高能納米波稠油冷裂解技術(shù)應(yīng)用效果評價(jià)

盧時(shí)林，張成博

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

按照稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，油層溫度下，普通稠油脫氣原油黏度為50～10 000 mPa·s，特稠油黏度為1×104～5×104mPa·s，超過5×104mPa·s則為超稠油[1-5]。遼河油田稠油年產(chǎn)量始終保持在500×104t/a以上。經(jīng)過多年科研攻關(guān)與實(shí)踐，現(xiàn)已形成了一套完整的稠油開采工藝技術(shù)系列。目前稠油井筒舉升與地面集輸過程中，傳統(tǒng)的環(huán)空摻稀油、空心桿電加熱或燃?xì)鉅t加熱等降黏工藝，增加了產(chǎn)能建設(shè)資金投入，導(dǎo)致了不同程度的稀油浪費(fèi)與能量損失。同時(shí)，稠油油價(jià)相對較低，導(dǎo)致稠油開發(fā)的綜合經(jīng)濟(jì)效益不理想。因此，亟需探索低成本的稠油降黏新技術(shù)[6-9]。

1 高能納米波稠油冷裂解技術(shù)

稠油黏度高的根本原因是其膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、石蠟等長分子鏈組分占比相對較高，而長分子鏈在移動(dòng)過程中也會(huì)比短分子鏈需要更多能量，因此，如何降低長分子鏈占比是稠油降黏需要解決的根本問題。高能量納米波稠油冷裂解技術(shù)主要依靠納米波對稠油分子的共振作用改變稠油分子結(jié)構(gòu)，降低長分子鏈占比，最終達(dá)到降黏目的。

1.1 技術(shù)原理

在冷裂解過程中，通過裂解器發(fā)出的高能量納米波可以在稠油分子間產(chǎn)生1015Hz高頻率震動(dòng)并激發(fā)電子至高軌道，致使C-C鍵與C-H鍵發(fā)生斷裂，而C-C鍵通常會(huì)從分子鏈的中間位置開始斷裂(圖1)。分子鏈打開后，生成不穩(wěn)定分子鏈和游離分子2類結(jié)構(gòu)，隨后重組成為穩(wěn)定的短鏈結(jié)構(gòu)或者環(huán)烷烴結(jié)構(gòu)(圖2)。

圖1 分子鍵斷裂過程

圖2 分子重組過程

1.2 關(guān)鍵設(shè)備

1.2.1 裂解器

裂解器是產(chǎn)生高能量納米波的電驅(qū)機(jī)械裝置，是冷裂解技術(shù)的核心設(shè)備。根據(jù)裂解對象不同，又分為C裂解器、H裂解器等多種型號(hào)，其主要作用是產(chǎn)生能夠破壞原油分子中C-C鍵與C-H鍵的高能量納米波。根據(jù)斷鍵反應(yīng)過程中對原油的溫壓環(huán)境要求不同，使用者可以根據(jù)生產(chǎn)需求來調(diào)整裝置的轉(zhuǎn)速、流量等參數(shù)(表1)，從而創(chuàng)造出所需要的最佳溫壓工況條件。

表1 裂解器主要性能參數(shù)

1.2.2 儲(chǔ)油罐

儲(chǔ)油罐的主要作用是保證試驗(yàn)原油在冷裂解過程中可以得到充分緩沖，從而提高試驗(yàn)過程中原油的穩(wěn)定性。同時(shí)，還配套了液位計(jì)、溫度計(jì)等測試儀器，保證試驗(yàn)全過程安全可控。

2 現(xiàn)場試驗(yàn)設(shè)計(jì)

2.1 工藝流程

為了將稠油冷裂解技術(shù)應(yīng)用于現(xiàn)場實(shí)現(xiàn)原油改質(zhì)降黏，在遼河油田曙光輸油站開展了多輪現(xiàn)場試驗(yàn)，采用曙光采油廠第五聯(lián)合站(以下簡稱曙五聯(lián))的外輸原油作為處理對象?，F(xiàn)場試驗(yàn)流程以1臺(tái)C裂解器、1臺(tái)H裂解器以及2座儲(chǔ)油罐作為主要設(shè)備(圖3)，并通過DN100管線將上述設(shè)備進(jìn)行連接，可以滿足不同裂解方式(在線、循環(huán))、不同裂解模式(H、C、H/C組合)以及不同裂解順序(H+C、C+H)的試驗(yàn)需求。

2.2 工藝參數(shù)

根據(jù)聯(lián)合站原油物性分析結(jié)果，結(jié)合裂解器轉(zhuǎn)速模擬計(jì)算模型，H裂解器的最佳處理轉(zhuǎn)速設(shè)計(jì)為3 300 r·min，C裂解器的最佳處理轉(zhuǎn)速設(shè)計(jì)為3 500 r/min；同時(shí)，試驗(yàn)中通過調(diào)節(jié)補(bǔ)償閥或出口閥的開度實(shí)現(xiàn)了對裂解器進(jìn)出口兩端壓力、溫度的實(shí)時(shí)調(diào)整。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)及效果分析

3.1 試驗(yàn)開展情況

試驗(yàn)開始前，向2座儲(chǔ)油罐中各注入曙五聯(lián)原油25 m3，注入過程中在不同時(shí)間段取6個(gè)油樣作為原始油樣(表2)，隨后關(guān)閉試驗(yàn)系統(tǒng)的進(jìn)出口閥門直至試驗(yàn)全部結(jié)束。

表2 原始油樣物性分析數(shù)據(jù)

累計(jì)開展冷裂解處理試驗(yàn)25周期，其中儲(chǔ)油罐A中原油H+C裂解試驗(yàn)為13周期、油罐B中原油C+H裂解試驗(yàn)為12周期，試驗(yàn)過程共取油樣48個(gè)，并在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)先后開展了黏度、密度等原油物性分析共108次，為冷裂解技術(shù)可行性分析提供了大量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

3.2 試驗(yàn)效果分析

3.2.1 降黏效果分析

以原始油樣50 ℃平均黏度2 464 mPa·s作為對比數(shù)據(jù)，根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表3)可知：C+H裂解循環(huán)處理最大降黏率為81.7%、單次處理最大降黏率為43.7%；H+C裂解循環(huán)處理最大降黏率為59.0%、單次處理最大降黏率為33.2%。實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)表明，冷裂解技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)稠油降黏，并且C+H裂解較H+C裂解的降黏效果更為明顯。

表3 原油黏度變化情況數(shù)據(jù)

通過對比冷裂解前后油樣黏溫曲線變化情況可知，裂解后油樣在不同溫度下的黏度均明顯下降(圖4、5)，再次印證了冷裂解技術(shù)對于稠油的降黏作用真實(shí)有效。

圖4 H+C裂解處理前后油樣黏溫曲線

圖5 C+H裂解處理前后油樣黏溫曲線

3.2.2 降黏穩(wěn)定性分析

現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)束一個(gè)月后，對處理前后的油樣進(jìn)行復(fù)測(表4、5)。由表4、5可知，原始油樣與H+C裂解處理后油樣的黏度基本保持穩(wěn)定；而C+H裂解處理后油樣的黏度明顯升高，降黏率平均反彈40.5%，表明H+C裂解后降黏有效期較C+H裂解更長。

表4 原始油樣黏度復(fù)測情況

表5 裂解處理后油樣黏度復(fù)測情況

3.2.3 密度與API°分析

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析(表6)表明，經(jīng)過裂解處理后油樣的密度均有所下降，最大降幅為0.58%；同時(shí)，油樣API°均有所增加，最大增幅可達(dá)到5.22%。

表6 裂解處理后原油密度與API°變化情況

3.2.4 餾程分析

針對原始油樣與降黏效果最明顯的25號(hào)油樣(H+C)與33號(hào)油樣(C+H)開展了負(fù)壓、常壓2級蒸餾實(shí)驗(yàn)。2個(gè)油樣的餾程與黏度變化情況相互對應(yīng)，其中33號(hào)油樣的初餾點(diǎn)從原始油樣的105 ℃降至81 ℃，330 ℃內(nèi)總餾分含量提高了5.7%，并且70%以上溫度點(diǎn)的餾分含量均有所增加(圖6，圓點(diǎn)為3種油樣的初餾點(diǎn))，應(yīng)用冷裂解技術(shù)可以有效提高原油中的輕質(zhì)組分占比。

圖6 裂解前后原油餾分變化情況

3.2.5 組分分析

通過氣相色譜儀測試樣品，測得原始油樣、25號(hào)油樣(H+C處理)、33號(hào)油樣(C+H處理)中不同組分含量結(jié)果(表7)。由表7可知，處理后油樣中的輕質(zhì)組分明顯增多、重質(zhì)組分明顯減少，表明稠油分子實(shí)現(xiàn)了由長鏈向短鏈的轉(zhuǎn)換，裂解改質(zhì)效果較為顯著。

表7 裂解處理后原油組分變化情況

3.2.6 工藝參數(shù)分析

冷裂解技術(shù)的工藝參數(shù)(表8)，主要包括裂解器轉(zhuǎn)速、進(jìn)出口壓差與溫差。其中根據(jù)原始油樣物性完成轉(zhuǎn)速的優(yōu)化設(shè)計(jì)，在試驗(yàn)中通過調(diào)節(jié)補(bǔ)償閥與出口閥的開度來控制裂解器進(jìn)出口兩端的壓力與溫度。分析現(xiàn)場試驗(yàn)的工藝參數(shù)可知：當(dāng)C裂解器進(jìn)出口壓差小于0.20 MPa時(shí)，裂解降黏效果均不理想；而當(dāng)C裂解器進(jìn)出口壓差大于0.20 MPa時(shí)，原油降黏效果逐步提高。在H+C裂解試驗(yàn)過程中，當(dāng)C裂解器壓差為0.39 MPa時(shí)降黏效果最佳；在C+H裂解試驗(yàn)中，當(dāng)C裂解器壓差為0.40 MPa時(shí)降黏效果最佳。同時(shí)，相較于C裂解器進(jìn)出口壓差，H裂解器進(jìn)出口壓差、裂解器轉(zhuǎn)速與裂解器進(jìn)出口溫差則與降黏效果無直接關(guān)系，因此判斷C裂解器的進(jìn)出口壓差是影響裂解處理效果的主要工藝參數(shù)。

表8 裂解有效試驗(yàn)輪次對應(yīng)工藝參數(shù)情況

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1) 冷裂解處理后原油黏度大幅下降，初餾點(diǎn)明顯降低且組分變化明顯，具有良好的改質(zhì)降黏作用。不同裂解流程的處理效果差異較大，其中，C+H裂解改質(zhì)降黏效果更好，而H+C裂解改質(zhì)降黏穩(wěn)定性更好。

(2) 裂解器的進(jìn)出口壓差是影響冷裂解改質(zhì)降黏效果的主要工藝參數(shù)，當(dāng)該壓差超過0.20 MPa時(shí)可取得顯著的降黏效果。

(3) 冷裂解技術(shù)具有廣闊應(yīng)用前景，對設(shè)備結(jié)構(gòu)、工藝參數(shù)以及處理流程需要進(jìn)一步完善優(yōu)化，在聯(lián)合站、采油井等稠油生產(chǎn)節(jié)點(diǎn)位置開展現(xiàn)場試驗(yàn)以降低其經(jīng)濟(jì)界限。