РОЗДІЛ 2
Матеріали та методики досліджень
2.1. Досліджувані матеріали та їх властивості
2.1.1. Cталь нафтопроводу. Випробування проводили на сталі типу 10ГС труб
імпортного виробництва (діаметр 1020 мм, товщина стінки 16 мм) магістрального
нафтопроводу “Кременчук – Херсон” у вихідному стані (контрольна труба у стані
поставки) та після 28 років її експлуатації, окремо виділялись верхній та
нижній фрагменти труби (рис. 2.1). Хімічний склад сталі подано в таблиці 2.1.
Рис. 2.1. Загальний вигляд труби після 28 років її експлуатації.
Таблиця 2.1.
Хімічний склад трубної сталі
Mn
Si
Nb
Mo
V+Nb+Ti
Максимум
0,12
1,65
0,025
0,015
0,50
0,06
0,08
0,30
0,16
Фактично
0,10
1,58
0,019
0,004
0,30
0,029
0,03
0,004
0,081
Зразки для досліджень вирізали з труб після 28 років їх експлуатації (верхнього
фрагмента – “верх” і нижнього фрагмента – “низ”) та у вихідному стані
(“поставка”) та підготовляли згідно застосовуваних методик досліджень. Зразки
для випроб вирізали таким чином, щоби досліджувані поверхня чи об’єм металу
були якомога ближче до внутрішньої поверхні труби.
Для встановлення характеру корозійних пошкоджень внутрішньої поверхні
експлуатованої труби з вирізок з верхньої та нижньої ділянки труби знімали
органічні та неорганічні відклади, поверхню фотографували і визначали
кількість, глибину та площу пітингів і виразок. Площу окремих виразок
оцінювали, знімаючи на міліметрівку контури корозійних пошкоджень, глибину
пітингів та вирізок вимірювали мікрометром. Результати усереднювали на площу
поверхні 1 м2.
В таблиці 2.2 подана характеристика нафти з магістрального нафтопроводу
“Кременчук – Херсон” (I група нафти по ГОСТ 9965-76).
Таблиця 2.2.
Характеристика нафти з магістрального нафтопроводу
“Кременчук – Херсон” (дата аналізу 25.07.2000 р.)
Показник
Значення
Густина при 17 єС, г/см3
0,8682
Вміст хлористих солей, мг/л / %
51,42 / 0,0059
Вміст води, %
0,28
Вміст сірки, %
1,52
Вміст механічних домішок, %
0,0121
2.1.2. Сталь нафтового резервуару. Досліджували сталь Ст. 3сп демонтованого
нафтового резервуару (PKN ORLEN S.A., Плоцьк, Польща) (рис. 2.2) на зразках,
вирізаних з (рис. 2.3): 1 – верхньої частини стінки резервуару, яка
контактувала впродовж експлуатації з повітрям та конденсованою водою; 2 –
ділянки стінки, яка постійно контактувала з нафтою; 3 – ділянки стінки при дні
резервуару; 4 – дна резервуару; ділянки 3 і 4 постійно контактували з
підтоварною водою.
Рис. 2.2. Загальний вигляд нафтового резервуару.
Рис. 2.3. Схема вирізання зразків з різних ділянок (1, 2, 3, 4) нафтового
резервуару після тривалої експлуатації.
Зразки для випроб вирізали таким чином, щоби досліджувані поверхня чи об’єм
металу були якомога ближче до внутрішньої поверхні резервуару.
2.1.3. Інгібітори. Досліджували промислові інгібітори Д-6К, Д-4-3-К, ИКТ-1А
[179], що застосовуються в нафтодобувній промисловості, та модифікований
інгібітор НЕФГАН-1 (пат. UA 10086, додаток А) [215].
Інгібітор НЕФГАН-1 – композиція на основі піридинових, хінолінових основ та
імідазоліну при наступному співвідношенні компонентів (% мас.) [215]:
Суміш коксохімічних піридинових основ, хіноліну, ізохіноліну, їх похідних,
одержана при розгонці кам’яновугільної смоли при 230-300 єС
80-85
Імідазолін
15-20
Імідазолін введений в інгібіторну композицію НЕФГАН-1 для забезпечення її
ефективності на трьохфазній межі розділу сталь-нафта-вода, оскільки імідазолін
концентрується на межі розділу фаз нафта-вода.
2.2. Корозійні середовища
Порівняльні дослідження проводили у модельному середовищі підтоварної води, яке
готували наступним чином: однакові об’ємні частини води та нафти збовтували
магнітною мішалкою протягом 10 днів. Суміш відстоювали, відділяли воду на
ділильній лійці та фільтрували.
Для вивчення корозійних процесів у двофазному нафто-водному середовищі готували
модельну систему з рівних об’ємних частин модельної або підтоварної води та
нафти. Дослідження проводили по двох варіантах: 1) без перемішування для оцінки
характеру корозійних пошкоджень по ватерлінії; 2) з безперервним перемішуванням
магнітною мішалкою, за рахунок чого утворюється водно-нафтова емульсія. В
першому випадку зразки поміщали в середовище таким чином, щоб половина зразка
була у водній фазі, інша половина – в нафтовій. Зразки після експерименту
фотографували, а потім обробляли, як описано в методиці гравіметричних
досліджень.
Для досліджень використовували нафту з Дрогобицького нафтопереробного заводу
(НПЗ), характеристика якої наведена в таблиці 2.3.
Таблиця 2.3.
Характеристика нафти з резервуару Е-4 (дата аналізу 09.08.04)
№ п/п
Показник якості
Нафта з резервуару Е-4
Густина при 20 єС, г/см3
0,860
Фракційний склад, % об.
до 100 єС перегонка
до 200 єС перегонка
23
до 250 єС перегонка
34
до 300 єС перегонка
44
до 350 єС перегонка
57
до 360 єС перегонка
64
В’язкість кінематична при 50 єС, сСм
5,29
Вміст сірки, %
1,29
Вміст води, %
0,09
Вміст хлористих солей, мг/л
24,3
Вміст механічних домішок
0,03
Кислотне число, мг КОН на 1 г нафти
0,41
Досліджували корозійну агресивність підтоварної води з нафтових резервуарів
діючих нафтопереробних заводів України (Надвірнянський та Дрогобицький НПЗ) та
Польщі (Плоцький НПЗ). Підтоварну воду з Надвірнянського НПЗ досліджували з
двох нафтових резервуарів: з резервуару зберігання товарної нафти та резервуару
зберігання нафти після електрознесолення. Хімічний склад досліджуваних
підтоварних вод наведено в таблиці 2.4. Вміст хлористих солей у конденсованій
воді з нафти до знесолення Дрогобицького НПЗ становить 13800 мг/л.
Таблиця 2.4.
Хімічний склад підтоварних
- Київ+380960830922