Комплексная защита нефтяных резервуаров от коррозии на стадии производства

• Автор: Бурмистров, Николай Васильевич
• Шифр специальности: 05.17.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2001
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 131 с. : ил

1.1. Факторы, определяющие коррозионную афсссивность 7 условий эксплуатации резервуаров

1.2. Прогнозирование надежности незащищенных резервуаров

1.3 Защита внутренней поверхности резервуаров

лакокрасочными покрытиями

1.3.1. Сравнительная характеристика покрытий, используемых для защиты резервуаров

1.3.2. Мегоды исследования защитных свойств покрытий

1.4. Электрохимическая защита внутренней поверхности

резервуаров

1.4.1 Выбор параметров электрохимической защиты

1.4.2 Выбор материала протектора

1.4.3 Сопоставление вариантов электрохимической защиты

1.4.4 Расчет параметров электрохимической защиты резервуаров
Заключение по литературному обзору
2. Выбор системы лакокрасочных покрытий для комплексной
защиты внутренней поверхности резервуаров
2.1 Оценка физикомеханических свойств покрытий
2.2 Выбор метода коррозионных испытаний и оценки коррозионных разрушений
2.3 Анализ результатов коррозионных испытаний исследуемых систем
2.4 Выводы
3. Анализ взаимосвязи параметров протекторной защиты с условиями эксплуатации горизонтальных резервуаров
3.1 Диапазон возможных значений исходных для расчета данных
3.2 Анализ влияния значений входных параметров на общее сопротивление между протектором и булнтом
3.3 Анализ влияния входных параметров на силу защитного тока, обеспечиваемого протекторами
3.4 Анализ влияния значений входных параметров на плотность защитного тока
3.5 Выводы
4. Расчет параметров протекторной защиты горизонтальных резервуаров с учетом стохастической природы исходных данных
4.1 Использование метода МонтеКарло для расчета параметров протекторной защиты горизонтальных резервуаров
4.2 Результаты расчета параметров протекторной защи ты
4.3 Выводы
5. Использование метода МонтеКарло при расчете параметров
протекторной защиты вертикальных резервуаров
5.1 Влияние исходных данных на параметры протекторной 1 защиты
5.2 Выводы
6. Заключение
Литература


При расслоении водонефтяных эмульсий изменяются условия смачивания металлической поверхности, становится реальной возможность образования на металле водных прослоек разной толщины. Чем больше краевой угол смачивания, тем меньше отмывается нефть с поверхности. Водорастворимые ПАВ, уменьшающие краевой угол смачивания, способствуют более быстрому разрыву пленки нефти на металлической поверхности и интенсивному растеканию капли воды по ней. Нефтерастворимые ПАВ затрудняют процесс разрыва пленки нефти, а при разрыве пленки они резко увеличивают время растекания капли воды по твердой поверхности. Появление пленок водьт на металлической поверхности приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. На трехфазной границе нефтьводамсталл сероводород способствует повышению гидрофил из алии металла, т. Крупные и мелкие капли воды, содержащиеся в нефтяной эмульсии, соударяясь с сульфидированной гидрофильной поверхностью металла, растекаются по ней, образуя под нефтью тонкие пленки воды. Поскольку растворимость сероводорода в нефтях выше, чем в водной фазе, доставка сероводорода к металлу через тонкие слои вода идет с минимальным диффузионным ограничением. Все эго объясняет, почему в тонких слоях электролита под нефтяной фазой активно идет сероводородная коррозия металла, образование сульфида железа и быстрое локальное разрушение металла. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов, однако оказывают значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее.