Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти

Диссертация: Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Содержание

  • Список сокращений, принятых в работе
  • 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

Система ингибиторной защиты оборудования установок первичной переработки нефти (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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-, сульфити 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 степениверхней 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. 2002 г.) — отраслевом совещании главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (Кириши, 6−10 дек. 2004 г.) — 6-м, 7-м и 8-м Международных форумах «Топливно-энергетический комплекс России» (Санкт-Петербург, 11−13 апр. 2006 г., 10−12 апр. 2007 г.) — 9-й Международной научно-практической конференции «Защита от коррозии. Новые материалы и технологии защиты от коррозии» (Санкт-Петербург, 31 мая — 1июня 2006 г.) — международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка и нефтехимия-2006» (Уфа, 23−26 мая 2006 г.).

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, сульфиди 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 аи 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» .

Показать весь текст

Список литературы

  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. П.Г. Процессы переработки нефти. Учебно-методическое пособие для повышения квалификации работников нефтеперерабатывающих предприятий. Т.1. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 2000. 224с.
  5. А.Н. Управление коррозией оборудования нефтегазоперерабогки // Нсфтегазопромысловый инжиниринг. 2005. № 3. С. 16−18.
  6. О.И. Мониторинг и защита конструкций повышенной опасности в условиях их старения и коррозии // Защита металлов. 1999. Т.35. № 4. С.341−345.
  7. О.И. Механокоррозионная прочность и мониторинг крупногабаритных конструкций повышенной экологической опасности // Защита металлов. 1996. Т.32.№ 4. С.352−357
  8. 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. 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. 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. О.И. Мониторинг и защита конструкций повышенной опасности в условиях их старения и коррозии // Защита металлов. 1999. Т.35.№ 4. С.341−345.
  16. .Н., Мухин C.B. Мониторинг состояния оборудования технология ресурсосберегающей эксплуатации нефтеперерабатывающих производств XXI века// Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. № 8. С.59−64.
  17. О.И. Механокоррозионная прочность и мониторинг крупногоаба-ритных конструкций повышенной экологической опасности // Защита металлов. 1996. Т.32. № 4. С.352−357.
  18. 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. .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. 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. .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. И.Р., Баширов М. Г. Электромагнитная диагностика оборудования нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Уфа: Изд-во УГНТУ. 2001.294с.
  32. 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. 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. В.А., Посляков A.B. Опыт диагностического состояния длительно эксплуатирующихся трубопроводов // Химическое и нефтегазовое месторождение. 2004. № 4. С.46−47.
  37. 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. И.И., Иванцов О. М., Молдаванов О. И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Наука. 1990. 264с.
  39. Е.В. Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей // Новости теплоснабжения. 2002. Т.20. № 4. С.29−34.
  40. Пат. 2 138 037 РФ. МГЖ 6G 01 N 29/04. Способ обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах теплоснабжения / Е. В. Самойлов, В. Г. Семенов (РФ). № 98 105 233/28- 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. В.А., Дробот Ю. Б. Акустическая эмиссия. М.: Изд-во стандартов. 1976. 272с.
  43. 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. A.B. Системы мониторинга // Материалы межотраслевого совещания главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и СР1Г. 6−10декабря 2004 г., Кириши. М.: ЦНИИТЭ-Нефтехим. 2005. С.177−180.
  46. 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. А.Н., Низамов Р. Э. С02-коррозия нефтепромыслового оборудования М.: ВНИИОЭНГ. 2003. 188с.
  48. 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. 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. 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. H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В. М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра. 1998. 437с.
  52. В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.: ЦНИИТЭНеф-техим. 1984. 35с.
  53. Л.С., Ефремов А. П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра. 1982. 227с.
  54. 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. 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. H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ. 1974. 131с.
  59. A.A., Разуваев И. В. Повышение безопасности оборудования нефтехимических производств при его эксплуатации // Безопасность труда в промышленности. 2002. № 4. С.56−61.
  60. 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. 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. 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. 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. С.Г. Применение электрохимических методов при коррозионном мониторинге трубопроводного транспорта // Техническая диагностика и не-разрушающий контроль. 1998. № 3. С.31−36.
  72. 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. 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. В.А. Проблемы автоматизированного и механизированного ультразвукового контроля на предприятиях химического и нефтяного машиностроения // Химическое и нефтяное машиностроение. 1990. № 5. С. 26−28.
  84. 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. А.Б. О контроле коррозии с помощью изолированных и неизолированных образцов-свидетелей // Практика противокоррозионной защиты. 2001. № 4. С.45−50.
  87. 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. 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. 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. С.Г. Мониторинг коррозии, обусловленной охлаждающей водой // Нефтегаз.технол. 2004. № 6. С.69−75.
  99. М.Н., Жигалова К. А. Методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия. 1986. 79с.
  100. А.И., Левин С. З. Ингибиторы коррозии металлов / Справочник. Л.: Химия. 1968. 264с.
  101. Д.С. Ингибиторы коррозии / Пер. с англ. М.: Металлургия. 1983. 272с.
  102. 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. 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. 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. 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. В.Н., Савкова В. Г. Защита от коррозии установок прямой перегонки нефти // Химия и технология топлив и масел. 1990. № 10. С.4−5.
  113. 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. С.А., Я.Б.Козликовский, В. А. Кощий. Полифункциопальные поверхностно-активные основания Манниха в процессах нефтепереработки // Тез. докл. VII Нефтехим. симп., 15−20 окт. 1990 г., 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.2 108 409 РФ. МКИ6 С 23 /173. Способ защиты от коррозии установок первичной переработки нефти / Томин В. П., Колыванова Е. И. и др. № 96 102 999. 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.4 855 035 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. 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. 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. 39 598 Украина. МПК7 С 23 °F 11/00. Способ защиты от коррозии установок подготовки и переработки нефти / СА. Нестеренко, В. А. Кощий, Ю. Я. Богатчук и др. (Украина). № 2 000 116 166. Заявл. 01.11.2000- Опубл. 15.06.2001.
  128. 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. 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. 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. 1 850 044 129. Уфа. 1987. 28с.
  132. 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.№ 92 625 Румыния. МКИ С 23 °F 11/14. Пленкообразующий ингибитор коррозии для установок переработки нефти и способ его получения / Н. И. Мэнеску, Г. Йордаке. М. Мател, С. Попеску (Румыния) № 120 270. Заявл. 02.10.85.- Опубл. 30.09.87.
  136. Пат.3 714 858 ФРГ МКИ6 С 23 °F 11/14. Ингибиторы сероводородной и уг-лекислотной коррозии в эмульсиях типа вода в масле / К. Оппенландер, К. Шток, К. Бартольд (ФРГ). № 32 148 567. Заявл. 05.05.87.- Опубл. 26.11.87.
  137. Пат.3 766 053 США. МКИ6 208/47 С 23f С 07d 10g. Ингибитор коррозии для нефтеперерабатывающей промышленности / В. Е. Саффенкл (США). № 267 333 Заявл. 28.06.72.- Опубл. 16.10.73.
  138. Пат.3 687 847 США. МКИ6 252/8.55 Е С 23f. Ингибиторная композиция для нефтяных сред / Дж. Маддокс, В. Шоен (США). № 64 982 229 Заявл. 29.06.67.- Опубл. 28.08.72.
  139. Пат.59 002 515 США. МПК6 С 09 К 3/00. Растворы и методы ингибирова-ния коррозии / Л. Самит, И. Паул (США) № 08/516 000. 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.4 440 666 США. МПК6 С 23 °F 011/14. Метод ингибирования коррозии с помощью полиамин-амидов, амидов и их применение / Р. Ф. Миллер, Т. С. Го, Дж.Р.Уилсон (США) № 405 821. Заявл. 06.08.82.- Опубл. 03.04.84.
  142. Пат.6 338 819 США. МПК6 С 23 °F 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) № 250 595. Заявл. 16.02.99.- Опубл. 15.05.02.
  143. Пат.4 388 214 США. МПК6 С 23 °F 011/14, С 23 °F 011/12. Ингибиторы коррозии на основе имидазолиновых оснований, предотвращающие коррозию, вызываемую С02 и Н2 / К. Оппенландер, К. Сток, К. Бертольд (Германия) № 352 635. Заявл. 26.02.82.- Опубл. 14.06.83.
  144. Пат.5 746 946 США. МПК6 С 23 °F 011/14, С 23 °F 011/12. Имидазолиновые производные в качестве ингибиторов коррозии / З. А. Хе, В. И. Бланк (США) № 774 696. Заявл. 26.12.96, опубл. 05.05.98.
  145. Пат.85 729 Польша. МКИ С 23 °F 11/00. Имидазолины как ингибиторы коррозии для нефтеперерабатывающей промышленности / М. Володарчик, М. Кайл, В. Викиера и др. (Польша). № 163 437 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). № 976 933. Заявл. 01.06.79.- Опубл. 30.05.81.
  148. Пат.5 174 957 США. МКИ5 С 23 11/00. Ингибитор коррозии для систем нефть-вода, минимизирующий образование эмульсий / Т. М. Мак Каллох (США) № 818 901 — Заявл. 3.06.92- Опубл. 29.12.92- НКИ 422/7.
  149. 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. 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. 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. 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. Ю.А. Электрохимическая теория развития питтингов // Защита металлов. 2001. Т.37. № 5. С.504−510.
  159. Г. М., Реформатская И. И. О потенциалах пассивации и ре-пассивации металлов // Защита металлов. 1997. Т. ЗЗ, № 4. С.341−350.
  160. 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. 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. 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. 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. И.Л. Коррозия и защита металлов (локальные коррозионные процессы). М.: Металлургия. 1970. 448с.
  173. Г. Г., Реви Р. У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. JI.: Химия. 1989. 456с.
  174. Н.Д. Теория коррозии и защита металлов. М.: Изд-во АН СССР. 1959. 592с.
  175. Я.М. Металл и коррозия. М.: Металлургия. 1985. 88с.
  176. Н.Д., Чернова Т. П. Пассивность и защита металлов от коррозии. М.: Наука. 1965. 208с.
  177. Ю.А. Теория взаимодействия металлов и сплавов с коррозионно-активной средой. М.: Наука. 1995. 200с.
  178. 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. 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. 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. 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. 10 091 015.
  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. 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. 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. 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. 1 834 915 РФ МКИ C237 11/00. Состав для защиты от питгинговой коррозии / А. И. Цинман, Т. Е. Рожкова, Г. В. Лоде, Р. И. Саримов (СССР). № 4 434 974/26. Заявл. 01.06.88- Опубл. 15.08.93. Бюл.№ 30.
  214. Пат. 4 240 925 США. МПК 252/359.2. Ингибитор питгинговой коррозии / В. С. Тайт (США) № 930 280- 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 21 534–76. (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 19 121–73 (CT СЭВ 3361−81). Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. М.: Госстандарт, 1989. 10с.
  221. ГОСТ 17 323–71 (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. 2005 г.).
  224. Ю.Ю. Унифицированные методы анализа вод. М.: Химия. 1971. 375с.
  225. Ю.Ю. Аналитическая химия промышленных сточных вод. М.: Химия, 1984. 448с.
  226. С.М., Кострикин Ю. М. Оператор водоподготовки. М.: Эиергоиз-дат, 1981.304с.
  227. У.Дж. Определение анионов. Справочник. Пер. с англ., М.: Химия, 1982. 624с.
  228. Марченко 3. Фотометрическое определение элементов. М.: Мир, 1971. 501с.
  229. А.К., Пилипенко А. Т. Фотометрический анализ. Методы определения неметаллов. М.: Химия, 1974. 360с.
  230. Г. Методы аналитической химии. Количественный анализ неорганических соединений. М.: Химия, 1965. 976с.
  231. П. Химические методы анализа горных пород. М.: Мир, 1973. 470с.
  232. П.П. Реактивы и растворы в металлургическом анализе. М.: Металлургия. 1977. 400с.
  233. Н.С., Лисенко Н. Ф., Чернова М. А. Аналитическая химия хлора // Серия «Аналитическая химия элементов». М.: Наука, 1983. 200с.
  234. Л.Д., Эдельман И. И. Лабораторный контроль коксохимического производства. М.: Металлургия. 1968. 472с.
  235. 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. А.И. Методы химического анализа железных, титаномагние-вых и хромовых руд. М.: Наука, 1966. 407с.
  239. Р.К., Житовская Т. В., Бусмулов Р. Ш. Защита греющих секций испарителей от стояночной коррозии // Энергетик. 1984. № 3. С.7−8. '
  240. Х.Л. Коррозия металлов под напряжением. Пер. с апгл. М.: Металлургия, 1970.340с.
  241. 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. 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. Ю.И., Валуев И. А., Тыр Е.В. О питтингообразовании на сплавах * Fe-13Cr в хлоридных растворах // Защита металлов. Т.28. № 3. 1998. С. 404 409.
  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. Т.П. Локальная коррозия оборудования из нержавеющих сталей при эксплуатации установок переработки нефти. Дисс.канд. хим. наук / ОАО «ВНИИНефтехим». Санкт-Петербург. 2006. 160с.
  256. 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. 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. 5 458 849 США. С 23 °F 011/14. Prevention of Cracking and Blistering of Refinery Steels by Cyanid Scavending in Petroleum Refinery Processes / V.K.Majestic, M. Ramesh (США) Appl. №: 139 974- Filed 22.10.93- 17.10.95.
  260. Пат. 5 387 393 США. С 23 °F 011/14. Prevention of Cracking and Blistering of Refinery Steels by Cyanid Scavending in Petroleum Refinery Processes / V.K.Braden, M. Ramesh (США) Appl. №: 118 022- Filed 8.09.93- 2.02.95.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!