Наличие хлористых и других минеральных солей

Перегонка нефтей, содержащих соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью прекратится подача сырья в печь.

Основным короддирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120?С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно короддирующего агента – хлористого водорода HCl.

Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям [5]:

MgCl₂ + H₂O = MgOHCl + HCl

MgCl₂ + 2H₂O = Mg(OH)₂ + 2HCl

С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.

При перегонке сернистых нефтей сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефтей и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Таким образом, переработка таких нефтей может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания.

ГОСТ 21534 устанавливает два метода определения хлористых солей в нефти: титрованием водного экстракта (метод А) и неводным поцентриометрическим титрованием (метод Б). Точностные значения для методов представлены в таблицах № 2 и № 3.

Таблица № 2

Значения точности определения хлористых солей по методу А

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм^3	Сходимость, мг/дм^3
До 10	1.5
Св. 10 до 50	3.0
Св. 50 до 200	6.0
Св. 200 до 1000	25.0
Св. 1000	4% от среднего значения

Таблица № 3

Значения точности определения хлористых солей по методу Б

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм^3	Сходимость, мг/дм^3
До 50
Св. 50 до 100
Св. 100 до 200
Св. 200 до 500
Св. 500 до 1000
Св. 1000 до 2000
Св. 2000	>6% от значения меньшего результата

По ГОСТу 9965-76 концентрация хлористых солей должна составлять 100,300 или 900 мг/дм³, в зависимости от степени подготовки нефтей.

Дата добавления: 2015-06-25