CN117448032A - 一种重油轻度热改质的处理工艺及应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种重油轻度热改质的处理工艺及应用，具体操作步骤如下：向盛有待处理的原料重油的反应装置中引入一定比例的小分子烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油或由其中两类/三类/四类混合构成的溶剂，并在水、CO气体以及催化剂的作用下对重油进行原位氢化热处理，然后优化筛选原位氢化热处理过程中的溶剂类型、溶剂比例、原位氢化温度、原位氢化时间、催化剂种类及添加量、CO压力、水/CO摩尔比，最后重油原位氢化产物可以直接作为改质油，也可对其进行轻度热裂化获得改质油。
Description
技术领域
本发明涉及重油加工技术领域，具体涉及一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用。
背景技术
随着常规原油储量的逐年下降，在世界石油储量中占比高达70％的重油资源逐渐成为主要的石油能源。当今社会对能源的需求不断增加，重油的合理开采以及高效利用显得尤为重要。相较于常规原油，重油具有黏度大、流动性差、密度大、沥青质含量高、硫氮杂原子含量高等特点，这为其开采、运输和加工过程都带来了极大的挑战。因此，重油降黏及轻质化技术的发展成为合理开发重油的关键。
目前重油降黏的技术主要分为物理法和化学法。掺稀降黏是降低重油黏度较为常用的一种物理方法，该方法依靠向重油中掺入一定量的稀释剂来实现总体油品黏度的降低，但该方法受限于稀释剂的来源和价格，成本较高，并且采出油的品质不高，不适合大范围使用。热裂化改质法是降低重油黏度较为常用的一种化学方法，该方法具有原料适应性强等特点，但重油在热裂化过程极易缩聚生焦，导致裂化深度受阻、轻质油收率低、产物安定性差。而加氢热裂化技术可在一定程度抑制生焦，提高重油裂化转化率和轻质油收率，但加氢过程中氢气在重油中的溶解度以及氢气的活化问题是限制其发展的重要因素，加之外源氢气制备工艺复杂、成本高昂，降低了重油热裂化改质的经济效益。
发明内容
为解决现有技术存在的不足，本发明公开了一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用，通过本发明不仅能够使重油的黏度大幅度降低，重油分子最大程度的裂化为小分子，显著提高轻质产物收率和品质，降低硫氮等杂原子及烯烃含量，从根本上抑制反应装置结焦，并且本发明不使用外源氢气，具有操作条件缓和、成本低、可应用范围广等特点。
为实现上述目的，本发明的具体方案如下：
一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用，包括以下步骤：
(1)往盛有原料重油的反应装置中泵入一定比例的小分子烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油或由其中两类/三类/四类混合构成的溶剂，在水、CO气体和催化剂的作用下进行原位氢化热处理，优化筛选原位氢化热处理过程中的溶剂类型、溶剂比例、原位氢化温度、原位氢化时间、催化剂种类及添加量、CO压力、水/CO摩尔比；
(2)将步骤(1)中的原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收，而将溶剂回收后的原位氢化重油既可以泵入到裂化装置进行轻度热裂化得到改质油，又可以泵入到目标油罐或设备作为改质油。
进一步地，所述步骤(1)中的原料重油可以是重质原油、拔头原油、常压渣油、减压渣油、脱沥青油、脱油沥青、裂化油、裂解油、催化油浆、煤焦油、乙烯焦油、页岩油、油砂沥青、生物质焦油中的一种或几种的混合重油。
进一步地，所述步骤(1)中原位氢化热处理工艺可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和、硫、氮和氧等杂原子脱除、烯烃双键饱和、减缓油品生焦趋势、提高油品热稳定性、重油降黏提质及提高采收率中的一种或多种。
进一步地，所述步骤(1)中的原位氢化热处理条件如下：溶剂类型为C1～C14正构或异构烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或多种、溶剂比例为5％～50％、原位氢化热处理温度为100～450℃、原位氢化热处理时间为1～8h、催化剂种类为含Mo元素、W元素、Co元素、Ni元素金属一种或多种组合的硫化物、CO压力为2～8MPa、水/CO摩尔比为0.5～4。原位氢化热处理过程既可以采用固定床形式，又可以采用浆态床形式；采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为5～5000μg/g。所述反应装置既可以是地面设备，也可以是地下油气藏。进一步地，通过测定原位氢化热处理前后重油的黏度、密度、残炭值、元素组成、四组分组成、稠环芳烃氢化程度、相对供氢能力、受热生焦趋势等，优选的原位氢化热处理条件如下：溶剂类型为正己烷、溶剂比例为50％、原位氢化热处理温度为250℃、原位氢化热处理时间为8h、催化剂种类为CoxMoyS(x+2y)(x>0，y>0)、采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为500μg/g、CO压力为6MPa、水/CO摩尔比为3。
进一步地，所述步骤(2)中的轻度热裂化条件如下：热裂化处理温度为360～460℃，处理压力为0.1～6MPa氮气，处理时间为3～360min。进一步，通过测定生焦率、轻质产物收率、裂化产物烯烃含量、裂化产物稳定性等，优选的裂化处理温度为420℃，处理压力为4MPa氮气，处理时间为60min。
进一步地，所述步骤(1)原料重油原位氢化热处理后其相对供氢能力提高50％～270％、杂原子脱除率提高5％～50％、烯烃脱除率提高50％～90％、沥青质脱除率提高10％～60％、残炭脱除率提高10％～40％、生焦诱导期延长9～46min、黏度降低40％～90％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高5％～50％。而优化条件下原料重油原位氢化热处理后其相对供氢能力提高170％、杂原子脱除率提高20％、烯烃脱除率提高85％、沥青质脱除率提高45％、残炭脱除率提高25％、生焦诱导期延长23min、黏度降低70％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高30％。
进一步地，步骤(2)原位氢化重油热裂化后在生焦率低于0.1wt％时，相比于原料重油直接轻度热裂化，原位氢化产物重油的裂化轻质产物收率提高10～50％、烯烃脱除率为50％～90％、油品稳定性提高1～3级、黏度降低40％～90％。
与现有技术相比，本发明的优势在于：
(1)本发明通过低苛刻度操作条件的原位氢化热处理实现对重油的精制，不需要使用昂贵的外源氢气，操作简单，精制成本低。
(2)在低苛刻的原位氢化条件下使引入的小分子烷烃、环烷烃、芳烃或轻质馏分油成为亚/超临界相状态，利用亚临界或超临界状态的溶剂增强黏稠重油体系的溶解和分散特性，促进反应过程中原位氢的大量生成以及提升对重油的原位氢化精制的效果。
(3)本发明的原位氢化热处理方法具有强灵活性，对原料适应性强，可应用范围广，可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和、硫、氮和氧等杂原子脱除、烯烃双键饱和、减缓油品生焦趋势、提高油品热稳定性、重油降黏提质及提高采收率等。
(4)通过本发明对重油进行轻度热裂化改质，可以协同提高重油改质深度及改质油安定性，显著降低重油黏度，抑制结焦实现工业生产过程中热裂化改质装置的平稳运行。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例和对比例对本发明作进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
将一定质量的减压渣油和质量占比50％的正己烷泵入到浆态床反应装置中，加入500μg/g的CoS-MoS2催化剂，其中Co与Mo的质量比为1:1，然后按水/CO摩尔比为3加入一定量的水，最后通入6MPa的CO气体在搅拌条件下进行原位氢化热处理。原位氢化热处理温度为250℃，原位氢化热处理时间为8h。反应结束后将原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收得到原位氢化渣油。紧接着，将原位氢化渣油泵入到裂化装置在420℃进行热裂化60min得到裂化产物。
原始减压渣油和实施例1所得原位氢化渣油的基本性质如表1所示，氢分布如表2所示，碳分布如表3所示。原始渣油和实施例1所得原位氢化渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级如表4所示。
由表1可知，经本发明原位氢化热处理后的渣油黏度显著减小，由1384mPa·s降低至313mPa·s，降幅高达77％，密度由1.0032降低至1.0011，残炭值由22.4％降低至16.7％，降幅高达25.4％，氢碳原子比由1.39提高至1.60，硫氮杂原子含量显著降低，沥青质含量由2.73wt％降至1.99wt％。同时，经本发明原位氢化热处理后的渣油的供氢能力显著增大，由3.65mg-H/g-Oil增至9.91mg-H/g-Oil，增长率高达171.5％。
由表2和表3可知，经本发明原位氢化热处理后的渣油中的稠环芳烃和杂原子芳烃含量明显减少，环烷烃或氢化芳烃含量大幅度增加。
由表4可知，相较于原始渣油热裂化所得产物，经本发明原位氢化热处理后的渣油再经热裂化后，产物中气体、轻质馏分油收率增大，焦炭含量明显降低，热裂化液相产物黏度显著降低，整体烯烃由3.12％降低至0.98％，斑点等级提升至2级，油品安定性显著增强。
表1原始减压渣油和实施例1所得原位氢化渣油的基本性质
表2原始减压渣油和实施例1所得原位氢化渣油的氢分布
表3原始减压渣油和实施例1所得原位氢化渣油的碳分布
表4原始渣油和实施例1原位氢化渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级
实施例2
将一定质量的减压渣油和质量占比50％的正己烷泵入到浆态床反应装置中，加入500μg/g的CoS-MoS2催化剂，其中Co与Mo的质量比不同于实施例1，为10:1，然后按水/CO摩尔比为3加入一定量的水，最后通入6MPa的CO气体在搅拌条件下进行原位氢化热处理。原位氢化热处理温度为250℃，原位氢化热处理时间为8h。反应结束后将原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收得到原位氢化渣油-1。紧接着，将原位氢化渣油-1泵入到裂化装置在420℃进行热裂化60min得到裂化产物。
实施例2所得原位氢化渣油-1的基本性质如表5所示，氢分布如表6所示，碳分布如表7所示。实施例2所得原位氢化渣油-1的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级如表8所示。
结合表5和表1可知，即使改变原位氢化处理催化剂的Co-Mo质量比为10:1，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-1黏度较原始渣油仍显著减小，由1384mPa·s降低至341mPa·s，降幅高达75％，密度由1.0032降低至1.0016，残炭值由22.4％降低至17.4％，降幅高达22.3％，氢碳原子比由1.39提高至1.60，硫氮杂原子含量显著降低，沥青质含量由2.73wt％降至2.01wt％。同时，经本发明原位氢化热处理后的渣油的供氢能力显著增大，由3.65mg-H/g-Oil增至9.85mg-H/g-Oil，增长率高达169.86％。
结合表6、表7、表2以及表3可知，改变原位氢化处理的催化剂后，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-1中的稠环芳烃和杂原子芳烃含量较原始渣油仍明显减少，环烷烃或氢化芳烃含量大幅度增加。
结合表8和表4可知，相较于原始渣油热裂化所得产物，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-1再经热裂化后，产物中气体、轻质馏分油收率分别增大至2.9wt％和41.3wt％，焦炭含量明显降低至0.09wt％，热裂化液相产物黏度显著降低，整体烯烃由3.12％降低至0.99％，斑点等级提升至2级，油品安定性显著增强。
表5实施例2所得原位氢化渣油-1的基本性质
表6实施例2所得原位氢化渣油-1的氢分布
表7实施例2所得原位氢化渣油-1的碳分布
表8实施例2原位氢化渣油-1的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级
实施例3
将一定质量的减压渣油和质量占比50％的正己烷泵入到浆态床反应装置中，加入500μg/g的CoS-MoS2催化剂，其中Co与Mo的质量比不同于实施例1和2，为1:10，然后按水/CO摩尔比为3加入一定量的水，最后通入6MPa的CO气体在搅拌条件下进行原位氢化热处理。原位氢化热处理温度为250℃，原位氢化热处理时间为8h。反应结束后将原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收得到原位氢化渣油-2。紧接着，将原位氢化渣油-2泵入到裂化装置在420℃进行热裂化60min得到裂化产物。
实施例2所得原位氢化渣油-2的基本性质如表9所示，氢分布如表10所示，碳分布如表11所示。实施例2所得原位氢化渣油-1的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级如表12所示。
结合表9和表1可知，即使改变原位氢化处理催化剂的Co-Mo质量比为1:10，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-2黏度较原始渣油仍显著减小，由1384mPa·s降低至314mPa·s，降幅高达77％，密度由1.0032降低至1.0013，残炭值由22.4％降低至16.9％，降幅高达24.6％，氢碳原子比由1.39提高至1.60，硫氮杂原子含量显著降低，沥青质含量由2.73wt％降至1.99wt％。同时，经本发明原位氢化热处理后的原位氢化渣油-2的供氢能力显著增大至9.87mg-H/g-Oil，增长率高达170.41％。
结合表10、表11、表2以及表3可知，改变原位氢化处理的催化剂后，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-2中的稠环芳烃和杂原子芳烃含量较原始渣油仍明显减少，环烷烃或氢化芳烃含量大幅度增加。
结合表12和表4可知，相较于原始渣油热裂化所得产物，经本发明原位氢化热处理后所得原位氢化渣油-2再经热裂化后，产物中气体、轻质馏分油收率分别增大至3.0wt％和40.3wt％，焦炭含量明显降低至0.09wt％，热裂化液相产物黏度显著降低，整体烯烃由3.12％降低至0.99％，斑点等级提升至2级，油品安定性显著增强。
表9实施例3所得原位氢化渣油-2的基本性质
表10实施例3所得原位氢化渣油-2的氢分布
表11实施例3所得原位氢化渣油-2的碳分布
表12实施例3原位氢化渣油-2的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级
对比例1
在不添加溶剂条件下进行减压渣油的原位氢化热处理，即将一定质量的减压渣油泵入到浆态床反应装置中，加入500μg/g的CoS-MoS2催化剂，其中Co与Mo的质量比为1:1，，然后按水/CO摩尔比为3加入一定量的水，最后通入6MPa的CO气体在搅拌条件下进行原位氢化热处理，原位氢化热处理温度为250℃，原位氢化热处理时间为8h。反应结束后得到原位氢化渣油。紧接着，将原位氢化渣油泵入到裂化装置在420℃进行热裂化60min得到裂化产物。
对比例1所得未加溶剂原位氢化渣油的基本性质如表13所示，氢分布如表14所示，碳分布如表15所示，对比例1所得原位氢化渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级如表16所示。
由表1和表13可知，与原始渣油相比，在不添加溶剂条件下对减压渣油进行原位氢化热处理所得原位氢化渣油的黏度、密度、残炭值、硫氮杂原子含量、沥青质含量基本上都未减小，而氢碳原子比也未明显增大。同时，在不添加溶剂条件下所得的原位氢化渣油的供氢能力仅为3.94mg-H/g-Oil，较原始渣油(3.65mg-H/g-Oil)也未出现大幅度增长。由表2、表3、表14和表15可知，与原始渣油相比，不添加溶剂条件下所得原位氢化渣油的稠环芳烃和杂原子芳烃含量并未明显减少，环烷烃或氢化芳烃含量基本不变。
表13对比例1所得原位氢化渣油的基本性质
表14对比例1所得原位氢化渣油的氢分布
表15对比例1所得原位氢化渣油的碳分布
表16对比例1原位氢化渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级
由表4和表16可知，不添加溶剂条件下所得原位氢化渣油再经热裂化后，所得产物中气体、轻质馏分油收率相较于原始渣油热裂化产物基本不变，分别为2.6wt％和35.1wt％，而焦炭含量仍高达1.2wt％。此外，与原始渣油热裂化液相产物相比，不添加溶剂条件下所得原位氢化渣油热裂化液相产物黏度并未明显下降，整体烯烃含量仍高达2.65％，斑点等级为4级，油品安定性较差。
对比实施例1-3和对比例1可知，本发明利用亚临界或超临界状态的溶剂能够显著增强黏稠重油体系的溶解和分散特性，促进了原位氢化热处理过程中原位氢的大量生成并且大幅度提升对减压渣油的原位氢化效果，从而通过缓和苛刻度操作条件下的原位氢化热处理就能使减压渣油的黏度、残炭值、硫氮杂原子、沥青质含量显著降低，环烷烃和氢化芳烃含量增大，供氢能力也得到极大提升。基于此，实施例1所得原位氢化渣油在进一步轻度热裂化过程中的裂化选择性以及轻质裂化产物收率显著增大，经轻度热裂化后所得液相产物整体烯烃含量明显降低，油品的安定性显著提高，并且油品的黏度大幅度降低。
对比例2
在添加溶剂条件下使用外源氢气对减压渣油进行加氢热处理，即将一定质量的减压渣油和质量占比50％的正己烷泵入到浆态床反应装置中，加入500μg/gCoS-MoS2催化剂，其中Co与Mo的质量比为1:1，然后通入6MPa的外源氢气在搅拌条件下进行加氢精制，加氢温度为250℃，加氢时间为8h。反应结束后将加氢产物泵入到分离装置进行溶剂回收得到加氢渣油。紧接着，将加氢渣油泵入到裂化装置在420℃进行热裂化60min得到裂化产物。
对比例2所得加氢渣油的基本性质如表17所示，氢分布如表18所示，碳分布如表19所示，对比例2所得加氢渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级如表20所示。
由表1和表17可知，相同反应苛刻度下，即使在添加溶剂条件下使用外源氢气对减压渣油进行加氢热处理，加氢效果也较差，所得加氢渣油的黏度、密度、残炭值、硫氮杂原子含量、沥青质含量较原始渣油略微减小，氢碳原子比稍有增大。同时，在添加溶剂条件下使用外源氢气所得加氢渣油的供氢能力仅为4.11mg-H/g-Oil，较原始渣油(3.65mg-H/g-Oil)并未明显增大。
由表2、表3、表18和表19可知，相同反应苛刻度下，在添加溶剂条件下对减压渣油使用氢气对减压渣油进行加氢热处理，所得加氢渣油的稠环芳烃含量较原始渣油也并未明显减少，而环烷烃或氢化芳烃含量也基本不变。
表17对比例2所得加氢渣油的基本性质
表18对比例2所得加氢渣油的氢分布
表19对比例2所得加氢渣油的碳分布
表20对比例2加氢渣油的热裂化产物的产品分布、烯烃含量和斑点等级
由表4表20可知，在添加溶剂下使用外源氢气对减压渣油进行加氢热处理，所得加氢渣油热裂化后，产物气体、轻质馏分油收率相较于原始渣油热裂化产物提升不明显，分别为2.6wt％和35.3wt％，而焦炭收率较高，为1.1wt％，并且热裂化产物整体烯烃含量高达2.47％，斑点等级为4级，油品安定性较差。
对比实施例1-3和对比例2可知，在添加溶剂条件下使用外源氢气对减压渣油进行加氢热处理，加氢效果也十分有限，而本发明在缓和苛刻度操作条件下对减压渣油中稠环芳烃的原位氢化热处理效果要明显优于外源氢气，这不仅避免了使用外源氢气加氢的诸多繁琐步骤，而且极大了降低了生产成本，实现重油精制的目的。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。
Claims (10)
1.一种重油轻度热改质的方法，包括以下步骤：
(1)往盛有原料重油的反应装置中泵入一定比例的溶剂，在水、CO气体和催化剂的作用下进行原位氢化热处理，优化筛选原位氢化热处理反应过程中的溶剂类型、溶剂比例、原位氢化温度、原位氢化时间、催化剂种类及添加量、CO压力、水/CO摩尔比，得到原位氢化产物；所述溶剂为小分子烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或几种混合构成；
(2)将步骤(1)中的原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收，将溶剂回收后的原位氢化重油泵入到裂化装置进行轻度热裂化得到改质油，或者泵入到目标油罐或设备作为改质油。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中所述原料重油是重质原油、拔头原油、常压渣油、减压渣油、脱沥青油、脱油沥青、裂化油、裂解油、催化油浆、煤焦油、乙烯焦油、页岩油、油砂沥青、生物质焦油中的一种或几种的混合重油。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中原位氢化热处理工艺可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和，硫、氮和氧杂原子脱除，烯烃双键饱和，减缓油品生焦趋势，提高油品热稳定性，重油降黏提质及提高采收率中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为C1～C14正构或异构烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或多种、溶剂比例为5％～50％、原位氢化温度为100～450℃、原位氢化时间为1～8h、催化剂种类为含Mo元素、W元素、Co元素、Ni元素金属一种或多种组合的硫化物、CO压力为2～8MPa、水/CO摩尔比为0.5～4；原位氢化过程采用固定床形式，或采用浆态床形式；采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为5～5000μg/g；所述反应装置是地面设备，或地下油气藏。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为正己烷、溶剂比例为50％、原位氢化温度为250℃、原位氢化时间为8h、催化剂种类为CoxMoyS(x+2y)(x>0，y>0)、CO压力为6MPa、水/CO摩尔比为3、采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为500μg/g。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂为亚临界或超临界状态。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(2)中的热裂化处理温度为360～460℃，处理压力为0.1～6MPa氮气，处理时间为3～360min。
8.权利要求1-6任一项所述方法的应用，其特征在于：相比于原料重油，原位氢化产物重油的相对供氢能力提高50％～270％、杂原子脱除率提高5％～50％、烯烃脱除率提高50％～90％、沥青质脱除率提高10％～60％、残炭脱除率提高10％～40％、生焦诱导期延长9～46min、黏度降低40％～90％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高5％～50％。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：相比于原料重油，原位氢化产物重油的相对供氢能力提高170％、杂原子脱除率提高30％、烯烃脱除率提高90％、沥青质脱除率提高30％、残炭脱除率提高25％、生焦诱导期延长23min、黏度降低77％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高30％。
10.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：在生焦率低于0.1wt％时，相比于原料重油直接轻度热裂化，原位氢化产物重油的裂化轻质产物收率提高10～50％、液相产物整体烯烃脱除率提高50％～90％、油品稳定性提高1～3级、黏度降低40％～90％。
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