Весьма важное значение имеет правильное установление норм расхода реагентов. Их избыток приводит к щелочному растрескиванию оборудования, закоксовыванию печных труб и прогарам в процессах термокрекинга и коксования, увеличению зольности остаточных продуктов, усилению ванадиевой коррозии при сжигании котельных топлив [18].

Рис. 5.7. Схема распределения хлороводорода и сероводорода в технологических потоках установок первичной переработки нефти:

К-1 —  эвапорационная колонна; К-2 — атмосферная колонна; Х-1, Х-2 - конденсаторы воздушного охлаждения; Е-1, Е-2 — рефлюксные емкости; I — газ из Е-1 (Е-2); II — бензиновая фракция н.к.— 180 С; III — дренажная вода

Длительное время не существовало научно обоснованных методов расчета необходимых количеств защелачивающих реагентов. Были попытки определения их по кислотности нефти, содержанию в ней солей. Однако предлагаемые принципы не являются достаточно обоснованными, так как дозировка нейтрализующих агентов зависит от качества перерабатываемого сырья, состава солей в обессоленной нефти, температуры нагрева перед колонной. Следовательно, при определении их расхода необходимо в первую очередь установить фактические количества НСl и H2S, поступающие совместно с газожидкостной смесью из колонн К-1 и К-2 в газоводоотделители Е-1 и Е-2, в которых происходит разделение смеси на газ, бензин и дренажную воду (рис. 5.7) [19].

НСl и H2S в технологическом газе, а также S^2- и Сl^- в бензине и дренажной воде определяют методами колориметрического, иодометрического, меркуриметрического и потенциометрического титрования,

Общее количество НСl (H₂S), г/ч, рассчитывают по формуле:

G = G_г + G_б + G_в,

где G_г , G_б , G_в — количество HCI (H₂S) соответственно в газе, бензине, воде.

Располагая данными по количеству НСl, образующемуся в колоннах К-1, К-2, определяют необходимое количество X. г/т, защелачивающего реагента:

X = KG_HCl ∙ 0,98/G_{об. н},

где G_HCl - количество образующем оси НСl, г/ч; G_{об. н} — количество обессоленной нефти, т/ч; К — коэффициент (для NaOH  К = 1.09; для N2CO3 К = 1.51)

Рекомендуемый метод расчета позволяет установить нормы расхода щелочи с учетом 95—98 %-й нейтрализации хлороводорода, образовавшегося как в результате гидролиза хлоридов, так и за счет разложения хлорорганичсских соединений, что исключает передозировку реагента и, следовательно, возможность щелочного растрескивания оборудования.

Существует мнение, что при переработке одинаковых по качеству и составу нефтей коррозионный износ на крупнотоннажных установках значительно выше, чем на установках меньшей производительности. В связи с этим исследовали агрессивность технологических потоков установок различной производительности:            ЭЛОУ-АВТ-2 (2 млн. т/год) и ЭЛОУ-АВТ-6 (6 млн. т/год), работающих на одном сырье. Содержание серы составляло 1,6—1,9 %, количество хлоридов в обессоленной нефти 1,5—6,0 мг/л.

В результате проведенных исследований (табл. 5 6) установлено, что несмотря на значительные различия в количествах НСl, присутствующего в конденсационно-холодильном оборудовании колонн К-1 и К-2 этих установок, концентрации растворов соляной кислоты по тракту колонн К-1 одинаковы и составляют 0,003 моль/л. Концентрация раствора соляной кислоты по тракту колонны К-2 на установке ЭЛОУ-АВТ-6 составляет 0,002 моль/л, что значительно ниже, чем на установке ЭЛОУ-АВТ-2, где она составляет 0,006 моль/л. Это объясняется тем, что на установке ЭЛОУ-АВТ-6 содержание влаги в конденсационно-холодильном оборудовании в 4—5 раз больше, чем на установке ЭЛОУ-АВТ-2.

Таблица 5.6. Содержание коррозионно-агрессивных компонентов в верхних погонах колонн К-1 и К-2 установок ЭЛОУ-АВТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-6

* Газ из рефлюксных емкостей колонны К-2 (Е-2, Е-3) не сбрасывается.

Рис. 5.8. Сопоставительная характеристика коррозионной агрессивности бензиновых потоков эвапорационной колонны К-1 и атмосферной колонны К-2: I - без подачи NaOH; II —при подаче NaOH в обессоленную нефть после теплообменников; III - при подаче NaOH в обессоленную нефть перед теплообменниками.

На рисунке указана концентрация соляной кислоты, моль/л

Приведенные в табл. 5.6 данные свидетельствуют о том, что на современных промышленных установках при наличии в эвапорационных колоннах так называемой «горячей струи» (t = 360—380 °С) расщепление серосодержащих соединений с образованием H2S происходит в основном в колонне К-1.

На основании данных пo HCI, образующемуся в колонне К-1 [19], можно оценить степень нейтрализации S, %:

S-=[(G_т-G_ф)/G_т]∙100,

где G_т — количество НСl (теоретическое), г/ч; G_ф — количество НСl, образующегося в колонне К-1 (фактическое), г/ч.

Эффективность защелачивания определяли на установках ЭЛОУ-АВТ-2 и ЭЛОУ-АТ-6. В качестве защелачивающего агента использовали 1—2%-е растворы NaOH.

На установке ЭЛОУ-АВТ-2 исследования проводили при подаче щелочного раствора в обессоленную нефть перед колонной К-1. Количество NaOH составляло от 10 до 20 г на 1т нефти. Установлено, что подача щелочи из расчета 20 г NaOH на 1 т нефти дает возможность предотвратить образование НСl в колонне К-1 на 93 %, тогда как при подаче ее в количестве 10 и 15 г NaOH на 1 т нефти — лишь на 69 и 82 % соответственно.

На установке ЭЛОУ-АТ-6 подачу щелочи осуществляли в частично обессоленную нефть на 11 ступень ЭЛОУ и в обессоленную нефть перед колонной К-I из расчета 12 г на т нефти. При вводе щелочного раствора на II ступень ЭЛОУ степень нейтрализации составляет лишь 87 %, тогда как при подаче тех же количеств его в обессоленную нефть перед колонной К-1 — 96%. При этом количество образующего НСl в колонне К-1 уменьшается примерно в три раза,

Одним из способов предотвращения коррозионного износа оборудования является глубокое обессоливание нефти. В связи с этим на установке ЭЛОУ-АТ-6 «Киришинефтеоргсинтез» проведены исследования по определению количеств НСl в бензиновых потоках колонн К-I и К-2 без защелачивания нефти при остаточном содержании хлоридов в сырье 2 мг/л и воды
0,03—0,01 %. Установлено, что отсутствие защелачивания нефти приводит к резкому увеличению агрессивности среды (рис. 5.8). Так, концентрация соляной кислоты по бензиновому тракту колонны К-1. возрастает в среднем в 2,5—4 раза, а колонны К-2 — в 5—10 раз по сравнению с концентрациями, имеющими место при вводе щелочного реагента. Кроме того, полученные данные еще раз убедительно доказывают преимущество ввода защелачивающего раствора в обессоленную нефть перед теплообменниками подогрева.

Таким образом, процесс защелачивания нефти остается одним из основных мероприятий по предотвращению образования хлороводорода на установках типа АВТ(АТ) и борьбы с коррозионным разрушением.