常減壓裝置運行末期 應對高鹽重油水沖擊的經驗與措施

盧秋旭，宋國啟

（中國石化塔河煉化有限責任公司，新疆庫車 842000）

關建詞：常減壓 高含水 高含鹽原油 穩定運行

某煉油廠2#常減壓裝置設計加工規模為350 萬t/a，自2018年3月完成檢修以來，已運行至三年一修的周期末期。由于裝置主要加工塔河重質高硫稠油，原油密度、黏度、瀝青質含量很高，而且原油性質呈逐年惡化趨勢，主要表現為原油密度增加、鹽含量增加、瀝青質含量增加、膠質/瀝青質比降低、金屬含量增加、機械雜質含量增加。2014年后，塔河原油密度逐漸上升到955 kg/m3甚至達到960 kg/m3， 鹽含量上升到400~500 mgNaCl/L，2021年以來長期維持在800 mgNaCl/L以上。為了增加脫鹽能力，維護裝置長周期運行，2#常減壓裝置采用四級電脫鹽。電場設置前三級為平流鼠籠式，前三級罐型號 為φ4 200 mm×28 848 mm×34 mm；四級為雙電場結構，四級罐型號為φ5 800 mm×39 068 mm× 44 mm。工藝流程見圖1。

圖1 四級電脫鹽裝置流程

1 常減壓裝置運行存在的問題

2020年12月，原油性質進一步惡化，主要表現為鹽含量由400 mgNaCl/L上升至1 440 mgNaCl/L，水含量由0.2%（w）上升至10.0%（w）。同時，原油性質不穩定，伴隨有分層現象，導致電脫鹽單元的電流和壓力大幅度波動，電脫鹽罐電流上漲速度超過1 A/10 min，直接觸發變壓器電流高限報警，被迫降低電壓檔位，維持運行；脫后壓控閥開啟速度超過25%/10 min。同時，常壓塔塔頂回流罐切水出裝置流量超過正常流量的30%，常一中流量由200 t/h 逐漸下降至100 t/h以下；閃蒸罐壓力開始上漲且罐頂壓力波動峰值大于0.015 MPa。

由于原油鹽含量長期超過工藝控制指標 （≯500 mgNaCl/L），造成常壓塔內大量結鹽，全塔壓降已經由2018年檢修開工初期設計的3 kPa上漲至運行末期的21 kPa，造成常壓塔的分離效果和運行穩定性變差。同時，由于原油大量帶水，在水沖擊下，塔內氣液相負荷大幅度波動，伴隨有沖塔現象，比如常二線氣、液相溫度差發生反轉，常二線攜帶原油組分。另外，在水沖擊下，塔內氣液相負荷大幅度波動，塔內的結鹽層發生松動，鹽分隨常一線和常二線流出，造成常一線和常二線的油品顏色由無色轉至茶色和深棕色，影響成品油外觀，詳見圖2。

圖2 原油帶水沖擊后常一線和常二線的油品外觀

2 采取措施及效果

2.1 電脫鹽單元

發生沖擊時，原油密度達到了0.95 g/cm3、含鹽量達到了1 440 mgNaCl/L、總氯180~400μg/g、有機氯19~23 μg/g。通過電鏡照片分析，鹽以接近飽和的狀態存在于水中，并以顆粒狀存在于原油中。對交付的兩個原油罐切水含鹽分析，含鹽量分別為80 000 mgNaCl/L和29 000 mgNaCl/L。固體顆粒的顯微照片如圖3所示，顆粒的球形度較小，表明顆粒偏離球形程度較高，多為片狀或不規則結構。這些含鐵氧化物固體顆粒是導致油水乳化，使原油脫水難度增加的主要原因。

圖3 大量帶水時的原油電鏡照片

另外，根據上游油田反饋的新開油井驅采工藝和儲運系統原油罐切水高度乳化的情況，結合原油含水量異常偏高的事實，可以判定此時的塔河重質稠油已經不具備過去在大注水量的條件下不易乳化的特點。因此，要避免大注水量和高混合強度操作，同時必須要有高效破乳效果才能保證變壓器電流電壓在控制范圍內。對破乳劑的要求極高，既要有合適的破乳劑，也要有相應的注入量。依據上述分析，對電脫鹽系統操作進行調整和優化，主要調整參數應該是洗滌水、混合強度、破乳劑種類和注入量以及電脫鹽罐內油水界位，至于操作溫度應以穩定為宜。

2.1.1 洗滌水

一般情況下可以使用溫水或熱水作為電脫鹽的洗滌水。但當重質原油大量帶鹽帶水時，洗滌水的溫度應盡量高，并接近操作溫度，避免發生乳化，推薦使用汽提凈化水作為洗滌水，避免使用硬水。由于發生沖擊時的原油已大量乳化帶水，總體調整方向是降低洗滌水注入量，應對沖擊的經驗是按1 t/h的速度，逐步降低至最低注水量。C罐注水量由10 t/h降低至2 t/h，C罐的切水作為A罐的注水。B罐注水量由8 t/h降低至4 t/h，單獨切水。D罐改為前三級脫后原油的沉降罐，不再注水，并依據罐內電流，調節D罐電壓。

2.1.2 混合強度

混合強度是指油、水、破乳劑在混合閥和混合器內的混合強度，這是通過混合閥和混合器的壓力降造成的，混合強度不足（壓力降不足）造成混合程度不充分而影響脫鹽率。混合器（閥）的壓力降過大會產生頑固乳化液。一旦形成頑固乳化液，高壓電場破乳困難，部分沒有被脫除的水會帶出罐體，造成脫后含水超標。通過上述分析，重質原油大量帶鹽帶水時，已發生嚴重乳化，此時應調低混合強度，應對沖擊的經驗是由60 kPa降低至40 kPa。

2.1.3 破乳劑種類和注入量

原油破乳劑的注入是電脫鹽過程的重要環節。特別當重質原油發生乳化，大量帶水帶鹽時，容易形成頑固乳化層，將增加電場中介質的導電性能，嚴重時會造成高壓電場的短路或擊穿，對電脫鹽設備的平穩運行構成嚴重威脅。效果好的破乳劑，在水滴沉降分離過程中能使油水界面膜減薄，降低界面膜的穩定性，同時減少水中帶油和油水乳化層的產生，消除罐內乳化現象，達到最佳脫鹽、脫水效果。經過篩選，分別對四種油溶性破乳劑進行了試用，實踐證明YS-ZR1178油溶性破乳劑在減薄乳化層方面具有很好的效果。為此，在沖擊期間選定YS-ZR1178油溶性破乳劑，并將其注入量由80 mg/kg原油提高至180 mg/kg。

2.1.4 電脫鹽罐內油水界位

對于電脫鹽罐內油水界位的調整，采取電脫鹽V102A/B控制切水油含量、V102C/D控制脫后原油帶水量的調整思路。控制切水油含量，是為了保證裝置總排口符合分級控制的環保要求；控制脫后原油帶水量，是為了避免把大量水帶入常壓塔。

V102A/B罐界位根據實際變壓器電流控制，若電流持續上升，則需要增加切水量，降低界位，保證電流基本維持平衡。V102C/D主要控制目的是控制脫后原油的帶水量。首先將界位降至65%，若常壓塔頂酸性水流量繼續增加，則V102D繼續降界位，期間外操需現場查看油水界位，控制界位在距離罐底800~1 000mm位置為佳。

增加切水后，電脫鹽排出的含鹽污水水質變差，電脫鹽切水控制閥處除管線防凍外，其余切水全部改至延遲焦化裝置冷焦水沉降罐V603A，在罐中沉降分離。水相進入V603A底部空間，油相緩慢上浮至V603A上部空間。待V603A底部水清澈時，將水送至污水處理場。當V603A油水沉降分離困難時，改V603A收油流程至裝置污油罐V604A/B，V604A/B液位均超過80%后，立即聯系調度污油外送，嚴禁直接將切水切至污水場。

2.1.5 操作溫度

電脫鹽的操作溫度主要由2#常減壓裝置的一系列脫前換熱器決定，熱源主要包括焦化蠟油、減二線、常壓頂循、減壓渣油、常一線、焦化頂循、常二線物流。因此，當發生沖擊時，應盡量穩定焦化裝置的操作，常壓塔要保證側線抽出量，必要時可以外甩輕污油。通過穩定上述熱源，維持電脫鹽罐內原油溫度穩定在135~145℃。

通過上述措施，當原油中大量帶水、帶鹽沖擊裝置時，穩定了電脫鹽的運行，脫后原油鹽含量控制在了5 mg/L以下，水含量在0.5%（w）以下。

2.2 常壓塔單元

當帶水原油進入常壓塔，引起常壓塔運行波動時，常一中流量開始緩慢下降，由正常時的190 t/h逐漸降低，嚴重時不到100 t/h；常壓塔頂回流罐切水開始上漲，正常時為10 t/h，嚴重時上漲到12 t/h以上。

2.2.1 原料進塔溫度與側線抽出量調控

受原油鹽含量長期過高和裝置運行末期的影響，常壓塔的壓降很高，且抗波動能力較差。在原油水沖擊的情況下，應盡量減少常壓塔的氣相負荷，從而提高常壓塔的分離精度和抗波動能力。應對水沖擊經驗是控制常壓爐出口溫度由340℃降低至332℃，降溫的速率和幅度參照全塔壓降不超過21 kPa為宜。另外，要盡量穩定常一線抽出流量，確保常一線抽出量不能過小，避免未抽出的常一線組分油滯留在塔內，造成常一線和常二線塔段負荷增加，從而導致塔內壓降增長。

2.2.2 全塔壓降調控

要特別注意常壓塔全塔壓降變化，如果超過 22 kPa，可繼續降低常壓塔底汽提蒸汽流量至最小流量0.5 t/h。此時，必須提高檢查常壓側線各油品顏色的頻率，時常關注常一中泵運行情況。常一中流量的調整思路是先控制流量穩定，以維持塔內氣液相負荷相對穩定。可以適當提高塔頂冷回流，以穩定塔頂壓力和溫度為準。

通過采取上述措施，在原油大量帶水期間，常壓塔整體運行平穩。除2020年12月底發生了常壓塔常一線和常二線油品變色以外，2021年以來，各側線油品質量總體受控。

2.3 工藝防腐

2.3.1 控制好防腐參數

要嚴格監控塔頂含硫污水分析數據，對于連續異常數據，要進行相應的排查和調整。比如增大塔頂緩蝕劑、氨水注入濃度，保證塔頂冷回流溫度在露點腐蝕14℃以上，2#常壓塔操作溫度要求塔頂不小于110℃，冷回流溫度不低于90℃。

2.3.2 加強頂循除鹽設施運行監控

對于新增的頂循除鹽設施也要加強運行監控，保證頂循油流量≮20 t/h，除鹽水流量≮2 t/h，加強切水水質分析頻次，通過氯含量分析掌握塔內結鹽程度。常壓塔頂循側線除鹽設備工藝流程如圖4 所示。

圖4 常壓塔頂循側線除鹽工藝流程

2.3.3 管線腐蝕監控

提高工藝管線的人工測厚頻率，對塔頂油氣線、安全線、常一線氣相返回線、常二線氣相返回線、各側線抽出管線、頂循系統管線、常一中系統等關鍵位置進行檢測。增設人工測厚點位，及時根據檢測結果進行必要應急防范。另外借助在線測厚系統，及時準確掌握設備運行情況。

通過落實上述工藝防腐措施，在原油大量帶水期間，常壓塔頂回流罐酸性水鐵離子含量為0.01~ 2.99 mg/L，平均為1.04 mg/L；減壓塔頂回流罐酸性水鐵離子含量為0.01~2.83 mg/L，平均為0.60 mg/L。 二者都滿足工藝防腐不大于3 mg/L的指標要求。對工藝管線測厚，也未發現異常。

3 結論

在塔河重質稠油大量帶水期間，通過采取提高洗滌水水質，降低注入量；適當降低混合強度至40 kPa；優選破乳劑種類，提高注入量至180 mg/kg；采取控制電脫鹽V102A/B切水油含量、V102C/D脫后原油帶水量的調整思路，調整電脫鹽罐內油水界位等措施，穩定電脫鹽運行，有效脫除原油中的水分和無機鹽類，減少了常壓塔的進水量。

同時，原油攜帶水進入常壓塔時，合理增大塔頂緩蝕劑、氨水注入濃度；保證塔頂不小于110℃，冷回流溫度不低于90℃；強化頂循除鹽設施運行，可以確保裝置工藝防腐整體達到要求。降低原料進塔溫度至332℃；穩定側線抽出量和常一中流量；降低常壓塔底汽提蒸汽流量至最低值，確保全塔壓降不超過21 kPa，可以確保常壓塔整體運行平穩，各側線油品質量總體受控。