Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Агрессивная среда нефть


Агрессивная среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Агрессивная среда

Cтраница 4

Агрессивные среды в отдельности не вызывают такой сильной коррозии труб, как двухфазный конденсат. Коррозионная стойкость углеродистой стали, соприкасающейся с двумя жидкостями противоположной полярности, в присутствии сероводорода связана со сложными процессами, происходящими на границе контакта металл-углеводород-электролит, в частности, с избирательным смачиванием. В результате на поверхности металла появляются тонкие слои электролита, что значительно изменяет протекание коррозионного процесса. Поверхность стали, отделенная от неполярной фазы тонким слоем электролита, подвергается действию повышенной по сравнению с водной средой концентрации сероводорода, насыщающего углеводород, что приводит к более быстрому наводорожива-нию металла и его разрушению.  [46]

Агрессивные среды в отделении окисления образуются в процессе самого окисления, температура которого доходит до 130 С. Скорость коррозии алюминия и его сплава АМгЗ исчисляется также сотыми долями миллиметра в год. Поэтому в настоящее время имеются два пути решения вопроса о материальном оформлении окислительных колонн.  [47]

Агрессивные среды разделяются на газообразные, жидкие и твердые; воздействие этих сред на конструкции может бытг как в виде отдельно действующих агентов, так и одновременно действующих.  [48]

Агрессивные среды и температура испытаний устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации полимерзамазок.  [49]

Агрессивные среды, действующие на внутреннюю поверхность газопровода ( газовая, водная, углеводородная), не вызывают в отдельности такой сильной коррозии труб, как двухфазный конденсат. Установлено [4], что коррозионная стойкость углеродистой стали, соприкасающейся с двумя жидкостями противоположной полярности, в присутствии сероводорода связана со сложными процессами, происходящими на границе контакта металл-углеводород-электролит, в частности, с избирательным смачиванием.  [50]

Агрессивная среда, как правило, воздействует извне. Однако встречаются случаи, когда агрессивные условия создаются внутри неметаллического материала.  [51]

Агрессивная среда, попадая в отслоения, разрушает бетон и выводит сооружение из строя. Ремонт промышленных труб с разрушенными участками бетона и восстановление защитного покрытия ствола трубы требует значительных затрат труда и средств.  [52]

Агрессивные среды - многокомпонентные системы, каждый из компонентов может диффундировать в полимер с различной скоростью.  [54]

Агрессивные среды оказывают различное влияние на тот или иной материал. Ярким примером является действие кислорода или влажного воздуха. Последний высоко агрессивен по отношению к стали, но может увеличивать прочность бетона.  [55]

Агрессивная среда ( коррозионная среда) - жидкая или газовая среда, которая оказывает существенно заметное разрушительное действие на различные находящиеся в ней материалы. Агрессивной средой могут быть дождевая, речная или морская вода, водные растворы кислот, щелочей и солей, кислоты и щелочи, воздух и другие газы, содержащие кислород, хлор, окислы азота и другие химические вещества.  [56]

Агрессивные среды ( кислоты, щелочи, водород, сероводород, мочевина и др.) оказывают коррозионное воздействие на материалы сосудов, работающих при высоких давлении и температуре. Нередко коррозионное разрушение является одной из основных причин выхода из строя СВД химических и нефтехимических производств. Это вызывает необходимость изготовления их из коррозионно-стойких высоколегированных сталей и сплавов. Изготовление крупногабаритной, крупнотоннажной аппаратуры из дефицитных материалов экономически нецелесообразно, В связи с этим несущие элементы сосудов выполняют из углеродистых или низколегированных конструкционных сталей, а внутренние поверхности, соприкасающиеся с агрессивной рабочей средой, надежно защищают коррозионно-стойкими материалами со специальным свойствами.  [57]

Агрессивные среды в зависимости от процессов, протекающих в материале, можно разделить на физически и химически агрессивные. Первые вызывают обратимые изменения в материале, не сопровождающиеся разрушением химических связей. Химически агрессивные среды в отличие от физически агрессивных вызывают необратимые изменения химической структуры полимера. Воздействие физически агрессивных сред часто сопровождается необратимыми процессами, например вымыванием низкомолекулярных продуктов.  [58]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Агрессивность нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Центробежные, перекачивающие агрессивные нефтепродукты при температуре до 200°С 1980-2340 3960-4680 15 840-18 720 4Т, ЗС, К [c.324]

    Паровые прямодействующие, перекачивающие агрессивные нефтепродукты при температуре до 200 °С 1080-1260 3240—3780 16 200— 18 900 ЮТ, 4С, К [c.324]

    Удаление ароматических углеводородов приводит к заметному увеличению коррозионной агрессивности нефтепродукта, и тем в большей степени, чем легче его фракционный состав [63]. Ароматические углеводороды уменьшают количество образовавшихся в нефтепродукте кислых соединений, способствуя тем самым снижению коррозионной агрессивности, [c.45]

    То же с электроприводом на Р 4 (40) 50, 80, 100 и 150 мм ЗКЛПЭ-40 Жидкие агрессивные нефтепродукты до 600 [c.142]

    Применяются на трубопроводах для жидких агрессивных нефтепродуктов рабочей температу-, рой до 510 °С (задвижки ЗКЛПЭ-16 и ЗКЛПЭ-16.06) и жидких высокоагрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 200 °С (задвижки ЗКЛПЭ- [c.161]

    Применяется на трубопроводах для жидких агрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до — 80 °С. [c.182]

    Коррозионная агрессивность нефтепродуктов обусловливается наличием в них сернистых и кислородсодержащих соединений [8, с. 240—245 25—27]. Количество их зависит от вида топлива, методов переработки и происхождения нефти, из которой они получаются. Ниже приводятся данные о содержании серы и кислорода в продуктах переработки нефти 8, с. 45—46]. [c.24]

    Во избежание агрессивности нефтепродуктов применяются легированные стали безопасность в отношении пожаров и взрывов обеспечивается надежной герметичностью соединения корпуса насоса и уплотнения вала. [c.195]

    Чугунные крышки конденсаторов также подвергаются интенсивному эрозионному и коррозионному разрушению под действием агрессивных нефтепродуктов при повышенных температурах и давлениях. [c.197]

    Коррозионная агрессивность нефтепродуктов обуславливается также наличием в них неуглеводородных примесей и в первую очередь сернистых и кислородсодержащих соединений 9> 26 27> 28. В товарных нефтепродуктах из сернистых соединений могут присутствовать меркаптаны, сульфиды, ди- и полисульфиды, тиофаны, тиофены и т.п. Содержание в нефтепродуктах сернистых соединений регламентируется соответствующими ГОСТ. Коли-ество серы (в%) в товарных сортах светлых нефтепро- [c.17]

    Иногда в плавающих головках теплообменных аппаратов, предназначенных для конденсации паров агрессивных нефтепродуктов, используются днища (крышки), отлитые из латуни ЛЖМц [c.145]

    Большой опыт эксплуатации энергетического оборудования в различных климатических условиях говорит о том, что существующие способы очистки нефтепродуктов не способны поддерживать их физико-химичес-кие свойства на уровне требований, вытекающих из условий работы механизмов. Так, например, на водном транспорте среди параметров нефтепродуктов, по которым производится их выбраковка, на первом месте стоит обводнение. В результате использования обводненного топлива выходят из строя прецизионная топливная аппаратура газовых турбин и дизелей, камеры сгорания, элементы автоматического и дистанционного управления, в которых рабочим телом является топливо или масло. Влажный морской воздух, резкие перепады температур в машинных отделениях, использование системы замещения топлива водой, нарушения герметичности топливных систем, особенно в местах соприкосновения с водяными забортными системами, неотвратимо приводят к обводнению запасов топлива. Коррозийная агрессивность нефтепродуктов, содер-жащ1к даже незначительное количество воды, весьма высока. [c.17]

    Электропрпводные, поршневые, перекачивающие агрессивные нефтепродукты при температуре до 200°С То же, при температуре выше 200 °С 1440—1620 720—900 4320—4860 2160—2700 17 280— 19 440 12 960-16 200 8Т, ЗС, К 12Т, 5С, К [c.325]

    Клиновые с выдвижным шпинделем, нз коррозионностойкой стали, фланцевые наР 1,6(16) ) 50, 80, ЮОи 150 мм ЗКЛ2-16 Жидкие агрессивные нефтепродукты до 510 [c.139]

    Клиновые с выдвижным шпинделем с электроприводом, из коррозионностойкой стали, фланцевые наР 1,6(16) D 50, 80, 100 и 150 мм ЗКЛПЭ-16 Жидкие агрессивные нефтепродукть до 150 [c.140]

    Клиновая с выдвижным шпинделем, из коррозионностойкой стали, фланцевая на Р 4 (40) 50, 80, 100 и 150 мм ЗКЛХ-40 Жидкие агрессивные нефтепродукты до —80 [c.142]

    Применяются на трубопроводах для воды, пара, нефти, масла и неагрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 425 °С (задвижка ЗКЛ2-100.40) для жидких агрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 600 °С (задвижки ЗКЛ2-40 и ЗКЛПЭ-40) для жидких высокоагрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 200 °С (задвижки ЗКЛ2-40.03 и ЗКЛПЭ-40.03). Температура окружающей среды не ниже —40 °С. [c.183]

    Применяются на трубопроводах для жидких и газообразных неагрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 425 С (задвижка ЗКЛПЭ-64, для жидких и газообразных агрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 565 °С (задвижка ЗКЛПЭ-64нжМ). [c.186]

    Применяются на трубопроводах для предотвращения обратного потока неагрессивных нефтепродуктов (клапаны 16с48нж и 16с48нж1) и агрессивных нефтепродуктов (клапан 16нж48нж) рабочей температурой до 300 С. [c.437]

    Применяются на трубопроводах для предотвращения обратного потока неагрессивных нефтепродуктов рао0чеи"температуро1гдтгч1) / егv toariWi KP 160-1), агрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 550 °С (клапан КП-160-П) и до 660 °С (клапан КП-160-Ш). Температура окружающей среды от [c.438]

    Крррозионная агрессивность нефтепродуктов определяется содержанием в них веществ, способных в процессе хранения и перекачки к самоокислению и затем к взаимо-. действию через водные прослойки с контактирующими с ними конструкционными материалами. К этим веществам относят серосодержащие соединения (сероводород, элементарная сера, меркаптаны, сульфиновая, сульфоновая, серная и сернистая кислоты) кислородсодержащие соединения (карбоновые кислоты, спирты, гидроперекиси, угольная кислота) азотсодержащие соединения основного характера, вызывающие горрозию алюминиевых сплавов. [c.352]

    Изучение поведения титана ВТ-1 и более твердого сплава на основе титана ОТ-4 в условиях совместного воздействия НС1 и h3S в растворе показало (табл. 4.5 и 4.6), что с возрастанием температуры и концентрации соляной кислоты коррозионная стойкость этих материалов падает, причем с увеличением температуры переход от стойкости к нестойкости происходит скачкообразно. Сплав ОТ-4 характеризуется несколько меньшей стойкостью, чем титан ВТ-1. Введение сероводорода в соляную кислоту практически не сказывается на их коррозионной стойкости. Как видно из этих данных, во всем температурном интервале и при концентрации НС1 0,1 н. (что отвечает условиям конденсации и охлаждения наиболее агрессивного нефтепродукта при первичной переработке нефти) ВТ-1 и ОТ-4 относятся к стойким и весьма стойким материалам по шкале ГОСТ 5272 — 68. Четырехмесячные промышленные испытания образцов в погружном конденсаторе фляшинг-ко-лонны подтвердили эти выводы. Титан оказался практически вполне стойким потери веса у образцов ВТ-1 —0,00014 г/(м -ч), ОТ-4 — 0,00021 г/(м -ч). В то же время образцы из алюминиевого сплава и углеродистой стали разрушились полностью, а латунные показали потери веса 0,163 г/(м -ч) [17]. Установлена также высокая стойкость титана к точечной коррозии и к коррозионному растрескиванию в солянокислых растворах, насыщенных сероводородом . Все это позволяет рекомендовать титан как конструкционный материал для конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти, в том числе АВТ. [c.73]

    Введение сероводорода в соляную кислоту практически не сказывается на коррозионной стойкости титана. В растворе 0,1 и. НС1, насыщенном сероводородом, вплоть до 90 °С (что отвечает условиям конденсации и охлаждения наиболее агрессивного нефтепродукта при первичной переработке нефти) титан стоек как к общей и питтинговой коррозии, так и к коррозионному растрескиванию. Поэтому конденсационно-холодильное оборудование установок первичной переработки нефти рекомендуется изготавливать из титана [229]. [c.218]

    Метод ASTM был разработан для определения коррозионной агрессивности бензинов, реактивных и дизельных топлив и растворителей по отношению к меди, но он носит название Оценка коррозионной агрессивности нефтепродуктов по отношению к медной пластинке . Поэтому модификации этого метода применяют для испытания и редукторных масел. В основном метод предназначен для определения коррозионной агрессивности редукторных масел, содержащих присадки, преимущественно противозадирные. Для установления активности редукторных масел с присадками по отношению к меди в спецификациях предусматриваются различные условия испытания и характеристики результатов этих испытаний. Если действие масла на медь оказывается чрезмерным, это свидетельствует о том, что медные сплавы (бронза), используемые [c.301]

chem21.info

Агрессивные среды - Справочник химика 21

    В нефтехимических процессах (производство присадки, серной кислоты, хлорбензола и т. п.) для защиты внутренней поверхности оборудования от воздействия наиболее агрессивных сред применяют футеровку штучными кислотостойким , материалами на арзамите или силикатном связующем. Очень широко применяют в отрасли торкрет-бетонные футеровки. В отдельных случаях для защиты от коррозии используют и химически стойкие лакокрасочные покрытия (до температур 100— 110°С). [c.74]     Основной потребитель ванадия — черная металлургия. Ценные физико-химические свойства V, ЫЬ и Та позволяют использовать их при создании атомных реакторов. Ниобий и в еще большей степени тантал представляют интерес как конструкционные материалы для особо агрессивных сред в химической промышленности. [c.541]

    В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности защита от коррозии, вызванной агрессивными средами при высоких температурах и давлениях, представляет собой серьезную и сложную задачу. Ниже приводятся примеры аварий, вызванных коррозией. [c.71]

    Кроме того, газ с повышенным содержанием кислорода является более агрессивной средой, чем обычный воздух, t отношении коррозии материалов. [c.54]

    Широкий диапазон температур и разнообразие агрессивных сред предопределяет применение для изготовления аппаратов сталей практически всех систем легирования и структурных классов (углеродистые, низколегированные и высоколегированные), а также неметаллических материалов. [c.16]

    Твердые смазки применяются в узлах трения, работающих в очень сложных условиях (высокие температуры, вакуум, агрессивные среды и т. п.). Для того чтобы судить о качестве твердой смазки и о пригодности ее для данного узла трения, проводится оценка физико-химических свойств твердых смазок по ряду показателей. [c.208]

    Химико-технологические методы защиты применяют в основном на установках первичной переработки нефти, в которых содержатся наиболее агрессивные среды. К этим методам относятся обессоливание, обезвоживание и защелачивание нефти, [c.72]

    Неорганические смазки — это продукт загущения жидких масел (минеральных или синтетических) неорганическими материалами. Неорганические смазки вероятно будут перспективными для таких условий работы, в которых мыльные, а тем более углеводородные работать не могут, т. е. при температурах 400—500° С и выше, в глубоком вакууме, в агрессивной среде и т. п. [c.190]

    В связи с этим важное значение имеет безопасная и безаварийная эксплуатация трубопроводов и арматуры. Трубопроводы и арматура в технологических схемах нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов занимают большой объем. Для повышения безопасности на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности разработаны Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке стальных технологических трубопроводов, транспортирующих жидкие и газообразные неагрессивные и агрессивные среды (включая огне-взрывоопасные жидкости и сжиженные газы) в пределах рабочих давлений от 0,001 МПа (вакуум) до 10 МПа и рабочих температур от —150 до 700 °С. Однако все еще значительное число аварий обусловлено недостатками при эксплуатации трубопроводов. [c.7]

    Аустенитно-ферритные стали обладают повышенным сопротивлением всем видам коррозии. Сопротивляемость коррозии в морской воде и в условиях воздействия сероводорода послужила основанием для применения этих сталей при изготовлении конструкций морских платформ для добычи нефти и газа, магистральных и технологических тр убопроводов. Они имею повышенную стойкость против межкри-сталгшгной корро.зии хорошо работают в агрессивных средах фосфорной, муравьиной, молочной, уксусной и других кислотах, а также в условиях синтеза мочевины. [c.258]

    Основным критерием, влияющим на развитие аппаратостроения, являются параметры технологических процессов переработки, что и характеризует эксплуатационные параметры аппаратов и сосудов (давление Р, температура Т, агрессивность среды). [c.16]

    При эксплуатации нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий особая тщательность и осторожность требуется от обслуживающего персонала. Это обусловливается высокой взрыво- и пожароопасностью, наличием агрессивных сред, высоких давлений и температур, сочетанием на многих технологических установках открытого огня и больших количеств нефтепродуктов. [c.5]

    Во многих случаях, когда применение насосов затруднено вследствие большой агрессивности среды или по каким-либо другим причинам перекачиваемый продукт транспортируют по трубопроводам передавливанием сжатым газом. Для транспорта таких жидкостей или жидкостей, содержащих взвеси, пользуются так называемыми монтежю. В качестве монтежю применяют горизонтальные или вертикальные резервуары, к которым подводится сжатый воздух или инертный газ. [c.209]

    Описанные обстоятельства вынуждают применять для аппаратов этих типов дорогостоящие стали легированные, стойкие против газовой коррозии или других агрессивных сред. Несмотря на столь существенные недостатки эти аппараты до сих пор изготовляются заводами, имеющими мощное кузнечно-прессовое о(5о-рудование. Это объясняется тем, что такие сосуды благодаря высокой культуре современной технологии производства и надежному контролю удается изготовлять достаточно высокого качества. [c.225]

    После монтажа или ремонта трубопровод должен быть продут или промыт для удаления грязи, окалины и посторонних предметов в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов (ПУГ—69). Все технологические трубопроводы испытывают на прочность и плотность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, разборки фланцевых соединений, после консервации или простоя более одного года, а также во время проведения периодических ревизий в соответствии со СНиП-31—78 и РУ—75. Эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных, токсичных и агрессивных сред, при наличии хомутов запрещена. Если два трубопровода с разной средой соединены между собой двумя задвижками, между которыми имеется спускная линия (воздушник), то не реже одного раза в смену проверяют герметичность задвижек, закрывая — открывая вентиль на воздушке. Нормальное положение воздушника — открытое, что гарантирует контроль разобщенности,, системы. [c.115]

    Зернистые фильтры. Могут работать при очень высоких температурах и агрессивных средах, способны выдерживать большие механические нагрузки, резкие перепады давления и температуры. [c.46]

    Для торцовых уплотнений, работающих в агрессивных средах с температурой до 260" С, уплотняющие элементы выполняют из фторопласта-4. [c.173]

    Марки металлов и сплавов согласно ГОСТам, а также рекомендации 1ю выбору их для иаяной, сварной и литой аипаратуры в соответствии с рабочими условиями при ее эксплуатации (давлением, температурой) и для различных агрессивных сред приведены в [4]. [c.64]

    Коррозионно-стойкий металл, работающий в контакте с агрессивной средой, до запуска в производство при наличии требования чертежей должен быть проверен заводом-изготовителем на химический состав, межкристаллитную коррозию по ГОСТ 6032—58 и на содержание альфа-фазы.  [c.11]

    Наиболее перспективным материалом для изготовления аппаратов (реакционны.х и емкостных, скрубберов, насадочпых колонн), устойчивых к дс11ствию 0 )1 апических растворителей (хлор-бсп.зо, К1, анилина и др.), органических и неорганических кислот (5—37%-ной уксусной ледяной), являются стеклопластики. Колонны из стеклопластика, плакированного термопластами, К КО-мендуют для широкого применения в условиях агрессивных сред ра.. личных производств. [c.68]

    Основной причиной опасности процессов центрифугирования является возможный разрыв барабана под действием центробежной силы. При нормальных скоростях разрыв барабана может произойти вследствие износа материала или деталей вращающего механизма от многолетней работы без соответствующего ремонта, нарушения гуммировки и другого защитного покрытия при работе с агрессивными средами и коррозии металла. Прочность, особенно в местах соединения, часто настолько уменьшается, что барабан не выдерживает напряжения, на которое рассчитан. [c.160]

    С точки зрения коррозионной стойкости, оптимальное содержание Сг в стали составляет 12-14%. Такой уровень легирования Сг обеспечивае г легкую пассивацию поверхносги во многих агрессивных средах, связанных с производством нефтехимических продуктов. При повышении содержания хрома более 12% коррозионная стойкость практически не увеличивается. Вместе с тем в этом случае имеет место проявление склонности стали к охрупчиванию и снижению прочности в связи с формированием в структуре значительного количества ферритной составляющей. 13-14 %-ные хромистые стали с частичным у-а (М)- превращением относят х мартенситно - феррит-ным. Эти стали известны еще под названием полуферритных. По структуре мартенситно-ферритные стали соответствуют сплавам Ре - Сг. Количество 6- феррита в сталях повышается с увеличением содержания Сг и снижением концентрации углерода. С введением углерода границы существования области у - твердых растворов сдвигаются в сторону более высокого содержания Сг. У 13% - ных хромистых сгалей С диаграмма распада аустенита состоит из двух областей превращения. При температурах выше 600 °С в случае достаточно низкой скорости охлаждения возможно образование ферритной составляющей структуры. Ниже 400 °С при более быстром охлаждении наблюдается бездиффузионное превращение аустенита в мартенсит. Количество образовавшегося мартенсита в ка-асдом из указанных температурных ингервалов зависит, главным образом, от скорости охлаждения и содержания углерода в стали. [c.234]

    Для предупреждения подобных аварий все детали и узлы компрессорных установок, соприкасающиеся с агрессивной средой, необходимо изготавливать из коррозионностойких материалов или защищать от коррозии соответствующими покрытиями. Прежде всего должна быть защищена от коррозии аппаратура межступенчатых холодильников, в которых происходит конденсация из компримированных газов паров агрессивных веществ,, а также следует защищать поверхность труб теплообменных аппаратов со стороны охлаждающей воды при закрытой циркуляционной системе водоснабжения. [c.182]

    В условиях повышенной агрессивности среды следует тщательно зачищать поверхности под головками и гайками не менее чем для двух болтов с прокладкой между ними луженых шайб. Каждую систему аппаратов и трубопроводов в пределах цеха следует заземлить не менее чем в двух точках. Все резервуары емкостью более 50 м также нужно заземлить в двух противоположных точках. Одиночные аппараты и агрегаты заземляют отдельно или присоединяют к общей заземляющей магистрали. [c.340]

    Чтобы предотвратить разрушение канализационных сетей, колодцев, камер и других сооружений, необходимо их выполнять из материалов, стойких к коррозионному воздействию агрессивных компонентов сточных вод. Выбор того или иного материала определяется характером агрессивной среды, ее концентрацией, температурой, давлением и т. д. Для транспортировки агрессивных сточных вод можно применять трубы из нержавеющих сталей, стальные гуммированные трубы, фаолитовые, текстолитовые, стеклянные, полиэтиленовые, стальные, футерованные химически стойкими пластмассами, эмалированные и другие трубы. Оборудование для обработки и перекачивания стоков (насосы, теплообменники, разделители, сборники и др.) можно изготавливать пз легированных сталей или из углеродистых сталей с соответствующими антикоррозионными покрытиями (футеровка кислотоупорным кирпичом или плиткой, покрытия из винипласта, свинца, полиэтилена и т. д., лакокрасочные покрытия, гуммирование и др.). [c.256]

    Причиной такого износа являются воздействие на трущиеся поверхности агрессивных сред с образованием продуктов коррозии (оксидов и солей металлов) и их механическое удаление при трении, в результате чего обнажается ювенильная поверхность металлов, легко подвергающаяся коррозионному воздействию среды. Процесс этот непрерывно повторяется, что приводит к интенсивному износу трущихся поверхностей. Увеличению указанного износа способствует также и то, что под действием агрессивных веществ ослабляется спай зерен металла в поверхностном слое, и при трении эти зерна легко выкрашиваются, поверхность трущихся деталей становится более шероховатой, ско Шть износа значительно возрастает. [c.281]

    Изоляция кон хактов разнородных металлов от внешней среды. Если невозможно исключить доступ агрессивной среды к соединению из двух металлов путём соответствующего выбора конструкции, следует применить капсулирование, герметизацию или обёртывание стягивающимся пластиком (рис. 2.5). [c.37]

    Б.ЛОЧИЫЙ вертикальный теплообменник работает по схеме многоходовогс перекрестного тока агрессивная среда совершает одни ход по вертикальным ка- алам, теплоноситель — два хода в каждом блоке по горизонтальным каналам [c.68]

    В теплообменниках наиболее агрессивной средой яаляется регенерированный раствор, при этом интенсивнее корродируют высокотемпературные секции. Это вызывается неполной отпаркой кислых газов. Для предотвращения коррозии содержание сероводорода [c.150]

    При работе в агрессивных средах, например в кислотах или серниетом газе, следует применять мешалки, защищенные киело-тоетойкнм покрытием (гуммированные или покрытые лаком) или пыиолненные из специальных сталей. [c.102]

    Технические данные некоторых марок насосов типов РМК и ВВП (ГОСТ 10889—64), изготовляемых в настоящее время, приведены в табл. 5.5. Прп работе с агрессивными средами может быть применен водокольцевой вакуум-насос в нержавеющем исполнении (из стали 12Х18Н10Т) типа ВВН-ЗН. Технические данные его такие же, как у насоса ВВН-3 (табл. 5.5), а масса установки составляет 491 кг. [c.190]

    Вентиляторы могут быть выполнены в различном исполнении обычном — для перемещения воздуха и других газообразных сред, ис вызывающих коррозию антикоррозионном — для неремещения агрессивных сред взрывобезопасном — для сред взрывоопасных термостойком—для перемещения сред с повышенной температурой. Рабочие колеса вентиляторов могут быть с неноворотными и поворотными лопатками. [c.193]

    Обработка среды включает в себ5[ все способы, уменьшающие концентрацию ее компонентов, особенно опасных в коррозионном отношении. Так, например, в нейтральных солевых средах и пресной воде одним из самых агрессивных компонентов является кислород. Его удаляют деаэрацией (кипячение, дистилляция, барботаж инертного газа) или связывают при помощи соответствующих реагентов (сульфиты, гидразин и т. п.). Уменьшение концентрации кислорода должно почти линейно снижать предельный ток его восстановления, а следовательно (см. рис. 24.7), и скорость коррозии металла. Агрессивность среды уменьшается также при ее подщелачивании, снижении общего содержания солей и замене более агрессивных ионов менее агрессивными. При противокоррозионной подготовке воды для уменьшения накипеобразования широко применяется ее очистка ионообменными смолами. [c.507]

    Н — из стали Х18Н9ТЛ, ГОСТ 2176—57 (для агрессивных сред при температурах от —30 до (-200° С). [c.26]

    Опасна межкристаллитная коррозия, возникающая большей частью в местах развальцовки, на стыке труб и трубной решетки, в простенках между ними и других аналогичных участках. Развитие межкристаллитной коррозии в начальный период протекает очень медленно и может длиться несколько лет. С течением времени скорость коррозии резко возрастает, в металле образуются мелкие волосяные трещины, затем величина и глубина трешлн увеличиваются, частично они становятся сквозными и металл разрушается. Основными причинами коррозии могут быть агрессивность среды, превышение рабочего давления, нарущение температурного режима, неплотности в местах развальцовки трубного пучка в решетке. [c.145]

    Так, на одном из нефтехимических предприятий технологический трубопровод, предназначенный для транспортирования сернокислого формалина, проходил через камеру приточной вентиляции. В период эксплуатации под воздействием агрессивной среды в медном трубопроводе, уложенном в стальной кожух, образовалась трещина, через которую формальдегид стал проникать в вентиляционную камеру, а затем с приточным врздухом — в производственные помещения, что привело к сильной загазованности воздущной среды и аварийной остановке цеха. [c.188]

    Комиссия, расследовавшая аварию, предложила ряд мер по усилению технического надзора за состоянием трубопроводов и аппаратов, работающих в коррозионной среде. Для сокращения сроков периодических осмотров и ревизий трубопроводов было предложено пересмотреть графики на проведение этих работ и внедрить неразрушающие методы контроля трубопроводов. Коррозионное воздействие агрессивных сред на углеродистую сталь, применяемую для изготовления аппаратов и трубопроводов в установках водной очистки, не может быть устранено. Поэтому целесообразно разработать более совершенные способы антикоррозионной защиты металлов и изготавливать оборудование из лепированных сталей. Для действующих установок на основе опыта эксплуатации рекомендовано регламентировать сроки ревизии и замены трубопроводов с тем, чтобы не допускать коррозионное разрушение до аварийного состояния трубопровода. [c.26]

    Высокая агрессивность среды в хлораторе может приводить к коррозионному разрушению трубок теплообменных устройств и попаданию бензола в системы водопровода и холодильные станции, охлаждающие рассол, подаваемый в трубки Фильда. Для предупреждения загораний и взрывов по этой причине применяют обкладку хлоратора свинцом и свинцовые теплообменные трубки. Однако полностью исключить коррозионное разрушение деталей хлоратора не удается, поскольку свинец не является достаточно стойким в этих условиях материалом. Поэтому для предупреждения аварий, связанных с разгерметизацией и попаданием бензола в воду и рассол, следует строго контролировать содержание бензола в этих охлаждающих агентах. [c.354]

chem21.info

Характеристика коррозионной агрессивности сред при нефтедобыче

из "Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии"

При разработке нефтяных месторождений из скважины на поверхность поступает нефтегазоводяная смесь, которая разделяется на нефть, нефтяной газ и пластовую воду. Нефть и нефтяной газ подвергают последующей очистке и направляют потребителю, а отделенная пластовая вода утилизируется для различных нужд месторождения. [c.121] На характер и скорость коррозии подземного и наземного нефтепромыслового оборудования оказывают влияние факторы, связанные как с природой добываемой продукции, так и с условиями эксплуатации месторождения. [c.121] Нефть — диэлектрик, ее проводимость равна Ю —10 Ом- -см . Нефть с малым содержанием воды, находящейся в высокодисперсионном состоянии, имеет проводимость 10 —10- Ом -см-. При увеличении содержания воды проводимость нефтеводяной эмульсии возрастает. Нарушение устойчивости водонефтяной эмульсии приводит к разделению ее на две несмешивающиеся жидкости. Время, необходимое для разделения эмульсии на две несмешивающиеся жидкости, характеризует ее агрегативную устойчивость, которая достигается за счет эмульгаторов — веществ, способных стабилизировать капельки воды в нефти, с образованием на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных пленок, улучшающих структурно-механические свойства системы. Стабилизаторами нефтяных эмульсий типа В/М являются вещества, находящиеся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии (асфальтены, нафтеновые, асфальтеновые и жирные кислоты, смолы, парафины, церезины). С повышением обводненности нефти увеличивается общая площадь границы раздела вода — нефть (при условии сохранения дисперсности частиц) и уменьшается относительное содержание стабилизатора в системе, что приводит к расслоению эмульсии с выделением воды из газожидкостной смеси. [c.122] Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122] Некоторые из перечисленных веществ коррозионно-активные. Характерное свойство асфальтенов — их способность конденсироваться в адсорбционном слое на границе раздела фаз с образованием твердообразных, хорошо сцепленных с поверхностью и имеющих большую прочность пленок, что снижает контакт с водной фазой и скорость коррозии в двухфазной среде. Влияние природных ингибиторов асфальтенов и нафтеновых кислот на скорость коррозии стали в двухфазной среде показано ниже. [c.123] Увеличение молекулярной массы алифатических углеводородов снижает поверхностное натяжение на границе фаз. [c.124] Растворимость газов в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Наиболее агрессивные составляющие водонефтяных эмульсий — это сероводород и углекислый газ. Поэтому введена классификация нефтяных скважин содержащие и не содержащие НаЗ и СОг. [c.124] Содержание серы в большинстве отечественных нефтей не превышает 0,5%. В нефти сера может быть в свободном состоянии в виде сероводорода и сернистых органических соединений различных классов (меркаптаны НЗН, сульфиды RSR и дисульфиды НЗгК, тиофаны, тиопираны и их производные). [c.124] Жесткость воды обусловлена наличием в ней солей Са и Mg. [c.125] В жесткой воде образование защитной известковой пленки более вероятно, чем в мягкой, поэтому в общем жесткие воды менее агрессивны, чем мягкие, по отношению к стали. [c.125] По классификации Сулина, природные воды подразделяются на четыре генетических типа сульфатно-натриевые, гидрокарбонатнонатриевые, хлормагние-вые и хлоркальциевые. Принадлежность воды к определенному типу устанавливают по величине отношения чисел эквивалентов отдельных ионов. [c.125] Химический состав хлоркальциевых вод отличается высоким содержанием ионов Ыа и С1, а также ионов Са +, малым содержанием С0з 1 НСО , значительным количеством железа. Плотность может достигать 1,2 кг/м . [c.125] Скорость коррозии стали марки Д и алюминиевого сплава Д16Т в эмульсии нефть — пластовая вода зависит от степени обводненности продукции (табл. 71). [c.125] Стойкость материалов при обводненности нефти 40% (в числителе) и 80% (в знаменателе) в присутствии сероводорода (1200 мг/л) приведена ниже. [c.126] Скорость коррозии, мм/год. Стойкость, балл. [c.126] С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При испо тьзо-вании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности. [c.126] При низких скоростях движения эмульсии по трубопроводу снижается ее агрегативная устойчивость и происходят расслоение и выделение водной фазы. Контакт металла с электролитом, роль которого играет выделившаяся из эмульсии пластовая вода, обеспечивает протекание коррозионных процессов по электрохимическому механизму. [c.126] Вода скапливается на пониженных участках трассы (в застойных зонах), вызывая интенсивное коррозионное разрушение нижней образующей трубы. В трубопроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной эмульсии и зонах с устойчивой водной фазой скорость коррозии составляет 2—3 мм/год. С увеличением скорости потока скорость коррозии снижается. Наиболее коррозионно-опасными являются режимы низкой производительности трубопровода я большой обводненности среды, при которых скорость потока не превышает скорости выноса водных скоплений. [c.126]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Основные агрессивные среды и борьба с коррозией оборудоваКоррозия и защита аппаратуры установок первичной переработки нефти

из "Ремонтные работы на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях"

Сероводород воздействует на сталь к при высоких, и при низких температурах (особенно в присутствии влаги). При этом образуются нерастворимые продукты коррозии, состоящие из смеси различных сульфидов железа. Защитные свойства сульфидных пленок зависят от их состава. При больших концентрациях сероводорода пленки сульфидов не обладают защитныл свойствами. [c.27] При взаимодействии сероводорода с влагой в процессе первичной переработки нефти образуется водород, вызывающий водоро) ную коррозию металла. Низкотемпературное водородное разрушение металла происходит в результате электрохимической коррозии. Наводороншвание и сопутствующее ему растрескивание металла — опаснейший вид коррозии оборудования. Опасность подобного вида коррозии усугублена тем, что разрушение металла происходит внезапно и носит выраженный локальный характер. [c.27] Водородное разрушение бывает двух видов сквозное (сероводородное) растрескивание и расслоение (пузырение) металла. В результате наводороживания значительно ухудшаются механические свойства металла, что приводит к возникновению так называемой водородной хрупкости. Скопление газообразного водорода во внутренних полостях металла создает огромное давление, поэтому наводороживание может вызвать разрушение стали и в отсутствие внешней нагрузки. [c.27] На сероводородное растрескивание влияют такие факторы, как химический состав и структура стали, ее прочностные свойства и характер термической обработки, величина деформации и внутренних напряжений в металле и сварных швах, наличие водной фазы, ее pH, содержание сероводорода, присутствие и концентрация хлоридов. [c.27] В сероводородных средах при температурах выше температуры кипения водной фазы или ниже температуры ее замерзания растрескивание оборудования не наблюдалось. Однако под действием влажного сероводорода разрушаются кровля и верхние пояса бензиновых резервуаров, оборудование газофракционирующих установок, емкостей сжиженного пропана, газоводоотделители установок первичной переработки нефти. [c.27] При отсутствии строгого контроля за pH нефти в процессе под-щелачивания, при несоблюдении технологии приготовления содовых растворов и нерегулярной подаче этих растворов образуются кислые конденсаты, способствующие усилению коррозии аппаратуры. Поэтому кроме сероводородной коррозии на этих установках наблюдается также щелочное коррозионное растрескивание металла. [c.27] Растрескивание происходит, кроме того, в результате подачи щелочных растворов в нефть. [c.27] при переработке туймазинскОй нефти повышение температуры продукта на выходе из вакуумной части печи от 403 до 414 °С привело к увеличению массы сероводорода, отходящего сверху колонны, от 24 до 135 кг/сут. [c.28] При той же температуре из арланской нефти выделяется в 3 раза больше сероводорода, чем из туймазинской. Поэтому при переработке высокосернистой арланской нефти для снижения коррозии и получения продуктов требуемого качества в печах поддерживается температура на 15—20 °С ниже, чем при переработке туймазинской и ромашкинской нефтей. [c.28] Усиление коррозии отмечается также при неполном отделении воды от бензина в сепараторах колонн, вследствие чего кислые дренажные воды вместе с водами орошения попадают в колонны и разрушают защитную облицовку и детали тарелок в верхних зонах. Причиной плохого отстоя воды в сепараторах бензина может быть недостаточная продолжительность отстоя, связанная с возросшей производительностью установок. [c.28] Наблюдения показывают, что срок службы оборудования конденсационно-холодильного узла на разных установках различен трубчатые пучки конденсаторов, изготовленные из оловянистой латуни, служат от 1—2 до 4—6 лет, секции, изготовленные из стали 1Х18Н10Т, — около 3 лет. Срок службы труб конденсаторов АВТ, изготовленных из углеродистой стали, обычно не превышает нескольких месяцев, поэтому ее не применяют. Чугун является более стойким к коррозии, чем углеродистая сталь, но для удовлетворительной работы чугунных секций конденсаторов требуется большой допуск на коррозию. Чугунные трубы в секциях конденсаторов подвергаются графитизации и становятся хрупкими. [c.28] Таким образом, для снижения коррозии на установках первичной переработки нефти следует применять глубокое обессоливание нефти, нейтрализацию и механические способы защиты (коррозионно-стойкие, металлические материалы и лакокрасочные покрытия), а также добавлять ингибиторы коррозии. [c.28] Операции обессоливания и обезвоживания нефти осуществляются на установках типа ЭЛОУ. Основной коррозионно-активной средой на этих установках является отстой, состоящий из деэмульгирован-ной из нефти пластовой воды, в различной пропорции разбавленной пресной. На агрессивность отстоя (сточной воды) влияет минерализация исходной пластовой воды, содержание в ней сероводорода. Агрессивность сточной воды увеличивается с понижением pH, повышением температуры и содержания кислорода. [c.29] Практический опыт эксплуатации установок ЭЛОУ показал, что в зависимости от применяемого деэмульгатора возможно разъ- единение трубных пучков подогревателей. Трубопроводы внутренней канализационной сети сточных вод (температура до 70 °С), сбрасываемых из отстойников и электродегидраторов, разрушаются в результате коррозии в течение 1,5—2 лет. [c.29] Наиболее сильному коррозионному разрушению подвергаются, резервуары для сырой и подготовленной к переработке нефти, особенно их верхняя газовоздушная зона крыши, изготовленные из углеродистой стали, и верхние пояса емкостей. Конденсирующаяся на их поверхность пленка влаги насыщается кислородом воздуха и выделяюпщмися из нефти парами Н З и СО2 и вызывает разрушение со средней скоростью до 1,5 мм/год. [c.29] Значительной коррозии подвергаются днища резервуаров при воздействии отстоя, содержащего НаЗ и СО2. Разрушение металла усиливается в результате контакта с приобретающими функции катода продуктами коррозии, попадающими в резервуар сверху, с кровли. Более сильной коррозии подвергаются резервуары с подогретой обессоленной нефтью. [c.29] Для предотвращения коррозии рекомендуется трубные пучки, изготовленные из углеродистой стали, заменить латунными, в элек-тродегидраторах применять торкрет-цементные покрытия, внутреннюю поверхность кровли и верхних поясов резервуаров покрывать бензостойкими лакокрасочными материалами. [c.29] С целью уменьшения образования хлористого водорода и снижения интенсивности хлористоводородной коррозии атмосферной части первичных установок необходимо нейтрализовать обессоленную нефть щелочными реагентами (едким натром, кальцинированной содой). При этом хлориды кальция и магния переходят в труднорастворимые гидроокисные или углекислые соединения и негидро-лизующийся в условиях первичных установок хлорид натрия. [c.29] В этих условиях в наиболее коррозионных средах скорость коррозии снижается от 5 до 0,2 мм/год. [c.29] Эффективность подщелачивания возрастает при регулярной подаче раствора щелочного реагента и соблюдении технологии его приготовления. [c.30]

Вернуться к основной статье

chem21.info

нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений - патент РФ 2287488

Классы МПК:C02F1/20 дегазацией, те освобождением от растворенных газовC02F1/66 нейтрализацией; регулированием рHC02F103/06 загрязненная подземная вода или растворы от выщелачивания
Автор(ы):Медведев Александр Дмитриевич (RU), Сабитов Салих Сагитович (RU), Герасименко Виктор Иванович (RU), Баландин Лев Николаевич (RU), Румянцева Елена Александровна (RU)
Патентообладатель(и):Медведев Александр Дмитриевич (RU)
Приоритеты:

подача заявки:2005-04-22

публикация патента:20.11.2006

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти. Предлагаемый нейтрализатор содержит смесь аминов, щелочной сток производства капролактама, аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смесь аминов 0,5-20,0; аммиак 5,0-40,0; формальдегид 5,0-20,0; щелочной сток производства капролактама - остальное. В предпочтительном варианте нейтрализатор в качестве смеси аминов содержит смесь полиэтиленполиаминов. Технический результат изобретения заключается в расширении спектра действия нейтрализующей композиции за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения, а также дополнительно улучшается процесс деэмульсации водонефтяных эмульсий. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области нейтрализации агрессивных компонентов в жидких средах и может быть использовано в нефтяной промышленности в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти.

Известен нейтрализатор сероводорода в водно-нефтяных средах, содержащий смесь моно-, ди- и триэтаноламинов с аммиаком, смесь формалина с бисамином и воду или водорастворимый спирт в качестве растворителя (патент РФ №2196114, МПК C 02 F 1/66). Однако данная композиция не обеспечивает нейтрализацию диоксида углерода, а также высокотоксичных меркаптанов, присутствующих в средах нефтяных месторождений.

Известен также нейтрализатор сероводорода, использующий в качестве щелочного реагента органический амин или аммиак и дополнительно содержащий формальдегид или 2-фуральдегид (патент РФ №2099631, МПК F 17 D 1/16). Данная композиция применяется при транспортировке по трубопроводу сероводород- и меркаптансодержащих нефтей, но она не обладает бактерицидными свойствами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений (патент РФ №2232721, МПК C 01 F 1/66), содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Данный состав обеспечивает нейтрализацию сероводорода и диоксида углерода в пластовых водах и водонефтяных средах нефтяных месторождений, но недостаточно эффективен для нейтрализации содержащихся в этих средах меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Сероводородсодержащие нефти обычно содержат в своем составе значительное количество меркаптанов, в том числе чрезвычайно токсичных легколетучих и дурнопахнущих метил-, этилмеркаптанов. Среди сернистых соединений, встречающихся в нефтях, сероводород и меркаптаны обладают кислотными и, следовательно, наиболее коррозионными свойствами. Следует также учесть, что в настоящее время нормативные документы как РФ, так США и ЕС предусматривают жесткие ограничения по содержанию сернистых соединений в нефтях и нефтепродуктах. Таким образом, одновременная нейтрализация в средах нефтяных месторождений сероводорода и меркаптанов является актуальной задачей как с точки зрения охраны окружающей среды, так и с точки зрения обеспечения требуемого качества товарной нефти.

Основной объем нефти в РФ добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что невольно привело к их заражению микроорганизмами и активизации микробиологических процессов. Биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминералиаованные воды, и зоны интенсивного водообмена служат благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород. Наиболее благоприятные условия для биохимических процессов складываются в призабойной зоне нагнетательных скважин при заводнении нефтяных пластов. Эта зона после определенного времени превращается в своеобразный генератор биогенного сероводорода, а закачиваемая в пласт вода, проходя через эту зону, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом. Сероводород, продвигаясь по продуктивному пласту, достигает добывающих скважин и, соединяясь с ионами двух- и трехвалентного железа, присутствующими в пластовой воде, образует осадки сульфидов железа. Сульфиды железа ускоряют коррозионное разрушение скважинного оборудования, выкидных и сборных трубопроводов, объектов систем подготовки нефти и поддержания пластового давления. Кроме разрушений металла, биогенный сероводород, образуемый СВБ, ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону скважин, снижая приемистость нагнетательных и дебит эксплуатационных скважин, существенно ухудшая тем самым показатели разработки нефтяных месторождений.

Задачей заявляемого изобретения является расширение спектра действия вышеуказанного известного нейтрализатора агрессивных газов в средах нефтяных месторождений за счет обеспечения дополнительной нейтрализации меркаптанов и сероводорода биогенного происхождения.

Поставленная задача решается путем того, что в нейтрализатор, содержащий смесь аминов и ЩСПК, в отличие от прототипа дополнительно введены аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

смесь аминов0,5-20,0
аммиак5,0-40,0
формальдегид5,0-20,0
ЩСПКостальное

Технический результат, получаемый при осуществлении данного изобретения, заключается в следующем. Известно, что введение в нейтрализатор, содержащий щелочной реагент, формальдегида повышает степень нейтрализации сероводорода и меркаптанов, что обусловлено высокой реакционной способностью формальдегида в реакциях взаимодействия с сероводородом и меркаптанами при одновременном присутствии органического амина или аммиака. Наряду с этим, как показали проведенные исследования, в отличие от большинства альдегидов жирного ряда, осмоляющихся шелочами, формальдегид при взаимодействии с ЩСПК образует метиловый спирт и муравьиную кислоту, обладающую сильными бактерицидными свойствами, значительно снижающими активную жизнедеятельность не только планктонных (свободноплавающих), но и адгезированных СВБ, которые более устойчивы к действию бактерицидов. Таким образом, резкое снижение сульфатредукции обеспечивает нейтрализацию сероводорода биогенного происхождения. При этом снижение рН композиции, вызванное введением формальдегида, компенсируется дополнительным введением в ее состав аммиака. Кроме выше указанного, в процессе исследования предложенного состава нейтрализатора был выявлен неожиданный результат его использования, а именно улучшение процесса деэмульсации водонефтяных эмульсий. Применяемые в настоящее время деэмульгаторы представляют собой, как правило, продукты с высокой степенью гидрофобности, большой молекулярной массой и, следовательно, плохой растворимостью в воде. Растворимость в нефти также недостаточно хорошая практически у всех деэмульгаторов. При применении указанных деэмульгаторов на установках подготовки нефти часто образуются эмульсии повышенной устойчивости с аномальной структурой, характеризующиеся неравномерным распределением капель воды в объеме нефти, а также наличием нехарактерных для водонефтяных эмульсий субстанций гелеобразного вида с заключенными в них каплями воды. Наиболее сильно такой эффект проявляется в эмульсиях угленосных горизонтов для деэмульгаторов с высокой степенью гидрофобности, фенольное число которых составляет 1,5-4. В результате увеличиваются объемы промежуточных слоев в отстойных аппаратах вплоть до выхода из строя установок подготовки нефти. В случае совместного применения деэмульгаторов и предложенного нейтрализатора происходит разрушение эмульсионных структур с аномальными свойствами. При этом при низких температурах обеспечивается также эффективное обезвоживание нефти.

Заявляемый нейтрализатор может быть приготовлен путем последовательного смешивания в заданных пропорциях входящих в его состав ингредиентов. При этом в качестве смеси аминов могут быть использованы, например, полиэтиленполиамины по ТУ 2413-357-00203447-99. ЩСПК является крупнотоннажным отходом производства капролактама, в котором массовая доля солей моно- и дикарбоновых кислот в пересчете на адипинат натрия составляет не менее 9,0%, массовая доля циклогексанона - не более 0,3%, массовая доля смолы - не более 13.0% (ТУ 113-03-488-84, ТУ 113-03-616-87, ТУ 2432-001-421297-94, ТУ 2433-637-0020-90, ТУ 113-03-498-86). Формальдегид является доступным и дешевым продуктом, производимым в крупнотоннажном производстве. При этом предпочтительнее вводить формальдегид в виде водных растворов (формалина). Аммиак также является доступным и сравнительно дешевым продуктом. Полученная смесь представляет собой негорючую жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, имеющую плотность при 20°С 1,0-1,2 г/см3, рН 9-12, температуру застывания не выше -45°С.

Испытания заявляемого нейтрализатора проводились в средах Покровского и Сорочинско-Никольского месторождений ОАО "Оренбургнефть", характеристики которых представлены в таблице 1.

Варианты композиции по количественному составу входящих ингредиентов даны в таблице 2.

Указанные варианты предложенного нейтрализатора были исследованы в лабораторных условиях по следующим методикам. Контроль содержания сероводорода и меркаптановой серы проводился методом потенциометрического титрования UOP-163 (mod) спиртовым раствором нитрата серебра с использованием стеклянного электрода сравнения и серебряного/сульфид серебряного индикаторного электрода. Определение содержания метил- и этилмеркаптанов проводилось согласно ГОСТ Р50802-95 методом газовой хроматографии на хроматографе "Кристалл-2000" путем разделения компонентов анализируемой пробы, регистрации выходящих из хроматографической колонки метил- и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов методом абсолютной градуировки. Контроль содержания диоксида углерода осуществлялся титриметрическим методом в соответствии с РД 52.24.419-95. Для определения количества планктонных клеток СВБ использовали метод предельных разведений (РД 39-0147103-350-89), который заключается в определении минимального количества посевного материала, содержащего одну бактериальную клетку. Содержание адгезированных СВБ определялось следующим образом: образцы из малоуглеродистой стали выдерживали в активной культуре СВБ, затем переносили в культуральный сосуд с питательной средой и определяли их содержание по РД 39-0147-350-894, РД 03-00147275-067-2001. Определение деэмульгирующей активности нейтрализатора осуществлялось в соответствии с РД 153-390-313-03 в течение двух часов при комнатной температуре. Для оценки устойчивости исследуемой эмульсии в эксперимент был включен опыт, в котором эмульсия обрабатывалась при тех же условиях без добавления деэмульгаторов. В качестве деэмульгатора сравнения был использован деэмульгатор - дипроксамин, применяемый для промысловой подготовки данной нефти.

Результаты испытаний приведены в таблицах 3, 4.

Как видно из полученных результатов исследований, снижение содержания формальдегида в составе заявленной композиции менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточной бактерицидной способности нейтрализатора, что не позволяет существенно влиять на сульфатредукцию. Увеличение содержания формальдегида свыше 20,0 мас.% вызывает нежелательное образование кристаллов уротропина при отрицательных температурах. Содержание аминов менее 0,5 мас.% и аммиака менее 5,0 мас.% не обеспечивает достаточно эффективной нейтрализации сероводорода и меркаптановой серы. Увеличение содержания этих ингредиентов выше предложенных значений приводит, естественно, к уменьшению в составе композиции содержания ЩСПК, что также ухудшает нейтрализацию сероводорода и меркаптановой серы. В целом, результаты испытаний подтверждают, что при оптимальном соотношении входящих в состав композиции ингредиентов (составы №5, 6) применение предлагаемого нейтрализатора обеспечивает эффективное снижение содержания сернистых соединений, в том числе меркаптанов в различных средах нефтяных месторождений (нефть, пластовые воды, водонефтяные эмульсии). Одновременно происходит резкое снижение сульфатредукции - количество не только планктонных, но и адгезированных клеток СВБ уменьшается в 10-104 раз. Наряду с этим присутствие предлагаемого нейтрализатора улучшает процесс деэмульсации даже при минимальных концентрациях почти в 7 раз, по сравнению с применяемым деэмульгатором - в 1,6 раза. Совместное применение нейтрализатора и деэмульгатора усиливает этот процесс приблизительно в 18 раз, а по сравнению с деэмульгатором (дипроксамином) - почти в 2 раза (таблица 4).

Использование заявленного нейтрализатора в промышленных условиях не вызывает трудностей и осуществляется методом закачки с определенной дозировкой.

Таблица 1
№ п/пСреда Содержание агрессивных компонентов
h3S, мг/л Меркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО 2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная форма Адгезионная форма
1 Товарная нефть (УПН Покровское месторождение) 255,0849,030,0 -- -
2Пластовая вода (Покровское месторождение)143,1 -- 170,0103 106
3 Нефтяная эмульсия (30% Н2 О, Сорочинско-Никольское месторождение) 290,0789,023,0 132,010 21010
Таблица 2
№ п/пСостав композиции, мас%.
АминыNH 3Формальдегид ЩСПК
10,5 5,05,0 89,5
21,0 10,06,0 83,0
37,0 15,07,0 71,0
48,0 20,08,0 64,0
59,0 25,09,0 57,0
610,0 30,010,0 50,0
715,0 35,015,0 35,0
820,0 40,020,0 20,0
Таблица 3
№ составаКонцентрация мл/л Содержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
h3S, мг/л Меркаптановая сера, мг/л Легкие меркаптаны, мг/л CO2, мг/л Количество СВБ, кл/мл
Планктонная формаАдгезионная форма
№ среды № среды№ среды № среды№ среды № среды
1 231 313 232 323
1100 2126575 69437729 214118 --- -
150189 5254 63733724 182712 10210 1-10210 5-10610 6-107
20016043 38615271 101019 10-- --
2100201 5768583 3672716 3217- ---
150150 4841542 302187 211010 2101 10510 6
200 1073132 4952646 4138 --- -
3 1005452 54381340 151524 15-- --
150 3840 35357205 5516 9102 10110 4-10510 6
200 212526 319124Отс. 297 --- -
4 1002641 45283337 71418 14-- --
150 1732 21248198 Отс.210 8102 10110 4105-10 6
200 61713 219156Отс. Отс.25 --- -
5 1002934 45192320 51212 13-- --
150 1825 19157198 Отс.Отс.7 7102 10110 3-10410 5
200 81210 134105Отс. Отс.Отс.4 --- -
Таблица 3 (продолжение)
№ состава Концентрация, мл/лСодержание агрессивных компонентов в различных средах после их обработки
H 2S, мг/лМеркаптановая сера, мг/лЛегкие меркаптаны, мг/лСО 2, мг/лКоличество СВБ, кл/мл
Планктонная форма Адгезионная форма
№ среды№ среды № среды№ среды № среды№ среды
123 131 323 232 3
6 1002225 38191281 385 12-- --
150 619 17143177 Отс.Отс.Отс. 5101101 10310 4
200 287 11598Отс. Отс.Отс.2 --- -
7 1004134 42184315 9109 14-- --
150 2522 24169262 Отс.46 8101-10 2101 103-104 104-105
20012 1613132 164Отс.Отс. Отс.4- ---
8100 654167 38433911 151516 --- -
15051 2949 3433214 7119 10210 1-10210 4105-10 6
200 321928 310284Отс. Отс.36 --- -
Таблица 4
ДеэмульгаторКонцентрация, мг/л Содержание мас.%
h3OНефть
Отсутствует  1,698,4
Дипроксамин25,017,7 82,3
50,0 24,775,3
Нейтрализатор (состав №6) 25,010,889,2
50,017,1 82,9
Дипроксамин + Нейтрализатор (состав №6) 25,029,476,6
50,036,1 63,9

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений, содержащий смесь аминов и щелочной сток производства капролактама, отличающийся тем, что он дополнительно содержит аммиак и формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Смесь аминов0,5-20,0
Аммиак5,0-40,0
Формальдегид5,0-20,0
Щелочной сток производства  
капролактама Остальное

2. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве смеси аминов смесь полиэтиленполиаминов.

Официальная публикация патента РФ № 2287488 patent-2287488.pdf

www.freepatent.ru

Жидкая агрессивная среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Жидкая агрессивная среда

Cтраница 1

Жидкая агрессивная среда оказывает воздействие, которое зависит от химического состава, температуры, скорости притока к поверхности конструкции, а также от вида вяжущего и плотности бетона.  [1]

Жидкие агрессивные среды могут действовать на конструкции в виде: 1) капельного конденсата и тумана; 2) воды - среды; 3) технологических растворов.  [2]

Жидкая агрессивная среда может оказывать существенное влияние на сопротивляемость полимеров многократным деформациям, вызывая: химическое перерождение материала, набухание, усиленный отвод теплоты.  [3]

Воздействие жидких агрессивных сред сопровождается набуханием резин, вызывающим в напряженном состоянии два противоположных явления.  [5]

К жидким агрессивным средам относятся растворы кислот, оснований и солей.  [6]

К жидким агрессивным средам относятся в основном.  [7]

Коррозионная активность жидких агрессивных сред определяется прежде всего их вещестпсшп.  [8]

Обработка стеклянных изделий жидкой агрессивной средой с последующей термообработкой заметно увеличивает химическое сопротивление стекла. Такой результат объясняется появлением на поверхности стекла при воздействии агрессивной среды геля кремниевой кислоты. Удаление термообработкой воды из капилляров геля приводит к значительному сжатию объема геля, что снижает проницаемость агрессивных сред к поверхности стекла. Таким образом, процесс защиты стекла методом жидкостной и термической обработки заключается в общем случае в создании на его поверхности защитной пленки с последующим ее упрочнением.  [9]

При испытаниях в жидких агрессивных средах все элементы установок, соприкасающиеся с агрессивной средой, должны быть либо выполнены из коррозионно-стойких материалов, либо изолированы от контакта с агрессивной средой. На рис. 4.8 и 4.9 даны примеры таких решений.  [11]

Долговечность покрытий в жидких агрессивных средах зависит от толщины покрытий.  [12]

Для испытаний в жидких агрессивных средах широко применяют установки с вертикальным неподвижным образцом, нагружаемым силой инерции вращающейся неуравновешенной массы.  [13]

При большой частоте деформации жидкая агрессивная среда сильно отводит теплоту от полимера. Этот эффект особенно сказывается, если жидкость, смачивающая полимер, имеет возможность легко испаряться с его поверхности. Аналогичное влияние на долговечность полиамида 10 оказывают легко испаряющиеся жидкости ( вода, спирт и бензин), в то время как смачивание маслами и глицерином на долговечность полиамида не влияло.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru