Topilnytskyy, P., Tkachuk, V., & Rechun, О.
(2022).
Influence of organic chlorin compounds in oil on corrosion of oil transport equipment.
Commodity Bulletin,
15(1),
286-297.
https://doi.org/10.36910/6775-2310-5283-2022-15-25
ISSN 2310-5283
e-ISSN 3041-1432
УДК 67; 68; 33
Вплив вмісту хлорорганічних сполук в нафті на корозію нафтотранспортного обладнання
Отримано 21.09.2021, Доопрацьовано 23.12.2021, Прийнято 18.02.2022
Анотація
Мета. Оцінка впливу вмісту хлорорганічних сполук в нафті на корозію нафтотранспортного обладнання. Результати. Хлорорганічні сполуки (ХОС) в додаток до неорганічних хлоридів є джерелом хлористоводневої корозії обладнання транспортної системи. Їх наявність у нафті є потенційно небезпечним для нафтопереробних підприємств, і виявляються вони лише в процесі очищення технологічного обладнання, трубопроводів і резервуарів. Тому не випадково вміст ХОС не нормується і підлягає обов’язковому визначенню. На сьогодні нафтопереробні заводи не мають технологій, що дозволяють нейтралізувати хлорорганічні сполуки або ж надійно захистити обладнання. Певний досвід по боротьбі з хлором на нафтопереробних заводах (НПЗ) уже отримано, але, на нашу думку, жодна із запропонованих розробок поки не є достатньо ефективною. Проведено дослідження корозійного впливу хлороформу, дихлорметану, метилену хлористого, трихлоретилену та перхлоретилену на металеві пластинки при концентрації ХОС в середовищі від 10 до 1000 ppm при температурі 20 °С. Базовим середовищем для досліджень було товарне дизельне паливо з додаванням до нього певних ХОС або нафти з підвищеним вмістом ХОС. Металеві зразки – сталь Ст 20, метал з трубопроводу, резервуару, метал трубопроводу з чеської сталі. Серед досліджуваних ХОС виявлені найбільш корозійноактивні сполуки – дихлоретан, метилен хлористий та трихлоретилен. Металеві пластини з трубопроводу, резервуару, трубопроводу з чеської сталі проявляли стійкість до агресивного середовища на рівні «стійкий», а корозійна активність агресивного середовища оцінювалась як «середня». Оцінюючи корозійний вплив хлорорганічних сполук в нафті на характер та швидкість корозії магістральних нафтопроводів, резервуарів та технологічного обладнання можна констатувати, що вміст ХОС в нафті в кількості до 500 ppm при температурі до 40 °С проявляє незначний корозійний вплив, а метал магістральних нафтопроводів, резервуарів та технологічного обладнання проявляє корозійну стійкість на рівні «стійкий» за шкалою оцінки корозійної стійкості металу відповідно до ГОСТ 9.502-82 (швидкість корозії може становити до 0,1 мм/рік). Наукова новизна. Вперше встановлено корозійний вплив індивідуальних хлорорганічних речовин на матеріали нафтотранспортного обладнання. Практична значимість. У результаті досліджень встановлено безпечну кількість хлорорганічних сполук в нафті, при якій корозія обладнання є мінімальною.
Ключові слова:
нафтотранспортне обладнання; хлорорганічні сполуки; корозія; трубопроводи
ЦИТУВАТИ
802 Перегляди
Використані джерела
[1] Hutorianskiy, F.M. (2002). Organochlorine compounds in oil. World of oil products. Bulletin of Oil Companies, 3, 6-7.
[2] Hutorianskiy, F.M. (2002). Organochlorine compounds. Fractional separation and methods of removal from oil at the stage of its preparation and processing. World of oil products. Bulletin of Oil Companies, 4, 9-13.
[3] Levchenko, D.N. (1991). The need to remove corrosive salts from oil. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 6, 43-44.
[4] Varshavskyi, O.M. (2003). KhOS. How to solve the problem at OOO PO "Kyryshynefteorhsyntez". Oil producers. Foreign Oil Companies, 2, 16-18.
[5] Azarova, S.N. (2002). We treat wells – we cripple refineries. The problem of - chlorine‖ remains relevant. Oil and Gas Vertical, 8, 14-16.
[6] Uusitalo, M.A. (2002). Elevated temperature erosion-corrosion of thermal sprayed coatings in chlorine containing environments. Wear, 252, 586-594
[7] Khutorianskyi, F.M., Orlov, L.N., Mykhalev, A.H., Uryvskaia, H.M, Erhyna, E.V., Krainov, L.A., & Tsvetkov, A.L. (2001). Modern reagents for chemical-technological corrosion protection of condensate-cold equipment of primary processing plants. Bulletin of Oil Companies, 1, 13-19.
[8] Pozdnyshev, H.N. (2002). On the problem of reducing hydrochloric acid corrosion, salt deposition and the content of chemical compounds in oil refining products at oil refineries. Interval, 1, 79-81.
[9] Zakharochkyn, L.D., Volfson, S.Y., & Klochkova, L.H. (1959). Chemical and technological methods of combating low-temperature corrosion AVT. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 3, 46-52.
[10] Sukhotyn, A.M. (1974). Corrosion and protection of chemical equipment. Reference guide.
[11] Rozenfeld, Y.L. (1977). Corrosion inhibitor. M.: Khymyia.
[12] Khutorianskyi, F.M. (2007). Integrated chemical-technical protection system against corrosion of condensation-cold equipment for atmospheric columns of installations of primary oil refineries. Development and implementation. Report on the scientific seminar "Actual problems of oil refinery" at the Russian University of Oil and Gas. Y.M. Hubkyna The World of Oil Products: Bulletin of Oil Companies, 1, 45-48.
[13] Romanchuk, V.V. (2013). Anti-corrosion protection of oil refinery equipment with nitrogen- and oxygen-containing inhibitors. (Abstract, Lviv National Polytechnic University, Lviv, Ukraone).
[14] Romanchuk, P. (2010). Investigation of reagents with different chemical compositions for protection of oil primary refining equipment. Chemistry & Chemical Technology, 4(3), 231-236.
[15] Motor fuels: Properties and quality. Kyiv: Centr uchbovoyi literatury.
[16] Topilnyczkyj, P.I., Grynyshyn, O.B., & Machynskyj, O.Ya. (2014). Primary oil and gas processing technology. Lviv: Publishing House of Lviv Polytechnic.
[17] Pichugin, V.F., Ivanova, L.V., & Burov, E.A. (2013). Improving tribological characteristics of metallic pairs in diesel fuel with the introduction of additives. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 4(578), 20-22.