CN102277192A - 一种降低超重稠油粘度的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种降低超重稠油(比重大于0.9500g/cm3和50℃粘度大于3000mm2/s的环烷基油)粘度的方法；将超重稠油经过常压蒸馏塔和减压蒸馏塔，得到＜350℃的轻馏分和馏程＞350℃的减压渣油，减压渣油经过加热炉预加热进入减粘反应塔，控制减粘反应塔的入口温度为380～480℃，压力为0.5～1.0MPa，反应时间5～120min，进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物进入分馏塔进行分离，得到减粘渣油及各侧线馏分；减粘渣油与减粘轻组分、＜350℃的轻馏分调合得到减粘改质油；用本方法加工处理稠油、常压渣油、减压渣油，可有效的降低超重稠油的运动粘度。
Description
技术领域
本发明涉及一种降低超重稠油(比重大于0.9500g/cm3和50℃粘度大于3000mm2/s的环烷基油)粘度的方法。
背景技术
随着轻质油可采储量的减少以及石油开采技术的不断提高，21世纪开采稠油所占的比重将会不断增大。稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，高含量的胶质和沥青质是造成稠油粘度高的主要原因。解决稠油的粘度问题，对稠油开采和管输等有重要的意义。
目前，常用的超重稠油降粘技术主要有：
US 6279653B 1涉及一种稠油超声波降粘技术。
US 5131993涉及一种稠油微波加热降粘技术。
US 4811788、US 5156652涉及了稠油表面活性剂降粘技术。
US 5834408、EP 00911348A3、US 5256166涉及了稠油掺油溶性降粘剂降粘的技术，主要以降凝剂为主的流动性改进剂应用于高凝、高粘原油输送。
CN88105018公开了一种稠油乳化降粘方法，其方法是保持稠油含一定比例的水，在某一温度范围内，加入乳化剂，经搅拌，稠油粘度降低，这种方法能有效地降低稠油粘度，降粘幅度大，在石油开采过程中，能提高稠油的开采性和输送性。
CN200580043306.4公开了一种用于石油基流体的降低粘度和促进流动的方法。改方法包括向石油基流体施加足够强度和足够时间的电场，以降低所述流体的粘度步骤。
CN200810246689.0公开了一种稠油乳化降粘的方法，包括：将油溶性组分与烃类溶剂混合，配制成A剂；将非离子-阴离子表面活性剂、含有亲水性基团的直连或支链高分子化合物与水混合，配制成B剂；先将A剂与稠油混合后形成水包油乳状液。该方法可用于稠油的乳化降粘，特别适用于超高盐低层条件下的超重稠油的乳化降粘。
CN200810214840.2公开了一种可降解取代掺稀油工艺的稠油稀释剂制备方法。本发明是研制一种可降解取代掺稀油工艺的稠油稀释剂。它由烷基多糖苷、α-烯基璜酸盐等原料按照一定重量配比及在一定的温度条件下制成的一种表面活性稠油稀释剂，该剂通过化学降粘工艺可取代稠油掺稀油的工艺进行稠油开采，节约稀油的同时，进一步降低稠油的开采成本(吨成本可降1310元)。该剂适用于普通稠油特特稠油的井筒举升工艺及低温管道输送工艺，对普通稠油和特稠油具有良好的稀释效果(50℃降粘率＞99％)，同时与联合站破乳剂配伍，促进脱水。本技术施工方便，配置容易，可广泛使用推广于稠油和特稠油的开采。
CN01808538.5埃克森美孚上游研究公司公布了一种热处理和酸处理的组合来降低原油和渣油的粘度的方法。此外，本发明还公开了一种制备有降低粘度的油包水型乳液，或固定稳定的油包水型乳液的方法。所述的乳液可用于提高采油量法，包括使用所述乳液作为置换地下岩层中烃类的驱替液，以及使用所述的乳液作为转移岩层中流体流动的阻挡液。
CN99122677.1公开了一种加工重油、渣油及特粘油的降粘技术。利用轻质油乳化的方法，即用一定含量的轻质油加一定比例的乳化剂、再加一定比例的水，将轻质油形成油包税的乳化状态，使轻质油表面积增大，然后再用乳化了的轻质油勾兑重油，就可以降低重油的粘度。勾兑渣油即成为低粘度重油，勾兑特粘油即成为低粘度燃料油。因乳化后的轻质油是以油为连续相，所以使用相对较少的轻质油就可以解决对上述油品的勾兑，并因乳化的轻质油中含有一定量的水，在使用中可以体现出乳化燃料降低排放的特性。
上述专利技术主要在于开采稠油、超重油，后续加工处理难度大，工艺条件复杂、不易实现，无法针对稠油、超重油长时间稳定的船运管输。
发明内容
本发明的目的是提出一种降低超重稠油(比重大于0.9800g/cm3和50℃粘度大于3000mm2/s的环烷基油)粘度的方法。
本发明所述的降低超重稠油粘度的方法是：超重稠油经过常压蒸馏塔和减压蒸馏塔，得到＜350℃的轻馏分和馏程＞350℃的减压渣油，减压渣油经过加热炉预加热进入减粘反应塔；控制减粘反应塔的入口温度为380～480℃，压力为0.5～1.0MPa，反应时间5～120min下进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物进入分馏塔进行分离，得到减粘渣油及各侧线馏分；减粘渣油与减粘轻组分、＜350℃的轻馏分调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油、减粘轻组分、原油＜350℃的轻馏分按产出比调合。
本发明中超重稠油经过常压蒸馏塔和减压蒸馏塔，得到＜350℃的轻馏分和馏程为＞350℃的减压渣油。
本发明中减粘反应的条件为反应塔的入口温度为380～480℃，压力为0.5～1.0MPa，反应时间5～120min。
本发明中减粘改质油是由减粘渣油与减粘轻组分、＜350℃的轻馏分调合得到，其调合方案为减粘渣油、减粘轻组分、原油＜350℃的轻馏分按产出比例调合。
应用本发明降低超稠原油运动粘度的工艺技术加工处理稠油、常压渣油、减压渣油，可有效的降低超重稠油的运动粘度。
附图说明
图1为本方法的工艺流程图示意图。
图1中，1超重稠油、2常压蒸馏塔、6减压蒸馏塔、3轻馏分、4侧线馏分、5常压渣油、7减压轻馏分、8减压轻馏分、9减压渣油、10加热炉、11减粘反应塔、12减粘塔顶部放出的反应产物、13分馏塔、14减粘轻馏分、15侧线馏分、16减粘渣油
具体实施方式
如图1所示，超重稠油1经过常压蒸馏塔2得到＜350℃的轻馏分3、侧线馏分4，塔底常压渣油5进入减压蒸馏塔6，得到＜350℃的减压轻馏分7、减压轻馏分8和馏程＞350℃的减压渣油9，减压渣油9经过加热炉10预加热进入减粘反应塔11；控制减粘反应塔的入口温度为380～480℃，压力为0.5～1.0MPa，反应时间5～120min，进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物12进入分馏塔13进行分离，得到减粘渣油16及减粘轻馏分14、侧线馏分15；减粘渣油16与减粘轻馏分14、侧线馏分15，＜350℃的轻馏分3、侧线馏分4、减压轻馏分7、减压轻馏分8调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油16、减粘轻馏分14、侧线馏分15，＜350℃的轻馏分3、侧线馏分4、减压轻馏分7、减压轻馏分8按产出比调合。
评价方法、标准：
运动粘度：符号是υ。运动粘度是在工程计算中，物质的动力粘度与其密度之比，υ＝μ/ρ，ρ--密度，其单位为：kg/m3，μ--动力粘度，其单位为：Pa·s，υ--运动粘度，其单位为：m2/s。评价方法及标准为GB/T265-1988石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法。
密度：评价方法及标准为GB/T 2540-88石油产品密度测定法。
水分：评价方法及标准为GB/T 260-77石油产品水分测定法。
硫含量：评价方法及标准为GB/T 17040石油产品硫含量测定法。
闭口闪点：评价方法及标准为GB/T261-2008石油产品闭口闪点测定法
残炭：评价方法及标准为GB/T268-1987石油产品残炭测定法(康氏法)
实施例1：波斯坎(Boscan)渣油改质
波斯坎原油性质数据：密度0.9879g/cm3，水分0.80％，粘度(50℃)3171.6mm2/s，含硫4.97％，残炭15.36％，闭口闪点43℃。
按照附图1工艺流程，波斯坎原油经过常压蒸馏塔2和减压蒸馏塔3，得到＜350℃的轻馏分3、4、7、8和馏程＞350℃的减压渣油9，液体总收率为99.5％，减压渣油9的收率为75.76％，密度(20℃)1.0300g/cm3，粘度(100℃)2805.8mm2/s，残炭20.10％，含硫5.29％；
减压渣油9经过加热炉10预加热进入减粘反应塔11；控制减粘反应塔的入口温度为420℃，压力为1.0MPa，反应时间25min下进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物12进入分馏塔13进行分离，得到减粘渣油16及各侧线馏分14、15；减粘渣油16与减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油16、减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8按产出比调合。
减粘渣油密度(20℃)1.0255g/cm3，粘度(100℃)182.5mm2/s，粘度(50℃)6459mm2/s，残炭21.42％，含硫4.89％。相比减压渣油，减粘渣油100℃的运动粘度降粘率为93.5％。
减粘改质油密度(20℃)0.9728g/cm3，粘度(50℃)105.2mm2/s，相比减粘渣油降粘率为98.4％，相比原油降粘率为96.7％。
实施例2：玛瑞16(Merey 16)渣油改质
玛瑞16合成油性质数据：密度0.9553g/cm3，水分0.55％，粘度(50℃)165.3mm2/s，含硫2.42％，残炭11.20％，闭口闪点27℃。
按照附图1工艺流程，玛瑞16合成油经过常压蒸馏塔2和减压蒸馏塔3，得到＜350℃的轻馏分3、4、7、8和馏程＞350℃的减压渣油9，液体总收率为99.5％，减压渣油的收率为57.34％，密度(20℃)1.0238g/cm3，粘度(100℃)2650.9mm2/s，残炭19.63％，含硫3.20％。
减压渣油9经过加热炉10预加热进入减粘反应塔11；控制减粘反应塔的入口温度为420℃，压力为1.0MPa，反应时间25min下进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物12进入分馏塔13进行分离，得到减粘渣油16及各侧线馏分14、15；减粘渣油16与减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油16、减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8按产出比调合。
减粘渣油密度(20℃)1.0132g/cm3，粘度(100℃)202.8mm2/s，粘度(50℃)7317.0mm2/s，残炭21.46％，含硫3.19％。相比减压渣油，减粘渣油的降粘率为92.34％
减粘渣油与减粘轻组分、常减压轻组分调合得到减粘改质油。改质油的调合油密度(20℃)0.9441g/cm3，粘度(50℃)22.69mm2/s，相比减粘渣油降粘率为99.69％，相比合成油降粘率为86.27％
实施例3：玛瑞16(Merey 16)渣油改质
玛瑞16合成油性质数据：密度0.9553g/cm3，水分0.55％，粘度(50℃)165.3mm2/s，含硫2.42％，残炭11.20％，闭口闪点27℃。
按照附图1工艺流程，玛瑞16合成油经过常压蒸馏塔2和减压蒸馏塔3，得到＜350℃的轻馏分3、4、7、8和馏程＞350℃的减压渣油9，减压渣油密度1.0209g/cm3，水分0.099％，粘度(80℃)10214.4mm2/s，粘度(100℃)1927mm2/s，含硫3.26％，残炭18.65％。
减压渣油9经过加热炉10预加热进入减粘反应塔11；控制减粘反应塔的入口温度为420℃，压力为0.8MPa，反应时间20min下进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物12进入分馏塔13进行分离，得到减粘渣油16及各侧线馏分14、15；减粘渣油16与减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油16、减粘轻组分14、15，＜350℃的轻馏分3、4、7、8按产出比调合。
减粘渣油密度(20℃)1.0199g/cm3，粘度(100℃)249.7mm2/s，粘度(50℃)14036.0mm2/s，残炭20.50％，含硫3.08％。相比减压渣油，减粘渣油的降粘率为87.04％
减粘渣油与减粘轻组分、常减压轻组分调合得到减粘改质油。改质油的调合油密度(20℃)0.9419g/cm3，粘度(50℃)37.40mm2/s，相比减粘渣油降粘率为99.73％，相比合成油降粘率为77.37％
实施例4：玛瑞16(Merey 16)渣油改质
玛瑞16合成油性质数据：密度0.9553g/cm3，水分0.55％，粘度(50℃)165.3mm2/s，含硫2.42％，残炭11.20％，闭口闪点27℃。
按照附图1工艺流程，玛瑞16合成油经过常压蒸馏塔2和减压蒸馏塔3，得到＜350℃的轻馏分3和4、350℃至420℃馏分7和8、以及馏程＞420℃的减压渣油9，减压渣油密度1.0209g/cm3，水分0.099％，粘度(80℃)10214.4mm2/s，粘度(100℃)1927mm2/s，含硫3.26％，残炭18.65％。
减压渣油9和350℃至420℃馏分7混合，经过加热炉10预加热进入减粘反应塔11；控制减粘反应塔的入口温度为425℃，压力为0.8MPa，反应时间25min下进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物12进入分馏塔13进行分离，得到减粘渣油16及各侧线馏分14、15；减粘渣油16与减粘轻组分14、15，＜420℃的轻馏分3、4、7、8调合得到减粘改质油，其调合方案为减粘渣油16、减粘轻组分14、15，＜420℃的轻馏分3、4、7、8按产出比调合。
减粘渣油密度(20℃)1.0182g/cm3，粘度(100℃)200.2mm2/s，粘度(50℃)9381.5mm2/s，残炭20.08％，含硫3.05％。相比减压渣油，减粘渣油的降粘率为89.61％
减粘渣油与减粘轻组分、常减压轻组分调合得到减粘改质油。改质油的调合油密度(20℃)0.9401g/cm3，粘度(50℃)33.40mm2/s，相比减粘渣油降粘率为99.64％，相比合成油降粘率为79.79％。
Claims (1)
1.一种降低超重稠油粘度的方法，比重大于0.9500g/cm3和50℃粘度大于3000mm2/s的环烷基油；其特征在于：将超重稠油经过常压蒸馏塔和减压蒸馏塔，得到＜350℃的轻馏分和馏程＞350℃的减压渣油，减压渣油经过加热炉预加热进入减粘反应塔，控制减粘反应塔的入口温度为380～480℃，压力为0.5～1.0MPa，反应时间5～120min，进行减粘裂化反应，由减粘塔顶部放出的反应产物进入分馏塔进行分离，得到减粘渣油及各侧线馏分；减粘渣油与减粘轻组分、＜350℃的轻馏分调合得到减粘改质油。
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2011
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