脫鹽脫氯技術在常減壓裝置應用效果分析

金波JIN Bo

（中海石油寧波大榭石化有限公司，寧波 315812）

1 概述

某公司600 萬噸/年常減壓裝置（以下簡稱二常裝置），采用常減壓-減粘聯合工藝，加工高酸低硫海洋原油，加工原油600 萬噸/年。設計選用原料油為海洋重質原油，年開工時數為8400 小時，操作彈性60%～110%。裝置設計的設備管道選材依據以加工曹妃甸原油以主，原油酸值按2.57mgKOH/g 考慮。二常裝置于2009 年2 月順利投產，一直以來，加工原油品種繁多，原油品種切換頻繁，原料性質復雜多變。近年來，隨著海油原油性質惡化，裝置頻繁加工高酸原油，摻煉餾份油裝置產生的污油及燃料油后，原料劣質化進一步加劇，造成電脫鹽運行波動，常壓塔塔頂低溫段腐蝕加劇。運行過程中，常頂循管線彎頭焊縫處、常頂循泵泵殼及入口大小頭依次出現6 次因腐蝕穿孔造成泄漏，常一線抽出管線直管段出現腐蝕穿孔。圖1 截取2016年3 月至2017 年7 月間原油脫前含量變化趨勢，從圖中分析，自2016 年8 月中旬起，原料含鹽波動變大。

圖1 原油含量變化對比

為從源頭上解決裝置腐蝕問題，裝置通過技術改造，首先在常頂循回流流程上增設了除鹽脫氯設施，降低常頂循回流油品中的氯離子，在原油預處理環節采用了膜強化傳質脫鹽技術，在兩者共同作用下，對緩解裝置低溫腐蝕起到了很好的效果。

2 膜強化傳質脫鹽技術效果分析

二常裝置原有設計采用兩級交直流電脫鹽技術[1]，單罐容積為580m3，原油停留時間約45 分鐘左右，電脫鹽注水量控制為原油加工量的5%左右，采用油溶性破乳劑。正常工況下，脫后含鹽量在2.5～5mg/L，脫鹽率能達到70%～80%。但隨著原油劣質化、開采過程中添加大量PAM（聚丙烯酰胺）等化工助劑以及回煉餾分油裝置污油的影響，形成乳化層無法通過高壓電場以及添加破乳劑使之有效分離，導致電脫鹽電流升高，能耗增大，甚至出現變壓器運行超額定電流，被迫停變壓器狀態，對電脫鹽正常運行影響非常大，原油脫后合格率及電脫水排放合格率難以保證；固體小顆粒難以脫除，經電脫鹽裝置進入常減壓及下游裝置，造成常減壓裝置換熱器、常壓塔內構件結焦堵塞，甚至影響產品質量。同時由于雜質絮狀顆粒物吸附水和鹽類，引起常壓塔件及相關聯設備垢下腐蝕加劇，對裝置安全及長周期運行影響較大。電脫污水不合格排放，對下游污水處理造成沖擊。為解決上述問題，提高原油脫鹽效果，通過與同類型裝置間技術交流及實地考察，通過技改，在電脫鹽前新增加了一套膜強化脫鹽設施（以下簡稱膜脫鹽）。改造后形成膜脫鹽+電脫鹽組合工藝，一方面可以有效脫除原電脫鹽無法脫除的固體小顆粒，減輕裝置腐蝕、內件堵塞等問題，另一方面可以降低脫鹽過程中破乳劑注入量，降低電脫鹽變壓器運行電流，節能降耗。

2.1 膜強化傳質脫鹽設施原理 膜脫鹽系統主要由膜接觸器與油水分離罐兩部分組成。膜接觸器是一種靜態接觸設備，接觸器采用立式安裝在油水分離罐一端，內裝有大量具有一定規格和形態的細長纖維，為保證纖維膜使用壽命，一般采用耐腐蝕金屬材料。油相和水相從膜接觸器頂部進入，在重力作用下，順著纖維向下流動時，因兩者表面張力和油、水對纖維的親和性差異，水相優先潤濕纖維束，被纖維束拉成一層極薄的膜，從而使小體積的水顆粒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，并與水相形成的液膜之間存在一定的摩擦力，從而使液膜變得更薄。油、水兩相經過膜接觸器后進入油水分離罐，進行沉降分離。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、不易形成油水乳化等優點，與電脫鹽系統相比，可以在高空速、無電場的條件下實現原油的高效脫鹽、脫水目標。

2.2 脫鹽效果分析

2.2.1 參與評價的原油種類

為驗證膜脫鹽設施對不同原油的脫鹽效果，在運行期間分別考察了多種原油的脫鹽情況，主要原油品種為曹妃甸（CFD）原油、旅大（LD）原油、秦皇島（QHD）原油，裝置加工量統一控制在620t/h 左右。

2.2.2 脫鹽效果分析

為對比脫鹽效果，我們抓取了部分膜脫鹽設施投用前2019 年7 月1 日至2019 年8 月30 日的原油數據，當時二常裝置主要加工QHD、CFD、BZ 和LD 等原油，加工量為630t/h-680t/h，裝置運行穩定，電脫鹽系統運行平穩，脫前原油取樣化驗得到以下數據：原油脫前含鹽量均值為11.12mg/L，原油二級脫后含鹽量均值為2.31mg/L，總體脫鹽率均值為72.75%，具體分析數據見表1。

表1 膜脫鹽投用前二級電脫鹽脫鹽率

膜脫鹽設施投用后，經過前期的試運行及優化調整，2020 年1 月進入穩定運行階段。抓取了2020 年1 月1 日至2020 年1 月20 日期間運行數據作為對比數據，分析其脫鹽效果[2]。期間二常裝置主要加工QHD、CFD、BZ 和LD等原油，加工量為620t/h 左右，裝置運行穩定，電脫鹽系統運行平穩。經取樣化驗得到以下數據：原油脫前含鹽量均值為62.07mg/L，膜脫鹽后原油含鹽量均值為14.8mg/L，膜脫鹽單罐脫鹽率均值為59.13%；二級脫后原油含鹽量均值為2.2mg/L，總體脫鹽率均值為91.32%，具體分析數據見表2。

2.3 效果評價 裝置在原油加工量相近，原油品種一致，操作參數接近的情況下，從表1 和表2 數據對比可以得出，膜脫鹽設施投用后脫鹽率達到91.32%，相較于投用前的72.75%，脫鹽率上升18.57%；膜脫鹽單體脫鹽率高達59.13%，該設施的投用能夠顯著提高原油總體脫鹽率。

表2 膜脫鹽投用后脫鹽率匯總表

3 常頂循增設氯離子抽提除鹽防腐系統效果

常頂循油中的無機氯是造成該系統管線及設備鹽酸露點腐蝕的罪魁禍首，降低常頂循油品種無機氯含量，對常頂循系統防腐起到關鍵作用[3]。

3.1 常頂循增設氯離子抽提除鹽設施原理 氯離子抽提除鹽系統主要由湍旋混合器、順流徑向萃取器和油水分離器三部分組成。常頂循油品首先通過湍旋混合器將注水（一般采用除氧水）均勻分散到循環油中，油相中的無機鹽部分溶解到水中；其次經順流徑向萃取器深度捕獲鹽類離子并將油、水進行預分離，再通過油水分離器利用其粗粒化及波紋強化沉降，快速并高效的實現油、水分離，無機鹽溶于水中被帶出，達到油品在線脫鹽防腐蝕的目的。

3.2 氯離子抽提除鹽系統工藝流程 常壓塔頂循油自常壓塔抽出后，經過常頂循泵升壓后分成兩部分：一部分常頂循油去脫鹽防腐系統抽提氯離子，剩余的部分直接去換熱后返回常壓塔；進入脫鹽設施的頂循油流量控制量為50t/h，溫度130℃，壓力約為1.0MPa，該部分油品與除氧水在湍流混合器內進行混合，初步萃取，將油相中的大部分無機氯轉移到水相當中；油水混合相進入順流徑向萃取器及深度油水分離器進行進一步的萃取和油水分離，完成整個油品的脫除氯離子過程。

3.3 預期效果 腐蝕速率小于0.2mm/a 或氯離子脫除率不小于80%；或脫后油中氯離子<2ppm；滿足本裝置4年長周期穩定地運行。

3.4 效果評價 常頂循氯離子抽提除鹽防腐系統于2018 年5 月份初投入使用，為驗證其效果，我們設施投用后立即開展脫氯效果驗證。評價期間除鹽脫氯設施進料量保持在30t/h（設計量50t/h），除氧水注水比例為5.0%，除鹽脫氯設施工作壓力的0.9MPa。化驗數據如表3 所示。

表3 頂循油脫前脫后數據對比

從脫后氯離子含量分析，其脫氯效果基本能滿足2ppm 以下的期望值；從脫除率看，主要受脫前氯離子濃度影響，脫除率隨著其濃度值的降低而降低。

受注水比例的影響，脫后含水量較脫前有明顯的上升。

4 脫鹽脫氯設施的投用對降低裝置腐蝕速率的影響

①通過對比膜脫鹽設施投用前后二常常壓塔常頂循抽出線及常一線餾出線腐蝕速率，體現出該設施對裝置常壓部分的腐蝕速率起到了明顯的緩解作用。（圖2、圖3）

圖2 常頂循管線在線測厚數據

圖3 常一線餾出管線在線測厚數據

通過圖2、圖3 測厚數據圖可知，在2019 年11 月膜脫鹽設施投用前，常頂循抽出管線腐蝕速率為0.54mm/y，常一線餾出管線腐蝕速率為0.51mm/y，該設施投用后，腐蝕速率分別降低到0.09mm/y 及0.13mm/y。

②通過對比氯離子抽提除鹽設施投用前后，常頂循返回管線腐蝕速率，體現出該設施對降低常壓塔頂循系統的腐蝕速率效果明顯。在系統投用前，分別抓取了2017 年10 月至12 月共3 個月常頂循系統探針平均腐蝕速率，數據分別為0.3155mm/a、0.0.2494mm/a、0.291mm/a，3 個月的平均腐蝕速率為0.285mm/a。

系統投用后，抓取了2020 年1 月至5 月初的腐蝕數據，設施投用前，常頂循系統腐蝕速率為0.285mm/y，系統投用后，當前的腐蝕速率為0.1789mm/y。

5 結束語

膜脫鹽設施及氯離子抽提除鹽設施的投用，對降低常壓低溫腐蝕速率作用明顯。設施運行穩定，運行成本低，脫鹽和防腐數據良好，大大提高了裝置的抗沖擊能力，能夠保證裝置的穩定性長周期運行。