Материальное оформление оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти

Рациональный выбор материалов для изготовления оборудования установок первичной переработки нефти наряду с комплексом химико-технологических мероприятий и защитой оборудования с помощью неметаллических материалов должен обеспечить безаварийную работу аппаратов и трубопроводов в течение так называемого проектного срока службы аппарата. Такой срок для каждого вида аппаратов устанавливается на основании экономического расчета. В табл. 6.1 приведены плановые сроки службы для некоторых видов оборудования установок первичной переработки нефти.

Преждевременный отказ аппарата или трубопровода может быть связан с нарушением условий эксплуатации по сравнению с проектными, браком оборудования, несоответствием применяемых химико-технологических мероприятий условиям эксплуатации оборудования. В любом случае он является недопустимым. Эксплуатация оборудования сверх запланированного срока возможна, но требует обязательного обследования коррозионного состояния представителями компетентных организаций и дополнительного прочностного расчета с учетом наличия коррозионных поражений и изменений, происшедших в структуре самого металла.

По существу все используемые способы защиты оборудования от коррозии, в том числе и рациональный подбор материалов, направлены не на исключение коррозии вообще (это невозможно: коррозия — самопроизвольно протекающий процесс), а на ограничение ее скорости. Допустимое значение этой величины должно, с одной стороны, обеспечивать безаварийную работу элементов металлоконструкций, а с другой — предупреждать существенное загрязнение продуктами коррозии эксплуатируемого оборудования. Так, для толстостенных элементов установок первичной переработки нефти, выполненных из углеродистой стали, при относительно равномерном характере коррозионного поражения допускается скорость коррозии до 0,3 мм/год. Для тонкостенных элементов (теплообменные трубы) скорость коррозии при равномерном поражении не должна превышать 0,05 мм/год.

При выборе материального оформления аппаратов и трубопроводов руководствуются существующими нормативными документами. Допускается использовать и более перспективные современные материалы и способы защиты, если их преимущество, по сравнению с общепринятыми методами, достаточно хорошо обосновано.

На блоках подготовки нефти к переработке электродегидраторы изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей. В случаях, когда переработке подвергается малосернистая нефть (до 2% серы) с низким содержанием солей в водной фазе (100—300 мг/л), и щелочной реагент подается в сырую нефть перед электродегидраторами, обеспечивая значение pH стоков ЭЛОУ на уровне 7,5—8,0, водная фаза нефти обладает относительно невысокой агрессивностью (скорость коррозии не превышает 0,12 мм/год). Увеличение толщины стенки аппаратов на 4 мм по сравнению с расчетной величиной (по прочностному расчету) повышает долговечность аппарата в условиях псевдоравномерной коррозии до проектных сроков. В этом случае аппараты эксплуатируют без дополнительной защиты. Если же перерабатываются сернистые и высокосернистые нефти или нефти, имеющие в своем составе свободные сероводород или серосодержащие соединения, нестабильные при температуре до 130°С, или водная фаза нефти отличается высоким серосодержанием (до 1800 мг/л). технологическую среду аппарата уже нельзя рассматривать как слабоагрессивную. Особой агрессивностью обладает водная фаза, которая скапливается в нижней части электродегидратора. Поэтому нижнюю часть аппарата на высоту 1500—1700 мм от нижней образующей корпуса защищают от воздействия этой среды футеровкой из торкрет-бетона. Верхняя часть довольно успешно ингибируется самой нефтью. Тем не менее толщину стенки аппарата увеличивают на 1 мм по сравнению с требованиями прочностного расчета. Штуиеры аппарата, предназначенные для вывода из аппарата водной фазы (отстоя), плакируют сталью 10X17H13M2T, обладающей повышенной стойкостью к воздействию хлоридов.

Основным материалом колонной аппаратуры блоков (установок) AT и ABT является углеродистая или низколегированная сталь. В условиях использования комплекса химико-технологических защитных мероприятий (защелачивание сырой или обессоленной нефти, использование ингибиторной зашиты) этот материал успешно работает до температуры 260°С независимо от содержания в сырье сернистых соединений. Увеличение толщины стенки на 4 мм по сравнению с требованиями прочностного расчета оказывается достаточным для обеспечения надежной эксплуатации аппаратов. Лишь съемные элементы тарелок, которые работают в условиях воздействия наиболее неравновесной среды, принято изготавливать из стали 08X13. При температуре выше 260°С при работе установок на сернистых и высокосернистых нефтях возникает опасность высокотемпературной сероводородной коррозии углеродистой стали. Для ее предупреждения такие элементы колонн, как нижняя часть корпуса и нижнее днище (рабочая температура выше 260°С), изготавливают из биметалла с плакирующим слоем из стали 08X13, стойкой к ВТСК. Исключение составляют отпарные секции вакуумной колонны. Их рабочая температура превышает 260°С, поэтому аппараты полностью изготавливают из биметалла сталь углеродистая + 08X13.

Основным материалом для изготовления емкостей установок подготовки и первичной переработки нефти также является углеродистая сталь. В зависимости от агрессивности среды толщину стенки аппарата увеличивают на 2—4 мм по сравнению с требованиями прочностного расчета. В случаях, когда емкость используют для сбора и хранения соленой воды (блоки ЭЛОУ) или углеводородных фракций, не освобожденных от водной фазы с повышенным солесодержанием (емкости орошения, соленой воды и барометрические), внутреннюю поверхность аппарата футеруют торкрет-бетоном, а элементы штуцеров изготавливают из стали 10X17HI3M2T. Если температура среды не превышает 100°С, эти аппараты часто защищают покрытиями на основе эпоксидных смол. В таком случае пропарку аппаратов следует проводить очень осторожно, с целью предупреждения отслаивания покрытия от защищаемой поверхности. Температура пара не должна превышать 110°С. Емкости для содово-щелочных растворов, отстойники защелачивания бензина и дизельного топлива, работающие при температуре выше 50°С, изготавливают из углеродистых сталей. Для предупреждения щелочного коррозионного растрескивания аппараты подвергают термической обработке, снимающей остаточные напряжения. После термообработки приварка каких-либо элементов к аппарату должна быть исключена. Допускается использовать емкости, плакированные сталью 08X13, стойкой к ЩКР.

Выбирая материальное оформление для теплообменной и конденсационно-холодильной аппаратуры установок подготовки и первичной переработки нефти, стремятся свести к минимуму опасность общей коррозии этой аппаратуры под действием водной фазы рабочей среды, ВТСК и коррозионного растрескивания. В случаях, когда опасность коррозионного поражения аппаратов невелика, их рекомендуется полностью изготавливать из углеродистой стали. К таким аппаратам можно отнести теплообменники, как работающие с низкоагрессивным углеводородным сырьем — нефтяными фракциями, так и служащие для нагрева сырой и обессоленной нефти нефтяными фракциями в условиях, исключающих ВТСК. В случаях, когда вероятность общей электрохимичекой коррозии несущественна, а ВТСК вполне вероятна, используют хромистые стали. Так, для теплообменников нагрева обессоленной нефти (межтрубное пространство, температура до 220°С) нефтяными фракциями с повышенным содержанием серы (трубное пространство, температура до 380°С) корпус рекомендуется изготавливать из углеродистой стали, распределительную камеру — из биметалла сталь углеродистая + 08X13, а трубный пучок — из хромистой стали. Если же велика вероятность поражения высокотемпературной сероводородной коррозией и корпуса аппарата, то и его рекомендуется изготовить из биметалла сталь углеродистая + 08X13. В аппаратах, где хладагентом служит оборотная вода, а охлаждаемой средой нефтяные фракции, хладагент, как более агрессивную среду, направляют по трубному пространству. Трубный пучок при этом допускается изготавливать из углеродистой стали — в случае гарантированного использования химически обессоленной воды или технологических методов защиты от ее воздействия на металл, например защелачивания или ингибирования. В противном случае рекомендуется использовать трубный пучок из стали 08Х22Н6Т, а на трубную решетку нанести наплавку аустенитными электродами. Такое материальное оформление целесообразно, если рабочая температура стенок не превышает 130°С, солесодержание оборотной воды не выше 2000 мг/л и pH > 7,5. При более высоком солесодержании рекомендуется использовать латунные трубные пучки, имея в виду возможность коррозионного растрескивания латуни в аммиачных растворах. В случаях применения данных растворов для защиты верхней части атмосферной колонны и линии ее головного погона значение pH водной фазы не должно превышать 9,0 при переработке высокосернистых нефтей и 8,0 — при переработке малосернистых. В последние годы для защиты внутренней поверхности трубного пучка от воздействия воды с высоким солесодержанием весьма успешно применяют неметаллические покрытия на основе эпоксидных материалов.

Примерно на те же принципы опираются при выборе материального оформления аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Для охлаждения малоагрессивных сред — верхних погонов при гарантированно качественном использовании технологических методов защиты, а также для охлаждения керосиновых и дизельных фракций, мазута, вакуумных дистиллятов, применяют аппараты с внутренними трубами из углеродистых сталей. Если же агрессивность головного погона не удается существенно снизить технологическими мероприятиями, используют ABO с трубами из стали 08Х22Н6Т и латуни.

Основными материалами печных змеевиков на рассматриваемых установках являются хромистые стали (15Х5М, 15Х5ВФ, Х9М). В условиях работы печей установок первичной переработки нефти (температура нагрева сырья не превышает 380°С) эти материалы проявляют удовлетворительную жаростойкость даже при работе на сернистом сырье.