Cтраница 1
Агрессивность нефти и нефтепродуктов к бетону определяется наличием в них сернистых соединений, которые с гидр о алюминатами кальция, содержащимися в цементе, образуют гидросулъфоалюми-наты кальция. Поэтому для приготовления бетонов при строительстве железобетонных резервуаров, применяют лишь сульфатостойкие портландцементы. Если же используются низко - и среднеалюминатные портландцементы, в бетон вводят добавки в виде растворимого стекла. [1]
Агрессивность нефти и нефтепродуктов по отношению к бетону определяется, главным образом, наличием в них сернистых соединений. В случае значительного содержания в цементном камне гидроалюминатов кальция, а в хранимом продукте - сернистых соединений образуются гидросульфоалюминаты кальция, которые имеют больший объем, чем исходные соединения, и могут разрушить бетон. Поэтому для специальных бетонов ( и растворов) разрешается применять только сульфатостойкие портланд-цементы без добавок, а также низко - и среднеалюминатные портланд-цементы с добавкой растворимого стекла. [2]
Отсюда агрессивность нефтей при конкретных температурах определяется не общим содержанием серы в сырье, а термостабильностью соответствующих сернистых соединений. Для многих нефтей при темпера турах выше 350 - 400 С наблюдается более резкое увеличение агрессивности, что не может быть обусловлено одним повышением температуры. Причина этого - дополнительное выделение H2S в результате термической деструкции более термостабильных сернистых соединений. [3]
Практически об агрессивности нефти судят не по общему содержанию в ней серы, а по количеству сероводорода, имеющегося в ней или образующегося из других сернистых соединений в процессе переработки. [4]
При повышении температуры агрессивность нефтей проходит через максимум. На практике максимум коррозии отмечается в районе 280 С. Начинающаяся термическая деструкция нафтеновых кислот существенно понижает агрессивность ( и кислотное число) выше 300 С. В связи с этим возможно ослабление коррозии с изменением технологической температуры: при снижении температуры вводимого сырья с 340 до 315 С коррозия уменьшилась в 2 раза. Отмечается значительно меньшая коррозия потолочных труб вакуумных печей по сравнению с подовыми: более высокая температура ( 420 С) в потолочных трубах вызывает разложение нафтеновых кислот. [5]
Необходимо помнить, что агрессивность нефтей определяется не общим содержанием серы, а свойствами образующихся химических соединений. В ряде случаев нефть, содержащая меньшее количество серы, проявляет большую коррозионную активность, чем нефть с более высокой концентрацией серы. [6]
Высокомолекулярные смолистые вещества резко снижают агрессивность нефти. В слабоагрессивных нефтях основную функцию природных ингибиторов выполняют азотистые основания, выделенные из нефтепродуктов, они оказались эффективными замедлителями коррозии в агрессивных средах. [7]
Как уже говорилось выше, агрессивность нефти не находится в прямой зависимости от общего содержания серы, а зависит от термической стабильности сернистых соединений. [8]
Причинами хорошей сохранности конструкций первой группы ( находящиеся ниже уровня налива нефти) являются слабая агрессивность нефти к бетону высокой плотности, ограничение доступа кислорода, а также заметное экранирующее действие слоя парафино-асфальто-смолистых отложений, образующих защитное покрытие барьерного типа. Имеющиеся повреждения конструкций второй группы ( находящихся выше уровня налива нефти) обусловлены главным образом проявлением коррозии карбонизации, скорость которой невелика ввиду высокой плотности бетона и его постоянного водонасыщения. [9]
Трубы печи атмосферно-вакуумных установок, перерабатывающих мало-коррозионную нефть, промеряются не реже одного раза в год, трубы же установок, перерабатывающих коррозионные нефти, промеряются чаще в зависимости от агрессивности нефти. В частности, трубы конвекционных секций атмосферной печи АВТ, перерабатывающей засоленную сернистую нефть, промеряются не реже одного раза в 3 месяца. Трубы остальных секций этой лечп проверяются при каждой остановке. [10]
Является необходимым ввести в практику анализа нефтей новых месторождений и горизонтов определение их агрессивных свойств по разработанному методу с тем, чтобы, с одной стороны, определить рациональные места их переработки, а с другой стороны - при сооружении заводов для их переработки предусматривать наиболее правильные и экономически целесообразные мероприятия по защите оборудования от коррозии в соответствии со степенью агрессивности нефтей. [11]
Как видно из приведенных данных, коррозия в присутствии сернистых соединений нефти в конечном итоге сводится к сероводородной. Практически об агрессивности нефти судят по количеству сероводорода, имеющегося в ней или образующегося из других сернистых соединений в процессе переработки. [12]
Он легко диспергируется в нефти и в воде. В зависимости от агрессивности нефти количество вводимого ингибитора составляет от 10 до 100 ррт. Для более эффективной защиты в первые недели рекомендуется более высокая дозировка ингибитора. [13]
В табл. 1 приведены результаты исследований В. Э. Лейриха по определению агрессивности нефтей, нефтепродуктов, а также подтоварных вод к бетону нормальной плотности, изготовленному на различных вяжущих. [14]
Техническое состояние конструкций зависит в основном от места их расположения относительно уровня нефти: ниже уровня налива нефти железобетон практически не имеет следов коррозионного воздействия среды, тогда как в вышерасположенных конструкциях обнаружена коррозия арматуры и локальные повреждения защитного слоя бетона. Причинами хорошей сохранности конструкций первой группы являются следующие обстоятельства: слабая агрессивность нефти к бетону высокой плотности; ограничение доступа кислорода; заметное экранирующее действие слоя ПАСО, фактически образующих защитное покрытие барьерного типа. Обнаруженные повреждения конструкций второй группы обусловлены, главным образом, проявлением коррозии карбонизации. [15]