Источник информации:
ЭКСПЛУАТАЦИЯ, МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ
Реферативный сборник
До 1972 г. длительность межремонтных пробегов установок АВТ ОЛ УНПЗ составляла б мес., а комбинированных установок АТ-висбрекинг 2 мес. Основной причиной коротких пробегов была коррозия оборудования.
Перерабатывалась смесь высокосернистых нефтей: 5 = 2,3—3,5%, воды=0,2—0,5%; солей = 15—30 мг/л.
С целью разработки способов уменьшения коррозии оборудования на заводе были проведены исследования комплекса мероприятий и, в первую очередь, подачи ингибитора коррозии ИКБ-4 и аммиачной воды.
Исследования проводились специалистами завода и БашНИИНП на комбинированной установке КУ-2 (АТ-висбрекинг). Ингибитор ИКБ-4 подавался в шлем колонны в виде 1%-ной эмульсии в бензине в количестве 5—25 г/т бензина. Кроме того, в шлем подавалась аммиачная вода 5—6%-ной концентрации. Температура нагрева нефти в печи была 360—370°С.
Для определения скорости коррозии оборудования в колонне, шлеме и после конденсаторов устанавливались сроком на 7 суток образцы из углеродистой стали Ст. 3.
Однако совершенно не решался вопрос высокотемпературной коррозии низа атмосферных и вакуумных колонн и печных труб висбрекинга. Так, скорость коррозии труб печи виобрекинга, определенная по замерам внутренних диаметров труб в период ремонтов, оставалась высокой (9—10 мм/год).
Последующие исследования влияния на коррозию различных факторов (содержание солей, серы, Нг5, НС1 и др.) позволили установить, что высоко- и низкотемпературная коррозия оборудования обусловлена главным образом выделением при нагреве нефти значительных количеств НС1. Образование НС1 контролируется рядом факторов, основными из которых являются кислотность нефти, температура ее нагрева в печи и расход защела- чивающих реагентов. Особенно велика роль кислотности нефти: с понижением кислотности количество НС1 при нагреве нефти уменьшается. Кислотность нефти падает с увеличением числа ступеней обессоливания, чем и объясняется уменьшение выделения хлористого водорода.
Кислотность нефти можно понизить введением в нефть щелочных реагентов и тем самым уменьшить выделение хлористого водорода. При этом вид щелочного реагента (МаОН, ЫагСОз 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 ИаОН приводит чрезмерному закоксовыванию печных труб. Кроме того, рядом исследователей было установлено, что растрескивание теплообменников нагрева нефти и колонн К-1 на установках АВТ зачастую связано с введением ЫаОН в нефть. Поэтому применение Ма2С03 для защелачивания нефти более целесообразно.
На основании длительных лабораторных и промышленных исследований авторы разработали следующие рекомендации:
1. Для защелачивания нефти применять растворы Ыа2С03, дозировку которых производить в зависимости от производительности установки.
2. Для каждого вида нефти и каждой установки оптимальный .расход защелачивае- мого реагента определять опытным путем, ориентируясь на содержание хлоридов в конденсационной дренажной воде не выше 50 .мг/л. При этом ориентировочно можно определить расход реагента по кислотности нефти.
3. Для нейтрализации остаточного НС1 в шлем атмосферных колонн подавать аммиачную зоду 1—5%-ной .концентрации в количестве, необходимом для поддержания рН конденсационной дренажной воды отстойника бензина в пределах 8,0—9,0.
Особое внимание при внедрении предложенных рекомендаций было обращено на поддержание рН конденсационной дренажной воды в пределах 8,0—9,0 и беспрерывную дозировку щелочных реагентов. Необходимость поддержания рН>8,0 обусловлена тем, что образующаяся при этих условиях сульфидная пленка обладает высокими защитными свойствами.
Увеличение в воде концентрации хлоридов (>50 мг/л) и понижение .рН<8,0 отрицательно влияет на защитные свойства сульфидов железа, поэтому даже кратковременное снижение рН и увеличение содержания хлоридов в водном конденсате является недопустимым.
Уменьшение или прекращение подачи щелочных реагентов в нефть в течение нескольких минут приводит к резкому выделению НС1 и скачкообразному изменению рН, в результате чего защитные свойства пленки нарушаются и восстанавливаются не менее чем через сутки.
Для предотвращения колебаний дозировки щелочных реагентов, которые чаще всего вызываются изменением концентрации при приготовлении и закачке защелачивающих растворов, на установках смонтированы емкости, обеспечивающие 7—10-суточный запас раствора рабочей концентрации. Кроме того, во избежание подачи раствора неизвестной концентрации каждый раз после его закачки и ежевахтно технологическим персоналом установок проводится оперативное определение концентрации раствора (объемным титрованием 0,5М НС1 по метилоранжу), которое затем уточняется лабораторным анализом. Следует отметить, что расхождения в анализах, выполненных технологическим персоналом и лабораторией, не превышают 0,2%.
Для поддержания оптимального расхода щелочных реагентов на установках были смонтированы схемы полуавтоматической подачи растворов в нефть в зависимости от производительности установок с выводом показаний расхода раствора на щит в операторной. Для облегчения контроля оптимальной дозировки составлены таблицы оптимальной подачи растворов в нефть в зависимости от их концентрации и производительности установок.
В течение первых двух лет после внедрения рекомендаций проводился ежедневный лабораторный контроль за эффективностью антикоррозионных мероприятий путем анализа проб дренажных вод и отбензиненных нефтей (в настоящее время — раз в неделю). Кроме того, еженедельно контролируется скорость коррозии образцов из углеродистой стали 3, устанавливаемых после конденсаторов бензина на 7 суток. Результаты контроля доводятся до сведения технического руководства завода по установленной форме. При необходимости применяются срочные меры к устранению недостатков.