Колонны при первичной переработке нефти

К технологическим аппаратам относятся реакторы и регенераторы установок крекинга и гидроочистки, работающие под давлением ректификационные колонны, вакуумные и атмосферные колонны установок первичной переработки нефти, испарители, газогенераторы, абсорберы, адсорберы и десорберы, колонны стабилизационные, экстракционные, промывные, башни очистные и т. д. [c.210]

Первичная переработка нефти производится с целью разделения ее на отдельные группы углеводородов или фракции. Разделение нефти на фракции основано на различии температур кипения и испарения различных углеводородов или групп углеводородов и осуществляется путем перегонки (испарения) из смеси компонента с более низкой температурой кипения. Полученные пары после их сбора и охлаждения конденсируются, образуя так называемый дистиллят. Для более полного разделения на фракции с довольно узкими интервалами температур кипения осуществляют многократное испарение и конденсацию - этот процесс называют ректификацией, осуществляют его в ректификационных колоннах - основной части установок по первичной переработке нефти (рисунок 6). В этих установках сначала нефть подогревается до температуры 350-360 °С в трубчатой печи 1. Испарившиеся при этом углеводороды в виде пара и тяжелый остаток в виде жидкости поступают в ректификационную колонну 2. Температура в нижней части колонны поддерживается на уровне 350 С, а выше она постепенно уменьшается до 100-180 °С. Жидкая часть нефти в нижней части колонны с температурой кипения выше 350 °С составляет фракцию мазута. Пары нефти поднимаются вверх по колонне и по мере понижения температуры конденсируются в самой верхней части колонны - бензиновая фракция, ниже - керосиновая, еще ниже - фракция дизельного топлива. Благодаря специальному (тарельчатому) устройству внутренности колонны и орошению сверху частью бензиновой фракции достигается многократная конденсация и испарение углеводородов и улучшается процесс ректификации. Для подогрева колонны в нижнюю ее часть подается водяной пар. Высота ректификационных колонн может достигать нескольких десятков метров, диаметр - до 2-4 м, а число тарелок - от 30-50 до 70-100, в зави- [c.28]

Впервые титановый теплообменник в схеме очистки нефти был введен в эксплуатацию в 1969 г. С того времени использование титана в процессах нефтепереработки из года в год возрастает. В настоящее время наиболее продолжительный опыт в эксплуатации титановых головных конденсаторов обессеривающих ректификационных колонн первичной переработки нефти имеет компания Getty Oil в Делавэре (США). Уже с 1979 г. компания имела около 300 км титановых труб в этих теплообменниках. По сообщениям фирмы, никогда не было выхода из строя титановых теплообменников вследствие коррозии [602]. [c.258]

В литературе [23] систематизирован и обобщен опыт эксплуатации 74 титановых головных конденсаторов ректификационных колонн первичной переработки нефти в США. Примерю в половине конденсаторов установлены трубы диаметром 19 мм с толщиной стенки 0,89 мм, в другой половине - диаметр труб составляет 25,4 нм и толщина стенки 1,24 мм. Следует подчеркнуть,чтов этих ковденсаторах, работающих при температурах до 205°С и давлениях до 52 ат, установлены сменные трубные пучки,поэтому необходимо считаться с опасностью механических повреждений, когда блок извлекается или монтируется. Тем не менее и для этих случаев обсухщается возможность использования труб с толщиной стенки 0,71 мм, когда гарантируется тщательное техническое обслуживание. [c.12]

Применение монель-металла НМЖМц 28-2,5-1,5 сопровождается значительным увеличением срока службы аппаратуры первичной переработки нефти [14, 16], В насыщенном НгЗ 0,05 н. растворе НС1 при 70 °С скорость равномерной коррозии монель-металла не превышает 0,2 мм/год. Этот сплав применяется для изготовления трубных пучков головных конденсаторов, верхних тарелок (выше точки росы) ректификационных колонн и в качестве плакирующего покрытия верхней части эвапорационной и атмосферной колонн на установках первичной переработки нефти высокой (более 5 млн. т/год) производительности. Монель-металл неприменим при введении аммиака в нефть или ее погоны — при так называемом аминировании сырья (см. ниже). [c.72]

При переработке нефтей с высоким (0,3—3,0%) содержанием нефтяных (нафтеновых) кислот наблюдается интенсивное разъедание оборудования из углеродистой стали, работающего при 200—400 °С. Коррозия поражает на установках первичной переработки нефти трубы и печные двойники на выходе радиантных секций печей, трубопроводы от печей до ректификационных колонн, корпуса колонн в зоне ввода горячей струи, ректификационные тарелки эвапорационного пространства над питательным вводом, трубопроводы и арматуру на линиях транспортировки горячих среднедистиллатных нефтепродуктов [69. Отмечаются случаи коррозии теплообменного оборудования. Обследования предприятий в СССР и за рубежом 70, 71] показали коррозионные разрушения также оборудования вакуумного блока (для получения масел), охватывавшие среднюю часть корпуса и тарелки колонны над вводом мазута, трансферные линии с температурой 150—300°С и последние трубы потолочного экрана печей. В меньшей степени поражается оборудование установок крекинга и переработки продуктов крекинга [70]. Коррозия перечисленного оборудования отмечается при переработке черноморских нефтей (Кубанского месторождения) [69], ряда нефтей Азербайджана, а также Румынии, Венесуэлы, Калифорнии [70]. [c.101]

Краткая характеристика ингибиторов приведена в табл. 4.23. Ниже приводятся данные лабораторных исследований ингибиторов применительно к условиям охлаждения продукта, уходящего с верха атмосферной колонны и содержащего водную фазу с растворенными в ней хлористым водородом и сероводородом. Ингибирующее действие проверялось на образцах стали Ст.З, монель-металла НМЖМц 28-2,5-1,5 и латуни ЛО 70-1 —основных материалов для изготовления трубчатых пучков конденсаторов и холодильников при первичной переработке нефти. [c.113]

Рис. 4.21. Зависимость скоростей коррозии от температурных зон в атмосферной колонне установки первичной переработки нефти и от термостабильности нефти и количества выделяемого НгЗ [100] / — Аравийское месторождение (> 0,01% НгЗ) 2 —Мидуэй-Сансен (0,004% НгЗ)-,, 3—Кеттльмэн (< 0,001% НгЗ)

Сероводородная высокотемпературная коррозия колонн, равно как и трубопроводов, арматуры и насосов на установках первичной переработки нефти, не носит очень разрушительного характера. Разъедания углеродистой стали имеют специфический характер мелких широких язв, переходящих одна в другую. Такое разрушение с достаточной точностью может быть охарактеризовано средними потерями веса (массы). Это, в частности, доказывается тем, что результаты оценки коррозии внутри аппаратов при помощи датчиков с элементом электрического сопротивления (резистометрические зонды) имеют хорошую корреляцию с результатами весовых определений [100]. Надо иметь в виду, что в обоих случаях правильно регистрируется только равномерная или близкая к равномерной форма коррозии. [c.121]

Данные наблюдения относятся к средам типа дренажных вод нефтеперерабатывающих установок, с рН 5. В п. 4 данной главы будет более подробно рассмотрена стойкость аустенитных хромоникелевых сталей к водородному хрупкому разрушению в более жестких условиях воздействия верхних потоков эвапора-ционной и атмосферной колонн установок первичной переработки нефти. [c.86]

При переработке коррозионного сернистого нефтяного сырья корпус ректификационных колонн установок первичной перегонки нефти изготовляют из биметалла с защитным слоем из стали 08X13 внутренние устройства также вьшолняют из этой же стали. Если сырье не обладает коррозионной активностью, то колонны целиком изготовляют из углеродистых сталей. [c.131]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...