【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及重油加工，具体涉及一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用。
技术介绍
1、随着常规原油储量的逐年下降，在世界石油储量中占比高达70％的重油资源逐渐成为主要的石油能源。当今社会对能源的需求不断增加，重油的合理开采以及高效利用显得尤为重要。相较于常规原油，重油具有黏度大、流动性差、密度大、沥青质含量高、硫氮杂原子含量高等特点，这为其开采、运输和加工过程都带来了极大的挑战。因此，重油降黏及轻质化技术的发展成为合理开发重油的关键。
2、目前重油降黏的技术主要分为物理法和化学法。掺稀降黏是降低重油黏度较为常用的一种物理方法，该方法依靠向重油中掺入一定量的稀释剂来实现总体油品黏度的降低，但该方法受限于稀释剂的来源和价格，成本较高，并且采出油的品质不高，不适合大范围使用。热裂化改质法是降低重油黏度较为常用的一种化学方法，该方法具有原料适应性强等特点，但重油在热裂化过程极易缩聚生焦，导致裂化深度受阻、轻质油收率低、产物安定性差。而加氢热裂化技术可在一定程度抑制生焦，提高重油裂化转化率和轻质油收率，但加氢过程中氢气在重油中的溶解度以及氢气的活化问题是限制其发展的重要因素，加之外源氢气制备工艺复杂、成本高昂，降低了重油热裂化改质的经济效益。
技术实现思路
1、为解决现有技术存在的不足，本专利技术公开了一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用，通过本专利技术不仅能够使重油的黏度大幅度降低，重油分子最大程度的裂化为小分子，显著提高轻质产物收率和品质，降低硫氮等杂原子及烯烃含量，从根
2、为实现上述目的，本专利技术的具体方案如下：
3、一种重油新型轻度热改质的处理工艺及应用，包括以下步骤：
4、(1)往盛有原料重油的反应装置中泵入一定比例的小分子烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油或由其中两类/三类/四类混合构成的溶剂，在水、co气体和催化剂的作用下进行原位氢化热处理，优化筛选原位氢化热处理过程中的溶剂类型、溶剂比例、原位氢化温度、原位氢化时间、催化剂种类及添加量、co压力、水/co摩尔比；
5、(2)将步骤(1)中的原位氢化产物泵入到分离装置进行溶剂回收，而将溶剂回收后的原位氢化重油既可以泵入到裂化装置进行轻度热裂化得到改质油，又可以泵入到目标油罐或设备作为改质油。
6、进一步地，所述步骤(1)中的原料重油可以是重质原油、拔头原油、常压渣油、减压渣油、脱沥青油、脱油沥青、裂化油、裂解油、催化油浆、煤焦油、乙烯焦油、页岩油、油砂沥青、生物质焦油中的一种或几种的混合重油。
7、进一步地，所述步骤(1)中原位氢化热处理工艺可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和、硫、氮和氧等杂原子脱除、烯烃双键饱和、减缓油品生焦趋势、提高油品热稳定性、重油降黏提质及提高采收率中的一种或多种。
8、进一步地，所述步骤(1)中的原位氢化热处理条件如下：溶剂类型为c1～c14正构或异构烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或多种、溶剂比例为5％～50％、原位氢化热处理温度为100～450℃、原位氢化热处理时间为1～8h、催化剂种类为含mo元素、w元素、co元素、ni元素金属一种或多种组合的硫化物、co压力为2～8mpa、水/co摩尔比为0.5～4。原位氢化热处理过程既可以采用固定床形式，又可以采用浆态床形式；采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为5～5000μg/g。所述反应装置既可以是地面设备，也可以是地下油气藏。进一步地，通过测定原位氢化热处理前后重油的黏度、密度、残炭值、元素组成、四组分组成、稠环芳烃氢化程度、相对供氢能力、受热生焦趋势等，优选的原位氢化热处理条件如下：溶剂类型为正己烷、溶剂比例为50％、原位氢化热处理温度为250℃、原位氢化热处理时间为8h、催化剂种类为coxmoys(x+2y)(x>0，y>0)、采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为500μg/g、co压力为6mpa、水/co摩尔比为3。
9、进一步地，所述步骤(2)中的轻度热裂化条件如下：热裂化处理温度为360～460℃，处理压力为0.1～6mpa氮气，处理时间为3～360min。进一步，通过测定生焦率、轻质产物收率、裂化产物烯烃含量、裂化产物稳定性等，优选的裂化处理温度为420℃，处理压力为4mpa氮气，处理时间为60min。
10、进一步地，所述步骤(1)原料重油原位氢化热处理后其相对供氢能力提高50％～270％、杂原子脱除率提高5％～50％、烯烃脱除率提高50％～90％、沥青质脱除率提高10％～60％、残炭脱除率提高10％～40％、生焦诱导期延长9～46min、黏度降低40％～90％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高5％～50％。而优化条件下原料重油原位氢化热处理后其相对供氢能力提高170％、杂原子脱除率提高20％、烯烃脱除率提高85％、沥青质脱除率提高45％、残炭脱除率提高25％、生焦诱导期延长23min、黏度降低70％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高30％。
11、进一步地，步骤(2)原位氢化重油热裂化后在生焦率低于0.1wt％时，相比于原料重油直接轻度热裂化，原位氢化产物重油的裂化轻质产物收率提高10～50％、烯烃脱除率为50％～90％、油品稳定性提高1～3级、黏度降低40％～90％。
12、与现有技术相比，本专利技术的优势在于：
13、(1)本专利技术通过低苛刻度操作条件的原位氢化热处理实现对重油的精制，不需要使用昂贵的外源氢气，操作简单，精制成本低。
14、(2)在低苛刻的原位氢化条件下使引入的小分子烷烃、环烷烃、芳烃或轻质馏分油成为亚/超临界相状态，利用亚临界或超临界状态的溶剂增强黏稠重油体系的溶解和分散特性，促进反应过程中原位氢的大量生成以及提升对重油的原位氢化精制的效果。
15、(3)本专利技术的原位氢化热处理方法具有强灵活性，对原料适应性强，可应用范围广，可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和、硫、氮和氧等杂原子脱除、烯烃双键饱和、减缓油品生焦趋势、提高油品热稳定性、重油降黏提质及提高采收率等。
16、(4)通过本专利技术对重油进行轻度热裂化改质，可以协同提高重油改质深度及改质油安定性，显著降低重油黏度，抑制结焦实现工业生产过程中热裂化改质装置的平稳运行。
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1.一种重油轻度热改质的方法，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中所述原料重油是重质原油、拔头原油、常压渣油、减压渣油、脱沥青油、脱油沥青、裂化油、裂解油、催化油浆、煤焦油、乙烯焦油、页岩油、油砂沥青、生物质焦油中的一种或几种的混合重油。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中原位氢化热处理工艺可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和，硫、氮和氧杂原子脱除，烯烃双键饱和，减缓油品生焦趋势，提高油品热稳定性，重油降黏提质及提高采收率中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为C1～C14正构或异构烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或多种、溶剂比例为5％～50％、原位氢化温度为100～450℃、原位氢化时间为1～8h、催化剂种类为含Mo元素、W元素、Co元素、Ni元素金属一种或多种组合的硫化物、CO压力为2～8MPa、水/CO摩尔比为0.5～4；原位氢化过程采用固定床形式，或采用浆态床形式；采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为5～5000μg
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为正己烷、溶剂比例为50％、原位氢化温度为250℃、原位氢化时间为8h、催化剂种类为CoxMoyS(x+2y)(x>0，y>0)、CO压力为6MPa、水/CO摩尔比为3、采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为500μg/g。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂为亚临界或超临界状态。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(2)中的热裂化处理温度为360～460℃，处理压力为0.1～6MPa氮气，处理时间为3～360min。
8.权利要求1-6任一项所述方法的应用，其特征在于：相比于原料重油，原位氢化产物重油的相对供氢能力提高50％～270％、杂原子脱除率提高5％～50％、烯烃脱除率提高50％～90％、沥青质脱除率提高10％～60％、残炭脱除率提高10％～40％、生焦诱导期延长9～46min、黏度降低40％～90％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高5％～50％。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：相比于原料重油，原位氢化产物重油的相对供氢能力提高170％、杂原子脱除率提高30％、烯烃脱除率提高90％、沥青质脱除率提高30％、残炭脱除率提高25％、生焦诱导期延长23min、黏度降低77％；当在油气藏中进行原位氢化热处理时，采收率提高30％。
10.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：在生焦率低于0.1wt％时，相比于原料重油直接轻度热裂化，原位氢化产物重油的裂化轻质产物收率提高10～50％、液相产物整体烯烃脱除率提高50％～90％、油品稳定性提高1～3级、黏度降低40％～90％。
...【技术特征摘要】
1.一种重油轻度热改质的方法，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中所述原料重油是重质原油、拔头原油、常压渣油、减压渣油、脱沥青油、脱油沥青、裂化油、裂解油、催化油浆、煤焦油、乙烯焦油、页岩油、油砂沥青、生物质焦油中的一种或几种的混合重油。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中原位氢化热处理工艺可用于重油的稠环芳烃中的苯环饱和，硫、氮和氧杂原子脱除，烯烃双键饱和，减缓油品生焦趋势，提高油品热稳定性，重油降黏提质及提高采收率中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为c1～c14正构或异构烷烃、环烷烃、芳烃、馏程<300℃的轻质馏分油中的一种或多种、溶剂比例为5％～50％、原位氢化温度为100～450℃、原位氢化时间为1～8h、催化剂种类为含mo元素、w元素、co元素、ni元素金属一种或多种组合的硫化物、co压力为2～8mpa、水/co摩尔比为0.5～4；原位氢化过程采用固定床形式，或采用浆态床形式；采用浆态床原位氢化时的催化剂添加量为5～5000μg/g；所述反应装置是地面设备，或地下油气藏。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中的溶剂类型为正己烷、溶剂比例为50％、原位氢化温度为250℃、原位氢化时间为8h、催化剂种类为coxmoys(x+2y)(x>0，y>0)、co压力为6...
【专利技术属性】
技术研发人员：郭爱军，王峰，杨颖，刘贺，张政，张啸杞，金小涵，李维宁，李恒，刘港，焦守辉，陈坤，王延臻，刘东，王宗贤，沐宝泉，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：
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