原油脱盐脱水过程存在的问题和解决方案探讨_王龙延.pdf

书书书2023 年第 40 卷 第 2 期石油化工腐蚀与防护 CORROSION PROTECTION IN PETROCHEMICAL INDUSTRY特 约 专 稿引用格式:王龙延，李鹏，王妙，等 原油脱盐脱水过程存在的问题和解决方案探讨J 石油化工腐蚀与防护，2023，40(2):1-7WANG Longyan，LI Peng，WANG Miao，et al Discussion on problems and solutions in crude oil desalting and dehydration process J Corrosion Protection in Petrochemical Industry，2023，40(2):1-7原油脱盐脱水过程存在的问题和解决方案探讨王龙延1，李鹏2，王妙3，申明周1(1 中石化炼化工程集团洛阳技术研发中心，河南 洛阳471003;2 中国石油化工股份有限公司炼油事业部，北京100728;3 科益实(上海)工业技术有限公司，上海200082)摘要:原油脱盐脱水过程面临着脱后原油盐含量、水含量、排水含油量不稳定，脱盐罐中油泥堆积量大，脱盐罐内乳化层较厚等有待解决的问题。其原因是工程技术人员对该过程的技术原理理解不全面、工业装置基础数据不全、缺乏先进的优化工具和耦合创新成套技术。建议企业升级原油脱盐脱水管控指标，推动技术进步。工程技术人员要紧密结合实践，开展原油脱盐脱水过程技术基础研究，深入研究关键因子的影响及其相互作用，加快技术集成创新，按照量体裁衣的方法论开发组合技术，用数字化智能化先进技术优化装置运行。关键词:原油脱盐脱水;电脱盐;油水分离;集成创新;组合技术收稿日期:2022-11-11;修回日期:2023-01-27。作者简介:王龙延，正高级工程师，博士，享受国务院特殊津贴专家，中国石化集团有限公司高级专家，中石化炼化工程(集团)股份有限公司首席专家，本刊编委会主任，主要从事石油炼制技术研究和管理工作。E-mail:wanglongyan segrsinopec com原油脱盐脱水是炼油企业第一个加工单元过程，其初衷是脱除原油中的水分、水溶性盐分和固体机械杂质，为下游加工装置提供相对无害化的原料。该单元过程的运行效果对于确保下游加工装置安全运行、减轻设备与管道腐蚀、降低能源消耗、减少含盐含油污水排放、减轻催化剂床层结垢、防止催化剂中毒、减少催化剂消耗以及改善产品产率和产品质量等都至关重要。面对炼油结构调整和绿色低碳转型，以渣油加氢和重油催化裂化等重油加工路线取代延迟焦化路线的步伐明显加快，新兴的原油直接裂解制化学品技术已经进入商业化阶段，随着国家节能减排的政策法规对减少水耗和污水排放的要求变得不断苛刻，下游加工装置对脱盐脱水过程的要求除了继续降低脱后原油的盐含量、水含量和排水含油量外，还期望在这个环节能够脱除原油中的有机氯化物和重金属。这些要求给原油脱盐脱水技术带来了新的挑战。该文系统梳理原油脱盐脱水单元存在的问题，结合国内外近期相关研究成果，探讨应对新挑战的解决方案和技术对策。1电脱盐存在问题和原因分析从化学工程的角度来看，原油脱盐脱水单元的本质是油相和水相的液-液两相萃取分离过程。自从人们发现“电场强化-化学破乳”可以大幅度提高油水重力沉降分离效率后，原油脱盐脱水就一直沿着这种电化学方向发展，以至于业内通常把该过程都简称为电脱盐。半个多世纪以来，国内外围绕电脱盐过程中油水混合器、脱盐罐内构件结构、供电模式、破乳剂与超声波破乳、操作条件优化和电脱盐切水的油水分离等环节开展了大量的研究，形成了交直流电脱盐、脉冲供电电脱盐、超声波电脱盐、高频高电压电脱盐、油相进料高速电脱盐、水平进料鼠笼式电脱盐、双进料双电场电脱盐和多级梯度电场复合电脱盐等技术装备1-3。目前国内加工轻质原油(相对密度不大于 0 9)和重质原油(相对密度为 0 9 1 0)的绝大多数炼化企业都可以通过两级或三级电脱盐装置满足脱后原油含盐质量浓度小于 3 mg/L、含水质量分数小于 0 3%、切水含油质量浓度小于 200mg/L 的行业管理(中国石化)指标。但对于个别加工高酸、高胶质和高沥青质的重质稠油的企业，即使采用四级电脱盐，装置运行达标率仍然不高。国内电脱盐技术经过三十年的发展，已经达到了1特 约 专 稿石油化工腐蚀与防护2023 年第 40 卷国际先进水平，进入发展的平台期，从量变到质变进一步发展面临着新的挑战和机遇。目前电脱盐技术装备运行中存在的主要问题表现在:(1)重质原油脱盐后存在盐含量、水含量不稳定的现象，有的企业达标率不高;(2)电脱盐排水含油质量浓度高于 200 mg/L 的情况经常发生，这种含盐含油的乳化水体很难处理;(3)一级电脱盐罐中油泥堆积量大，反冲洗难度加大;(4)电脱盐罐内油水界面乳化层变厚，往往会造成界位仪数据失真，使罐内油水界位无法判断，导致供电系统短路跳闸。随着炼化企业渣油加工路线从延迟焦化向渣油加氢、重油催化裂化/裂解的转变，企业对原油脱盐脱水单元有了更多的期望:(1)脱后原油的水含量和盐含量进一步降低;(2)能够有效脱除有机氯化物和强酸性物质;(3)具备一定的金属(Ca，Fe，Ni 和 V)脱除效果，以保证下游渣油加工装置催化剂使用寿命和全厂安稳长满优运行。新的期待对原油脱盐脱水技术研发来说既是挑战，也是机遇。1 1工业装置运行基础数据不全由于电脱盐在炼化企业中仅仅是常减压蒸馏装置的一个预处理单元，在企业的技术管理系统中没有相对独立的责任主体，该单元的运行检测数据指标主要是行业管理指标。即使是在业内实施对标管理的先进企业(如中石化长岭分公司)，也没有对电脱盐单元进行独立的技术标定。实际上，原油脱前脱后的粗物料(油、水、盐和机械杂质)平衡、细物料(S，N，P，Cl，F，Si，Na，K，Ca，Mg，Fe，Ni，V 和 Cu 等原子)平衡、酸碱平衡、无机氯与有机氯平衡、切水含油量、BOD/COD/氨氮、pH值和悬浮物等对于综合分析电脱盐单元运行绩效、存在的技术问题至关重要。例如，含有 P 和 Si 的破乳剂和脱钙剂等可能会造成含盐含油的排水处理困难;原油开采使用的各种助剂与原油在船运、管道输送和储存过程中产生的固体机械杂质都会影响脱后原油盐含量的达标以及外排污水的处理，造成下游装置设备腐蚀(当有机氯未被脱除时)4-5。除此之外，原油的四组分组成、密度-温度曲线、黏度-温度曲线、乳化分离指数(ESI)6-7 等可为优化单元操作提供重要的基础数据。1 2操作参数整体优化缺乏先进工具原油性质变化对电脱盐装备的运行结果影响最大，原油在罐内有效空间(有效电场)中的停留时间越长，越有利于降低脱后原油的水含量和排放污水的油含量。当然停留时间加长，意味着降低设备加工效率，或增加设备投资和占地面积。即使对性质比较稳定的原油，电脱盐装备的设计优化和操作优化仍有很大的空间。大量的研究和工业应用实践表明，脱盐罐外的油水混合强度、稀释水注入量和 pH 值、罐体内电场强度和频率、破乳剂和注入量、脱盐脱水温度、两相界面高度以及超声波破乳的功率和强度等均存在优化操作区域。例如，从油水混合强度(以静态混合器混合阀压力降表示)与脱后原油盐含量、水相沉积物和水含量(BSW)的关系(见图 1)可以看出，随着原油与稀释水的混合强度的增加，脱后原油盐含量迅速降低而 BSW 缓慢提高;待混合的两相分散尺度达到某一临界值 L 后，混合状态从宏观尺度进入介观尺度，脱后原油盐含量和 BSW 达到相对稳定的优化区域;当继续增强混合，加大混合尺度至另一临界值 时，脱后原油盐含量和BSW 急剧提高8。分散相液滴在介观尺度下粒径越小、粒径分布越集中，代表油水在介观尺度下混合越均匀。图 1混合强度对原油脱盐效果的影响再如，超声波破乳利用超声波的物理作用方式对注水后的原油进行处理，提高油水在电场与重力作用下的分离效果。超声波在传播过程中产生机械振动，带动原油乳化液的剧烈振动，增加乳化液中液滴间的碰撞概率，降低液滴的表面张力，从而有利于液滴的聚结，生成更大直径的水滴，强化了重力和电场作用下油水分离的效果。超声波发生器的功率也存在明显的优化操作区间，功率过低，不能达到较好的破乳效果;反之，功率过高则有可能形成过度乳化，乳化液趋于稳定状态，对生产操作造成不利影响9。2第 2 期王龙延等 原油脱盐脱水过程存在的问题和解决方案探讨特 约 专 稿目前，国内电脱盐装备的运行优化基本上依据物理化学原理或根据设备和破乳剂供应商通过实验室试验结果提出的建议，进行长期(有时达到数年)的试验摸索，逐步积累一些操作优化的经验。当原油性质发生变化或其他操作条件受到约束时，又要进行重新探索。这说明国内原油脱盐脱水过程没有赶上炼化行业数字化智能化发展的步伐。国外已经开始通过建立数学模型来对大型脱盐工艺设备(包括混合阀和脱盐罐)进行仿真模拟，从而实现设计优化和操作优化10。采用基于全局敏感性分析(GSA)技术和机器学习技术的电脱盐数据分析系统，能有效分析原油脱盐过程绩效相关的数据，或基于历史数据预测和评估未来工况下的脱盐技术指标11。1 3工程放大存在短板目前，业界普遍认为现有的电脱盐技术无论其结构类型如何变化，其遵循的基本原理都不能违背分散相(盐水)液滴在连续相(原油)流体中的重力沉降规律，即必须有足够的时间才能将水滴从油相中分离出来。实际上脱盐与脱水的规律并非完全一致。表1 列出了不同电脱盐装置的原油脱前脱后的盐含量、水含量、油中残水含盐量和排水含油量;表2 为某电脱盐装置各级电脱盐的原油脱前脱后的盐含量、水含量和油中残水含盐量数据。表 1不同电脱盐装置的脱盐脱水效果装置脱前原油(盐)/(mgL1)w(水)，%w(油中残水含盐)，%脱后原油(盐)/(mgL1)w(水)，%w(油中残水含盐)，%(排水含油)/(mgL1)J42G50 370 068392700073862200L22G12 560 4802611804200325000YH3M17 790 0444425201401810000Z23M31 340 1128518201001814900Z33G18 400 101842300260097700YL3M31 000 1817022801002313800注:假定原油中的可溶性无机盐完全溶解在水中。表 2某电脱盐装置脱盐脱水效果装置分析项目脱盐罐级次一级二级三级四级15 Mt/a 电脱盐(脱后含盐低值)/(mgL1)40001500500w(脱后含水低值)，%080080015w(油中残水含盐)，%05001903335 Mt/a 电脱盐(脱后含盐低值)/(mgL1)800040001000500w(脱后含水低值)，%080080080020w(油中残水含盐)，%100050013025从表 1 和表 2 的数据可以看出，脱后原油水含量并不与盐含量成正比，甚至有的原油脱前的水含量还要低于脱后的水含量。某装置四级脱盐后的水含量还高于三级脱盐后的水含量。排水含油量也和脱盐脱水率没有太多直接关系。实际上，NaCl，KCl，CaCl2和 MgCl2无机盐在 100 水中的饱和溶解度为 400 1 600 g/L，即使是脱前原油其盐含量也比饱和溶解度低三个数量级。因此，原油脱盐脱水过程的关键是洗盐，即要把油中包覆的无机盐清洗出来。对于胶质和沥青质胶粒中夹裹的盐，仅依靠充分水洗和电场的作用难以达到很好的效果。例如，某公司加工重质稠油时曾建设了一套1 5 Mt/a 的电脱盐装置，采用三级鼠笼式电脱盐技术取得了脱后原油含盐质量浓度 5 8 mg/L 的效果;但建设的另一套 3 5 Mt/a 的装置在采用该技术加工同一种原油时，三级脱后原油含盐质量浓度却大于等于 10 mg/L。在此基础上，又增加了第四级电脱盐，第四级采用智能响应交直流电脱盐技术，罐内设置了水平与垂直电极，油相在罐内由下至上依次经过各电场区域，尽管设计时大幅增加了罐容，使油相在罐内的停留时间及水滴的沉降时间增大了将近 3 倍，然而因内部电场空间大且种类复杂，严重压缩水相空间，油水界位过低，四级脱盐后盐质量浓度仍然达不到小于等于3 mg/L 的指标，在生产运行中把装置负荷降低至65%以下时才能勉强达标。1 4技术集成创新动力不足原油电脱盐要经历油水混合洗盐、乳化液破乳、水滴静电极化聚结、水滴和机械杂质重力沉降3特 约 专 稿石油化工腐蚀与防护2023 年第 40 卷以及排水除油过程，并伴随着罐底沉积物间断性冲洗过程。研究者们针对每一个过程均进行了大量的试验研究，也取得了许多卓有成效的技术成果。针对油水混合洗盐过程，有管道多级机械搅拌掺混、混合阀掺混、管式静态混合器掺混、稀释水射流掺混和稀释水静电掺混这五类技术设备。针对油水混合体系破乳过程，有水溶性破乳剂、油溶性破乳剂和复合破乳剂等化学破乳技术，以及超声波破乳、微波破乳和膜破乳等物理破乳技术装备12。针对水滴静电极化聚结过程，有直流电场、交流电场、交直流电场和高频电场，以及普通工频电源、脉冲电源、高频电源和变频电源，同时有通过电源设置来改变电场强度和方向的技术装备。针对水滴和机械杂质重力沉降过程，内构件结构设计时一般采用顶出油底出水的出料方式，而进料方式有水平进料、下部水相进料和中部油相进料(包括双进料双电场)三种方式，此外，对于重质稠油和机械杂质含量较高的进料，曾有企业尝试采用掺入轻质油和加注脱固剂的物理手段来增加两相密度差和降低沉降阻力，都取得了一定效果。对于排水除油过程，有气旋浮、静电聚结和旋流分离等技术装备13-15。另外，还有许多有关利用电脱盐装置进行原油脱重金属、脱硫、脱酸和脱有机氯方面的研究和应用报道16-19。由于技术专利商、设备和破乳剂供应商各自掌握自己的核心秘密，且往往互为竞争者，他们相互之间缺乏充分的信息交流，因此企业和工程公司在选择技术和装备方面比较被动，在技术集成创新方面也缺乏动力，只有将这些技术装备进行组合集成才能形成若干具有普适性的高效成套技术装备。2原油脱盐脱水技术升级的探讨目前国内电脱盐在技术、装备及其智能控制方面已经达到较高水平，但与炼油行业产品质量升级和清洁生产技术升级相比，原油脱盐脱水技术进步并没有大的跨越，这与炼化企业采用渣油加氢或重油催化裂化替代延迟焦化的装置结构调整不相匹配。因此原油脱盐脱水技术升级已是摆在炼化企业面前的一项急迫任务。2 1夯实脱盐脱水单元技术基础(1)应该建立完善的原油物化性能检测和表征手段，做好原油脱盐脱水单元的技术标定与资源优化。原油的密度、黏度、水含量、盐含量、有机氯含量和烃族四组分等参数均十分重要，除了增加分析频次外，有条件的时候应尽可能配备在线检测设备(例如在线近红外光谱仪、在线核磁共振分析仪和在线氯检测仪等)，随时掌握原油性质的波动。有条件的企业可以采用先进的技术软件调配原油，进行原油资源优化。(2)创造条件争取每年对原油脱盐脱水单元进行一次技术标定，对基础数据进行计算分析。(3)真正弄清楚脱盐规律、脱水规律、脱氯规律、脱金属规律以及切水含油规律等，不可将脱氯当成脱盐，反之亦然。2 2深入研究关键因子的影响尽管影响电脱盐装置运行效果的因素非常多，但从水滴在油相中的重力沉降速度(公式 1)、电场中两个水滴的聚结力(公式 2)、乳化液中液滴直径的变化规律(公式 3)和盐粒被沥青质包覆的角度分析，原油的密度、黏度、胶质和沥青质含量、油水界面张力、原油乳化液的介电常数，以及注入水的水质和注入量、电场强度、破乳剂的类型和注入量是该过程的关键因子。u=d2(1 2)g182(1)式(1)中:u 为水滴的沉降速度，m/s;d 为水滴直径，m;1和 2分别为水和原油的密度，kg/m3;为原油的运动黏度，m2/s;g 为重力加速度，m/s2。F=6E2d4D4(2)式(2)中:F 为原油乳化液中两个相邻的同等粒径水滴之间的聚结力，N;为原油乳化液的介电常数;d 为水滴直径，m;D 为两个水滴之间的距离，m;E 为电场强度，V/cm。d=C2/E2(3)式(3)中:d 为乳化液的液滴直径，m;为油水界面张力，N/m;C 为介质常数;E 为电场强度，V/cm。公式(1)至(3)中的 u，F，E 和 g 都是矢量，有明确的方向。研究者们根据上述公式原理，改变电场强度、供电方式和界面张力进而在实现小粒径水滴聚并增速方面取得很好的成效。但当原油密度接近于水的密度时，油水两相的密度差 趋近于零，水滴沉降效果变差。由于 基本上与温度关系不大，这种情况下就必须考虑引入助剂，能大幅降低被处理原油的密度和黏度，并且能够对沥青质具有良好的溶解性能。随着 的增大和油相黏度4第 2 期王龙延等 原油脱盐脱水过程存在的问题和解决方案探讨特 约 专 稿的降低，不仅乳化液的乳化程度会减轻，而且水滴在油相的沉降速度会明显提高。同理，固体颗粒物的脱除效率也会随之提高。2 3采用数字化智能化先进技术在原油脱盐脱水单元装置优化操作领域，国外的一个研究方向是从油水混合阀到电脱盐罐，都可以依据基于连续稳态方程的颗粒数量平衡公式，根据原油性质、洗盐水物性、混合阀特征和脱盐罐及电极参数建立过程数学模型。通过模型方程求解、模型校核得到模型参数，从而实现操作参数优化。例如，美国加州大学和伊朗西拉子大学合作开发的模型，通过模拟来优化电场强度，可以使油水分离效率从 93 92%提高到 97 85%;通过优化混合水的比例，可使脱后原油含盐质量浓度从 9 09 mg/L 降低到 3 82 mg/L20。另一个研究方向是基于大数据分析来预测和评估未来工况下的脱盐技术指标，进而实现参数优化，这对拥有多套装置、加工多种原油的大型炼油公司更为实用。例如，意大利米兰大学和伊朗科技大学等合作研发的原油脱盐历史数据分析系统，通过人工神经网络技术，连续 3 年对一套工业装置 14 个参数的数据库进行分析，建立了线性和非线性回归模型，能有效分析原油脱盐过程绩效相关的数据，准确地预测未来不同场景下的装置运行效果。据报道，预测原油破乳效果的准确率在 98%以上21。中国石化青岛安工院也曾用 Fluent 软件对电脱盐罐体内油水两相的流场规律进行过模拟计算研究，发现了罐体结构设计中存在着出口水含量偏高的现象。近年来，采用计算流体力学(CFD)、大数据(BD)、数字孪生(DT)、虚拟现实/增强现实(VR/AR)等数字化智能化先进技术来优化石油化工装置的操作已成趋势。因此，将这些先进技术与原油脱盐脱水过程结合起来，推进该项技术的整体升级、实现现有资产的优化配置是今后的重点攻关方向。2 4加快技术集成创新与组合技术开发随着原油品质越来越差，其脱盐脱水的难度加大，现有的脱盐脱水技术难以适应未来的发展需要。因此，要重点开展以下工作:(1)要系统梳理现有的各种先进的电脱盐成套技术，从原油罐区到切水除油的每一个环节，分析各单项技术的优缺点，整理出针对不同原油特点的成套组合技术，做到量体裁衣，使每一批(混合)原油都能有相应的最佳解决方案。例如当原油性质发生变化时，就应该采用新的破乳剂配方包。(2)要解放思想，跳出主要围绕电场强化做文章的固有思维态势，将近年来化工过程强化中的新工艺、新设备和新材料用于原油脱盐脱水单元。实际上，国内外在超声波、微波、微纤维膜和原油空化降黏破乳等方面已有很多研究和工业尝试。例如，采用乙二醇萃取除盐除水方法22，利用纤维液膜脱盐脱水工艺设备23，以及将脱盐罐的乳化层抽出进行电絮凝离心分离操作的技术设备24 等新的单项技术。(3)在原油脱氯、脱酸和脱金属等方面研究成果的基础上，深入研究这些工艺方法与原油脱盐脱水过程装备的兼容性，若能将这些新成果嫁接到该过程，将对原油脱水脱杂质十分有利。2 5升级原油脱盐脱水管控指标目前国内大多数企业电脱盐装置的管控指标一般是脱后原油含盐质量浓度小于等于 3 mg/L(中国石油管控指标是 2 0 mg/L)，含水质量分数小于等于 0 3%，切水含油质量浓度小于等于 200mg/L。这对加工轻质原油的企业而言比较容易满足要求。随着原油脱盐脱水技术的进步，建议根据原油性质和减压渣油加工路线确定新的行业技术指标(建议管控指标见表 3)。表 3建议的原油脱盐脱水管控指标原油密度(20)/(kgm3)减压渣油加工路线(脱后原油含盐)/(mgL1)w(脱后原油含水)，%(装置切水含油)/(mgL1)890延迟焦化或脱沥青200 2100890其他100 150890 920延迟焦化或脱沥青250 2150890 920其他200 1100920延迟焦化或脱沥青300 3200920其他250 3150通过实施新的管控指标，推动企业采用新技术对原油脱盐脱水装备进行升级改造，优化装备操作工况，确保全厂各装置长周期安全稳定运行，提高经济效益和生态效益。5特 约 专 稿石油化工腐蚀与防护2023 年第 40 卷3结论和建议针对炼油结构调整和绿色低碳转型发展的新形势，提出了目前国内原油脱盐脱水过程存在的问题和挑战，从理论和实践两个方面剖析了问题的原因。在此基础上，深入探讨了原油脱盐脱水过程技术与装备升级的方向和技术措施。(1)目前电脱盐过程存在的主要问题反映在四个方面:一是重质原油脱盐后存在盐含量、水含量不稳定的现象，时常出现不达标的情况;二是排水含油量超标情况经常发生，形成难处理水体;三是脱盐罐中油泥堆积量大，反冲洗难度大;四是脱盐罐内存在较厚的油水界面乳化层，造成界位仪数据失真，导致供电系统短路跳闸。(2)从技术创新与管理创新的角度分析，上述问题产生的主要原因是企业对工业装置运行优化不够重视，导致基础数据不全，缺乏先进工具对操作参数进行整体优化，工程技术人员对技术原理没有吃透，导致工程放大存在短板，对各环节的先进技术没有进行组合集成，尚未形成强强联合的耦合创新成套技术成果。(3)建议企业升级原油脱盐脱水管控指标，推动技术进步。工程技术人员要紧密结合实践，开展原油脱盐脱水单元技术基础研究，深入研究关键因子的影响及其相互作用，按照量体裁衣的方法论开发组合技术，用数字化智能化先进技术优化装置运行。参考文献 1刘祖虎，武英冲，孙云，等 原油电脱盐脱水新技术研究和应用进展J 炼油技术与工程，2016，46(8):6LIU Z H，WU Y C，SUN Y，et al Research application pro-gress of electrostatic desalting dehydration technologiesJ Petroleum Refinery Engineering，2016，46(8):6 2陈家庆，黄松涛，王姬革，等 高频/高压脉冲交流电场破乳技术及其原油电脱盐应用研究J 石油炼制与化工，2017，48(8):13CHEN J Q，HUANG S T，WANG J G，et al Research on crudeoil electrostatic demulsification technology under high-frequen-cy/high-voltage pulsed AC electric field and its application incrude oil desaltingJ Petroleum Processing 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上海:华东理工大学，2017LI X A Study on crude oil desalination based on ethylene glycolextraction coupling with electric desaltingD Shanghai:EastChina University of Science and Technology，2017 23 李华，佘喜春，贺际春，等 一种原油膜传质预处理系统:CN203999513U P 2014 12 10LI H，SHE X C，HE J C，et al A type of pretreatment system ofcrude oil by mass transfer through membrane:CN203999513U P 2014 12 10 24 姜艳玲，韩磊，姜春明，等 一种原油脱盐脱水设备及其应用:CN108203592A P2018 06 26JIANG Y L，HAN L，JIANG C M，et al A type of equipment forcrude oil desalination dehydration and its application:CN108203592A P 2018 06 26(编辑唐应彪)Discussion on problems and solutions in crude oil desaltingand dehydration processWANG Longyan1，LI Peng2，WANG Miao3，SHEN Mingzhou1(1 SEG Luoyang RD Center of Technology，Luoyang 471003，China;2 SINOPEC Petroleum Refining Department，Beijing 100728，China;3 Koch Engineered Solutions Limited，Shanghai 200082，China)Abstract:Due to incomplete understanding of process principle，insufficient basic data of the commercial units，lack of advancedoptimization tools and integrated innovation technology，process of crude oil desalting and dehydration was faced with problemssuch as unstable salt and water content in the treated crude oil as well as oil content in the drainage，large accumulation of sludgeat the bottom of the drum，and thick emulsification layer existed in the interface between oil and water in the drum It was sug-gested that enterprises upgrade the control index of the