Особенности разрушения плакированных материалов колонного оборудования в технологических средах нефтепереработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.16.09, кандидат наук Латыпова Дина Ринатовна

• Латыпова Дина Ринатовна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Латыпова Дина Ринатовна

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЛОКАЛЬНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ НА ОБЪЕКТАХ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

1.1 Объекты нефтепереработки, подвергающиеся локальной коррозии

1.2 Материальное оформление оборудования установок первичной переработки нефти

1.2.1 Изготовление плакированных сталей

1.3 Коррозия материалов в установках колонного оборудования технологических процессов нефтегазопереработки

1.3.1 Коррозия колонного оборудования в присутствии хлороводорода

1.3.2 Коррозия колонного оборудования в присутствии диоксида углерода

1.4 Локальные виды коррозии на поверхности коррозионно-стойких сталей

1.4.1 Питтинговая коррозия

1.4.2 Контактная коррозия

1.5 Методы защиты оборудования нефтепереработки от коррозии

1.6 Постановка цели и задач исследований

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

2.1 Исследование химического состава и микроструктуры образцов

2.2 Выбор состава коррозионной среды для исследования локальных коррозионных процессов

2.3 Методика оценки возможности развития питтинговой коррозии на поверхности коррозионно-стойких сталей

2.4 Методика определения зависимости влияния температуры на скорость коррозии коррозионно-стойкой стали

2.5 Методика исследования контактной коррозии низколегированной и коррозионно-стойкой сталей в среде углекислого газа

2.6 Методика исследования скорости коррозии низколегированной стали, находящейся в контакте с коррозионно-стойкой сталью, путем снятия электродного потенциала

2.7 Методика исследования механизма появления питтингов на плакированном

слое путем электрометрических и потенциостатических измерений

Выводы по 2 главе

3 ИССЛЕДОВАНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ НИЗКОЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ, ПЛАКИРОВАННОЙ КОРРОЗИОННО-СТОЙКОЙ, В СРЕДАХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

3.1 Оценка возможности развития питтинговой коррозии на поверхности коррозионно-стойких сталей

3.3 Определении зависимости скорости коррозии коррозионно-стойких сталей от температуры в коррозионном растворе, содержащем хлороводород

3.4 Исследование контактной коррозии низколегированной и коррозионно-стойкой сталей в среде углекислого газа

3.5 Исследование скорости коррозии низколегированной стали, находящейся в контакте с коррозионно-стойкими сталями, путем снятия электродного потенциала

3.6 Исследование механизма появления питтингов на плакированном слое путем потенциодинамических и электрометрических измерений

4 РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ ВЛИЯНИЯ КОНТАКТНОЙ КОРРОЗИИ ПЛАКИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ НА СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И АПРОБАЦИЯ МЕТОДА

4.1 Анализ влияния концентрации ионов основных солей пластовой воды на скорость коррозии стали 09Г2С

4.2 Анализ влияния контактной коррозии на эффективность ингибитора коррозии

4.3 Опытно-промышленные испытания правильности установленных критериев повышения концентрации ингибиторов при контактной коррозии

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности разрушения плакированных материалов колонного оборудования в технологических средах нефтепереработки»

Актуальность темы исследований

На предприятиях нефтегазовой отрасли установки переработки нефти являются важными элементами технологического цикла. Во время пусков и остановок оборудования температура в их объеме резко изменяется, что провоцирует конденсацию паров воды с последующей диффузией в нее из перерабатываемой среды кислых газов и адсорбцией ионов и частиц образовавшегося электролита на поверхности металла. Рост температуры приводит к активации электрохимических реакций при контакте металла оборудования с технологической средой.

Для обеспечения регламентируемого эксплуатационного периода атмосферной и атмосферно-вакуумной колонн (далее - колонного оборудования) в качестве конструкционного материала или его плакирующего покрытия применяют коррозионно-стойкие стали и сплавы. При этом наилучшую коррозионную стойкость показывают высоколегированные стали ферритного и аустенитного классов. Однако, как известно, коррозионно-стойкие стали в средах, содержащих ионы хлора, склонны к питтинговой коррозии, а присутствие растворенного в пленке водного конденсата диоксида углерода усугубляет ситуацию, так как в условиях образования хлороводорода происходит рост концентрации ионов активного деполяризатора гидроксония в приэлектродном слое электролита. Перфорация плакирующего покрытия из коррозионно-стойкой стали при пробое оксидной пленки может привести к проникновению коррозионной среды на границу раздела низколегированной и коррозионно-стойкой сталей, инициируя контактную коррозию. Кроме того, небольшой диаметр питтингов может являться фактором активизации электрохимических процессов коррозии вследствие проявления щелевого эффекта.

В настоящее время проблема разрушения плакированных материалов при эксплуатации нефтезаводского оборудования остается недостаточно изученной как в плане выявления особенностей механизма коррозионного процесса, так и в

направлении разработки и апробации действенных мероприятий по предупреждению и предотвращению этого вида разрушения, что свидетельствует об актуальности темы диссертационной работы.

Степень разработанности темы исследований

К моменту начала работы над диссертацией в российских и зарубежных периодических изданиях и монографиях присутствовали фрагментарные сведения о применении плакированных сталей для изготовления оборудования нефтепереработки. Системных исследований влияния различных факторов на механизм разрушения металла в паре «конструкционная сталь - плакирующее покрытие» выявлено не было. Не удалось также обнаружить и сколько-нибудь детального изучения воздействия технологических жидкостей нефтепереработки на структуру и свойства плакированных материалов.

Теоретической и методологической основой проведенных исследований послужили работы В.С. Кузуба, В. Плудека, М.Л. Медведевой, В.В. Бурлова, Т.П. Парпуц, A. Groysman, J.D. Harston, R.C. John, A.D. Pelton, A.L. Young, W.T. Thompson, T.M. Besmann и других, направленные на изучение причин разрушения плакированных материалов в средах и условиях, характерных для эксплуатации оборудования нефтепереработки.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют пунктам 3 и 9 области исследований, определяемой паспортом специальности 05.16.09 -«Материаловедение (по отраслям)»: «3. Разработка научных основ выбора материалов с заданными свойствами применительно к конкретным условиям изготовления и эксплуатации изделий и конструкций» и «9. Разработка способов повышения коррозионной стойкости материалов в различных условиях эксплуатации».

Цель и задачи диссертационной работы

Установление причин и механизма разрушения плакированных материалов колонного оборудования предприятий нефтепереработки и проведение опытно-промышленной верификации полученных результатов.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Анализ мирового опыта исследований влияния технологических сред нефтепереработки на разрушение плакированных материалов. Разработка научно-методологического подхода к изучению особенностей разрушения металла в паре «коррозионно-стойкая сталь - низколегированная сталь» в технологических средах колонного оборудования.

2 Обоснование выбора экспериментальных и расчетных методов исследований, а также разработка оригинальной методики, позволяющей с высокой достоверностью изучать влияние технологических сред колонного оборудования на механизм разрушения металла в паре «коррозионно-стойкая высоколегированная сталь - низколегированная сталь».

3 Исследование причин и механизма разрушения плакированных материалов колонного оборудования в технологических средах нефтепереработки.

4 Опытно-промышленная верификация результатов проведенных исследований в технологических средах колонного оборудования нефтеперерабатывающего предприятия.

Научная новизна

1 Впервые показано, что основной причиной разрушения плакированных материалов колонного оборудования может являться контактная коррозия на границе «плакирующее покрытие - низколегированная сталь», которая возникает при проникновении технологической жидкости в замкнутые полости малого объема в результате пробоя пассивной пленки в ходе питтинговой коррозии. Рост площади и глубины дефектов при перфорации плакирующего покрытия приводит к увеличению скорости коррозии: до четырех раз - при плакировании

низколегированной стали 09Г2С сталью ферритного класса 08Х13 и до пяти раз -сталью аустенитного класса 12Х18Н10Т.

2 Установлено, что максимальная глубина питтингов на поверхности сталей 08Х13 и 12Х18Н10Т достигается при значениях электродного потенциала, находящихся в областях начала пассивации и перепасивации. В области перепассивации питтинг выражен в наибольшей степени.

3 В среде, содержащей как CO2, так и HCl, рост температуры промотирует питтинговую коррозию сталей 08Х13 и 12Х18Н10Т, причем значения ее скорости достигают максимума в интервале 40-50 оС (температурный интервал инверсии характера коррозии). Дальнейшее увеличение температуры приводит к повторной пассивации этих сталей и преобладанию общей коррозии.

4 У плакирующего покрытия из стали ферритного класса в интервале 70-90 °С выявлено активное растворение ферритной фазы и выделение карбидов хрома по границам зерен, в связи с чем в данных условиях рекомендуется применение стали аустенитного класса. Присутствие в электролите CO2 провоцирует развитие точечной и язвенной коррозии низколегированной стали в области ее контакта с плакирующим покрытием.

5 Определены значения эффективной защитной концентрации перспективного пленкообразующего ингибитора коррозии в зависимости от типа контактной пары и температуры технологической жидкости, при которых скорость контактной коррозии низколегированной стали не превышает 0,1 мм/год. Показано, что зависимость концентрации пленкообразующего ингибитора от температуры в контактных парах 09Г2С / 08Х13 и 09Г2С / 12Х18Н10Т имеет экспоненциальный характер.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании существенной роли контактной коррозии в разрушении плакированных материалов в технологических средах предприятий нефтепереработки, а также установлении особенностей механизма этого процесса.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1 В ООО «Уфимское технико-технологическое предприятие» (ООО «УТТП») совместно с соискателем разработана и утверждена методика МЛИ-05-02-50805950-2020 «Методика лабораторных испытаний контактной коррозии углеродистой и коррозионно-стойкой сталей», которая предназначена для оценки эффективности ингибиторов при защите от контактной коррозии плакированных материалов колонного оборудования.

2 Опытно-промышленные испытания, проведенные совместно с ООО «УТТП», показали правомерность рекомендуемого повышения концентрации ингибитора коррозии, которое позволило обеспечить скорость коррозии низколегированной стали 09Г2С не более 0,1 мм/год в технологической среде нефтеперерабатывающего предприятия.

3 Основные результаты исследования внедрены в учебный процесс ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведения лабораторных работ в период подготовки бакалавров по направлению 18.03.02 программы «Техника защиты нефтегазового оборудования от коррозии» и магистрантов по направлению 18.04.02 программы «Антикоррозионная защита оборудования и сооружений» по дисциплине «Коррозионно-стойкие материалы».

Методология и методы исследований

Методология исследований заключалась в поэтапном изучении влияния параметров коррозионной среды на электрохимические свойства плакированных материалов, исследовании механизмов развития и предупреждения процессов, вызывающих локальные виды коррозии. Применялись следующие методы и методики: стандартные методы измерения электрохимических параметров технологических жидкостей; разработанная при участии соискателя методика исследования питтинговой и контактной коррозии; усовершенствованные соискателем методики изучения одновременного влияния компонентов среды на скорость локальной коррозии металла колонного оборудования.

Положения, выносимые на защиту:

1 Обоснование корректности выбора экспериментальных методов и методик исследования особенностей контактной коррозии плакированных материалов колонного оборудования.

2 Установленный механизм влияния компонентов технологической жидкости на развитие контактной коррозии в паре «коррозионно-стойкая сталь -низколегированная сталь» при переработке нефти.

3 Результаты опытно-промышленной верификации проведенных исследований в технологических средах колонного оборудования нефтеперерабатывающего предприятия.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечивалась путем применения широко апробированных, а также оригинальных методик экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку. Перед построением графических зависимостей все экспериментальные данные обрабатывались с использованием подходов теории ошибок эксперимента и математической статистики.

Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на Междунар. науч.-техн. конф. «Современные технологии в нефтегазовом деле -2017» (Уфа, 2017); Междунар. науч.-практ. конф. «Нефтегазопереработка - 2017» (Уфа, 2017); 68-71-й науч.-техн. конф. УГНТУ (Уфа, 2017-2020); II Внутривузовской науч.-практ. конф. «Современные технологии в образовании и промышленности: от теории к практике» (Уфа, 2018); Всеросс. науч.-практ. конф. «Актуальные проблемы освоения месторождений нефти и газа приарктических территорий России» (Архангельск, 2018); II Всеросс. науч.-практ. конф. «Малоотходные, ресурсосберегающие химические технологии и экологическая безопасность» (Уфа, 2018); XI Междунар. науч.-практ. конф.: «Актуальные проблемы науки и техники - 2018» (Уфа, 2018); Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 100-летию РБ «Наука. Технология. Производство - 2019» (Уфа, 2019); Междунар. науч.-техн. конф. «Современные технологии в

нефтегазовом деле - 2019» (Уфа, 2019); Междунар. науч.-практ. конф. «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2019); II Всеросс. науч.-практ. конф. «Современные технологии: достижения и инновации -2020» (Уфа, 2020).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 25 научных трудах, в том числе 2 статьи - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ, 2 статьи - в рецензируемых журналах, включенных в базы данных Scopus и Web of Science, 21 работа - в материалах международных и всероссийских конференций.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников, включающего 104 наименования, содержит 158 с. машинописного текста, 78 рисунков, 24 таблицы и 4 приложений.

1 АНАЛИЗ ЛОКАЛЬНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ НА ОБЪЕКТАХ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

1.1 Объекты нефтепереработки, подвергающиеся локальной коррозии

Установки первичной переработки нефти являются основой любого нефтеперерабатывающего предприятия. Их назначение - получение базовых дистиллятов и остаточных продуктов, которые в дальнейшем идут на переработку для крекинга товарных нефтепродуктов. Поэтому от надежности и работоспособности установок первичной переработки нефти зависят дальнейшие технологические процессы на нефтеперерабатывающем предприятии [1-5].

Установки первичной переработки нефти включают в себя низкотемпературный или атмосферный блок для получения светлых нефтепродуктов, из которых впоследствии вырабатывают топлива (установки атмосферной трубчатки (АТ)). Атмосферный блок обычно дополняют вакуумным блоком, используемым для получения тяжелых фракций - полуфабриката для производства моторных масел (установки атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ)). Часто оборудование установок первичной переработки нефти включает в себя также блок - электрообессоливающая установка (ЭЛОУ), который служит для удаления воды и растворенных в ней минеральных солей из сырой нефти (установка ЭЛОУ-АВТ) [2, 3].

На Рисунке 1. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ [1]. Из сырьевых резервуаров 1 сырая нефть направляется в теплообменники, где она нагревается до температуры 120-140 °С. Далее она поступает в электродегидраторы 2, где освобождается от воды и солей. Затем нефть нагревается в теплообменниках до температуры 220 °С и направляется в колонну предварительного испарения 3. Остаток после отделения легкой бензиновой фракции, полученный из нижней части колонны 3 нагревают до температуры 330 °С в печи 8 и отправляют в атмосферную колонну 4, а также, иногда, его часть

направляют в колонну предварительного испарения 3, где он применяется в качестве горячей струи.

1 - резервуар для сырой нефти; 2 - электродегидратор; 3 - колонна предварительного испарения; 4 - основная атмосферная колонна; 5 - вакуумная колонна; 6 - стабилизационная колонна; 7 - абсорбер; 8 - атмосферная печь; 9 - теплообменники; 10 - конденсаторы-холодильники; 11 - газосепараторы; 12 - барометрический конденсатор; 13 - эжектор; 14 - паровые перегреватели;

15- вакуумная печь

I - сырая нефть; II - обезвоженная и обессоленная нефть; III - полуотбензиненная нефть; IV - мазут; V - стабильный бензин; VI - боковые продукты атмосферной колонны; VII- боковые продукты вакуумной колонны; VIII - гудрон; IX - водяной пар; Х - оборотная вода; XI - сухой газ; XII- сжиженный газ; XIII - несконденсировавшиеся пары и газы; XIV- легкий бензин; XV- горячая

струя; XVI -легкий бензин; XVII- вода с деэмульгатором Рисунок 1.1 - Принципиальная технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ

Сверху атмосферной колонны 4 отбирается тяжелая бензиновая фракция, в которой могут присутствовать водяные пары. В дальнейшем такая смесь охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения и конденсаторах-холодильниках

10, после чего поступает в сепараторы 11, где разделяется на углеводородную, газовую и водяную фазы. Фракции бензина, полученные в колоннах 3 и 4, смешиваются и отводятся в стабилизационную колонну 6. Через отпарные колонны с боковых штуцеров атмосферной колонны выделяют фракции 140-240, 240-300 и 300-350 °С. Снизу колонны 4 мазут попадает в вакуумную печь 15, где нагревается до 420 °С, и в дальнейшем - в вакуумную колонну 5, которая эксплуатируется при остаточном давлении, составляющем 0,008 МПа [2].

При этом получение топливных и масляных дистиллятов на установках ABT могут проводиться в одном аппарате. При этом пары воды, газообразные продукты разложения и легкие пары нефтепродуктов поступают с верха вакуумной колонны 5 в барометрический конденсатор 12, а газы, которые не успели сконденсироваться, отсасываются эжектором 13. Сбоку колонны 5 выходят масляные фракции, а остатком является гудрон [3].

Разрушение оборудования установок AT, ABT и ЭЛОУ-ABT от коррозии в первую очередь зависит от состава поступающего на переработку сырья и эффективности мероприятий по защите его от коррозии [5-12].

Некоторые участки колонного оборудования могут подвергаться интенсивной эрозии струей жидкости или сильным потоком пара, иногда содержащими абразивные включения. Очень часто одновременное действие коррозии и эрозии превышает простую сумму износов от коррозии и эрозии (если бы они проявлялись раздельно), поэтому конструкция ректификационной колонны должна полностью исключать износ корпуса от эрозии. Для этого на участках, где возможна эрозия, корпус колонны надежно защищают протекторами и специальными устройствами, уменьшающими кинетическую энергию струи жидкости и пара (дефлекторы, улиты, маточники и т. д.) [10, 13-26].

1.2 Материальное оформление оборудования установок первичной переработки нефти

Корпус ректификационных колонн установок первичной перегонки нефти, предназначенных для переработки нефти, в том числе сернистой, обладающей высокой коррозионной агрессивностью, изготовляют из биметалла, в основе которой находится низколегированная сталь, например 09Г2С, с защитным слоем из коррозионных сталей 08X13 или 12Х18Н10Т. При этом внутренние детали и устройства также выполняют из этих же сталей [18-30].

В условиях использования комплекса химико-технологических защитных мероприятий (защелачивание сырой или обессоленной нефти, использование ингибиторной зашиты) низколегированная сталь успешно работает до температуры 260 °С независимо от содержания в сырье сернистых соединений. Увеличение толщины стенки на 4 мм, по сравнению с требованиями прочностного расчета, оказывается достаточным для обеспечения надежной эксплуатации колонного оборудования. Однако съемные элементы тарелок, которые работают в условиях воздействия наиболее неравновесной среды, принято изготавливать из коррозионностойких сталей ферритного 08X13 и аустенитного 12Х18Н10Т классов. При температуре выше 260 °С, в случае эксплуатации установок переработки сернистой и высокосернистой нефти, возникает опасность высокотемпературной сероводородной коррозии углеродистой стали. Для ее предупреждения такие элементы колонн, как нижняя часть корпуса и нижнее днище (рабочая температура выше 260 °С), изготавливают из биметалла с плакирующим слоем из стали 08X13, стойкой к высокотемпературной сероводородной коррозии. Исключение составляют отпарные секции вакуумной колонны. Их рабочая температура превышает 260 °С, поэтому аппараты полностью изготавливают из биметалла сталь углеродистая или низколегированная в сочетании с коррозионностойкой сталью ферритного 08X13 и аустенитного 12Х18Н10Т классов [1-5, 12, 30-56].

В соответствии с ГОСТ 10885-85 промышленностью производятся листовой прокат со следующими габаритными размерами: от минимального 3200x1200x8 мм до максимального 9400x2800x60 мм. Но встречается и листы меньших и больших толщин в интервале от 4 до 110 мм, выполненные по техническим условиям.

1.2.1 Изготовление плакированных сталей

В настоящее время чаще всего применяются методы пакетной прокатки, сварки взрывом и нанесения наплавки.

Одним из распространенных способов изготовления двухслойных плакированных сталей является пакетная прокатка или сварка прокаткой пакета, состоящего из двух различных сталей в виде пластин или слябов. Таким способом достигается высокая прочность сцепления слоев, а также обеспечиваются минимальные отклонения по толщине как основного, так и плакирующего слоев. Соединение слоем биметалла происходит за счет их совместной горячей пластической деформации во время обработки давлением в прокатных станах в вакууме или на воздухе.

Перед горячей прокаткой во время нагрева пакета возможно окисление контактирующих поверхностей, которое оказывает отрицательное влияние на прочность сцепления слоев биметалла. Для ликвидации окисления на контактную поверхность коррозионностойкой стали наносят тонкий слой никеля. При этом такая «прокладка» препятствует перераспределению основных легирующих элементов между слоями. Слой никеля в данном случае имеет толщину несколько десятков микрон. Его наносят на поверхность коррозионно-стойкой стали гальваническим способом или напылением расплавленного никеля.

Пакет собирают с использованием сварки торцов по периметру. После герметизации пакета пространство между заготовками вакуумируют, создавая давление около 10-4 мм ртутного столба. Данная операция позволяет исключить окисление при нагреве. При этом также удаляются адсорбированные газы,

распадаются нестойкие химические соединения, например гидраты. Таким образом металлическая поверхность дополнительно очищается от загрязнений.

Далее производится нагрев пакетов до температуры 1200-1250 °С для большинства коррозионно-стойких плакированных сталей (углеродистая или низколегированная сталь и коррозионно-стойкая сталь) в камерных или методических печах [57, 59, 61].

Разогретые пакеты из биметалла прокатывают на листопрокатных станках. Степень пластической деформации, необходимая для достижения требуемой прочности сцепления слоев биметалла, находится при этом в пределах 70-80 %. При первом проходе достигаться максимальная степень обжатия, составляющая 17-20 %. Число проходов обычно находится в интервале 5-10 раз.

Процесс сварки слоев биметалла, происходящий во время горячей прокатки, относится к стадийным твердофазным топохимическим процессам (Рисунок 1.2). При этом выделяют три стадии процесса [58-64]:

1 Смятие неровностей поверхностей контактирующих слоев за счет вдавливания выступающих микронеровностей. При этом на некоторых участках поверхности образуется прямой контакт чистых от окислов поверхностей с объединением кристаллических решеток путем химического взаимодействия (образование узлов взаимодействия К1, К2, ...) (Рисунок 1.2, а).

2 Во время второй стадии прокатки за счет дальнейшей пластической деформации (Рисунок 1.2, б) узлы взаимодействия укрупняются и превращаются в зоны взаимодействия (ш1, т2...). В этих зонах появляются места скопления структурных дефектов типа дислокаций и вакансий. При высокой температуре такие дефекты способствуют облегчению диффузии легирующих элементов между слоями, что в свою очередь приводит к образованию переходной зоны переменного состава и сложного строения.

3 Последняя стадия завершает расширение зоны взаимодействия с образованием непрерывной межслойной границы (Рисунок 1.2, в).

а - 1 стадия прокатки; б - 2 стадия прокатки; в - 3 стадия прокатки Рисунок 1.2 - Схема соединения слоев пакета горячей прокаткой

После прокатки проводят термическую обработку плакированных листов путем закалки и высокого отпуска или нормализации для обеспечения необходимых механических свойств стали основного слоя.

1.3 Коррозия материалов в установках колонного оборудования технологических процессов нефтегазопереработки

Наиболее опасными компонентами перерабатываемого углеводородного сырья, встречающимися в установках первичной переработки нефти, являются Н2£, хлористые соли кальция и магния, находящиеся в глобулах сопутствующей нефти

пластовой воды, а также углекислый газ. В результате гидролиза хлоридов магния и кальция при температурах от 120 до 350 °С происходит образование газообразного хлороводорода. Кроме этого, HCl выделяется при термическом разложении хлорорганических соединений нефти в интервале температур от 250 до 380 °С. Критическое содержание хлорорганических соединений в нефти может достигать до 100 мг/л в пересчете на ионы хлора. Существенное выделение H2S за счет термического распада сернистых соединений нефти начинается при повышении температуры до 200 °С. Поэтому содержание хлороводорода и сероводорода, растворенного в нефти и пластовой воде, заметно возрастает при нагревании углеводородного сырья [54, 65-73].

Известно, что присутствие хлористого водорода в сероводородных электролитах интенсифицирует коррозионное разрушение на 1 -2 порядка. В этом случае наряду с ускорением процесса водородной деполяризации, а, следовательно, и ионизации металла, характерными являются следующие химические реакции:

При действии сероводорода на железо образуется плёнка сернистого железа ЕвБ, которая разрушается хлористым водородом, в результате получается растворимое в воде хлористое железо. Выделяющийся при этом сероводород вновь вступает в реакцию с железом, усиливая коррозию, и служит как бы катализатором его растворения [74-76].

Наряду с общей равномерной коррозией оборудования АВТ в присутствии водных растворов сероводорода и хлористого водорода возможно наводороживание металла за счёт катодной реакций водородной деполяризаций:

Fe + H2S = FeS + H2; FeS + 2HCl = FeCl2 + H2S; Fe + 2HCl = FeCl2 + H2.

(1.1) (1.2) (1.3)

H+ + ё ^ H°adc,

(1.4)

Н0адс + Н0адс ^ Н2. (1.5)

Адсорбированный атомарный водород диффундирует в металл, где рекомбинируется с образованием молекул, пузырьков водорода и пор - флокенов. В этом случае наряду с потерей пластичности отельного оборудования (что чрезвычайно опасно для аппаратов, работающих под вакуумом или при избыточном давлении) происходит локальное завышение напряжённого состояния, а, следовательно, и ускорение коррозионного процесса за счёт механохимических эффектов [74-80].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Латыпова Дина Ринатовна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Бурлов, В.В. Особенности и виды коррозионных разрушений металла оборудования установок первичной переработки нефти [Текст] / В.В. Бурлов, И.В. Парпуц // Защита металлов. - 2005. - Т.41, №1. - С. 107-112.

2 Соколов, В.Л. Коррозия нефтеперерабатывающего оборудования. Ч.1. Установки первичной переработки нефти [Текст] / В.Л. Соколов, А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов // Коррозия: материалы, защита. - 2006. - №9. - С. 14-19.

3 Алцыбеева, А.И. Питтинговая коррозия сталей в условиях первичной переработки нефти [Текст] / А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, Т.М. Кузинова,

B.Л. Соколов, С.М. Решетников // Коррозия: материалы, защита. - 2009. - № 3. -

C. 6-10.

4 Алцыбеева, А.И. Новая система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти [Текст] / А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, Г.Ф. Палатик, В.Л. Соколов // Коррозия: материалы, защита. - 2007. - №5. -С. 23-27.

5 Алцыбеева, А.И. Об ингибиторной защите оборудования установок переработки нефти при их пропаривании [Текст] / А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, Т.М. Кузинова, В.Л. Соколов, С.М. Решетников // Коррозия: материалы, защита. -2009. - №1. - С. 16-20.

6 Гошкин, В.П. Оценка эффективности антикоррозионной защиты установок первичной переработки нефти [Текст] / В.П. Гошкин, В.В. Бурлов // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. - 2001. - №3. - С. 27.

7 Бурлов, В.В. Локальная коррозия оборудования современного нефтеперерабатывающего завода [Текст] / В.В. Бурлов, А.И. Алцыбеева, Т.М. Кузинова // Известия Санкт-Петербургского государственного технологического института (технического университета). - 2011. - №11 (37). -С. 92-96.

8 Кеше, Г.Е. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы [Текст] / Г.Е. Кеше. - Пер. с нем. - М.: «Металлургия», 1984. - 400 с.

9 Семенова, И.В. Коррозия и защита от коррозии [Текст] / И.В. Семенова, Г.М. Флорианович, А.В. Хорошилов. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002. - 336 с.

10 Фрумкин, А.Н. Кинетика электродных процессов [Текст] / А.Н. Фрумкин, В.С. Багоцкий, З.А. Иофа, Б.Н. Кабанов. - М.: Изд-во МГУ, 1952. -320 с.

11 Флорианович, Г.М. К вопросу о механизме растворения сплавов железа с хромом в серной кислоте [Текст] / Г.М. Флорианович, Я.М. Колотыркин // Докл. АН СССР (серия физическая химия), 1964. - Т.157, № 2. - С. 422-425.

12 Колотыркин, Я.М. Влияние анионов на кинетику растворения металлов [Текст] / Я.М. Колотыркин // Защита металлов, 1967. - Т.3, № 6. - с. 667-678.

13 Скорчеллетти, В.В. Теоретические основы коррозии металлов, [Текст] / В.В. Скорчеллетти. - Л.: «Химия», 1973. - 263 с.

14 Burlov, V.V. A new approach to resolve problems in the corrosion protection of metals [Text] / V.V. Burlov, A.I. Altsybeeva, T.M. Kuzinova // International Journal of Corrosion and Scale Inhibition. - 2013. - Т.2, №2. - рр. 092-101.

15 Бурлов, В.В. Локальные коррозионные поражения оборудования из стали типа Х18Н10Т и аустенитных сварных швов в процессах нефтепереработки [Текст] / В.В. Бурлов, Т.П. Парпуц, И.В. Парпуц // Вестник Удмуртского университета. Серия Физика и химия. - 2005. - №8. - С. 3-12.

16 Бурлов, В.В. Коррозионное растрескивание аустенитных сварных швов нефтеперерабатывающего оборудования, выполненного с плакирующим слоем из стали 08Х13 [Текст] / В.В. Бурлов, Т.П. Парпуц, И.В. Парпуц // Коррозия: материалы, защита. - 2004. - №7. - С. 22.

17 Бурлов, В.В. Оценка стойкости стали 12Х18Н10Т к питтинговой коррозии в растворах, моделирующих конденсаты пропаривания установок НПЗ [Текст] / В.В. Бурлов, Т.П. Парпуц, А.И. Алцыбеева, Т.М. Кузинова, С.М. Решетников // Коррозия: материалы, защита. - 2009. - №6. - С. 18-26.

18 Бурлов, В.В. Современные подходы к решению проблем защиты от коррозии оборудования на НПЗ [Текст] / В.В. Бурлов // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. - 2016. - №3. -С. 64-68.

19 Алцыбеева, А.И. Принципы ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти [Текст] / А.И. Алцыбеева, В.В. Бурлов, Г.Ф. Палатик, В.Л. Соколов // Вестник Удмуртского университета. Серия Физика и химия. - 2006. - №8. - С. 3-12.

20 Жук, Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов [Текст] / Н.П. Жук. - М.: Альянс, 2006. - 472 с.

21 Хомутов, Н.Е. Физико-химические основы теории электролитов и электродные равновесия: Электропроводность и равновесия в растворах электролитов [Текст] / Н.Е. Хомутов. - М.: МХТИ, 1981. - 49 с.

22 Томашов, Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов [Текст] / Н.Д. Томашов. - М.: Изд-во АН СССР, 1959. - 591 с.

23 Левич, В.Г. Физико-химическая гидродинамика [Текст] / В.Г. Левич. -М.: Изд-во АН СССР, 1952. - 537 с.

24 Бурлов, В.В. Серосодержащие соединения - один из основных факторов агрессивности нефтяного сырья [Текст] / В.В. Бурлов // Коррозия: материалы, защита. - 2017. - №8. - С. 1-18.

25 Бурлов, В.В. Особенности добычи, подготовки и переработки нефтей с повышенным содержанием солей. коррозия оборудования и система защиты [Текст] / В.В. Бурлов // Коррозия: материалы, защита. - 2018. - №3. - С. 1-17.

26 Бакирова, Р.М. Потенциостат «757 VACOMPUTRACE» для электрохимических исследований коррозионных процессов [Текст] / Р.М. Бакирова, О.Р. Латыпов, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай // Матер. 57-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа, 2006. - С. 148.

27 Латыпов, О.Р. Методика исследования трубной стали, подверженной микробиологической коррозии [Текст] / О.Р. Латыпов, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай // Трубопроводный транспорт-2006: сб. науч. трудов. - Уфа, 2006. - С. 86-87.

28 Ишмурзин, А. А. Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: учебник / А. А. Ишмурзин. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - 565 с.

29 Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа [Текст]: учебник / ТюмГНГУ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2015. -160 с.

30 Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: учебник / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; ред. В.Н. Ивановский. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006. -720 с.

31 Ишмурзин, А.А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [Текст]: учеб. пособие / А.А. Ишмурзин, Р.А. Храмов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 145 с.

32 Поникаров, И.И. Машины и аппараты химических производств и нефтегазопереработки [Текст]: учеб. для вузов / И.И. Поникаров, М.Г. Гайнуллин. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Альфа-М, 2006. - 608 с.

33 Ахметов, С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа [Текст]: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов. - СПб.: Недра, 2006. - 868 с.

34 Ишмурзин, А.А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [Текст]: учеб. пособие / А.А. Ишмурзин. - Уфа: Изд-во УНИ, 1981. - 90 с.

35 Молоканов, Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки [Текст]: учеб. для техникумов / Ю.К. Молоканов. - М.: Химия, 1980. - 407 с.

36 Бочарников, В.Ф. Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования [Текст]. - В 2 томах. Т.1 / В.Ф. Бочарников. -М.: «Инфра-Инженерия», 2015. - 576 с.

37 Бочарников, В.Ф. Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования [Текст]. - В 2 томах. Т.2 / В.Ф. Бочарников. -М.: «Инфра-Инженерия», 2015. - 576 с.

38 Поникаров, И. И. Расчеты машин и аппаратов химических производств и нефтегазопереработки [Текст]: примеры и задачи: учеб. пособие / И.И. Поникаров, С.И. Поникаров, С.В. Рачковский. - М.: Альфа-М, 2008. - 720 с.

39 Скобло, А.И. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии [Текст]: Учебник для вузов / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 725 с.

40 Ахияров, Р.Ж. Оценка экономической эффективности комплексной подготовки воды на предприятиях нефтедобычи [Текст] / Р.Ж. Ахияров, И.Г. Ибрагимов, А.Б. Лаптев, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, А.А. Алаев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2009. - № 2 (76). -С. 58-63.

41 Мотина, И.И. Коррозия и методы борьбы с коррозией оборудования переработки нефти [Текст] / Мотина, И.И., Латыпов О.Р. // Актуальные проблемы науки и техники: матер. V междунар. науч.-практ. конф. молодых ученых. -Уфа, 2012. - В 2 Т., Т.1. - С. 203-204.

42 Сандакова, К.А. Исследование коррозионной активности водной фазы эмульсии [Текст] / К.А. Сандакова, А.С. Тюсенков, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Матер. 63-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. -Уфа, 2012. - В 2 Кн., Кн. 1. - С. 230.

43 Гриднева, Н.К. Окислительно-восстановительные коррозионные процессы на металлической поверхности [Текст] / Н.К. Гриднева, О.Р. Латыпов, Л.А. Захаров // Матер. 65-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа, 2014. - В 2 Кн., Кн.1. - С. 243.

44 Латыпов, О.Р. Исследование влияния электрокинетического потенциала стали на ее скорость коррозии [Текст] / О.Р. Латыпов // Научное обозрение физико-математических и технических наук в XXI веке: матер. XIV междунар. науч.-практ. конф. - Москва, 2015. - № 2 (14). - С. 46-48.

45 Латыпов, О.Р. Бугай Д.Е., Рябухина В.Н. Защита нефтегазового оборудования от коррозии методом поляризации [Текст] / О.Р. Латыпов,

Д.Е. Бугай, В.Н. Рябухина // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 3 (101). - С. 155-164.

46 Latypov, O.R. Method of Controlling Electrochemical Parameters of Oil Industry Processing Liquids [Text] / O.R. Latypov, D.E. Bugai, E.V. Boev // Chemical and Petroleum Engineering. - July 2015. - Vol. 51, Issue 3. - P. 283-285.

47 Латыпов, О.Р. Влияние компонентов пластовой воды на скорость коррозии нефтепромыслового оборудования [Текст] / О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, В.Н. Рябухина // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2016. - № 1 (103). - С. 22-33.

48 Овчинникова, В.В. Защита нефтезаводского оборудования от щелевой коррозии в условиях действия ионов хлора [Текст] / Овчинникова В.В., О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Инновационные технологии в промышленности: образование, наука и производство: матер. Всеросс. науч.-практ. конф. с междунар. участием. - Уфа, 2016. - С. 408-409.

49 Миракян, С.М. Торможение электрохимической коррозии некоторыми карбо- и гетероциклическими соединениями [Текст] / С.М. Миракян, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, Г.З. Раскильдина, Р.Р. Чанышев, С.С. Злотский // БХЖ. - 2017. - Т. 24, № 1. - С. 15-17.

50 Латыпова, Д.Р. Оценка комплексной ингибиторной защиты от коррозии водооборотных систем установок гидрокрекинга [Текст] / Д.Р. Латыпова,

B.А. Мальцев, О.Р. Латыпов, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай // Нефтегазопереработка -2017: матер. Междунар. науч.-практ. конф. - Уфа, 2017. - С. 208-209.

51 Латыпова, Д.Р. Рекомендации по выбору материалов для проведения коррозионных испытаний в средах нефтепереработки [Текст] / Д.Р. Латыпова,

C.Е. Черепашкин, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Наука. Технология. Производство - 2017. Прикладная наука как инструмент развития нефтехимических производств: матер. Междунар. науч.-техн. конф. - Уфа, 2017. -С. 212-214.

52 Скорняков, В.И. Оценка защитных свойств ингибиторов коррозии в сероводородсодержащих средах [Текст] / В.И. Скорняков, О.Р. Латыпов // Матер.

68-й науч.-техн.конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа, 2017. - В 2 кн., Кн.1. - С. 374.

53 Миракян, С.М. Поляризационные исследования ингибирующей эффективности некоторых вторичных аминов [Текст] / С.М. Миракян, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, Г.З. Раскильдина // БХЖ. 2017. - Т. 24, № 2. - С. 42-45.

54 Миракян, С.М. Биоцидное действие аминов, содержащих гем-дихлорциклопропановый или диоксалановый фрагменты [Текст] / С.М. Миракян, О.Р. Латыпов, Ш.Ш. Джумаев, Г.З. Раскильдина, Д.Е. Бугай, С.С. Злотский // БХЖ.

- 2018. - Т. 25, № 1. - С. 99-101.

55 Боев, Е.В. Повышение качества водотопливных эмульсий [Текст] / Е.В. Боев, В.Г. Афанасенко, О.Р. Латыпов, С.Е. Черепашкин, Н.И. Боева // Уральский научный вестник. - 2018. - Vol.2, №4. - С. 19-22.

56 Скуридин, Н.Н. Формирование противокоррозионных пленок на металле нефтепромыслового оборудования методом поляризации технологических жидкостей [Текст] / Н.Н. Скуридин, Д.Р. Латыпова, М.Ю. Печенкина, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, В.Н. Рябухина // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №5. -С. 84-86.

57 Каган, Э.С. Производство и исследование биметаллических листов [Текст] / Э.С. Каган // Тяжелое машиностроение. - 1997. - №4. - С. 66-67.

58 Карташкин, Б.А. О кинетике процесса образования соединения при сварке в твердом состоянии однородных металлов [Текст] / Б.А. Карташкин, Э.С. Каракозов, М.Х. Шоршоров // Физика и химия обработки материалов. -1968.

- №3. - с.3-9.

59 Лихачев, В.А. Кооперативные деформационные процессы и локализация деформации [Текст] / В.А. Лихачев, В.Е. Панин, Е.Э. Засимчук // Киев: Наукова думка, 1989. - 320 с.

60 Красулин Ю.Л. О механизме образования соединения разнородных металлов в твердом состоянии [Текст] / Ю.Л. Красулин, М.Х. Шоршоров // Физика и химия обработки материалов. - 1967. - №1. - С. 89-97.

61 Владимиров, Н.Ф. Листовые плакированные стали [Текст] / Н.Ф. Владимиров, Г.Д. Мотовилина // Справочник «Судостроительные стали». -СПб: «Судостроение». - 2001. - С. 288-302.

62 Меандров, Т.В. Двухслойные коррозионно-стойкие стали за рубежом [Текст] / Т.В. Меандров. - М.: Металлургия, 1970. - 232 с.

63 Родионова, И.Г. Влияние способа изготовления двухслойных коррозионно-стойких сталей на их технологические и эксплуатационные характеристики [Текст] / И.Г. Родионова, О.Н. Бакланова, А.В. Амежнов и др. // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2011. - № 12. - С. 46-52.

64 Латыпова, Д.Р. Влияние рН солевого конденсата на развитие питтинговой коррозии алюминиевых сплавов [Текст] / Д.Р. Латыпова, С.Е. Черепашкин, Е.В. Боев, О.Р. Латыпов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - № 4 (114). - С. 73-84.

65 Ишбулдин, А.А. Защита от коррозии оборудования для первичной подготовки газа [Текст] / А.А. Ишбулдин, О.Р. Латыпов // «Экология и нефтегазовый комплекс»: матер. Междунар. науч.-практ. конф. - Атырау, 2018. -С. 304-308.

66 Ишбулдин, А.А. Защита от коррозии оборудования по подготовке газа [Текст] / А.А. Ишбулдин, О.Р. Латыпов // Матер. XXI Всеросс. студ. науч.-практ. конф. Нижневартовского государственного университета. - Нижневартовск, 2019.

- С. 315-319.

67 Баширов, Р.А. Контактная коррозия теплообменного оборудования [Текст] / Р.А. Баширов, Х.К. Джумабаев, О.Р. Латыпов // Матер. 71-й науч.-технич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - В 2 т., Т.1. - Уфа, 2020.

- С. 238.

68 Печенкина, М.Ю. Изучение коррозионной стойкости поверхностных структур, образующихся на поверхности низколегированной стали в присутствии католита [Текст] / М.Ю. Печенкина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Нефтегазовое дело. - 2020. - Т. 18, № 3. - С. 89-96.

69 Кравцов, В.В. Коррозия и защита нефтезаводского и нефтехимического оборудования [Текст] / В.В. Кравцов, О.Р. Латыпов, О.А. Макаренко, И.Г. Ибрагимов. - М.: Химия, 2010. - 344 с.

70 Бугай, Д.Е. Коррозионно-стойкие материалы [Текст] / Д.Е. Бугай, О.Р. Латыпов, С.Е. Черепашкин - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2012. - 197 с.

71 Латыпов, О.Р. Ингибиторы коррозии в нефтегазовой промышленности [Текст] / О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. - 74 с.

72 Черепашкин, С.Е. Методы коррозионных исследований [Текст] / С.Е. Черепашкин, О.Р. Латыпов, В.В. Кравцов. - Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. - 86 с.

73 Латыпов, О.Р. Применение ингибиторов для защиты нефтепромысловых объектов от коррозии [Текст] / О.Р. Латыпов. - Уфа: ООО «Монография», 2016. - 142 с.

74 Черепашкин, С.Е. Методы исследования коррозии оборудования нефтегазового комплекса [Текст] / С.Е. Черепашкин, О.Р. Латыпов, В.В. Кравцов. - Уфа: ООО «Монография», 2016. - 104 с.

75 Латыпов, О.Р. Поляризационные исследования металлов и сплавов [Текст] / О.Р. Латыпов, А.С. Тюсенков, С.Е. Черепашкин, Д.Е. Бугай. - Уфа: ООО «Монография», 2017. - 136 с.

76 Латыпова, Д.Р. Защита от коррозии строительных конструкций на нефтегазовых предприятиях [Текст] / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов. -Уфа: Издательство УГНТУ, 2018. - 134 с.

77 Латыпов, О.Р. Эксплуатация нефтегазового оборудования в агрессивных средах [Текст] / О.Р. Латыпов. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2018. -151 с.

78 Кравцов, В.В. Коррозия титана [Текст] / В.В. Кравцов, О.Р. Латыпов, Д.Ю. Валекжанин, Л.А. Захаров. - СПб.: ООО «Недра», 2020. - 224 с.

79 Латыпова, Д.Р. Влияние электродного потенциала на глубину проникновения питтинговой коррозии в поверхностные структуры плакированной стали [Текст] / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Нанотехнологии в строительстве. - 2018. - Том 10, № 3. - С. 167-178.

80 Латыпова, Д.Р. Влияние температуры водносолевого раствора на развитие питтинговой коррозии [Текст] / Д.Р. Латыпова // Нефтегазовое дело. -

2019. - Т.17, № 3. - С. 68-73.

81 Латыпова, Д.Р. Исследование коррозии контактной пары сталей 09Г2С/12Х18Н10Т в технологических средах колонного оборудования [Текст] / Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай, О.Р. Латыпов, В.Н. Рябухина // Нефтегазовое дело. -

2020. - Т. 18, № 6. - С. 122-129.

82 Калимуллина, Э.Р. Предупреждение контактной коррозии теплообменного оборудования в кислородосодержащих минерализованных средах [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2017: материалы Международной научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. - В 2-х т. - Т. 1. -С. 357-359.

83 Дайрова, К.Н. Защита от питтинговой коррозии колонны гидроочистки дизельного топлива [Текст] / К.Н. Дайрова, Д.Р. Латыпова // Нефтегазопереработка - 2017: материалы Международной научно-практической конференции. -Уфа: Издательство ГУП ИНХП РБ, 2017. - С. 209-210.

84 Дайрова, К.Н. Изучение питтинговой коррозии колонны гидроочистки дизельного топлива [Текст] / К.Н. Дайрова, Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай // Материалы 68-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2017. - В 2 кн. - Кн.1. - С. 341.

85 Калимуллина, Э.Р. Развитие контактной коррозии в кислородосодержащих минерализованных средах [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Материалы 68-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. -Уфа: Издательство УГНТУ, 2017. - В 2 кн. - Кн.1. - С. 352.

86 Овчинникова, В.В. Щелевая коррозия нефтезаводского оборудования в условиях действия ионов хлора [Текст] / В.В. Овчинникова, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Материалы 68-й научно-технической конференции

студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2017. - В 2 кн. - Кн.1. - С. 365.

87 Калимуллина, Э.Р. Защита холодильного оборудования от локальной коррозии [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов // Материалы 69-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. - В 2 т. - Т.1. - С. 395.

88 Муканова, С.С. Влияние температуры на скорость шплинтовой коррозии нефтеперерабатывающего оборудования, выполненного из нержавеющих сталей [Текст] / С.С. Муканова, Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай // Материалы 69-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. - В 2 т. - Т.1. - С. 409.

89 Латыпова, Д.Р. Контактная коррозия плакированного слоя атмосферной колонны [Текст] / Д.Р. Латыпова // Современные технологии в образовании и промышленности: от теории к практике: материалы II Внутривузовской научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2018. - С. 165-167.

90 Латыпова, Д.Р. Изучение влияния температуры хлоридного раствора на развитие питтинговой коррозии нержавеющих сталей [Текст] / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Актуальные проблемы освоения месторождении нефти и газа приарктических территорий России: материалы Всероссийской научно-практической конференции. - Архангельск: САФУ, 2018. - С. 125-127.

91 Калимуллина, Э.Р. Локальная коррозия теплообменного оборудования [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова // Малоотходные, ресурсосберегающие химические технологии и экологическая безопасность: материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2018. - С. 166-169.

92 Латыпова, Д.Р. Влияние температуры среды на глубину питтинговой коррозии нержавеющих сталей [Текст] / Д.Р. Латыпова // Малоотходные, ресурсосберегающие химические технологии и экологическая безопасность:

материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2018. - С. 176-178.

93 Муканова, С.С. Питтинговая коррозия установки первичной переработки нефти [Текст] / С.С. Муканова, Д.Р. Латыпова // Малоотходные, ресурсосберегающие химические технологии и экологическая безопасность: материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2018. - С. 182-184.

94 Латыпова, Д.Р. Влияние температуры на глубину питтинговой коррозии нефтеперерабатывающего оборудования, выполненного из нержавеющих сталей [Текст] / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов // Актуальные проблемы науки и техники - 2018: материалы XI Международной научно-практической конференции молодых ученых. - Уфа: Изд-во «УГНТУ», 2018. - В 2 т. - Т.2. - С. 75-78.

95 Калимуллина, Э.Р. Влияние электродного потенциала стали на скорость контактной коррозии холодильного оборудования [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай, О.Р. Латыпов // Наука. Технология. Производство - 2019: материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 100-летию Республики Башкортостан. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. - С. 164-165.

96 Калимуллина, Э.Р. Изучение контактной коррозии холодильного оборудования [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов // Материалы 70-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. - В 2 т., Т.1. - С. 269.

97 Муканова, С.С. Оценка коррозионной стойкости сталей различных классов в среде хлороводорода [Текст] / С.С. Муканова, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов // Материалы 70-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. - В 2 т., Т.1. - С. 272.

98 Латыпова, Д.Р. Локальная коррозия нержавеющей стали в колоннах АТ и АВТ [Текст] / Д.Р. Латыпова, С.С. Муканова // Современные технологии в

нефтегазовом деле - 2019: материалы Международной научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. - В 2 т., Т.2. - С. 15-17.

99 Калимуллина, Э.Р. Влияние рН водно-солевого раствора на скорость контактной коррозии теплообменного оборудования [Текст] / Э.Р. Калимуллина, Д.Р. Латыпова // Новые технологии - нефтегазовому региону: материалы Международной научно-практической конференции. - Тюмень, 2019. - В 4 т., Т.3. - С. 105-106.

100 Латыпова, Д.Р. Изменение структуры коррозионно-стойкой стали в присутствии хлороводорода [Текст] / Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай // Материалы 71-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - В 2 т., Т.1. - Уфа, 2020. - С. 246.

101 Распутина, Е.А. Исследование влияния природы коррозионных агентов на структуру коррозионно-стойкой стали [Текст] / Е.А. Распутина, Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Материалы 71-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - В 2 т., Т.1. - Уфа, 2020. -С. 249.

102 Латыпова, Д.Р. Исследование питтинговой коррозии колонного оборудования, выполненного из коррозионно-стойкой стали [Текст] / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай // Современные технологии: достижения и инновации-2020: материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа, 2020. - С. 210-212.

103 Latypova, D.R. Method of investigation of local corrosion processes on samples from clad steel [Text] / Dina Latypova, Oleg Latypov // Corrosion in the Oil & Gas Industry 2020: E3S Web of Conferences 225, 01005 (2021). https://doi.org/10.1051/e3sconf/202122501005.

104 Латыпова, Д.Р. Методы исследования структуры металлов и сплавов [Текст]: учеб. пособие / Д.Р. Латыпова, О.Р. Латыпов, Д.Е. Бугай, А.Б. Лаптев. -Уфа: УНПЦ «Издательство УГНТУ», 2021. - 81 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Справка о внедрении результатов исследования

VTTT

www.corrosion.su

УФИМСКОЕ

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Тел.: [phone], e-mail: uttp®mall.ru 450029, РФ. РБ. г.Уфа, ул. Грибоедова. 2

ОГРН 1030204436195. Свидетельство о регистрации 02 № 0223646 выдано Межрайонной ИФНС № 33 по РБ 05.11.1999г.

№ 20/10/05 на №

от 05.10.2020г. от

СПРАВКА

о внедрении результатов исследования

По месту требования

Согласно методики, разработанной аспирантом кафедры «Материаловедение и защита от коррозии» ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Д.Р. Латыповой, на стенде производства ООО «Уфимское технико-технологическое предприятие» (ООО «УТТП») в условиях нефтеперерабатывающего предприятия были проведены опытно-промышленные гравиметрические испытания образцов для оценки правильности значений установленных критериев повышения концентрации ингибитора коррозии для предотвращения контактной коррозии.

Рекомендуемое повышение концентрации ингибитора коррозии, в соответствие с предложенными критериями, позволило достичь требуемой скорости коррозии, не превышающей 0,1 мм/год для низколегированной стали 09Г2С в коррозионной среде нефтегазового оборудования. Химический анализ оборотной воды после проведения испытаний позволил заметить уменьшение концентрации ионов трехвалентного железа при дозировке ингибитора коррозии 30 г/т в 7,6 раз, что свидетельствует о снижении скорости коррозии нефтегазового оборудования, детали которо го имели контакт сталей 09Г2С и 08X13.

Директор ООО «УТТП»

ИНН 0277043678 КПП 027701001 р/сч. 40702810106020001300 кор/сч 30101811

А.В. Голубев

1598 СБЕРБАНКА РОССИИ Г. УФА БИК 048073601

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Справка о разработке методики МЛИ-05-02-50805950-2020

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «УФИМСКОЕ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ»

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический

университет»

Кафедра «Материаловедение и защита от коррозии»

МЕТОДИКА ЛАБОРАТОРНЫХ ИСПЫТАНИЙ КОНТАКТНОЙ КОРРОЗИИ УГЛЕРОДИСТОЙ И КОРРОЗИОННОСТОЙКОЙ СТАЛЕЙ

УТВЕРЖДАЮ

МЛИ-05-02-50805950-2020

Разработчики:

Преподаватель

Латыпова ДР.

ФГБОУ ВО «УГНТУ»

УФА - 2020

Введение

Настоящая методика МЛИ-05-02-50805950-2020 «Методика лабораторных испытаний контактной коррозии углеродистой и коррозионностойкой сталей» (далее - Методика) разработана совместно с предприятием-исполнителем ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра «Материаловедение и защита от коррозии», г. Уфа.

Методика предназначена для обязательного применения структурными подразделениями компании ООО «Уфимское технико-технологическое предприятие» на объектах сервисного обслуживания.

Данная Методика предназначена для персонала, ответственного за проведение мониторинга коррозии производственных объектов. Персонал должен быть обучен правилам пожарной безопасности, электробезопасности, технике безопасности в соответствии с требованиями организации, на объектах которой выполняется мониторинг.

К работе допускаются лица не моложе 18 лет. Противопоказаниями являются заболевания, препятствующие выполнению работ на открытом воздухе и передвижению пешком по пересеченной местности.

Методика МЛИ-05-02-50805950-2020 «Методика лабораторных испытаний контактной коррозии углеродистой и коррозионностойкой сталей» введена в действие с «01» июня 2020 г.

Методика испытаний заключается в определении потери массы образцов-свидетелей, выполненных из низколегированной стали 09Г2С, находящейся в контакте с коррозионно-стойкой сталью аустенитного класса 12Х18Н10Т или ферритного класса 08X13, после экспозиции в коррозионной среде.

Порядок проведения испытания

1 Стальные образцы с тщательно подготовленной поверхностью помещают в зонд стенда с коррозионной средой. Начало испытания отсчитывается с момента контакта образцов с раствором (открытие вентиля зонда).

2 Концентрация ингибитора устанавливается программой испытаний.

3 После завершения экспозиции образцов, провести визуальный осмотр их поверхности: определить наличие и цвет продуктов коррозии, после удаления продуктов коррозии - характер коррозии (общая или локальная).

4 Для определения потери массы образцов их поверхность должна быть подвергнута очистке в следующей последовательности:

4.1 Рыхлые продукты коррозии удалять резиновым шпателем и растворителем;

4.2 Плотные пленки из продуктов коррозии удалять травильными растворами, не взаимодействующими с основным металлом;

4.3 После удаления пленок стальные образцы промыть водопроводной и дистиллированной водой, высушить с помощью фильтровальной бумаги, обезжирить ацетоном, выдержать в эксикаторе с влагопоглотителем в течение одного часа и взвесить на аналитических весах с точностью до 0,0001 г.

5 Скорость коррозии рассчитать по массовому показателю

Кт = г/(м2-ч), (1)

Температура раствора, °С

-09Г2С / 08X13 -09Г2С / 12Х18Н10Т

-Допустимое значение -09Г2С

Рисунок 2 - Зависимость требуемой концентрации ингибитора коррозии от

температуры раствора

По данной зависимости у = 12,336 е°0191х (х - температура коррозионной среды, °С), рассчитать требуемую концентрацию ингибитора коррозии при наличии контакта разнородных металлов или сплавов.

Скорость коррозии не должна превысить 0,1 мм/год.

Пример оценки требуемой концентрации ингибитора показан в Приложении.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Пример оценки требуемой концентрации ингибитора коррозии

В Таблицах 1-3 представлены результаты определения скорости коррозии и эффективности ингибитора коррозии в зависимости от наличия / отсутствия контакта стали 09Г2С с коррозионно-стойкими сталями при различной температуре и его дозировке. На Рисунках 3-5 показана графическая интерпретация результатов испытания.

Таблица 1 - Зависимость влияния температуры и наличия контакта на

эффективности ингибитора коррозии при его дозировке 20 г/т

Вид контактной пары образцов

09Г2С 09Г2С/08X13 09Г2С / 12Х18Н10Т

Темпе ратура раство ра, °С Скорость коррозии, мм/год Эффек тивнос Скорость коррозии, мм/год Эффект явность ингибит ора коррози и,% Скорость коррозии, мм/год Эффектов ность ингибитор а коррозии, %

контр ОЛЬ с ингибитором ть ингиби тора корроз ии, % контрол ь с инги-биторо м контрол ь с ингибиторе м

20 0,530 0,037 93 0,663 0,106 84 0,796 0,223 72

30 0,640 0,070 89 0,655 0,138 79 0,824 0,288 65

50 0,811 0,146 82 1,271 0,483 62 1,485 0,728 51

70 1.096 0,208 81 0,826 0,281 66 1,224 0,331 73

§ 0,7

2 И 0,6

я 0,5

Ь сх 0,4

о,

§ 0,3

д

Б с 0,2

о.

И и 0,1

0

20 30 50

Температура раствора, °С ■ 09Г2С П09Г2С/08X13 И09Г2С / 12Х18Н10Т

70

Рисунок 3 - Зависимость скорости контактной коррозии стали 09Г2С от температуры раствора с ингибитором коррозии концентрации 20 г/т

Согласно Рисунку 3 видно, что наличие контактной пары низколегированной стали с коррозионно-стойкой способствует значительному увеличению скорости ее коррозии. С ростом температуры среды до 50 °С несмотря на достаточно высокую эффективность ингибитора (более 80 %) при концентрации 20 г/т, скорость коррозии контрольных образцов из стали 09Г2С превышает допустимое значение, рекомендуемое для углеродистых сталей (0,1 мм/год). В контактной паре 09Г2С / 08X13 даже в среде с ингибитором скорость коррозии увеличивается в 3,3 раза, а в паре 09Г2С / 12Х18Н10Т - почти в 5 раз. Это вызвано появлением локальных коррозионных элементов на поверхности коррозионно-стойких сталей и частичным растворением пассивной пленки вследствие присутствия активных анионов (С7~ и НСОз'), что приводит к увеличению разности электродных потенциалов между компонентами контактной пары и, соответственно, к росту тока коррозии на анодном компоненте. При 70 °С концентрация диоксида углерода в растворе снижается за счет уменьшения растворимости

газа, что способствует поляризации стали 09Г2С и пассивации стали 12Х18Н10Т, в результате чего скорость коррозии обеих сталей снижается.

Таблица 2 - Зависимость влияния температуры и наличия контакта на эффективность ингибитора коррозии при его дозировке 30 г/т

Вид контактной пары образцов

09Г2С 09Г2С/08X13 09Г2С/ 12Х18Н10Т

Темпе ратура раство ра, °С Скорость коррозии, мм/год Эффек тивнос Скорость коррозии, мм/год Эффект ивность ингиби тора коррози и, % Скорость коррозии, мм/год Эффекта вность ингибито ра коррозии , %

контр ОЛЬ с ингибитором ть ингиби тора корроз ии, % контрол ь с инги-биторо м контрол ь с ингибитором

20 0,530 0,011 98 0,663 0,020 97 0,796 0,135 83

30 0.640 0.038 94 0,655 0,033 95 0.824 0,165 80

50 0.811 0.097 88 1,271 0,089 93 1,485 0,327 78

70 1,096 0,186 83 0,826 0,091 89 1,224 0,196 84

0,35

| 0,3 |

■

ц ллли

20 30 50 70

Температура раствора, "С ■ 09Г2С П09Г2С/08X13 И09Г2С / 12Х18Н10Т

Рисунок 4 - Зависимость скорости контактной коррозии стали 09Г2С от температуры раствора с ингибитором коррозии концентрации 30 г/т

По Рисунку 4 можно установить, что концентрация ингибитора коррозии 30 г/т является достаточной для снижения скорости коррозии контактной пары 09Г2С / 08X13. Однако ее контакт со сталью аустенитного класса, за счет существенной разности потенциалов, не позволяет достичь значений допустимой скорости коррозии во всем интервале температур. Кроме этого, из-за высокой скорости диффузии коррозионных компонентов к поверхности стали 09Г2С при температуре 70 °С ее скорость коррозии превышает допустимые значения практически в 2 раза, что требует дальнейшего повышения концентрации ингибитора коррозии.

Таблица 3 - Зависимость влияния температуры и наличия контакта на

эффективности ингибитора коррозии при его дозировке 50 г/т

Вид контактной пары образцов

09Г2С 09Г2С/08X13 09Г2С/ 12Х18Н10Т

Темпе ратура раство ра, °С Скорость коррозии, мм/год Эффек тивнос Скорость коррозии, мм/год Эффек тивно Скорость коррозии, мм/год Эффекта вность ингибито ра коррозии ,%

контр ОЛЬ с ингибитором ть ингиби тора корроз ии, % контр ОЛЬ с ингибитором сть ингиб итора корроз ии, % контроль с ингибитором

20 0,530 0,011 98 0,663 0,013 98 0,796 0,056 93

30 0,640 0,032 95 0,655 0,026 96 0,824 0,056 93

50 0,811 0,057 93 1,271 0,076 94 1,485 0,089 94

70 1,096 0,099 91 0,826 0,041 95 1,224 0,061 95

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Справка о внедрении результатов исследования в учебный процесс

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

(К

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ФГБОУ ВО "УГНТУ")

ул. Космонавтов, 1, г. Уфа, Республика Башкортостан. 450064. Тел.: [phone], факс: [phone]. ЫЮУ/жи ИНН 0277006179, ОГРН 1020203079016, ОКПО 02069450, КПП 027701001

На №_от_

Г

и

г

СПРАВКА

Результаты исследований, полученные при личном участии аспиранта кафедры «Материаловедение и защита от коррозии» Уфимского государственного нефтяного технического университета Латыповой Дины Ринатовны, подтверждающие, что у стали ферритного класса, в отличие от аустенитного, в интервале температур 70-90°С выявлено усиление растворения ферритной фазы и выделение карбидов хрома по границам зерен. Присутствие в среде СО2 при коррозии контактных пар из низколегированной и высоколегированных сталей провоцирует развитие точечной и язвенной коррозии в области их контакта на поверхности низколегированной стали. Показано, что максимальная глубина питтингов на поверхности сталей 08X13 и 12Х18Н10Т достигается при значениях электродных потенциалов, находящихся в областях начала пассивации и перепасивации.

Разработанный соискателем способ используется в лабораторных работах по дисциплине «Коррозионностойкие материалы» при обучении студентов ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технического университет» по направлению 18.04.02 «Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии» в рамках программы подготовки магистрантов «Антикоррозионная защита оборудования и сооружений».

Проректор по научной и инновационной работе

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Зависимости потенциала от тока, зависимости логарифма тока от потенциала (поляризационные кривые) в модели пластовой воды различного состава, полученные с помощью потенциостата «IPC Pro-M»

0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10

l,mA

Рисунок Г.1 - Поляризационная кривая для стали 09Г2С в МПВ №1

0,001 0,01 0,1 1 10

|,тА

Рисунок Г.3 - Поляризационная кривая для стали 09Г2С в МПВ №3

0,0001 0,001 0,01 0,1 1

1,тА

Рисунок Г.5 - Поляризационная кривая для стали 09Г2С в МПВ №5

0,001 0,01 0,1 1 10

1,тА

1,тА

Рисунок Г.7 - Поляризационная кривая для стали 09Г2С в МПВ №7

! !

*-♦-*-♦ *-»■ * « »^ММШШ.""—^"

I

1

0,001 0,01 0,1 1 10

1,тА