CN102654047A - 一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法，包括用采出的掺稀稠油进行水热催化改质的步骤和用水热催化改质得到的降粘油进行掺稀降粘开采稠油的步骤。本发明提供的方法不仅降低了稠油的粘度，使其能够满足开采和输送的要求，还改善了稠油的品质，有利于稠油的进一步加工。

Description

一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法

技术领域

本发明涉及一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法。

背景技术

随着常规原油的日渐枯竭，稠油资源的开发利用越来越为人们所重视。然而，稠油资源虽然丰富，但是稠油组成复杂、重质组分含量高、粘度大，造成稠油在井筒和地面运输管道中的流动性差，进而导致稠油开采、集输和加工困难。

在我国，稠油是指油层温度下粘度大于50mPa.s的原油，依照粘度可将稠油进一步划分为普通稠油(50～10000mPa.s)、特稠油(10000～50000mPa.s)、超稠油(50000mPa.s以上)。在稠油的开采过程中，油藏温度较高，因此稠油粘度相对较低，可在油层中流动。但是随着稠油流入井筒并不断往上流动时，地温不断下降，稠油粘度升高，导致稠油很难被采出，即使被采出，也很难在地面管道中进行输送。因此，人们普遍认为开发利用稠油资源的关键是降低稠油粘度。

为了提高稠油采收率，解决集输流动性问题，人们开发出了一系列稠油降粘技术，主要有掺稀降粘、热力降粘、化学剂降粘、微生物降粘、超声波降粘、水热催化裂解降粘等技术。掺稀降粘是通过向稠油中掺入稀油、轻质馏分油或是稀释剂来达到降低稠油粘度的目的。掺稀油降粘技术具有投资少、操作简单等优势，在稀油资源丰富的稠油油田显示出了非常好的实用性，但是难以在稀油资源短缺的油田应用。热力降粘技术是采用加热方法提高稠油温度，从而大幅降低稠油粘度，达到改善稠油流动特性的目的，但是该技术热能利用率低，成本较高，且稠油粘度容易反弹，因此不适合深层稠油开采和稠油远距离输送。化学剂降粘技术是在乳化剂或降粘剂的作用下使稠油变成O/W型乳状液，进而降低稠油粘度，但是破乳剂和降粘剂的选择性差，且稠油破乳困难。微生物降粘技术是利用微生物及其代谢产物降解稠油重质组分，进而达到降低稠油粘度的目的，目前该技术尚处于研究开发阶段。水热催化裂解降粘是通过向油层中注入水蒸汽和催化剂，使稠油在水热条件下实现催化改质，不可逆地降低稠油粘度，从而降低了稠油开采和集输的难度。该技术为稠油开采提供了新思路，然而由于地层条件的限制，很难在地下控制水热催化改质的反应条件，因此该技术尚未得到工业应用。

中国专利申请CN101649734A公开了一种稠油催化改质降粘采输一体化方法：按照稀油和稠油质量比为0.4～1.0，将稀油掺入井筒，降低油层中稠油粘度，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℃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，在反应塔内经温度为370～420℃、时间为30～60min的催化改质降粘换热后直接外输。该技术的工艺复杂，需要进行蒸馏并且催化改质的温度较高。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供了一种稠油水热催化改质降粘采输一体化方法。本发明的一个目的是大幅度降低稠油的粘度，并改善其稳定性，使其满足开采和远距离输送的要求；本发明的另一个目的是改善稠油的品质，提高稠油的可加工性。

一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法，包括：

(1)在水和催化剂的存在下，将采出的掺稀稠油在120～330℃之间反应≥1h，水油质量比≥0.05，所述的催化剂选自V B族、VIB族和Ⅷ族金属盐中的一种或几种，以掺稀稠油的质量为基准，催化剂的用量为0.02～0.5％；

(2)将步骤(1)得到的降粘油一部分外输，另一部分回输入井筒与稠油混合，使混合后的掺稀稠油的粘度满足开采的要求，将混合后的掺稀稠油采出；

(3)重复步骤(1)和步骤(2)。

本发明适用于油田的稠油降粘开采，特别适用于稀油资源短缺的油田的稠油降粘开采。

与现有技术相比，本发明具有如下优点：

1.本发明提供的稠油改质降粘采输一体化方法，不但大幅度降低了稠油的粘度，而且改善了稠油稳定性，能够满足稠油开采和远距离输送的要求。本发明还改善了稠油的品质，有利于稠油的进一步加工。

2.本发明的降粘油粘度小、水含量低，将其掺入稠油后，不但能够大幅度降低稠油的粘度，而且能够减少稠油开采的重力阻力，从而更有利于稠油的开采。

3.本发明的适用性更广。本发明采用同一稠油的降粘油作为稠油的稀释组分，降粘油与稠油的相容性很好，并且可以稳定稠油中的沥青质，使掺稀稠油的稳定性更高，适用于各种稠油降粘开采。

4.本发明具有工艺过程简单、反应条件缓和的优点。

5.本发明不采用稀油和价格更高的轻质馏分油或稀释剂作为稠油稀释组分，经济上更加合理。

6.本发明采用的水热催化改质降粘技术，具有适用性广、降粘效果好等特点，该技术同时降低了稠油的粘度和密度，促使稠油重质组分向轻质组分转化，减少了杂原子含量，减弱了稠油分子间的作用力。

7.本发明对掺稀稠油进行水热催化改质降粘后，不仅改善了稠油的流动性，而且降低了稠油的水含量。

具体实施方式

一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法，包括：

(1)在水和催化剂的存在下，将采出的掺稀稠油在120～330℃之间反应≥1h，水油质量比≥0.05，所述的催化剂选自V B族、VIB族和Ⅷ族金属盐中的一种或几种，以掺稀稠油的质量为基准，催化剂的用量为0.02～0.5％；

(2)将步骤(1)得到的降粘油一部分外输，另一部分回输入井筒与稠油混合，使混合后的掺稀稠油的粘度满足开采的要求，将混合后的掺稀稠油采出；

(3)重复步骤(1)和步骤(2)。

所述的催化剂优选为VB族、VIB族和Ⅷ族金属的硫酸盐和乙酰丙酮盐中的一种或几种；更优选为钼、铁、镍、钴和钒的硫酸盐和乙酰丙酮盐中的一种或几种。以掺稀稠油的质量为基准，催化剂用量优选为0.05～0.3％。

步骤(1)的反应温度优选≥140℃，更优选≥160℃；步骤(1)的反应温度优选≤300℃，更优选＜200℃。

步骤(1)的反应时间优选≥4h，更优选≥6h；步骤(1)的反应时间优选≤48h，更优选≤36h。

所述的水油质量比为步骤(1)的反应体系中，水的总质量与油质量之比。水油质量比优选为≥0.1，更优选≥0.15；水油质量比优选≤1，更优选≤0.5，进一步优选≤0.35。

步骤(1)中，还可以加入助剂，如四氢萘、十氢萘、甲酸、C5～C12的酮中的一种或几种。以掺稀稠油的质量为基准，助剂的用量优选为0.1～3％，更优选为0.3～2％。

步骤(2)中，用于混合的降粘油与稠油的质量比为0.2～1.0。

本发明的一种优选实施方式是，先选用一种轻质原油，将其掺入到油井井筒中，借助抽油机的搅拌作用与稠油混合均匀，使混合后的掺稀稠油的粘度满足开采和井站管道输送的要求；将掺稀稠油采出并经管道输送到反应器中，如果稠油水含量太小，水油质量比＜0.05，可补充水使水油质量比≥0.05，向反应器中加入掺稀稠油质量0.02～0.5％的催化剂，优选的情况下还可以向反应器中加入助剂，在120～330℃之间进行水热催化改质降粘，反应时间≥1h；掺稀稠油经改质降粘后，依靠重力沉降进行油水分离，得到降粘油；一部分降粘油回输到井筒中，借助抽油机的搅拌作用与稠油混合均匀，使掺稀稠油的粘度满足开采和井站管道输送的要求，实现掺稀降粘和水热催化改质的循环工艺过程，另一部分降粘油外输。

以下通过实施例进一步说明本发明。

实施例1

采用本发明优选实施方式的方法对某油田稠油(50℃粘度为8800mPa.s，水含量为9.36％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为1∶5，采出的掺稀稠油粘度为765mPa.s。

水热催化改质：催化剂为硫酸镍，用量为掺稀稠油质量的0.05wt％；供氢剂为四氢萘，用量为掺稀稠油质量的0.5wt％；反应温度为160℃，反应时间为6h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为177mPa.s，降粘后一个月内稠油粘度反弹率不超过5％，且改质前后稠油的沥青质含量下降了4％以上。

实施例2

采用本发明提供的优选实施方式的方法对某油田稠油(50℃粘度为12780mPa.s，水含量为15.78％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为1∶3，采出的掺稀稠油粘度为2645mPa.s。

水热催化改质：催化剂为乙酰丙酮亚铁，用量为掺稀稠油质量的0.05wt％；供氢剂为甲酸，用量为掺稀稠油质量的1.0wt％；反应温度为200℃，反应时间为12h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为520mPa.s。

实施例3

采用本发明提供的优选实施方式的方法对某油田稠油(50℃粘度为30780mPa.s，水含量为5.13％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为1∶2，采出的掺稀稠油粘度为4459mPa.s。

水热催化改质：催化剂为硫酸氧钒，用量为掺稀稠油质量的0.2wt％；助剂为环己酮，用量为掺稀稠油质量的1.0wt％；反应温度为240℃，反应时间为24h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为778mPa.s。

实施例4

采用本发明提供的优选实施方式的方法对某油田稠油(80℃粘度为26440mPa.s，水含量为35.86％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为1∶1，采出的掺稀稠油粘度为2230mPa.s。

水热催化改质：催化剂为乙酰丙酮钼，用量为掺稀稠油质量的0.3wt％；助剂为乙酰丙酮，用量为掺稀稠油质量的1.5wt％；反应温度为280℃，反应时间为36h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为296mPa.s。

实施例5

采用本发明提供的优选实施方式的方法对某油田稠油(50℃粘度为16820mPa.s，水含量为21.46％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为1∶2，采出的掺稀稠油粘度为2540mPa.s。

水热催化改质：催化剂为乙酰丙酮镍，用量为掺稀稠油质量的0.2wt％；助剂为四氢萘，用量为掺稀稠油质量的1.5wt％；反应温度为240℃，反应时间为24h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为429mPa.s，水含量为0.47％。

实施例6

采用本发明提供的优选实施方式的方法对某油田稠油(50℃粘度为10590mPa.s，水含量为2.05％)进行开采和水热催化改质降粘。试验条件和试验结果如下。

掺稀降粘：用于混合的降粘油与稠油的质量比为3∶5，采出的掺稀稠油粘度为1967mPa.s。

水热催化改质：催化剂为乙酰丙酮钴，用量为掺稀稠油质量的0.15wt％；助剂为十氢萘，用量为掺稀稠油质量的1.2wt％；反应温度为220℃，反应时间为18h；反应后，一部分降粘油按照上述掺稀比例回输油井井筒进行掺稀降粘，其余部分外输。测得反应后得到的降粘油50℃粘度为371mPa.s。

Claims (10)

1.一种稠油水热催化改质降粘采输一体化的方法，包括：

(1)在水和催化剂的存在下，将采出的掺稀稠油在120～330℃之间反应≥1h，水油质量比≥0.05，所述的催化剂选自VB族、VIB族和Ⅷ族金属盐中的一种或几种，以掺稀稠油的质量为基准，催化剂的用量为0.02～0.5％；

(2)将步骤(1)得到的降粘油一部分外输，另一部分回输入井筒与稠油混合，使混合后的掺稀稠油的粘度满足开采的要求，将混合后的掺稀稠油采出；

(3)重复步骤(1)和步骤(2)。

2.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的催化剂为VB族、VIB族和Ⅷ族金属的硫酸盐和乙酰丙酮盐中的一种或几种。

3.按照权利要求2所述的方法，其特征在于，所述的催化剂为钼、铁、镍、钴和钒的硫酸盐和乙酰丙酮盐中的一种或几种。

4.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，以掺稀稠油的质量为基准，催化剂用量为0.05～0.3％。

5.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)的反应温度为140℃～300℃。

6.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)的反应时间为4～48h。

7.按照权利要求1所述的方法，其特征1在于，水油质量比为0.1～1。

8.按照权利要求1所述的方法，其特征1在于，步骤(1)中，还可以加入助剂，所述助剂选自四氢萘、十氢萘、甲酸和C5～C12的酮中的一种或几种。

9.按照权利要求8所述的方法，其特征1在于，以掺稀稠油的质量为基准，助剂的用量为0.1～3％。

10.按照权利要求1所述的方法，步骤(2)中，用于混合的降粘油与稠油的质量比为0.2～1.0。