Трубопроводы при первичной переработке нефти

Павлодарский НПЗ-один из лучших заводов по соотношению первичных и вторичных процессов. Построен в 1978 г. в г. Павлодаре. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Омск-Павлодар. Глубина переработки нефти составляет 77,9%). На заводе построены 2 комбинированные установки ЛК-6У и КТ-1. Как известно, установка ЛК-6У включает атмосферную перегонку нефти, гидроочистку бензинов, керосина, дизельного топлива, риформинг и ГФУ. В состав комбинированной установки КТ-1 входят вакуумная установка мазута, установки гидроочистки вакуумного газойля, каталитического крекинга с лифт-реактором, газофракционирующая установка, установка висбрекинга гудрона. [c.157]

Причины коррозии при переработке нефти. При переработке нефти происходит разрушение металла, из которого выполнена аппаратура, оборудование и трубопроводы, вызываемое коррозией. Коррозию на установках первичной перегонки могут вызывать [c.152]

Экологические проблемы защиты водного и воздушного бассейнов промышленных регионов от отрицательного влияния производственных выбросов в настоящее время являются общегосударственной задачей. В нефтеперерабатывающей промышленности основными блоками, имеющими наибольшие выбросы как в атмосферу, гак и в стоки, являются вакуумсоздающие системы атмосферно-вакуумных трубчаток (АВТ) и вакуумных трубчаток (ВТ). Совершенствование вакуумных блоков установок первичной переработки нефти имеет своей целью дальнейшее углубление вакуума при перегонке тяжелых остатков и сокращение как стоков, так и выбросов в атмосферу. Решению этой проблемы способствует разработка новых схем фракционирования тяжелых остатков, способов создания вакуума, а также совершенствование и модернизация оборудования существующих вакуумных блоков - вакуумных печей (частей), трансферных трубопроводов, вакуумных колонн и контактных устройств, предварительных и межступенчатых конденсаторов, самих вакуумсоздающих систем. Полное решение проблемы зак- [c.11]

На процесс первичной переработки нефти приходится значительная доля капитальных и эксплуатационных затрат нефтеперерабатывающих предприятий, в том числе связанных с коррозией оборудования и трубопроводов. [c.284]

Основные установки производственного объединения Нижнекамскнефтехим построены в 1980 г. в г. Нижнекамске. Нефть поступает по трубопроводу из Западной Сибири и Волго-Уральского региона. Из числа нефтеперерабатывающих производств в объединении функционируют установки первичной переработки нефти и получения битума. Объединение выпускает дизельное топливо, мазуты и битумы. [c.140]

Херсонский нефтеперерабатывающий завод построен в 1938 г., расположен в г. Херсоне. Производительность первичных установок переработки нефти 8,4 млн т/год. Нефть поступает из месторождений Западной Сибири и Урала по трубопроводу из Кременчуга, а также по трубопроводу из Полтавы-украинских месторождений. Глубина переработки нефти составляет 54,3%. На заводе работают установки первичной переработки нефти, установка коксования производительностью 600 тыс. т/год, установка риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, битумная установка. В ассортименте завода этилированные и неэтилированные бензины, дизельные топлива, мазуты. [c.153]

Одесский нефтеперерабатывающий завод был построен в 1937 г. в г. Одессе. По производительности завод маленький, работает на нефти, поступающей из Тюмени по трубопроводу. Глубина переработки нефти 72%. Кроме установок первичной переработки нефти завод имеет установку риформинга производительностью 300 тыс. т/год с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки и битумную установку. В ассортименте завода бензины, дизельные топлива, мазуты и битумы. [c.153]

Почти все используемые в химических производствах вещества оказывают разрушающее (коррозионное) воздействие на материал оборудования. Коррозионная устойчивость оборудования и трубопроводов является важнейшим показателем, определяющим их надежность, межремонтный пробег, затраты на ремонт. Поэтому разработке способов повышения коррозионной устойчивости уделяется большое внимание, начиная с проектирования и конструирования. Основные способы предотвращения коррозионного износа оборудования можно условно разделить на три группы подбор коррозионно-стойких конструкционных материалов, применение защитных покрытий, использование химических противокоррозионных методов. Последнюю фуппу способов используют, например, в первичной переработке нефтей, в которых содержатся агрессивные компоненты. Обессоливание, обезвоживание и защелачивание нефти, ввод ингибиторов коррозии в систему конденсации легких фракций позволяет сократить число аварийных неплановых остановок и увеличить межремонтный пробег атмосферно-вакуумных трубчатых установок (АВТ) до 1-1,5 лет. Даже вода может быть агрессивным компонентом. В кипятильниках, паровых котлах из воды выпадают содержащиеся в ней соли и осаждаются на теплообменных поверхностях, что может вызывать их разрушение. [c.306]

Тепло в виде пара различных параметров расходуют для нагрева продуктов до умеренных температур, в качестве испаряющего агента в колоннах, турбулизатора жидкостных потоков в змеевиках печей с целью снижения коксования, распыливающего агента при сжигании жидкого топлива в форсунках печей, для привода насосов, компрессоров, обогрева трубопроводов и резервуаров с застывающими продуктами, зданий и помещений, подают в эжекторы вакуум-создающей системы. Ниже показан ориентировочный расход пара на установках первичной переработки нефти (в %) [c.9]

На технологических трубопроводах установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ, АТ, АВТ, ГФУ применение этих компенсаторов не допускается. [c.28]

На установках первичной переработки особенно сильной коррозии подвергается аппаратура, а также обвязочные трубопроводы. С хлористым водородом встречаются не только в процессах первичной переработки и крекинга засоленных нефтей и мазута, но и в других технологических процессах. [c.66]

По физико-химическим свойствам получаемая ири перегонке сланцев смола отличается от природной нефти большей вязкостью, плотностью, высоким содержанием азота и кислорода. Свойства смолы в определенной мере зависят и от способа ее получения (табл. 3.13) [123]. Так как первичная сланцевая смола имеет высокую температуру застывания, обычно превышающую 20 °С, для получения из нее моторных топлив требуется предварительная переработка смолы, например коксование пли гидрирование. Смола, не прошедшая предварительную обработку, транспортируется до перерабатывающих предприятий ио специальным трубопроводам с обогревом. Определенную трудность при гидроочистке смолы может представлять наличие в ней твердых взвешенных частиц, которые должны удаляться центрифугированием или отгонкой тяжелого остатка. Гидроочистку смолы можно проводить без ее предварительного фракционирования с применением технологии гидрообессеривания нефтяных остатков. При этом для полного удаления азота потребуется от 260 до 350 м водорода на 1 м смолы (в зависимости от ее качества). Однако более целесообразно гидроочистку проводить до содержания азота в смоле л 0,15% (масс.), а затем после фракционирования подвергать гидроочистке бензин, средние дистилляты и газойль раздельно. В таком варианте общий расход водорода на очистку 1 м смолы составит в среднем 280 м [c.112]

Поступающие на переработку конденсат и нефть после первичной подготовки их на УКПГ содержат достаточно высокое количество воды, солей и механических примесей. При перекачке по трубопроводам нефти и конденсата образуются эмульсии воды в нефти. Присутствие в нефти воды, солей и механических примесей приводит к сокращению межремонтного пробега технологических установок, в первую очередь установки первичной переработки нефти. [c.174]

Многие пефти содержат более или менее значительную примесь сернистых соединений, которые корродируют аппаратуру. Если подвергать первичной переработке нефть, содержащую сернистые соединения и свободную серу, то в результате нагрева образуется сероводород. В ряде случаев такая нефть уже содержит растворенный сероводород. Воздействие сероводорода на металлические части установок — (трубопроводы, ректификационные колонны и др.) приводит к их коррозии, быстрой порче и выходу из строя. Сернистые нефти часто содержат повышенные концентрации солей — хлоридов натрия, кальция и магния. При первичной nepe-работке нефти вследствие разложения этих солей происходит образование хлористоводородной кислоты, которая также вызывает коррозию аппаратуры. [c.254]

Нефть поступает на завод по двум трубопроводам в сырьевые резервуары, далее на установки электрообессоливания и обезвоживания, где происходит выделение солей из нефти. На заводе имеются две отдельные электрообессоливающие установки ЭЛОУ и блок ЭЛОУ в составе АВТ-6. Обессоленная нефть поступает на установки первичной переработки нефти АТ-висбрекинга (атмосферная перегонка), АВТ-3, АВТ-6 (атмосферно-вакуумная перегонка). В процессе первичной переработки из нефти извлекают компоненты (бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль) и получают тяжелые остатки (мазут и гудрон). Продукты первичной переработки нефти направляют на вторичные процессы переработки каталитический крекинг (Г-43-107), каталитический риформинг (35-11/300 и ЛЧ-35/11-1000Х гидроочистки (24/2000, 24/5), стабилизацию бензинов, производство окисленных битумов. С целью повышения октанового числа бензинов бензиновые прямогонные фракции перерабатывают на установках каталитического риформинга. Средние показатели качества нефтей приведены в табл. 2.6. [c.84]

Старый бакинский нефтеперерабатывающий завод (Азнефтехим) - построен в 1870 г. в г. Баку, Нефть поступает из местных месторождений - Нефтяные Камни, Бузачи, Балаханы и т.д., а также из Западной Сибири по трубопроводу. В 1981 г. была построена совместно со специалистами ГДР установка первичной переработки нефти с электрообессоливателем. Среди вторичных [c.158]

Нефтеперерабатывающий завод в Чарджоу-один из самых молодых заводов стран бывшего Советского Союза. Он был построен в 1989 г. недалеко от г. Чарджоу. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Тюмень-Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу. Мощность завода-6,5 млн т/год, глубина переработки нефти-71,6%. Кроме установок первичной переработки нефти на заводе построена установка риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов. В 1992-1993 гг. в связи с ограничением подачи нефти по трубопроводу завод работал ограниченное число дней и испытывал серьезные трудности. [c.160]

При переработке нефтей с высоким (0,3—3,0%) содержанием нефтяных (нафтеновых) кислот наблюдается интенсивное разъедание оборудования из углеродистой стали, работающего при 200—400 °С. Коррозия поражает на установках первичной переработки нефти трубы и печные двойники на выходе радиантных секций печей, трубопроводы от печей до ректификационных колонн, корпуса колонн в зоне ввода горячей струи, ректификационные тарелки эвапорационного пространства над питательным вводом, трубопроводы и арматуру на линиях транспортировки горячих среднедистиллатных нефтепродуктов [69. Отмечаются случаи коррозии теплообменного оборудования. Обследования предприятий в СССР и за рубежом 70, 71] показали коррозионные разрушения также оборудования вакуумного блока (для получения масел), охватывавшие среднюю часть корпуса и тарелки колонны над вводом мазута, трансферные линии с температурой 150—300°С и последние трубы потолочного экрана печей. В меньшей степени поражается оборудование установок крекинга и переработки продуктов крекинга [70]. Коррозия перечисленного оборудования отмечается при переработке черноморских нефтей (Кубанского месторождения) [69], ряда нефтей Азербайджана, а также Румынии, Венесуэлы, Калифорнии [70]. [c.101]

Сероводородная высокотемпературная коррозия колонн, равно как и трубопроводов, арматуры и насосов на установках первичной переработки нефти, не носит очень разрушительного характера. Разъедания углеродистой стали имеют специфический характер мелких широких язв, переходяших одна в другую. Такое разрушение с достаточной точностью может быть охарактеризовано средними потерями веса (массы). Это, в частности, доказывается тем, что результаты оценки коррозии внутри аппаратов при помощи датчиков с элементом электрического сопротивления (резистометрические зонды) имеют хорошую корреляцию с результатами весовых определений [100]. Надо иметь в виду, что в обоих случаях правильно регистрируется только равномерная или близкая к равномерной форма коррозии. [c.121]

Применение комбинированных установок сокращает протяженность трубопроводов, вследствие чего уменьшается возможность потерь нефтепродуктов через неплотности соединений. При комбинировании исчезает необходимость в промежуточных резервуарах, которые являются значительным источником утечек нефтепродуктов в канализацию. Укрупненные комбинированные установки максимально оснащены аппаратами воздушного охлаждения. В настоящее время на отечественных НПЗ сооружаются укрушенные комбинированные установки, объединяющие процессы первичной переработки нефти с каталитическим ри-формингом, гидроочисткой, газофракционированием, изомеризацией. [c.148]

В течение семилетки в нефтедобывающей пром-стн будут внедряться унифицированные системы диспетчеризации, охватывающие весь технологич. цикл добычи нефти, включая ее учет и откачку в трубопровод, с охватом автоматизацией и телемеханизацией производственных процессов в 1965 ок. 70% нефтяных сква жин и трапных установок, примерно 30% компрессорных и водонасосных станций, ок. 75% резервуар-ных парков с насосными станциями и 100% водозаборных установок. В нефтеперерабатывающей и топливной пром-сти осуществляются комплексная автоматизация установок по первичной переработке нефти на вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых заводах перевод управления работой магистральных газопроводов (протяженностью в несколько десятков тысяч км) па диспетчерскую систему с автоматизацией компрессорных станций комплексная автоматизация большого количества перевалочных н распределительных нефтебаз автоматизация магистральных нефтепроводов протяженностью в несколько тысяч км. [c.12]

Принципиальная схема ЭЛОУ, оборудованной шаровыми электроде-гидраторами, приводится на рис. 3.2. Сырая нефть забирается изрезерву-аранасосом Н-1 и прокачивается через теплообменник Т-1, где нафевает-ся теплом обессоленной нефти, уходящей с установки на первичную переработку, и далее дофевается до температуры 70-100°С острым паром в теплообменнике Т-2. Обессоливание нефти производится вдве (или три) ступени в шаровых электродегидраторах Э-1 и Э-2. Перед входом на первую ступень насосом Н-3 в нефть подается вода и смешивается с нефтью в трубопроводе за счет создаваемого клапанами-регуляторами давления С-1 и С-2 перепада давления 0,05-0,07 МПа. Количество подаваемой воды зависит от ряда факторов и составляет от 10 до 25%. Вода образует с нефтью эмульсию и растворяет соли, находящиеся в нерастворенном состоянии. [c.37]

Структурные образования молекул и макромолекул в нефтяных системах создают технологические проблемы на всех стадиях цепочки добыча, транспорт и переработка нефти. Это, например, проблемы отложений парафинов, транспорта реофи-зически сложных нефтей, смолисто-асфальтеновые отложения в трубопроводах и резервуарах, закоксовывание змеевиков реакционных печей нефтепереработки, удержание на дисперсных структурах легких фракций нефти в процессах первичной переработки, проблемы переработки вторичных высокоструктурированных нефтяных остатков. [c.87]

В отличие от электрохимической особенностью химической коррозии является то, что продукты коррозии, образующиеся при взаимодействии металла с агрессивной средой, могут отлагаться на поверхностях контакта в виде пленок или окалипы, образуя защитный слой. В условиях эксплуатации аппаратуры для переработки нефти химическая коррозия проявляется главным образом пр11 контакте металла с сернистыми соединениями нефти и продуктами их разложения в зонах повышенных и высоких температур. Такой коррозии подвергаются при переработке сернистых нефтей горячие насосы, теплообменники, трубы нагревательных печей, испарители, ректификационные колонны и горячие трубопроводы крекинг-установок и установок первичной перегонки. [c.51]

Традиционно в отрасли используются технологические мероприятия по повышению коррозионной стойкости объектов. Для защиты нефтегазопромысловых трубопроводов и скважинного оборудования широко применяются различные ингибиторы коррозии и элект-рохимзащита [1]. Для решения указанной проблемы наиболее эффективным является создание оборудования в коррозионностойком исполнении и дополнительное проведение технологических мероприятий на определенной стадии эксплуатации. Это, в первую очередь, касается таких наиболее металлоемких видов оборудования и сооружений, как магистральные и промысловые нефтегазопроводы, различные технологические аппараты для первичной подготовки и переработки нефти и газа, сква- [c.67]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология