Воздействие хлористого водорода, НСI.

Хлористый водород образуется из-за наличия минеральных солей в нефти, поступающей в сырьевые резервуары. Эти минеральные соли являются хлористыми соединениями:

* хлористый натрий NaCI (около 70% общего количества солей);

* хлористый магний MgCI (около 20% общего количества солей);

* хлористый кальций CaCI (около 10% общего количества солей).

Эти минеральные соли имеют две основные негативные черты:

риск загрязнения осадками в теплообменниках для предварительного разогрева нефти-сырца;

образование хлористо водородного газа в результате реакции гидролиза при высоких температурах.

Начиная с температуры 120°С, часть присутствующих солей вступает в реакцию с водой по следующим схемам:

MgCI + 2H₂0 = 2HCI + Mg(OH)₂

CаСI₂ + 2H₂0 = 2НСI + Ca(OH)₂.

На АТ значительная часть MgCI₂ гидролизуется в гораздо большей степени, нежели СaCI₂,т.к. гидролизу подвергается приблизительно 20% СaCI₂.

Что касается более устойчивой соли NaCI, можно сказать, что она практически не затрагивается этим процессом.

Образующийся хлористый водород обладает летучестью и проникает в контуры шлёмовых труб, секций конденсаторов холодильников, коллекторов до ёмкостей раздела фаз, где вызывает сильную коррозию.

Среди солей, присутствующих в сырой нефти, есть также сульфаты и карбонаты. Они не разлагаются, образуя HCI, но могут осаждаться в результате реакции обмена и стать, таким образом, причиной засорения контуров.

Агрессивность HCI слаба в газообразном состоянии. Однако в тех частях колонны, шлёмовых труб, где образуется вода, образуется водный раствор коррозионной соляной кислоты. Эта проблема тем серьезнее, что HCI растворяется в воде не постепенно, по мере ее появления.

Напротив, HCI стремится соединиться с водой и концентрируется естественным образом при образовании первых каплях воды, в результате чего появляется очень концентрированная, а значит, очень опасная кислота!

Воздействие хлористоводородной кислоты на сталь сопровождается образованием хлористого железа FeCI₂:

Fe+2HCI = FeCI₂ + Н₂

Необходимость удаления минеральных солей, присутствующих в нефти доказана всем периодом развития процессов переработки нефти.

 

Переработка газов

Подземное хранение газа

Образованные в прочных и плотных горных породах шахтным способом, или в горных выработках отработанных рудников;

Образованные подземными ядерными взрывами;

Сооружённые в вечномёрзлых породах;

Подземные и заглубленные низкотемпературные хранилища с льдопородной оболочкой.

 

 

Низкотемпературная сепарация на промысле

Низкотемпературная сепарация является наиболее эффективным процессом для выделения и отделения из сырого газа всех высококипящих компонентов.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100–200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа c целью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при температурах от 0 до -30°C.

Первая промышленная установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950, в CНГ в 1959.

 

 

 

Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа:

I — сепаратор первой ступени; II — газовый теплообменник; III — испаритель-холодильник; IV — штуцер; V — низкотемпературный сепаратор;

1 — необработанный газ; 2 — смесь углеводородного конденсата и воды; 3 — ингибитор гидратообразования; 4 — обработанный газ; 5 — смесь углеводородного конденсата и насыщенного водой ингибитора гидратообразования

 

Для предупреждения образования гидратов в схемах HTC предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования.