Химико-технологическая защита установок переработки нефти с использованием ингибиторов сероводородной коррозии

• Автор: Беляева, Елена Викторовна
• Шифр специальности: 05.17.08, 05.17.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Ангарск
• Количество страниц: 124 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ И МЕТОДОВ ЗАЩИТЫ ОТ НЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ.
1.1. Коррозионное разрушение оборудования и трубопроводов технологических установок переработки углеводородного сырья.

1.2. Влияние различных факторов на протекание сероводородной коррозии.

1.3. Ингибиторы сероводородной коррозии

1.4. Ингибирование сероводородной коррозии композициями на основе азотсодержащих органических соединений.

1.5. Постановка задачи исследования

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Объекты исследования.3

2.2. Аналитический контроль

2.3. Коррозионные испытания
2.4. Электрохимические исследования
2.5. Определение степени наводороживания.
2.6. Изучение состава поверхностных слоев
2.7. Размеры частиц
ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССОВ КОРРОЗИИ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
3.1. Исследование условий коррозионных процессов ректификации на установках АВТ.
3.2. Исследование эффективности химикотехнологической защиты в промышленных условиях
ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАЩИТНОЙ СПОСОБНОСТИ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ В КИСЛЫХ
СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕДАХ.
4.1. Ингибирование сероводородной коррозии сталей четвертичными аммонийными солями.
4.2. Защита углеродистых сталей от сероводородной коррозии смесями
летучих и контактных ингибиторов.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Концентрация этих соединений определяется протеканием термодеструкции и гидрогенолиза углеводородного сырья. В нефти содержатся следующие коррозионноактивные компоненты: сернистые соединения, включая меркаптаны; кислородсодержащие соединения, включая нафтеновые кислоты; хлорорганические соединения, как природного происхождения (в асфальто-смолистой части нефти), так и внесенные на месте добычи (органические хлориды, вводимые, в частности, для увеличения нефтеотдачи пласта, промывки скважин и т. ЭЛОУ)) неорганические хлориды. Агрессивному воздействию этих соединений, прежде всего, подвержены установки первичной переработки нефти, в частности, ректификационные колонны и теплообменники [,]. Ректификационные колонны установок первичной переработки высокой производительности по условиям их эксплуатации подразделяются на колонны предварительного испарения и атмосферные. Основой ректификации является контакт между восходящим потоком паров и стекающим вниз конденсатом - флегмой. Пары имеют более высокую температуру, чем флегма, поэтому при контакте происходит тепло-и массообмен. В результате этого низкокипящие компоненты из флегмы переходят в паровую фазу, а высококипящие - конденсируются и переходят в жидкость. В массобмене участвуют и агрессивные компоненты, содержащиеся в нефти. Преобразуясь, они распределяются по фракциям. Для того, чтобы предсказать наиболее опасные коррозионные участки, необходимо знать материальные балансы нефти и содержащихся в ней индивидуальных компонентов. Выход продукции на установках зависит от исходных свойств нефти и технологического режима. Применительно к простой колонне для установившегося режима уравнения материального баланса имеют следующий вид: Ь = 0 + Я, (1. Ьа = Охо + Кхк, (1. Я и Яхя- количество остатка, выходящего снизу колонны, и концентрация в нем компонентов [,,]. Ниже приводятся материальные балансы первичной переработки нефти ромашкинского, самотлорского и западно-сибирского типа (табл. Таблица 1. Бензиновая фракция (н. Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы нефти и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы увеличивается от низкокипящих к высококипящим фракциям и достигает максимума в остатке от вакуумной перегонки нефти. Ниже приведены данные о содержании серы в дистиллятах и остатках от перегонки арланской и туймазинской нефти (табл. Таблица 1. Среди сернистых соединений нефти и нефтяных фракций наиболее сильными коррозионными свойствами обладают сероводород и меркаптаны. Сульфиды и дисульфиды термически мало устойчивы и уже и при температуре 0-0 °С начинают распадаться с образованием сероводорода и меркаптанов. При температуре 0 - 0 °С разлагаются меркаптаны, превращаясь в сероводород и частично в элементарную серу. При 0 °С полностью распадаются дисульфиды и наполовину - остаточная сера. ЯН + ЯБН —> Я-Я + Н. Значительное выделение Н наблюдается при 0-0 °С и вызывается взаимодействием свободной серы с углеводородородами. Дальнейшее образование НгЭ происходит при температуре выше 0 °С [,]. По мере движния снизу вверх температура в этих колоннах снижается и примерно в районе 4-й и 6-й тарелок достигает точки росы. Выше этой отметки начинается конденсация капельно-жидкой влаги, в которой растворяются поднимающиеся вместе с водяными парами сероводород и хлористый водород. При охлаждении и конденсации образовавшиеся продукты взаимодействуют между собой и металлом оборудования. При конденсации влаги (1 =-0°С) абсорбция НС1 приводит к значительному снижению pH конденсата до 2-3 единиц и соответствующему росту скорости коррозионного процесса за счет кислотного травления стали в местах первичной конденсации. При этом, состав среды дистиллятов характеризуется наличием значительного количества сероводорода и хлористого водорода, определяющих коррозионную ситуацию на оборудовании линий дистиллята атмосферных колонн [5,]. ЫаС1 + Н -> №ОН + НС1 (>0 °С). Хлористый водород выделяется также при гидрогенолизе хлорограниче-ских соединений: КС1 + Н2-+Ш + НС1; ЯС1 +8 + 2Н2 -> ЯН + Н + НС1. Ре8 + 2НС1 = РеС + НД РеС+ Н = Ре(ОН)2 + 2НС1.