Вредные примеси в нефтях и их влияние на транспортировку и переработку нефти

 

Добываемая из недр Земли нефть, помимо различных жидких углеводородных и гетеросоединений, содержит в своем составе газообразные (при нормальных условиях) углеводороды, растворенные в жидкой составляющей нефти; Н₂S, CО₂, азот, гелий и другие неорганические газы; частицы песка, глины, кристаллы солей и другие мехпримеси; воду и растворенные в ней неорганические соли (преимущественно хлориды). Большая часть примесей уходит с углеводородными газами при сепарации нефти и в дальнейшем не оказывают существенного влияния на нефтепереработку (как правило, остаточное содержание углеводородных газов в отсепарированной нефти не превышает 4 мас. %), однако механические примеси, вода и соли оказывают значительное негативное воздействие на процесс переработки нефти, и в первую очередь, на процессы прямой перегонки.

Содержание мехпримесей в нефти, как правило, не превышает
1,5 мас. %, поэтому специально их не удаляют. Их отделение происходит попутно с процессом обезвоживания нефти. Содержание же солей и воды колеблется в очень широких пределах. В частности, содержание хлоридов может достигать 1800 мг/л и выше (общее количество минеральных солей в добываемых нефтях может находиться в пределах от 3000 до 12000 мг/л), а воды 98 мас. %, особенно если добыча нефти идет с применением различных видов заводнения продуктивных пластов.

В то же время нефть, поступающая на НПЗ, должна содержать не более 40 мг/л солей и не более 0,2 мас. % воды (1 группа качества); не более
300 мг/л солей и не более 1,0 мас. % воды (2 группа качества); и не более 1800 мг/л солей и не более 1 мас. % воды (3 группа качества) (табл. 5.1). В основном на НПЗ поступает нефть 1 и 2 группы (нефть 1 группы качества – до 85 мас. %).

 

Таблица 5.1

Нормативные показатели нефтей по группам качества, поставляемых на НПЗ (ГОСТ 9965-76)

 

Нормативные показатели	Значения показателей
	I	II	III	IV
Содержание хлоридов, мг/л, не более	40	300	1800	3600
Содержание воды, мас. %, не более	0,2	1,0	1,0	1,0
Содержание механических примесей, мас. %, не более	0,05	0,05	0,05	0,05

В чем же состоит вредное влияние, которое оказывают мехпримеси, соли и вода на процессы переработки нефти.

Наличие механических примесей вызывает эрозию аппаратуры и трубопроводов, отложения в аппаратуре и особенно на поверхностях теплообмена, способствует повышению устойчивости эмульсии нефть-вода.

Содержащиеся в воде соли, особенно хлориды, при повышенной температуре (свыше 100 °С) подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, что в свою очередь усиливает коррозию аппаратуры. Из хлоридов особенно подвержен гидролизу МgCl₂ – он гидролизуется на 90 %, СаСl₂ – на 10 %, NaCl практически не гидролизуется. Гидролиз хлористых солей протекает по реакции:

                               МgCl₂ + Н₂О ® МgОНCl + НCl;                        (5.1)

                            МgCl₂ + 2 Н₂О ® Мg(ОН)₂ + 2 НCl.                     (5.2)

Коррозия еще более усиливается, если в нефти есть Н₂S. Сероводород очень агрессивный газ. Он реагирует с металлическими частями аппаратуры с образованием сульфида железа, который защищает металл от дальнейшей коррозии. Однако, присутствие НCl разрушает эту защитную пленку:

                                         Fe + Н₂S ® FeS+Н₂;                                 (5.3)

                                   FeS + 2 НCl ® FeCl₂ + Н₂S.                           (5.4)

Образовавшийся FeCl₂ растворяется в воде и уходит с поверхности металла. Оголившийся металл вновь реагирует с Н₂S.

Снижение содержания солей в нефти с 40–50 мг/л (1 группа качества) даже до 3–5 мг/л на установках ЭЛОУ увеличивает межремонтный пробег установки прямой перегонки нефти (АВТ) со 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Присутствующая в нефти вода с одной стороны приводит к непроизводительным расходам при перекачке обводненной нефти с промысла на НПЗ, а с другой усиливает коррозию аппаратуры, приводит к вспениванию, ухудшающему процесс ректификации при прямой перегонке нефти на установках АВТ.

Поступающая на НПЗ с промысла нефть по своим параметрам непригодна для дальнейшей переработки, в связи с чем подвергается дополнительной подготовке в условиях завода на установках ЭЛОУ. В соответствии с современными требованиями, нефть после ЭЛОУ должна содержать в своем составе не более 3–5 мг/л солей и не более 0,1 % воды
(2 группа); менее 3 мг/л солей и 0,1 % воды (1 группа). Содержание мехпримесей должно быть практически равно нулю.