高能纳米波稠油冷裂解技术应用效果评价

卢时林，张成博

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

按照稠油分类标准，油层温度下，普通稠油脱气原油黏度为50～10 000 mPa·s，特稠油黏度为1×104～5×104mPa·s，超过5×104mPa·s则为超稠油[1-5]。辽河油田稠油年产量始终保持在500×104t/a以上。经过多年科研攻关与实践，现已形成了一套完整的稠油开采工艺技术系列。目前稠油井筒举升与地面集输过程中，传统的环空掺稀油、空心杆电加热或燃气炉加热等降黏工艺，增加了产能建设资金投入，导致了不同程度的稀油浪费与能量损失。同时，稠油油价相对较低，导致稠油开发的综合经济效益不理想。因此，亟需探索低成本的稠油降黏新技术[6-9]。

1 高能纳米波稠油冷裂解技术

稠油黏度高的根本原因是其胶质、沥青质、石蜡等长分子链组分占比相对较高，而长分子链在移动过程中也会比短分子链需要更多能量，因此，如何降低长分子链占比是稠油降黏需要解决的根本问题。高能量纳米波稠油冷裂解技术主要依靠纳米波对稠油分子的共振作用改变稠油分子结构，降低长分子链占比，最终达到降黏目的。

1.1 技术原理

在冷裂解过程中，通过裂解器发出的高能量纳米波可以在稠油分子间产生1015Hz高频率震动并激发电子至高轨道，致使C-C键与C-H键发生断裂，而C-C键通常会从分子链的中间位置开始断裂(图1)。分子链打开后，生成不稳定分子链和游离分子2类结构，随后重组成为稳定的短链结构或者环烷烃结构(图2)。

图1 分子键断裂过程

图2 分子重组过程

1.2 关键设备

1.2.1 裂解器

裂解器是产生高能量纳米波的电驱机械装置，是冷裂解技术的核心设备。根据裂解对象不同，又分为C裂解器、H裂解器等多种型号，其主要作用是产生能够破坏原油分子中C-C键与C-H键的高能量纳米波。根据断键反应过程中对原油的温压环境要求不同，使用者可以根据生产需求来调整装置的转速、流量等参数(表1)，从而创造出所需要的最佳温压工况条件。

表1 裂解器主要性能参数

1.2.2 储油罐

储油罐的主要作用是保证试验原油在冷裂解过程中可以得到充分缓冲，从而提高试验过程中原油的稳定性。同时，还配套了液位计、温度计等测试仪器，保证试验全过程安全可控。

2 现场试验设计

2.1 工艺流程

为了将稠油冷裂解技术应用于现场实现原油改质降黏，在辽河油田曙光输油站开展了多轮现场试验，采用曙光采油厂第五联合站(以下简称曙五联)的外输原油作为处理对象。现场试验流程以1台C裂解器、1台H裂解器以及2座储油罐作为主要设备(图3)，并通过DN100管线将上述设备进行连接，可以满足不同裂解方式(在线、循环)、不同裂解模式(H、C、H/C组合)以及不同裂解顺序(H+C、C+H)的试验需求。

2.2 工艺参数

根据联合站原油物性分析结果，结合裂解器转速模拟计算模型，H裂解器的最佳处理转速设计为3 300 r·min，C裂解器的最佳处理转速设计为3 500 r/min；同时，试验中通过调节补偿阀或出口阀的开度实现了对裂解器进出口两端压力、温度的实时调整。

3 现场试验及效果分析

3.1 试验开展情况

试验开始前，向2座储油罐中各注入曙五联原油25 m3，注入过程中在不同时间段取6个油样作为原始油样(表2)，随后关闭试验系统的进出口阀门直至试验全部结束。

表2 原始油样物性分析数据

累计开展冷裂解处理试验25周期，其中储油罐A中原油H+C裂解试验为13周期、油罐B中原油C+H裂解试验为12周期，试验过程共取油样48个，并在实验室内先后开展了黏度、密度等原油物性分析共108次，为冷裂解技术可行性分析提供了大量基础数据。

3.2 试验效果分析

3.2.1 降黏效果分析

以原始油样50 ℃平均黏度2 464 mPa·s作为对比数据，根据室内实验结果(表3)可知：C+H裂解循环处理最大降黏率为81.7%、单次处理最大降黏率为43.7%；H+C裂解循环处理最大降黏率为59.0%、单次处理最大降黏率为33.2%。实验分析数据表明，冷裂解技术可以实现稠油降黏，并且C+H裂解较H+C裂解的降黏效果更为明显。

表3 原油黏度变化情况数据

通过对比冷裂解前后油样黏温曲线变化情况可知，裂解后油样在不同温度下的黏度均明显下降(图4、5)，再次印证了冷裂解技术对于稠油的降黏作用真实有效。

图4 H+C裂解处理前后油样黏温曲线

图5 C+H裂解处理前后油样黏温曲线

3.2.2 降黏稳定性分析

现场试验结束一个月后，对处理前后的油样进行复测(表4、5)。由表4、5可知，原始油样与H+C裂解处理后油样的黏度基本保持稳定；而C+H裂解处理后油样的黏度明显升高，降黏率平均反弹40.5%，表明H+C裂解后降黏有效期较C+H裂解更长。

表4 原始油样黏度复测情况

表5 裂解处理后油样黏度复测情况

3.2.3 密度与API°分析

室内实验数据分析(表6)表明，经过裂解处理后油样的密度均有所下降，最大降幅为0.58%；同时，油样API°均有所增加，最大增幅可达到5.22%。

表6 裂解处理后原油密度与API°变化情况

3.2.4 馏程分析

针对原始油样与降黏效果最明显的25号油样(H+C)与33号油样(C+H)开展了负压、常压2级蒸馏实验。2个油样的馏程与黏度变化情况相互对应，其中33号油样的初馏点从原始油样的105 ℃降至81 ℃，330 ℃内总馏分含量提高了5.7%，并且70%以上温度点的馏分含量均有所增加(图6，圆点为3种油样的初馏点)，应用冷裂解技术可以有效提高原油中的轻质组分占比。

图6 裂解前后原油馏分变化情况

3.2.5 组分分析

通过气相色谱仪测试样品，测得原始油样、25号油样(H+C处理)、33号油样(C+H处理)中不同组分含量结果(表7)。由表7可知，处理后油样中的轻质组分明显增多、重质组分明显减少，表明稠油分子实现了由长链向短链的转换，裂解改质效果较为显著。

表7 裂解处理后原油组分变化情况

3.2.6 工艺参数分析

冷裂解技术的工艺参数(表8)，主要包括裂解器转速、进出口压差与温差。其中根据原始油样物性完成转速的优化设计，在试验中通过调节补偿阀与出口阀的开度来控制裂解器进出口两端的压力与温度。分析现场试验的工艺参数可知：当C裂解器进出口压差小于0.20 MPa时，裂解降黏效果均不理想；而当C裂解器进出口压差大于0.20 MPa时，原油降黏效果逐步提高。在H+C裂解试验过程中，当C裂解器压差为0.39 MPa时降黏效果最佳；在C+H裂解试验中，当C裂解器压差为0.40 MPa时降黏效果最佳。同时，相较于C裂解器进出口压差，H裂解器进出口压差、裂解器转速与裂解器进出口温差则与降黏效果无直接关系，因此判断C裂解器的进出口压差是影响裂解处理效果的主要工艺参数。

表8 裂解有效试验轮次对应工艺参数情况

4 结论与认识

(1) 冷裂解处理后原油黏度大幅下降，初馏点明显降低且组分变化明显，具有良好的改质降黏作用。不同裂解流程的处理效果差异较大，其中，C+H裂解改质降黏效果更好，而H+C裂解改质降黏稳定性更好。

(2) 裂解器的进出口压差是影响冷裂解改质降黏效果的主要工艺参数，当该压差超过0.20 MPa时可取得显著的降黏效果。

(3) 冷裂解技术具有广阔应用前景，对设备结构、工艺参数以及处理流程需要进一步完善优化，在联合站、采油井等稠油生产节点位置开展现场试验以降低其经济界限。