Модернизация технологии и оборудования процесса защелачивания обессоленной нефти Гоев, Михаил Михайлович

Содержание к диссертации

Введение

Глава I. Защелачивание обессоленной нефти - важнейший технологический процесс химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн установок первичной переработки нефти (аналитический обзор) 14

1.1. Источники образования хлористого водорода в процессе первичной переработки нефти. Влияние технологических факторов на образование хлористого водорода из хлорсодержащих неорганических и органических соединений 16

1.2. Существующие технологии защелачивания обессоленной нефти, применяемые реагенты, технологические схемы и оборудование. Пути совершенствования процесса защелачивания обессоленной нефти 37

Заключение и постановка задач диссертационной работы 61

Глава II. Методы исследований 65

2.1. Метод исследований на пилотной ЭЛОУ технологии защелачивания образцов обессоленной нефти 65

2.2. Метод определения количества хлористого водорода, выделяющегося в процессе перегонки обессоленной нефти 68

2.3. Определение содержания натрия в нефти, мазуте и гудроне установок первичной переработки нефти 73

2.4. Методология проведения опытно-промышленных испытаний 2.4.1. Сравнительная оценка эффективности защелачивания обессоленной нефти при применении статического смесителя 75

2.4.2. Оценка эффективности защелачивания обессоленной нефти при применении нового защелачивающего реагента 78

Глава III. Разработка и внедрение технологии и оборудования модернизированного процесса защелачивания обессоленной нефти

3.1. Лабораторные исследования эффективности защелачивания обессоленной нефти при различных технологических параметрах процесса 84

3.2. Опытно-промышленные испытания на установке ЭЛОУ-АВТ-6 технологической схемы защелачивания обессоленной нефти с применением статического смесителя 91

3.3. Критерии оптимизации защелачивания обессоленной нефти при современной химико-технологической защите от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти 104

3.4. Модернизированная технология защелачивания обессоленной нефти 109

Глава IV. Разработка нового защелачивающего реагента для обработки обессоленной нефти

4.1. Лабораторные исследования эффективности защелачивания обессоленной западно-сибирской нефти при применении различных аминов и их смесей 120

4.2. Опытно-промышленные испытания эффективности защелачивания обессоленной нефти с применением комбинации реагентов ... 127

4.3. О механизме предотвращения выделения НС1 путём защелачивания обессоленной нефти щелочью и аминами 137

Выводы 140

Литература

• Существующие технологии защелачивания обессоленной нефти, применяемые реагенты, технологические схемы и оборудование. Пути совершенствования процесса защелачивания обессоленной нефти
• Метод определения количества хлористого водорода, выделяющегося в процессе перегонки обессоленной нефти
• Критерии оптимизации защелачивания обессоленной нефти при современной химико-технологической защите от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти
• Опытно-промышленные испытания эффективности защелачивания обессоленной нефти с применением комбинации реагентов

Введение к работе

Актуальность работы. Дальнейшее развитие нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, являющейся одной из ведущих отраслей народного хозяйства, неразрывно связано с совершенствованием технологии нефтепереработки, с внедрением прогрессивных технологических процессов, обеспечивающих улучшение технико-экономических показателей и качество нефтепродуктов. Немаловажное значение в решении поставленных перед нефтеперерабатывающей промышленностью задач имеют технологии защиты оборудования от коррозии, в частности, химико-технологическая защита (ХТЗ) кон- денсационно-холодильного оборудования (KXO) установок первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АТ(АВТ) от коррозионного воздействия неорганических хлоридов, хлорорганических и серосодержащих соединений и кислот.

Одним из технологических приемов современной ХТЗ от коррозии KXO атмосферных колонн установок первичной переработки нефти является глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на ЭЛОУ и её защелачивание. При этом подавляется гидролиз (с образованием HCl) остаточных после обессолива- ния на ЭЛОУ неорганических хлоридов, а также разрушение до HCl хлорорганических соединений (XOC) (как природных, так и внесенных в нефть в процессе ее добычи).

Хотя, как технологический прием, защелачивание обессоленной нефти используется на НПЗ давно, однако, до настоящего времени не было представительного и полного анализа опыта применения щелочи на НПЗ и поэтому не было однозначных рекомендаций по типу щелочных реагентов (щелочь, сода или содощелочная смесь), концентрации рабочих растворов, точке подачи, дозировкам и т.п. Фактический расход щелочи намного выше технологически обоснованного, в частности, из-за трудностей обеспечения тщательного смешения водного раствора щелочного реагента с обессоленной нефтью или неоптимальной точки его подачи, а также наличия в нефти ХОС. Неумеренное применение щелочных реагентов приводит к нежелательным побочным последствиям, главными из которых являются:

щелочное коррозионное растрескивание металла и увеличение вероятности прогаров печных труб;

повышенное содержание Na в мазуте и гудроне, что нежелательно для дальнейшей глубокой переработки нефти, и, в частности, обуславливает повышенное коксоотложение в технологическом оборудовании процесса висбрекинга.

Исследования технологии, технологической схемы и оборудования процесса защелачивания обессоленной нефти актуальны в связи с тем, что:

в последние годы наметилась тенденция возрастания объёмов переработки высокосернистых нефтей и газовых конденсатов, а также роста содержания в них XOC;

изменилась ХТЗ от коррозии KXO в части применения современных ингибиторов коррозии и органических нейтрализаторов, что, как ожидается, должно внести изменения в технологию защелачивания и, в частности, в критерии оптимизации процесса;

увеличивается число эксплуатируемых на НПЗ процессов глубокой переработки нефти (висбрекинг, замедленное коксование и т.п.), для которых наличие в сырье Na нежелательно и в последнее время жёстко регламентируется. Это делает актуальным поиск новых, альтернативных щёлочи, защелачи- вающих реагентов.

Цель и основные задачи работы. Цель настоящей работы заключалась в разработке и внедрении научно и инженерно обоснованных технологий, снижающих расход щелочи (NaOH) в процессе защелачивания обессоленной нефти при обеспечении требуемого уровня ХТЗ оборудования от коррозии, а именно:

эффективной технологии и оборудования модернизированного процесса защелачивания обессоленной нефти;

нового защелачивающего реагента для комбинированного защелачивания обессоленной нефти NaOH и смесью аминов.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи, сформулированные на основании анализа современного состояния процесса защелачивания обессоленной нефти и причин его недостаточной эффективности:

1. 1. Создать методологию исследований по оценке эффективности процесса защелачивания обессоленной нефти в лабораторных и промышленных условиях.

   2. Исследовать на пилотной и промышленной установках процесс защелачивания обессоленной нефти при различных технологических параметрах процесса и при применении различных защелачивающих реагентов.

   Разработать технологию защелачивания обессоленной нефти и подобрать эффективное смесительное оборудование, позволяющие осуществлять процесс при максимально приближенном к стехиометрическому минимальном расходе защелачивающего реагента.

   1. 3. Выполнить лабораторные исследования эффективности защелачивания обессоленной нефти при применении аминов различной химической структуры и их смесей. Разработать новый защелачивающий реагент. Провести опытно- промышленные испытания (ОПИ) технологии комбинированного защелачива- ния обессоленной нефти NaOH и смесью аминов.

      Научная новизна.

      1. 3. 1. Впервые экспериментально установлены основные аналитические и технологические критерии оптимизации процесса защелачивания обессоленной нефти при современной ХТЗ от коррозии KXO установок первичной переработки нефти.

            Предложен принцип оптимизации соотношения расходов защелачивающего обессоленную нефть реагента и подаваемого в шлема атмосферных колонн нейтрализатора, основанный на анализе содержания ионов хлора в воде из реф- люксных емкостей атмосферных колонн и величины её рН.

            1. 3. 2. Разработан новый реагент для защелачивания обессоленной нефти (смесь аминов) и оптимизирован его состав.

                  3. Впервые предложено осуществлять защелачивание обессоленной нефти комбинацией реагентов: щёлочью и смесью аминов. Экспериментально установлено оптимальное соотношение реагентов, существенно снижающих содержание Na в мазуте (гудроне) и обеспечивающих эффективную защиту оборудования от коррозии. Предложен механизм предотвращения образования HCl при комбинированном защелачивании обессоленной нефти щелочью и органическими аминами.

                  Практическая ценность и реализация в промышленности. Разработанная модернизированная технология защелачивания обессоленной нефти с применением статического смесителя позволяет снизить расход щелочи в ~ 2 раза, расход нейтрализатора в ~ 1,5 раза.

                  Модернизированная технология защелачивания обессоленной нефти внедрена на установке ЭЛОУ-АВТ-6 ООО "КИНЕФ" (с экономическим эффектом ~ 11,8 млн. руб./год), на установке ЭЛОУ-АТ-6 ЗАО "Рязанская НПК" (снижение расхода с 32,4 до 13,4 г/т нефти), на установке ЭЛОУ-АВТ-3 ОАО "Орскнефте- оргсинтез", на установке ЭЛОУ-АТ-4 Туркменбашинского НПЗ, на установке ЭЛОУ-АВТ-7 ОАО "ТАНЕКО", ЭЛОУ-АТ-2 Антипинского НПЗ, заложена в проекты реконструкции действующих установок ряда НПЗ (ЧАО "ЛИНИК", ОАО "Сызранский НПЗ" и др.), а также в проекты новых установок (ЭЛОУ-АВТ-12 Туапсинского НПЗ, ЭЛОУ-АВТ Яйского НПЗ, ЭЛОУ-АТ Афинского НПЗ и др).

                  Основные технические решения модернизированной технологии защела- чивания обессоленной нефти использованы в HK "ЛУКОЙЛ" при разработке Стандарта компании "Организация подачи щелочного раствора на установках ЭЛОУ-АВТ.

                  Замена традиционного защелачивания обессоленной нефти водным раствором щелочи (NaOH, Na₂CO₃, NaOH + Na₂CO₃) на установках первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ на комбинированное защелачивание комбинацией реагентов: NaOH и нового разработанного реагента, представляющего собой смесь аминов, позволяет в более чем в 2 раза снизить содержание Na в гудроне - сырье установки висбрекинга, что, в свою очередь, приведет к уменьшению отложений кокса в оборудовании и, как следствие, обеспечит удлинение межремонтного пробега установки и получение дополнительной прибыли за счет удлинения безостановочной эксплуатации установки, значительной экономии и снижения затрат на чистку оборудования. Так, ожидаемый экономический эффект для строящейся в ООО "КИНЕФ" установки висбрекинга мощностью 1900 тыс. т/год составит -10 млн. руб./год.

                  Предложенные критерии оптимизации процесса защелачивания обессоленной нефти рекомендуются к применению на действующих установках для оптимизации расходов защелачивающих и нейтрализующих реагентов, что приведёт к их экономии и получению оптимальных результатов защиты оборудования от коррозии.

                  На защиту выносятся: ^ Результаты лабораторных и опытно-промышленных исследований эффективности защелачивания обессоленной нефти при различных технологических параметрах процесса, модернизированная технологическая схема процесса защелачивания нефти с применением статического смесителя.

                  Критерии оптимизации защелачивания обессоленной нефти при современной ХТЗ от коррозии KXO атмосферных колонн.

                  Новый реагент для защелачивания обессоленной нефти (оптимизированная по составу смесь аминов).

                  Технология защелачивания нефти комбинацией реагентов: щёлочью и смесью аминов.

                  Апробация работы и публикации. Основные результаты работы докладывались на 6-ой, 7-ой и 9-ой конференциях "Нефтепереработка и нефтехимия" Международных форумов "ТЭК России" (г. Санкт-Петербург, 2006, 2007 и 2009г.г.); конференции "Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых" (ХПГИ-2000) (г. Санкт-Петербург, 2006г.); конференции "Топливо и экология - 2009" (г. Москва, 2009г.).

                  По теме диссертации опубликованы 5 статей в ведущих рецензируемых научных журналах из перечня рекомендованного ВАК Минобразования и науки РФ, 6 тезисов докладов.

                  Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и принятых в тексте сокращений, приложений. Работа изложена на 152 страницах, включает 44 рисунка, 28 таблиц. Список литературы содержит 158 наименований. Приложения приведены на 36 стр.

                  Существующие технологии защелачивания обессоленной нефти, применяемые реагенты, технологические схемы и оборудование. Пути совершенствования процесса защелачивания обессоленной нефти

                  Было установлено [41], что в процессе перегонки нефти наряду с разложением ХОС до хлористого водорода происходит расщепление ХОС большой молекулярной массы и перераспределение образовавшихся ХОС с меньшей молекулярной массой по фракциям нефти. В качестве примера в табл. 1.5 приведены данные по одному из образцов арланской нефти (после 2-ой ступени обессоливания на ЭЛОУ), который в лабораторных условиях разогнали на аппарате АРН до 380С на 50-ти градусные фракции. Общее содержание соединений хлора в образце нефти было 114 мг/дм ; из них: неорганических хлоридов 22 мг/дм , ХОС - 92 мг/дм (в пересчете на NaCl). Количество выделяющегося НС1 при перегонке нефти до 380С - 65 мг/дм . Степень разложения ХОС до НС1 - 71% (табл. 1.4). Содержание ХОС во фракциях составляло 11 мг/дм . Они распределялись во фракциях неравномерно (табл. 1.5). Наибольшая концентрация ХОС была в остатке, выкипающем выше 380С. Во всех фракциях, как видно из приведенных данных, присутствовали ХОС. А наличие ХОС в продуктах перегонки, поступающих, например, на гидроочистку, приводит в результате их гидрирования к образованию коррозионного НС1. Наличие ХОС в сырье риформинга, превышающее допустимые пределы, вызывает отравление дорогостоящих катализаторов и уменьшает выход риформинг-бензина [44, 54, 55, 61].

                  Общее содержание соединений хлора в образце нефти было 101 мг/дм3 (в пересчёте на NaCl), из них: неорганических хлоридов - 3 мг/дм3, ХОС - 98 мг/дм . Количество выделившегося НС1 при перегонке до 350С - 20 мг/дм , т.е. степень разложения ХОС до НС1 - 20%. Содержание ХОС во фракциях, выкипающих до 350С, составляло усреднено 13 мг/дм . Они так же, как и для арланской нефти (табл. 1.5), распределялись неравномерно (табл. 1.6). Наибольшая концентрация ХОС была в остатке, выкипающем выше 350С. ХОС присутствовали во всех фракциях, причём, в отличие от арланской нефти, в лёгких бензиновых фракциях (НК-105С и 105-140С) в смеси нефтей, поступающих на Мозырский НПЗ содержание ХОС было значительно выше.

                  В табл. 1.7 представлен баланс хлорсодержащих соединений до и после атмосферной перегонки самотлорской (обессоленная нефть с Мозырского НПЗ) и арланской нефтей. Образцы нефтей содержали примерно одинаковое количество ХОС (соответственно 98 и 92 мг/дм ). В процессе перегонки (само-тлорская нефть: до 350С, арланская: до 380С) ХОС самотлорской нефти на 50% разрушились с образованием НС1 (20%) и более "лёгких" соединений (30%), которые распределились в выкипающих фракциях нефти. В арланской нефти, ХОС которой отличаются от ХОС самотлорской нефти (содержат тяжелые металлы V и Ni), 62% ХОС разрушилось, причем, в основном, с образованием НС1 (57%); только 5% ХОС распределилось во фракциях нефти.

                  Кол-во хлорсодержащих соединений, мг/дм (в пересчёте на NaCl) Доля от общего содержания хлора, % Кол-вохлорсодержащихсоединений,мг/дм (в пересчёте наNaCl) Доля отобщегосодержанияхлора,%

                  Таким образом, полученные данные свидетельствовали, что при атмосферной перегонке присутствующие в нефти ХОС, не содержащие V и Ni, в большей степени разрушаются с образованием более легких ХОС, попадающих в выкипающие фракции, и в меньшей степени разрушаются с образованием НС1.

                  Наглядно разрушение ХОС в процессе переработки нефти и их перераспределение по материальным потокам показано на примере выполненного исследования распределения ХОС в материальных потоках установок, входящих в технологическую цепочку получения кокса на Красноводском (Туркменба-шинском) НПЗ: электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) -» атмосферная трубчатка (AT) - вакуумная трубчатка (ВТ) - установка замедленного коксования (УЗК) [40, 41, 62-64]. Сырьем служила смесь туркменских нефтей, перерабатываемых на Крас-новодском НПЗ. В продуктах переработки определяли содержание хлора (мг/дм , в пересчете на NaCl): в составе неорганических соединений X; - по ГОСТ 21534 - 76; общего Х- методом сожжения образца в бомбе в атмосфере кислорода; связанного с органическими соединениями - по разности X- X;.

                  По данным многочисленных исследований, содержание неорганических хлоридов в нефти после ЭЛОУ колебалось от 8 до 25 мг/дмо, ХОС - от 24 до 160 мг/дм . Ниже приведены результаты одного из этих исследований: перерабатываемая на установке ЭЛОУ-АТ смесь туркменских нефтей обессоливалась в блоке ЭЛОУ до остаточного содержания неорганических хлоридов 19 мг/дм ; содержание ХОС составляло 74 мг/дм3. Поступавшая на блок AT обессоленная нефть предварительно защелачивалась водным раствором NaOH [41].

                  При переработке нефти на установке AT наблюдалось перераспределение хлорсодержаших соединений по материальным потокам. Баланс соединений хлора в этих потоках представлен в табл. 1.8. Как видно, в обессоленной нефти соотношение неорганических и органических соединений хлора составляет 20:80; в мазуте, где, в основном, (88,5%) концентрируются хлорсодержащие соединения, - 33,3:66,7. Этими данными подтверждается установленный факт разрушения части ХОС до хлор-ионов [62].

                  На рис. 1.9 (а) приведены многочисленные данные о содержании хлоридов в обессоленной нефти и мазуте, полученные в течение 5 лет на установке ЭЛОУ-АТ-2 [41, 42, 64]. Как видно из приведенных данных, наблюдаемое содержание хлоридов в мазуте превышает расчетное, в ряде случаев - на 30-40 мг/дм . Дополнительное (выше расчётного) количество хлоридов в мазуте образуется за счет перевода части ХОС в неорганические хлориды при защелачива-нии обессоленной нефти.

                  Метод определения количества хлористого водорода, выделяющегося в процессе перегонки обессоленной нефти

                  По данным анализов было установлено, что на установку после блока ЭЛОУ поступало 0,93 кг/ч неорганического хлора, а в процессе переработки с продуктами уходило 22,72 кг/ч, т.е. количество неорганического хлора увеличилось в 24,8 раза.

                  Лялиным В.А. с сотрудниками [74, 75] были проведены промышленные эксперименты по защелачиванию при переработке нефтей арланских месторождений. Защелачивание проводили содощелочным раствором при соотношении соды и щелочи 1:1. Перерабатывалась смесь высокосернистых нефтей с остаточным содержанием хлоридов 15-30 мг/дм . По мнению авторов [74, 75] образование НС1 контролируется рядом факторов, основным из которых является кислотность нефти: с понижением кислотности количество НС1 при нагреве нефти уменьшалось. Кислотность нефти можно понизить введением в нефть щелочных реагентов и тем самым уменьшить выделение хлористого водорода. При этом вид щелочного реагента (NaOH, Na2C03 или их смесь) существенно не влияет на образование хлористого водорода, абсолютная величина которого (при прочих равных условиях) определяется количеством вводимых в нефть реагентов. Однако применение для защелачивания больших количеств NaOH приводило к чрезмерному закоксовыванию печных труб. Кроме того, существовало мнение, что растрескивание теплообменников нагрева нефти и колонн К-1 на установках АВТ зачастую связано с введением NaOH в нефть. Поэтому для защелачивания нефти авторы [74, 75] посчитали, что более целесообразно применение Na2C03 и разработали следующие рекомендации: для защелачивания нефти применять водные растворы Na2C03, дозировку которых производить в зависимости от производительности установки; для каждого вида нефти и каждой установки оптимальный расход заще-лачивающего реагента определять опытным путем, ориентируясь на содержание хлоридов в конденсационной дренажной воде не выше 50 мг/дм3. При этом рекомендовано определять расход реагента по кислотности нефти.

                  Эти рекомендации, используемые на некоторых российских НПЗ по настоящее время, по нашему мнению, являются спорными. Из-за ограниченной растворимости карбоната натрия в воде возможно образование осадков при испарении влаги с последующей закупоркой линий. По этой причине необходим монтаж специального оборудования для его введения [76, 77].

                  Недостатком применения Na2C03 для защелачивания нефти является и то, что при нагревании нефти в печи Na2C03 разлагается с образованием СО2, которая концентрируется в паровой фазе шлемовых потоков атмосферных колонн. Двуокись углерода растворяется в воде, образовавшейся при конденсации водяного пара, давая угольную кислоту достаточно высокой концентрации[78]. В результате этого рН воды в рефлюксной емкости понижается до 4 даже при низком содержании НС1, если в шлемовую линию не подается нейтрализующий амин. Для того, чтобы повысить рН воды рефлюксной емкости до уровня 5,5 и выше, как обычно предусматривается программами защиты от коррозии, расход нейтрализующего амина может достичь такой величины, что станет экономически неприемлемым.

                  Коррозия, определяемая присутствием СО2, наблюдается в шлемовых линиях атмосферной колонны и проявляется в виде локализованной коррозии, особенно на входе в трубки воздушных холодильников, у изгибов трубопроводов и в зонах после задвижек.

                  Вышесказанное дает основание для сомнений в целесообразности использования кальцинированной соды для перевода гидролизуемых хлоридов MgCl2 и СаС1г в негидролизуемый NaCl, так как нет уверенности, что увеличение количества угольной кислоты за счет гидролиза Na2C03 не приведет к ещё большей скорости коррозии. Как отмечалось ранее (раздел 1.1), достоверно установлено, что существенным источником образования НС1 являются ХОС. При действии щелочных реагентов [59, 60] при повышенных температурах протекает распад комплексных образований, входящих в состав ХОС, например: [N1 (Х1)4С12] + 2NaOH Ni(OH)2l + 4ХІ + 4ХІ + 2NaCl, (1.12) где XI - хинолин.

                  Шапиро Н.Д. с сотрудниками [60] с целью выяснения сравнительной эффективности использования едкого натра, карбоната натрия и их смесей для защелачивания нефти был поставлен ряд опытов по определению в предварительно обессоленной нефти дополнительного количества хлор-иона, высвобождающегося в результате распада комплексов при воздействии на них различных щелочных реагентов. Обессоленную нефть обрабатывали 2%-ными растворами NaOH и Na2C03 и их смесями по предложенной измененной методике ГОСТ 2401-62 [59]. Результаты приведены в табл. 1.12 и 1.13. Как видно из данных таблиц, наиболее эффективным щелочным реагентом, разрушающим комплексы с выделением хлор-иона, является едкий натр. Установлено, что при обработке нефти едким натром происходит разрушение комплексов и нейтрализация выделяющегося коррозионноактивного хлористого водорода. При за-щелачивании нефти карбонатом натрия разрушение комплексов происходит лишь частично.

                  Таким образом, существующее мнение об эффективности использования содовых растворов является ошибочным. Содовые растворы в основном вступают во взаимодействие только с гидролизуемыми минеральными солями и малоэффективны для разрушения комплексных и ХОС.

                  Критерии оптимизации защелачивания обессоленной нефти при современной химико-технологической защите от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти

                  Сырая нефть поступала в емкость с мешалкой 3/1, куда добавляли заданные количества промывной воды и деэмульгатора. Интенсивность смешения промывной воды с нефтью, определяемую числом оборотов мешалки (до 3000 об/мин), подбирали для каждой нефти на основании экспериментальных данных по дисперсному составу получаемой водонефтяной эмульсии. Опытным путем были установлены оптимальные и приближенные к промышленным условия смешения воды и нефти на пилотной ЭЛОУ. Приготовленную таким образом водонефтяную эмульсию забирали насосом 5 и через трубчатый электроподогреватель 6 подавали в электродегидратор 7 I ступени объемом 1л, в котором поддерживалась заданная температура (120С), заданная напряженность электрического поля (1,5 KV/CM) И заданное давление (1,0 МПа). Обезвоженная и обессоленная нефть выводилась из верхней части электродегидратора, охлаждалась в холодильнике 8 и поступала для обессоливания во вторую ступень ЭЛОУ. Снизу электродегидратора через холодильник выводилась (дренировалась) отстоявшаяся вода с перешедшими в неё солями. Во второй ступени осуществлялось обессоливание нефти по аналогичной схеме. Обезвоженную и обессоленную нефть после II ступени подготовки обрабатывали в емкости с мешалкой 3/3 защелачивающим реагентом при t=40-50C, нагревали с помощью электроподогревателя 6/3 до t=220C, закачивали в автоклав 7/3 (переоборудованный из электродегидратора III ступени ЭЛОУ) и выдерживали в нём при температуре 220С и давлении 1,2 МПа в течение 20 минут. Такая обработка в значительной мере моделирует (температура и время обработки) защелачивание обессоленной нефти в промышленных условиях на установке ЭЛОУ-АВТ(АТ). Однако, не представляется возможным на пилотной установке моделировать гидродинамику смешения нефти с водным раствором защелачивающего реагента, а следовательно и расход защелачивающего реагента.

                  Давление на ЭЛОУ регулировалось и поддерживалось регуляторами давления (клапанами). В емкостях с мешалкой, печах и в электродегидраторах автоматически поддерживалась заданная температура. Для аналитического контроля процесса обезвоживания и обессоливания нефти (содержание хлоридов и воды в сырой и обессоленной нефти), а также оценки эффективности защелачивания на установке предусмотрен отбор проб V. Пробы обессоленной нефти, обработанной различными защелачивающими реагентами в различных технологических условиях, подвергали перегонке до 1=360С с определением количества выделяющегося хлористого водорода (по методике, приведенной далее в разделе 2.2).

                  В ходе выполнения исследований на пилотной ЭЛОУ контролировалось содержание в нефти хлоридов по ГОСТ 21534-76 [110] и воды по ГОСТ 2477-65 [111] до и после ЭЛОУ. Хлористоводородная коррозия нефтеперегонной аппаратуры объясняется присутствием в нефти неорганических хлоридов, которые при температуре перегонки нефти гидролизуются с выделением хлористого водорода.

                  Как установлено исследованиями последних лет, количество НС1, выделяющегося в процессе перегонки нефти, значительно превышает то количество, которое могло бы образоваться из присутствующих в нефти неорганических хлоридов. Это свидетельствует о том, что в нефти, кроме неорганических хлоридов, содержатся ХОС, которые при температуре перегонки нефти частично разлагаются с выделением НС1. Наиболее интенсивное выделение НС1 наблюдается в интервале температур 250-380С [41]. Для подавления гидролиза неорганических хлоридов и разрушения ХОС, перевода образовавшегося НС1 в негидролизуемый в условиях температур первичной переработки нефти NaCl, применяется защелачивание обессоленной нефти.

                  Эффективность защелачивания обессоленной нефти при применении различных реагентов предложено оценивать с помощью метода определения количества хлористого, выделяющегося в процессе перегонки обессоленной нефти до t=360C.

                  В основу метода положена разработанная во ВНИИ НП Левченко Д.Н., Хуторянским Ф.М. и Карауловой Е.О. методика [112]. Сущность метода заключается в перегонке нефти при атмосферном давлении (в токе азота ) до 360С }, поглощении выделившегося НС1 водным раствором щелочи и последующим количественным определением содержания СГ в остатке, поглотительном растворе и отгоне.

                  Опытно-промышленные испытания эффективности защелачивания обессоленной нефти с применением комбинации реагентов

                  Как было установлено в результате приведенных выше лабораторных исследований, возможна замена щёлочи или её части в составе защелачивающего реагента на смесь аминов без снижения степени предотвращения выделения НС1 в процессе перегонки нефти. Это представляет большой практический интерес, так как обеспечивает существенное снижение содержания Na в остаточных продуктах первичной перегонки нефти - мазуте и гудроне до уровней требований процессов их переработки, в частности, процесса висбрекинга.

                  Целью приведенных в настоящей главе ОПИ являлась сравнительная оценка эффективности защелачивания обессоленной нефти при применении в качестве защелачивающего реагента: NaOH, смеси аминов, а также NaOH+смесь аминов, определение оптимального соотношения щелочи и смеси аминов, при котором: - качество целевых продуктов процесса первичной переработки нефти (бензин, дизтопливо и керосин) не изменится существенно (в частности, содержание общего азота в бензине не должно превышать 1 ррт); - коррозионная ситуация в технологических потоках конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн не ухудшится.

                  Опытно-промышленные испытания проводили на установке ЭЛОУ-АВТ-2 (рис.4.6) ООО "КИНЕФ" в соответствии со специально разработанной оригинальной программой промышленных испытаний (см. раздел 2.4.2) при эксплуатации установки в обычном технологическом режиме.

                  В период испытаний на установку поступала смесь западно-сибирских нефтей с исходным содержанием хлоридов в пределах 6-17 мг/дм , которая обессоливалась на блоке ЭЛОУ до остаточного содержания хлоридов 1-2 мг/дм (Приложение 13). Содержание серы в нефти составляло в среднем 1,26% масс. Кислотное число нефти находилось в интервале 0,01-Ю,108 мг КОН/г нефти.

                  Для ХТЗ КХО в период испытаний использовался пленочный ингибитор коррозии "Геркулес 30617", представляющий собой смесь имидазалинов, и нейтрализатор "Геркулес 54505" (водный раствор метаоксипропиламина) (ООО "КОЛТЕК ИНТЕРНЕШНЛ", РФ) при их подаче в шлема атмосферных колонн К-1иК-2.

                  Во время ОНИ контролировали параметры технологического режима блока ЭЛОУ и расходы антикоррозионных реагентов в шлема атмосферных колонн К-1 и К-2 (ингибитор коррозии и нейтрализатор) (Приложение 12), а также осуществляли аналитический контроль (параметры аналитического контроля приведены в Программе (см. раздел 2.4.2). Ввиду высокой трудоемкости и затратности ОПИ их проводили только для 3-х видов защелачивающего реагента (в три этапа): - на 1-ом этапе в качестве защелачивающего реагента использовали щелочь (NaOH) при её оптимальном расходе 6 г/т обессоленной нефти; - на 2-ом этапе использовали защелачивающий реагент, состоящий на 50% из NaOH и на 50% из смеси аминов при общем расходе 6 г/т обессоленной нефти; - на 3-ем этапе в обессоленную нефть подавали только смесь аминов при расходе 6 г/т обессоленной нефти.

                  Данные по параметрам технологического режима и аналитическому контролю приведены в Приложениях 12 и 13. Усреднённые данные по каждому этапу испытаний приведены в табл. 4.6 и 4.7 и на рис. 4.7 4.9. Все зависимости были построены по трем точкам, соответствующим составу защелачивающего реагента, вследствие упомянутых выше причин, что безусловно снижало их достоверность, однако позволяло получить характер изменения показателей.

                  На каждом этапе испытаний контролировали скорость коррозии в конденсационно-холодильных трактах атмосферных колонн К-1 и К-2 по образцам-свидетелям из стали 20 и латуни. Результаты определений скорости коррозии представлены в табл. 4.8 и на рис. 4.10 и 4.11.

                  Щелочь подавали в обессоленную нефть после блока ЭЛОУ перед Т/О в виде 1-2% водного раствора, смесь аминов (ввиду отсутствия системы приготовления раствора) - в товарном виде ( 50%-ный водный раствор) в точку ввода водного раствора щелочи, т.е. фактически совместно со щелочью.

                  Как и следовало ожидать, увеличение доли аминов в защелачивающем реагенте приводило к снижению содержания Na в мазуте: с 5,9 ррт (при применении только NaOH) до 0,8 ррт (при применении только смеси аминов) (рис. 4.7). Аналогичная зависимость наблюдалась и для содержания Na в гудроне, где требуемый предельный уровень содержания Na ( 10 ррт, например для висбрекинга) достигался уже при соотношении NaOH и аминов в защелачивающем реагенте «50:50.

                  Похожие диссертации на Модернизация технологии и оборудования процесса защелачивания обессоленной нефти

                  

                  Совершенствование технологии и оборудования процессов подготовки газа и абсорбента на установках сероочистки Астраханского ГПЗПрохоров Евгений Михайлович

                  Фракционирование нефти совмещенным процессом испарения и конденсацииСлесарева, Светлана Геннадиевна

                  Интенсификация процесса производства твердых углеводородов нефтиНигматуллин, Ришат Гаязович

                  

                  Практические аспекты озонолиза в процессе подготовки, переработки и применения нефти месторождения "Белый Тигр"То Ву Тхань Диен

                  Интенсификация процессов выделения легких углеводородов из нефти на стадии ее подготовки к переработке с помощью гидроциклоновНурмухаметов, Назиф Ханифович

                  

                  Влияние реагентов, используемых при добыче нефти, на свойства нефтяного сырья и процесс его первичной переработкиСтепанова Татьяна Викторовна

                  Получение спекающих добавок в процессе жидкофазного термолиза гудрона западно-сибирской нефтиФаткуллин, Марсель Рашитович

                  

                  Моделирование процессов кристаллизации и структурообразования в системах твердых углеводородов нефти в присутствии депрессорных присадок и полиолефиновГуров Юрий Петрович

                  

                  Исследование нефти Русского месторождения и разработка технологии получения масел с применением гидрокаталитических процессовПлешакова Нина Александровна

                  Разработка маловязких масел для автономных гидравлических приводов с использованием гидрокаталитических процессовТыщенко, Владимир Александрович