原油含盐水的多重隐患：忽视预处理将带来高昂代价

从地下开采出的各类原油均含有大量水分、无机盐类（如氯化钠、氯化钙、氯化镁）以及有机盐与其他杂质。其中，大部分无机盐溶于水，形成盐水体系。尽管原油在开采后已在油田完成初步的脱盐与脱水工序，但在输送至常减压装置时，其中依然残留一定比例的盐分和水分。这些残留的盐与水，不仅干扰装置运行的稳定性并推高能耗，还会显著加剧设备腐蚀风险，损害最终产品品质，并对下游装置的生产效率产生不利影响。正因如此，各大炼油企业均高度重视原油的脱盐工序。原油脱盐已不再仅仅是常减压蒸馏工艺中“一脱四注”防腐措施的一个环节，而是提升为原油预处理过程中不可或缺的关键步骤。

金属盐类对原油加工过程的干扰作用

原油中所含金属主要以两种形态存在：一类为油溶性的金属化合物或有机盐，它们以溶解形式分布于原油中；另一类为水溶性的碱金属或碱土金属盐类，极少部分以悬浮结晶态存在，绝大多数溶于水，并以乳化液形式分散于原油内部。统计显示，约90%的钠盐、约10%的钙盐与镁盐属于水溶性盐类。

1. 推高系统能耗。脱盐后原油中残留的水分，在原油加热过程中蒸发，吸收大量热能，导致燃料消耗上升；此外，当原油流经换热器、加热炉等设备时，水分受热蒸发，盐类析出并沉积于管壁，显著降低传热效率。

2. 干扰装置稳定运转。原油中的水分在换热流程中随温度上升逐渐汽化，致使管路压降增大，容易引发管道与换热设备的静密封泄漏，影响设备的长期稳定运行。同时，大量水分汽化还会加大塔器气相负荷，造成常减压装置操作波动，严重时甚至引发冲塔事故。

3. 加速设备腐蚀进程。原油中的无机盐（如氯化钠、氯化钙、氯化镁）在高温下发生水解，生成具有腐蚀性的氯化氢，对常减压装置塔顶系统造成侵蚀。研究表明，氯化镁约在120℃即可开始水解，若存在环烷酸，氯化钠在约300℃也会发生水解。此类反应既可在水溶液中进行，也可借助盐自身的结晶水完成。干燥的氯化氢不具备腐蚀性，但遇水后形成盐酸，从而对初馏塔（闪蒸塔）、常压塔与减压塔塔顶系统造成强烈腐蚀。

4.损害下游装置催化剂活性。原油中所含的镍、钠、铁等金属杂质，经常减压装置处理后会富集于渣油中。这些金属随渣油进入后续加工单元，将严重影响下游催化剂的性能。例如，钠会破坏催化裂化过程中分子筛催化剂的结构；镍沉积于催化剂表面，促进非选择性裂化反应，导致氢气与焦炭生成量增加；而铁离子盐类则可能引起加氢催化剂床层压降上升。

随着工艺进步，目前对原油含盐量已提出明确限制。出于防腐考虑，要求脱盐后原油含盐量低于5mg/l；而为保障二次加工过程中催化剂的稳定性，则需实施深度脱盐，将含盐量控制在3mg/l以下。