ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Подготовка нефти к переработке (3. М. Калошина, Шрейдер, А. Г. Королев, С. С. Шитов) из "Коррозия и защита химической аппаратуры ( справочное руководство том 9 ) " К характерным особенностям нефтеперерабатывающей промышленности относится разнообразие агрессивных сред, воздействующих на оборудование, рабочих условий (температуры, давления, скорости перемещения потоков, агрегатного состояния и т. д.), а также конструктивных форм и принципов действия аппаратуры. [c.26] Принятая [27] классификация материалов по их коррозионной стойкости может применяться только для толстостенной нефтеперерабатывающей аппаратуры и то с большой натяжкой, так как не учитывает стоимости и дефицитности металлов, а также специфики изготовления и эксплуатации этого оборудования. Более удачной в данном случае следует признать систему, представленную в табл. 1.8. Здесь к металлам I класса относятся более дорогие — титан, сплавы типа хастеллоя и др., ко И классу — алюминиевые сплавы, монель-металл и медноникелевые сплавы, бронзы. [c.28] поступающая на современные отечественные нефтеперерабатывающие предприятия, должна быть освобождена от попутного газа, доли легких углеводородов, значительной части эмульгированной воды (несущей агрессивные соли — главным образом хлориды) и от механических примесей (глины, песка и др.) В связи с этим на промыслах производятся сепарация попутного газа и разрушение водных эмульсий с помощью нагрева и специальных реагентов — деэмульгаторов, а пластовая вода (со значительной частью солей и механических примесей) отделяется путем отстаивания и стабилизации. Получаемые товарные нефти в случае необходимости подвергаются сортировке. Для подготовки товарных нефтей на промыслах строятся теперь специальные газобензиновые заводы (ГБЗ). [c.30] Коррозия промыслового оборудования подробно рассмотрена в специальных изданиях [1—6]. Сведения о коррозии под действием выделяющегося с попутными газами сероводорода и о путях защиты от нее содержатся в гл. 3 настоящей книги, а под действием продуктов превращения хлоридов — в гл. 1 и 4. [c.30] На нефтеперерабатывающие предприятия не должны подаваться нефти, содержащие более 2% эмульгированной воды. В этой воде может быть растворено до 5000 г солей (главным образом, хлоридов) на каждый кубометр нефти [7]. Такое количество солей является источником серьезных коррозионных и эрозионных разрушений оборудования и снижения теплопередачи. Соли в сочетании с механическими примесями, кроме того, забивают трубы, вызывают увеличение расхода топлива на подогрев, снижают производительность оборудования, увеличивают прогар печных труб, эрозию ретурбентов, ухудшают качество остаточных нефтепродуктов — мазута, гудрона (так как возрастают зольность и агрессивность продуктов их сгорания). [c.30] Подготовленная на промыслах сырая нефть двумя потоками направляется в теплообменники 1, где нагревается за счет тепла обессоленной нефти, и затем — в подогреватели 2, где нагрев осуществляется отработанным паром. Из подогревателей потоки нефти направляются в отстойники термохимического обессоливания 3, перед которыми в подогретую нефть подается деэмульгатор. [c.31] Первая стадия удаления солей осуществляется при 120— 140 °С в отстойнике 3, где за счет создаваемого перепада давления достигается смеше-300 ние сырой нефти с водой и деэмульгатором. В качестве де-Рис. 2.2. Зависимость скорости корро- эмульгатора служат поверх-зии стали Ст. 3 в необезвоженной и ностно-активные ДОбавки. [c.32] На агрессивности отстоя (сточной воды) сказывается минерализация исходной пластовой воды, содержание в ней растворенного сероводорода. Агрессивность сточной воды увеличивается с падением pH (в области значений ниже 5), повыщением температуры и содержания кислорода. Последнее оказывает определяющее влияние и обусловливает парадоксальный эффект усиления агрес сивности сточных вод с увеличением доли пресной (отмывочной) воды (рис. 2.3 и 2.4). [c.33] Активирующее коррозионный процесс действие растворенного кислорода в сточных водах иллюстрируется данными табл. 2.1. [c.33] Усиление агрессивности пластовой воды (отстоя) под действием СОг становится заметным при повышении температуры если при 17 °С и содержании 1200 мг/л СОг скорость коррозии углеродистой стали была 0,16 мм/год, то при 50 °С и 440 мг/л СОг она составляла 1,4 мм/год (опыты проводились при отсутствии Ог и Нг5) [5]. [c.34] Скорость коррозии алюминия и алюминиевых сплавов при pH пластовых вод в пределах 6,0—7,5 не превышает 0,081 мм/год (при 70 °С). Применение алюминия в этих условиях, однако, сильно ограничивается тенденцией к образованию термогальванических пар [14]. [c.34] Коррозия латуни в пластовых водах при температурах до 80 С не превышает 0,09 мм/год. В конструктивных сопряжениях со сталью может иметь место контактная и термоконтактная коррозия, при которой во всех случаях разрушающимся анодом служит сталь [15]. [c.34] Генерируемые полем электрические силы ликвидируют диспер-гацию глобул воды в эмульсии и стимулируют их коалесценцию с последующим образованием водного отстоя. Переменные токи, применяемые для этой цели, увеличивают коррозионное разъедание электродов. Это объясняется тем, что материальный эффект коррозии без тока в смесях пластовой и отмывочной вод, в общем, достаточно велик, а плотность поляризующего электроды тока — значительна [16]. Положительные результаты достигнуты при изготовлении электродов из нержавеющей стали типа 18-8. [c.35] Во избежание электрического пробоя электроды снабжены изоляторами из материалов с высокими характеристиками стойкости к пробою. Поэтому корпус, крышки и другие элементы электродегидраторов практически не поляризуются токами утечки, а благодаря низкой электропроводности эмульсии вода в нефти наведенные (индуктивные) токи в этих элементах практически несущественны. Коррозия электродегидраторов по виду и интенсивности практически не отличается от разрушений соответствующих элементов термохимических отстойников. [c.35] Для подогревателей 2 (рис. 2.1) отмечается выход из строя трубок из-за язвенной коррозии со стороны греющего пара. Эти поражения связываются [17] с отклонениями от правильной подготовки котловой воды [18] для парогенераторов. [c.36] В отстойниках термохимического обессоливания 3 накапливается осадок, занимающий до 20% объема, в результате чего прохождение жидкости замедляется (до 0,005 м/с) [6]. Эти емкости изготовляются из углеродистой стали. Верхняя их часть, соприкасающаяся с отмытой нефтью, характеризуется практически несущественной коррозией сильнее корродирует нижняя часть, омываемая водным отстоем. Коррозия усиливается в результате появления гальванической пары железо — сульфид железа и приобретает язвенный характер. Отмечается также усиление коррозии сварных шво и в зоне полифаэного контакта нефть — отстой — металл [19]. [c.36] Трубопроводы внутренней канализационной сети сточных вод (с температурой до 70 С), сбрасываемых из отстойников и электродегидр аторо , разрушаются коррозией в течение 1,5—2 лет. Трубопроводы самотечной или низконапорной канализации, отводящие сточные воды на очистные станции и к поглощающим скважинам, служат дольше (2—5 лет). В результате скопления сульфидов сильнее корродируют нижние участки этих труб. Трубопроводы для обессоленной нефти подвергаются существенной коррозии только в случае транспортировки по ним подогретой нефти с заметным содержанием Нг8. [c.36] К технологическим мероприятиям по защите от коррозии оборудования систем ЭЛОУ относится предотвращение контакта сточных вод и отстоев с воздухом. Для этого транспортировку, хранение и закачиваиие в скважины сточных вод осуществляют по закрытой и полузакрытой системе [20]. [c.37] Вернуться к основной статье