Применение деэмульгаторов и антикоррозионных агентов на установках первичной переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРИМЕНЕНИЕ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ И АНТИКОРРОЗИОННЫХ АГЕНТОВ НА УСТАНОВКАХ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

Хамидулина А.И. студент магистратуры 3 курса, факультет «Химическая технология органических веществ» Нижнекамский химико-технологический институт (филиал) ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет»; Россия, г. Нижнекамск

Научный руководитель: Чиркова Ю.Н., кандидат технических наук, декан технологического факультета Нижнекамский химико-технологический институт (филиал) ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский университет»; Россия, г. Нижнекамск

Аннотация

Статья посвящена исследованию процессов коррозии и разработке методов защиты металлов. Данная тема относится к актуальным научно-техническим задачам. Высокие коррозионные потери в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности обусловлены значительными объемами производства и большой металлоемкостью. Наметившиеся в последнее время тенденции и возрастанию объема переработки сернистых и высокосернистых нефтей и появившаяся в последние годы необходимость защиты от коррозии оборудования и установок на период остановки и последующей консервации на длительный период требуют особого внимания к вопросам борьбы с коррозией.

Ключевые слова: деэмульгатор, коррозия, нейтрализатор, ингибитор коррозии.

APPLICATION OF DEMULSINATORS AND ANTI-CORROSION AGENTS ON THE INSTALLATIONS OF PRIMARY OIL PROCESSING

Khamidulina A.I. graduate student 3 courses, faculty «Chemical technology of organic substances» Nizhnekamsk Institute of chemical technology (branch) Of the "Kazan national research University»; Russia, Nizhnekamsk

Chirkova Yu. N., supervisor adviser candidate of technical Sciences, Dean of the faculty of technology Nizhnekamsk Institute of chemical technology (branch) Of the "Kazan national research University»; ussia, Nizhnekamsk

The article is devoted to the study of corrosion processes and the development of metal protection methods. This topic relates to urgent scientific and technical problems. High corrosion losses in the oil refining and petrochemical industries are due to significant production volumes and high metal consumption. Recent trends and an increase in the processing of sulfur and sour crude oils and the need for corrosion protection of equipment and installations for the period of shutdown and subsequent conservation for a long period that have emerged in recent years require special attention to the issues of corrosion control.

Key words: demulsifier, corrosion, neutralizer, corrosion inhibitor.

В настоящее время не существует универсальной химико-технологической защиты от коррозии и, поэтому, исследования по указанному направлению весьма актуальны. В данной статье рассмотрены такие важнейшие компоненты ингибиторной защиты оборудования, как деэмульгаторы, ингибиторы коррозии и нейтрализаторы.

На нефтеперерабатывающие заводы поступает нефть с содержанием воды до 1%, хлористых солей до 900 мг/л. При большом содержании воды в нефти, поступающей на установки ЭЛО-АВТ, нарушается технологический режим их работы, повышается давление в аппаратах и снижается их производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти [1]. деэмульгатор антикоррозионный переработка нефть

Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу установок хлористые соли, которые содержатся в нефти. Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Содержание солей в нефти нередко достигает 2000-3000 мг/л и в отдельных случаях доходит до 0,4-0,3 %. Нормальная переработка таких нефтей оказывается совершенно невозможной. Происходит засорение аппаратуры, соли отлагаются, главным образом, в горячей аппаратуре. Растворенные в воде соли выделяются при испарении воды. Часть выкристаллизовавшихся солей прилипает к этим поверхностям, оседая на ней в виде прочной корки. Иногда эти соляные корки отламываются, извлекаются потоком нефти далее и осаждаются в последующей аппаратуре.

Удаление хлоридов осуществляется на предварительной стадии электрообессоливания, где нефть интенсивно промывается пресной водой. Нефть подается в насосную и поступает!в виде смеси вместе с промывочной водой в специальные устройства - электродегидраторы, где происходит обессоливание и обезвоживание под действием электрического тока.

Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы различного вида:

Первый вид - это блоксополимеры оксидов алкиленов. В зависимости от стартового вещества синтезируемые блоксополимеры могут быть прямоцепочными, симметрично-разветвленными и несимметрично- разветвленными. В качестве стартовых веществ применяют гликоли, этилендиамин, глицерин и др. Такие ПАВ 193 представляют собой довольно сложную смесь полимергомологов, и гомологический состав продукта в значительной мере влияет на его физикохимические свойства и деэмульгирующую способность. Этот тип деэмульгаторов имеет относительно широкий спектр действия и универсален при обработке нефтей с различными физико-химическими свойствами.

Второй тип образуют реагенты на основе алкилфенолоформальдегидных смол. Эти смолы используются в качестве гидрофобной основы ПАВ. Для получения соединений такого рода производится конденсация алкилфенолов, содержащих в алкильном радикале от 4-х до 9-ти атомов углерода, с формальдегидом в присутствии кислых и щелочных катализаторов. Продукт конденсации может иметь от 4 до 30 бензольных ядер. Присоединением оксида! этилена, а иногда и оксида пропилена, можно подобрать нужное соотношение гидрофобной и гидрофильной части молекулы для достижения максимального деэмульгирующего эффекта.

Различные группы реагентов - деэмульгаторов имеют не только ряд положительных свойств, но и проявляют некоторые недостатки. Так, некоторые реагенты обеспечивают отделение чистой воды, но эмульсии разрушаются недостаточно быстро. Другие реагенты способствуют быстрому разрушению эмульсии, но дренажные воды содержат много нефтепродуктов. Многие из реагентов недостаточно эффективно отделяют механические примеси.

Поэтому в стали разрабатываться композиции, в составе которых несколько индивидуальных соединений, проявляющих синергетический эффект в смеси. Качественный и количественный состав композиций определяется эмпирическим методом. Такой подход обеспечивает получение деэмульгаторов, эффективных для большего числа эмульсий. В состав композиции могут быть включены ПАВ со свойствами смачивателя, диспергатора, коагулянта. Новым направлением в создании деэмульгаторов в последние годы является использование композиций, в которых все большее место занимают катионные ПАВ [3].

В настоящее время на НПЗ используют следующий ряд реагентов- деэмульгаторов:

Импортные:

- Dissоlvan - фирма Клариант (Германия);

- КАЬСО ЕС - фирма Налко (США);

Отечественные:

- Геркулес - Колтек (Москва);

- Ларсол - «Ларсол» (Нижнекамск);

На сегодняшний день ВНИИ НП разработал ряд требований предъявляемых к деэмульгаторам, применяемым на НПЗ, которые должны быть учтены при их внедрении:

1. По степени гидрофильности деэмульгаторы могут быть разделены на 3 группы:

- водорастворимые

- водо-нефтерастворимые

- нефтерастворимые.

Более перспективным является применение нефтерастворимых деэмульгаторов, которые отличаются от водорастворимых деэмульгаторов более высокой эффективностью, обеспечивают более низкое содержание нефтепродуктов в сбрасываемой с ЭЛОУ дренажной воде и не загрязняют её, так как в воде практически нерастворимы;

2. Деэмульгатор должен обладать высокой деэмульгирующей способностью, обеспечивая быстрое и эффективное разрушение водонефтяной эмульсии до остаточного содержания воды не более 0,1%, хлористых солей не более 5 мг/л, а также обеспечивать отсутствие промежуточного водонефтяного слоя;

3. Деэмульгатор должен обеспечивать требуемое качество нефти при следующих расходах (в зависимости от физико-химического состава нефти), указанных в таблице 1;

Таблица 1

1. Деэмульгатор не должен способствовать возникновению коррозии в трубопроводах и технологическом оборудовании ЭЛОУ;

2. Деэмульгатор в товарном виде должен представлять собой однородную, не расслаивающуюся, готовую к применению жидкость без механических включений;

3. Массовая доля активного вещества в товарной форме деэмульгатора должна быть не ниже 50%;

4. Температура застывания деэмульгатора не должна быть выше - 50°С;

5. Деэмульгатор, переходя в подготовленную нефть и полученные из неё нефтепродукты, не должен ухудшать их качество и приводить к осложнениям в последующих процессах их переработки;

6. Деэмульгатор не должен иметь резкого запаха, должен быть нетоксичным продуктом;

Однако даже самый эффективный деэмульгатор не способен полностью удалить воду и соли из перерабатываемой нефти. В процессе перегонки происходит гидролиз хлорорганических соединений, присутствующих в сырой нефти, что повышает коррозионную агрессивность верхнего продукта колонн.

Коррозия - это химическое или электрохимическое разрушение металлов вследствие их взаимодействия с окружающей средой.

Ингибиторы коррозии - это наиболее технологичный и эффективный способ борьбы с коррозией конденсационно-холодильного оборудования установок ЭЛОУ-АВТ нашедший широкое применение в нефтяной и газовой промышленности.

В качестве ингибиторов коррозии широкое распространение получили азотсодержащие соединения с длинной углеводородной цепью: имидазолины, алифатические амины и их производные, четвертичные аммониевые соединения, амиды и т. д., так как подобные вещества способны показывать достаточно высокий защитный эффект вследствие образования адсорбционной плёнки на поверхности металла [4, 5].

Для создания оптимальных условий образования защитной плёнки на поверхности металла (а именно для достижения рН 5-6) применяют нейтрализаторы, которые взаимодействуют с кислыми компонентами (нафтеновые кислоты, НС1) верхнего продукта колонны, тем самым поддерживая нейтральность среды. Нейтрализаторы представляют собой низкомолекулярные амины.

Ингибитор коррозии должен удовлетворять следующим требованиям:

1. Не должен содержать металлов;

2. Скорость коррозии конденсационнохолодильного оборудования не должна превышать 0,1 мм/год;

3. Содержание растворённого железа в дренажной воде рефлюксной емкости не должно превышать 1 мг/л;

Требования, предъявляемые к нейтрализатору:

1. Уровень рН дренажной воды должен быть 5,5-6,5;

2. Нейтрализатор не должен образовывать нерастворимые в углеводородах соли.

Ингибиторы коррозии и нейтрализаторы для НПЗ - это в основном N содержащие органические соединения. Но в связи с жёсткими требованиями по содержанию азота в бензиновых и керосиновых фракциях следует уделить особое внимание распределению азота в материальных потоках установки первичной перегонки нефти при реагентной обработке.

Как показано выше, комплексный подход к антикоррозионной защите оборудования установок ЭЛОУ-АВТ заключается не только во впрыске вверх колонны ингибитора коррозии и нейтрализатора, но и в тщательном подборе деэмульгатора для блока электрообессоливающих установок. Таким образом, важнейшие слагаемые технологии реагентной защиты технологического оборудования - это снижение обводненности и минерализации перегоняемой нефти и комплексный подход к выбору пакета реагентов, учитывающий специфические требования к каждому классу вводимых химических веществ.

Использованные источники:

1. Левченко, Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятих. - М.: Химия, 1985. - 186 с., ил.

2. Медведева, М. Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа / М.Л. Медведева. - М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005. - 312 с.

3. Томин, В.П. Корчевин Н.А. Ингибиторы коррозии для защиты оборудования. - ХТТМ, № 3: 2000.

4. Гурвич, Л. Г. Научные основы переработки нефти / Л.Г. Гурвич. - М.: Книга по Требованию, 2012. - 542 с.

5. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. Химия нефти и газа. - СПб.: Химия, 1995. - 448 с.

Размещено на Allbest.ru