膜強化脫鹽技術在6.0 Mt/a常減壓蒸餾裝置上的應用

徐 建,陳 波,林志強,夏偉健,高 健

(中海石油寧波大榭石化有限公司，浙江 寧波 315812)

原油預處理即對原油進行脫鹽、脫水及脫金屬等，其效果直接關系到后續生產裝置的平穩運行和煉油廠的經濟效益。目前煉油廠主要采用電脫鹽進行原油預處理,即在原油中注入一定量的新鮮水，在靜態混合器的作用下充分混合，然后在破乳劑和高壓電場的作用下，使微小水滴逐步聚集成較大水滴，借助重力從油中沉降分離，達到脫鹽脫水的目的。

某公司6 Mt/a常減壓蒸餾裝置(以下簡稱Ⅱ常裝置)于2009年3月投產，電脫鹽采用兩級交直流技術，單罐容積580 m3，原油停留時間45 min，注水為原油量的5%左右，使用油溶性破乳劑，脫后鹽質量濃度在2.5～5.0 mg/L，脫鹽率為70%～75%。

由于Ⅱ常裝置加工原油種類繁多，性質復雜多變，因此裝置面臨很多問題。由于受到原油劣質化、開采過程中添加大量聚丙烯酰胺等化工助劑及污油回煉的影響，電脫鹽系統存在下面幾個主要問題: (1)原油中含有大量的細微固體小顆粒(粒徑小于5 μm),此類顆粒為天然的乳化劑，既親油又親水，容易形成油-水-固三相“包裹”的乳化態穩定相；(2)乳化態穩定相懸浮于電脫鹽罐的油相與水相之間，難以通過高壓電場和添加破乳劑使之有效分離，導致電脫鹽電流升高，能耗增大，脫后油中水或水中油含量超標；(3)固體小顆粒經電脫鹽裝置進入Ⅱ常減壓以及柴油加氫裝置,造成常減壓蒸餾裝置換熱器及常壓塔內構件結垢堵塞，甚至影響柴油加氫產品質量；(4)側線含大量雜質，造成塔盤、側線管線和換熱器等設備結垢，同時由于雜質絮狀顆粒物吸附水和鹽類，引起常壓塔件及相連設備垢下腐蝕加劇，對裝置長周期安全生產影響較大[1]。

針對電脫鹽裝置存在的問題，Ⅱ常裝置在保持原有電脫鹽的基礎上，通過技術改造，在電脫鹽前新增加了一套膜強化脫鹽系統(以下簡稱膜脫鹽)。改造后采用膜脫鹽+電脫鹽組合工藝，一方面可以有效脫除原電脫鹽工藝無法脫除的固體小顆粒，并能減輕裝置腐蝕等；另一方面可以降低電脫鹽裝置破乳劑用量，也能降低裝置用電量，節能降耗效果明顯。

1 技術原理及特點

1.1 技術原理

膜強化傳質是一種新型的傳質技術，兩相在膜接觸器內的接觸方式不是常規的混合分散式液滴之間的球面接觸，而是非分散式液膜之間的平面接觸。

根據膜強化傳質技術原理，開發的膜接觸器是一種靜態接觸設備。反應器內裝有大量具有一定規格和形態的細長纖維，當油相和水相分別順著纖維向下流動時，因油水表面張力和對纖維的親和性不同，水相優先潤濕纖維束，被纖維拉成一層極薄的膜，從而使小體積的水相擴展成大面積的液膜，此時油相順著已被水相浸潤的纖維流下，并與液膜之間存在一定的摩擦力，從而使液膜變得更薄。由于油水兩相是在平面膜上發生接觸，在接觸過程中進行傳質，因此膜接觸器具有接觸面積大、傳質效率高和不易形成油水乳化等優點。

膜強化傳質技術反應器如圖1所示，反應器內纖維表面油水兩相流動情況如圖2所示。

圖1 膜強化傳質技術反應器示意

圖2 纖維表面油水兩相流動示意

膜接觸器內部裝有無數細長的纖維。膜接觸器內傳質效率M由下列三項因素決定：

M=K×A×ΔC

式中:M——傳質效率，kmol/m；

K——兩相之間特定的傳質系數；

A——兩相接觸的有效面積,m2；

ΔC——兩相間濃度差推動力,kmol/m3。

由上式可以看出，增大兩相接觸有效面積是提高傳質效率的最有效手段。

1.2 技術特點和優勢

1.2.1 技術特點

膜脫鹽技術以膜接觸器為核心，結合獨特的填料“表面活性”處理技術，與電脫鹽相比可以在高空速和無電場的條件下實現原油的高效脫鹽、脫水，并可有效降低原油脫后切水中的油含量，具有效率高、能耗低、安全性高、運行成本低和經濟環保等特點。

1.2.2 技術優勢

膜脫鹽技術優勢主要體現在：運行費用低，無需破乳劑和高壓電場；過程環保，切水油含量和COD(化學耗氧量)含量低；預處理效果好，有利于裝置的長周期運行。技術對比見表1。

表1 膜強化傳質技術與電脫鹽技術對比

2 工藝流程

原油經換熱和加注破乳劑后從靜態混合器前引出，跨過靜態混合器直接進入膜接觸器內，膜接觸器通過法蘭連接，置于油水分離罐上的一端(稱之為近端)。原油從膜接觸器頂部進入，注水(含適量助劑)從膜接觸器頂部側面進入，原油與注水在膜接觸器內充分接觸，完成高效傳質。完成傳質的原油和注水從膜接觸器底部出來，直接進入一級油水分離罐內進行油水沉降分離。

經沉降分離的原油從油水分離罐上的另一端(稱之為遠端)溢出，進入一級電脫鹽罐內，之后的工藝流程按照原電脫鹽工藝流程保持不變。切水可以單注單切，也可以回注。在膜接觸器注水線上設有常二/常三線柴油清洗線和蒸汽線，主要用于膜接觸器定期在線清洗和吹掃。工藝流程見圖3，改造完成后現場見圖4。

圖3 膜脫鹽工藝流程示意

圖4 現場膜脫鹽照片

3 裝置應用

3.1 投用過程

膜脫鹽項目自2019年6月22日正式開始施工，于2019年10月初完工，并順利通過驗收，共歷時100余天。隨后經過投產準備工作，膜脫鹽系統于10月16日正式開始引油，經過充裝、沉降和觀察等階段后，于10月18日21時20分，將切水并入污水系統外排，膜脫鹽并入電脫鹽系統，正式進入運行階段。

3.2 運行參數

膜脫鹽系統運行效果，不但與原油性質有關，而且受運行溫度、壓力、加工量、注水量和界位等因素影響。膜脫鹽系統投用后經優化調整，操作參數見表2。

表2 膜脫鹽運行參數

3.3 運行效果分析

運行過程中，根據原油性質和脫鹽、脫水效果，對運行條件進行調整和優化，并對膜脫鹽前后原油鹽含量和水含量、切水油含量、系統壓力降、電耗和劑耗等指標進行了評價。

3.3.1 單級膜脫鹽情況

在系統原油加工量620 t/h左右、注水量16 t/h條件下，膜脫鹽前原油鹽質量濃度平均值為18.8 mg/L，膜脫鹽后原油鹽質量濃度平均值為8.8 mg/L。膜脫鹽系統脫鹽率約為53.2%。數據詳見圖5。

圖5 膜脫鹽前原油鹽質量濃度

從圖5可以看出，膜脫鹽前鹽質量濃度為18.8 mg/L，鹽最大質量濃度為140.0 mg/L。

膜脫鹽后原油含鹽趨勢見圖6。從圖6可以看出，膜脫鹽后鹽質量濃度平均為8.8 mg/L，鹽最大質量濃度為46.4 mg/L。

圖6 膜脫鹽后原油鹽質量濃度

3.3.2 二級電脫鹽后脫鹽情況

膜脫鹽后的原油進入電脫鹽裝置，經電脫鹽處理后，原油鹽質量濃度平均降至2.7 mg/L，滿足常減壓生產要求(見圖7和圖8)。

圖8 二級電脫鹽后原油總脫鹽率

3.3.3 膜脫鹽前后原油含水情況

膜脫鹽系統運行過程中，對膜脫鹽前后原油進行水含量分析。膜脫前原油水質量分數見圖9。從圖9可以看出，膜脫鹽前水質量分數為0.19%，水最大質量分數為1.1%。膜脫鹽后原油含水趨勢見圖10。從圖10可以看出，膜脫鹽后水質量分數為0.45%，水質量分數最大為1.4%。

圖9 膜脫鹽前原油水質量分數

圖10 膜脫鹽后原油水質量分數

從膜脫鹽前后原油水含量數據可以看出，系統原油加工620 t/h左右，注水量16 t/h，膜脫鹽前水質量分數為0.19%，膜脫鹽后水質量分數為0.45%，滿足膜脫鹽后水質量分數≤0.5%指標要求。

3.3.4 二級電脫鹽后原油含水情況

二級脫鹽后原油水的質量分數見圖11。

圖11 二級脫鹽后原油水質量分數

由圖11可以看出，膜脫鹽后的原油經過二級電脫鹽后，原油中水質量分數平均為0.29%，滿足常減壓工藝指標要求。

3.3.5 切水含油情況

膜脫鹽切水COD均值為1 937 mg/L，含油質量濃度為85.6 mg/L，均處于良好狀態，滿足技術協議指標，即切水油質量濃度≤200 mg/L的要求。見圖12和圖13。

圖12 膜脫鹽切水COD趨勢

圖13 膜脫鹽切水含油趨勢

3.3.6 壓力降情況

運行期間，膜脫鹽系統入口和罐體壓力為 0.9～1.2 MPa，壓力降為0.07～0.08 MPa，在正常范圍，運行平穩，期間未發生較大壓力降波動，滿足長周期運行要求。具體變化情況見圖14。

圖14 膜脫鹽系統壓力和壓力降

3.3.7 電耗情況

根據膜脫鹽及電脫鹽運行情況，結合膜脫鹽及電脫鹽脫后數據，對裝置能耗進行優化。對電脫鹽變壓器和電壓作出調整，將電脫鹽一級變壓器檔位由三檔調至四檔，變壓器電壓由20 000 V降至15 000 V。調整后，一級電脫鹽電流由 7.5 A 降至4.4 A。一級電脫鹽電流實際降幅約為3.1 A，每小時節電138.2度，年節省電耗約為468×103度，年節約成本約為65萬元(電力成本按0.56元/kW·h)。

二級電脫鹽變壓器檔位由三檔調至四檔，電脫鹽變壓器電壓由20 000 V降至15 000 V。調整后，二級電脫鹽電流由6.3 A降至3.8 A且調整后，電脫鹽電流基本穩定。每小時節省電耗112.4度。年節省電耗約為944.16×103度。年節約成本約為52.87×104RMB￥(電力成本按0.56元/kW·h)。

通過對電脫鹽變壓器的檔位調整，可達到節省裝置運行成本的目的，并且根據調整后的數據分析，電脫鹽變壓器電壓調整后，未對電脫鹽運行效果造成影響。一級和二級電脫鹽總計節省加工成本117.87×104RMB￥/a。

3.3.8 注劑使用情況

膜脫鹽投用前，根據原油加工計劃及實際運行情況，破乳劑注入量按7 μg/g進行加注;膜脫鹽投用后，膜脫鹽系統未加注破乳劑，電脫鹽破乳劑注入量穩定在7 μg/g。通過對現場切水分析數據等方面進行監測，電脫鹽系統運行穩定。綜上所述，膜脫鹽系統目前未增加藥劑成本。

3.3.9 加工劣質原油能力

膜脫鹽系統投用后，裝置加工劣質原油適應能力有了顯著提高，裝置摻煉劣質原油期間，膜脫鹽和電脫鹽運行穩定，脫鹽率和切水情況均好于膜脫鹽投用前數據(見表3)。

表3 系統投用前后分析對比

3.3.10 橫向對比

對標中石化《煉油生產裝置基礎數據匯編》，電脫鹽一級脫后鹽質量濃度12.32 mg/L，二級脫后鹽質量濃度3.43 mg/L。選取原油性質與公司接近的Q石化8 Mt/a常減壓裝置采用三級電脫鹽，二級脫后鹽質量濃度5.5 mg/L,三級脫后鹽質量濃度4.6 mg/L;T煉油廠常減壓裝置采用三級電脫鹽，二級脫后鹽質量濃度12 mg/L,三級脫后鹽質量濃度3.86 mg/L；H石化常減壓裝置采用三級電脫鹽，二級脫后鹽質量濃度 12.44 mg/L,三級脫后鹽質量濃度2.42 mg/L;D石化二常膜脫鹽+電脫鹽組合運行情況：2019年7月1日—9月30日，脫后鹽質量濃度2.77 mg/L；2019年11月1日—12月25日，脫后鹽質量濃度2.22 mg/L，且期間裝置摻煉了高氯原油以及大量蓬萊原油，膜脫鹽系統投用對整體脫鹽率提高19.85%，平均數據顯著低于中石化平均水平。具體見表4。

表4 系統投用前后分析數據對比

3.3.11 存在問題和解決措施

(1)存在問題

運行期間，雖然膜脫鹽系統運行平穩，脫后水含量和切水油含量均達到技術協議指標要求，裝置節能降耗效果明顯，但仍然存在脫鹽率偏低，與技術協議要求存在一定偏差的問題。分析認為,主要由以下兩方面原因導致：

①通常情況下，原油膜脫鹽預處理裝置采用兩級處理模式或兩開一備三級處理模式，即第一級確保切水合格，第二級確保脫后含鹽和含水合格[2]。由于本項目采用膜脫鹽+電脫鹽組合模式，膜脫鹽系統設計時，考慮到油品性質較差，雜質含量較高，且含有大量的化學助劑及懸浮物，為確保裝置的長周期運行，避免原油膠質、瀝青質和雜質等堵塞膜接觸器，反應器填料裝填量略有下調。反應器裝填量的減少，造成了油水接觸不完全，油中部分鹽無法進入水相。

②油和水進入反應器后沒有達到預期的分布效果，沒有充分與填料接觸，同樣會造成油水傳質不徹底，油中部分鹽無法進行脫除。

(2)解決措施

針對目前存在的不足，計劃后期對膜脫鹽系統進行整改，通過優化增加膜接觸器填料的裝填量，以達到脫后含鹽滿足技術協議指標要求。

由于當前將膜脫鹽系統單獨切換出來，進行膜接觸器的改造會影響到電脫鹽裝置的正常運行和生產穩定，考慮到采取現有的膜脫鹽+電脫鹽組合模式，總脫鹽率能夠滿足生產要求，膜脫鹽系統的改造推遲至裝置大檢修時進行，目前繼續調整優化,維持平穩運行。

4 工業應用總評價

(1)運行期間，脫鹽和防腐效果良好，大大提高了裝置的抗沖擊能力，較好地保證了裝置平穩運行。

(2)膜脫鹽后原油鹽質量濃度為8.8 mg/L，脫鹽率為53.2%，經二級電脫鹽裝置處理后，原油鹽質量濃度為2.7 mg/L，總體滿足生產要求，脫鹽水平達到同行業先進水平。

(3)通過工藝優化，膜脫鹽后油中水質量分數為0.45%，滿足技術協議指標要求，經過二級電脫鹽后，脫后原油水質量分數為0.29%，滿足常減壓蒸餾裝置生產要求。

(4)膜脫鹽切水COD均值為1 937 mg/L，油質量濃度為85.6 mg/L，完全滿足技術協議指標要求。

(5)運行期間，壓力降維持在0.07～0.08 MPa，期間未發生較大壓力降波動，膜脫鹽系統運行平穩。

(6)膜脫鹽系統投用后，電脫鹽變壓器檔位進行了調整，達到了裝置運行成本降低的目的。另外，根據調整后的化驗數據跟蹤情況，電脫鹽變壓器電壓調整后未對電脫鹽運行效果造成影響。根據計算，預計一、二級電脫鹽總計節省加工成本117.87×104RMB￥/a。

(7)膜脫鹽系統未加注破乳劑，電脫鹽系統保持7 μg/g進行加注，運行效果良好，與膜脫鹽投用前注劑量一致，未增加注劑成本。