缔合聚合物对常减压蒸馏装置的影响及对策

2015-11-29葛玉龙晋西润薛光亭

石油化工腐蚀与防护 2015年4期

葛玉龙，潘岩，晋西润，薛光亭

(中海油(青岛)重质油加工工程技术研究中心有限公司，山东青岛 255434)

聚合物驱作为高含水油田提高采收率的一项重要技术，在油田取得了很好的降水增油效果［1］，对提高原油采收率、稳定老油田原油产量起到了重要作用［2］。在高温、高压、复杂的生物及化学条件下，聚合物易于变性而成为堵塞物，是注聚油田普遍存在的难题，特别是某沿海油田应用的疏水缔合聚合物，与其他油田应用的各类改性水解聚丙烯酰胺有很大的不同，它具有黏度高、溶解性略差、溶液中存在缔合结构等特性，产生的堵塞物不易解除［3］。不但引起上游系统堵塞，而且对加工同类油品的常减压生产装置产生了一系列影响。

1 对炼油生产装置的影响

近几年以来，某公司所属B 公司、C 公司、D公司、H 公司等常减压生产装置，受某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物的影响出现了一系列问题:(1)换热器结垢、堵塞，换热系数下降;(2)原油含水量增加、乳化破乳困难，脱水难度增大，脱后含盐、含水量增大。电脱盐电流变大、电压波动，能耗升高。电脱盐罐堵塞，被迫切出系统检修，增加了装置运行及检修成本;(3)常减压塔顶部低温盐酸腐蚀加重;(4)污水处理量增大，处理难度及处理成本增加;(5)影响二次加工装置正常运行。

1.1 影响换热系统

1.1.1 换热系统结垢

受缔合聚合物驱堵塞物影响，换热器结垢比较严重(见图1)，导致流型变差，边界层变厚，影响传热效果，这些物质只有在加温的柴油浸泡后才能去除。由于换热效率下降，原油一、二、三次换热温度下降。各家生产装置换后终温降低10～30 ℃，电脱盐温度降低20～36 ℃。增加了燃料气消耗量。

图1 换热器结垢

1.1.2 换热器堵塞

受某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物影响，缔合聚合物驱堵塞物黏附在换热器上，导致系统压力上升。

D 公司常减压装置受原油某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物影响，生产后期系统压降大，装置边界的原油压力在2.2 MPa(换热器等级为2.5 MPa)，系统压力上升。

压力上升，一方面增加了机泵设备的电力消耗，另一方面泄漏率增大，装置运行超过正常操作压力，威胁安全生产。换热器堵塞清理，增加检修成本。

1.2 影响电脱盐

1.2.1 电脱盐破乳难度加大

某沿海原油采用缔合聚合物——改性聚丙烯酰胺(AP-P4)驱油，该注剂为两性疏水缔合聚合物，较普通聚丙烯酰胺有速溶、高效增粘、较好的抗剪切性、良好的传导性、稳定性和驱油效果，耐温、耐盐，但难以溶解。AP-P4 溶液在驱油过程中有较多聚合物分配进入油相，一定条件下使得油水之间更易形成水包油型乳状液，聚合物与原油相互作用，提高了微观驱油效率的同时，在油水界面增加了乳状液的稳定性［4］，从而增加了常减压电脱盐破乳的难度，电脱盐后含水量高，增加了加热炉燃料消耗，提高了加工成本。

为提高破乳效果，只能加大破乳剂注入量，增加了破乳剂消耗量。2013 年检修D 公司新投用电脱盐罐，运行3 个月后，破乳剂注入量最大增加25 μg/g(见表1 和表2)。

1.2.2 脱后含盐上升，排水中含油量上升

2013 年7 月初检修D 公司新投用电脱盐罐，运行3 个月后，脱后含盐量翻一番。排水含油量由2.9～4.5 mg/L 上升到12.1～14.8 mg/L(见表1～2)。

表1 D 公司新电脱盐运行初期部分测试数据(2013 年)

表2 新电脱盐运行三个月后的数据(2013 年)

1.2.3 电脱盐电压波动

近年某公司各家常减压生产装置电脱盐因缔合聚合物驱堵塞物附着在电极板上，引起电压波动，电流变大，妨碍了正常运行(见图2)。

C 公司因原油性质变化，电脱盐运行时电流持续从90 A 上升至200 A 以上，电脱盐电耗较高，日电耗 3 000 kW · h 以上(相当于1.2 kW·h/t原油)，不仅影响电脱盐正常运行，而且增加了运行成本。全年运行电脱盐，按增加电耗0.8 kW·h/t 原油计算，740 kt 原油增加电耗60 ×104kW·h，增加成本约48 ×104RMB¥。

图2 B 公司2013 年10 月电脱盐罐附着缔合聚合物驱堵塞物

1.2.4 电脱盐反冲洗用水量增加

因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，电脱盐罐短期积存大量缔合聚合物驱堵塞物，电脱盐反冲洗次数由一周一次，被迫增加到到一天一次，水的消耗量大幅度增加。

1.2.5 堵塞电脱盐罐

B 公司常Ⅰ装置原料为某沿海原油，2013年4 月装置完成消缺后开工运行正常，7 月份开始，装置一级电脱盐罐堵塞，无法正常运行。被迫于2013 年10 月将一级电脱盐罐切出系统进行检查，打开人孔后，发现罐内存有大量缔合聚合物驱堵塞物粘稠状物质(见图4)，已堆积到人孔下方100 mm 位置，清理后电脱盐电流正常，此次停工8 d 利润损失加能耗、检修费用合计损失约500 ×104RMB ¥ 。此后原油性质变化影响，电脱盐罐每2 个月切除出来清理一次。

D 公司2014 年4 月消缺，发现电脱盐罐内有大量缔合聚合物驱堵塞物粘稠状物质，共清理60桶(图3)。

图3 某公司电脱盐罐内缔合聚合物驱堵塞

1.3 常减压蒸馏装置腐蚀加重

1.3.1 常减压塔顶设备腐蚀加重

因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，致使电脱盐效果变差，大量盐类进入常减压塔顶，造成常减压塔顶系统盐酸腐蚀加剧。

2014 年4 月份D 公司消缺，发现材质为耐氯离子腐蚀的2205 双相钢常压塔上部六层塔盘、浮阀、塔壁，腐蚀加剧(见图4)。

2014 年5 月份C 公司检修鉴定发现常压塔上部316L 塔盘、浮阀应力腐蚀严重，浮阀踩踏或用手一捏开裂，塔盘局部开裂(见图5)。

图4 D 公司2205 常压塔上部六层塔盘、浮阀、塔壁腐蚀图

图5 常压塔上部塔盘、浮阀应力腐蚀开裂

1.3.2 塔顶油气线及循环系统管线腐蚀加重

因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，常减压塔顶油气管线及塔顶循环系统管线设备腐蚀加重，近几年碳钢换热器、碳钢管线多次出现过腐蚀穿孔问题，威胁某公司各家常减压蒸馏装置的安全运行。腐蚀严重的设备、管线被迫更换或材质升级。

受某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，H 公司2011 年、2013 年两次检修发现常减压塔顶油气及塔顶循环换热器E104/1-2，E127，E128，E129 和E125/1-2 结垢腐蚀严重，被迫更新管束(见图6)。

图6 2011 年消缺H 公司常减顶换热器腐蚀

1.3.3 增加了塔顶注剂及管线、设备检维修费用

为减缓常减压塔顶腐蚀，某公司各常减压蒸馏装置加大了塔顶缓蚀剂、碱、氨、水注入量，增加了生产成本。

因严重腐蚀，被迫更换管线及设备或材质升级，增加了设备维修费用。

1.4 影响二次加工装置正常运行

1.4.1 影响润滑油装置正常运行，催化剂失去活性B 公司因某沿海原油中缔合聚合物驱堵塞物的存在，严重影响电脱盐运行效果，造成润滑油原料含盐高。这些金属元素沉积于催化剂表面或孔道中，造成催化剂永久性失活，影响催化剂的活性，并影响润滑油产品质量(见表3)。

表3 2014 年3 月份B 公司润滑油原料金属离子含量对比 μg/g

1.4.2 影响加氢装置正常运行

B 公司常二线、减二线、减三线等是后续加氢装置所需原料，盐含量超标，无法进下游装置加工;B 公司加氢脱酸装置因缔合聚合物驱堵塞物附着，精密过滤器反冲洗频繁，催化剂表面积碳严重，催化剂使用寿命大幅缩短。

1.5 影响储运和污水等系统的正常运行

1.5.1 储运系统脱水难度加大

由于某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，2010年开始，各家油水分离效果差，原油脱水逐渐变差，即使有足够的温度以及沉降时间，通过切水阀脱除的水含油量增加，后期脱出的水含大量缔合聚合物驱堵塞物，呈灰黑色的。同时由于明水未能及时脱除，造成向装置所供原油含水量增加，增加了装置燃料、电能消耗。

D 公司向装置所供原油水质量分数，从原来的0.25%上升到目前0.60%左右，装置能耗也因此增加。

因原油含水过高，原油罐切换过程中，原油中水迅速汽化，导致系统压力上升，换热网络系统及生产装置长时间大幅度波动。C 公司因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，原油罐每次切换时，因原油含水量上升、脱除困难，装置原油系统压力上升0.2～0.3 MPa，换热网络系统及装置操作波动4～6 h，严重威胁装置安全生产。国内炼油装置曾出现过因原油带水，装置波动，引发换热器泄漏着火的次生事故。

1.5.2 原油罐加温脱水及清罐费用增加

D 公司每年因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，原油升温脱水年增加蒸汽消耗94.8 ×104RMB¥。每年产生的2 000 t 罐底油回炼费用达64.4 ×104RMB¥，清罐费用为39.4×104RMB¥。

1.5.3 污水处理负荷难度及成本增加

因某沿海油田缔合聚合物驱堵塞物，原油罐切水、电脱盐切水含油高、脱水量大，排水中夹杂一些胶状缔合聚合物驱堵塞物，影响污水处理系统的正常运行，导致污水处理难度和处理成本增大。

C 公司脱水期间，污水处理系统气浮困难;BAF 效率下降，中水COD 上升，颜色发黄。为提高气浮效果，增加PAC 絮凝剂30%以上(大约10 kg/d，增加约1 t/a);有时采取中水循环稀释手段，增加15%污水循环处理(1～2 t/h)。相应增大了污水处理难度及污水处理成本。