CN1086298A

CN1086298A - 矫正并使高粘度石油产品流动的工艺

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Publication number: CN1086298A
Application number: CN93116493A
Authority: CN
Inventors: A·迪·卢洛; A·马科图利奥; E·鲍格里洛
Original assignee: AGIP SA; Eni Tecnologie SpA
Current assignee: AGIP SA; Eni Tecnologie SpA
Priority date: 1992-07-06
Filing date: 1993-07-06
Publication date: 1994-05-04
Anticipated expiration: 2013-07-06
Also published as: WO1994001684A1; GR3025933T3; DE69315678T2; EP0607426A1; BR9305566A; RU94016355A; NO311102B1; ATE160951T1; JPH06510594A; US5445179A; EP0607426B1; RU2118449C1; DE69315678D1; ES2110730T3; DK0607426T3; NO940758D0; CN1051335C; CA2116977C; MX9304044A; CA2116977A1

Abstract

一种用石油产品的含水分散系矫正并使高粘度石油产品流动的工艺，其中分散剂选自有机磺酸的碱金属或铵基盐，并具有下列性质：(A)含硫量至少 10％；(B)在20℃时的水溶性至少15％(重量)；(C) 在重量浓度1％的情况下，水表面张力的减少不高于 10％。

Description

本发明是关于一种矫正并使高粘度石油产品流动通过钻井孔或管道的改进工艺。

由于高粘度弱流动性使高粘度石油产品或残余物，特别是它们低于美国石油学会（API）标准的15级时，流动通过管道困难。

一种增进其流动性并矫正这些高粘度产品的方法包括向其中加入较轻级别的石油或碳氢化合物。这种掺和降低了系统的粘度，增加了流动性，但其所出现的缺点是需要相当高的资金投入，因而是相当昂贵的，而且较轻馏分或原油等级并不总是有效的。

另外一种增进高粘度产品在管路中流动性的方法是沿管路间隔地安装加热装置，这样被加热的原油或石油产品具有较低的粘度，因而易于输送。这些加热装置可以使用部分输送的产品作为燃料来工作。这种技术会损失15-20%被输送的产品。

另外的输送重石油产品或残余物通过管路的方法是用泵使或多或少地流体含水乳化液通过管路，所述的乳化液是油水（O/W）式乳化液，因而肯定会比原油有更适于输送的流动性。

油水乳化液是向待输送的油中搅拌加入水和乳化剂制成的，然后将其泵入管路中。

乳化剂将产生一种稳定的可流动的高含油的油水乳化液。

为使该工艺具有优越性，乳化剂必须是廉价而能在泵油期间产生稳定的乳化液。迄今所提出的乳化剂并不能完全符合上述的必要条件。

例如，US-A-4，246，920，US-A-4，285，356，US-A-4，265，264和US-A-4，249，554中公开的乳化液中仅含油50%，在这种条件下意味着只有管路的一半体积用于输送石油。

另外，在加拿大专利NOS，1，108，205，1，113，529和1，117，568中也如US-A-4，246，919中一样公开的粘度降低相当小，尽管其含油比例相当低。

相反，US-A-4，770，199中公开的乳化剂是由带有羧化羟乙基丙氧基类物质的非离子烷氧基表面活化剂的复杂混合物组成。包含在上述混合物中的非离子表面活化剂明显地对温度敏感，而且在既定的温度条件下可变得不溶于水，进而上述表面活化剂是非常昂贵的，造成工艺成本增加。

最后，EP-B-237，724中使用羧化羟乙基和硫酸盐羟乙基化物作为乳化剂，该产品不易在市场上得到而且相当贵。

因此，本发明的目的是提出一种矫正并使极高粘度的石油产品流动的工艺。该工艺克服了或至少部分地减少了出现在现有技术中的上述缺点。

按照本发明的第一方面是关于矫正并使高粘度石油产品流动的工艺，其特征在于使上述高粘度石油产品作为含水分散系而被矫正并使之流动，上述分散系中水含量至少15%，上述分散系是使上述高粘度石油产品与磺酸盐分散剂的水溶剂接触而形成的，磺酸盐分散剂是选自一种或多种碱金属或铵基有机磺酸盐，它具有，以磺酸盐钠盐为参考基准，下列性质：

（A）含硫量至少10%，最好在11-18%范围内;

（B）在20℃时的水溶性至少15%（重量），最好在20-60%（重量）范围内;

（C）在重量浓度1%情况下，水表面张力减少不高于10%，通常不高于8%;

“高粘度”石油产品意为它具有非常高的原油粘度等级，以致不能用通常的方法从井中抽出，或任何来源例如常压或减压的石油残余物，在任何情况下，极高粘度石油产品将具有低于API重度等级15°和在30℃时高于40，000毫帕的粘度。

上述所列的性质（即，水溶性，非常小的水表面张力的减少，含硫量）肯定地使该璜酸盐表面活化剂区别于通常的璜酸盐表面活化剂。后者显示出完全不同的性质，即弱水溶性，相当大的水表面张力降低，以及硫含量常低于10%，特别是上述前两种性质，对于区分分散剂和表面活化剂是至关重要的。

适合于上述要求的璜酸盐分散剂的典型例子是烷基环烷璜化酸、甲醛、磺化聚苯乙烯，木璜酸盐，用三氧化硫处理的特殊芳香烃馏分所得到氧化的磺化产品的浓缩衍生的产品。

一般地，有机磺酸盐显示出分散剂的性质是基于大于1000的分子量，由于其相当高的水溶性和非有机盐（通常为硫酸盐）的存在，精确地确定其分子量是十分困难的。

然而，上述分散剂璜酸盐本身具有高分子量（例如木璜酸盐）或者是用导致分子量增加的工艺制备的。例如，由烷基环烷与甲醛的璜酸浓缩而得到的某些商品分散剂是已公知的。“烷基环烷璜酸”代表环烷璜酸或烷基环烷璜酸或它们的混合物，其中环烷中部分一至三个氢原子被相同数量的C₁-C₄烷基原子团所取代。

上述甲醛一环烷璜酸浓缩物易于自市场上取得，而且分子量不同的或由于制备而使其环烷璜酸与甲醛的配比不同的各种类型均适用。

与甲醛浓缩的（烷基）环烷璜酸盐类（“CANF'S”）是使硫酸与（烷基）环烷酸作用，然后用甲醛浓缩生成物（烷基）环烷璜酸而制取的。

甲醛对（烷基）环烷璜酸的比例是有限度的，因为其比例低则引起不适度的聚合，而比例太高则造成交联过程中凝聚，结果使生成物既不溶于水也不溶于油。

一种典型的甲醛（CANF）制备方法可见之于ULmann化工百科全书，第5版，A8卷，第587页。

显然，由环烷和烷基环烷的混合物衍生的产品，或由具有纯度低于100%而不低于85%的环烷等级的衍生产品均可有效地使用。

显示出的上述已公开的特性的璜酸盐分散剂还有用对特定馏份的“氧化璜化作用”工艺制取的，特别是有芳香特性的产品。术语“氧化璜化”（作用）在此是指（用三氧化硫SO₃）处理上述馏份，不仅璜化而且增加分子量的工艺过程。

在EP-A-379，749中所公开的上述工艺为：

-引入液态或气态三氧化硫使之与在二氧化碳（SO₂）中蒸气热裂的燃料油溶液接触，三氧化硫（SO₃）与燃料油的重量配比在0.7∶1到1.7∶1范围内，SO₂∶SO₃重量配比在0.5∶1到10∶1范围内，温度在0到120℃范围直到三氧化硫（SO₃）基本完全转化;

-用蒸发方法从璜化燃料油中除去二氧化硫;

-用碱金属或铵基氢氧化物的溶液中和该璜化燃料油;

-回收中和的璜化分散剂。

术语“蒸气热裂得到的燃料油”在此是指从粗挥发油和/或用于生产轻烯特别是乙烯的气态热裂油衍生的高馏分液态残余物。这种燃料油找不到任何商业用途，其价格是以其热值计算的。

乙烯在世界上大多用在蒸气中裂化气态油和/或粗挥发油的方法生产（见ULmann′s化工百科全书，卷A10、47页）。

反应副产品部分地由氢、甲烷、乙炔、丙烷等气体构成，液态馏份包括沸点从28到205℃的成分，最后是高沸点残余物所谓“从蒸气裂化得到的燃料油”（“FOK”）。

此燃料油是由根据裂化工作条件而产生的不同产品构成，首先是因原料的不同而不同。燃料油产量典型地是当供入气态油裂化时为15%至20%，当供入粗挥发油时为2%至5%，生成的燃料油的化学组成也查显示出作为上述参考的函数的较小的变化，在任何情况下，这种产品最少包含70%的芳香烃，通常包含80至90%，根据ASTMD2549中的柱色谱法测定，其平衡至100则由饱和与极化物质组成。

从蒸气裂化得到的燃料油（FOK）的芳香成分至少为75%的芳香和烷基芳香类带两个或多个熔合环组成。

至少50%的FOK在低于340℃（“340℃-”）沸腾，一般FOK含碳量高于80%，FOK的密度在15℃时为0.970kg/dm³。

将FOK溶于二氧化硫中，再使生成的溶液与液态或气态的三氧化硫接触。反应在0-120℃温度范围内进行，施加压力使反应混合物保持液相，一般压力从1.5至45巴，重量配比三氧化硫比FOK在从0.7∶1到1.7∶1人范围内，同时搅拌反应混合物。高于120℃是不好的，因为此时会使璜化物质得到不完全令人满意的特性。

在最佳实施例中，反应温度从20至100℃，三氧化硫对FOK的重量配比在0.8∶1到1.6∶1的范围内，最好在溶液中FOK浓缩保持在20-50%，三氧化硫逐渐加入到反应混合物中。

为使三氧化硫达到完全或基本完全转化所需的时间一般在10-120分钟，典型地是70分钟。

璜化终了，用减少压力的方法除去反应混合物中的二氧化硫，并最好向反应混合物吹入惰性气体蒸气（例如氮气）以除去二氧化硫残余。最好在去除二氧化硫期间，反应混合物保持与璜化工序同样大小的温度，这样，被分离出的二氧化硫在初步浓缩后可以参加璜化工序进行再循环，或做其它用途例如通向硫酸生产设备。在任何情况，二氧化硫都有足够的纯度水平而无需任何纯化予处理。

分离出二氧化硫后的璜化FOK用碱金属或铵的水溶液，最好是氢氧化钠水溶液进行盐化处理。

生成的产品的分子量（MW），用两个成对的探测器（折射指数与差分粘度计）由在液相中凝胶渗透而确定，依实验条件不同指示在10，000至40，000之间，上述分子量由于在反应条件下SO₃的氧化能力一除了璜化能力以外一而增加。

这样，所得到的水溶液由75-85%的璜酸盐分散剂（干料），其余成分是硫酸盐或亚硫酸盐，再加上少量结晶水组成，璜酸盐分散剂含有每100克有机璜酸盐中平均有从0.35至0.70摩尔璜酸部分的璜酸有机物。

返回到本发明的工艺过程，术语“分散系”在此是指一个多相系统，其中一相连续而至少另外的相很好地被分散。

用“分散剂”一词意为能促进形成或稳定分散系的产品或产品混合物。

在本发明的分散系中，连续相是水，而分散的很好地分布地相是由重油产品的固态和液态特性的粒子组成。

本发明的含水分散系是稳定的，这是由于用上面所公开的方法制出的分散剂而形成的占优势的静电机制。

石油产品与水的重量比可以在很宽范围内变化，例如从90∶10到10∶90，当然，鉴于显然的经济原因最好使用石油残余物含量高者，然而它将导致具有不良的过度高粘度值的生成分散系。

分散系的最佳构成是发生流动的产品类型的函数，含水量相对于总分散系重量在15至40%的范围内。

同样，分散剂量也是发生流动产品类型的函数，在任何情况下，为得到稳定与流动的分散系所需的分散剂量在0.2-2.5%范围内，最好是0.4-1.5%，所有上述百分比都是根据分散剂量相对于水和石油产品总量的。

重油产品的含水分散剂可由下述方法制成：

首先，将璜化分散剂的盐，最好是钠盐，溶于水中。

然后，在分散剂水溶液中加入使之发生流动的石油产品，用涡轮机或叶片搅拌机或离心泵搅拌生成相而得到分散系。

在包含用通常技术不能使其流动的重原油等级的油井开掘情况下，用上述工艺可使原油得到矫正。

特别是把注入油井中的分散剂水溶液用这种方式可使其与深于或等于回收泵的深度的石油接触。

此时由泵所产生的机械混合作用将足以在井口使分散系流动。

在这方面，它显示出在管道中的适用性，由于其作为含水分散系有良好的有效矫正石油产品所必需的流变学性质，这些性质既不取决于分散系的一致性也不取决于分散在水中的固一液粒子的尺寸。

换言之，本发明的工艺不需要任何特殊的混合形态，也不需要由特定的分散粒子尺寸构成。实际上，即使在分散的重油处于具有宏观粒子形态时也可使原油得到矫正并使之流动。

本发明的分散系即使在长时间储存后仍具有很好的稳定性（事实上，即使在数百小时储存后仍未发现有相位分离）。

这样，上述分散系可以储存在所需的适宜的储罐内，然后在适宜时刻运往管道或别的储罐。

进而，这种用含水分散系矫正或使上述重石油产品流动的技术还显示出进一步的优点。它使用廉价的产品是可以大量获得的作为分散剂的在原料。

最后，这些高水溶性分散剂与通常的表面活性剂不同，它不会引起水的表面张力的大量减小，也无需在本发明的石油残余物的含水分散剂中加入防泡沫剂。

为了更好的描述本发明提出下面的实施例报告。

实施例。

为了证明本发明的化合物的分散性质对两种不同来源的高粘度石油产品进行了实验。

第一种是“Gela”原油，其特征如下：美国石油学会（API）9级;原始状态粘度120，000毫帕，并用30%的800毫帕的气态油在30℃进行稀释。

第二种产品是+370℃蒸馏残余物“Belaym”原油，API13级，30℃粘度，80，000毫帕。

加入石油产品制成分散系，加温至约60℃使其稀释成为分散剂的水溶液，然后用涡轮搅拌器搅拌生成的混合物，在10000转/分下搅抖10至50秒钟。

生成的分散剂置于室温（约20-22℃），不时地检查分散系的相分离及流变特性。

为了进行这些测量（其结果列于表1中）使用具有库爱特（couette）几何形状的Haake RVIZ流变计（型号MVIP，球锤半径20.04m.m，扭转半径21.00mm，球高60mm），它具有滚花的球部以减少显示出屈伏应力的材料的滑动现象。锤底部向后位移，这样在上述球锤导入分散系中时会保持气泡，它可以减小边缘效应，全部测量于30℃下进行，只使用能浸湿球锤库爱特系统金属的试样，它们不会引起相分离。

在极短时间内（5秒）增加剪切率到100 1/秒的常数值情况下进行应力测量，在不变剪切的条件下在整个时间内跟踪应力变化。

在很短的时间内，粘度就达到一常数，它已列于表1中。

屈伏应力，即为使要流动的原油开始流动所必需的最小应力，用外插法计算。该方法以Casson模式为依据，它包括准备显示应力的方根值为剪切率方根的函数的图表，并线性地外插所得曲线直至剪切率为零。剪切率为0的截取值的平方给出了所需的屈伏应力值。

例1-8

在这些例子中，所用的分散剂是甲醛与环烷璜酸的浓缩的钠盐（含硫量：13.2%），10%含水溶液的表面张力在25℃时为70.5达因/厘米，与之相比纯水是71.5达因/厘米，上述分散剂在20℃时的水溶性接近44.5%。

例8将作为一个比较例，因为在这分散剂浓缩程度会得到一种用普通泵难于泵取的高粘度稳定的悬浮液。

例4的实验是在石油残余物中加入分散剂的水溶液而进行的，结果接近于例3，证明上述两种制取分散系的方法是等价的。

例9-12

用例1中所公开的相同的工艺程序制取分散系，使用EP-A-379，749中所公开的分散剂，用SO₃璜化在Priolo（Sicily）裂化器中（下面为简单起见，称“FOKP”）蒸气热裂的燃料油并用含水NaOH进行中和而得到该分散剂。

特别在例9中，所使用的分散剂是在下列条件下制取的：SO₂/SO₃/FOKP＝1.47∶0.80∶1，添加SO₃的温度是从21至37℃，终了温度约80℃，分散剂使用其原始状态，含79%的活性类物质，由重16.3%的硫酸盐和亚硫酸盐和4.7%的结晶水成分平衡至100。

例10中所用的分散剂是在下述条件下产生的：SO₂/SO₃/FOKP＝1.48∶1.49∶1，在温度范围11-33℃加入SO₃，终了温度为100-109℃。分散剂使用其原始状态，含70%的活性类物质，由含重25.2%的硫酸盐和亚硫酸盐与4.8%的结晶水，平衡至100。

例11中所使用分散剂是在下述条件下制取的：SO₂/SO₃/FOKP＝1.48∶1.29∶1，在温度范围从15℃（初始温度）到最高温度111℃加入SO₃，分散剂使用其原始状态，含重72.9%的活性类物质，由22.1%的硫酸盐和亚硫酸盐和5.0%的结晶水，平衡至100。

例12所使用的分散剂是在下列条件下制取的：SO₂/SO₃/FOKP＝1.55∶0.97∶1，在温度范围12-36℃加入SO₃，终了温度范围从79到83℃，分散剂使用其原始状态，含重79.6%的活性物质，由含14.8%的硫酸盐和亚硫酸盐与5.6%的结晶水，平衡至100。

所有的按照EP-A-370，749所公开的方法制造的分散剂含1 1.6-13.8%的硫，水溶性为41-47%，而引起的水表面张力的降低在3-8%范围内。

在表2中数字代表不同的分散剂，文字代表不同的配方。

从这些数据可见，上面公开的璜酸盐的稀释性与生成分散系的存储性能极为优越。

油田生产试验的例子

在此例中，报告了生产趋势，使用已公开的含水分散系在GE LA105油井上进行。

油井的状态示于图1中。

油井105是一口生产重油等级的井，根据重油状态，借助于注入体积10%的气态油使之稀释，注入管道和壳体之间的环形表区域（环状A）中，用安装在1115米深的由通常的地面设备驱动的泵杆（B）人为地进行矫正。在用气态油使之流动的条件下，其油的净产量接近每天300m³。

用水公散系进行生产试验是在不对井提供任何变动的条件下进行的，为了进行试验，以获得理论O/W比为70∶30为目的来用含水分散剂溶液代替气态油注入得到这样的流动率。

为了尽可能小地改变油井条件，我们还试图保持油的净生产量不变，为此，在用分散剂的水溶液取代气态油之前，将泵杆柱塞的行程从70英寸增加到8英寸，相应地理想油产量从每天28m³增加到每天39.5m³。

图2表示出地面设备的示意图。

下面公开并评述测量参数，采取的方法和试验时间安排。

测量参数

试验期间每小时测量列参数一次：

＊总产量;

＊稀释剂流动率（气态油或DW）;

＊井口温度和压力;

＊井中出水量;

进而每6小时抽取所生产流体的试样并评价：

＊粘度;

＊井中出水量;

＊轻物质%量

-每6小时收集的试样中的轻物质/气态油量进行分解测试，试验中评价在所生产重油中气态油流量的%量是与无稀释剂原油试样对比进行的。

用Marcusson法测定井中出水量。

-使用带秤锤杯几何形状和滚花秤锤的Haake RV12旋转粘度计进行粘度测量。自0至4001/秒范围变化剪切率值来测得流动曲线，鉴于所收集的分散系试样常常缺乏客观一致性，用Ultraturrax涡轮机以2000转/分的转速使所有试样均匀化。

-使用机械式功率计在每一试验步骤中进行泵循环记录。

所测得的主要参数的变化趋势示于图3、4和5中。

试验时间安排

试验分五步，每个步骤中产生不同的供应状态：

（F1）油井在泵作用下用约10%的气态油稀释;

（F2）用DW1.2^[1]%移动环状流体，注射量每天16米³。

[1]分散剂的流量是指配比为70∶30的O/W分散系的总重量，因此可由乘以所指示浓缩倍率100/30＝3.33来获得注射溶液的真实浓缩度。

[F3]油井在泵作用下用DW1.0%稀释，每天注入量13.5米³。

[F4]油井在泵作用下用DW0.6%稀释，每天注入量13.5³。

[F5]油井在泵作用下，未稀释。

在表3中，典型的供应参数和所生产的流体特性分五步报告。

试验的评述

-每次约30米³批量制备适宜浓缩的DW溶液，用清洁水冲淡，用甲醛与环烷璜酸钠浓缩提供含重40%分散剂的浓缩溶液。

-在转移工序中，以每天24米³的流量注入DW1.2%溶液，在此工步中过浓缩与高流量是为了预防的目的，制成一定数量的添加物，它能改变生产管路的管壁的吸湿性。

-在环部的气态油转移期间发生的生产量急剧增长（图3），可以提供在此工步得到的O/W分散系的极好的流变特性，实际上，注入D/W流量（每天24米³）和矫正产品流量（平均每天70米³）的值指示出O/W比约为65∶35，它相当于低于150毫帕的粘度，即低于带气态油流动约80倍。

-由于油井油产量突然增加，井中限流装置被部分地关闭是为了不致发生成层水输出量增加。试验继续在井口限流装置部分关闭状态下进行。

-所生产流体随时间的粘度变化趋势及所含水的变化趋势示于图5中。应当强调对于所有示出的O/W比例，肯定的结果对于井口总是成为流体分散系，特别是甚至对于O/W比为80∶20的情况，外部相总是水，其保持的流变性质，对所有分析试样而言都优于用气态油稀释得到的试样。

-为了评价流动的有效性，认为用由下述比值确定的井口生产指数（PI井口）来描述试验变化趋势是适宜的：

PI井口＝Q油/（STHP-FTHP）

式中：＊Q油是净油流量，

＊STHP是井口静压力，及

＊FTHP是井口流动压力。

对于每个试验步骤，静压力STHP是由在管路中流体的静力学压力为基础计算得出的，从图6中所示的在几个试验步骤期间PI井口的变化可以明显地看出由于系统流动带DW而导致产量上升。当气态油流系统-PI井口＝2.5（m³/日）（kg/cm²）-被有重1%的分散剂的分散系统-PI井口＝4.5（m³/日）（kg/cm²）所取代时净油产量成倍增加。当分散系是重0.6%分散剂：PI井口＝5（m/³日）（/kg/cm²2）制成时可使产量进一步增加。

-功率计分析表明，在带气态油流与带DW油流情况、油井都是自发的输送，尽管无稀释剂[步骤（F5）]，泵在工作。

事实也被容积效率特性所确认，可以观察到其增加值，在存在稀释剂（或是DW或是气态油）为100%，相应地无稀释剂油中为80%。

无论如何，从功率计记录中看不到泵在使用两种稀释系统（用气态油或用DW）的性能上的有意义的差异。

-与用气态油稀释的产品的粘度进行比较时，值得注意的是观察到分散系的粘度可有效地应用于低得多的温度范围。这种特性表明在图7所示的在25-55℃范围内两种系统随温度变化的粘度性质。

结论

油田试验能提供以肯定结果检验按照本发明的以油在掺分散剂的水中的分散系生产与运输原油的可能性，特别可以得出下列结论。

原油生产的可行性

-用柱杆泵和向环状区注入水溶液的机械混合作用对于形成和生产流体分散系是充分的，

-用O/W重量比＝70∶30%的分散系可使其粘度低于用重10-12%气态油稀释的石油的粘度30-50倍，（250-400毫帕比约12，500毫帕）。

-即使是O/W重量比接近80∶20%的情况，油井仍使其生产保持O/W分散系性质，显示出比气态油流动石油更佳的流变性质。

-当系统从气态油流动系统转换为分散系统时所得到的粘度显著降低，导致沿依次引出的管路的压降显著降低，由于油井的高生产量指数，观察到的净石油产量的提高从30m³/日上升到峰值大于100m³/日，由于井口限流装置的作用可使产量降回到原来的数值。

-当PI井口值从2.5（m³/日）（kg/cm²）增至5（m³/日）（kg/cm²）时油井生产量急剧增加。

-当分散剂添加剂用于重0.6%水平时比用于1%时所产生的分散率的流变特性与PI井口值更好。

在流动管线中分散系的输送能力：

-O/W分散系的良好的流变特性使压降显著降低，在从油井到石油存储中心的约1公里长的管线中也是如此。实际上压降的降低是从流量34m³/日（气态油流动系统）的3kg/cm²降至流量43m33/日（分散系统）的PD＝0.5kg/cm²。

-O/W分散系的粘度使之比用气态油稀释的石油对温度变化有更小的敏感性（图7）。

表3

有关产品与油井状态参数比较

预置产量参数

F1 F3 F4 F5

泵行程（英寸） 70 85 85 85

泵行程数／分 3.32 3.32 3.32 3.32

理论产量（m³/日） 28 39.5 39.5 39.5

稀释剂压力（kg/cm²） 43 29 26 ( )/()

(实际产量参数)/()

总产量（m³/日） 42 64.8 43.2 30

井口压力（kg/cm²） 4.2 7.2 6.2 16

井口温度℃ 26.5 20 21 ( )/()

(产生的流体)/()

轻馏分（％重量） 15.6 4.6 5.4 4.5

30℃时的粘度（毫帕） 12500 320 380 ＞40000

流变性质 N T T N

井中出水量（％重量） 0.1 29.8 28.1 1.5

(管路输送)/()

总产量（m³/日） 34 43 ( )/() 30

压降（kg/cm²） 3 0.5 ( )/() 10

F1：原油样品OG105，于1993年2月19日中午12.00采集;流体：气态油

F3：原油样品OG105，于1993年2月22日下午5.00采集;流体：DW1%

F4：原油样品OG105，于1993年2月26日下午1.00采集;流体DW0.6%

F5：原油样品OG105，于1993年3月3日在不流动后约48小时采集。

[1]N＝牛顿（Newtonian）流体（粘度与剪切率无关）

T＝触变性流体（随剪切率的增加或在不变剪切率条件下一段时间而降低粘度）。

Claims

1、一种矫正并使高粘度石油产品流动的工艺，其特征在于使上述高粘度石油产品作为含水分散系而被矫正并使之流动，上述分散系中水含量至少1.5%上述分散系是使上述高粘度石油产品与磺酸盐分散剂的水溶液接触而形成的，磺酸分散剂是选自一种或多种碱金属或铵基有机磺酸盐，以磺酸盐钠盐为参考基准，它具有下列性质：

(A)含硫量至少10%；

(B)在20℃时的水溶性至少15%(重量)；

(C)在重量浓度1%情况下，水表面张力的减少不高于10%。

2、一种如权利要求1所述的工艺，其中分散剂具有下列性质：

（A）含硫量在11-18%的范围内;

（B）在20℃时的水溶性在20-60%（重量）范围内;

（C）在重量浓1%情况下，水表面张力的减少不高于8%。

3、一种如权利要求1或2中的工艺，其中分散剂选自碱金属或甲醛与烷基环烷磺酸浓缩铵基盐。

4、一种如权利要求1或2中所述的工艺，其中分散剂选自一种或多种钠或铵基磺酸盐，它用下述方法得到：

-引入液态或气态三氧化硫使之与在SO₂中蒸气热裂的燃料油溶液接触，SO₃与燃料油的重量比在0.7∶1到1.7∶1范围内，SO₂∶SO₃重量配比在0.5∶1到10∶1范围内，温度在0到120℃范围直到SO₃基本完全转化;

-用蒸发方法从璜化燃料油中除去二氧化硫;

一回收中和磺化分散剂。

5、一种如权利要求4中所述的工艺，其特征在于磺化工步在20-100°的温度范围中进行，二氧化硫对燃料油的重量配比从0.8∶1到1.6∶1。

6、一种如权利要求1中所述的工艺，其中水在分散系中的含量根据分散系的总重量在从15至40%的范围内。

7、一种如权利要求1中所述的工艺，其中高粘度石油产品有低于美国石油协会（API）15°的重度。

8、一种如权利要求1中所述的工艺，其中分散剂相对于分散系的总重量在从0.2到2.5%的范围内。

9、一种如权利要求8中所述的工艺，其中分散剂量相对于分散系的总重量在从0.4到1.5%的范围内。

10、一种可用泵抽的极高粘度的石油残余物在水中的分散系，它包含有60-85%的极高粘度石油产品，一种或多种如权利要求1中的分散剂，其含量在从0.2到2.5%的范围内，用水平衡至100%。

11、一种如权利要求10中的可用泵抽的组合物，其中分散剂含量在0.4至1.5%的范围内。