胜利稠油地下催化水热裂解改质研究及应用

2024-04-11马爱青

石化技术 2024年3期

马爱青

1.中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院山东东营 257000

2.山东省稠油开采技术重点实验室山东东营 257000

胜利油田稠油储量丰富，已动用稠油油藏多以蒸汽吞吐为主，其中主力油田已进入多轮次吞吐，储层内剩余油油品性质变差，胶质沥青质重质组份增加、原油粘度升高[1]，传统蒸汽吞吐开采存在温度降低、原油粘度反弹的难题，不能有效解决稠油尤其特超稠油的地层流动性难题，从而导致多轮次吞吐周期油汽比低。而未动用稠油油藏以特超稠油、以特超稠油、深层低渗稠油等为主，现有蒸汽热采技术难以经济动用。为此探索稠油地下改质研究。稠油地下改质最早由加拿大科学家Hyne在1983年提出并逐渐成为研究的热点，稠油地下改质是稠油在油层内发生水热裂解即C-X化学键断裂及-H/-OH转换等化学反应[2，3]，可实现稠油不可逆的粘度降低，从根本上改善稠油品质，提高稠油流动性。学者们研究形成铁、钴、镍等不同系列催化剂[4]，从原油硫含量、氢碳比、族组成等方面分析了稠油改质微观性质变化[5]。本文通过室内实验分析了改质催化剂不同温度下的改质降粘性能，探讨了改质效率表征方法，并进行了现场试验。

1 实验部分

1.1 实验样品与仪器、设备

实验油样取自胜利油田，井口取样，50℃粘度76000mPa·s，其族组成为饱和烃25.45%、芳香烃24.43%、胶质25.19/%、沥青质24.93/%。实验用改质催化剂为过渡金属镍有机盐催化剂，实验室自制，有效含量40%。

电子天平，美国Mettler Toledo生产，精度0.01g。布氏粘度计，美国Brookfield公司生产，精度1mPa·s。恒温水浴锅，控温精度1℃。高温高压密闭反应釜，上海岩征实验仪器有限公司生产，控温精度1℃。

1.2 实验方法

改质降粘实验：称取一定质量实验油样，与蒸馏水或改质催化剂水溶液与以质量比5：5装入高温高压密闭反应器，高温反应24h后自然降温至50℃。气相部分取样后进行气相色谱分析，液相部分去掉底部析出水，搅拌均匀，得到改质后稠油。

2 结果与讨论

2.1 不同温度的热改质降粘效果

将实验油样与蒸馏水于不同温度进行热改质降粘实验。不同温度的热改质降粘效果如表1所示。可以看出随温度升高降粘率逐渐升高直至99%左右。这是由于高温作用促进稠油水热裂解，其中部分支链断裂，并且水分子中的部分-H或-OH进入稠油结构，实现油品轻质化。对高温反应的气相生成组分进行气相色谱分析，其中甲烷、乙烷、氢气总含量达90%左右，进一步证明了化学键断裂以及水热改质反应的发生。

表1 不同温度处理后的热改质降粘效果

2.2 改质催化剂的改质降粘效果

改质催化剂对实验油样的改质降粘结果如图1所示。实验中改质催化剂的质量浓度1%。可以看出温度240-350℃时改质催化剂均可明显提高改质效率。以温度300℃为例，热改质、催化改质降粘率分别为7.82%、60.45%，增加52.63%；以降粘率45.97%为例，热改质、催化改质需要的温度分别为330℃、280℃，改质催化剂明显的降低了反应温度、提高了反应效率。这是因为改质催化剂为过渡金属镍有机盐，镍元素d轨道电子易形成配合物（中间产物），降低反应活化能，从而降低反应温度、促进反应进行。将催化改质后油样密封、室温静置30d后降粘率保留率仍高于96%，说明催化改质实现了油品的品质提升，且降粘效果稳定。而当温度低于240℃时不足以达到化学键断裂的基础温度，而温度高于380℃后热作用足以使稠油改质反应发生，此时催化改质作用不明显。

图1 不同温度的催化改质降粘效果对比

2.3 稠油改质效率表征方法分析

为区别于稠油乳化降粘、稀释降粘等非化学反应的降粘效果，实验室探索稠油改质效率评价方法，并形成如下改质效率计算公式，即以改质反应前后油样中胶质沥青质含量变化计算改质效率。式中，η为改质效率，wre0、was0分别为初始稠油的胶质、沥青质质量分数，wre、was分别为改质后稠油的胶质、沥青质质量分数，m0、m分别为初始稠油质量、改质后稠油质量。

据此计算不同条件的催化改质效率，结果如表2所示。可以看出，随温度升高催化改质效率大幅提升，350℃改质效率达51.24%。从表2中还可以看出，以重质组分计算的改质效率与以粘度计算的降粘率有明显差异，即计算方法不同计算结果也不同。这是由于稠油中含有杂原子、侧链、支链等复杂结构，改质反应化学键断裂可发生在不同部位，而化学键断裂后又可形成不同的结构，重质组分法以胶质沥青质质量变化为主要考察目标，而粘度法以宏观粘度变化为考察目标，从而导致不同计算方法考察点不同、计算结果不同，实验分析中注明计算方式。

表2 不同温度的催化改质效率

3 现场试验

试验区油藏埋深1160～1210m，储层孔隙度32.7%、渗透率729.1×10-3μm2，井距180m，地面原油粘度7350mPa·s。措施前蒸汽驱生产，综合含水85.2%、采出程度31.8%。为进一步改善油水流度、提高油层内稠油流动性，注入催化剂段塞5%、80m3，并以30m3热污水顶替。措施后约50d见效，井组日油峰值46.7t、综合含水77.3%，取得明显增油效果。受效井原油粘度从8660mPa·s降至6571mPa·s，芳香烃含量由29.03%上升至35.03%，进一步表明了催化改质降粘作用的发生。