автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.03, диссертация на тему:Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти

На правах рукописи

СОКОЛОВ Владимир Леонидович

СИСТЕМА ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

05 17 03 - Технология электрохимических процессов и защита от коррозии

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук

иил71956

Санкт-Петербург 2008 г.

003171956

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт нефтехимических процессов» (Санкт-Петербург) Научный руководитель: доктор технических наук,

старший научный сотрудник Бурлов Владислав Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор химических наук,

профессор Афанасьев Борис Николаевич

доктор химических наук,

старший научный сотрудник Андреев Николай Николаевич

Ведущая организация: ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти»

Защита состоится «17» июня 2008г в «11» часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 230 08 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет)" по адресу 190013, Санкт-Петербург, Московский пр , 26 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СПбГТИ (ТУ) Отзывы и замечания, заверенные печатью, просим направлять в адрес совета

Автореферат разослан «/£>> мая 2008 г

Ученый секретарь, к т н

С А Лаврищева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В России потери от коррозии составляют около 12 % национального дохода, при этом на топливно-энергетический комплекс приходится 20% потерь Срок службы установок большинства нефтеперерабатывающих заводов превышает нормативный в 2-3 раза и требует замены оборудования Металл оборудования установок первичной переработки нефти при эксплуатации подвергается совокупному воздействию высоких температур и давлений, коррозионно-агрессивных соединений, механических нагрузок и т д, приводящих к ухудшению его коррозионной стойкости и механических свойств и, как следствие, зачастую, к внезапному разрушению и аварийным ситуациям

Коррозионная стойкость металла определяется средой, в которой он эксплуатируется Однако в литературе отсутствуют данные о коррозионной стойкости различных металлов в средах, соответствующих первичной переработке нефти и в конденсатах пропаривания, высокая агрессивность которых определяет вероятность возникновения и дальнейшего развития питтингов на металлах в период остановки и эксплуатации оборудования и требует разработки новых систем ингибиторной защиты Схема ингибиторной защиты отдельных блоков, а также полностью тел колонн в мировой практике не разработана Проведение систематических исследований коррозионной стойкости материалов, выбор эффективных ингибиторов коррозии позволяет сделать рекомендации по новым системам защиты от коррозии в различных режимах эксплуатации установок первичной переработки нефти

Работа выполнена в соответствии с планами НИР ОАО «ВНИИНефтехим» и договорами с ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез»»

Цель работы Изучить коррозионную стойкость сталей в агрессивной среде, возникающей при эксплуатации установок первичной переработки нефти, а также конденсатах пропаривания и выявить факторы, позволяющие снизить коррозию конструкционных материалов Для достижения этой цели следовало решить следующие задачи

1 Исследовать химическими и электрохимическими методами питтингостой-кость легированных сталей в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания оборудования, и в рабочем режиме эксплуатации установок

2 Исследовать химическими и электрохимическими методами эффективность ингибиторов общей и питгинговой коррозии стали 08X13

3 Разработать принципы и схемы ингибиторной защиты оборудования всех блоков установок первичной переработки нефти в рабочем режиме эксплуатации на примере Киришского нефтеперерабатывающего завода Научная новизна.

1 Химическими и электрохимическими методами исследована коррозионная стойкость ряда сталей в водных растворах электролитов, моделирующих /

конденсаты пропаривания, и в рабочем режиме эксплуатации Установлено, что наибольшей стойкостью обладает сталь 015Х18М2Б В наибольшей степени питтинговой коррозии подвергается сталь 08X13 (материал плакирующих слоев), что является одной из главных причин коррозионного растрескивания плакирующих слоев, сварных швов и околошовных зон во всех аппаратах, изготовленных из биметаллов

2 Изучена эффективность ряда промышленных неорганических и органических ингибиторов коррозии стали 08X13 Показано, что наиболее эффективными ингибиторами являются нитрит натрия и нитрит дициклогексиламина (НДА) Обнаружен синергетический эффект при применении НДА в смеси с триполифосфатом натрия

3 Установлено, что при введении высокоэффективных ингибиторов питтинго-стойкость стали 08X13 близка к сталям, легированным молибденом 015Х18М2Б и 10Х17ШЗМЗТ

4 Предложена новая схема ввода ингибиторов в рабочем режиме эксплуатации колонн первичной переработки нефти, обеспечивающей защиту от коррозии оборудования всех блоков установки

Практическая ценность. В результате коррозионного мониторинга, анализа коррозионного состояния действующего оборудования установок первичной переработки нефти и коррозионных испытаний сталей, проведенных различными методами, обоснована необходимость корректировки проектных нормативов в части выбора конструкционных металлов при изготовлении и ремонте оборудования Показано, что выбор стали 08X13 в качестве плакирующего материала недостаточно обоснован в связи с ее высокой склонностью к локальным видам коррозии во всех режимах эксплуатации установок

В результате испытаний различными методами показана целесообразность использования сталей ферритного класса типа 015Х18М2Б, обладающих высокой питтингостойкостью, в качестве материала плакирующего слоя взамен стали 08X13 Разработана программа опытно-промышленных испытаний ингибиторов питтинговой и общей коррозии стали 08X13 при пропаривании атмосферной колонны установки АВТ-2 Киришского НПЗ Планируется поэтапное внедрение новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти

Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения новой схемы применения ингибиторов коррозии на установках первичной переработки нефти составляет 102 млн руб на 1 млн тонн перерабатываемой нефти или ~1840 млн руб для годового объема переработки нефти на Киришском НПЗ На защиту выносятся:

1 Экспериментальные данные по коррозионной стойкости различных сталей в агрессивных средах, соответствующих первичной переработке нефти, и конденсатах пропаривания

2 Результаты испытаний различных ингибиторов и их смесей

3 Разработка новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти

Публикации По теме диссертации опубликовано 10 работ, в т ч 5 статей, 2 тезиса 2-х докладов и 3 доклада на международных конференциях Апробация работы

Основные результаты работы доложены на 25-й Европейской конференции по акустико-эмиссионному методу (Прага, 11-13 сент 2002г), 6-м, 7-м и 8-м Международных форумах "Топливно-энергетический комплекс России" (Санкт-Петербург, 11-13 апр 2006г, 10-12 апр 2007г), 9-й Международной научно-практической конференции "Защита от коррозии Новые материалы и технологии защиты от коррозии" (Санкт-Петербург, 31 мая - 1июня 2006г), международной научно-практической конференции "Нефтегазопере-работка и нефтехимия-2006" (Уфа, 23-26 мая 2006г), отраслевом совещании главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (Кири-ши, 6-10 дек 2004г ) (3 доклада)

Объем диссертации Диссертация состоит из введения, 4 глав, выводов и библиографического списка, включающего 290 ссылок на отечественных и зарубежных авторов (на 30 стр ), 5 приложений (на 25 стр ), содержит 141 стр , в тч 19 таблиц и 40 рисунков

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи работы, научная новизна, практическая ценность и дана общая характеристика диссертации

Глава 1 состоит из 2-х разделов и представляет собой литературный обзор, в котором систематизированы сведения о коррозионном контроле (мониторинге) и методах диагностики оборудования добычи и переработки углеводородного сырья Обобщена информация об ингибиторной защите установок первичной переработки нефти в рабочем режиме эксплуатации Приведены сведения об ингибиторах питтинговой коррозии, рекомендованных для различных агрессивных сред

Глава 2 посвящена методам экспериментальной работы Промышленные коррозионные испытания проводились в рабочем режиме эксплуатации действующих установок Продолжительность испытаний составляла межремонтный пробег установок - от 1,5 до 2,3 лет Металлические образцы размещались в рабочих средах колонного, емкостного и конденсаци-онно-холодильного оборудования либо в коррозионных зондах, постоянно вмонтированных в аппараты, либо на специально изготовленных подвесках (крючках и т п ), встроенных в аппараты во время ремонта Оценка скорости общей коррозии проводилось по общепринятым методам и формулам

Металлографические исследования металлов проводились на микроскопах "Neophot-21" и "Axivert" фирмы Zeiss (Германия) Изображения поверхности металлов после коррозионных испытаний и вырезок из промышленного обо-

б

рудования получены на оптическом микроскопе видеокамеры " Baumer" высокого разрешения

Оценка стойкости сталей к питтинговой коррозии и эффективности ингибиторов питтингообразования на стали 08X13 проводилась по химическому и электрохимическому методам (гальваностатической и потонциодинамической поляризацией) в 2-х растворах электролитов pH ~4,5, моделирующих конденсаты пропаривания

1. [СП = [SO/" ] = 250 мг/дм3, [S2032-] = 25 мг/дм3, 2 [СП = [S042"]= 500 мг/дм3, [S2032" ] = 50 мг/дм3

Продолжительность испытаний химическим методом при температуре 20± 1°С составляла ~400 ч В качестве характеристик питтинговой коррозии принято среднее число питтингов на поверхности образца, глубина (h ) и диаметр (d), в мм, самого глубокого питтинга

По электрохимическому методу определены основные характеристики пит-тингостойкости Е,ог - потенциал свободной коррозии, Ерс, Еь, Егр - граничные потенциалы питтинговой коррозии, ДЕрс - основной, АЕь, ДЕгр - дополнительные базисы питтингостойкости Потенциодинамические кривые поляризации снимались в естественно аэрируемых модельных растворах на потенциостате IPC-Pro с двухкоординатным самописцем ПДА-1 в открытой стеклянной трехэлектродной ячейке ЯСЭ-4 В качестве задатчика потенциала и постоянного тока использовался программатор ПР-8

Анализы коррозионно-агрессивных соединений в нефти и нефтепродуктах проводились по гостированным методам Содержание HCl и H2S в газах определялось в пробоотборниках по специальным методикам, аттестованным ВНИИМетрологии им Д И Менделеева В конденсатах пропаривания и в отложениях содержание железа, хлоридов, общей серы, сульфидов, гидросульфидов, сульфатов, тиосульфатов анализировалось по специально разработанным методикам

Коррозионные разрушения конструкционных металлов и агрессивность технологических потоков в действующем оборудовании установок первичной переработки нефти.

Коррозионные проблемы на установках первичной переработки нефти определяются совокупным воздействием на металл технологических сред на всех этапах эксплуатации Агрессивность отложений в аппаратах и конденсатов пропаривания установок сопоставимы с коррозионной агрессивностью нефти и перерабатываемых технологических сред (таблица 1).

Нами установлено, что наличие ионов Fe2+'3+ в отложениях далеко не всегда свидетельствует о сплошной, сцепленной с поверхностью металла, пленки оксидов и сульфидов, экранирующей металл от дальнейшего растворения Несплошная, отслаивающаяся пленка может увеличить скорость общей коррозии за счет того, что анодный процесс растворения локализован на чистом металле, а катодный - распределен по всей поверхности, включая часть, покрытую отложениями

Таблица 1

Содержание агрессивных соединений в технологических средах_

Среда рНвв Содержание агрессивных соединений

СГ, мг/дм3 Бобщ > % мае Н20, % об

Нефть сырая | ДО 5,8 до 56 до 2 до 2

Нефть обессспенная | до 5,6 до 6 до 2 до 0,2

Нефть отбензиненная | до 6,8 до 25 до 1,4 отс

Состав отложений в колоннах переработки нефти

Определяемые компоненты, % мае

РН г с ^обШ Б Б042" СГ

3,3 - 6,5 до 55 до 28 до 24 до 20 до 0,8

Состав конденсатов пропаривания колонн

Определяемые компоненты, иг/дм"*

рН Ре2+^ Б"' | Б042' БО/ СГ

3,2-6,3 до 170 до 4,9 | до 800 до 95 до 17 до 2300

Тиосульфат- и политионат-ионы являются активаторами шптингообразова-ния и коррозионного растрескивания Хлориды действуют аналогично сульфатам Однако необходимо учитывать не только большую коррозионную активность хлорид-ионов, но и их роль подкислителей и активаторов питтингообра-зования Детальное исследование коррозионно-активных сред позволило определить состав растворов, моделирующих конденсаты пропаривания, для использования в электрохимических исследованиях

Отложения различной природы и происхождения и оставшиеся на стенках оборудования конденсаты пропаривания могут не только интенсифицировать, но и изменить характер коррозионных процессов при последующей эксплуатации установок в рабочем режиме

В табл 2 приведены средние скорости коррозии образцов-свидетелей сталей по результатам неоднократно повторенных промышленных испытаний в колонном оборудовании установок завода Скорости коррозии образцов сталей в емкостях орошения колонн и в конденсаторах-холодильниках паров верха колонн близки к таковым в колоннах На всех сталях, в т ч углеродистой стали Ст20, зафиксированы питгинги, глубина которых весьма значительна Наибольшая скорость питтингообразования отмечается для стали 08X13 - основного материала плакирующих слоев колонн Зафиксированное образование питтингов на Ст20 в рабочем режиме, по-видимому, не связано с их зарождением (или образованием) на стадии пропаривания оборудования и определяется наличием на поверхности отложений, как сульфидов РеБ*, так и элементарной серы, способствующих образованию питтингов в рабочем режиме в результате протекания серии окислительно-восстановительных реакций, наиболее вероятными из которых, в соответствии с существующими представлениями, являются

Ре+ Н2Б + Н20 н> (Ш^ + Н30+ (1),

Ре (НБ'),

;-»(РеШ)+ +2е" 2+

(2),

(РеШ)+ +Н30+->Ре2++Н28 +Н20 (3), При наличии на поверхности отложений РеБх и элементарной серы РеБх + Б0 Ре8х+1 и Ре8х+1 + Н20 + 2е" -> Ре8х + Н8" + ОН', а также Б0 + 2ЬГ + 2е" Н28мс или Б0 + НГ + 2е' -> Ш и вслед за этим реакций (1-3) При пропаривании и последующем простое возможны следующие реакции

2РеБ + 4 '/Юг + 2Н20 -* Ре203 + 2Н2804 (4),

2Ре8 + 2 У2О2 + Н20 -► Ре2Оз + Н282Оз (5),

4Ре8 + 5 'ЛОг + Н20 -«- 2Ре203 + Н28„06

Реакции с 82032'.

БгОз ■+Н20

82032'+Н20-2е 82032" + Н+-е' 82032" + 6Н" + 4е"

БО?" + 8Н+ + бе-

Реакции с 804

Н28 + 8042" 8042" + 2ЬГ + 8° ШОз' + 8° 28° +ЗН20

Б0 + 4Н20

Реакции с политионатами (аналог (10))

84062'+ 12Н+ + 10е"

4Б" +6Н20

(6),

(7),

(8), (9), (Ю),

(И), (12)

Несложный расчет показывает, что при толщине плакирующего слоя (4-6 мм) углубляющийся питтинг, даже при неизменной скорости развития (табл 2) мог полностью разрушить плакировку до основного металла некоторых колонн за период эксплуатации

Таблица 2

Средние скорости коррозии образцов-свидетелей сталей по результатам многолетних промышленных испытаний в колоннах установок первичной переработки нефти Киришского

Колонна Скорость коррозии сталей, мм/год

Сталь Ст20 Сталь 08X13 15Х5М 12Х18Н10Т

Эвапорационная 0,04/0,05пт 0,03/0,07пт 0,002/0.09пт 0,001/0,02пт 0,02/0,0бпт 0,008/0,ОЗпт 0,002/0,03 пт 0,0007/0,02пт

Атмосферная 0.1 '/0.15пт 0,1/0,15пт 0,01/0,2 пт 0,004/0,02пт 0.01/0,12пт 0,006/0,02пт 0.005/0.05пТ! 0,002/0,02пт

Отпарная атмосферной (стриппинг) 0.05/0 1 пт 0,04/0,05пт 0,009/0,07пт 0,005/0,1пт 0.03/0,04пт 0,02/0,ОЗпт 0,002/0,04пт 0,001/0 02пт

Стабилизационная 0,06/0,07пт 0,03/0,04пт 0.02/0,12пт 0,008/0,07пт 0,03/0,04пт 0,02/0,ОЗпт 0,001/0.04пт 0,002/0,04пт

Вакуумная 0.02/0.06пт 0,03/0,6пт 0,001/0,0бпт 0,005/0,015пт 0,02/0,05пт 0,01/0,04пт 0.0005/0.03пт 0,005/0,02пт

Примечания Числитель - образец был размещен в верху аппарата, знаменатель - в низу 1 на АТ-б в отдельные периоды до 0,5 мм/год 1 на АТ-б- 0,025/0,1 пт

Присутствие в питтингах хлорид-, тиосульфат-, сульфид- и политионат-ионов из оставшихся на поверхности конденсатов пропаривания и постоянно нарастающих отложений, удалить которые при пропаривании никогда не уда-

ется, приводит, с учетом жестких условий эксплуатации (высокие температуры, давления, агрессивные соединений перерабатываемых сред, переменные нагрузки), к постепенной деградации структуры металла, снижению его конструкционной прочности и к коррозионному растрескиванию даже при относительно невысоком уровне внутренних и внешних напряжений.

Коррозионное разрушение сварных швов, околошовных зон и плакирующих слоев зафиксировано во всех колоннах. Трещины, образовавшиеся в результате растрескивания, распространялись до основного металла. Контакт среды с углеродистой сталью приводил к усилению ее общей коррозии, усугубляемой щелевым эффектом в узкой трещине. В колоннах из однослойной стали проблем, связанных с коррозионным растрескиванием, не отмечено. Однако значительная язвенная коррозия нижних днищ в них наблюдалась.

Металлографические исследования показали, что трещины были характерны для хлоридного растрескивания, распространялись как меж-, так и транс-кристаллитно (рис.1,2). В большинстве случаев растрескивание начиналось от питтингов. В среднем через 4-5 лет после обнаружения растрескивания сварных швов зафиксировано развитие трещин и язв всего плакирующего слоя (рис.2), вплоть до его полного отслоения от основного металла и обрушения.

Таким образом, реальные коррозионные проблемы, обнаруженные при эксплуатации установок переработки нефти, свидетельствуют о необоснованности и неудачном выборе стали 08X13 в качестве плакирующего материала колонного оборудования.

Рис. 1. Растрескивание аустенитного сварного шва нижнего днища атмосферной колонны установки АТ-б. х250.

Рис. 2. Трещина в плакирующем слое нижнего днища атмосферной колонны установки АТ-б. х200.

Система защиты от коррозии основного технологического оборудования установок первичной переработки нефти.

Для решения вопроса о выборе конструкционных металлов при проектировании и реконструкции установок проведены промышленные испытания и лабораторные исследования склонности высоколегированных сталей к питтин-говой коррозии. В результате лабораторных испытаний установлено, что наименьшей склонностью к питтинговой коррозии обладают стали 015Х18М2Б и 08Х21Н6М2Т, что было подтверждено промышленными результатами. В

табл 3 представлены результаты электрохимических исследований сталей, на рис 3 - кривые поляризации сталей 08X13, 015Х18М2Б и 08Х21Н6М2Т

Таблица 3

Результаты эчектрохимических исследований методами гальваностатической и потенцио-динамической поляризации склонности сталей к питтинговой коррозии в водном растворе рН ~4,5, содержащем С1 и 5042" в концентрациях по 500 мг/дм3 и ЭгОз2 - 50 мг/дм3

Сталь Электрохимические характеристики, В (±0,03 В)

Е,0г Ерс Еь Его ДЕРС АЕь АЕгр

Ст20 -0,51 Равномерная коррозия

09Г2С -0,53 То же

08X13 -0,30 -0,28 -0,26 -0,38 0,02 0,04 -0,08

015Х18М2Б 0,08 0,63" 0,82 -0,04 0,55 0,74 -0,12

08Х22Н6Т -0,09 0,01" 0,02 -0,13 0,10 0,11 -0,14

08Х21Н6М2Т 0,07 0,80" 1,37 0,17 0,73 1,30 0,10

12Х18Н10Т сенсибилизир -0,04 0,08 0,05 -0,06 0,12 0,09 -0,02

10Х17ШЗМЗТ сенсибилизр -0,06 0,20 0,23 0,11 0,26 0,29 0,17

Примечание определение Ерс вызывало опредепенные затруднения из-за колебаний потенциала (более 30 мВ) в ходе гальваностатической поляризации в интервале 0,3-1,5 А/м2

Рис 3 Потенциодинамическис (а,в,г) и гальваностатические (б) кривые поляризации сталей 08X13, 015X18М2Б и 08Х21Н6М2Т в водных растворах электролитов

-БО/ 500мг/дм3, С1 500мг/дм\ 82032 50мг/дм3

------- 8042"250мг/дм3,С1'250мг/дм3, 82032 25мг/дм3

По стойкости к питтинговой коррозии исследованные стали располагаются в ряд 08Х21Н6М2Т > 015Х18М2Б > 10X17H13M3T > 12Х18Н10Т > 08Х22Н6Т Полученные закономерности полностью согласуются с существующими квантовохимическими представлениями о влиянии на питганго-стойкость сталей легирующих элементов, являющихся, ввиду недостроенности d-орбит, акцепторами d-электронов железа Наиболее склонна к питтинговой коррозии ферритная сталь 08X13, что, по-видимому, определяется кристаллографическим типом структуры а - фазы железа и содержанием хрома на уровне критического

С учетом данных по пластичности сталь ферритного класса 015Х18М2Б может быть рекомендована в качестве плакирующего материала колонного оборудования, а стали 08Х21Н6М2Т и 10X17H13M3T - для изготовления оборудования взамен сталей типа XI8Н1 ОТ

В водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропарива-ния, стали Ст20 (и 09Г2С) подвергаются равномерной коррозии Питтинги на них не образуются

Одним из способов предотвращения локальной коррозии сосудов, является снижение питтингообразования стали 08X13 за счет применения ингибиторов коррозии на стадии пропаривания оборудования Этот метод является новым и позволяет замедлить процесс питтингообразования на всех последующих режимах работы Следует отметить, что не существует единой теории, объясняющей механизм образования питтинга Отсутствуют также четкие представления о химических классах веществ, способных быть ингибиторами коррозии В последние годы получила распространение новая концепция о роли комплексообразования анионов-активаторов в инициировании и ингибирова-нии питтинга (концепция нуклеофильного замещения) Зарождение и ингиби-рование питтинга представляется как процесс нуклеофильного замещения ли-гандов в поверхностных комплексах с металлом В связи с этим, способность вещества быть ингибитором определяется наличием в его составе нуклео-фильных анионов, способных вытеснять анионы-активаторы (например, хлориды) из поверхностного питтингообразующего комплекса с металлом Выбор ингибиторов для испытаний основан именно на этой концепции

Исследования эффективности ингибиторов питтинговой (и общей) коррозии проводились по химическому и электрохимическим методам (гальваностатической и потенциодинамической поляризации) на стали 08X13 Эффективность оценивалась по коэффициентам торможения питтинговой и общей коррозии

В табл 4 представлены электрохимические характеристики некоторых из исследованных соединений, на рис 4 - кривые поляризации в присутствии ингибиторов Все ингибиторы являются анодными

Наиболее эффективны анодные ингибиторы окислительного типа - NaN02 и нитрит дициклогексиламина ((СбНц)2№[2+N02") Триполифосфат натрия, ин-

гибиторы Н-М-1 (С6Н„ЫНз+ООССпН2п+1) и серии ВНХ (ВНХ-Л-49 - Ы-бензилидеициклогексиламин, ВНХ-Л-112 - Ы^'-диморфолинметан) менее эффективны

Таблица 4

Результаты электрохимических исследований (методами гальваностатической и потенциодинамической поляризации) склонности стали 08X13 к пит-тинговой коррозии в водном растворе рН ~ 4,5, содержащем СГ и БОд2" в концентрациях по 500 мг/дм3 и БгОз2" - 50 мг/дм3 Концентрация ингибитора 0,05%

мае

Ингибитор Электрохимические характе ристики, В (±0,03В)

Есог Ерс Еь Егр ЬДЕрс ДЕЬ ЛЕ,Р

Без ингибитора -0,30 -0,28 -0,26 -0,38 0,02 0,04 -0,08

№N02 0,09 0,46 0,51 0,10 0,37 0,42 0,01

НДА 0,08 0,14 0,28 -0,07 0,06 0,20 -0,15

№5РзО,0 -0,04 -0,15 0,19 -0,25 -0,11 0,23 -0,21

Н-М-1 -0,21 -0,21 -012 -0,34 0,00 0,09 -0,13

ВНХ-Л-49 -0,23 -0,22 -0,18 -0,34 0,01 0,05 -0,11

ВНХ-Л-112 -0,25 -0,22 -0,23 -0,31 0,03 0,02 -0,06

Как следует из полученных данных, эффективность защиты определяется силой нуклеофильности ингибирующего аниона (жесткого основания) в адсорбционном замещении им агрессивных анионов (таких жестких оснований, как С1) на поверхности и в питтинге Полифосфат-ион и ион алифатической кислоты более слабые нуклеофилы, чем нитрит-ион, поэтому эффективность Ма5Р3Ою и ингибитора Н-М-1 ниже

Наименьшими защитными свойствами, как и предполагалось, обладают органические ингибиторы молекулярного типа серии ВНХ, не образующие в водных растворах анионов их базисы питтингостойкости близки, либо меньше нуля

Химическим методом установлено, что смесь Ыа5Р30ю и НДА проявляет синергетический эффект к общей и питгинговой коррозии, что, по-видимому, может быть объяснено встраиванием в защитную фосфатную пленку на железе не только иона N02", но и органического катиона дициклогексиламмония

Сопоставление электрохимических показателей стойкости стали 08X13 к общей и питтинговой коррозии в присутствии ингибиторов коррозии (табл 4) и легированных сталей без добавления ингибиторов (табл 3) позволяет сделать вывод, что добавки ЫаЫ02 и НДА приближают основные показатели питтингостойкости стали 08X13 к таковым сталей, легированных молибденом

В соответствии с предложенным критерием выбора ингибитора к промышленному использованию при проведении операции пропаривания (упит должен быть >10 при Уобщкорр по крайней мере 5) к промышленным испытаниям были рекомендованы №N02 в концентрации 100 ррт и смесь №5РзОш + НДА (1 1)-250 ррт

I мкА/см*

мВ

I мхА/см2

Рис 4 Потенциодинамические кривые поляризации стали 08X13 в присутствии ингибиторов коррозии в концентрации 500 ррш в водном

растворе, содержащем 8042 500мг/дм3, СГ 500мг/дм3, Б20з2 50мг/дм3

и

Величины скоростей и виды коррозии во всех колоннах первичной переработки нефти, как в верху, так и внизу всех колонн (табл 2) требуют пересмотра традиционной схемы ввода ингибиторов в рабочем режиме эксплуатации только в шлемовые линии эвапорационной и атмосферной колонн и определения новых точек подачи ингибиторов На рис 5 для примера представлена новая схема подачи ингибиторов в эвапорационную и атмосферную колонны, где точки ввода обозначены стрелкой и знаком "ИК" с соответствующим номером в скобках

Легкий бензин + газ

ИК(3)—

Орошение

Г

-ИК(1)

Орошение.

Г

ИК(2)

Нефть

е

К-1

ИК(4) ИК(5)

ИК(61_ ИК(7)

1

й

Тяжелый бензин К-2

К-3/1

Воляной пар

Кероси-

РзтД- новая

^ фракция К-3/2 „Водяной гп]1 Легкая У^Т*" дизельная фракция

5

К-3/3

Во^ЧШЙ

тр

Мазут >350"С

Рис 5 Общая схема переработки нефти на эвапорационной и атмосферной колоннах

Тяжелая дизетьная

фракция

сырьевой насос, 2 - теплообменники, 3 - конденсаторы-холодильники, 4 - горячий насос, 5- холодильники, б- печь Точки подачи определены в соответствии с технологическими потоками и температурными режимами эксплуатации колонн с учетом термостабильности применяемых в настоящее время на российских НПЗ промышленных амидо-имидазолиновых ингибиторов

Кроме традиционных точек ввода ингибитора в шлемовые линии эвапорационной и атмосферной колонн рекомендуется подача ингибитора в линии орошения эвапорационных, атмосферных, стабилизационных, вакуумных колонн и колонн вторичной ректификации бензинов, циркуляционного орошения атмосферных колонн, в сырье, шлемовые линии и "горячую" струю стабилизационных колонн и колонн вторичной ректификации бензинов; в шлемо-вую линию, верхнее и среднее циркуляционное орошение вакуумных колонн При такой схеме подачи ингибитора дополнительно защищаются верхние и средние части эвапорационной и атмосферной колонн, полностью — стриппин-ги, стабилизационные колонны, колонны вторичной ректификации бензинов, верхний тракт, верхние и средние части вакуумных колонн Коррозионно-электрохимические особенности поведения ингибиторов амидо-имидазоли-

нового класса и их склонность к "старению" определяют также необходимость увеличения их рабочей концентрации в 1,5—2 раза

ВЫВОДЫ

1 В результате коррозионных испытаний основных конструкционных металлов установлено, что питтинговой коррозии в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти подвержены все черные металлы, из которых изготавливается оборудование, в т ч углеродистая сталь Образование питтингов на углеродистой стали связано с наличием на поверхности отложений сульфидов железа и элементарной серы, способствующих ускорению анодной реакции ионизации железа в результате протекания серии окислительно-восстановительных реакций с участием сероводорода, элементарной серы, сульфид- и гидросульфид-ионов

2 Склонность к питтинговой коррозии сталей 08X13 ферритного и 15Х5М мартенситного класса выше, чем сталей аустенитного класса типа Х18Н10Т, что связано с различиями кристаллографических типов структур а- и у-фаз железа Питтинговая коррозия стали 08X13 является одной из главных причин коррозионного растрескивания плакирующих слоев сварных швов и околошовных зон, которое зафиксировано во всех сосудах и аппаратах, изготовленных из биметаллов

3 Установлено, что величины скоростей коррозии, размеры зафиксированных питтингов на основных конструкционных металлах и сопутствующие им коррозионные проблемы, наблюдаемые на всех блоках установок первичной переработки нефти, свидетельствуют о необходимости пересмотра традиционной схемы ввода ингибиторов коррозии только в шлемовые линии эвапо-рационной и атмосферной колонн и разработки новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок

4 Предложена новая схема ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти, при которой обеспечивается защита от коррозии

• конденсационно-холодильного оборудования верхнего тракта колонн всех блоков,

• верхних и средних частей эвапорационных, атмосферных и вакуумных колонн,

• полная защита отпарных колонн атмосферной колонны, стабилизационных колонн и колонн вторичной ректификации бензинов

5. Для решения вопроса о выборе конструкционных металлов при проектировании и реконструкции установок первичной переработки нефти впервые проведены сопоставительные промышленные коррозионные испытания в рабочем режиме эксплуатации ряда легированных сталей различных классов и исследована их склонность к питтинговой коррозии химическим и электрохимическим методами в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания при подготовке оборудования к ремонтам

По результатам коррозионных испытаний установлено, что наиболее стойка к питшнговой коррозии в средах и условиях всех блоков установок первичной переработки нефти легированная сталь 015Х18М2Б ферритного класса

6 В водных растворах, моделирующих конденсаты пропаривания, наибольшей склонностью к питтинговой коррозии обладают сталь 08X13 и легированные стали без добавок молибдена (аустенитно-ферритного класса -08Х22Н6Т и аустенитного класса - 12X18Н10Т) Введение молибдена в состав сталей любого класса увеличивает их питтингостойкость (повышает потенциал свободной коррозии и базисы питтингостойкости) По стойкости к питтинговой коррозии стали, легированные молибденом, располагаются в ряд 08Х21Н6М2Т > 015X18М2Б > 10Х17Н13МЗТ

7 Результаты промышленных коррозионных испытаний в рабочем режиме и оценки склонности сталей к питтинговой коррозии в водных растворах, моделирующих конденсаты пропаривания, свидетельствуют о целесообразности использования в качестве плакирующего материала при изготовлении оборудования взамен стали 08X13 сталей ферритного класса, легированных молибденом, типа 015Х18М2Б Для изготовления оборудования взамен аустенитных сталей типа Х18Н10Т могут быть рекомендованы легированные молибденом стали 08Х21Н6М2Т аустенитно-ферритного класса или 10Х17Н13МЗТ аустенитного класса

8 Снижение питтингообразования на стали 08X13 в рабочем режиме эксплуатации установок может быть достигнуто применением ингибиторов общей и питтинговой коррозии в период пропаривания оборудования при подготовке к ремонтам В качестве ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08X13 химическим и электрохимическим методами в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания, исследован ряд промышленных неорганических и органических веществ

9 В качестве ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08X13 в растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания, рекомендованы нитрит натрия и смесь полифосфата натрия и нитрита дициклогекси-ламина (1 1) Показано, что основные показатели питтингостойкости стали 08X13 в водных растворах электролитов при добавлении нитрита натрия и нитрита дициклогексиламина близки к таковым сталей 015Х18М2Б и 10Х17Н13МЭТ, легированных молибденом

10 Разработана программа опытно-промышленных испытаний ингибиторов питтинговой и общей коррозии стали 08X13 при проведении операции пропаривания атмосферной колонны установки АВТ-2 ПО "КИНЕФ"

11 Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения новой схемы применения ингибиторов коррозии на установках первичной переработки нефти составляет 102 млн руб на 1 млн тонн перерабатываемой нефти (в ценах на 1 01 2007) или ~ 1840 млн руб для годового объема переработки нефти в ПО "КИНЕФ"

Публикации по теме диссертации

1 Кабанов Б С., Смирнов В В , Соколов В Л Диагностика - ремонт - надежность //Нефтепереработка и нефтехимия № 3. 2001 С 43-50

2 Kabanov В S , Gomera V Р , Sokolov V L, Okhotnikov A A Fedorov V P AE Technology as a Key Element of the Safe Operation System at Refinery // Proceed Of 25m Europ Conference of Acoustic Testing, Prague (11-13 Sept 2002) Brno Umv of Techno1 2002 V.l P 253-262

3 Соколов В Л , Бурлов В В Проблема локальных коррозионных поражений сталей в условиях эксплуатации оборудования переработки нефти // Сб материалов 6-го международного форума "Топливно-энергетический комплекс России", Санкт-Петербург(11-13 апр 2006 г) СПб Рестэк 2006 С 59-61

4 Бурлов В В , Соколов В Л Коррозионная стойкость конструкционных материалов и агрессивность технологических потоков в действующем оборудовании установок переработки нефти //Тезисы докл международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия -2006", Уфа (23-26 мая 2006 г ) Уфа ГУЛ ИНХП РБ 2006 С 296-298

5 Соколов В Л , Бурлов В В Особенности коррозионных разрушений конструкционных материалов и агрессивность технологических потоков в действующем оборудовании установок переработки нефти // Тезисы докл 9-ой международной научно-практической конференции "Защита от коррозии Новые материалы и технологии защиты от коррозии", Санкт-Петербург (31 мая-1 июня 2006 г ) СПб Ленэкспо 2006 С 66

6 Соколов В Л , Алцыбеева А И, Бурлов В В. Коррозия нефтеперерабатывающего оборудования Ч 1 Установки первичной переработки нефти И Коррозия материалы, защита 2006 №9 С 14-19

7 Соколов В Л , Алцыбеева А И, Бурлов В В Коррозия нефтеперерабатывающего оборудования 4 2 Установки вторичной переработки нефти // Коррозия- материалы, защита 2006 № 9 С 24-28

8 Алцыбеева А И Бурлов В В , Палатик Г Ф , Соколов В Л Принципы инги-биторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти // Вестник УдГУ. Серия Химия 2006 №8 С 3-12

9 Алцыбеева А И Бурлов В В , Палатик Г Ф, Соколов В Л Принципы инги-биторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти // Сб докладов конференций и круглых столов 7-го международного форума "Топливно-энергетический комплекс России", Санкт-Петербург (10-12 апр 2007 г), СПб Рестэк 2007 С 12-13

10 Алцыбеева А И Бурлов В В , Палатик Г Ф , Соколов В Л Система ингиби-торной защиты оборудования установок первичной переработки нефти // Коррозия материалы, защита 2007 № 5 С 23-27

Список сокращений, принятых в работе.

Введение.

Глава 1 Литературный обзор.

1.1 Коррозионный контроль (мониторинг) и диагностика оборудования переработки углеводородного сырья.

1.2 Ингибиторная защита оборудования нефтеперерабатывающих производств

Глава 2 Методы экспериментальной работы.

2.1 Методы коррозионных испытаний.

2.2 Аналитические методы.

Глава 3 Коррозионные разрушения конструкционных металлов и агрессивность технологических потоков в действующем оборудовании установок первичной переработки нефти.

3.1 Материальное исполнение основного оборудования и технологические потоки на установках первичной переработки нефти.

3.2 Особенности и виды коррозионных разрушений черных и цветных металлов в условиях первичной переработки нефти.

Глава 4 Система защиты от коррозии основного технологического оборудования установок первичной переработки нефти.

4.1 Принципы ингибиторной защиты установок первичной переработки нефти в рабочем режиме эксплуатации.

4.2 Исследование питтингостойкости легированных сталей в рабочем режиме эксплуатации установок и в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания оборудования.

4.3 Исследование ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08Х13 в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания оборудования.

Выводы.

Металл технологического оборудования установок первичной переработки нефти в процессе эксплуатации подвергается совокупному воздействию различных факторов (высоких температур и давлений, коррозионно-агрессивных сред, механических нагрузок и т.д.), приводящих к ухудшению механических свойств и коррозионной стойкости и, как следствие, к внезапному разрушению оборудования.

Учесть влияние всех параметров, которые играют существенную роль в механизмах процессов, происходящих в таких системах, чрезвычайно сложно, а чаще всего невозможно. Однако, учитывая материальное исполнение и условия эксплуатации оборудования, можно с большой вероятностью определить аппараты и трубопроводы, склонные к коррозионному разрушению и, в связи с этим, требующие пристального внимания при эксплуатации.

Объективная, достоверная и своевременная информация о состоянии оборудования жизненно необходима для обеспечения безопасных условий эксплуатации производственных объектов. С этой целью на нефтеперерабатывающих предприятиях страны проводится мониторинг состояния оборудования, важнейшей составляющей которого является коррозионный мониторинг' - основа для разработки программ по защите от коррозии.

В последние годы проблема локальных коррозионных поражений металла установок нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) значительно обострилась. Это связано с увеличением коррозионной агрессивности перерабатываемой нефти, длительным сроком эксплуатации основного оборудования (для большинства установок - более 30 лет), неритмичной загрузкой установок, а также с примененим двухслойных сталей - плакирующих слоев, комбинаций различных металлов и т.д.

Необходимо отметить, что при исследовании причин локальных коррозионных поражений оборудования НПЗ традиционно учитываются агрессивность технологических сред в рабочем технологическом режиме. Однако общая коррозионная стойкость оборудования определяется суммарным воздействием сред и условий на всех этапах его эксплуатации.

В связи с этим особое значение приобретает мониторинг компонентного состава перерабатываемой продукции и химико-аналитический контроль, позволяющий оценить тенденции изменения коррозионной активности сред в контролируемой системе.

Пропаривание аппаратов и трубопроводов, осуществляемое перед проведением ремонтных работ, приводит к образованию коррозионно-агрессивных конденсатов - водных растворов электролитов, содержащих в высоких концентрациях хлорид-, сульфат-, тиосульфат-, сульфид-, сульфит- и др. ионы. Остающиеся на стенках после пропаривания конденсаты и отложения, образовавшиеся в рабочем режиме, удалить которые полностью при пропаривании никогда не удается, в результате их взаимодействия с атмосферной влагой и кислородом воздуха в период ремонта и при простоях по другим причинам, усугубляют коррозионные проблемы. Все это увеличивает вероятность возникновения и развития локальных коррозионных поражений оборудования.

Высокая агрессивность конденсатов пропаривания и вероятность возникновения локальных коррозионных поражений конструкционных металлов в период пропаривания и их дальнейшего развития в рабочем режиме эксплуатации определяют настоятельную необходимость разработки системы ингиби-торной защиты при пропаривании и промывке оборудования в период подготовки к ремонтам.

С другой стороны, надежность и работоспособность установок зависит не только от коррозионных факторов при эксплуатации, но и от правильного выбора материалов при проектировании и качества работ при строительстве. Промышленный опыт эксплуатации установок первичной переработки нефти свидетельствует о необходимости существенных корректировок проектных нормативов в части выбора конструкционных материалов: склонность металла к локальным видам коррозии необходимо считать определяющим фактором в сравнении с величиной общей коррозии.

Опыт эксплуатации оборудования с плакирующими слоями свидетельствует о настоятельной необходимости поиска конструкционных металлов с высокой питтингостойкостью в качестве материала плакирующих слоев колонного и др. оборудования.

В настоящее время для выбора материального исполнения при проектировании, замене и реконструкции установок НПЗ действуют разработанные в 1978-84 г.г. ВНИИНефтемаш три руководящих технических материала (РТМ) [1-3].

Указанные РТМ в значительной степени устарели, в них практически не уделяется внимание локальным видом коррозии - питтингообразованию и коррозионному растрескиванию основного металла, плакирующих слоев, сварных швов и околошовных зон. Данные о возможности появления питтин-говой и язвенной коррозии на конструкционных металлах в РТМ либо отсутствуют, либо наоборот, завышены. Рекомендации, приведенные в РТМ, в значительной степени носят общий характер, в то время как коррозионная агрессивность сред, и, следовательно, коррозионная стойкость оборудования на различных НПЗ значительно отличаются.

В действующих РТМ полностью отсутствуют сведения о составе и агрессивности отложений в аппаратуре и конденсатов пропаривания, которые играют важную роль в инициировании и интенсификации как общей, так и локальной коррозии.

Достоверная информация о фактическом коррозионном состоянии эксплуатирующегося оборудования позволяет правильно выбирать и своевременно осуществлять эффективную программу по его ремонту и противокоррозионной защите.

Действующая па отечественных установках первичной переработки нефти система химико-технологической защиты от коррозии применяется на многих заводах по усеченной схеме - сырая нефть обрабатывается щелочью (или смесью щелочи и соды), верхние погоны атмосферной колонны - аммиачной водой без введения ингибиторов.

Традиционная схема ингибиторной защиты установок первичной переработки нефти в рабочем режиме предусматривает введение ингибиторов только в шлемовые линии эвапорационной и атмосферной колонн.

При такой схеме может быть обеспечена защита лишь конденсационно-холодильного оборудования по верхнему тракту колонн и в малой степени -верхней части колонн.

ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез" (ПО "КИНЕФ") - одно из крупных предприятий России по переработке нефти, как по объему, так и ассортименту выпускаемых продуктов и.

Применение на заводе системы непрерывного мониторинга позволило реализовать технологию ресурсосберегающей эксплуатации и сокращение фундаментальных причин отказов сосудов и аппаратов.

Большинство установок завода являются типичными для НПЗ России и стран СНГ, поэтому выводы, сделанные в результате анализа коррозионных < проблем, и рекомендации по новым системам защиты от коррозии в различных режимах эксплуатации установок первичной переработки могут быть использованы другими заводами, что и определяет актуальность и важность темы.

Цель работы:

Изучить коррозионную стойкость сталей в агрессивной среде, возникающей при эксплуатации установок первичной переработки нефти, а также конденсатах пропаривания и выявить факторы, позволяющие снизить коррозию конструкционных материалов.

Примечание: " Общая схема переработки нефти в ПО "КИНЕФ" из [4] приведена в Приложении Л

Для достижения этой цели следовало решить следующие задачи:

1. Исследовать химическими и электрохимическими методами питтинго-стойкость легированных сталей в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания оборудования, и в рабочем режиме эксплуатации установок.

2. Исследовать химическими и электрохимическими методами эффективность ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08X13.

3. Разработать принципы и схемы ингибиторной защиты оборудования всех блоков установок первичной переработки нефти в рабочем режиме эксплуатации на примере Киришского нефтеперерабатывающего завода. Научная новизна.

1. Химическими и электрохимическими методами исследована коррозионная стойкость ряда сталей в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания, и в рабочем режиме эксплуатации. Установлено, что наибольшей стойкостью обладает сталь 015X18М2Б. В наибольшей степени питтинговой коррозии подвергается сталь 08X13 (материал плакирующих слоев), что является одной из главных причин коррозионного растрескивания плакирующих слоев, сварных швов и околошовных зон во всех аппаратах, изготовленных из биметаллов.

2. Изучена эффективность ряда промышленных неорганических и органических ингибиторов коррозии стали 08X13. Показано, что наиболее эффективными ингибиторами являются нитрит натрия и нитрит дициклогексиламина (НДА). Обнаружен синергетический эффект при применении НДА в смеси с триполифосфатом натрия.

3. Установлено, что при введении высокоэффективных ингибиторов питтинго-стойкость стали 08X13 близка к сталям, легированным молибденом: 015Х18М2Б и 10Х17ШЗМЗТ.

4. Предложена новая схема ввода ингибиторов в рабочем режиме эксплуатации колонн первичной переработки нефти, обеспечивающей защиту от коррозии оборудования всех блоков установки. Практическая ценность.

В результате коррозионного мониторинга, анализа коррозионного состояния действующего оборудования установок первичной переработки нефти и коррозионных испытаний сталей, проведенных различными методами, обоснована необходимость корректировки проектных нормативов в части выбора конструкционных металлов при изготовлении и ремонте оборудования.

Показано, что выбор стали 08X13 в качестве плакирующего материала недостаточно обоснован в связи с ее высокой склонностью к локальным видам коррозии во всех режимах эксплуатации установок.

В результате испытаний различными методами показана целесообразность использования сталей ферритного класса типа 015Х18М2Б, обладающих высокой питтингостойкостью, в качестве материала плакирующего слоя взамен стали 08X13.

Разработана программа опытно-промышленных испытаний ингибиторов питтинговой и общей коррозии стали 08X13 при пропаривании атмосферной колонны установки АВТ-2 Киришского НПЗ.

Планируется поэтапное внедрение новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти.

Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения новой схемы применения ингибиторов коррозии на установках первичной переработки нефти составляет 102 млн. руб. на 1 млн. тонн перерабатываемой нефти или -1840 млн. руб. для годового объема переработки нефти на Киришском НПЗ. На защиту выносятся:

1. Экспериментальные данные по коррозионной стойкости различных сталей в агрессивных средах, соответствующих первичной переработке нефти, и конденсатах пропаривания.

2. Результаты испытаний различных ингибиторов и их смесей.

3. Разработка новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ, в т.ч. 5 статей, 2 тезиса докладов и 3 доклада на международных конференциях, 3 доклада на отраслевом совещании главных механиков. Апробация работы.

Основные результаты работы доложены на 25-й Европейской конференции по акустико-эмиссионному методу (Прага, 11-13 сент. 2002г.); отраслевом совещании главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (Кириши, 6-10 дек. 2004г.); 6-м, 7-м и 8-м Международных форумах "Топливно-энергетический комплекс России" (Санкт-Петербург, 11-13 апр. 2006г., 10-12 апр. 2007г.); 9-й Международной научно-практической конференции "Защита от коррозии. Новые материалы и технологии защиты от коррозии" (Санкт-Петербург, 31 мая - 1июня 2006г.); международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия-2006" (Уфа, 23-26 мая 2006г.).

Объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, выводов и библиографического списка, включающего 290 ссылок на отечественных и зарубежных авторов (на 30 стр.), 5 приложений (на 25 стр.), содержит 141 стр., в т.ч. 19 таблиц и 40 рисунков.

ВЫВОДЫ

1. В результате коррозионных испытаний основных конструкционных металлов установлено, что питтинговой коррозии в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти подвержены все черные металлы, из которых изготавливается оборудование, в т.ч. углеродистая сталь. Образование питтингов на углеродистой стали связано с наличием на поверхности отложений сульфидов железа и элементарной серы, способствующих ускорению анодной реакции ионизации железа в результате протекания серии окислительно-восстановительных реакций с участием сероводорода, элементарной серы, сульфид- и гидросульфид-ионов.

2. Склонность к питтинговой коррозии сталей 08X13 ферритного и 15Х5М мартенситного класса выше, чем сталей аустенитного класса типа Х18Н10Т, что связано с различиями кристаллографических типов структур а- и у-фаз железа. Питтинговая коррозия стали 08X13 является одной из главных причин коррозионного растрескивания плакирующих слоев сварных швов и околошовных зон, которое зафиксировано во всех сосудах и аппаратах, изготовленных из биметаллов.

3. Установлено, что величины скоростей коррозии, размеры зафиксированных питтингов на основных конструкционных металлах и сопутствующие им коррозионные проблемы, наблюдаемые на всех блоках установок первичной переработки нефти, свидетельствуют о необходимости пересмотра традиционной схемы ввода ингибиторов коррозии только в шлемовые линии эвапораци-онной и атмосферной колонн и разработки новой схемы ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок.

4. Предложена новая схема ингибиторной защиты в рабочем режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти, при которой обеспечивается защита от коррозии:

• конденсационно-холодильного оборудования верхнего тракта колонн всех блоков;

• верхних и средних частей эвапорационных, атмосферных и вакуумных колонн;

• полная защита отпарных колонн атмосферной колонны, стабилизационных колонн и колонн вторичной ректификации бензинов.

5. Для решения вопроса о выборе конструкционных металлов при проектировании и реконструкции установок первичной переработки нефти впервые проведены сопоставительные промышленные коррозионные испытания в рабочем режиме эксплуатации ряда легированных сталей различных классов и исследована их склонность к питтинговой коррозии химическим и электрохимическим методами в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания при подготовке оборудования к ремонтам.

По результатам коррозионных испытаний установлено, что наиболее стойка к питтинговой коррозии в средах и условиях всех блоков установок первичной переработки нефти легированная сталь 015Х18М2Б ферритного класса.

6. В водных растворах, моделирующих конденсаты пропаривания, наибольшей склонностью к питтинговой коррозии обладают сталь 08X13 и легированные стали без добавок молибдена (аустенитно-ферритного класса -08Х22Н6Т и аустенитного класса — 12Х18Н10Т). Введение молибдена в состав сталей любого класса увеличивает их питтингостойкость (повышает потенциал свободной коррозии и базисы питтингостойкости). По стойкости к питтинговой коррозии стали, легированные молибденом, располагаются в ряд: 08Х21Н6М2Т > 015Х18М2Б > 10Х17Н13МЗТ.

7. Результаты промышленных коррозионных испытаний в рабочем режиме и оценки склонности сталей к питтинговой коррозии в водных растворах, моделирующих конденсаты пропаривания, свидетельствуют о целесообразности использования в качестве плакирующего материала при изготовлении оборудования взамен стали 08X13 сталей ферритного класса, легированных молибденом, типа 015Х18М2Б. Для изготовления оборудования взамен аустенитных сталей типа Х18Н10Т могут быть рекомендованы легированные молибденом стали 08Х21Н6М2Т аустенитно-ферритного класса или 10Х17ШЗМЗТ аусте-нитного класса.

8. Снижение питтингообразования на стали 08X13 в рабочем режиме эксплуатации установок может быть достигнуто применением ингибиторов общей и питтинговой коррозии в период пропаривания оборудования при подготовке к ремонтам. В качестве ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08X13 химическим и электрохимическим методами в водных растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания, исследован ряд промышленных неорганических и органических веществ.

9. В качестве ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08X13 в растворах электролитов, моделирующих конденсаты пропаривания, рекомендованы нитрит натрия и смесь полифосфата натрия и нитрита дициклогекси-ламина (1:1). Показано, что основные показатели питтингостойкости стали 08X13 в водных растворах электролитов при добавлении нитрита натрия и нитрита дициклогексиламина близки к таковым сталей 015Х18М2Б и 10Х17Н13МЭТ, легированных молибденом.

10. Разработана программа опытно-промышленных испытаний ингибиторов питтинговой и общей коррозии стали 08X13 при проведении операции пропаривания атмосферной колонны установки АВТ-2 ПО "КИНЕФ".

11. Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения новой схемы применения ингибиторов коррозии на установках первичной переработки нефти составляет 102 млн. руб. на 1 млн. тонн перерабатываемой нефти (в ценах на 1.01.2007) или ~ 1840 млн. руб. для годового объема переработки нефти в ПО "КИНЕФ".

1. Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основного оборудования и трубопроводов установок подготовки и первичной переработки нефти (ЭЛОУ, ABT, AT, ЭЛОУ-АВТ) (РТМ 26-02-39-84). ВНИИНефтемаш. М., 1984. 47с.

2. Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основных элементов и узлов аппаратов установок каталитического риформинга (РТМ 24-02-42-78). ВНИИНефтемаш. М., 1978. 44с.

3. Материальное оформление оборудования установок гидроочистки (РТМ 2602-54-80). ВНИИНефтемаш. М., 1980. 29 с.

4. Баинов П.Г. Процессы переработки нефти. Учебно-методическое пособие для повышения квалификации работников нефтеперерабатывающих предприятий. Т.1. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 2000. 224с.

5. Монахов А.Н. Управление коррозией оборудования нефтегазоперерабогки // Нсфтегазопромысловый инжиниринг. 2005. № 3. С. 16-18.

6. Стеклов О.И. Мониторинг и защита конструкций повышенной опасности в условиях их старения и коррозии // Защита металлов. 1999. Т.35. № 4. С.341-345.

7. Стеклов О.И. Механокоррозионная прочность и мониторинг крупногабаритных конструкций повышенной экологической опасности // Защита металлов. 1996. Т.32.№ 4. С.352-357

8. Богданов A.M., Тукаева Р.Б. Оценка риска эксплуатации оборудования нефтепереработки // Материалы научно-практической конференции "Современное состояние процессов переработки нефти", 19 мая 2004 г. Уфа, Изд-во ИНХП. 2004. С.304-305.

9. Ю.Богданов А.М., Тукаева Р.Б. Коррозия как причина отказов нефтезаводско-го оборудования // Там же. С.313-314.

10. Бурлов В.В., Алцыбеева А.И., Парпуц И.В. Защита от коррозии оборудования НПЗ. СПб: Химиздат. 2005. 248 с.

11. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Нефтеперерабатывающая промышленность: Справочник / Под ред. Арчакова Ю.И., Сухотина А.М. Л: Химия. 1990. 400с.

12. Кузеев И.Р. ,Захаров Г1.И., Евдокимов Г.И. Повреждаемость колонных аппаратов нефтепереработки и нефтехимии. Уфа: УГНТУ. 1997. 53 с.

13. Кузеев И.Р. Нефтеперерабатывающая промышленность: технологии, оборудование, материалы на рубеже тысячелетия (Сб. работ). Уфа: Изд-во ЦГНТУ. 2000. 149с.

14. Высокотемпературные процессы и аппараты переработки углеводородного сырья / И.Р.Кузеев, Т.И.Баязитов, Д.В.Кузиков и др. Уфа: Гилем, 1999. 325с.

15. Стеклов О.И. Мониторинг и защита конструкций повышенной опасности в условиях их старения и коррозии // Защита металлов. 1999. Т.35.№ 4. С.341-345.

16. Мохонькин Б.Н., Мухин C.B. Мониторинг состояния оборудования технология ресурсосберегающей эксплуатации нефтеперерабатывающих производств XXI века// Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. № 8. С.59-64.

17. Стеклов О.И. Механокоррозионная прочность и мониторинг крупногоаба-ритных конструкций повышенной экологической опасности // Защита металлов. 1996. Т.32. № 4. С.352-357.

18. Нестеров В.А. Системы производственного прогнозирующего коррозионного мониторинга магистральных газопроводов // Территория Нефтегаз. 2003. №9. С 18-21.

19. Современные и перспективные задачи диагностики. Мониторинга и коррозионного прогноза магистральных газопроводов / Н.А.Петров, Ф.К. Фат-рахманов, А.И.Маршаков и др. // Коррозия: материалы, защита. 2004. № 12. С. 16-20.

20. Ингибиторы коррозии: в 2-х томах: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования / Н.А.Гафаров, В.М.Кушнаренко, Д.Е.Бугай и др. Под ред. Д.Е.Бугая и Д.Л.Рахманкулова. М.: Химия, 2002. 367с.

21. Кабанов Б.С., Смирнов В.В., Соколов В.Л. Диагностика-ремонт-надежность // Нефтепереработка и нефтехимия. 2001. № 3. С.43-50.

22. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию во-дородсодержащих сред / А.А.Гончаров, Д.М.Нургалиев, А.В.Митрофанов и др. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ. 1998. 86с.

23. Moore D.P., Byars H.G. Economies important in celecting monitoring techniques // Oil and Gas Journal. 1990. Vol.88. № 32. P.68-73.

24. Клюев В.В., Соснин Ф.Р. Неразрушающий контроль в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2004. № 4. С.39-43.

25. ЗГХимченко Н.В., Бобров В.А. Неразрушающий контроль в химическом и нефтяном машиностроении. М.: Машиностроение. 1978. 264с.

26. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / Под ред. В.В.Клюева. М.: Машиностроение. 2003. 656с.

27. Пилин Б.Б. Опыт рационального применения неразрушающего контроля при диагностике технического состояния оборудования // Хим. технология. Киев. 2004. №7. С.7-10.

28. Неразрушающий контроль: Справочник Т.З. Ультразвуковой контроль / Под ред. В.В.Клюева. М.: Машиностроение. 2004. 859с.

29. Неразрушающий контроль: Справочник Т.4. Акустическая тензометрия. Магнитопорошковый меточный контроль, капиллярный контроль / Под ред. В.В.Клюева. М.: Машиностроение. 2004. 736с.

30. Диагностика нефтехимической аппаратуры после 50 лет её эксплуатации / Н.В.Химченко, В.А.Бобров, М.М.Фельдман и др. // Контроль. Диагностика. 1999. № 11. С 27-29.

31. Кузеев И.Р., Баширов М.Г. Электромагнитная диагностика оборудования нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Уфа: Изд-во УГНТУ. 2001.294с.

32. Барков А.Б., Баркова И.А., Азовцев А.Ю. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации. СПб.: Изд. центр СПб ГМТУ. 2000. 169с.

33. Эффективность внедрения стационарных систем вибродиагностики КОМ-ПАКС на Омском НПЗ / Е.А.Маслов, А.А.Шаталов, И.Б.Бронфин и др. // Безопасность труда в промышленности. 1997. № 1. С.9-15.

34. Гриб В.В. Диагностика технического состояния оборудования нефтегазо-химических производств. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 2002. 268с.

35. МР 204-86. Расчеты и испытания на прочность. Применение метода акустической эмиссии для контроля сосудов, работающих под давлением, и трубопроводов. М.: Госстандарт. ВНИИМАШ. 1986. 56с.

36. Белоусов В.А., Посляков A.B. Опыт диагностического состояния длительно эксплуатирующихся трубопроводов // Химическое и нефтегазовое месторождение. 2004. № 4. С.46-47.

37. Тарасенко В.И., Румянцев В.Н. Применение метода акустической эмиссии при исследовании технического состояния резервуаров для храпения сжиженного газа // Контроль. Диагностика. 1999. №11. С.29-32.

38. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Наука. 1990. 264с.

39. Самойлов Е.В. Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей // Новости теплоснабжения. 2002. Т.20. №4. С.29-34.

40. Пат. 2138037 РФ. МГЖ 6G 01 N 29/04. Способ обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах теплоснабжения / Е.В.Самойлов, В.Г.Семенов (РФ). №98105233/28; Заявл. 20.03.98; Опубл. 20.09.99. Бюл. №26. С.480.

41. Рекомендации по применению акустико-эмиссионной диагностики технологического оборудования и трубопроводов газохимических комплексов / Г.И.Бочкарев, Н.А.Гафаров, А.В.Митрофанов и др. М.: ИРЦ "Газпром". 1997. 155с.

42. Грешников В.А., Дробот Ю.Б. Акустическая эмиссия. М.: Изд-во стандартов. 1976. 272с.

43. Гуменюк В.А., Сульшенко В.А., Яковлев A.B. Современные возможности и тенденции развития акустико-эмиссионного метода // В мире неразру-шающего контроля. СПб. 2000. № 3. С.8-12.

44. Безаварийность производства путь к повышению рентабельности. Внедрение систем мониторинга КОМПАКС // Химия и технология топлив и масел. 2000. № 3. С.9-13.

45. Костюков A.B. Системы мониторинга // Материалы межотраслевого совещания главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и СР1Г. 6-10декабря 2004г., Кириши. М.: ЦНИИТЭ-Нефтехим. 2005. С.177-180.

46. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Коррозионный мониторинг как важный фактор разработки и осуществления эффективной программы борьбы с коррозией на нефтегазовых промыслах // Практика противокоррозионной защиты. Т.20. №2. 2001. С.37-47.

47. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. С02-коррозия нефтепромыслового оборудования М.: ВНИИОЭНГ. 2003. 188с.

48. Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Киченко А.Б. Коррозионный мониторинг на объектах нефтегазодобычи: Обзорн. информ. / Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром». 2002. 71с.

49. Трофимова Е.В., Ляшенко A.B. Опыт работы системы контроля и защиты от коррозии на Астраханском ГПЗ: Обзорн. информ. / Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром». 2002. 23с.

50. Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Киченко А.Б. Коррозионный мониторинг на объектах нефтегазодобычи: Обзорн. информ. / Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром». 2002. 39с.

51. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра. 1998. 437с.

52. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.: ЦНИИТЭНеф-техим. 1984. 35с.

53. Саакиян Л.С., Ефремов А.П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра. 1982. 227с.

54. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра. 1976. 192с.

55. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. / Гутман Э.М., Гетманский М.М., Клончук О.В. и др. М.: Недра. 1988. 200с.

56. Шрейдер A.B., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование. М.: Машиностроение. 1979. 144с.

57. The Hydrogen Induced Cracking Susceptibilities of Varions Kinds of Commerc. Rolled Steels under Wet Hydrogen Sulfide / F.Terasaki, A.Yreda, M.Tekejama et al. // Environment the suncitomo search. 1978. № 19. P.l03-111.

58. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ. 1974. 131с.

59. Шаталов A.A., Разуваев И.В. Повышение безопасности оборудования нефтехимических производств при его эксплуатации // Безопасность труда в промышленности. 2002. № 4. С.56-61.

60. Абдулин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионпо-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. Уфа: Изд-во «Гилем». 1997. 177с.

61. Оперативный контроль коррозионного состояния подземных газопроводов с помощью резисторных датчиков / Ю.Н.Михайловский, А.И.Маршаков, В.Э.Игнатенко и др. // Защита металлов. 2000. Т.36. № 6. С.636-641.

62. Оценка возможности наводороживания состояния подземных трубопроводов в зонах действия катодной защиты. / Ю.Н.Михайловский, А.И.Маршаков, В.Э.Игнатенко и др. // Защита металлов. 2000. Т.36. № 2. С. 140-145.

63. Монахов А.Н. Управление коррозией оборудования нефтепгазопереработ-ки // Нефтегазопромысловый инжиниринг. 2005. № 3. С. 16-18.

64. Moore D.P., Byars H.G. Measurement Record Vital for Effective Program // Oil and Gas Journal. 1990. Vol.88. № 28. P.97-101.

65. Hughes W.B. A Copper Ion Displacement Test for Screening Corrosion Inhibi-tors/J.ofPetrol. Technology. 1958. V.10. № l.P.54-56.

66. Трофимов E.B., Коляда С.A. Возможность применения системы коррозионного мониторинга "MICROCOR" фирмы "Cortest Inc" в сероводородсо-держащих средах // Практика противокоррозионной защиты. 2002. № 3. С.9-15.

67. Безаварийность производства путь к повышению рентабельности. Внедрение системы КОМПАКС® / А.А.Шаталов, Ф.И.Сердюк, В.Н.Костюков и др. // Химия и технология топлив и масел. 2000. №3. С. 9-13.

68. Низамов Р.Э., Маркин А.Н. Приборные методы коррозионного мониторинга // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2003. № 12. С.7-11.

69. Shmitt G., Moell К. Plagemann P. Online Monitoring Crevice Corrosion with Electrochemical Noise // Mater, and Corr. 2004. V55. №10. P. 742-749.

70. Ritter S., Dorsch Т., Kilian R. Using Thionates for Noise Experiment ang Reasonable Combination //Mater, and Corros. 2004. V.55. №10. P. 781-786.

71. Поляков С.Г. Применение электрохимических методов при коррозионном мониторинге трубопроводного транспорта // Техническая диагностика и не-разрушающий контроль. 1998. № 3. С.31-36.

72. Поляков С.Г. Коррозионный мониторинг и защита металлов. Киев: Знание. 1984. 24с.

73. Accuarate Corrosion Detection for Pipes // Hydrocarbon Process. 2004. V.83. №6. P.27.

74. Yang B. Real Time Localised Corrosion Monitoring in Industrial Cooling Water Systems // Corros. Rev. 2001. V. 19. № 3-4. P.315-346.

75. Nondestructive Evolution and Quality Control-Metals Handbook. 9lh ed. V.17. ASM International. 1989. 350p.

76. Haire J.N., Heflin J.D., Vertilog A. Down Hole Gasing Inspection Service // SPE 47th Annual California Regional Meeting Bakersfield, Calif., Apr. 13-15, 1977. Paper № 6513.

77. Rogers W.A., Duckworth H.N. Electronic Survey Helps Assure Integrity of Offshore Pipelines // 5lh Annual Offshore Technology Conference. Houston. Apr. 24 May 2. 1977. Paper № 1854.

78. Shannon R.W.E., Knott R.N. On-line Inspection: Development and Operating Experience // 17th Annual Offshore Technology Conference. Houston. May 6-7. 1985. Paper №4923.

79. Методика и средства ультразвукового контроля / В.А.Бобров, Л.В.Орлов,

80. B.Д.Мищук и др. // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2004. №2.1. C.44-46.

81. ГОСТ 6032-82. Стали и сплавы коррозиопностойкие. Методы испытаний на стойкость против межкристаллитной коррозии. М.: Изд-во стандартов. 1989. 41с.

82. Бобров В.А., Сушев В.И. Типовой ряд ультразвуковых установок для контроля качества сварных соединений проката // Химическое и нефтяное машиностроение. 1987. № 6. С. 30-32.

83. Бобров В.А. Проблемы автоматизированного и механизированного ультразвукового контроля на предприятиях химического и нефтяного машиностроения // Химическое и нефтяное машиностроение. 1990. №5. С. 26-28.

84. Бобров В.А., Бобров В.Т., Химченко В.Т. Проблемы и организация ультразвукового контроля сварных соединений в химическом и нефтяном машиностроении // Автоматическая сварка. 1982. № 8. С. 60-62.

85. Современное оборудование для промышленной радиографии / И.Р.Кузелев, Е.А.Жуковский, В.Н.Хорошев и др. // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2004. № 1. С.44-45.

86. Киченко А.Б. О контроле коррозии с помощью изолированных и неизолированных образцов-свидетелей // Практика противокоррозионной защиты. 2001. №4. С.45-50.

87. Поляков С.Г., Рыбаков А.А., Ныркова Л.И. Применение методов электрохимического мониторинга для защиты и контроля коррозионного состояния магистральных трубопроводов // Физико-химическая механика материалов. Украина. 2002. Спецвыпуск № 3. С.745-749.

88. Киченко А.Б., Киченко С.Б. Коррозионный мониторинг важный элемент коррозионного мониторинга на нефтегазовых промыслах // Практика противокоррозионной защиты. 2001. № 4. С.34-48.

89. Roller D., Scott W.R. Detecting and Measuring Corrosion Using Electrical Resistance Techniques // Corrosion Technology. 1961. V.8. № 3. P. 71-76.

90. Winegailner E.C. Laboratory and Plant Applications of Recording Electrical Resistance Corrosionmeters // Corrosion. 1960. V.16. P. 265-270.

91. Galbraith J.M., Disbrow L.A., Van Baskirk K.A. Installation and Use of Automated Electrical Resistance Probe Systems to Monitor Corrosion in the Eastern Operating Area of the Prudhoe Bay Oil Field // Corrosion'84. New Orleans. NACE. 1984. Paper №239.

92. Hougton C.J., Nice P.I., Rugtveit A.G. Use of Automated Corrosion Monitoring Aids Downhole Corrosion Control // Corrosion'84. New Orleans. NACE. 1984. Paper №287.

93. W. Oelssner. Electrochemical Investigation of Corrosion inhibition in Low Conductive Media / 7th European Symposium on corrosion inhibitors. 17th-21st September. 1990. Ferrara, Proceedings. V.2. P. 1399-1408.

94. Фрейман Л.И., Макаров В.А., Брыскин И.Е. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях. Л.: Химия. 1972. 239с.

95. French Е.С. Flush-mounted Probe Measures Pipe Corrosion // Oil and Gas Journal. 1975. V. 17. P. 1-8.

96. Martin K.L. Potentiondynamic Polarization Studies in the Field // Materials Performance. 1979. V.18. №3. P.41-50.

97. Martin K.L. Diagnosis and Inhibition of Corrosion Fatique and Oxygen Influence Corrosion in Oil Wells // Materials Performance. 1983. V.22. №9. P.33-36.

98. Чоудари С.Г. Мониторинг коррозии, обусловленной охлаждающей водой // Нефтегаз.технол. 2004. № 6. С.69-75.

99. Фокин М.Н., Жигалова К.А. Методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия. 1986. 79с.

100. Алцыбеева А.И., Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов / Справочник. Л.: Химия. 1968. 264с.

101. Робинсон Д.С. Ингибиторы коррозии / Пер. с англ. М.: Металлургия. 1983. 272с.

102. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. / Пер. с англ. Л.: Химия. 1966. 270с.

103. Ингибиторы коррозии: в 2-х томах. Т.1. Основы теории и практики. / Д.Л.Рахманкулов, Д.Е.Бугай, А.И.Габитов и др. Уфа: Гос. издат. научно-техн. лит. "Реактив". 1997. 295с.

104. Ranney M.W. Corrosion Inhibitors. Manufacture and Techolody. London. Pare Ridge: Noyes Data Corp. 1976. 338c.

105. Foroulis Z.A. Corrosion inhibition in the Petroleum Industry // Europen Sym• th th • posium on corrosion inhibitors. Ferrara, 15 19 September 1980, Proceedings.1. P. 1028-1056.

106. Szyprowski A.I. Procesy korozine i ich inhibitowanie w przemisle ralinery-inum. P. II. //Ochr.Koroz. 1989. T.32. №1. C.13-17.

107. Szyprowski A.I. Procesy korozine i ich inhibitowanie w przemisle rafinery-inum. P.I1I. // Ochr.Koroz. 1989. T.32. №2. C.35-39.

108. Szyprowski АЛ. Procesy korozine i ich inhibitowanie w przemisle rafinery-inurn. P.IV. // Ochr.Koroz. 1989. T.32. №3. C.54-57.

109. Поттер Р. Опыт Налко-Экссон на Ангарском НПЗ // Материалы семинара компании Налко-Экссон по вопросам технологии переработки нефти для российских специалистов. Байкал-Ангарск. 1995. С.32-38.

110. Гатауллина И.М., Миннулин М.Н., Седова Н.В. Перспектива усовершенствования химико-технологической защиты оборудования на установках АВТ АО "Ново-Уфимский НПЗ" // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1996. № 7-8. С.35-36.

111. Тишкевич Л.Ф., Вартапетов М.А., Камляк A.C. Испытание ингибитора Додиген 481 в коррозионных средах Пермского НПЗ // Химия и технология топлив и масел. 1996. № 1. С.26-28.

112. Умутбаев В.Н., Савкова В.Г. Защита от коррозии установок прямой перегонки нефти // Химия и технология топлив и масел. 1990. № 10. С.4-5.

113. Хуторянский Ф.М., Орлов Л.Н. Современные реагенты для химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной перегонки нефти // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. М. 1997. № 11-12. С. 10-12.

114. Ингибиторы коррозии фирмы ICI Kemelix (Великобритания) // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1997. № 11-12. С.23-25.

115. Нестеренко С.А., Я.Б.Козликовский, В.А.Кощий. Полифункциопальные поверхностно-активные основания Манниха в процессах нефтепереработки // Тез. докл. VII Нефтехим. симп., 15-20 окт. 1990г., Киев. 1990. С.271.

116. Gutzeit J., Johnson J.M. Corrosion Inhibition for Petroleum Refinery and Petrochemical Operations // Corrosion' 89. New Orleans. La. Apr. 17-21.1989. Pap. №452: NACE. 1989. 20P.

117. Пат.2108409 РФ. МКИ6 С 23 /173. Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти / Томин В.П., Колыванова Е.И. и др. №96102999. Заявл. 15.02.96. Опубл. 10.04.98. БИ№ 10. С.248.

118. Forsen О., Aromaa P., Rintamaki К., Javi М. Corrosion in Petrochemical Industry Inhibition and Materials Selection // Progr. Understand and Prev. Corros. 10 th Eur. Corros. Congr., Barselona, July. London.l993.V.l. P.590-596.

119. Пат.4855035 США. МКИ4 С 10G 9/12. Метод подавления коррозии на установках ректификации сырой нефти / Шатт X. (США) Заявл. 14.09.88.; Опубл. 8.08.89.

120. Совместное применение защиты от коррозии и программы обработки среды обеспечивают эффективность / Дж.Аркалетта, Б.Битлер, М.Бинфорд, Дж.Моди // Нефть и газ (США). 1990. Т.88. № 32. С.60-67.

121. Scaffergood G.L. The Corrosion Inhibitors in Petroleum Refinery. 11 Metals Handbook. Revue. Metals Park (Ohio). 1987. V.13. P.485-486.

122. Миякава Атсуши. Коррозия и проблемы в будущем в нефтеперерабатывающей промышленности // Corros. Eng. 1991. V.40. №5. Р.344-352.

123. Tang S., Jiang Lili, Мао Qing. New Corrosions Inhibitors for Reducing Corrosion on the Petroleum Refinery // Oil and Gas J. 1994. V.92. № 38. P.68-70.

124. Baker Perfomance Chemicals Inc., Chem Link Div (США). New Method for Protection of C02 Corrosion // Oil and Gas J. 1993. V.91. № 18. P. 107-108.

125. Шпарбер А.И. Защита от коррозии в нефтеперерабатывающей промышленности США // 2-й Междунар. Конгр. "Защита-95". Москва 20-24 ноября 1995 г.: Тез. докл. М. 1995.С.204.

126. Фрязинов В.В., Ефимова А.К. Умутбаев В.Н. Ингибиторная защита оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. // Экспл., модерниз. и ремонт оборудования. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979. №4. С. 14-15.

127. Пат. 39598 Украина. МПК7 С 23F 11/00. Способ защиты от коррозии установок подготовки и переработки нефти / СА.Нестеренко, В.А.Кощий, Ю.Я.Богатчук и др. (Украина). № 2000116166. Заявл. 01.11.2000; Опубл. 15.06.2001.

128. Дьяков В.Г., Шрейдер А.В. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Тем. обзор // Экспл., модерниз. и ремонт оборудования. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1984. 35с.

129. Сурова М.Ф. Промышленное испытание ингибитора коррозии ИКБ-2-2 на Новополоцком НПЗ // Экспл., модерниз. и ремонт оборудования. НТРС. М.:ЦНИИТЭНефтехим. № 8. 1979. С. 10-11.

130. Алцыбеева А.И., Кузинова Т.М., Агрес Э.М. Углеводорастворимые ингибиторы коррозии серии ВНХ // Защита металлов. Т.39. № 4. 2003. С.391-394.

131. Разработка химико-технологических мероприятий по защите от коррозии оборудования установки ЛК-6У Ачинского НПЗ: Отчет о НИР (заключит.) БашНИИНП. Рук. Умутбаев В.Н. № Г.Р. 01850044129. Уфа. 1987. 28с.

132. Томин В.П., Ёлшин А.И. Химико-технологическая защита установок первичной переработки нефти // Химия и технология топлив и масел. 2000. №3. С. 17-18.

133. Новые ингибиторы типа ТАЛ для водно-нефтяных сред / С.А.Нестеренко, Ю.Я.Богатчук, Ю.Г.Котлов, С.Г.Поляков // Защита металлов. Т.23. № 4. 1987. С.624-627.

134. Исследование распределения ингибитора ВНХ-1 в товарных продуктах установки АВТ-2 при проведении промышленных испытаний / А.И.Алцыбеева, Л.Ф.Тишкевич, Л.Б.Соколова и др. // Нефтепереработка и нефтехимия М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1991. № 2. С. 11-13.

135. Пат.№ 92625 Румыния. МКИ С 23F 11/14. Пленкообразующий ингибитор коррозии для установок переработки нефти и способ его получения / Н.И.Мэнеску, Г.Йордаке. М.Мател, С.Попеску (Румыния) № 120270. Заявл. 02.10.85.; Опубл. 30.09.87.

136. Пат.3714858 ФРГ МКИ6 С 23F 11/14. Ингибиторы сероводородной и уг-лекислотной коррозии в эмульсиях типа вода в масле / К.Оппенландер, К.Шток, К.Бартольд (ФРГ). № 32148567. Заявл. 05.05.87.; Опубл. 26.11.87.

137. Пат.3766053 США. МКИ6 208/47 С 23f С 07d 10g . Ингибитор коррозии для нефтеперерабатывающей промышленности / В.Е.Саффенкл (США). № 267333 Заявл. 28.06.72.; Опубл. 16.10.73.

138. Пат.3687847 США. МКИ6 252/8.55 Е С 23f. Ингибиторная композиция для нефтяных сред / Дж.Маддокс, В.Шоен (США). № 64982229 Заявл. 29.06.67.; Опубл. 28.08.72.

139. Пат.59002515 США. МПК6 С 09 К 3/00. Растворы и методы ингибирова-ния коррозии / Л.Самит, И.Паул (США) № 08/516000. Заявл. 16.08.95.; Опубл. 11.05.99. НКИ 252/390.

140. Study of Mechanism of the Oleilimidazoline Inhibitor / A.Edwards, C.Osborne, S.Webster et al. // Corros. Sci. 1994. V.36. №2. Р.315-325.

141. Пат.4440666 США. МПК6 С 23F 011/14. Метод ингибирования коррозии с помощью полиамин-амидов, амидов и их применение / Р.Ф.Миллер, Т.С.Го, Дж.Р.Уилсон (США) № 405821. Заявл. 06.08.82.; Опубл. 03.04.84.

142. Пат.6338819 США. МПК6 С 23F 011/14. Комбинации имидазолинов и смачивающих агентов как безопасные ингибиторы коррозии для окружающей среды / Т.Г.Брага, Р.Л.Мартин, Ю.А. Мак Майксон и др. (США) № 250595. Заявл. 16.02.99.; Опубл. 15.05.02.

143. Пат.4388214 США. МПК6 С 23F 011/14, С 23F 011/12. Ингибиторы коррозии на основе имидазолиновых оснований, предотвращающие коррозию, вызываемую С02 и Н2 / К.Оппенландер, К.Сток, К.Бертольд (Германия) № 352635. Заявл. 26.02.82.; Опубл. 14.06.83.

144. Пат.5746946 США. МПК6 С 23F 011/14, С 23F 011/12. Имидазолиновые производные в качестве ингибиторов коррозии / З.А.Хе, В.И.Бланк (США) №774696. Заявл. 26.12.96, опубл. 05.05.98.

145. Пат.85729 Польша. МКИ С 23F 11/00. Имидазолины как ингибиторы коррозии для нефтеперерабатывающей промышленности / М.Володарчик, М.Кайл, В.Викиера и др. (Польша). № 163437 Заявл. 30.10.76.; Опубл. 19.01.77.

146. Lupu A., Angel M., Popescu P. Comparative Study Structure-inhibition Corrosion Concerning Some Surfaces. VII. Antihydrochloric Imidasoline Corrosion In-hibitors// Rev. chem. 1980. P. 179-183.

147. Пат. 7671 1 Румыния. МКИ5 С 07D 223/12. Имидазолиновые производные / А.Лупу, П.Попеску, А.Голодан (Румыния). № 976933. Заявл. 01.06.79.; Опубл. 30.05.81.

148. Пат.5174957 США. МКИ5 С 23 11/00. Ингибитор коррозии для систем нефть-вода, минимизирующий образование эмульсий / Т.М.Мак Каллох (США) № 818901 ; Заявл. 3.06.92; Опубл. 29.12.92; НКИ 422/7.

149. Гошкин В.П., Бурлов В.В. Оценка эффективности антикоррозионной защиты установок первичной переработки нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 2001. № 3. С.27-28.

150. Результаты исследования реагента Каспий-Х в качестве бактерицида-ингибитора / В.М.Аббасов, Е.Ш.Абдулаев, А.М.Самедов и др. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ. 1997. № 11-12. С.10-12.

151. Новые реагенты, применяемые для решения экологических проблем добычи, транспорта и переработки нефти / А.М.Самедов, Е.Ш.Абдулаев, В.М.Абасов и др. // IV Бакинская Международная нефтехимическая конференция: Тез. докл. Баку. 2000. С.31.

152. Dougherty J.A., Ouide Alink B.A. A Study of the Interaction of Imidazoline Corrosion Inhibitors with Elemental Sulfur // 9 tn European symp. on corrosion inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. 2000. Sez. V. Suppl. № 11. P.925-940.

153. Martin J. A., Valone F.W. The Existence of Imidazoline Corrosion Inhibitors // Corrosion. 1985. V.41 № 5. P.281-287.

154. Палатик Г.Ф. Особенности поведения промышленных амидо-имидазоли-новых ингибиторов коррозии в водно-углеводородных средах: Дисс. . канд. хим. наук / ОАО "ВНИИНефтехим". Санкт-Петербург. 2004. 155с.

155. Бурлов В.В., Палатик Г.Ф., Решетников С.М. Изменение эффективности амидо-имидазолиновых ингибиторов в процессе их хранения («старения») // Вестник Удмуртского университета. Серия «Химия». Ижевск. 2003. С.3-12.

156. Палатик Г.Ф., Алцыбеева А.И., Бурлов В.В. О причинах снижения эффективности промышленных амидо-имидазолиновых ингибиторов при хранении // Коррозия: материалы, защита. 2004. № 12. С.27-31.

157. French Е.С. New inhibitor reduces crudeunit corrosion problem at lower pH // Oil and Gas J. 1993. V.91 № 21. P.45-93.

158. Попов Ю.А. Электрохимическая теория развития питтингов // Защита металлов. 2001. Т.37. № 5. С.504-510.

159. Флорианович Г.М., Реформатская И.И. О потенциалах пассивации и ре-пассивации металлов // Защита металлов. 1997. Т.ЗЗ, № 4. С.341-350.

160. Кузнецов Ю.И. Роль концепции комплексообразования в современных представлениях об инициировании и ингибировании питтингообразования на металлах // Защита металлов. 2001. Т.37. № 5. С.485-490.

161. Хульквист Г., Закипур С., Лейграф К. О совместном влиянии состава пассивирующей пленки и неметаллических включений на инициирование локальной коррозии нержавеющей стали // Защита металлов. 1984. Т.20. № 4. С.529-533.

162. Реформатская И.И., Фреймам Л.И. Образование сульфидных включений в структуре сталей и их роль в процессах локальной коррозии // Защита металлов. 2001. Т.37. № 5. С.511-516.

163. Szklarska-Smialowska Z. Pitting Corrosion of Steels // Ochr. Koroz. 1972. V.15, №5, P. 117-127.

164. Яник-Чахор M.M. Итоги исследований стадии возникновения питтинга // Защита металлов. 1980. Т. 16. № 3. С.265-279.

165. Szklarska-Smialowska Z. Review of Literature on Pitting Corrosion. Published Since 1960//Corrosion. 1971. V.27. №6. P.223-233.

166. Galvele J.R. Pitting Corrosion // Treatise Mater. Sci and Technol. London. 1983.V.23.P.1-57.

167. Foroulis Z.A. Passivity and Localized Corrosion // Anti-Corrosion Methods and Materials. 1988. V.35. №11. P.4-11.

168. Alvarez M.G., Galvele J.R. The Mechanism of Pitting of Hinght Purity Iron in NaCl Solutions // Corros. Sci., 1984. V.24. №1. P.27-48.

169. Колотыркин Я.М., Попов Ю.А., Алексеев Ю.В. Основы теории развития питтингов // Итоги науки и техники. Сер. коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ. 1982. Т.9. С.88-133.

170. Szklarska-Smialowska Z. Inhibition of Localized Corrosion // Proceeding of the 7th European Symposium on Corrosion Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. №5. Sez V, suppl. №9. 1990. P.979-1001.

171. Galvele J.R. Pitting Corrosion // Treatise Mater. Sci. and Technol. London. 1983. V23. P. 1-57.

172. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов (локальные коррозионные процессы). М.: Металлургия. 1970. 448с.

173. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. JI.: Химия. 1989. 456с.

174. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защита металлов. М.: Изд-во АН СССР. 1959. 592с.

175. Колотыркин Я.М. Металл и коррозия. М.: Металлургия. 1985. 88с.

176. Томашов Н.Д., Чернова Т.П. Пассивность и защита металлов от коррозии. М.: Наука. 1965. 208с.

177. Попов Ю.А. Теория взаимодействия металлов и сплавов с коррозионно-активной средой. М.: Наука. 1995. 200с.

178. Колотыркин Я.М. Влияние анионов на кинетику растворения металлов // Успехи химии, 1962. Т.31. Вып.З. С.322-335.

179. Bulter M.A. Localised photoelectrochemical measurement of passive film on titanium // J. Electrochem. Soc. 1984. V.130. №12. P.2358-2362.

180. Локальное растворение нержавеющей стали у металлических включений / Колотыркин Я.М., Фрейман Л.И., Раскин Г.С. и др. // Докл. АН СССР. 1975. Т.220. № 1. С. 156-159.

181. Szklarska-Smialowska Z. Pitting Corrosion of Metals // Localized Corrosion. Houston, TX: NACE, 1986. P 112-116.

182. Маршаков И.К., Чернова Г.П., Кузнецов Ю.И. История развития коррозионных исследований в Институте физической химии РАН. 4.V. Локальная коррозия // Коррозия: материалы, защита. 2007. №2. С.41-47.

183. Matsuda S., Uhlig Н.Н. Effect of рН, Sulfates and Chlorides on Behavior of Sodium Chromate and Nitrite as Passivators for Steel // J. Electrochem. Soc. 1964. V. 111. №2. P. 156-161.

184. Sugimoto К., Sawada Y. The Role of Alloyed Molybdenium in Austenic Stainless in the Inhibition of Pitting in Neutral Halide Solutions // Corrosion. 1976. V.32. №9. P.347-352.

185. Bohni H., Uhlig H.H. Enviromental of Factors Affecting the Critical Pitting Potential of Aluminium //J. Electrochem. Soc. 1969. V.l 16. P.906-910.

186. Кузнецов Ю.И., Валуев И.А. Об эффективной энергии активации процесса инициирования питтинга на железе // Защита металлов. 1987. Т.23. №5. С.822-832.

187. Мс Cafferty Е. Inhibition of Crevice Corrosion and Pitting of Iron by Chromate // Proceeding of the 6th European Symposium on Corrosion Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. №5. Sez V. Suppl. №3. 1985. P.533-534.

188. Kaeshe H. Anodic Marginal Current and Pitting of Aluminium in Alkaline Solution of Neutral Salts // J. Phys. Chem. 1960. V.26. P. 138-142.

189. Hunkeler F., Bohni H., Frankel G.S. On the Mechanism of Localised Corrosion //Corrosion. 1987. V.43. №3 P.l89-191.

190. Leckie H.P. Applicability of Critical Pitting Potentials // J. Electrochem. Soc. 1970. V.l 17. №9. P.l 152-1154.

191. Vetter K.J., Strehblow H.H. New Fundamental Investigation of Pitting Corrosion and Their Consequences for the Theory // Proceed. 5th International Congress on metallic corrosion 21-27 May 1972.Tokyo. Japan. P. 127-128.

192. Thomas J.G.M., Nurce T.J. The Anodic Passivation of Iron in Solution of In-hibitive Anions // Brit. Corros. J. 1967. V.2. №1. P. 14-20.

193. Thomas J.G.M. Some New Fundamental Aspects in Corrosion Inhibition //lh

194. Proceeding of the 5 European Symposium on Corrosion Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. №5. Sez V.2. 1980. P.453-470.

195. Forker W., Reinhard G., Rahner D. Mechanism of the Action of Weak Acids and Their Salts on the Passivation of Iron by Oxyden // Corros. Sei. 1974. V.l 9. №11. P.745-751.

196. Lumsden J.R., Szklarska-Smialowska Z. The Properties of Films Formed on Iron Exposed to Inhibitive Solutions // Corrosion. 1978. V.34. №5. P. 169-176.

197. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. M.: Химия. 1977. 350c.

198. Hoar T.P. Nitrite Inhibition, Passivity and Resistance: a Review of Acceptable Mechanisms // J. Electrochem. Soc. 1952. V.99. №5. P.212-221.

199. Mc Cafferty E., Bernett M.K., Murday J.S. ANXPS Study of Passive Film Formation on Iron in Chromate Solution // Corros. Sei. 1988. V.28. №6. P.559-575.

200. Brasher D.M., Kingsbury A.H., Mercer A.D., De C.P. Passivation of Iron by Chromatic Solution //Nature. 1957. V.180. P.27-28.

201. Cartledge G.H. The Comparative Roles of Oxyden and Inhibitors in the Passivation of Iron. III. The Chromate Ion // J. Phys. Chem. №. 1961. V.65. P. 10091015.

202. Moshier W.C., Davis G.P. Integration of Molibdate Anions with the Passive Film on Aluminium // Corrosion. 1990. V.46. P.43-50.

203. Ogura K., Ohama T. Pit Formation in the Catodic Polarization of Passive Iron1.. Repair Mechanism by Molybdate, Chromate and Tungstate // Corrosion. 1984. V.40. №2. P.47-51.

204. Bavarian В., Moccari H., Mc Donald D. Inhibition of Stress Corrosion Crac-ing of Type 403 Stainless Steel in Sodium Sulfate Solution // Corrosion. 1982.1. V.38. №2. P. 104-116.

205. Mayne J.E.O., Menter J.N. The Mechanism of Inhibition of the Corrosion of Iron by Solution of Sodium Phosphate, Borate and Carbonate // J.Chem. Soc. 1954. №1. P.103-107.

206. Колотыркин Я.М., Кононова М.Д., Флориановнч Г.Г. Электрохимическое поведение железа в нейтральных растворах фосфатов // Защита металлов. 1966. Т.2. №6. С.609-612.

207. Кузнецов Ю.И., Кузнецова И.Г. О влиянии природы металла на ингиби-рование питтингообразования и ингибирование коррозии // Защита металлов. 1986. Т.22. №3. С.474-478.

208. Кузнецов Ю.И. Роль анионов раствора при депассивации алюминия и ин-гибировании коррозии // Защита металлов. 1984. Т.20. №3. С.372.

209. De Berry D.W., Viehbeck A. Inhibition of Pitting Corrosion of AISI 304L Stainless Steel by Surface Active Compounds // Corrosion. 1988. V.44. №5. P.299-305.

210. Zucchi J., Hashi Omar J., Trabanelli J. Inhibitors of Pitting Corrosion of Stainless Steel // Proceeding of the 6th European Symposium on Corrosion Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara. N.S. Sez V, Suppl. №8. 1985. P. 1535-1541.

211. Lin Jianping, Song Shizha, Tang Lilong. Ингибитирование питтинговой коррозии нержавеющей стали AISI 304 в растворе NaCl циклогексиламипом // J. Chem. Ind. and Eng. (China). 1999. V.50. №2. P.216-221.

212. Bavarian В., Moccari H., Me Donald D. Effect of Silicate and Phosphate on the Fatique Crack Growth Rates in Type 403 Stainless Steel in Concentrated Sodium Chloride and Sodium Hydroxide Solution // Corrosion. 1983. V.39. №1. P. 1-12.

213. Пат. 1834915 РФ МКИ C237 11/00. Состав для защиты от питгинговой коррозии / А.И.Цинман, Т.Е.Рожкова, Г.В.Лоде, Р.И.Саримов (СССР). № 4434974/26. Заявл. 01.06.88; Опубл. 15.08.93. Бюл.№ 30.

214. Пат. 4240925 США. МПК 252/359.2. Ингибитор питгинговой коррозии / В.С.Тайт (США) № 930280; Заявл.2.08.78; Опубл. 23.12.80.

215. Методы коррозионных испытаний металлических образцов. Основные требования. Оценка результатов (РТМ 26-01-28-68). НИИХиммаш. М., 1969. 16с.

216. ГОСТ 9.908-85 ЕСЗКС. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. М.: Госстандарт, 1990; 31с.

217. ГОСТ 9.912-89 ЕСЗКС. Стали и сплавы коррозионностойкие. Методы ускоренных испытаний на стойкость к питгинговой коррозии. М.: Госстандарт, 1989. 18с.

218. ГОСТ 21534-76. (CT СЭВ 2879-81). Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. М.: Госстандарт, 1992. 18с.

219. ГОСТ 1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы. М.: Изд-во стандартов, 1994. 12 с.

220. ГОСТ 19121-73 (CT СЭВ 3361-81). Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. М.: Госстандарт, 1989. 10с.

221. ГОСТ 17323-71 (СТ СЭВ 756-77). Топливо для двигателей. Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием. М.: Госстандарт, 1985. 14с.

222. ГОСТ 2477-65 (СТ СЭВ 2382-80). Нефтепродукты. Метод определения содержания воды. М.: Госстандарт, 1985. 7с.

223. Методика выполнения измерений массовой концентрации хлористого водорода в газах нефтепереработки. № М.59. ФГУП "ГОСНИИХиманалит". СПб. 2005. 13 с. (свидетельство об аттестации № 242/710 от 23.12. 2005г.).

224. Лурье Ю.Ю. Унифицированные методы анализа вод. М.: Химия. 1971. 375с.

225. Лурье Ю.Ю. Аналитическая химия промышленных сточных вод. М.: Химия, 1984. 448с.

226. Гурвич С.М., Кострикин Ю.М. Оператор водоподготовки. М.: Эиергоиз-дат, 1981.304с.

227. Уильяме У.Дж. Определение анионов. Справочник. Пер. с англ., М.: Химия, 1982. 624с.

228. Марченко 3. Фотометрическое определение элементов. М.: Мир, 1971. 501с.

229. Бабко А.К., Пилипенко А.Т. Фотометрический анализ. Методы определения неметаллов. М.: Химия, 1974. 360с.

230. Шарло Г. Методы аналитической химии. Количественный анализ неорганических соединений. М.: Химия, 1965. 976с.

231. Джеффери П. Химические методы анализа горных пород. М.: Мир, 1973. 470с.

232. Коростелев П.П. Реактивы и растворы в металлургическом анализе. М.: Металлургия. 1977. 400с.

233. Фрумина Н.С., Лисенко Н.Ф., Чернова М.А. Аналитическая химия хлора // Серия "Аналитическая химия элементов". М.: Наука, 1983. 200с.

234. Глузман Л.Д., Эдельман И.И. Лабораторный контроль коксохимического производства. М.: Металлургия. 1968. 472с.

235. Бусев А.И., Симонова Л.Н. Аналитическая химия серы. М.: Наука, 1975. 272с.

236. Задачи и методические приемы битумологических исследований. Л.: Недра, 1986. 223с.

237. Химический анализ морских осадков. Под ред. д.х.н. Остроумова Э.А. М.: Наука, 1980. 216с.

238. Пономарев А.И. Методы химического анализа железных, титаномагние-вых и хромовых руд. М.: Наука, 1966. 407с.

239. Гронский Р.К., Житовская Т.В., Бусмулов Р.Ш. Защита греющих секций испарителей от стояночной коррозии // Энергетик. 1984. № 3. С.7-8. '

240. Логан Х.Л. Коррозия металлов под напряжением. Пер. с апгл. М.: Металлургия, 1970.340с.

241. Новокрещенова С.М., Бабанов А.А., Княжева В.М. Влияние кремния на склонность к питтинговой коррозии стали типа Х20Н20 // Защита металлов. 1968. Т.4. № 6. С.665-668.

242. Богоявленский В.Л. Коррозия сталей на АЭС сводным теплоносителем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 168с.

243. Amide-imidazoline Corrosion Inhibitors: Peculiarities of Behavior in Waterpetroleum Environments / A.I.Altsybeeva, V.V.Burlov, T.M.Kuzinova et al. // Proc.of the 10th Europ. Symp.on corr. inhib. Ann. Univ. Ferrara, N.S. Sez.V.2, 2005, P. 551-558.

244. Особенности поведения амидо-имидазолиновых ингибиторов коррозии в водно-углеводородных средах / А.И.Алцыбеева, В.В.Бурлов, Т.М.Кузинова и др. // Коррозия: материалы, защита. 2006. № 1. С.25-30.

245. O.Lahodny-Sarc О. Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production // Proc. of the 6th Europ. Symp. on Corrosion Inhibitor. 16-20th September. Ferrara. 1985. P.l 313-1329.

246. Martin J.A., Valone F.W. The Existence of Imidasoline Corrosion inhibitors // Corrosion. 1985. V. 41. №5. P.281-287.

247. Dougherty J.A., Oude Alink B.A. Corrosion Inhibitors of Mild Steel in Natural Gas Systems containing Elemental Sulfur, H2S and CO2 // Proc. of the 7 th European Symp. on Corrosoin Inhibitors. Ann. Univ.Ferrara. 2000. Sez. V. Suppl. №9. P. 1299-1311.

248. Mok W.J., Jenkins A.E., Gamble C.G. // Localized Corrosion and Inhibitor Selection // Int. Symp "Corrosion Science in the 21st Century". Manchester 6-11 July 2003. V.6. Paper С 072.

249. Перспективы использования биметаллических труб на промысловых нефтегазопроводах Западной Сибири / И.И.Реформатская, В.В.Завьялов, И.Г.Родионова и др. // Защита металлов. Т.36. №1. 2000. С.51-57.

250. Кузнецов Ю.И., Валуев И.А., Тыр Е.В. О питтингообразовании на сплавах * Fe-13Cr в хлоридных растворах // Защита металлов. Т.28. №3. 1998. С.404409.

251. Справочник металлиста в 5 томах. Том 2 / Под ред. д.т.н. А.Г.Рахштадта и к.т.н. В.А.Брострема. М.: Машиностроение. 1976. 718с.

252. Gragnolino G., Macdonald D.D. Intergranular Stress Corrosion Cracking of Austenitic Stainless Steel at Temperatures Below 100°C — A Review // Corrosion. V. 38, №8, 1982. P. 408 424.

253. Effect alloying Elements on the Pitting Corrosion of Stainless Steel / K. Oso-zawa, N.Okato, Y.Fukase, K.Yokata // Corrosion Eng. 1975. V.25, № 1, p.3-8.

254. Анализ поверхности методами оже- и рентгеновской фотоэлектронной спектроскопии / Под ред. Д.Бриггса и М.П.Сиха. Пер. с англ. М.: Мир. 1987. 600с. С.467-468.

255. Парпуц Т.П. Локальная коррозия оборудования из нержавеющих сталей при эксплуатации установок переработки нефти. Дисс.канд. хим. наук / ОАО «ВНИИНефтехим». Санкт-Петербург. 2006. 160с.

256. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Коррозия и коррозионностойкие сплавы. М.: Металлургия. 1973.273с.

257. Повышение качества поверхности и плакирование металлов / Справочник. Под ред. А.Кнаушнера. Пер. с немецк. под ред. д.т.н. А.Ф.Пименова. М.: Металлургия. 1984. 368с.

258. Свистунова Т.В., Шлямнев А.П. Коррозионно-стойкие стали и сплавы: состояние и направления развития Защита металлов. Т.ЗЗ. №4. 1996. С.375-380.

259. Пат. 5458849 США. С 23F 011/14. Prevention of Cracking and Blistering of Refinery Steels by Cyanid Scavending in Petroleum Refinery Processes / V.K.Majestic, M.Ramesh (США) Appl. №: 139974; Filed 22.10.93; 17.10.95.

260. Пат. 5387393 США. С 23F 011/14. Prevention of Cracking and Blistering of Refinery Steels by Cyanid Scavending in Petroleum Refinery Processes / V.K.Braden, M.Ramesh (США) Appl. №: 118022; Filed 8.09.93; 2.02.95.