CN101649734A - 一种稠油催化改质降粘采输一体化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种稠油油藏开采的稠油催化改质降粘采输一体化方法。它能减少掺稀油用量，分离出的稠油经催化改质降粘能直接外输。其技术方案是：按照稀油与稠油的质量比0.4～1.0掺入井筒中，降低稠油粘度；再从井中采出掺稀稠油，经换热器升温，加热炉加热到350℃，进入蒸馏塔，收集350℃前馏分油经换热器降温，注入井筒对稠油掺稀循环使用；350℃后重馏分油用泵输送到加热炉升温，再用泵加入改质催化剂，一同输入反应塔；在反应塔内重馏分油在改质催化剂作用下，催化改质为低粘度稠油，改质稠油经换热后直接外输。本方法掺入的稀油可循环使用，稠油和稀油分离不破坏油的特性；本方法适用范围广、降粘效果好，使稠油品质得到改善，用于稠油开采。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田稠油油藏开采中，稠油催化改质降粘采输一体化方法，属于稠油开采新技术。
背景技术
稠油是指在油层温度下粘度大于100mPa·s的脱气原油，但通常都在1000mPa·s以上。其突出的特点是沥青质、胶质含量较高，粘度较大。稠油粘度较大的根源是由于体系中沥青胶质形成的大分子胶束结构。稠油中胶质分子之间、沥青质分子之间及二者相互之间有强烈的氢键。沥青质的芳杂稠环平面相互重叠堆砌在一起，并被极性集团之间的氢键所固定，堆积起来形成微粒，再聚集为大小不同的沥青质胶束，形成沥青质离子的包覆层。这种粒子通过氢键相互连接，形成分子量很大的胶束，造成原油的高粘度。在稠油的开采和集输过程中，由于稠油的这种特殊性质，造成原油在井筒和地面油管中的流动性变差。稠油可在油层流动，流入井筒在油管内向上流动时，因地温不断降低，原油粘度不断上升，流动阻力随之增加，采用人工举升也难采出地面；即使采出地面，也难于直接用油管长距离输送。因此开采和集输稠油需要降低稠油在油管内的流动阻力。普遍认为开采和集输稠油的核心技术是降低原油粘度，而且要大幅度降低原油的粘度，由几万毫帕秒甚至是几十万几百万毫帕秒降至几百毫帕秒。
目前降低稠油粘度的方法主要包括：掺稀降粘法、加热降粘法、乳化降粘法、改质降粘法、微生物降粘法等。其中掺稀降粘法不仅能降低稠油粘度，而且能降低稠油密度，增大了油水相对密度差，更有利于脱水，但是稀油与稠油掺稀质量比高达1.0～1.5∶1，如此大的稀油用量导致稀油供应量的问题，最后，掺稀后的稠油不仅降低了稀油质量还降低了稠油的质量；加热降粘法包括蒸气吞吐、蒸气驱、火烧油层和电加热等，因热传导损失，能耗高，不适用于深层稠油开采和长距离稠油集输；乳化降粘法掺油溶性或水溶性降粘剂等，形成低粘度的水包油(O/W)型乳状液，在以后的工作中要涉及破乳工艺。改质降粘法一种浅度的原油加工方法，以除碳或加氢使大分子烃分解为小分子烃来降低稠油的粘度，此法对硬件要求高，投资成本大太。微生物降粘法以具体稠油中的石蜡及胶质、沥青质为培养基，其作用结果是消耗自身而生成低碳链的成分，技术不成熟。
发明内容
本发明的目的在于：为了减少掺稀油的用量，掺入的稀油能重复利用，从而减少掺稀降粘所带来的高成本，同时使分离出的稠油再经过催化改质降低粘度达到稠油管输要求，直接外输，特提供一种稠油催化改质降粘采输一体化方法。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：选用一种稀油，按照稀油与稠油质量比0.4～1.0，掺入油井井筒中，降低稠油的粘度，以满足稠油开采和在井筒中流动对粘度的要求；所用的稀油是凝析油、油田轻烃、直馏汽油、350℃前馏分油或轻质原油的一种；其次是将从井中采出的掺稀稠油经输入管输送，进入催化改质装置的换热器，经换热使温度升高的掺稀稠油再通过加热炉加热到350℃，进入蒸馏塔内蒸出350℃以前馏分油，收集350℃以前馏分油通过换热器，使其温度降低到60℃以下，注入油井井筒对稠油进行掺稀降粘，循环使用；将350℃以后的重馏分油通过泵输送到加热炉，使温度升高到370～420℃，再从催化剂罐用泵加入稠油质量0.05wt％～0.10wt％的改质催化剂，一同输入催化改质反应塔内；最后在催化改质反应塔内，350℃后的重馏分油在改质催化剂的作用下，催化改质为低粘度稠油，改质稠油经换热器用输出管直接外输。
本发明采用催化改质技术降低稠油的粘度，所用改质催化剂是油酸铁、油酸镍、油酸铜、油酸锌或氯化镍的一种物质。在催化改质反应塔内，催化改质温度为370～420℃；时间为30～60min；反应压力为1.0～5.0MPa；催化改质技术降粘率达98％以上。
本发明使用的催化改质装置，是由换热器、反应塔、加热炉、蒸馏塔、泵和罐组成，其结构特征是：在换热器3上联结掺稀稠油输入管1，下经输出管联结换热器7内管；换热器7内管出口用管线联结加热炉8，加热炉8出口用管线联结蒸馏塔9中部；在蒸馏塔9的塔顶用管线联结换热器7，换热器7出口直联井筒稀油输入管12，在蒸馏塔9的塔底用管线联结泵6，出口联结加热炉10，加热炉10出口用管线联结催化改质反应塔11中部；催化剂罐5用管线联结泵4，泵出口用管线联结催化改质反应塔11中部；催化改质反应塔11的塔顶、塔底均用管线联结换热器3的内管，出口接改质稠油输出管2。
本发明的有益效果是：(1)本发明掺入的稀油可循环使用，不仅可以节约稀油资源，还能满足无稀油资源区的稠油开采，应用范围广；(2)本方法的稠油和稀油使用物理方法分离，不破坏稠油和稀油的特性；(3)本发明的催化改质技术，不仅对一般稠油有好的降粘效果，而且对粘度大于300000mPa·s(50℃)的超稠油有明显催化降粘作用，降粘率均达98％以上，具有普适性强、降粘效果好的特点；(4)本发明的催化改质技术是使稠油发生裂解和缩合反应，加入的催化剂使裂解反应大于缩合反应，使大部分的大分子的重质组分转化成了小分子的轻质组分，生成小分子饱和烃的量增加、胶质中的杂原子减少，减弱了分子之间的相互作用力，使稠油品质得到一定程度的改善。
附图说明
图1是本发明催化改质装置的结构示意图。图中：1、掺稀稠油输入管，2、改质稠油输出管，3、换热器，4、泵，5、催化剂罐，6、泵，7、换热器，8、加热炉，9、蒸馏塔，10、加热炉，11、催化改质反应塔，12、井筒稀油输入管
具体实施方式
为了更好地理解本发明，结合实施例对本发明所述方法作进一步说明。
本实验采用的降粘率计算公式：
降粘率＝(稠油样品粘度一改质后稠油粘度)/稠油样品粘度×100％
实施例1
按稀油与稠油质量比0.40，将凝析油和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为126mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油通过换热器3、7换热到一定温度后再经加热炉8加热到350℃，在蒸馏塔9内蒸出350℃以前馏分油，将其经换热器7降温到60℃以下，通过井筒稀油输入管12注入井筒循环掺稀使用。350℃以后馏分油去催化改质。将350℃以后馏分油经加热炉10加热到370℃，与从催化剂罐5经泵4泵送的油酸铁催化剂(用量0.05wt％)混合，通入催化改质反应塔11内，在370℃温度下催化改质30min后，经换热器3降温后，通过改质稠油输出管2直接外输。测得改质稠油粘度为181mPa·s，改质稠油降粘率为98.00％。
实施例2
按稀油与稠油质量比0.50，将油田轻烃和50℃粘度为13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为124mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在380℃下加入催化剂油酸镍(用量0.06wt％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为165mPa·s，改质稠油降粘率为98.75％。
实施例3
按稀油与稠油质量比0.60，将直馏汽油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为78mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸铜(用量0.07wt％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为297mPa·s，改质稠油降粘率为98.30％。
实施例4
按稀油与稠油质量比0.70，将350℃前馏分油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为187mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在400℃下加入催化剂油酸锌(用量0.08wt％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为198mPa·s，改质稠油降粘率为99.81％。
实施例5
按稀油与稠油质量比0.80，将轻质原油和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为263mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在410℃下加入催化剂氯化镍(用量0.09wt％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为798mPa·s，改质稠油降粘率为99.86％。
实施例6
按稀油与稠油质量比0.90，将油田轻烃和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和并站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为58mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在420℃下加入催化剂油酸锌(用量0.10wt％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为98mPa·s，改质稠油降粘率为98.92％。
实施例7
按稀油与稠油质量比1.0，将直馏汽油和50℃粘度为13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为34mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在380℃下加入催化剂氯化镍(用量0.10wt％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为112mPa·s，改质稠油降粘率为99.15％。
实施例8
按稀油与稠油质量比0.80，将350℃前馏分油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为52mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸铁(用量0.05wt％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为152mPa·s，改质稠油降粘率为99.12％。
实施例9
按稀油与稠油质量比0.40，将轻质原油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为177mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在400℃下加入催化剂油酸镍(用量0.06wt％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为215mPa·s，改质稠油降粘率为99.80％。
实施例10
按稀油与稠油质量比0.50，将凝析油和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为372mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在410℃下加入催化剂油酸铜(用量0.07wt％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为926mPa·s，改质稠油降粘率为99.83％。
实施例11
按稀油与稠油质量比0.70，将直馏汽油和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为48mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在420℃下加入催化剂氯化镍(用量0.08wt％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为117mPa·s，改质稠油降粘率为98.71％。
实施例12
按稀油与稠油质量比0.80，将凝析油和50℃粘度为13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为55mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在370℃下加入催化剂油酸铁(用量0.09wt％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为148mPa·s，改质稠油降粘率为98.88％。
实施例13
按稀油与稠油质量比1.0，将轻质原油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为45mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在370℃下加入催化剂油酸镍(用量0.07wt％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为232mPa·s，改质稠油降粘率为98.67％。
实施例14
按稀油与稠油质量比0.90，将凝析油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为176mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在380℃下加入催化剂油酸铜(用量0.08wt％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为407mPa·s，改质稠油降粘率为99.61％。
实施例15
按稀油与稠油质量比0.60，将油田轻烃和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为298mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实施例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸锌(用量0.09wt％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为1072mPa·s，改质稠油降粘率为99.81％。
Claims (4)
1、一种稠油催化改质降粘集输一体化方法，其特征在于：选用一种稀油，按照稀油与稠油的质量比0.4～1.0，掺入油井井筒中，降低井筒中稠油的粘度，所用的稀油是凝析油、油田轻烃、直馏汽油、350℃前馏分油或轻质原油的一种；其次是将从井筒中采出的掺稀稠油经掺稀稠油输入管(1)输送，送入催化改质装置的换热器(3、7)，经换热温度升高的掺稀稠油再通过加热炉(8)加热到350℃，进入蒸馏塔(9)内蒸出350℃以前馏分油，收集350℃以前馏分油通过换热器(7)，使其温度降低到60℃以下，通过井筒稀油输入管(12)注入油井井筒对稠油进行掺稀降粘、循环使用；将350℃以后的重馏分油通过泵(6)输送到加热炉(10)，使温度升高至370～420℃，再从催化剂罐(5)用泵(4)加入稠油质量0.05wt％～0.10wt％的改质催化剂，一同输入催化改质反应塔(11)内；最后在催化改质反应塔(11)内，350℃后的重馏分油在改质催化剂的作用下，催化改质为低粘度稠油，改质稠油经换热器(3)用改质稠油输出管(2)直接外输。
2、根据权利要求1所述的稠油催化改质降粘集输一体化方法，其特征是：所用改质催化剂是油酸铁、油酸镍、油酸铜、油酸锌或氯化镍的一种物质。
3、根据权利要求1所述的稠油催化改质降粘集输一体化方法，其特征是：在催化改质反应塔(11)内，催化改质温度为370～420℃；时间为30～60min；反应压力为1.0～5.0MPa。
4、一种实施权利要求1所述的稠油催化改质降粘集输一体化方法使用的催化改质装置，是由换热器、反应塔、加热炉、蒸馏塔、泵和罐组成，其特征是：在换热器(3)上联结掺稀稠油输入管(1)，下经输出管联结换热器(7)内管；换热器(7)内管出口用管线联结加热炉(8)，加热炉(8)出口用管线联结蒸馏塔(9)中部；在蒸馏塔(9)的塔顶用管线联结换热器(7)，换热器(7)出口直联井筒稀油输入管(12)，在蒸馏塔(9)的塔底用管线联结泵(6)，出口联结加热炉(10)，加热炉(10)出口联结催化改质反应塔(11)中部；催化剂罐(5)用管线联结泵(4)，泵出口用管线联结催化改质反应塔(11)；催化改质反应塔(11)的塔顶、塔底均用管线联结换热器(3)的内管，出口接改质稠油输出管(2)。
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