Какие компоненты нефти вызывают сильную коррозию металлов

Обновлено: 15.05.2024

Интенсивная коррозия металла происходит и в периоды остановки газомазутных отлов, когда водяной пар и серная кислота конденсируются в большом количестве в остывающем воздухоподогревателе. Статистика показывает, что длительность работы до замены нижних секций поверхности нагрева регенеративного воздухоподогревателя зависит от числа остановок работающего на мазуте котла зя год эксплуатации. На графике рис. 8 - 6, г каждая точка характеризует средние данные по воздухоподогревателям нескольких котлов ТГМ-84А на одной электростанции, а весь график отражает сведения по девяти электростанциям. Эти материалы показывают, что без остановочной коррозии пластины нижней части воздухоподогревателя работали бы в 2 - 3 раза дольше. [1]

Интенсивная коррозия металлов окислами ванадия развивается только в присутствии свободного кислорода. Поэтому работа с малым избытком воздуха замедляет процессы коррозии. Практически замечено, что работа с малым избытком воздуха уменьшает коррозию пароперегревателей. Однако нужно иметь в виду, что снижение среднего избытка воздуха еще недостаточно для исключения появления местных избытков свободного кислорода. [3]

Основной причиной интенсивной коррозии металлов в процессах добычи нефти, особенно в системах поддержания пластового давления ( ППД), является контакт их с минерализованной пластовой водой. Коррозионные процессы имеют электрохимический характер. Сероводород, содержащийся в добываемой водно-нефтяной эмульсии и в сточных водах нефтепромыслов, имеет естественное происхождение или образуется в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. [4]

Сероводород вызывает интенсивную коррозию металла , особенно в зоне конденсации водяных паров. Для защиты верха колонны, шлемовой линии и конденсатора в колонну подают газообразный аммиак в необходимых количествах, с учетом изменения содержания в сырье сернистых соединений. [5]

Сероуглерод вызывает интенсивную коррозию металлов , поэтому оборудование в цехах, где возможно выделение паров сероуглерода, изготовляют из кислотостойких материалов и защищают его от коррозии. [6]

Муравьиная кислота вызывает более интенсивную коррозию металла , чем уксусная. Последняя очень стойка к окислителям, в то время как муравьиная кислота легко окисляется, являясь при этом сильным восстановителем. Уксусная кислота менее летуча, чем муравьиная. Следовательно, потери уксусной кислоты примерно в два раза меньше потерь муравьиной. [7]

Как было показано, интенсивная коррозия металлов на стадии обогащения гексахлорана в основном связана с присутствием в метанольном маточнике растворенного хлористого водорода. Введение дополнительной операции - нейтрализации кислого маточника кальцинированной содой - позволит существенно снизить скорость коррозии, что значительно упростит выбор стойкого материала для оборудования. Как показывают данные табл. 11.6 и 11.2, в нейтральном метанольном растворе гексахлорана вполне удовлетворительной стойкостью обладают хромоникелевые стали. [8]

В системах оборотного водоснабжения наблюдается интенсивная коррозия металлов , которые разрушаются вследствие физико-химического взаимодействия их с окружающей средой. Процессы коррозии связаны с характерными особенностями воды и металла. Ущерб, связанный с коррозией систем оборотного водоснабжения, исчисляется миллионами рублей в год. Кроме того, вследствие сквозной коррозии теплообменных аппаратов происходит сильное загрязнение воды технологическими продуктами. На ряде предприятий химической и нефтехимической промышленности срок службы теплообменных аппаратов не превышает двух лет. Поэтому необходимо еще при проектировании предусматривать мероприятия по защите металла от коррозии в системах водоснабжения. [9]

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода - серную кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг / л сероводорода. [10]

Известно, что сера вызывает интенсивную коррозию металла . Причем в зависимости от параметров технологического процесса и качественных особенностей среды, аппаратуры, оборудование и трубопроводы технологических установок могут, подвергаться не только химической, но и электрохимической коррозии. Химическая коррозия наблюдается, как правило, в зонах высоких температур при взаимодействии металла с сухими газами и жидкими органическими веществами, не проводящими электрический ток. При низких температурах аппаратура и оборудование подвергаются прежде всего электрохимической коррозии, которая обусловливается возникновением электрического тока между поверхностными участками металла, что возможно лишь в присутствии жидкостей - электролитов - водных растворов солей, кислот и др. В условиях переработки нефти агентами электролитической коррозии являются, как правило, раствор сероводорода и серная кислота. [11]

При работе на топливах, вызывающих интенсивную коррозию металла ( сернистые мазуты и др.) допускаемая температура наружной поверхности труб поверхностей нагрева должна приниматься с учетом опытных данных по коррозионной стойкости стали соответствующей марки. [12]

При работе на топливах, вызывающих интенсивную коррозию металла ( сернистые мазуты и др.), допускаемая температура наружной поверхности труб поверхностей нагрева должна приниматься с учетом опытных данных по коррозийной стойкости стали соответствующей марки. [13]

При работе на топливах, вызывающих интенсивную коррозию металла ( сернистые мазуты и др.), допускаемая температура наружной поверхности труб поверхностей нагрева должна пр иниматься с учетом опытных данных по коррозийной стойкости стали соответствующей марки. [14]

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования

Борьба с коррозией – это не только продление срока службы нефтегазопромыслового оборудования, снижение эксплуатационных затрат на его ремонт, улучшение технико-экономических показателей добычи и подготовки нефти на промыслах. В конечном счете – это охрана окружающей среды, водоемов и рек от загрязнения нефтью, газом и сопутствующими отходами при добыче нефти, например, сточной водой.

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям:

- применение ингибиторов коррозии;

- нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла;

- применение полимерных материалов;

- применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей.

Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются:

При решении вопросов выбора метода защиты от коррозии необходимо учитывать и наличие в добываемой продукции скважин химических реагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти и газа, увеличения нефтегазоконденсатоотдачи пластов, ингибиторов соле - и парафиноотложений, агрессивность добываемой продукции, а также технико-экономическую целесообразность их применения.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды. Технологические методы носят комплексный характер и приемлемы на всех объектах. Основными противокоррозионными мероприятиями этого метода являются: использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; по возможности создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует.

К специальным методам защиты относят: применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой.

Наиболее эффективным методом защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования является метод защиты с применением ингибиторов коррозии. Эта защита, основана на свойстве ингибитора подавлять коррозионные процессы до уровня, при котором сохраняется высокая надежность эксплуатируемого оборудования. Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать индивидуальный ингибитор коррозии.

Следует отметить, что ингибиторы коррозии в зависимости от направленного их действия на реагент - агрессор, вызывающий коррозию металла (сероводород, кислород, углекислота, СВБ и или их комплексное присутствие) подразделяются на:

- ингибиторы сероводородной коррозии;

- ингибиторы кислородной коррозии;

- ингибиторы углекислотной коррозии;

- комплексные ингибиторы (сероводородной, углекислотной и кислородной коррозии);

В настоящее время существуют различные способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин:

- непрерывный ввод раствора ингибитора в добываемую или транспортируемую среду;

- периодическая обработка технологического и скважинного оборудования концентрированным раствором ингибитора;

- закачка ингибитора в пласт;

- закачка ингибитора в затрубное пространство скважины оборудованной пакерами и пр.

Подача ингибитора осуществляется специальными устройствами обеспечивающими:

- автоматический или полуавтоматический ввод ингибитора в скважину по времени;

- автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции;

- самопроизвольную подачу ингибитора;

- подачу ингибитора коррозии под давлением среды.

Так, например, на месторождения с повышенным содержанием углекислого газа и сероводорода реализуется в большинстве случаев пакерная конструкция скважин. Пакер изолирует межтрубное пространство скважины, в котором находится ингибитор коррозии, обеспечивающий надежную защиту от коррозии наружной поверхности НКТ и внутреннею поверхность обсадных труб. Это свою очередь позволяет снизить растягивающие нагрузки, действующие на НКТ, и уменьшить вероятность сульфидного растрескивания труб.

Ингибирование скважин оборудованных пакерами производится следующими способами:

- закачкой его в пласт;

- доставкой его на забой в желонке;

- заменой жидкости в НКТ двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде с доставкой его в последующем до забоя скважины.

При эксплуатации скважин, не оборудованных пакером, подача ингибитора осуществляется закачкой ударной дозы ингибитора в затрубное пространство насосных скважин и его циркуляцией по НКТ (обычно объём ингибитора составляет два объёма скважины). В фонтанных скважинах подача ингибитора коррозии осуществляется в основном непрерывно с помощью дозировочного насоса. Первоначально закачивается ударная доза ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке.

На газлифтных скважинах подача ингибитора осуществляется через форсунку распылением его непрерывно или периодически.

При образовании гидратов в скважинах в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты подача ингибитора коррозии осуществляется либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.

Защита газопромысловых коммуникаций ингибиторами зависит в большей степени от поражения их коррозией и может осуществляться вводом ингибиторами путем его диспергирования по длине трубопровода с помощью конфузорных вставок. Следует отметить, что газопроводы, по которым транспортируется неочищенный газ, защищается от коррозии путем подачи в транспортируемую среду ингибитора, вводимого при осушке газа. Причём периодически осуществляется дополнительное ингибирование газопровода.

Выбор материала труб применяемых при сооружении трубопроводов, транспортирующих агрессивные среды, производится с учётом степени агрессивности среды, категории трубопроводов и их участков, диаметров, температуры и давления эксплуатации.

Согласно рекомендациям ВНИИГАЗа для этих целей разрешено применять трубы соответствующие техническим условиям и ГОСТам:

- ТУ 12ГФ (трубы бесшовные горячедеформированные из стали марки 12ГФ-ПВ0, стойкие против растрескивания в средах, содержащих сероводород и окись углерода до 25 % каждого;

- ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатаные термообработанные, из стали 20), для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода;

- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные горячедеформированные) группы В из стали 20 и стали 10 - категорий участков трубопровода II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой

контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- ГОСТ 8733-74 ( трубы стальные бесшовные холоднодеформируемые и теплодеформируемые), термообработанные, группы В и группы Г из стали 20 и стали - 10 - для категорий участков трубопроводов II, III и IV - сред с низким и средним содержанием сероводорода, при условии контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой контроль, магнитография) и другими методами по всей поверхности, принятыми на заводе-изготовителе, и гарантии гидравлического испытания;

- импортные бесшовные трубы в исполнении, стойком против сероводорода, для условий работы, предусмотренных в технических условиях на поставку труб.

Влияние солей на использование нефти и нефтяного сырья.

Степень подготовки нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, определена ГОСТ 9965-76.

В зависимости от содержания в нефти хлоридов и воды установлены три группы сырой нефти : 1 группа –содержание воды 0.5 %, солей не более 100 м/л; 2 группа – воды 1% и солей не более 300 м/г; 3 группа – воды 1% и солей не более 1800 м/г.. На заводе нефть подвергается дополнительному обессоливанию.

По моему мнению , для того чтобы полностью разобраться в методах обессоливания нефти и нефтяного сырья , надо знать причины появления солей в нефти, также какое вредное влияние оказывают соли при добыче, переработке, транспортировки и использовании нефтепродуктов. Необходимо знать основные свойства водонефтяных эмульсий, какие методы больше подходят при обессоливании данного вида в нефти, прикладное применение этих методов на нефтеперерабатывающих предприятиях. Наличие в методах обессоливания легкой, битуминозной и других видов нефти, тяжелых остатков.

Проблема обессоливания нефти особенно актуальна в Татарстане, так как добываемая здесь нефть отличается высоким содержанием солей.

Причины появления солей в нефти и нефтяного сырья.

Минерализация пластовых вод и неорганические вещества в нефти.

Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней диспереную систему, содержат как правило, значительное количество растворимых минеральных солей. По химическому составу пластовые воды делят на хлоркальцевые, состоящие в основном из смеси растворов хлорида натрия, магния и кальция, и щелочные. Последние в свою очередь можно разделить на хлориднощелочные и хлоридно-сульфатщелочные.

Общая минерализация пластовых вод измеряется в еденицах массы растворенного вещества на еденицу объема воды и может изменяться в сотни раз. Так, в Ставрополбском крае встречаются пластовые воды, содержащие менее 1 м/г растворенного вещества, а на отдельных месторождениях Татарстана содержание их достигает 300 м/г.

Помимо солей, образующих истинные растворы, в пластовой воде содержаться растворенные газы, химические соединения, образующие неустойчивые коллоидные растворы (золи), такие, как SiO₂ Fe₂O₃ Al₂O₃ ; твердые неорганические вещества, нерастворимые в воде и находящиеся во взвешенном состоянии.

Результаты многочисленных исследований минерального состава пластовых вод показывают , что основную долю растворенных веществ составляют хлориды натрия

Магния и кальция. Кроме них ( в зависимости от месторождения) могут присутствовать йодистые и бромистые соли щелочных и щелочноземельных металлов, сульфиды натрия, железа, кальция, соли ванадия мышьяка, германия и других. Но в отличии от хлоридов, содержание которых исчисляется процентами и десятками процентов от общего количества растворенного вещества, содержание остальных солей исчисляется сотыми, тысячными и еще меньшими долями процентов. В связи с этим минерализацию пластовой воды часто измеряют по содержанию ионов хлора в единице объема с последующим пересчетом на эквивалент натриевых солей.

Помимо измерения минерализации свободной пластовой воды при подготовке нефти и переработке измеряют содержание солей в единице объема нефти. Сама нефть не содержит хлорных солей. Они попадают в нее вместе с эмульгированной водой. И хотя отдельные исследователи обнаруживали в безводной нефти так называемые кристаллические соли , это не опровергает сделанного утверждения и может быть объяснено.. Количество кристаллических солей обычно, незначительно и изменяется в пределах тот нескольких миллиграмм до 10-15 мг/л нефти. Подобные ситуации возможны в двух случаях: либо при добыче нефть проходит соляные отложения и кристаллы солей попадают в нее как механические примеси, либо первоначально в нефти содержится мало мелкодиспереной и сильно минерализованной пластовой воды, которая затем растворяется в нефти , а соли остаются в виде микрокристаллов.

Абсолютное содержание хлоридов в обводненной нефти не дает представления о степени минерализаци пластовых вод. Поэтому одновременно с солями в нефти определяют и ее обводненность. Последнюю принято измерять в %.

Содержание солей в 1 л нефти при ее обводненности 1 % , численно равное количеству солей, растворенных в 10 см эмульгированной воды, удобно использовать для сравнения нефтей по минерализации пластовых вод, которая может изменяться в довольно широких пределах.

Помимо хлоридов пластовые воды могут содержать значительное количество бикарбонатов кальция и магния, которых часто называют солями временной жесткости.

.Неорганические вещества находятся не только в пластовой воде . Некоторые из них могут растворятся в нефти или образовывать с ней некомплексные соединения. К ним относятся различные соединения серы, ванадия, никеля, фосфора и другие.

Влияние солей на использование нефти и нефтяного сырья.

Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Содержание солей в нефти нередко достигает2000-3000мг/л и в отдельных случаях доходит до 0,4-0,3 %. Нормальная переработка таких нефтей оказывается совершенно невозможной.

Засорение аппаратуры. Соли отлагаются , главным образом, в горячей аппаратуре. Растворенные в воде соли выделяются при испарении воды . Поскольку последнее происходит в основном на поверхности нагрева или в непосредственной близости от нее, часть выкристаллизовавшихся солей прилипает к этим поверхностям, оседая на ней в виде прочной корки. Иногда эти соляные корки отламываются , извлекаются потоком нефти далее и осаждаются в последующей аппаратуре.

Коррозия аппаратуры.. Коррозия т.е. разъедание нефтеперегонной аппаратуры при переработке соленных нефтей вызывается выделением свободной соляной кислоты в процессе гидролиза некоторых хлористых солей.

Мазут в котором остается значительная часть солей, содержащихся в сырой нефти, обладает также сильными коррозионными свойствами, что приводит к преждевременному выходу из строя топочной аппаратуры электростанций и турбинных двигателей .

Понижение производительности установок . Отложение солей в трубах, уменьшающие их проходные сечения, обусловливает резкое понижение производительности. Мазуты с содержанием хлоридов от 800-2200мг/л имели простой за счет остановок на промывку сырья до 20 % календарного времени.

Уменьшение ассортимента вырабатываемых продуктов. Соли в основном , так же как и при наличии механических примесей, концентрируются только при перегоне в мазутах и гудронах. По имеющимся наблюдениям в аппаратуре осаждается толькот10-20% солей, содержащихся в исходном сырье.

Концентрация солей в гудронах и мазутах лишает возможности выработки из них качественных остаточных продуктов. Так, например, битумы при этом не выдерживают нормы на растворимость в сероуглероде, и кроме того, содержат водорастворимые примеси-соли, что в частности, для дорожных битумов недопустимо.. Остаточные масла из полумазутов, содержащих соли и продукты коррозии- эрозии, имеют повышенную зольность. Мазуты содержащие соли, непригодны для выработки моторной продукции. При переработке засоленных нефтей приводятся следующие данные при переработке сызранской нефти содержание хлоридов в мазуте достигает 10000 мг/л, т.е. 1%. Зольность гудрона после переработки небитдагской нефти на масла повышается до 0.3%. Также мазуты и гудроны не пригодны не только на производство каких-либо остаточных продуктов, но даже и в качестве топлива, так как соли вызывают засорение форсунок , дымоходов, образуют осаждения на обогревочной поверхности и вызывают их коррозию.

Таким образом часто при переработке нефтей с повышенным содержанием солей приходится отказываться от получения из них указанных остаточных продуктов, т.е. снижать ассортимент вырабатываемой продукции. Мазуты и гудроны, предназначеные на использование в качестве топлива, приходится, если есть возможность смешивать с другими, более чистыми нефтепродуктами в целях понижения зольности.

Соли мышьяка остающиеся в первичных нефтепродуктах, которые служат сырьем для нателитических процессов, являются одной из основных причин отравления дорогостоящих катализаторов.

Коррозия оборудования

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой отрасли.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Поломки оборудования, вызванные коррозией, составляют 25% всех аварий в нефтегазовой промышленности. Более половины из них связаны со сладкими (CO₂) и кислыми (H₂S) рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии – самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO₂) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO₂ присутствует в полученной жидкости.

Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии).

Сухой газ CO₂ сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO₂, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую:

_{CO2 + H2O = H + HCO3 = H2CO3}

Коррозия сернистой нефтью

представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Химическая формула нефти и описание составляющих

Нефть является природным полезным ископаемым, которое представляет собой маслянистую горючую жидкость, нередко – черного цвета, хотя встречаются нефти и других цветовых оттенков (коричневого, вишневого, зеленоватого, желтоватого и прозрачного). Её добывают с помощью такой горной выработки, как нефтяная скважина, для формирования которой применяется бурение горных пород.

Из чего состоит нефть? Хим. состав нефти
Общая химическая структура нефти
Парафиновые углеводороды
Углеводороды нафтеновой группы
Ароматические углеводороды
Непредельные углеводороды
Соединения серы
Кислородные соединения
Смолисто-асфальтовые компоненты
Соединения азота

По своему химическому составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов с различными примесями. В её состав включены соединения таких хим. элементов, как сера, азот и так далее.

Запах этого хим. вещества также различается, в зависимости от содержания в нем сернистых соединений и углеводородов ароматической группы.

Из чего состоит нефть? Хим. состав нефти

Нефть состоит из углеводородов, которые с химической точки зрения представляют собой соединения атомов углерода и водорода. В общем виде нефть – формула, описываемая как C_xH_y.

К примеру, такой самый простой углеводород, как метан, состоит из одного атома углерода, связанного с четырьмя атомами водорода. Другими словами, формула метана – CH₄. Он относится к так называемым легким углеводородам и всегда есть в составе любой нефти.

В зависимости от того, какова концентрация в этом веществе различных видов углеводородных соединений, хим. и физические свойства нефти могут быть различны. Другими словами, компоненты нефти влияют на её свойства и внешний вид. Она может быть как текучей и прозрачной, так и черной и малоподвижной, причем настолько, что из-за высокой вязкости не выливается даже из перевернутого из сосуда.

Хим. состав обычной нефти представлен следующими хим. элементами:

углеродом (около 84-х процентов);
водородом на уровне 14-ти процентов;
серой и её соединениями в количестве от одного до трех процентов (сульфиды, дисульфиды, сероводород и сама сера);
азотом, доля которого – меньше процента;
кислородом (также меньше 1-го %);
различными металлами, общая концентрация которых также меньше 1 % (железо, ванадий, никель, хром, медь, молибден, кобальт и так далее);
различными солями, доля которых также менее процента (например, хлоридом кальция, хлоридом магния, хлоридом натрия и прочими).

Нефть и сопутствующий ей, как правило, углеводородный газ могут залегать на глубине от десятков метров до пяти-шести километров. Стоит сказать, что при глубине залегания более шести километров находят только газ, а если глубина залегания продуктивного слоя менее одного километра, то встречается только нефть. В основном продуктивные пласты находятся глубже одного, но выше шести километров, и там бывают как нефтеносные, так и газоносные слои.

Читать также: Что такое квенч в нефтепереработке?

Породы, в которых залегает углеводородное сырье, называются коллекторы. Если описать коллектор простыми словами, то нефть как бы находится в плотной и твердой губке, состоящей из нефтеносных слоев различной пористости.

Общая химическая структура нефти

Состав и свойства нефти оказывают большое влияние на её дальнейшую переработку. Содержание углеводорода в нефти может варьироваться от 83-х до 87-ми процентов, водорода – от 12-ти до 14-ти %, а содержание серы колеблется в районе 1-го – 3-х %. Эту сложную химическую смесь в основном представляют различные соединения углерода и водорода: парафиновые, нафтеновые и ароматические.

Основные компоненты нефти – это углеводородные соединения, которые бывают следующих видов:

Парафиновые углеводороды

Этот компонент нефти имеет и другое название – алканы. Общая химическая формула – С_nН_2n _{+ 2}.

Если в парафинах менее четырех атомов углерода, то это – газы, известные нам как этан, метан, бутан. пропан, изобутан. Их отличает высокий показатель детонационной стойкости. Другими словами, их октановое число (если считать по моторному методу) – более 100.

Если в таких углеводородах от пяти до пятнадцати углеродных атомов, то это – жидкости. Если атомов углерода больше 15-ти, то это – твердые вещества.

В различных видах топлива и смазочных материалов концентрация алканов весьма высока, вследствие чего для этих нефтепродуктов характерна высокая стабильность. Для автомобильных бензинов высокого качества крайне желательно наличие в их составе изопарафиновых соединений, поскольку они весьма устойчивы к кислородному воздействию в условиях высоких температур.

Наличие в составе топлива нормальных парафинов, которые при высоких температурных значениях легко окисляются, значительно уменьшает уровень детонационной стойкости бензина, однако одновременно уменьшает время, которое проходит с момента подачи бензина в двигатель внутреннего сгорания до воспламенения топливной смеси, а это позволяет наращивать давление более плавно, что благотворно влияет на работу двигателя. В связи с этим наличие нормальных парафиновых соединений желательно в более тяжелом дизельном топливе, хотя в его зимних сортах количество таких парафинов ограничивается.

Углеводороды нафтеновой группы

Другое название – цикланы. Представляют собой насыщенные циклические углеводородные соединения, общая формула которых выглядит как С_nН_2n. В нефти цикланы представлены как циклопентан(С₅Н₁₀) и циклогексан(С₆Н₁₂ ).

Благодаря своему циклическому строению, цикланы отличаются высокой химической прочностью. Углеводороды нафтеновой группы при сгорании выделяют меньше теплоты (если сравнивать их с парафиновыми соединениями), однако также обладают высокой детонационной стойкостью. В связи с этим желательно их присутствие в топливах, используемых в карбюраторных двигателях, а также и зимних сортах дизтоплива.

Читать также: Для чего нужны ингибиторы коррозии в нефтедобыче?

Смазочные нефтепродукты, содержащие нафтеновые углеводороды, более вязкие и маслянистые.

Ароматические углеводороды

Другое название – арены. Их эмпирическая формула – С_nН_2n_–₆. В нефти они представлены как бензол (формула С₆Н₆ ) и его гомологи.

Благодаря высокому показателю своей термической устойчивости, арены являются желательными компонентами в карбюраторных топливах, октановое число которых должно быть как можно выше. Однако, поскольку арены обладают высокой нагарообразующей способностью, их содержание в бензинах допустимо до отметки 40 – 45 процентов.

Из-за своей высокой термической стабильности наличие аренов в дизельных видах топлива нежелательно.

Непредельные углеводороды

Другое название – олефины. В сырой нефти они не содержатся, а образуются во время нефтепереработки. Непредельные углеводородные соединения – это важнейшее сырье, необходимое для получения топлива с помощью нефтехимических методов и основным органическим синтезом.

Общая эмпирическая формула таких углеводородов – С_nН_2n (к примеру, С₂Н₄ – это всем известный этилен).

Низкий уровень химической стойкости олефинов негативно сказывается на практической эксплуатации нефтепродуктов, поскольку снижает уровень их стабильности. К примеру, бензины, получаемые с помощью термического крекингового процесса, в результате окисления содержащихся в них олефинов осмоляются в процессе хранения и загрязняют карбюраторные жиклеры и впускные трубопроводы. Другими словами, присутствие олефиновых соединений в любых видах нефтепродуктов нежелательно.

Соединения серы

На большом числе месторождений добывают сернистую или высокосернистую нефть.

При переработке такого сырья необходимы дополнительные затраты, поскольку увеличение концентрации серы в бензине с 0,033 до 0,15 процентов приводит к:

снижению мощности двигателя на 10,5 процентов;
увеличению расхода топлива на 12 процентов;
возрастанию количества необходимых капремонтов вдвое.

Помимо этого, того, сернистое топливо сильно вредит экологии окружающей нас среды.

Соединения серы делятся на активные и не активные. Активные вызывают коррозию металлов в нормальных атмосферных условиях. К ним относятся:

Читать также: Основные причины, почему природный газ лучше нефтепродуктов

И в растворенном, и во взвешенном состоянии, они оказывают сильное коррозионное воздействие на металлы практически при любых температурах, поэтому их присутствие в нефтепродуктах – недопустимо.

Неактивные соединения серы в нормальных условиях коррозию не вызывают.

Однако, после полного сгорания топлива они образуют в двигателе серные и сернистые ангидриды, которые в соединении с водой образуют серную и сернистую кислоту.

Читайте также: