熱波耦合輔助稠油催化裂解實驗研究

王佩佩，蒲春生，吳飛鵬，劉 靜，鄭黎明

(1.中國石油大學，山東 青島 266580;2.中石化勝利油田分公司，山東 東營 252000)

1 實驗內容

1.1 實驗儀器與藥品

實驗儀器:ES-6-230型電動振動實驗系統、恒溫控制儀、加熱筒、高溫高壓反應釜(400 mL)、Brookfield DV-Ⅲ型黏度計、恒溫水浴、恒溫箱、電子天平等。

實驗油樣及藥品:孤東油區油樣、新型多活性點催化劑(DHLJ-3)、納米分散劑、阻聚劑。

1.2 實驗步驟

實驗步驟如下:①用黏度計測定油樣50℃的黏度;②按油水比7∶3，稱取油樣200 g，水85.7 g，以油樣質量為基準，稱取0.3%催化劑，0.1%納米分散劑，0.1%阻聚劑;③將油樣、水及藥品倒入反應釜，擰緊螺絲和排氣閥;④將反應釜放入加熱筒，調節恒溫控制儀，升溫后啟動振動臺(振動頻率為30 Hz、振動加速度為1.5 m/s2、振動時間為25 min)，振動結束后繼續裂解反應;⑤待反應24 h后取出油樣，測定其50℃的黏度，并計算降黏率，計算公式:

式中:μ0為稠油裂解前50℃時的黏度，mPa·s;μ1為稠油裂解后50℃時的黏度，mPa·s。

1.3 結果與討論

1.3.1 降黏效果評價

為驗證熱波耦合輔助催化裂解技術的降黏效果，分別在 100、120、140、160、180、200、220、240℃下進行催化裂解反應，對比不同溫度下振動對催化裂解降黏效果的影響，見圖1。

圖1 不同裂解溫度下的降黏效果

實驗測定所用孤東油區油樣在50℃下的黏度為9 788 mPa·s。由圖1可知，不同裂解溫度下，催化裂解過程中加入低頻波振動作用后，其降黏率都有所增加，增幅為4～12個百分點。

分析降黏曲線可知，反應溫度低于160℃時，主要靠阻聚劑和分散劑提高降黏效果，振動作用可促進稠油中膠質、瀝青質的分散，從而小幅度提升降黏效果。在160～200℃范圍內降黏率提高11～12個百分點;180℃時熱波耦合催化裂解的降黏率為77.0%，而純催化裂解的降黏率為64.6%，降黏率提高12.4個百分點。分析認為，此時反應溫度剛達到催化裂解反應的門檻溫度，低頻波振動作用可以促進稠油與催化劑體系混合，擴大催化劑作用面積，從而提高降黏效果。而在200℃以后，提高程度有所降低，分析認為，此時反應溫度較高，催化裂解反應較為劇烈，稠油裂解程度較大，振動的作用相對減弱。

通過以上分析認為，低頻波能夠促進稠油和催化劑體系的混合，擴大催化劑作用面積，進一步提高降黏效果。這是由于稠油屬于假塑性流體，具有觸變性，振動剪切作用破壞了原油中的長碳鏈結構，同時稠油中析出的蠟晶和形成的網狀結構也被破壞分散，稠油中相互纏繞的長鏈分子分離后，與催化裂解劑接觸增加，有助于催化劑發揮高效的催化裂解性能。

1.3.2 熱波作用下催化裂解前后重質組分的變化

為進一步說明熱波耦合催化裂解的降黏效果，對比了裂解前后稠油重質組分的變化，分析振動對膠質、瀝青質轉化率的影響[1-5]。實驗中催化裂解溫度為200℃，分別改變振動頻率、加速度和時間，測定膠質、瀝青質的含量，計算其轉化率，實驗數據見表1。

表1 稠油催化裂解重質組分的轉化率

由表1可知，在200℃下進行催化裂解實驗，膠質轉化率為28.2%，瀝青質轉化率為57.3%。加入低頻波振動可不同程度地增加膠質、瀝青質的轉化率，振動頻率為30 Hz、振動加速度為1.7 m/s2、振動時間為20 min時轉化率最大，為最佳振動條件。分析認為，稠油催化裂解主要與膠質、瀝青質中的雜原子鍵作用有關，通常雜原子鍵被包裹在溶劑層中，不易與催化劑接觸，從而導致催化裂解作用受限，對于超稠油和特稠油，這種影響更為明顯。適當的低頻波振動可打破稠油的膠體分散體系，促進催化劑活性中心與雜原子鍵的接觸，進而提高催化裂解的降黏效果。該技術對稠油開采，尤其是超稠油、特稠油開采十分有利。

1.3.3 振動時機對降黏效果的影響

礦場實際情況下，注汽高壓井具有“注汽難，壓力高”的特點，同時進行低頻振動和注蒸汽會影響注汽效果，施工工藝較為復雜[6-7]。針對該情況，考慮在注汽前先注入催化劑并施加振動，促進稠油與催化劑的混合，加速催化劑分子的擴散運動，小范圍內降低稠油黏度。

為驗證其降黏效果，實驗中在反應釜內加入催化劑，先施加振動，振動頻率為30 Hz，振動加速度為1.7 m/s2，振動時間為20 min，振動結束后分別在140、160、180、200、220、240℃下催化裂解24 h，將所測降黏率與熱波耦合催化裂解對比[8-10]。結果表明，先振動再進行催化裂解，200℃時降黏率為80.1%，而熱波耦合催化裂解的降黏率為84.9%，前者降黏效果稍差。相對蒸汽來說，低頻波振動產生的熱作用很弱，但通過振動剪切和渦流剪切，促進稠油雜原子鍵與催化劑活性中心的接觸和作用，因此，依然有利于催化裂解反應的進行。

1.3.4 降黏效果反彈率評價

取孤東油區K52-25、K92-13井的油樣，2口井分別實施了催化裂解和熱波耦合催化裂解措施，測定措施前油樣的黏度，并在措施后10 d內取得油樣，分別在此后第 1、2、5、10、30、60、120 d 測定其黏度，實驗結果見表2。

表2 降黏效果反彈率

分析2種油樣降黏效果的穩定性可知，油樣放置120 d后，純催化裂解后降黏率的反彈率僅為3.3%，且增長趨勢漸減小，說明該催化劑體系可長期降低稠油黏度，后期降黏率有所反彈，可能是因為裂解后部分溶解在稠油中的輕烴組分逐漸逸出，或者稠油中部分大分子又重新聚合。熱波耦合催化裂解的降黏率反彈率為4.7%，表明加入低頻波作用后降黏反彈率也很小，可在生產初期起到良好的增產作用，以較少的藥劑量采出更多的原油。

1.4 協同作用機理探討

高溫蒸汽不僅能夠使稠油黏度大幅度下降，還可以為催化裂解反應提供能量，促進稠油催化裂解反應的發生，有利于稠油在地層中的運移。

催化劑通過裂解作用可將膠質、瀝青質等稠油大分子聚合物裂解為較小的分子聚合物，從本質上改變稠油性質，實現不可逆降黏作用，有利于稠油的井筒舉升及管線運輸。

低頻波振動可以解除近井地帶地層堵塞，增大流體流動空間及孔隙空間連通性，在地層中造縫，提高地層的滲透率。通過對巖石的剪切作用改變固液界面張力，使油膜從巖石表面脫落，能夠改變巖石潤濕性。低頻波可通過振動打破稠油中膠質、瀝青質的膠體體系，促進稠油和催化劑的混合，增加兩者間的接觸面積，提高裂解降黏效果[11]。同時通過剪切力作用，可降低催化劑在地層中的吸附損耗，增加催化劑的有效作用濃度和作用距離。

2 礦場試驗

2.1 試驗區概況及施工情況

試驗區位于孤東紅柳油田，油層埋深為1 320～1 370 m，受構造控制，平均原油黏度為13 000 mPa·s。主力儲層平均孔隙度為34.2%，平均空氣滲透率為809×10-3μm2。壓力系數約為0.96～0.97 MPa/m，地溫系數一般約為0.034℃/m，地層溫度為58℃。

自2011年10月以來，對孤東油區K92-13、KD52-225井進行了熱波耦合催化裂解試驗。施工過程如下:試壓后，將2 t催化劑擠入地層，采用井下大功率脈沖發生器產生低頻波，并注入蒸汽，同時將3 t催化劑體系用小排量泵伴蒸汽注入，伴注速度為0.06 t/h，最后注入蒸汽段塞，將催化劑推向地層深處。2口井共注入催化劑體系10 t，其注汽及生產情況見表3。

表3 試驗井措施前后生產情況

2.2 施工效果分析

2口井的增油量分別為845.5、1 038.8 t，增產效果顯著。其中，K92-13井已進行過多輪次吞吐，產能較低，上輪次平均日產油為2.1 t/d，生產時間為140 d，本輪措施后平均日產油為3.9 t/d，生產時間為344 d，生產周期明顯延長。按每噸原油價格4 484元，生產成本1 788元，施工費用15×104元，每噸催化劑體系2.5×104元，投入產出比約為1.0∶12.7，經濟效益顯著。

為進一步說明該技術的增產優勢，采用數值模擬法，對K92-13井前3輪蒸汽吞吐進行歷史擬合，預測第4輪純蒸汽吞吐的生產動態，并將其與實際生產情況進行對比。

K92-13井本輪次注氣量為3 055 t，注入催化劑體系5 t，催化劑、阻聚劑、分散劑的注入量分別為0.3%、0.1%、0.1%，注汽壓力為11.7 MPa，注汽速度為278.21 m3/d，注汽溫度為322℃。選取K92-13井附近約200 m范圍的實際地質資料，建立一個31×31×1=961的網格系統，X、Y方向的網格長度為6 m，根據現有資料建立蒸汽吞吐模型，實際與模擬的生產曲線見圖2。假設稠油裂解后 黏 度 不 反 彈， 從 圖 2 可 知，措施后油井的峰值產油量明顯提高，且后期的產油量還有逐漸上升的趨勢。與純注蒸汽相比，能夠長時間維持較高的產量，周期產油量提高約2.18倍。與上周期相比，周期產油量增加936.9 t，增產效果明顯，說明熱波耦合催化裂解技術能夠有效提高油井產量。

圖2 K92-13井生產曲線

3 結論

(1)熱波耦合輔助稠油催化裂解技術可有效降低稠油黏度，與純催化裂解相比，可增加稠油重質組分轉化率，以較少的催化劑用量達到更好的降黏效果，且降黏效果反彈率很低。

(2)低頻波振動通過物理作用可暫時提高地層滲透率，減少稠油及催化劑在地層中的吸附，可打破膠質、瀝青質的膠體分散體系，促進稠油與催化劑的混合，增加稠油中重質組分雜原子鍵與催化劑活性中心的接觸，增大催化劑的有效作用范圍，提高催化裂解效果。

(3)礦場試驗的2口井共注入催化劑10 t，累計產油量為4 756.4 t，比上輪蒸汽吞吐增加1 884.3 t，平均投入產出比達1.0∶12.7，表明該技術在稠油熱采中具有較強可行性和推廣價值。

(4)由于稠油性質不同、地層結構復雜、施工技術有限等原因，不能保證每口井都高效增產，但其增產潛力巨大。因此，還需進一步研究各影響因素，以提高措施效果。

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