Технология подготовки нефти и получения битума. Схема защелачивания нефти


Тактика защиты. Опыт инженерного сервисного сопровождения процессов подготовки нефти и защиты от коррозии установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО «Сызранский НПЗ» // Экология // Наука и технологии

Поступающие на НПЗ нефти подвергаются глубокому обезвоживанию, обессоливанию на блоках ЭЛОУ и последующей дистилляции на установках первичной переработки нефти АТ (АВТ).

На подавляющем большинстве установок первичной переработки нефти осуществляется химико-технологическая защита конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн от коррозии с применением эффективных антикоррозионных реагентов (пленочных ингибиторов коррозии и органических нейтрализаторов) и современного технологического и коррозионного мониторинга.[1-5]

Современная химико-технологическая защита конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти от коррозионного воздействия неорганических хлоридов, хлорорганических, серосодержащих соединений и кислот обеспечивается применением комплексной программы химико-технологических мероприятий, включающей:

  • глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на установках электрообессоливания (ЭЛОУ) с использованием современных высокоэффективных нефтерастворимых деэмульгаторов, эффективных и надежных электродегидраторов и смесителей промывной воды с нефтью [6-9];
  • подачу перед установками дистилляции требуемого количества раствора щелочи оптимальной концентрации в обессоленную нефть с использованием оборудования для их эффективного смешения[10-12];
  • подачу в шлемовые линии атмосферных колонн современных нейтрализующих аминов и пленкообразующих ингибиторов коррозии с использованием оборудования для точного дозирования реагентов и их эффективного инжектирования в потоки[13];
  • применение современных сертифицированных аналитических методик, оборудования и приборов физико-химического мониторинга коррозии (коррозионные зонды, коррозиметры, рН-метры на потоке и т.д.)[14].

В процессах первичной переработки нефти на установках ЭЛОУ-АТ (АВТ) НПЗ РФ и стран СНГ широко применяется «пакет» реагентов «Геркулес» российской фирмы ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ»: деэмульгаторы (для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ), ингибиторы коррозии и органические нейтрализаторы (для химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн) (Табл. 1)[14].

Таблица 1

Физико-химическая характеристика пакета реагентов «ГЕРКУЛЕС» для химико-технологической защиты от коррозии установок первичной переработки нефти

Реагент

Физико-химические показатели

Примечания

Внешний вид

Плотность

при 20оС,

(по ГОСТ

3900)

Температура

застывания, не выше

(по ГОСТ 33)

Нейтрализующая способность

л/г-экв HCl,

не выше

Вязкость

кинематическая

при 20°С,

мм2/с

не более

Растворимость

Технические

условия на

реагент

Деэмульга-тор

ГЕРКУЛЕС-1017

Жидкость светло-

коричневого

Цвета

0,920±0,015

-50°С

-

20

Растворим в

Ароматичес-ких

углеводо-родах

ТУ 38.401-

58-225-98

Деэмуль-гатор

ГЕРКУЛЕС-1603

Жидкость

от светло-желтого

до коричневого

цвета

-

-40°С

-

100

ТУ 38-410-

58-295-2001

Ингибитор

Коррозии

ГЕРКУЛЕС-30617

Жидкость

от светло-

коричневого

до коричневого

цвета

0,8834-0,9533

(при 15оС)

марка А: -40°С

марка Б: -50°С

-

-

ТУ 38.401-

58-237-2003

Нейтрали--затор ГЕРКУЛЕС-54505

Жидкость

от бесцветной

до слегка

коричневого

цвета

марка А:

0,870-0,890

марка Б:

0,973-0,984

марка А: -40°С

марка Б: -50°С

0,300

Растворим в

воде и аро-

матических

углеводородах

ТУ 38.401-

58-238-01

В силу ряда причин (в частности, вовлечения в переработку новых нефтей, нестабильность в их поставках, наличие в нефтях хлорорганических соединений (как природных, так и внесенных при добыче) и серосодержащих соединений, концентрация и тип которых может изменяться во времени, наблюдаются колебания качества поступающих на многие заводы нефтей, что, в свою очередь, приводит к нестабильности уровня подготовки нефтей на ЭЛОУ и изменению коррозионной агрессивности технологических потоков установок.

Поэтому актуальным является постоянный контроль за состоянием процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ и системы химико-технологической защиты конденсационно-холодильного оборудования блока АВТ, эффективностью работы оборудования, анализ результатов эксплуатации, корректировка и оптимизация технологического режима, в том числе и применение более эффективных реагентов - деэмульгаторов, нейтрализаторов, ингибиторов коррозии оперативное вмешательство в процессы, т.е. инженерное сервисное сопровождение процессов.

Обычно эту задачу выполняет, либо фирма-производитель (поставщик) реагентов, либо специализированная инженерная фирма по поручению производителя (например, ООО НИФ "ИНЖЕНЕР-СЕРВИС НП").

Инженерную поддержку применения реагентов «Геркулес» на НПЗ РФ и стран СНГ в настоящее время осуществляют специалисты Отдела инженерного сервисного сопровождения (ОИСС) ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ».

В объем осуществляемого специалистами ОИСС ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ» процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ и антикоррозионной защиты конденсационно-холодильного оборудования атмосферных и вакуумных колонн установок ЭЛОУ- АТ(АВТ) входит:

- обследование блоков ЭЛОУ и АВТ и анализ результатов их эксплуатации с целью выявления причин случаев нестабильного обессоливания нефти и увеличения скорости коррозии оборудования;

- разработка рекомендаций по корректировке параметров процесса обессоливания нефти и системы антикоррозионной защиты, совершенствование технологической схемы и оборудования для предотвращения случаев нестабильной работы установки;

- анализ эффективности применения деэмульгатора, ингибитора коррозии и нейтрализатора и оптимизация их расхода;

- разработка рекомендаций по применению нового оборудования и приборов, позволяющих более эффективно контролировать технологический процесс, его совершенствование, обеспечение необходимой нормативной и методической документацией.

Работа по инженерному сервисному обеспечению процессов осуществляется на основании сервисного соглашения высококвалифицированными специалистами, имеющими более чем 10-15-летний опыт практической работы в области подготовки нефтей к переработке и защиты оборудования от коррозии.

Условиями сервисного соглашения предусматривается периодическое (не реже 1 раза в 2-3 месяца) посещение установок завода специалистами. С 2000 года на ряде НПЗ для осуществления инженерного сервисного сопровождения были организованы постоянные представительства (в Белоруссии, Татарстане, Башкирии, Омске, Самарском регионе и др.), что позволяет обеспечить непрерывный надзор за эксплуатацией блоков ЭЛОУ и системы химико-технологической защиты от коррозии.

В табл.2 приведен перечень предприятий, на которых применяются реагенты «Геркулес» для химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти.

Предприятия-потребители реагентов «Геркулес» для химико-технологической защиты от коррозии: ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (до 2014г.), ОАО «Саратовский НПЗ», ЗАО «РНПК», ОАО «Сызранский НПЗ», ОАО «Куйбышевский НПЗ» (деэмульгатор), ООО «РН-Комсомольский НПЗ», ОАО «Хабаровский НПЗ», ООО «РН-Туапсинский НПЗ», ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ Омский НПЗ», ОАО «Афипский НПЗ», ОАО «Нижневартовское НПО», ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез», ОАО «Мозырский НПЗ» (Беларусь), ООО «Лукойл-НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА» «Волгоградский НПЗ» (до 2007 года), ОАО «НОВОИЛ», ОАО «Уфимский НПЗ» (1 установка - деэмульгатор, нейтрализатор), ОАО «Орскнефтеоргсинтез», ОАО «Туркменбашинский НПЗ» (Туркмения), ОАО «Сейдинский НПЗ» (Туркмения), ОАО «Новошахтинский НПЗ», Трансбункер (Ванино), ОАО «Антипинский НПЗ», ОАО «ТАНЕКО» (применение с апреля 2011 года), ОАО «Ачинский НПЗ» (применение с января 2012 года), ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ Московский НПЗ», АО «Галичина» (Дрогобыч, Украина), ОАО «Яйский НПЗ», ООО «Газпромнефтехим Салават», ОАО «Уфанефтехим», ООО «Волховский НПЗ», ЧАО «ЛИНИК» (до 2012г.), Малотоннажные НПЗ

Ниже рассмотрены основные мероприятия по совершенствованию технологии процесса глубокого обессоливания нефти и оборудования для его эффективного осуществления.

В соответствии с условиями инженерного сервисного соглашения, специалисты проводят надзор за качеством поставляемых на завод партий деэмульгаторов (входной контроль деэмульгирующей эффективности), эффективностью их применения на блоках ЭЛОУ завода и дозировками.

На каждой ЭЛОУ на основании выполненных обследований и опытных пробегов, а также анализа результатов многолетней эксплуатации, оптимизируются: температура обессоливания, расход промывной воды и интенсивность ее смешения с нефтью. Эта оптимизация на многих заводах выполнялась на протяжении нескольких лет, так как зачастую была связана с необходимостью проведения работ в период капитальных ремонтов установок (переобвязка оборудования, реконструкция внутренних устройств, врезки и т.д.).

В рамках сервисного соглашения в последние годы на ряде заводов были выполнены работы, направленные на повышение эффективности, экономичности и надежности эксплуатации электродегидраторов. В период капитальных ремонтов установок электродегидраторы были отревизированы, проверены состояние коллекторов ввода сырья, электродов, их параллельность и величина межэлектродного состояния выполнена замена устаревших и ненадежных стеклянных и фарфоровых подвесных изоляторов современными значительно более надежными фторопластовыми.

Большое внимание в объеме инженерного сервисного обеспечения процесса глубокого обессоливания нефти уделяется анализу эффективности промывки нефти пресной водой: интенсивности смешения промывной воды с нефтью и оборудованию для его осуществления. Указанное оборудование должно быть регулируемым и обеспечивать оптимальные показатели работы в условиях меняющегося качества поступающих на подготовку нефтей.

К настоящему времени накоплен и проанализирован большой объем информации о многолетней эксплуатации блоков ЭЛОУ ряда НПЗ (ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Саратовский НПЗ», ЗАО «РНПК», ОАО «Сызранский НПЗ» и др.). В частности, на рис.1 приведены усредненные данные о качестве обессоливания нефти на блоке ЭЛОУ установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО «Сызранский НПЗ» в 2009-2013г.г. Видно, что качество обессоленной нефти улучшилось, особенно в период 2010г.- 2012г. Доля нефти, качество которой отвечало современным требованиям, (содержание солей - не более 3,0 мг/дм3) увеличилось существенно.

Проведенный специалистами анализ работы блоков ЭЛОУ многих НПЗ показывает возможность и необходимость дальнейшей оптимизации их технологических показателей с целью сведения к минимуму объема обессоленной нефти с остаточным содержанием хлоридов > 3,0 мг/дм3 и воды > 0,2 % об.

При осуществлении инженерного сервисного сопровождения химико-технологической защиты конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн от коррозии основное внимание уделяется системе дозирования антикоррозионных реагентов, оптимизации их расхода, мониторингу коррозии.

Как показал многолетний опыт, важная роль принадлежит анализу эксплуатации узла защелачивания обессоленной нефти. На многих НПЗ (ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Саратовский НПЗ», ЗАО «ЛИНИК» и др.) на основании наших обследований были выполнены работы по модернизации узла приготовления и дозирования щелочи, оптимизации ее расхода и систематизации ее учета, что позволило существенно снизить расход щелочи и повысить эффективность защиты от коррозии.

Рис.2. Принципиальная технологическая схема защелачивания обессоленной нефти

с предварительным смешением щелочи с частью общего потока нефти

С-1-статический смеситель предварительного смешения;

С-2÷5 - статические смесители на основном потоке обессоленной нефти;

Д -дозировочный насос; F1÷F4 - расходомеры обессоленной нефти;

  1. - расходомер для предварительного смешения; f1÷f4 - расходомеры эмульсии

На рис.2 приведен эффективный вариант технологической схемы защелачивания обессоленной нефти

В объем инженерного сервисного сопровождения входит сбор, систематизация и анализ информации об эксплуатации системы химико-технологической защиты от коррозии, расхода реагентов. Сервисные инженеры обычно участвуют в работах по оптимизации подачи антикоррозионных реагентов, уточнению калибровки насосов и емкостей. Необходимо тщательно корректировать подачу реагентов в зависимости от изменения загрузки установки сырой нефтью и отбора бензина.

Были разработаны и внедряются критерии оптимизации расхода реагентов и технологические приемы ее осуществления, позволяющие существенно снизить расходы реагентов. (Рис.3). В частности, в последние годы широко внедряется эффективная схема подачи антикоррозионных реагентов, в соответствии с которой ингибитор коррозии и нейтрализатор подаются дозировочными насосами в товарном виде (без дополнительного разбавления) в потоки (2-3 м3/ч) орошения колонны посредством форсунок, установленных на шлемовых линиях атмосферных колонн. Эта технология, в отличие от других способов подачи, менее трудоемка, более эффективна в результате подачи концентрированных реагентов, минимизирует затраты ручного труда, благодаря отсутствию стадии приготовления рабочих растворов.

Пристальное и постоянное внимание специалистов завода и инженерной сервисной службы обеспечивает существенное повышение стабильности химико-технологической защиты от коррозии. При квалифицированном инженерном сопровождении среднегодовые отклонения от норм СТП по содержанию ионов железа в воде из рефлюксных емкостей атмосферных колонн (не более 1,0 мг/дм3) снижаются с 15-35% до 1-2%.

Эффективность программы химико-технологической защиты от коррозии может быть квалифицированно оценена только с помощью современного аналитического и физико-химического мониторинга.[15] На установках ЭЛОУ-АТ (АВТ) осуществляется постоянный контроль содержания хлоридов, воды, хлорорганических соединений, общей серы и сероводорода в сырой и обессоленной нефти, величины рН дренажной воды ЭЛОУ, содержания ионов железа, хлора и сульфидов в воде из рефлюксных емкостей атмосферных колонн и величины ее рН. Для выполнения этих анализов используются современные сертифицированные методики.

Скорость коррозии измеряется гравиметрическим методом по потере массы образцов-свидетелей (купонов), установленных в трубопроводах бензина и воды после воздушных холодильников атмосферных колонн.

На ряде НПЗ (ЗАО «РНПК», ОАО «Ярославнефтеоргсинтез» и др.) установки ЭЛОУ-АТ (АВТ) оборудованы системой автоматического мониторинга коррозии фирмы «Рорбак Косаско» (США), которая позволяет в автоматическом режиме проводить измерение через определенные промежутки времени скорости коррозии трубопровода воды и безина из воздушных холодильников атмосферных колонн (1-6 ч.). Система дает возможность собирать результаты измерений потери массы металла зонда в специальном накопителе данных и периодически «считывать» данные с помощью портативного прибора, переносить их в базу данных персонального компьютера, а затем по специальной программе обрабатывать их. При этом получают изменение потери металла во времени, на основании которого, в дальнейшем рассчитывают скорость коррозии. (Рис.4).

Мероприятия по мониторингу комплексной химико-технологической защиты от коррозии приведены в табл.3.

Таблица 3

Многолетний опыт работ ООО «КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ» по инженерному сервисному сопровождению процесса глубокого обессоливания нефти и химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн установок ЭЛОУ-АТ(АВТ) показывает, что затраты завода по сервисному cопровождению значительно перекрываются получаемой прибылью в результате существенной экономии дорогостоящих реагентов, улучшения качества продукции, снижения коррозии оборудования и, вследствие этого продолжительности его эксплуатации, а также благодаря надежной и бесперебойной работе установок.

Литература

  1. Луговской А.И., Логинов С.А., Хуторянский Ф.М. и др. Химико-технологическая защита от коррозии оборудования установки ЭЛОУ-АВТ-4. // Химия и технология топлив и масел. 2000. №5. С.17-20.
  2. Залищевский Г.Д., Гошкин В.П., Хуторянский Ф.М. Совершенствование технологии подготовки нефти и оборудования блоков ЭЛОУ. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2001. №3. С.29-31.
  3. Хуторянский Ф.М., Орлов Л.Н., Залищевский Г.Д. и др. Комплексная программа подготовки нефти и химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2002. №3. С.17-22.
  4. Хуторянский Ф.М., Воронина Н.А., Уривская Г.М. и др. Химико-технологическая защита от коррозии атмосферных колонн установок первичной перегонки нефти с применением реагентов "Геркулес". // Коррозия: материалы, защита. 2006. №4. С.29-34.
  5. Хуторянский Ф.М., Цветков А.Л. опыт промышленного применения современных реагентов для химико-технологической защиты установок первичной переработки нефти от коррозии. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2006. №1. С.18-23.
  6. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д., Варшавский О.М. и др. Совершенствование технологии подготовки нефтей и модернизация оборудования блоков ЭЛОУ установок ЭЛОУ-АТ(АВТ) в ООО ПО "Киришинефтеоргсинтез". Современные реагенты для химико-технологической защиты оборудования от коррозии. // Сб. научных трудов ООО ПО "Киришинефтеоргсинтез" и ООО НИФ "ИНЖЕНЕР-СЕРВИС ВНИИНП", М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2005. С.43-50.
  7. Залищевский Г.Д., Дмитриев Ю.В. Хуторянский Ф.М. и др. Опытно-промышленные испытания на блоке ЭЛОУ установки ЭЛОУ-АТ-6 комплекта оборудования системы электропитания электродегидраторов на основе источников высокого напряжения ИПМ-25/15. // Там же. С.95-100.
  8. Хуторянский Ф.М., Баннов П.Г., Вурзель А.В. и др. Эффективность смесителя с тангенциальным вводом промывной воды при обессоливании сырой нефти на блоке ЭЛОУ установки ЭЛОУ-АТ-6. // Там же. С.67-73.
  9. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д., Варшавский О.М. и др. Опытно-промышленная оценка эффективности статического смесителя типа SMV фирмы "Зульцер Хемтех" при обессоливании нефти на ЭЛОУ. // Там же. С.74-83.
  10. Хуторянский Ф.М., Гоев М.М., Сергиенко Н.Д. и др. Новая технология защелачивания обессоленной нефти. Результаты опытно-промышленных испытаний. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2007. №7. С.22-25.
  11. Хуторянский Ф.М., Гоев М.М., Сергиенко Н.Д. Современные технология и оборудование защелачивания нефтей в процессе их первичной перегонки. // Сб. докладов 9-го Международного форума ТЭК России, С.-Пб., 25-27 марта 2009г. С. 58-61.
  12. Гоев М.М., Хуторянский Ф.М., Воронина Н.А. Критерии оптимизации расхода щелочи при современной химико-технологической защите от коррозии. // Матер. конф. "Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых" (ХПГИ-2006). С.-Пб.: Химиздат. 2006. С.140.Хуторянский Ф.М., Ливенцев В.Т., Ипполитов И.Ю. и др. Результаты эксплуатации блока ЭЛОУ и химико-технологической защиты от коррозии атмосферного блока установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО "Саратовский НПЗ. // Химическая техника. 2003. №5. С.6-10.
  13. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д., Воронина Н.А. и др. Опыт инженерного сервисного обеспечения устойчивой эксплуатации электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) в ООО ПО "Киришинефтеоргсинтез. // Мир нефтепродуктов, Вестник нефтяных компаний. 2004. №1. С.14-16.
  14. Хуторянский Ф.М., Воронина Н.А., Уривская Г.М., Ергина Е.В. Инженерное сервисное сопровождение процессов глубокого обессоливания нефти и химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия, НТИС-М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2005. №12. С.41-46.
  15. Хуторянский Ф.М., Ергина Е.В., Краюшкин А.П. Современный аналитический и физико-химический мониторинг коррозии на установках первичной переработки нефти. // Сб. научных трудов ОАО "ВНИИ НП", 2008г. С.102-105.

neftegaz.ru

Г. Блок защелачивания и промывки

Защелачивание фр. НК-62 °С производится в емкости Е-7А, работающей при давлении не выше 7,0 кг/см2 (манометр по месту). Фракция НК-62 ºС на входе в отстойник Е-7А смешивается в инжекторе с циркулирующим раствором щелочи и после отстоя от отделившихся сернистых соединений через верх отстойника направляется с установки на смешение бензинов или в парк изоселектоформинга.

Защелачивание топлива ТС-1 производится в отстойниках Е-8/1, Е-8/2, работающих при давлении до 4 кг/см2 ( манометр по месту). Отстойник Е-9/1 - служит для промывки ТС-1 свежей водой, Е-9/2-в качестве отстойника - для отделения воды, по схеме:

Допускается производство топлива ТС-1 без защелачивания и водной промывки.

Емкости Е-8/1,2, Е-9/1,2 могут использоваться для дополнительного отстоя воды из керосина. Для этого керосиновая фракция после холодильника Т-21 поступает в емкости Е-8/1,2, Е-9/1,2 и далее в электроразделители ЭР-1,2. При получении АТК- J емкости Е-8/1,2, Е-9/1,2 отключаются. Отстоявшаяся вода сбрасывается во II систему промканализации.

Нормы технологического режима и водной промывки ТС-1

№ пп 

Наименование показателей режима

Единица измерения

Предел регулирования

Примечание

1

Концентрация свежей щелочи, закачиваемой в Е-8/1,2

% масс

5÷6

2

Отработка щелочи производится до содержания NaOH

% масс

не менее 2

3

Срок замены раствора щелочи при защелачивании ТС-1 независимо от степени ее отработки

сутки

10

4

Расход воды, подаваемой на промывку ТС-1 (свежая)

% об. на подаваемое количество топлива

не менее 15

Сброс отработанной щелочи осуществляется при помощи насоса Н-23 или под собственным давлением в канализацию или на карбонизацию.

Свежий раствор щелочи (каустической соды) закачивается с реагентного хозяйства в емкость Е-10/1 и Е-10/2, где дополнительно может разбавляться водой до необходимой крепости раствора.

Закачка щелочи из Е-10/1 и Е-10/2 в щелочные отстойники производится насосом Н-23 или непосредственно с реагентного хозяйства, циркуляция раствора щелочи в отстойниках и смешение ее с очищаемыми продуктами производится с помощью инжектора.

Некондиционный продукт откачивается в резервуары Е-233,Е-234 и насосом Н-26 может подаваться на прием Н-1Х.

Установка имеет две системы дренажа. Дренаж светлых нефтепродуктов из аппаратов, трубопроводов и от насосов производится в заглубленную емкость Е-13. Для темных нефтепродуктов имеется аналогичная емкость Е-14. Обе емкости работают под атмосферным давлением.

Нефтепродукт, собирающийся в этих емкостях, откачивается насосами Н-27, Н-28 в линию некондиции или на прием сырьевого насоса. Емкость Е-107 служит сборником "выхлопов" ППК с блока ЭЛОУ, а также сбросов углеводородов из Е-7, куда идут сбросы из Е-1А, Е-2, Е-3, Е-4, Е-5, Е-21, Е-8/1,2, Е-9/1,2.

Часть фракции 240-350 °С поступает в буферные емкости Е-15, Е-15А на охлаждение и уплотнение насосов. Охлаждение фракции 240-350 ºС используемый на охлаждение картеров подшипников и на уплотнение насосов осуществляется в водяных холодильниках Т-26/1, Т-26/2. Нефтепродукт на охлаждение подается насосом Н-25, Н-25А, на уплотнение Н-29,Н-29А. Уровень в Е-15,Е-15А поддерживается клапаном регулятора уровня (LIC-715).

На насосах Н-29, 29А, 25, 25А, подающих нефтепродукт на уплотнение и охлаждение картеров подшипников, установлены автоматы включения резерва при падении давления в выкидных трубопроводах насосов Н-29, 29А - до 5 кг/см2 (PI-733) и Н-25, 25А - до 1,5кг/см2 (PI-732).

Подогрев топливного газа, поступающего на установку из заводской топливной сети, осуществляется в теплообменнике Т-27 фракцией 240-350 °С. Давление топливного газа на установку регулируется в пределах 0,5-3,2 кг/см2 (PIC-734). При необходимости возможен вывод углеводородного газа из Е-1А, Е-2 в топливную сеть установки.

Подогрев топливного мазута, поступающего на установку из заводской топливной сети, осуществляется в теплообменнике Т-28 мазутом, откачиваемым из колонны К-2. Давление мазута на установку должно быть не менее 3,6 кг/см2 (PIC -642, PIC-548).

21

studfiles.net

Технология подготовки нефти и получения битума

Содержание1.Технологическая схема                                                3

    1.1.Краткое описание технологического процесса и

          технологической схемы                                         42.Обезвоживание и обессоливание нефти                      43.Атмосферная и вакуумная перегонка нефти                6    3.1.Защелачивание обессоленной нефти                     6    3.2.Анкикоррозийная защита конденса-

          ционно-холодильных аппаратов и верха

          атмосферной перегонки                                        7    3.3.Ректификация                                                       74.Влияние отдельных факторов технологического

   процесса на процесс ректификации                             9    4.1.Температура нагрева сырья                                 9    4.2.Равномерность подачи сырья                               9    4.3.Подача орошения                                                  9    4.4.Давление в колонне                                                 9    4.5.Температура в кубе колонны                                 105.Окисление гудрона до битума                                     10    5.1.Температура                                                         11    5.2.Расход воздуха                                                       121.      КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

1.1  Технологические процессы, протекающие на установке получения битумаНа установке получения битума происходят следующие технологические процессы:

·        обезвоживание и обессоливание нефти;

·        атмосферная и вакуумная перегонка нефти;

·        окисление гудрона в битум.2.     Обезвоживание и обессоливание нефти

Нефть, поступающая на переработку, имеет в своем составе пластовую воду, различные минеральные соли (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций и др.), механические примеси в незначительных количествах.

Переработка такой нефти без предварительной ее подготовки приводит к интенсивной коррозии оборудования и трубопроводов, вследствие гидролиза хлористых солей щелочноземельных металлов с образованием кислот. Отложение на стенках аппаратов и трубопроводов механических примесей, накипи, солей приводит к снижению коэффициента теплопередачи поверхностей нагрева и охлаждения, повышению давления в аппаратах и ухудшению четкости ректификации, эрозии внутренней поверхности аппаратов, насосов и трубопроводов, повышению зольности остатков нефтепереработки из-за накопления в них солей и механических примесей.

Глубина обезвоживания и обессоливания нефти влияет на продолжительность цикла работы установки первичной переработки нефти, качество вырабатываемых нефтепродуктов и соответственно, технико-экономические показатели работы предприятия.

Вода, находящаяся в нефти, в большинстве случаев образует с ней трудноразделимые эмульсии. Образованию таких эмульсий предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг капель воды прочного адсорбционного слоя за счет наличия в нефти третьего вещества - эмульгатора. Эмульгаторами являются имеющиеся в нефти смолистые вещества, щелочноземельные соли органических веществ, окислы металлов, частицы глины, кристаллы парафина и церезина и другие.

Стойкость эмульсий зависит от физико-химических свойств нефти, степени дисперсности (размера частиц), температуры и времени существования эмульсии. Наиболее стойкие эмульсии образуют нефти, богатые нафтеновыми кислотами и смолами. Чем выше плотность нефти и степень дисперсности, тем устойчивее эмульсии.

Сущность всех применяемых способов обессоливания и обезвоживания заключается в промывании нефти водой и разрушении образованной нефтяной эмульсии.

В промышленности наиболее широкое распространение получил термоэлектрохимический способ разрушения нефтяных эмульсий, сочетающий в себе три метода:

·        механический - гравитационное разделение при повышенных температурах;

·        химический - разрушение эмульсий с помощью реагентов;

·        электрический - разрушение эмульсий с помощью электрического поля.

Гравитационное разделение - это осаждение эмульсий в процессе отстоя вследствие разности плотностей нефти и воды.

Одним из важнейших факторов глубины обезвоживания и обессоливания нефти являются температура и размер частиц воды. С повышением температуры уменьшается прочность адсорбционной пленки на капельках воды. Вследствие повышения растворимости эмульгатора в нефти значительно снижается вязкость нефти и увеличивается разность плотностей воды и нефти, что способствует более быстрому отстою воды. Оптимальная температура процесса зависит от химического состава нефти, конструкции дегидраторов.

Разность плотностей воды и нефти можно увеличить не только уменьшением плотности нефти, достигаемой повышением температуры, но  также увеличением плотности воды, что достигается подачей дренажных вод последней ступени обессоливания на первую ступень.

Важную роль при гравитационном разделении имеет конструкция дегидраторов. Условия осаждения воды из нефти тем лучше, чем меньше скорость движения эмульсии в нем.

Химический способ разрушения эмульсий заключается в применении поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов. Деэмульгаторы, обладая большой поверхностной активностью, вытесняют с поверхностного слоя капелек воды природные эмульгирующие вещества и образуют гидрофильный (растворимый в воде) адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные и оседают.Эффективность действия деэмульгатора значительно возрастает при воздействии электрического поля.

Для интенсификации деэмульгирования процесс проводят в электрическом поле переменного тока высокого напряжения (до 20 кВ). Капли воды под действием этого поля за счёт поляризации принимают вытянутую форму, ориентируясь по направлениям к электродам. При этом на концах капли возникают заряды, противоположные по знаку зарядам на электродах, а между каплями-глобулами воды возникают электрические силы притяжения, способные преодолеть сопротивление стабилизирующих слоёв глобул воды. Происходит столкновение глобул и разрушение образовавшихся вокруг них плёнок, способствующих их коалесценции (слиянию) в крупные капли, которые отделяются от нефти под действием силы тяжести.

Основными параметрами, влияющими на процесс при постоянном составе нефти, являются температура, количество промывной воды, напряжённость электрического поля, эффективность применяемого деэмульгатора или его расход. Увеличение вводимого в нефть деэмульгатора оправдано до оптимального предела, дальнейшее увеличение подачи его в нефть оказывает незначительное влияние на качество подготовки нефти.3. Атмосферная и вакуумная перегонка нефтиПерегонка представляет собой процесс разделения жидких смесей на их составные части по температурам кипения. Разделение достигается нагревом исходной смеси до кипения, частичным испарением, отбором и конденсацией паров.3.1. Защелачивание обессоленной нефти.

В условиях перегонки нефти в результате гидролиза остающихся после ее обессоливания хлоридов кальция и магния, а также распада хлорорганических соединений образуется хлористый водород (НСl). Для нейтрализации соляной кислоты нефть обрабатывают разбавленным водным раствором щелочи с целью перевода хлоридов кальция и магния в слабогидролизующийся хлорид натрия.

На практике поддерживается небольшой расход щелочи в нефть, в пределах 5-10 г. на тонну.

Для подщелачивания нефти важно обеспечить эффективное перемешивание нефти со щелочью. Для такого перемешивания применяют смесительные устройства разных конструкций.

Если стадия смешения организована неудовлетворительно, щелочь может выпадать из смеси, накапливаться в низких местах теплообменников и трубопроводов, концентрироваться за счет испарения воды и вызывать щелочное растрескивание металла.

3.2. Антикоррозионная защита конденсационно-холодильных аппаратов и верха колонн атмосферной перегонки.

При нагреве нефти в технологической печи до высоких температур, 350-380 оС происходит распад сернистых и хлорорганических соединений с образованием сероводорода и хлористого водорода. Одновременное присутствие в водной среде конденсационно-холодильной системы сероводорода и хлористого водорода вызывает совместное их коррозионное воздействие на металл. На стадии защиты оборудования этой системы от сопряженной сероводородной и хлористоводородной коррозии применяют нейтрализаторы (амины) для связывания сероводорода и хлора, и пленкообразующие ингибиторы для защиты поверхности металла от воздействия раствора соляной кислоты. Ассортимент применяемых нейтрализаторов  и ингибиторов коррозии на установках первичной перегонки нефти достаточно широк. Для запроектированной АВТ рекомендованы эффективные и применяемые на многих Российских НПЗ импортные реагенты фирмы «Clariant»:

-«Dоdicor 1830» (азотосодержащие соединения) – в качестве нейтрализатора;

-«Dodigen 481» (соединения амидкарбоновых кислот) – в качестве ингибитора коррозии.

Поставляемые в бочках рабочие растворы этих реагентов дозировочными насосами одновременно подаются в шлемовый трубопровод колонны до конденсатора-холодильника. По ходу потока первым вводится нейтрализатор, а затем через 5-10 метров – ингибитор коррозии.

3.3. Ректификация.

Разделение сложной жидкой смеси на отдельные фракции методом многократного испарения и многократной конденсации носит название ректификации и осуществляется под давлением и в вакууме.

Процесс ректификации проводят в колоннах, оснащенных специальными тарелками или насадками, обеспечивающими контакт между поднимающимися вверх парами и стекающей вниз жидкой флегмой.

Фракция нефти, имеющая высокую температуру кипения, остается внизу, а фракция, имеющая низкую температуру кипения, в виде паров поднимается в верхнюю часть колонны.

Процесс ректификации зависит от температуры и давления, количества орошения (флегмы), от конструкции и количества контактных тарелок.

При повышении давления в колонне снижается относительная летучесть компонентов, ухудшается четкость ректификации, в продукции низа колонны увеличивается содержание низкокипящих компонентов.

Повышение температуры низа и верха колонны вызывает увеличение высококипящих компонентов в продукции верха колонны, а снижение температуры вызывает увеличение низкокипящих компонентов в продукции низа колонны.

Учитывая то, что при нагреве нефти выше 380 °С и мазута выше 420 °С происходит их разложение – более глубокое разделение нефти проводят в вакууме. При этом испарение высококипящих компонентов происходит при более низком температурном режиме.

Для снижения температуры низа ректификационной колонны, улучшения четкости ректификации, а также предотвращения разложения нефти и мазута в нижнюю часть колонны подают перегретый пар.

Для того, чтобы в колонне происходила ректификация смеси, необходимо, чтобы температура жидкой фазы и паровой фазы, взаимодействующих на тарелках колонны, была различна. Иначе организован процесс ректификации в отгонной части мазута атмосферной колонны или гудрона в вакуумной колонне, где подвод тепла для повышения температуры ограничен разложением остатка (крекингом) нефтепродукта в колоне. Для создания парового орошения в этих частях колонны используют перегретый водяной пар. За счёт понижения парциального давления нефтяных паров происходит испарение жидкости, имеющей более высокую температуру, а следовательно, и давление насыщенных паров. В этом случае поток жидкости имеет выше температуру, чем встречный поток пара. За счёт расходуемого тепла на испарение, температура жидкости непрерывно снижается и такой процесс прекращается, когда давление насыщенных паров жидкости сравнивается с парциальным давлением нефтяных паров. Для создания разности температур между верхом и низом колонны необходимо в низ колонны подводить тепло, наверху отнимать его.

Первое достигается применением водяного пара или подогревателей, второе подачей холодного орошения в верхнюю часть колонны.4.     Влияние отдельных факторов технологического процесса на процесс ректификации

Процесс ректификации углеводородной смеси на компоненты зависит от количества и типа тарелок, а также от следующих факторов технологического процесса:

4.1. Температура нагрева сырья.

Сырье перед поступлением в колонну подогревается. Необходимая температура нагрева сырья находится в обратной зависимости от суммарного содержания в исходном сырье низкокипящих компонентов. Чем выше их содержание, тем ниже необходимая температура сырья и наоборот. В случае перегонки нефти температура ввода ее колонну поддерживается такой, чтобы доля образовавшихся паров была на уровне суммарного содержания (отбора) светлых фракций (бензина, керосина, дизельного топлива). Обычно она составляет 365-385 °С.

4.2.Равномерность подачи сырья.

Необходимо, чтобы сырье в колонну поступало равномерно, т.е. соблюдалось постоянство сырьевого потока, это обеспечит устойчивый режим работы колонны.

4.3.Подача орошения.

Орошение подается для поддержания температуры верха колонны и образования жидкой фазы в зоне верхних тарелок. Количество подаваемого в верхнюю часть колонны орошения должно надежно обеспечивать регулирование температуры верха. Кратность его (отношение расхода орошения к расходу верхнего продукта) следует поддерживать на уровне расчётной величины.

Чрезмерное высокое увеличение или уменьшение расхода (кратности) орошения может вызвать значительные колебания давления в колонне и отразиться на качестве головной фракции, боковых погонов и остатков.

4.4.Давление в колонне.

От постоянства давления зависит постоянство скоростей движения паровой фазы по высоте колонны. Изменение давления влияет на количество паровой фазы, так как с понижением давления объем паровой фазы увеличивается. С увеличением паровой фазы скорость паров по высоте колонны растет и может быть такой, что при контакте вызовет чрезмерное вспенивание жидкой фазы и заброс капель жидкости с нижней тарелки на верхнюю. В этом случае резко падает четкость разделения фракций ректификационной колонны. Поэтому давление в колонне необходимо поддерживать постоянное.4.5.Температура в кубе колонны.

Температура в кубе колонны поддерживается в пределах, обеспечивающих полноту испарения низкокипящего компонента. Если температура в кубе колонны будет поддерживаться ниже установленной нормы, то будет происходить потеря низкокипящих компонентов с остатком.

С повышением температуры выше заданной по режиму резко увеличивается поток паровой фазы и возможно захлебывание колонны, т.е. переполнение тарелок колонны жидкостью, образующейся при конденсации тяжелых паров в верхней зоне тарелок. От равномерности подогрева зависит и равномерность газового потока. 5. Окисление гудрона до битума

Битумы представляют собой сложную смесь высокомолекулярных углеводородов нефти и их гетеропроизводных, содержащих кислород, серу, азот и металлы (ванадий, железо, никель, натрий и др.). Элементный состав битумов следующий (% масс.): углерода 80-85; водорода 8,0-11,5; кислорода 0,2-4,0; серы 0,5-7,0; азота 0,2- 0,5.

Компоненты битумов получают из нефтяных остатков: гудронов, полугудронов и тяжелых мазутов, химический состав которых изменяется в процессе окисления кислородом воздуха. В виду сложного строения высокомолекулярных углеводородов, химизм процесса окисления в производстве битумов представляют по изменению соотношения основных групп нефтяных остатков: масел, смол и асфальтенов.

В процессе окисления нефтяных остатков в результате протекания  параллельно-последовательных реакций, в том числе присоединения, крекинга и уплотнения, а также за счет отгона образующихся легких фракций изменяется соотношение масел, смол и асфальтенов, и изменяется консистенция продукта. Основная часть кислорода идет на образование воды, 10-20 % на образование углекислого газа, и незначительная часть на образование кислородсодержащих соединений.

Основное количество кислорода до 60 % связывается в битуме в сложно-эфирные группы, остальные до 40 % распределены примерно поровну между гидроксильными, карбоксильными и карбонильными группами.

Реакции окисления остаточного нефтяного сырья идут в основном по цепному механизму и сопровождаются экзотермическим эффектом, с выделением  9200±920 кДж тепла на 1 кг вступившего в реакцию кислорода.Процесс окисления проводится в гетерогенных условиях и его эффективность в значительной степени зависит от поверхности раздела реагирующих фаз. Увеличение поверхности раздела реагирующих фаз позволяет уменьшить время окисления. В окислительных аппаратах колонного типа увеличение поверхности раздела реагирующих фаз достигается применением распределителей воздуха.

Основными факторами, влияющими на процесс окисления и качество окисленного битума, являются:

·        природа сырья;

·        температура окисления;

·        расход воздуха.

Природа сырья.

В зависимости от природы сырья меняется качество окисленного битума и, прежде всего, зависимость «температура размягчения - пенетрация». При одной и той же температуре размягчения, пенетрация и растяжимость битумов, полученных окислением остатка из одной и той же нефти, зависят от содержания масел в остатке. Пенетрация тем меньше, а растяжимость тем больше, чем выше глубина отбора масляных фракций из мазута.

На свойства битумов влияет состав сырья. Так, повышенное содержание твердых парафинов (выше 3 % вес.) в сырье понижает растяжимость битумов, а в ходе процесса приводит к повышению расхода воздуха и продолжительности окисления.

5.1.Температура.

При окислении остатков протекает множество реакций, температурные коэффициенты констант которых различны. Температура неодинаково ускоряет различные процессы, поэтому получаются различные по составу и свойствам битумы. Повышение температуры реакции сопровождается приростом температуры размягчения битума в единицу времени вследствие как увеличения скорости реакции, так и более интенсивного отгона барботируемым воздухом легких фракций.

С повышением температуры увеличиваются также констант диффу-зии и уменьшается поверхностное натяжение, возрастают размеры пузырь-ков газа вследствие уменьшения вязкости жидкой фазы, преобладают побо-чные реакции, не способствующие росту температуры размягчения окисл-енных битумов (происходят преимущественно реакции дегидрирования с образованием высокомолекулярных асфальтенов и более жестких стру-ктур). В результате многие битумы, полученные при высокой температуре, характеризуются низкой пенетрацией. По мере повышения температуры процесса ее влияние на скорость реакции постепенно понижается.

С повышением температуры доля кислорода в окисленном битуме снижается. Также возрастает доля кислорода, участвующего в образовании воды. Оптимальной является температура 250 °С. С повышением температуры выше этого значения температура размягчения и температура хрупкости битума повышаются, а пенетрация, растяжимость, теплостойкость и интервал пластичности окисленных битумов понижаются. При увеличении температуры выше 270 °С понижается степень использования кислорода воздуха.

5.2.Расход воздуха.

Расход сжатого воздуха, степень его диспергирования  и распределения по сечению окислительной колонны существенно влияют на интенсивность процесса и свойства битумов. Увеличение расхода воздуха до определенного предела, при прочих равных условиях, ведет к пропорциональному повышению скорости окисления, зависящей от температуры процесса, конструкции окислительной колонны и природы исходного сырья.

Битумы, окисленные в короткий промежуток времени, имеют более высокую пенетрацию, чем битумы той же температуры размягчения, окисленные при небольшом расходе воздуха и при большей продолжительности окисления.

en.coolreferat.com

Диссертация на тему «Модернизация технологии и оборудования процесса защелачивания обессоленной нефти» автореферат по специальности ВАК 05.17.07 - Химия и технология топлив и специальных продуктов

1. Сомов В.Е. Стратегическое управление нефтеперерабатывающими предприятиями. - СПб.: Химиздат, 1999. -264с.

2. Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков JI.B. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. -292с.

3. Интеллектуализация нефтегазохимического комплекса: экономика менеджмент, технология, инновация, образование. / Под общ. ред. И.А.Садчикова, В.Е.Сомова.- СПб: СПбГИЭУ, 2006. -762с.

4. Опыт совершенствования процесса подготовки нефтей к переработке на электрообессоливающих установках в ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез». / Сб. науч. Трудов 1990-2004г.г. Под ред. В.Е.Сомова и Ф.М.Хуторянского. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2005. -200с.

5. Бурлов В.В., Алцыбеева А.И., Парпуц И.В. Защита от коррозии оборудования НПЗ. СПб.: Химиздат, 2005. -248с.

6. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Нефтеперерабатывающая промышленность: Справочник (под ред. Арчакова Ю.И., Сухотина A.M.). Л.: Химия, 1990. -400с.

7. Винсент Е., Доминичи Д., Гэри М. Сисли. Процесс висбрекинга.// Химия и технология топлив и масел. -1998, №3. С. 15-16.

8. Стандарт НК «ЛУКОЙЛ». Организация подачи щелочного раствора на установках ЭЛОУ-АВТ. Москва, 2008. -8с.

9. Шрейдер A.B. Борьба с коррозией нефтехимического оборудования. / М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1969.

10. Easton C.I., "Corrosion", 1960, v. 16. №6.

11. Томин В .П., Ёлшин А.И. Химико-технологическая защита установок первичной переработки нефти. // Химия и технология топлив и масел. -2000, №3. С. 17-18.

12. Хуторянский Ф.М., Ливенцев В.Т., Ипполитов И.Ю. и др. Результаты эксплуатации блока ЭЛОУ и химико-технологической защиты от коррозии атмосферного блока установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО "Саратовский НПЗ". // Химическая техника. 2003. №5. - С.6-10.

13. Шрейдер A.B., Дьяков В.Г. Защита от коррозии оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. П НТРС Эксплуатация, ремонт и модернизация оборудования. М.: ЦШИТЭнефтехим, 1977, №10. - C.26-3I.

14. Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основных элементов и узлов аппаратов установок подготовки и первичной переработки нефти (ЭЛОУ, ABT, AT, ЭЛОУ-АВТ). РТМ 26-02-39-84.

15. Медведева М.Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа: Учеб. пособие для вузов нефтегазового профиля. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ»РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2005. -312с.

16. Коррозия и защита химической аппаратуры, т.9, Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. Под ред. A.M. Сухотина, A.B. Шрейдера и Ю.И. Арчакова. Л.: Химия, 1974. -576с.

17. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. - 200с.

18. Каспарянц К.С. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1973. - 376с.

19. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. - 261с.

20. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. -М.: Химия, 1985. -168с.

21. Сухарев Г.М. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1959. -260с.

22. Impurities in Petroleum, "Petreco Manual". Houston. 1968. 368p.

23. Watermann L.C. Grude Desalting: Why and How. //Hydrocarbon Processing. -1965. v.44. №2. -P.133-138.

24. Лялин В.А. Исследование и совершенствование химико-технологических методов снижения интенсивности коррозии оборудования установок АВТ и термического крекинга: дисс. канд. техн. наук. -Уфа.: -1973. -252с.

25. Хлесткина Л.Н. Исследование причин хлористоводородной коррозии оборудования первичной переработки нефти и совершенствование метода защелачивания: автореферат дисс. канд. техн. наук . Уфа. 1978. - 22с.

26. Коррозия и защита химической аппаратуры. Справочник. Т.9. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. / Под ред. А.М.Сухотина, А.В.Шрейдера и Ю.И.Арчакова. Л.:Химия, 1990. -256с.

27. Preis S. Коррозия на установках перегонки нефти. // Freiberger Forschungen. -1964. А. 340. -С.203-221.

28. Schmitt-Thomas Kh.G. Schutzschichtbildung und Korrosion in Hohbenzinkondensern //Erdöl und Kohle Erdgas-Petrolchemie. -1978. Bd.31. №9. -C.412-415.

29. Лялин В.А., Шрейдер A.B., Гутман Э.М. Влияние хлоридов на низкотемпературную сероводородную коррозию оборудования установок НПЗ // НТРС. Экспл. модерн, и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. -М.: ЦНИИТЭнефтехим. -1975. №7. -С.68.

30. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. // НТРС. Экспл. модерн, и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. -М.: ЦНИИТэнефтехим. 1984. -35с.

31. Лялин В.А. и др. Образование хлористого водорода и защелачивание нефти на установках АВТ. и НТРС. Экспл. модерн, и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. М.: ЦНИИТЭнефтехим, -1972, №1. -С.16-19.

32. Гермаш В.М. и др. Источники образования хлористого водорода при переработке нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия. -1974. №8. -С.8-10.

33. Левченко Д.Н. Необходимость удаления из нефти коррозионно-агрессивных солей. // Хлмия и технология топлив и масел. -1Р81. №6. -С.43-44.

34. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В. Разработка мероприятий по уменьшению содержания коррозионно-активных компонентов в нефти. //НТРС Экспл., модерн, и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. -М.: ЩЙЖГЭнефтехим. -1979. №4. -С. 15-21.

35. ГОСТ Р 51858-02 "Нефть. Общие технические условия". ИПК Издательство стандартов, 2002.

36. Хуторянский Ф.М., Сомов В.Е. Современное состояние, пути совершенствования и технического перевооружения процесса глубокого обезвоживания и обессоливания нефти. //Нефтепереработка и нефтехимия. -2010. №12.-С.3-12.

37. Хуторянский Ф.М. Хлорорганические соединения в нефти. История вопроса и проблемы настоящего. //Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. -2002. №3. -С.6-8.

38. Хуторянский Ф.М. ХОС. Распределение по фракциям и способы удаления из нефти на стадии её подготовки к переработке. //Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. -2002. №4. -С.9-13.

39. Хуторянский Ф.М. Разработка и внедрение высокоэффективных технологий подготовки нефти на электрообессоливающих установках НПЗ: дисс. докт. техн. наук. -М.: ВНИИ НП. ¿008. -362с.

40. Максимова E.H. Геохимия нефти и нефтяных месторождений. М.: Наука. 1962. -242с.

41. Надиров Н.К., Котова A.B., Камьянов В.Ф. и др. Металлы в нефтях. М.: Наука. 1984. -448с.

42. Petty С., Kung R. // Oil and Gas Journal. -1958. №33. -P.350-352.

43. Филатова M.A., Некрасова Р.П., Беньковский В.Г. Органические хлориды в нефтяных фракциях. //Нефтехимия. -1961. Т.1 №3. -С.350-352.

44. Скалозуб Ф.И. Исследование влияния глубины обессоливания нефти на коррозионное действие в процессе её перегонки: дисс. канд. техн. наук. -М.: ВНИИНП. 1982. 134с.

45. Левченко Д.Н., Караулова Е.О., Полякова A.A. и др. Хлорорганические соединения нефти. /7Тр. ВНИИ НП. -1980. -С.78-86.

46. Караулова Е.О., Левченко Д.Н., Соснина Н.П. и др. Исследования хлорорганических соединений нефти. //Химия и технология топлив и масел. -1981. №6. -С.47-78.

47. Михайлова (Караулова) Е.О. Исследование состава и свойств галогенорганических соединений, содержащихся в нефтях, и выявление возможности их удаления: дисс. канд. хим. наук. -М.: ВНИИ НП. 1986. -93с.

48. Кессель И.Б. Исследование влияния некоторых технологических факторов на глубину очистки нефти от хлоридов и других загрязнений: дисс. канд. техн. наук. -М.: ВНИИНП. 1981. -163 с.

49. Скалозуб Ф.И., Левченко Д.Н. Влияние глубины обессоливания нефти на выделение хлористого водорода в процессе её перегонки. //Нефтепереработка и нефтехимия. -1980. №11. -С. 10-11.

50. Oil and Gas Journal. -1962. №26. -P.74-75.

51. Турова A.B., Микишев В.А., Кузора И.Е. и др. Гидрогенолиз хлор-, азот- и сероорганических соединений в бензиновых фракциях. //Нефтепеработка и нефтехимия. -2005. №6. -С. 18-21.

52. Горбунова Л.В., Варлачев В.А., Глухов Г.Г. и др. //Нефтехимия. -1980, т.20. №4. -С.625-631.

53. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные соединения нефтей. Новосибирск: Наука, 1983. -240с.

54. Драбкин Е.А. и др. О каталитических превращениях высших хлоралканов. ЖПК. -1969. том XLII. вып. 2. -С.421-426.

55. Шапиро М.Д., Строменко А.Е. и др. К вопросу определения хлоридов в нефтях. // Нефтяная и газовая промышленность. Киев. -1973. №6. -С.30-32.

56. Шапиро М.Д., Строменко А.Е., Кулик А.П. и др. К вопросу коррозии нефтеперегонной аппаратуры и защелачивания нефти при переработке. // Нефтяная и газовая промышленность. Киев. -1975. №5. -С.43-45.

57. Хуторянский Ф.М., Варшавский О.М. Хлорорганические соединения в нефти. Как решают проблему В ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез". // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. -2003. №2. -С.16-18.

58. Хуторянский Ф.М., Алексеев О.В., Данченко Ю.В., Левченко Д.Н. Снижение зольности кокса углублением обессоливания нефтей. // Химия и технология топлив и масел. -1988. № 10. -С.12-15.

59. Алексеев О.В., Хуторянский Ф.М., Носакин А.Н. Углубление обессоливания на ЭЛОУ нефтей один из путей снижения зольности получаемого из них кокса. // Сб. докл. III Бакинской межд. Мамедалиевской нефтехимической конф. Баку.-1998. -С. 177.

60. Алексеев О.В., Хуторянский Ф.М. Распределение соединений хлора в технологических потоках при получении кокса. // Химия и технология топлив и масел. -2000. №1. -С. 19-20.

61. Петров A.A., Бальян Х.В., Трощенко А.Т. Органическая химия. -М.: Химия. 1965. -600с.

62. A.C. 649219 (СССР). Способ удаления из нефти галоидоорганических соединений. Левченко Д.Н., Булатников В.В., Бергштейн Н.В. и др. Заявл. 14.12.76

63. Лялин В.А., Шрейдер A.B., Гутман Э.М. Подщелачивание сырья для защиты оборудования от коррозии при первичной переработке нефти. // Защита металлов. -1972, т.8, №4. -С.461-464.

64. Waterman Z.C. //Hydrocarbon Processing and Petroleum Refiner. -1965. 44. -P. 133.

65. Маракаев А., Ефимов А., Ерастов Ю. // "Новости нефтяной и газовой техники", разд. "Нефтепереработка". -М., Гостоптехиздат, вып. 5. -1953.

66. Захарочкин Л.Д., Вольфсон С.И., Клочкова Л.Г. // "Химия и технология топлив и масел". М., Гостоптехиздат. -1959, №3.

67. Методические указания по применению химико-технологических способов защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти.

68. Волгоград, Нижне-Волжский филиал Грозненского научно-исследовательского института. -1974. -57с.

69. Арбатский В.А., Зеленцов Ю.Н., Овсянников Л.Ф. и др. Опыт борьбы с коррозией на установках АВТ при переработке самотлорской нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия. -Г977, №11. —С.4-5.

70. Герина Л.С., Томин В.П., Пушкарёв Г.А., Фокин В.А. Исследования оптимальной подачи реагентов для защиты от коррозии оборудования секции первичной перегонки нефти установки ЛК-оУ Мозырского НПЗ. // Нефтепереработка и нефтехимия. -1979, №2. -С.5-8.

71. Лялин В.А., Лукманова Т.М., Глозман А.Б. Защелачивание нефти и коррозия оборудования АВТ и термического крекинга. // Эксплуатация, ремонт и модернизация оборудования. -М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1975, №2. -С.11-14.

72. Лялин В.А., Гермаш В.М., Ахметшин М.И. и др. Опыт борьбы с коррозией на установках первичной переработки нефти. // Там же. -1975, №6. -С.8-10.

73. Derungs W.A. // Petroleum Pefiner. -1956. V.35. -Р.319-322.

74. Hafston R.J., Walston K.R. // Petroleum Pefiner. -1955. V.34. -P.163-169.

75. С de Waard and D.E.Milliams "Predichtion of Carbonic Acid Corrosion in Natural Gas Pipelines", C02 Corrosion in Oil Gas Production. P. 506 NACE, Houston Texas, 1984.

76. Обзор зарубежной литературы "Борьба с коррозией на нефтеперерабатывающих заводах". М.: ЦНИИТЭнефтехим. -1965.

77. O'Donell J.P. "Oil and Gas J.", 42, 4, 1943.

78. Greel W.H. "Oil and Gas J.", 44, 24, 1945.

79. Tuttll R.B. "Oil and Gas J.", 44, 6, 1945.

80. Колотыркин Я.M., Косых Г.Г. Защита металлов. -М.: Наука. -1965. -272с.

81. Leboucher B.C., Larbre J.B. Ингибитор коррозии для выпарных аппаратов сырой нефти. Франц. пат. №1054768. -Г954.

82. Biehl J.A., Schake Е.А. "Petroleum Engineer", Р.31, №6, -1959.

83. Prudente de Aguino Castro Andrade Eider. Инжектирование едкого натра в нефть после её обессоливания. //Bol. tecn.PETROBRAS. -1978.21 №2. -Р.145-160.

84. Лялин В.А высоких температу нефтеперераб. №10.-С. 18-20.

85. Инженерное сервисное сопровождение применения реагентов "1 еркулес" на установке ЭЛОУ-АВТ-8 №2 ЗАО "ЛИНИК". Отчёт №1/ТВХ-03 79/08. -2009. -51с.

86. Hoover С.О. Борьба с коррозией нефтеперерабатывающего оборудования. Брит. пат. 822841.

87. Hoover С.О. Предотвращение коррозии нефтеперерабатывающего оборудования. Пат. США, 2913406.

88. Мс. Miliin F.A. //Hydrocarbon Processing. -1978. V. 57. -Р.141-142.

89. Лялин В.А. О механизме предотвращения выделения хлористого водорода щелочными реагентами при переработке нефти. // Эксплуатац., модернизац. и ремонт оборуд. в нефтеперфаб. и нефтехим. пром-сти. НТРС. М.: ЦНИИТЭнефтехим, -1979. №8. -С.7-9.

90. Кочергина Д.Г., Шрейдер A.B. Защита от коррозии аппаратов и оборудования установок для первичной переработки нефти. // Тем. информация. -М: ЦНИИТЭнефтехим. -1977. -С.28-32.

91. Hausler R.H., Goble N.D. // Oil and Gas J. -1972. V.17. №7. -P.93-98.

92. Бергштейн H.B., Кессель И.Б., Хуторянский Ф.М. и др. Зависимость глубины обессоливания нефти от величины pH дренажной воды. // Нефтепереработка и нефтехимия. -1978. №12. -С.8-10.102.

93. Бергштейн Н.В., Хуторянский Ф.М., Левченко Д.Н. Совершенствование процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ НПЗ. // Химия и технология топлив и масел. -1983. №1. -С.8-14.

94. Kahle H., Lindner N. // Chemische Technische. -1979. V 31. №3. -S.127-131.

95. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение. Справочник. (Под. ред. В.М. Школьникова). Изд. 2-е перераб. и доп. -М.: Изд. центр "Техинформ". -1999. -596с.

96. Дуров B.C. // Эксплуатац., модернизац. и ремонт оборуд. в нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти. НТРС. М.: ЦНИИТЭнефтехим, -1973. №9. -С.10-14.

97. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д. Воронина H.A. и др. Применение статического смесителя для интенсификации смешения обессоленной нефти с водным раствором щелочи. // Там же. -С.83-94.

98. X. Petit L'ean en reffmerie. // Petrole et Techniques. -1986, №326. -P.37-39.

99. Юшманова Г.А., Старостина М.К., Дьяков В.Г. Современное состояние антикоррозионных методов защиты и выбора материалов для оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти. // Тем. обзор. -М.: ЦНИИТЭнефтехим. -1985. -74с.

100. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д. Воронина H.A. и др. Применение статического смесителя для интенсификации смешения обессоленной нефти -с водным раствором щелочи. // Нефтепереработка и нефтехимия. -М.: ЦНИИТЭнефтехим. -2005. №1. -С.11-15.

101. Гоев М.М., Хуторянский Ф.М., Сергиенко Н.Д. Современные технологии и оборудование защелачивания нефтей в процессе их первичной перегонки. // Сб. докладов 9-го Межд. форума ТЭК России. -СПб. -2009. -С.58-61.

102. A.C. 1658723 (СССР 1989). Хуторянский Ф.М., Тупицын И.Н., Лелюхин А.И. и др. Стенд для исследования деэмульсации нефтяной эмульсии.

103. ГОСТ 21534-76 (CT СЭВ 2879-81). Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. -М.: Госстандарт, 1992. -18с.

104. ГОСТ 2477-65 (CT СЭВ 2382-80). Нефтепродукты. Метод определения содержания воды. -М.: Госстандарт, 1985. -7с.

105. Методика определения количества хлористого водорода, выделяющегося в процессе перегонки нефти. -M.: ВНИИ НП, 1979. -8с.

106. ГОСТ 5985-79. Метод определения кислотности и кислотного числа.

107. МВИ-ЭЛОУ-АВТ-Бе-ОЗ. Методика выполнения измерений концентрации растворенного железа в оборотных и дренажных водах технологических процессов фотометрическим методом. -М.: ООО НИФ "ИНЖЕНЕР-СЕРВИС ВНИИНП". -2003. -17с.

108. МВИ 11-104-99. Методика титриметрического измерения массовой доли азота в нефтепродуктах по Къельдалю.

109. МВИ 11 -73-03. Методика выполнения измерений массовой доли сероводорода в нефти с использованием анализаторов АГЖ-1 и АГЖ-2

110. МВИ 11-53-03. Методика выполнения измерений массовой доли металлов (Na. Ni. Mo.Cu.Ca и Mg) в водных средах технологических процессов атомно-абсорбционным методом

111. МВИ 11 -40-03. Методика выполнения измерений массовый доли сульфид-ионов в потоках и средах технологического процесса гидроочистки методом окислительно-восстановительного титрования.

112. МВИ 11-72-05. Методика выполнения измерений массовой доли суммы сульфидов, гидросульфидов, сероводорода в оборотной дренажной воде с использованием анализаторов АГЖ-2 и АГЖ-1.

113. МВИ 11 -20-03. Методика выполнения измерений массовой доли свободной и активной щелочи в технологических растворах едкого натра титриметри-ческим методом.

114. МВИ 11 -60-03. Методика выполнения измерения массовой доли азота в бензинах восстановления на никеле Ренея.

115. МВИ 11 -65-99. Методика выполнения измерений массовых концентраций сульфид-иона и сероводорода с использованием измерительного комплекса.

116. ТУ 38-3019-72. Измерение скорости коррозии по образцам-свидетелям из стали и латуни.

117. ГОСТ Р 52247. Определение органического хлора в нефти и нефтепродуктах.

118. МВИ-11-106-07. Методика определения натрия атомно-абсорбционным методом.

119. Сороченко В.Ф., Шутько А.П., Павленко Н.И., Буколова Т.П. // Химия и технология топлив и масел. -1984. №7. -С.37-39.

120. Bauman C.R. and Scherrer C.J. "Update of the Desalted Crude Neutralization Process", Corrosion. 83 Paper №101.

121. Абызгильдин Ю.М., Сюняев З.И., Масагутов P.M. и др. "Влияние минеральных примесей на технологические процессы и эксплуатационные свойства нефтепродуктов". -М.: ЦНИИТЭнефтехим. -1974. -82с.

122. Гоев М.М., Хуторянский Ф.М., Воронина Н.А. Совершенствование технологии и оборудования защелачивания обессоленной нефти. // Сб. материалов 6-го межд. форума ТЭК России. -СПб. 2006. -С.79-81.

123. Гоев М.М., Хуторянский Ф.М., Воронина Н.А. Совершенствование технологии и оборудования защелачивания обессоленной нефти. // Матер, конф. "Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых" (ХПГИ-2006) СПб.: Химиздат, 2006. -С.143-144.

124. Хуторянский Ф.М., Гоев М.М., Сергиенко Н.Д., Воронина Н.А. Новая технология защелачивания обессоленной нефти. Результаты опытно-промышленных испытаний. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. -2007. №7. -С.22-25.

125. Статические смесители. Технологическое смешение и реакционные технологии. / Каталог ф. "Зульцер Хемтех" (Швейцария). -2005. -16с.135.136,137.138.139.140,141,142,143144145146147148149

126. ГОСТ 10585-99 Топливо нефтяное. Мазут.

127. Из опыта эксплуатации атмосферно-вакуумных нефтеперегонных установок. // Oil and Gas Journal. -1979. №29. -P.71-75.

128. Рекомендации к регламентам по химико-технологической защите от коррозии установок первичной переработки нефти нефтеперерабатывающих заводов отрасли. МНХП СССР. НПО Леннефтехим. -1985.

129. E.C.French, W.F.Faney. НС1 not sole culprit in crude overhead corrosion. "Oil and Gas Journal". -1979. 77. №22. -P.67-71.

130. B.S.Jassem. Case history of refmery corrosion. "Anti-corrosion methods and materials". -1979. 28. №3. -P.8-12.

131. Perugini I.I. Better crade unit corrosion control by atting properitary neutralizers to the collumn feed. // Materials Performance. -1979. V.18. №4. -P. 16-22.

132. Danilov B. Examples of corrosion control. Part 1 Atmospheric crude distillation. // Hydrocarbon processing, February. -1981. -P.95-98.

133. Бурлов В.В. Методы защиты от коррозии установок переработки нефти при эксплуатации в различных режимах: дисс. докт. техн. наук. ВНИИНефтехим. -С.ПБ. 2000. -601с.

134. Монахов А.Н. Управление коррозией оборудования небтегазопереработки. И Нефтегазопромысловый инжиниринг. -2005. №3. -С. 16-18.

135. Соколов В.Л., Алцыбеева А.И., Бурлов В.В. Коррозия нефтеперерабатывающего оборудования. 4.1. Установки первичной переработки нефти. // Коррозия: материалы, защита. -2006. №9. -С. 14-19.

136. Алцыбеева А.И., Бурлов В.В., Палатик Г.Ф., Соколов В.Л. Принципы ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти. // Вестник УдГУ. Серия Химия. -2006. №8. -С.3-12

137. Алцыбеева А.И., Бурлов В.В., Палатик Г.Ф., Соколов В. Л. Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти. // Коррозия: материалы, защита. -2007. №5. -С.23-27.

138. Соколов В.Л. Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти: дисс. канд. хим. наук. -С.Пб. 2008. -195с.

139. Хуторянский Ф.М., Гоев М.М. Технология защелачивания обессоленной нефти (история, современное состояние, пути совершенствования). // Нефтепереработка и нефтехимия. -2011. №4.-С.15-23.

140. Тишкевич Л.Ф. Влияние химико-технологических методов защиты на коррозионную стойкость оборудования из углеродистой стали в процессах первичной переработки нефти: автореферат дисс. канд. техн. наук. -Л.: НПО "ЛЕННЕФТЕХИМ", 1984. -27с.

141. Принятые в тексте сокращения.

142. АВО аппарат воздушного охлаждения;

143. АВТ установка (блок) атмосферно-вакуумной трубчатки;

144. АТ установка (блок) атмосферной трубчатки;1. ДЭА диэтаноламин;

145. Е-1(2,3.) ёмкость рефлюксная;

146. К-1(2.) колонна ректификационная;кхо конденсационно-холодильное оборудование;

147. МВИ методика выполнения измерений;

148. ПАВ поверхностно-активное вещество;

149. НПАВ неиногенное поверхностно-активное вещество;

150. НПЗ нефтеперерабатывающий завод;

151. ОПИ опытно-промышленные испытания;стп стандарт предприятия;т/о теплообменник;1. ТЭТА триэтилентетрамин;хос хлорорганические соединения;

152. ХТЗ химико-технологическая защита;1. ЭАП этиленаминопиперазин;

153. ЭЛОУ электрообессоливающая установка (блок).

www.dissercat.com

Защелачивание - бензин - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Защелачивание - бензин

Cтраница 2

Бензин из атмосферной колонны защелачивается таким же образом с помощью насосов 37 и 55 и смесителя 28 а отстойника 29, работающих параллельно с такими же смесителем и отстойником для защелачивания бензина из предварительного эвапоратора.  [16]

Первоочередными мероприятиями по уменьшению влияния этого стока являются следующие: 1) устройство системы, позволяющей собирать отработанные щелочи с различных установок; 2) организация регенерации их, например по методу БашНИИ НП с повторным использованием дл я защелачивания бензинов, что позволит экономить до 30 % свежей щелочи.  [17]

Повышение температуры экстракции уменьшает опасность образования водных эмульсий. Температура защелачивания бензинов составляет 40 - 50 С, керосинов - 60 - 70 С, дизельных топлив - 80 - 90 С.  [18]

Для щелочной очистки светлых нефтепродуктов обычно применяют 10 % раствор NaOH. Температура защелачивания бензинов 40 - 50 С, керосинов 60 - 70 С, дизельных топлив 80 - 90 С. Повышение температуры уменьшает опасность образования водных эмульсий и облегчает отстой нефтепродукта от щелочного раствора. Следы щелочи удаляются из нефтепродукта водной промывкой.  [19]

Эта схема в режиме полной дебутанизации и частичной ( не менее 14 - 16 %) депентанизации бензина позволяет выпускать его без защепа-чивания. Обычно для защелачивания бензинов каталитического и термического крекингов расходуется 0 5 - 1 5 кг / т каусти - ческой соды. Образующийся при этом вредный и труднообез - вреживаемый сернистощелочной сток с содержанием фенолов и значительного количества нефтепродуктов спускают в канализацию.  [20]

В ряде случаев в общую схему завода приходится включать некоторые специфические процессы очистки светлых продуктов, например процессы очистки бензинов и керосинов от активных сернистых соединений, процесс для снижения содержания кислот и смол. Часто ограничиваются защелачиванием бензинов и керосинов каустической и кальцинированной содой, иногда аммиаком. Для некоторых нефтепродуктов предусматривается очистка только от меркаптанов. В результате очистки качество продуктов доводится до нормы и улучшается приемистость бензинов к этиловой жидкости. К числу таких процессов относятся докторская очистка, процессы меркапсол и солютайзер и др. Общим для всех этих процессов является регенерируемость реагентов и примерно одинаковая принципиальная схема регенерации последних. Отличие же состоит в различной степени извлечения меркаптанов и различных расходных показателях.  [21]

Я хотел в связи с этим сказать несколько слов. Вопрос о защелачивании бензина и об удалении из него сероводорода не является, может быть, вопросом, непосредственно касающимся темы настоящего совещания.  [22]

В процессах первичной переработки нефти источниками образования сточных вод, загрязненных нефтью, бензином, керосином, дизельным топливом и другими продуктами, являются: конденсаты водяного пара, подаваемого в атмосферные колонны установок АВТ, стоки из конденсаторов смешения вакуумных колонн, вода, служащая для охлаждения сальников насосов, вода от мытья полов, дренажные воды аппаратуры и трубопроводов. Значительное количество сточных вод образуется в процессах защелачивания бензина и керосина, проводимых для их очистки от сернистых соединений. Следы щелочи из светлых нефтепродуктов удаляется промывкой водой. Отработанный щелочной раствор содержит около 2 % щелочи. При термическом и каталитическом крекинге основное количество сточных вод образуется в процессе охлаждения и конденсации нефтепродуктов. Нефтесодержащие сточные воды образуются при конденсации водяного пара, подаваемого в реактор. В канализацию сбрасываются сточные воды от промывки аппаратуры, мытья полов, охлаждения сальников насосов.  [23]

По данным табл. 6 были рассчитаны потребность в паре и соответствующие ей расходы воды и электроэнергии при различной глубине регенерации отработанного раствора ТНФ. Пользуясь отчетными данными Уфимского НПЗ по другим статьям расходов при защелачивании бензинов, ориентировочно подсчитали стоимость очистки дистиллята раствором ТНФ. Из рис. 3 видно, что при глубине регенерации раствора ТНФ в пределах до - 35 % стоимость очистки ТНФ должна быть ниже, чем при применении едкого натра.  [25]

На установках каталитического крекинга все еще производится защелачивание бензина, хотя имеется предложенный Баш-НИИ НП способ физической стабилизации, который позволяет полностью удалить сероводород из бензина, не используя для этой цели щелочь. Внедрение физической стабилизации на установках каталитического крекинга задерживается из-за необходимости использования для защелачивания бензинов не полностью отработанной щелочи с газофракционирующих установок.  [26]

Нефтепродукты содержатся в них в меньшем количестве. Так, например, проба воды, отобранная на одном из нефтеперерабатывающих заводов, представляющая собой молочно-белую сточную воду, после трехсуточного отстоя содержала 1100 лег / л нефтепродуктов. Сточные воды, содержащие сернистые щелочи, получаются от защелачивания бензинов при прямой перегонке нефти, а также от газофракционирующих и других установок.  [27]

В процессе разделения на ГФУ получают пропан, бутан, изо-бутан в виде сжиженных продуктов и сухой газ. Для получения товарных продуктов сжиженные газы защелачивают крепким раствором щелочи ( 18 - 20 % - ным), в результате полностью извлекаются остатки сероводорода и основная масса меркаптанов. Отработанный раствор, как правило, не сбрасывают в сернисто-щелочную канализацию, а используют для защелачивания бензина на установках каталитического крекинга или для под-щелачивания подготовленной нефти. В редких случаях отработанный раствор сбрасывают в сернисто-щелочную канализацию. Замену раствора свежим производят периодически, один раз в 4 - 5 сут.  [28]

Полное удаление непредельных углеводородов из компонентов бензина требует больших затрат. Чтобы незначительное содержание этих углеводородов не ухудшало качеств бензина при длительном хранении, требуется добавка антиокислителей в количестве обычно меньше 0 1 % бензина. В производстве автомобильных бензинов применение антиокислителей позволяет упростить и удешевить очистку, а иногда и вообще ограничиться только защелачиванием бензина.  [29]

Поэтому стали проводить сортировку нефтей и применять регенерированную щелочь выборочно. Однако нужда в регенерированной щелочи невелика, спрос на нее со стороны завода небольшой. Поэтому первоначальное намерение построить вторую установку для регенерации не было осуществлено. Необходимо провести промышленное испытание защелачивания бензина регенерированной щелочью.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Принципиальные схемы установок очистки нефтяных дистиллятов раствором щелочи

Принципиальные схемы установок очистки нефтяных дистиллятов раствором щелочи

05.07.2012

Очистка светлых дистиллятов с рециркуляцией раствора щелочи. Для очистки светлых нефтепродуктов применяют непрерывно действующие установки с рециркуляцией раствора щелочи. Установка состоит из смесителя и отстойника. Смесителем служит обычный центробежный насос. Перед началом очистки дистиллят и щелочь смешивают в смесителе и смесь подают в отстойник.Очищенный нефтепродукт выходит сверху отстойника, а отстоявшийся раствор щелочи подается на рециркуляцию в смеситель.

Очистка масляных дистиллятов раствором щелочи. Масляные дистилляты очищают раствором щелочи под давлением. Маслянный дистиллят насосом 10 подается в трубное пространство теплообменника типа "труба в трубе", где нагревается до 40-50С за счет тепла выщелоченного дистиллята, идущего из отстойника. Из теплообменника дистиллят поступает в эмеевик трубчатой печи 3 под избыточным давлением 0,6-1 МПа, где нагревается до 150-170С; затем он направляется в смеситель, в который насосом подается 1,2-2,5%-ный раствор едкого натра. В этом смесителе протекает процесс выщелачивания маслянного дистиллята. Смесь масла с раствором щелочи из смесителя подается в отстойник, в котором масло отстаивается от щелочных отходов, (нафтеновых мыл и щелочи). Щелочные отходы, уходящие снизу отстойника, охлаждаются до 70-80С в погружном холодильнике и поступают в приемники для выделения нафтеновых кислот.

Сверху отстойника выщелоченное масло с температурой 130-140С поступает на промывку в смеситель, куда насосом подается вода с температурой 60-65С. После промывки в смесителе смесь масла с водой поступает в отстойник. Уходящие снизу его промывные воды охлаждаются в погружном холодильнике до 70-80С и направляются в приемники для выделения нафтеновых кислот. Выщелоченное и промытое масло с температурой 90-100С сверху отстойника направляется в нем до 70-80С и поступает в сушильную колонну, где сушится сжатым воздухом. Готовое выщелоченное масло насосом откачивается в резервуары. 

Очистка топливных дистиллятов в электрическом поле. В промышленных условиях высокая интенсивность контактирования реагирующих масс в большинстве случаев приводит  к образованию эмульсии, разделение которой требует значительного времени; кроме того, не всегда обеспечивается достаточно полное отстаивание отработанной щелочи, что приводит к значительным ее потерям. Для интенсификации разделения нефтепродукта и реагента в последнее время широко применяют отстаивание в электрическом поле постоянного тока высокого напряжения. Основным аппаратом электроочистки является электроразделитель,  представляющий собой горизонтальную или вертикальную цилиндрическую емкость, внутри которой последовательно размещены разнозаряженные электроды. Диаметр аппарата 3-3,5 м, длина около 14 м. Механизм действия электрического поля состоит в следующем: под действием электрического поля частицы удаляемых соединений (дисперской фазы), объединяясь, укрупняются и под действием силы тяжести осаждаются. Укрупнение капель объясняется тем, что при их сближении напряженность электрического поля между ними возрастает, что приводит к пробою поверхности капель и их слиянию.

Эффективность отделения примесей как при естественном отстаивании, так и в электрическом поле постоянного тока,  зависит от температуры, давления, гидравлического режима смешения и осаждения. Отделяемые в процессе очистки продукты осаждаются при температуре 30-60С. В этом интервале температур снижается вязкость дисперсионной среды и тем самым облегчается выпадение удаляемых частиц. С повышением температуры возможны побочные реакции, что ухудшает качество очищаемых продуктов. Давление в электроразделителе должно быть магким, чтобы очищаемый продукт находился в жидкой фазе. Положительный результат может быть достигнут только при определенной степени дисперсности, получаемой в определенном режиме смешения. Интенсивность перемешивания с учетом расхода щелочи определяют по числу Re. Ниже представлены на кислотность легкого керосина (длительность перемешивания 15 мин, градиент поля 0,8 кВ/см):

Интенсивность перемешивания: число Re   680       1360       2720

Кислотность топлива после очистки, мг

КОН/100 мл................................................0,99        0,55       0,44

Эти данные показывают, что с увеличением интенсивности перемешивания более полно удаляются нафтеновые кислоты, что приводит к снижению кислотности топлива. Однако при полном их удалении из реактивного и дизельного топлив противоизносные свойства этих топлив ухудшаются.

Осаждение в электрическом поле по сравнению с естественным отстаиванием имеет ряд преимуществ: во-первых, создается более тесный контакт реагента и нефтепродукта, что позволяет быстрее достигнуть нужной глубины реакции; во-вторых, сокращаются расход реагента и промывной воды (на 20-30%),  а также потери нефтепродукта вследствие более четкого разделения фаз.

Щелочная очистка бензиновых дистиллятов. Очищаемый бензин насосом подается в смеситель, куда одновременно насосом закачивается 2-15%-ный раствор щелочи. Смесь бензина и раствора щелочи поступает в электроразделитель. Сверху электроразделителя выводится очищенный бензин, а снизу — отработанный раствор щелочи. Ниже приведены показатели работы блока щелочной очистки бензинового дистиллята из смеси грозненских и мангышлакских нефтей с электроосаждением:

Концентрация щелочи. % (масс.)

свежей.......................................................................2-15

отработанной.............................................................0,3-1

Расход раствора щелочи, % (об.) на бензин..............10-15

Температура продукта в электроразделителе, С.........45

Давление в электроразделителе, МПа......................0,3-0,4

Напряжение на электродах,  кВ.................................10-15

Сила тока, мА...........................................................70-100

Щелочная очистка дизельных дистиллятов слагается из следующих операций: защелачивания и отделения щелочных отходов в электрическом поле, водной промывки и осушки в электрическом поле. Очищенное дизельное топливо насосом подается в смеситель. Насосом в тот же смеситель при температуре 35-45С подается 15-20% (об.) 2-6%-ного водного раствора щелочи. Реакционная смесь поступает в электроразделитель. Сверху этого электроразделителя дизельное топливо направляется в водный смеситель и затем на отделении промывных вод в электроразделитель. Сверху электроразделителя выводится очищенное топливо. Раствор щелочи снизу электроразделителя направляется на повторное контактирование с топливом. Промывная вода снизу электроразделителя дренируется.

Очистка газов. Цель очистки — удаление серосодержащих соединений. Очистку газа щелочью в настоящее время проводят редко. Промывке раствором щелочи подвергают, например, сниженные пропан-пропиленовые и бутан-бутиленовые фракции для удаления серосодержащих и кислых соединений. Для очистки газов  обычно используют регенерируемые поглотители. Наиболее распространенные из  них-этаноламины, метилдиэтаноламины и метилдиэтаноламины и метилнирролидон. Последний рекомендуют для очистки газов, содержащих помимо сероводорода значительное количество двуокиси углерода.

necton-sea.ru