技术领域
[0001] 本
发明涉及一种油田稠油油藏开采中，稠油催化改质降粘采输一体化方法及其装置，属于稠油开采新技术。
背景技术
[0002] 稠油是指在油层
温度下
粘度大于100mPa·s的脱气
原油，但通常都在1000mPa·s以上。其突出的特点是
沥青质、胶质含量较高，粘度较大。稠油粘度较大的根源是由于体系中沥青胶质形成的大分子胶束结构。稠油中胶质分子之间、沥青质分子之间及二者相互之间有强烈的氢键。沥青质的芳杂稠环平面相互重叠堆砌在一起，并被极性集团之间的氢键所固定，堆积起来形成微粒，再聚集为大小不同的沥青质胶束，形成沥青质离子的包覆层。这种粒子通过氢键相互连接，形成分子量很大的胶束，造成原油的高粘度。在稠油的开采和集输过程中，由于稠油的这种特殊性质，造成原油在井筒和地面油管中的流动性变差。稠油可在油
层流动，流入井筒在油管内向上流动时，因地温不断降低，原油粘度不断上升，
流动阻力随之增加，采用人工举升也难采出地面；即使采出地面，也难于直接用油管长距离输送。因此开采和集输稠油需要降低稠油在油管内的流动阻力。普遍认为开采和集输稠油的核心技术是降低原油粘度，而且要大幅度降低原油的粘度，由几万毫帕秒甚至是几十万几百万毫帕秒降至几百毫帕秒。
[0003] 目前降低稠油粘度的方法主要包括：掺稀降粘法、加热降粘法、乳化降粘法、改质降粘法、
微生物降粘法等。其中掺稀降粘法不仅能降低稠油粘度，而且能降低稠油
密度，增大了油
水相对密度差，更有利于脱水，但是稀油与稠油掺稀
质量比高达1.0～1.5∶1，如此大的稀油用量导致稀油供应量的问题，最后，掺稀后的稠油不仅降低了稀油质量还降低了稠油的质量；加热降粘法包括蒸气吞吐、蒸气驱、火烧油层和电加热等，因热传导损失，能耗高，不适用于深层稠油开采和长距离稠油集输；乳化降粘法掺油溶性或
水溶性降粘剂等，形成低粘度的水包油(O/W)型乳状液，在以后的工作中要涉及破乳工艺。改质降粘法一种浅度的原油加工方法，以除
碳或加氢使大分子
烃分解为小分子烃来降低稠油的粘度，此法对
硬件要求高，投资成本大太。微生物降粘法以具体稠油中的
石蜡及胶质、沥青质为培养基，其作用结果是消耗自身而生成低碳链的成分，技术不成熟。
发明内容
[0004] 本发明的目的在于：为了减少掺稀油的用量，掺入的稀油能重复利用，从而减少掺稀降粘所带来的高成本，同时使分离出的稠油再经过催化改质降低粘度达到稠油管输要求，直接外输，特提供一种稠油催化改质降粘采输一体化方法及其装置。
[0005] 为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：选用一种稀油，掺入油井井筒中，其中稀油与稠油质量比为0.4～1.0，降低稠油的粘度，以满足稠油开采和在井筒中流动对粘度的要求；所用的稀油为凝析油、油田轻烃、直馏
汽油、350℃前馏分油或
轻质原油中的一种；其次是将从井中采出的掺稀稠油经掺稀稠油输入管输送，进入催化改质装置的第一换热器及第二换热器，经换热使温度升高的掺稀稠油再通过第一加热炉加热到350℃，进入蒸馏塔内蒸出350℃以前馏分油，收集350℃以前馏分油通过第二换热器，使其温度降低到60℃以下，注入油井井筒对稠油进行掺稀降粘，循环使用；将350℃以后的重馏分油通过第二
泵输送到第二加热炉，使温度升高到370～420℃，再从催化剂罐用第一泵加入改质催化剂，其加入的量为稠油质量为0.05％～0.10％，一同输入改质反应塔内；最后再催化改质反应塔内，350℃后的重馏分油在改质催化剂的作用下，催化改质为低粘度稠油，改质稠油经第一换热器用改质稠油输出管直接外输。
[0006] 本发明采用催化改质技术降低稠油的粘度，所用改质催化剂是油酸
铁、油酸镍、油酸
铜、油酸锌或氯化镍中的一种物质。在催化改质反应塔内，催化改质温度为370～420℃；时间为30～60min；反应压力为1.0～5.0MPa；催化改质技术降粘率达98％以上。 [0007] 本发明使用的催化改质装置，其包括换热器、催化改质反应塔、加热炉、蒸馏塔、泵和催化剂罐，其结构特征是：在第一换热器3上联结掺稀稠油输入管1，第一换热器3下经输出管联结第二换热器7内管；第二换热器7内管出口用管线联结第一加热炉8，第一加热炉8出口用管线联结蒸馏塔9中部；在蒸馏塔9的塔顶用管线联结第二换热器7，第二换热器7出口直联井筒稀油输入管12，在蒸馏塔9的塔底用管线联结第二泵6，出口联结第二加热炉10，第二加热炉10出口用管线联结催化改质反应塔11中部；催化剂罐5用管线联结第一泵4，泵出口用管线联结催化改质反应塔11中部；催化改质反应塔11的塔顶、塔底均用管线联结第一换热器3的内管，出口接改质稠油输出管2。
[0008] 本发明的有益效果是：(1)本发明掺入的稀油可循环使用，不仅可以节约稀油资源，还能满足无稀油资源区的稠油开采，应用范围广；(2)本方法的稠油和稀油使用物理方法分离，不破坏稠油和稀油的特性；(3)本发明的催化改质技术，不仅对一般稠油有好的降粘效果，而且对粘度大于300000mPa·s(50℃)的超稠油有明显催化降粘作用，降粘率均达98％以上，具有普适性强、降粘效果好的特点；(4)本发明的催化改质技术是使稠油发生裂解和缩合反应，加入的催化剂使裂解反应大于缩合反应，使大部分的大分子的重质组分转
化成了小分子的轻质组分，生成小分子饱和烃的量增加、胶质中的杂
原子减少，减弱了分子之间的相互作用力，超稠油品质得到一定程度的改善。
附图说明
[0009] 图1是本发明催化改质装置的结构示意图。图中：1、掺稀稠油输入管，2、改质稠油输出管，3、第一换热器，4、第一泵，5、催化剂罐，6、第二泵，7、第二换热器，8、第一加热炉，9、蒸馏塔，10、第二加热炉，11、催化改质反应塔，12、井筒稀油输入管
具体实施方式
[0010] 为了更好地理解本发明，结合
实施例对本发明所述方法作进一步说明。 [0011] 本实验采用的降粘率计算公式：
[0012] 降粘率＝(稠油样品粘度-改质后稠油粘度)/稠油样品粘度×100％
[0013] 实施例1
[0014] 按稀油与稠油质量比为0.40，将凝析油和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为126mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油通过第一换热器3及第二换热器
7换热到一定温度后再经第一加热炉8加热到350℃，在蒸馏塔9内蒸出350℃以前馏分，将其经第二换热器7降温到60℃以下，通过井筒稀油输入管12
注入井筒循环掺稀使用。
350℃以后馏分去催化改质。将350℃以后馏分经第二加热炉10加热到370℃，与从催化剂罐5经第一泵4泵送的油酸铁催化剂(用量为0.05％)混合，通入催化改质反应塔11内，在370℃温度下催化改质30min后，经第一换热器3降温后，通过改质稠油输出管2直接外输。测得改质稠油粘度为181mPa·s，改质稠油降粘率为98.00％。
[0015] 实施例2
[0016] 按稀油与稠油质量比为0.50，将油田轻烃和50℃粘度为 13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为124mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在380℃下加入催化剂油酸镍(用量为0.06％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为165mPa·s，改质稠油降粘率为98.75％。
[0017] 实施例3
[0018] 按稀油与稠油质量比为0.60，将直馏汽油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为78mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸铜(用量为0.07％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为297mPa·s，改质稠油降粘率为98.30％。
[0019] 实施例4
[0020] 按稀油与稠油质量比为0.70，将350℃前馏分油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为187mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在400℃下加入催化剂油酸锌(用量为0.08％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为198mPa·s，改质稠油降粘率为99.81％。
[0021] 实施例5
[0022] 按稀油与稠油质量比为0.80，将轻质原油和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为263mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在410℃下加入催化剂氯化镍(用量为0.09％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为798mPa·s，改质稠油降粘率为99.86％。
[0023] 实施例6
[0024] 按稀油与稠油质量比为0.90，将油田轻烃和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为58mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在420℃下加入催化剂油酸锌(用量为0.10％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为98mPa·s，改质稠油降粘率为98.92％。
[0025] 实施例7
[0026] 按稀油与稠油质量比为1.0，将直馏汽油和50℃粘度为13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送 要求，得到的掺稀稠油(粘度为34mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在380℃下加入催化剂氯化镍(用量为0.10％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为112mPa·s，改质稠油降粘率为99.15％。
[0027] 实施例8
[0028] 按稀油与稠油质量比为0.80，将350℃前馏分油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为52mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸铁(用量为0.05％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为152mPa·s，改质稠油降粘率为99.12％。
[0029] 实施例9
[0030] 按稀油与稠油质量比为0.40，将轻质原油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为177mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在400℃下加入催化剂油酸镍(用量为0.06％)催化改质50min。测得改质稠油粘度为215mPa·s，改质稠油降粘率为99.80％。
[0031] 实施例10
[0032] 按稀油与稠油质量比为0.50，将凝析油和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为372mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在410℃下加入催化剂油酸铜(用量为0.07％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为926mPa·s，改质稠油降粘率为99.83％。
[0033] 实施例11
[0034] 按稀油与稠油质量比为0.70，将直馏汽油和50℃粘度为9084mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为48mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在420℃下加入催化剂氯化镍(用量为0.08％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为117mPa·s，改质稠油降粘率为98.71％。
[0035] 实施例12
[0036] 按稀油与稠油质量比为0.80，将凝析油和50℃粘度为13210mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为55mPa·s)通过管道输送到催化改质装 置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在370℃下加入催化剂油酸铁(用量为0.09％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为148mPa·s，改质稠油降粘率为98.88％。
[0037] 实施例13
[0038] 按稀油与稠油质量比为1.0，将轻质原油和50℃粘度为17460mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为45mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在370℃下加入催化剂油酸镍(用量为0.07％)催化改质60min。测得改质稠油粘度为232mPa·s，改质稠油降粘率为98.67％。
[0039] 实施例14
[0040] 按稀油与稠油质量比为0.90，将凝析油和50℃粘度为105400mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为176mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在380℃下加入催化剂油酸铜(用量为0.08％)催化改质30min。测得改质稠油粘度为407mPa·s，改质稠油降粘率为99.61％。
[0041] 实施例15
[0042] 按稀油与稠油质量比为0.60，将油田轻烃和50℃粘度为558500mPa·s的稠油在井筒内充分搅拌混合，使稠油粘度满足开采和井站管道输送要求，得到的掺稀稠油(粘度为298mPa·s)通过管道输送到催化改质装置内。掺稀稠油按照实例1所述的方法，在390℃下加入催化剂油酸锌(用量为0.09％)催化改质40min。测得改质稠油粘度为1072mPa·s，改质稠油降粘率为99.81％。
