающий при температуре свыше 350°C, направляют на процесс изодепарафинизации (9), который осуществляют при температуре 377°C и давлении 17 МПа. Получаемый изодепарафинизат (10) поступает на гидрофинишинг (11), который проводят при температуре 230°C и давлении 17 МПа до получения технологического продукта (12) с температурой застывания минус 22°C, который направляют на фракционирование (13), откуда отбирают смазочные масла и фракцию 207-261°C, которую предлагают в качестве компонента буровых растворов.

Пример 3 осуществления предлагаемого способа получения компонента буровых растворов (с обогащением вакуумного газойля бензином висбрекинга перед гидрокрекингом).

Нефть после процесса электрообессоливания и обезвоживания, проводимых с целью удаления содержащихся в сырье солей и воды, подают на установку атмосферной перегонки с двукратным испарением в отбензинивающую колонну, где в процессе фракционирования выводят с верха колонны бензин, а с низа колонны выводят частично отбензиненную нефть (1), которую после дополнительного нагрева подают в основную фракционирующую колонну (2), с низа колонны выводят мазут (3) с температурой 342°C.

Далее, полученный мазут (3) направляют на установку вакуумной разгонки (4), где его нагревают до температуры 366°C и фракционируют, в результате фракционирования отбирают легкий вакуумный дистиллят (5), выкипающий в пределах 255-313°C, и вакуумный газойль (6), выкипающий в пределах 313-542°C. Полученный вакуумный газойль (6) смешивают с бензином висбрекинга (14), выкипающим в пределах 50-161°C, и направляют на установку гидрокрекинга (7), с которой фракцию 40-150°C выводят как компонент товарного бензина, фракцию 140-240°C выводят как компонент товарного керосина, фракцию 180-360°C выводят как компонент дизельного топлива. Непревращенный остаток гидрокрекинга (8), выкипающий при температуре свыше 341°C, направляют на процесс изодепарафинизации (9), который осуществляют при температуре 377°C и давлении 17 МПа. Получаемый изодепарафинизат (10) поступает на гидрофинишинг (11), который проводят при температуре 229°C и давлении 17 МПа до получения технологического продукта (12) с температурой застывания минус 21°C, который направляют на фракционирование (13), откуда отбирают смазочные масла и фракцию 209-260°C, которую предлагают в качестве компонента буровых растворов.

Как видно из таблицы 1, предлагаемый способ позволяет получить компонент буровых растворов, превосходящий по пожаробезопасности и низкотемпературным свойствам компонент буровых растворов, получаемый по способу-прототипу, что позволяет использовать его в более холодных климатических условиях. Кроме того, использование описанного способа экономически более выгодно для предприятия, так как позволяет получать более качественный и, соответственно, более дорогой и пользующийся высоким спросом компонент буровых растворов без внедрения депрессорных присадок.

1. Способ получения компонента для буровых растворов из нефти, включающий перегонку нефти с выделением мазута, отличающийся тем, что полученный мазут направляют на вакуумную разгонку с получением вакуумного газойля, а вакуумный газойль подвергают гидрокрекингу, непревращенный остаток, полученный в процессе гидрокрекинга, направляют на изодепарафинизацию, затем на гидрофинишинг, образовавшийся технологический продукт направляют на фракционирование и отбирают фракцию, выкипающую в пределах 195-305°С.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вакуумный газойль обогащают бензином висбрекинга, и/или легким вакуумным дистиллятом мазута, и/или легким каталитическим газойлем перед процессом гидрокрекинга.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу переработки сырой нефти, который включает применение определенной установки гидроконверсии. В частности, изобретение относится к способу, который позволяет оптимизировать переработку нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем предприятии, оборудованном установкой коксования.

Настоящее изобретение относится к способу гидропереработки газойля, включающему: (а) приведение газойля в контакт с водородом и, необязательно, первым разбавителем для получения первого жидкого питающего потока, где водород растворяют в первом жидком питающем потоке; (b) приведение первого жидкого питающего потока в контакт с первым катализатором в заполненной жидкостью реакционной зоне гидрообработки для получения первого выходящего потока; (c) необязательно возврат части первого выходящего потока, которая используется в качестве всего первого разбавителя или его части в стадии (a); (d) в зоне сепарации, сепарация растворенных газов из части первого выходящего потока, не возвращенной на стадию (c), с получением продукта сепарации; (e) приведение продукта сепарации в контакт с водородом и, необязательно, вторым разбавителем с образованием второго жидкого питающего потока, где водород растворен во втором жидком питающем потоке; (f) приведение второго жидкого питающего потока в контакт со вторым катализатором в заполненной жидкостью реакционной зоне гидрокрекинга с получением второго выходящего потока; (g) необязательно возврат части второго выходящего потока, которая используется в качестве всего второго разбавителя или его части в стадии (е); и (h) в зоне перегонки, находящейся выше или ниже по технологическому потоку относительно реакционной зоны гидрокрекинга, разделение одного или нескольких продуктов перегонки и тяжелой нефтяной фракции из (1) невозвращаемой части первого выходящего потока, если зона перегонки находится выше по технологическому потоку относительно реакционной зоны гидрокрекинга, или (2) невозвращаемой части второго выходящего потока, если зона перегонки находится ниже по технологическому потоку относительно реакционной зоны гидрокрекинга.

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам переработки нефти с целью получения керосина и дизельного топлива.

Изобретение относится к способу деоксигенирования смолы таллового масла, где смола таллового масла, которая содержит некоторую долю жирных и смоляных кислот и/или их производные, нагревается до температуры, достаточной для превращения ее в жидкость; указанная жидкость вводится в слой катализатора (7), для приведения ее в контакт с водородом и одним или несколькими катализаторами (2, 3) в указанном слое катализатора, где указанные катализаторы включают катализатор (2) деоксигенирования NiMo; поступающие материалы каталитически деоксигенируются с помощью водорода; и газообразный эффлюент из слоя охлаждается, с получением жидкого продукта (10), который содержит алифатические и ароматические углеводороды, и которые по существу полностью деоксигенируются.

Настоящее изобретение относится к способу получения фракции газойля, фракции тяжелого дистиллята и фракции остаточного базового масла из полученного в синтезе Фишера-Тропша сырья.

Изобретение относится к способам гидрообработки углеводородного сырья, где способ, в частности, включает (a) приведение в контакт углеводородного сырья с водородом и первым разбавителем для образования первого жидкого сырьевого потока, при этом водород растворяют в указанном первом жидком сырьевом потоке и при этом углеводородное сырье представляет собой легкий рецикловый газойль (ЛРГ) с содержанием полиароматических соединений более 25 мас.%, содержанием азота более 300 частей на миллион по массе (wppm) и плотностью более 890 кг/м3 при 15,6°С при 15,6°С; (b) приведение в контакт смеси первого жидкого сырьевого потока с первым катализатором в первой зоне полностью жидкофазной реакции для получения первого исходящего потока; (c) осуществление рециркуляции части первого исходящего потока для применения в качестве всего или части первого разбавителя на стадии (a); (d) отделение аммиака и, необязательно, других газов из нерециркулируемой части первого исходящего потока для получения второго исходящего потока с содержанием азота менее 100 wppm; (e) приведение в контакт второго исходящего потока с водородом и вторым разбавителем для получения второго жидкого сырьевого потока, при этом водород растворяют в указанном втором жидком сырьевом потоке; (f) приведение в контакт второго жидкого сырьевого потока со вторым катализатором во второй зоне полностью жидкофазной реакции для получения третьего исходящего потока с плотностью менее 865 кг/м3 при 15,6°С и содержанием полиароматических соединений менее 11 мас.%; (g) осуществление рециркуляции части третьего исходящего потока для применения в качестве всего или части второго разбавителя на стадии (e); и (h) отбор нерециркулируемой части третьего исходящего потока в качестве потока продукта, причем первый катализатор представляет собой катализатор гидрирования и второй катализатор представляет собой катализатор размыкания циклов.

Изобретение относится к способу получения дизельного топлива из потока углеводородов, включающему: подачу потока углеводородов в реактор гидроочистки; гидроочистку указанного потока углеводородов в присутствии потока водорода и катализатора предварительной очистки с получением предварительно очищенного выходящего потока; разделение указанного предварительно очищенного выходящего потока на парообразный предварительно очищенный поток и жидкий предварительно очищенный поток; осуществление гидрокрекинга указанного жидкого предварительно очищенного потока в присутствии катализатора гидрокрекинга и водорода с получением выходящего потока гидрокрекинга; смешивание указанного парообразного предварительно очищенного потока со всем указанным выходящим потоком гидрокрекинга с получением смешанного выходящего потока гидрокрекинга; фракционирование по меньшей мере части указанного смешанного выходящего потока гидрокрекинга с получением потока дизельного топлива; и гидроочистку указанного потока дизельного топлива в присутствии потока водорода гидроочистки и катализатора гидроочистки с получением выходящего потока гидроочистки.

Настоящее изобретение относится к способу получения низкозастывающей основы гидравлических масел, который может быть применен в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к способу гидропереработки и установке для его осуществления. Способ включает разделение потока вакуумного газойля на легкий вакуумный газойль, средний вакуумный газойль и тяжелый вакуумный газойль в колонне вакуумной дистилляции; обеспечение зоны гидропереработки, содержащей по меньшей мере два слоя катализатора; закаливание ниже по потоку от первого слоя катализатора из указанных по меньшей мере двух слоев катализатора средним вакуумным газойлем, который легче тяжелого вакуумного газойля, подаваемого в указанный первый слой катализатора, и закаливание ниже по потоку от второго слоя катализатора из указанных по меньшей мере двух слоев катализатора легким вакуумным газойлем, причем тяжелый вакуумный газойль имеет более высокое содержание серы и азота, чем средний вакуумный газойль, который, в свою очередь, имеет более высокое содержание серы и азота, чем легкий вакуумный газойль.

Изобретение предназначено для получения десульфурированного дизельного топлива при низком давлении и высоком цетановом числе. Способ получения дизельного топлива включает гидрообработку углеводородного исходного сырья с использованием водорода в реакторе гидрообработки на катализаторе гидрообработки, отпаривание легких газов из упомянутого потока гидрообработки для получения отпаренного потока гидрообработки, насыщение ароматических соединений в упомянутом отпаренном потоке гидрообработки для получения насыщенного потока, отпаривание легких газов из упомянутого насыщенного потока для получения отпаренного насыщенного потока и фракционирование упомянутого отпаренного насыщенного потока для получения потока дизельного топлива.

Варианты реализации изобретения относятся к композициям, содержащим отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, для применения в подземных нефтяных скважинах, а также способы их применения.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти. Состав включает 5-30 мас.% олеиновой кислоты, 1-5 мас.% смеси органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, 20-30 мас.% алифатического спирта, 3-10 мас.% этаноламина и пресную воду - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 2 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл.

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов. Технический результат – высокая пожаробезопасность и улучшенные низкотемпературные свойства компонента бурового раствора, а именно температура вспышки не ниже 80°C, температура помутнения порядка минус 68°C, предельная температура фильтруемости порядка минус 78°C и температура застывания порядка минус 79°C. Способ получения компонента для буровых растворов из нефти включает перегонку нефти с выделением мазута. Полученный мазут направляют на вакуумную разгонку с получением вакуумного газойля. Полученный вакуумный газойль подвергают гидрокрекингу. Непревращенный остаток, образовавшийся в процессе гидрокрекинга, направляют на изодепарафинизацию, затем на гидрофинишинг. Образовавшийся технологический продукт направляют на фракционирование. В качестве компонента буровых растворов отбирают фракцию, выкипающую в пределах 195-305°C. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.

Наверх