Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Нейтрализация сырой нефти

03.04.2019

Нейтрализация сырой нефти — это антикоррозионное мероприятие, направленное на снижение ее агрессивности, которое заключается в обработке нефти щелочными реагентами с целью перевода кислых компонентов нефти (сероводорода, хлороводорода и др.) в менее коррозионно-опасные соединения — соли.

Мероприятие базируется на введении в сырую нефть разбавленного раствора гидроксида натрия или его смеси с карбонатом натрия. Это дает возможность не только повысить pH водной фазы сырой нефти, но и освободить ее от низкомолекулярных тиолов. Последние переходят в сульфиды в присутствии гидроксида натрия и удаляются со стоками ЭЛОУ:
Нейтрализация сырой нефти

Высокомолекулярные тиолы так удалить не удается: их сульфиды в присутствии воды легко гидролизуются и остаются в углеводородной фазе. При достаточно обоснованном защелачивании удается частично освободить нефть даже от некоторых хлорорганических соединений.

В сырую нефть рекомендуется вводить 0,5—2%-й раствор гидроксида натрия из расчета не более 20 г NaOH на 1 т перерабатываемой нефти.

При введении нейтрализующего раствора в нефть до ЭЛОУ рекомендуется доводить значение pH водной фазы до 6,5—8,0. При значении pH стоков ЭЛОУ 8,0 даже при- переработке сернистых нефтей удается снизить скорость коррозии углеродистой стали — основного металла оборудования этого блока, примерно до 0,12 мм/год, тогда как в отсутствие защелачивания скорость коррозии может достигать десятков миллиметров в год. Передозировка реагента нежелательна, поскольку наряду с очевидным положительным эффектом введение гидроксида натрия вереду сопровождается рядом негативных явлений:

— возникает возможность развития щелочной хрупкости углеродистых сталей и связанного с ней щелочного коррозионного растрескивания;

— при повышении значения pH водной фазы сырой нефти до значений выше 8,0 на установках ЭЛОУ наблюдается нежелательный переход углеводородной фазы в стоки.

Поскольку передозировка щелочного агента весьма опасна, предложены методы расчета необходимого количества щелочного реагента. Так, если его вводят в обессоленную нефть, то учитывают количество HCl, которое должно быть нейтрализовано:

где GHCl — общее количество хлороводорода, которое должно быть нейтрализовано, г/час;

Gг, Gу/в и Gв — суммарное количество хлороводорода в газовой, углеводородной и водной фазах газосепараторов атмосферной колонны и колонны предварительного испарения соответственно, г/час.

Необходимое количество щелочного реагента рассчитывают по формуле

где m — количество реагента, необходимое для защелачивания обессоленной нефти, г/т;

k — коэффициент, учитывающий природу реагента. Для NaOH k = 1,09, для Na2CO3 — 1,51;

GHCl — общее количество хлороводорода, рассчитанное по формуле (6.3);

Gнефти — количество обессоленной нефти, которое подается на установку, т/час.

Предварительный расчет позволяет сориентироваться в количестве реагента, необходимом для защелачивания нефти. Окончательно дозировку реагентов определяют непосредственно на заводе на основании анализа результатов опытных пробегов на конкретном виде сырья.

Весьма важно правильно выбрать место ввода щелочного раствора. В принципе, возможны следующие участки ввода (рис. 6.1):

1) в сырую нефть перед сырьевыми теплообменниками (до ЭЛОУ);

2) в сырую нефть перед сырьевыми теплообменниками с одновременной подачей на II ступень ЭЛОУ;

3) в сырую нефть после сырьевых теплообменников (до ЭЛОУ),

4) в обессоленную нефть после ЭЛОУ перед теплообменниками колонны предварительного испарения;

5) в обессоленную нефть после теплообменников перед колонной предварительного испарения.

Каждый из перечисленных методов имеет свои достоинства и недостатки.

При подаче щелочного раствора в сырую нефть перед сырьевыми теплообменниками удается снизить коррозию материала этих теплообменников и трубопроводов подачи сырой нефти. Температура, до которой нагревают нефть в сырьевых теплообменниках (110—140°С), недостаточно высока для термического разложения хлор- и сероорганических соединений нефти с выделением соответственно хлороводорода и сероводорода. Поэтому нейтрализуются только кислые компоненты, изначально присутствующие в нефти в растворенном виде — сероводород и диоксид углерода, а также кислоты, образующиеся в результате гидролиза содержащихся в водной фазе солей. Существенная часть реагента удаляется из системы в электроде гидраторах с водной фазой и выводится из системы со стоками ЭЛОУ. В теплообменниках обессоленной нефти температуру потока поднимают до 220°С. При этих условиях возможно частичное термическое разложение хлор- и сероорганических соединений нефти с выделением соответственно HCl и H2S. Их водные растворы весьма агрессивны по отношению к углеродистой стали. Теплообменники обессоленной нефти и колонну предварительного испарения с ее холодильно-конденсационным оборудованием защитить не удается. Кроме того, при такой схеме защелачивания возможно выпадение осадков гидроксида магния и кальция, которые образуются при взаимодействии солей металлов, присутствующих в нефти, с гидроксидом натрия. Осадки забивают трубки сырьевых теплообменников и приводят к их преждевременному отказу. Такой способ подачи реагента допускается при переработке сырой нефти с низким порогом термостабильности или при наличии в ней свободного сероводорода.

В случае, когда щелочной реагент подается и перед сырьевыми теплообменниками и после первой ступени обессоливания в нефть, содержащую не более 10—15 мг/л солей, удается не только защитить сырьевые теплообменники и трубопроводы, но частично удалить некоторые хлорорганические соединения. Это дает возможность снизить коррозионный износ колонн предварительного испарения и атмосферной колонны, а также холодильноконденсационного оборудования последней. Образовавшийся хлорид натрия вымывается из нефти и уходит из системы со стоками ЭЛОУ.

Подача реагента после сырьевых теплообменников перед ЭЛОУ позволяет предотвратить закупорку трубных пучков этих аппаратов малорастворимыми гидроксидами кальция и магния. Этот метод, так же, как и первый из рассмотренных, не дает возможности защитить колонное и конденсационно-холодильное оборудование. Его используют, когда в блоках ЭЛОУ эксплуатируют электродегидраторы или дегидраторы без торкрет-бетонного или другого защитного покрытия. Помимо этих аппаратов при таком вводе щелочного агента удается снизить также коррозионный износ трубопроводов стоков ЭЛОУ. Установлено, что скорость коррозии металла снижается на порядок при поддержании значения pH дренажных вод первой ступени обессоливания на уровне 8,0, а второй и третьей — на уровне 7,5—8,0.

При защелачивании обессоленной нефти реагент не выводится со стоками ЭЛОУ. В случае подачи его перед теплообменниками колонны предварительного испарения удается защитить и эти теплообменники. и колонну предварительного испарения с ее холодильно-конденсационным оборудованием, поскольку щелочной агент нейтрализует HCl и H2S, которые образуются при разложении соответствующих органических соединений при нагреве в теплообменниках колонны предварительного испарения. Скорость коррозии материала этих аппаратов (углеродистой стали) снижается в 1,5—2 раза по сравнению со скоростью коррозии при подаче реагента до ЭЛОУ. Снижается также коррозионный износ конденсационно-холодильного оборудования атмосферной колонны и даже вакуумной. Эффективность защиты оказывается выше таковой при введении реагента на вторую ступень ЭЛОУ. Существенно снижается расход щелочного реагента, почему данный способ защелачивания считается предпочтительным. При этом наибольшей эффективности он достигает при подачи щелочи не непосредственно перед колонной предварительного испарения, а перед ее теплообменниками. Это объясняется, во-первых, увеличением времени контакта реагента с нефтью, а следовательно, и более полной нейтрализацией кислых компонентов. Во-вторых, тем, что при таком вводе реагента удается защитить саму теплообменную аппаратуру. В то же время он не лишен недостатков. С раствором реагента в нефть вводятся соли, содержащиеся в воде, которую используют для растворения реагента. Кроме того, соли образуются и в процессе нейтрализации. Все они остаются в уже обессоленной нефти. Это, во-первых, создает опасность закупорки труб теплообменников (при вводе реагента в обессоленную нефть перед теплообменниками). Во-вторых, соли, оставшиеся в нефти, при ее перегонке попадают во фракции и остатки. Это приводит к отложению солей в бензиновой и керосиновой секциях ректификационных колонн, загрязнению клапанов и тарелок. Образующийся в результате защелачивания хлорид натрия, попадая с технологическими потоками на установки каталитического крекинга, отравляет катализатор. Повышается зольность мазута, что ведет к прогару печных змеевиков, работающих на этом мазуте, усиливается ванадиевая коррозия. Снижается качество асфальта: хлорид натрия вымывается из него водой, что приводит к его механическому разрушению. Поэтому за рубежом стараются избегать защелачивания обессоленной нефти, подлежащей переработке с получением мазута и гудрона. В то же время, точный расчет количества вводимого реагента и использование для растворения щелочи конденсата водяного пара позволяет существенно уменьшить негативные последствия защелачивания.

Для того чтобы введение щелочного реагента было достаточно эффективным, необходимо соблюдать определенные правила введения его в нефть. Реагент необходимо предварительно смешивать с частью нефти (1,0—1,5% от общего потока). Для введения реагента используют специальное диспергирующее оборудование, обеспечивающее хорошее смешение реагента с нефтью, его равномерное распределение в ней и исключающее расслоение потока. Введение гидроксида натрия, а не содово-щелочного раствора, предпочтительнее: обеспечивается более полная нейтрализация кислых компонентов, в меньшей степени повышается зольность мазута.
Имя:*
E-Mail:
Комментарий: