超声波电脱盐破乳技术的应用研究

长庆石化采用"超声波强化破乳技术",进行500×104t/a常减压装置电脱盐工业试验与应用,经过空白试验、降破乳剂、优化调整、重复试验等阶段,完成了原油超声破乳设备性能试验。超声波强化破乳技术利用超声波的物理作用方式,产生波动-位移效应,破坏油水乳化结构,增强水在电场与重力作用下的分离能力。应用实践表明,该工艺可实现不加破乳剂达到原油破乳后盐含量不高于3mg/L、含水不高于0.3%的指标要求,同时一级脱盐罐乳化减轻,电脱盐总排水COD值由约2000mg/L降至约1000mg/L;电脱盐总排水含油由300～400mg/L降至100mg/L以下。采用超声波完全替代破乳剂破乳,能够显著降低电脱盐电流,保证电脱盐装置稳定生产。与现有的破乳技术相比,该工艺是一种设计合理、成本低、效率高的原油破乳手段,同时具有无污染、零排放、低能耗、效果好的特点。     

原油低温破乳技术研究

锦西石化污水场污油主要来自南蒸馏电脱盐排水带油,严重时电脱盐排水含油高达3%。主要原因是辽河原油中表面活性物质增多,密度、黏度和含水量上升,油水分离变差,只在电脱盐装置使用高温破乳剂已不能满足南蒸馏电脱盐排水达标要求。借鉴其他炼厂罐区低温破乳+电脱盐联合工艺技术方案,选用了栗田、纳尔科和阿克苏三家国外公司4种低温破乳剂,在实验室中,以含水2.56%的辽河原油为原料,恒温60℃沉降2~3d,小试和放大实验表明,10mg/kg破乳剂加入量出水效果最佳,栗田E1020型低温破乳剂出水量最多。参照南蒸馏电脱盐生产条件和原油组成比例,模拟罐区低温破乳+电脱盐联合工艺,实验结果表明,组合工艺优于单独使用电脱盐工艺,并可节省高温破乳剂用量;栗田E1020型低温破乳剂+栗田SR1192型高温剂组合,脱后原油含盐含水最低,电脱盐排水含油量小于200mg/L,在总体费用不增加情况下,预测每年可节省69.02万元。     

混炼含酸重质劣质原油的电脱盐技术选择探讨

茂名石化公司自混炼高酸原油后,原油脱前和脱后盐含量都明显提高,脱后平均盐含量达到7mg／L以上,2007年7月脱盐和脱水合格率分别仅为38．46％和20％。影响电脱盐过程的因素有电脱盐罐内部结构、破乳剂、脱盐温度、混合强度、脱盐罐内电场强度、油水界面控制、注水量等。根据国内同类装置经验,建议采取降低进厂原油的盐含量、水含量;加强生产操作管理,强化对电脱盐工艺各项指标的考核;将二级脱盐改为三级脱盐;采用超声波脱盐技术或高速电脱盐技术;针对原油特性加强对破乳剂的筛选和使用;进行电脱盐工艺条件的优化评定;采用热量前移方法对装置换热管网进行优化改造,提高原油进电脱盐罐温度等措施,以解决电脱盐后盐含量超标问题。     

重劣质原油的电脱盐操作优化策略分析

重质、劣质原油电脱盐过程中,容易出现脱后原油含盐量高、含水量大,含盐污水带油量大等问题。胜利炼油厂4号常减压装置电脱盐系统通过提高电脱盐罐的注水量,提高各级罐的混合强度,投用三级电脱盐罐的注水回注一级罐,调低A,B罐的变压器档位等优化策略,实现了重劣质原油的深度脱盐脱水。由此提出:解决重劣质原油含盐问题的关键,是合适的注水量和混合强度、适宜的变压器档位,以及适宜的电脱盐设备;降低重劣质原油脱后带水的关键,是合适的注水量和混合强度、适宜的电脱盐设备,以及与装置原油性质相匹配的破乳剂和脱钙剂;降低含盐污水切水带油的关键,是合适的变压器档位和电脱盐罐界位,以及与装置原油性质相匹配的破乳剂、脱钙剂和适宜的注入量;原油电脱盐过程是逐级改善的过程,要合理发挥装置所有电脱盐设备的作用,实现最佳脱盐脱水目的。     

BIP生物复配破乳剂的研究与室内评价

随着高含水油田三次采油技术的大量应用,采出液分离与原油脱水逐渐成为老大难问题,原有化学破乳剂面临着脱出水处理困难与选择性强等问题,环保型生物破乳剂的研究显得尤为重要。本实验采用《原油破乳剂使用性能检测方法(瓶试法)》,将初步筛选出的高效生物破乳剂BIP与多种嵌段聚醚类化学破乳剂进行了不同比例复配体系的室内乳状液破乳效果研究。实验发现,不同复配体系破乳后的油水界面清晰,脱出水中含油量低,生物复配体系破乳剂24h的破乳效率均达到95%以上。实验结果显示,不同比例的生物破乳剂复配体系的破乳效率略有不同,但总体规律基本一致。生物破乳剂本身的破乳效率较化学破乳剂低,但两者之间存在明显的协同作用,优于单一破乳剂的使用。本实验未对不同化学破乳剂与生物破乳剂进行复配实验,不排除存在复配不理想的结果 。     

炼厂加工伴洗油的影响与对策

某炼厂租用国家管网原油罐作为进口原油的中转罐,中转罐清罐前使用原油进行冲洗,洗后原油俗称伴洗油,与其他原油混输至炼厂加工。因伴洗油中水、盐和固体杂质含量高,原油切水量大,固体杂质易在储罐中沉积,不利于储运系统切水清罐操作。加工伴洗油期间,常减压装置脱前原油水含量超出控制指标≤0.5%(质量分数)共计35次,盐含量最高1316mgNaCl/100mL,出现电脱盐电流波动,脱后盐含量多次不合格,初馏塔与常压塔顶压、液位等参数大幅波动,低温部位设备腐蚀加剧,污水处理系统污水氨氮及电导率升高等问题。针对存在的问题,采取了单炼石蜡基原油,控制伴洗油配炼比例,加强电脱盐反冲洗,污水处理系统加注硝化菌种,优化污水处理流程等措施,有效缓解了伴洗油的影响。提出优化原油库原油预处理剂,完善原油库脱水设施,优化调整原油罐功能,增加原油沉降时间等建议,以进一步缓解伴洗油对炼厂平稳运行的影响。     

X油田Y联合站老化油破乳剂新配方实验研究

X油田Y联合站老化油具有黏弹性模量高、不溶的黏土矿物及含铁的不溶固体杂质含量高的特点,导致该联合站老化油破乳脱水过程中杂质分离困难且经常出现"垮电"现象。常规工艺对于该联合站老化原油的处理效果并不理想,因此针对该联合站老化油处理难的问题,通过对预先筛选配置的15种老化原油破乳剂进行单因素实验分析优选,后得出在处理该联合站老化油时,破乳剂21号和401号的破乳脱水效果最好。通过对21号和401号破乳剂进行进一步的复配破乳实验研究,得出老化油破乳剂新配方的21号和401号破乳剂按1∶1配比混合、破乳浓度为250μL/L、温度为75℃时,对该联合站老化油的脱水效果最好,且脱出水水质清晰,油水中间过渡层最薄。后将该复配配方应用于Y联合站的1000m~3沉降罐的老化油破乳脱水实验,脱水24h后,含杂质的中间过渡层变清,脱水油含水及脱出水中含油均低于1%,达到了原油外输要求。     

提高延迟焦化装置原料适应性及轻质油收率的措施

中小型炼油厂常减压蒸馏装置能力不足,原料油不稳定,品种既多且杂,加之下游缺乏焦化蜡油加工手段,如何提高延迟焦化装置原料适应性以及轻质油收率,是面临的问题之一。工艺流程选择上,采取原料油进换热器换热→原料缓冲罐→两级电脱盐→换热器换热→再换热→分馏塔分馏的方案,采用三级电脱盐工艺;焦化分馏塔兼作常压蒸馏塔,原油在焦化分馏塔内进行闪蒸,以拔出其中的直馏轻组分,同时与焦化反应产物一并分离,使装置具有常压蒸馏装置和焦化装置的双重功能。提出了原料油经换热、脱盐再换热后进焦化分馏塔分馏,采用大循环比操作,以及相应的防结盐、防结焦和提高轻质油收率的措施。运行经验表明,优化原料油换热流程,增加电脱盐部分及循环比的调节,可以使延迟焦化装置对重质原料油、常渣、减渣进料都有很好的适应性;完善分馏系统、吸收稳定系统及大循环比操作,可以提高轻质油收率;相应采用有效的防结盐、结焦措施,可以提高装置的运行稳定性。     

超重原油常减压蒸馏设计思考

超重原油储量和产量的增长,给中国炼油业的原油进口多元化带来了新的机遇和挑战。高密度、高黏度、高硫氮酸、高沥青质、高金属、高残炭、低H/C比等主要特性说明超重原油是世界上最难加工的原油,通常选择常压/常减压蒸馏+延迟焦化+渣油加氢裂化+缓和加氢裂化/催化裂化+馏分油加氢精制的总加工路线。按照加工常规原油设计的炼厂在加工超重原油时,必须认真考虑各种原油特性带来的影响。针对以往超重原油加工中遇到的问题,工程设计时要认真考虑总加工路线,尤其对换热器、电脱盐、卧式双面辐射减压炉、常减压塔等部位要认真思考。蒸馏设计时,根据"高流速、低结垢"设计理念,推荐采用壳程减渣流速1.2~2.4m/s、管程原油流速≥2.4m/s的螺旋折流板换热器;在15~25℃预热温度调控余量下,采用大容量变电压的三级高速电脱盐方案;采用可保证HVGO质量和在最小允许洗涤喷淋密度1.0m3/(m2·h)下得到合格的最大HVGO收率的微湿式减压深拔减压塔设计。     

常减压装置塔顶系统的腐蚀机理与防腐措施

常减压装置塔顶及其冷凝冷却系统发生低温位(温度小于120℃)腐蚀,其机理主要是HCl-H2S-H2O腐蚀:原油中的盐类在一定温度和有水存在的条件下发生水解反应,生成腐蚀介质HCl;在原油蒸馏过程中,HCl及原油所含硫化物被加热分解成H2S;在低温冷凝区,HCl遇水(H2O)即形成浓度达1%～2%的稀盐酸,形成设备腐蚀。防腐措施主要是对原油深度脱盐并在塔顶注入中和剂和缓蚀剂。采用交直流高速电脱盐技术,并优选中和剂和缓蚀剂。措施实施后,原油中盐含量小于3mg/L、水含量小于0.3%,电脱盐排出的污水的含油量小于100μg/g,分馏塔塔顶脱出水中的铁离子含量小于3mg/L,排出水pH值大于等于7。各项指标都达到炼油行业工艺防腐的技术要求,使塔顶及其冷凝冷却系统的腐蚀得到了有效控制,保证了装置的安全、平稳、长周期运行。     

污水汽提装置设备结垢原因分析及解决措施

惠州炼化污水汽提装置开工运行一年半后出现了汽提塔重沸器、脱硫塔、脱氨塔塔盘结垢严重等问题,影响到装置的长周期运行.导致装置结垢的主要因素是污水中含有环烷酸盐、沥青质和挥发酚、催化剂粉末、焦粉等.从降低常减压装置污水量,原料水加强除油、过滤和破乳,加强酸性水罐的管理等方面,提出解决装置结垢的措施与建议:通过减顶污水回注电脱盐、常顶污水回注常减顶,降低常减压装置去污水汽提装置污水量25～35t/h左右,可降低装置处理负荷,同时降低混合污水的环烷酸铵和沥青质含量,降低结垢趋势；加强上游装置油水分离罐界位控制,减少酸性水带油量；加强对原料水,特别是焦化、催化酸性水及污油脱水的监控,加入高效破乳剂,或采用滤芯小于25μm的过滤设备处理污水,可提高阻垢效果.同时,污水原料水A罐做好静态除油,B罐定期进行脱油、罐底脱泥操作,并利用撬装设备定期对原料水A罐进行机械清罐,可延长运行周期.     

重油加工路线的优化及实践

随着世界原油重质化趋势的加剧,对重油的深度加工成为炼厂面临的重要课题之一。结合现有装置特点,开展技术理论分析,选择5种重油加工路线,并运用RSIM模型软件,比选了不同加工路线的经济效益,确定了最优路线,即:"催化裂化-溶剂脱沥青-延迟焦化-油浆拔头"组合加工工艺路线。该组合工艺工业应用表明,与优化前的加工方案相比,在重油加工流向中,溶剂脱沥青装置加工负荷增加,延迟焦化装置加工负荷显著下降。同时,延迟焦化和催化裂化装置的加工原料密度和残炭值上升,原料的劣质化性质明显。从产品分布看,全厂汽油、煤油和柴油合计收率上升1.42个百分点,且柴汽比下降0.11,全厂液体产品收率提高1.69个百分点,石油焦+沥青收率下降2.27个百分点,说明该组合工艺有助于改善产品分布。按2014年价格体系测算,每吨原油加工效益可增加63元。并且,随着装置苛刻度的加大和装置结构的完善,企业的经济效益会进一步扩大。     

中低温煤焦油电化学脱水脱盐技术研究与应用

针对煤焦油原料中盐含量高造成的设备腐蚀和堵塞问题,以典型中低温煤焦油为原料,采用物理/化学相结合的方法开展了煤焦油电化学脱水、脱盐预处理技术研究,优选获得了一种复合破乳剂SXF2070A并对工艺操作条件进行优化。室内实验结果表明:在破乳剂用量为5×10~(-5)、电场温度为130℃、电场强度为1 300 v/cm、注水量为6%、电场频率为1 500 Hz和停留时间为30 min条件下,二级电化学处理后含水小于1.5%、含盐为1.1 mgNacl/L;现场应用数据表明:采用室内优化条件和交流供电方式,煤焦油电化学处理后含水小于1.4%,含盐小于3 mg Nacl/L。采用高频电脱盐技术,能在煤焦油电化学处理指标达标的基础上有效降低操作电流,降低总能耗达31.8%,达到0.43 kgEo/t原油,节能降耗效果明显。     

先进过程控制在平稳常减压装置操作的应用

青岛石化3.5Mt/a常减压装置主要加工进口高酸原油,包括达连、达混、杰诺、罕戈、瓦斯科尼亚、荣重、帕兹弗洛、马林、凯撒杰等品种,由于原油性质复杂,原油换罐频繁,对常减压装置平稳操作提出了更高要求。青岛石化常减压先进过程控制系统(APC)包括4个控制器,分别是常压炉控制器、常压塔控制器、减压炉控制器、减压塔控制器。各控制器投用后,装置关键被控变量的控制更为平稳,主要操作参数的标准偏差均降低30%以上,减轻了操作人员的劳动强度,装置能耗明显降低。先进过程控制系统投用后,装置总能耗比上年同期有所下降,其中燃料气及用电量耗能下降明显,加工1t原油,燃料气消耗平均减少1.4kg,用电量平均降低0.55k W·h,全年累计可节约3640t燃料气,节省用电1430000k W·h,有效压减装置运行成本。