Czasopismo | OCHRONA PRZED KOROZJĄ | Rocznik 2023 - zeszyt 1

Corrosion mechanisms in columns for atmospheric distillation of crude oil

Mechanizmy korozji kolumn destylacji atmosferycznej ropy naftowej

10.15199/40.2023.1.2

nr katalogowy: 141545
10.15199/40.2023.1.2

Streszczenie

The paper presents the most common corrosion processes occurring in the columns for atmospheric distillation of crude oil. It describes the mechanisms leading to formation of the chemical compounds, which contribute to corrosion phenomena. The main technological factors influencing corrosion processes have been indicated. The paper also presents the interactions between particular corrosion mechanisms resulting in acceleration or inhibition of corrosion rate.

Abstract

W pracy przedstawiono najczęściej występujące procesy korozyjne w kolumnach destylacji atmosferycznej ropy naftowej. Opisano mechanizmy powstawania związków chemicznych, które przyczyniają się wtórnie do występowania korozji. Przedstawiono szczegółowe dane literaturowe związane z oceną zagrożeń korozyjnych. Wskazano główne czynniki technologiczne, które mają wpływ na rozwój procesów korozyjnych. Przedstawiono interakcje poszczególnych mechanizmów korozyjnych, zwiększające lub obniżające szybkość korozji.

Słowa kluczowe

Keywords

Bibliografia

[1] R.A. Meyers. 2004. Handbook of Petroleum Refining Processes. New York– Toronto: McGraw-Hill Education.
[2] S. Parkash. 2003. Refining Processes Handbook. Amsterdam–Tokyo: Gulf Professional Publishing.
[3] S. Aluvihara, J.K. Premachandra. 2018. “Fundamental Corrosive Properties of Crude Oils and their Effect on the Ferrous Metals”. Journal of Chemical Engineering and Process Technology 9(4): 390. DOI: 10.4172/2157-7048.1000390.
[4] R. Rebak. 2011. “Sulfidic Corrosion in Refineries – A Review”. Corrosion Reviews 29(3–4): 123–133. DOI: 10.1515/CORRREV.2011.021.
[5] G.P. Semeluk, R.B. Bernstein. 1954. “The Thermal Decomposition of Chloroform. I. Products”. Journal of the American Chemical Society 76(14): 3793– 3796. DOI: 10.1021/ja01643a060.
[6] R.E. Kirk, D.F. Othmer. 1985. Concise Encyclopedia of Chemical Technology. New York: Wiley.
[7] P. Jin, W. Robbins, G. Bota. 2016. “Mechanism of Magnetite Formation in High Temperature Corrosion by Model Naphthenic Acids”. Corrosion Science 111: 822–834. DOI: 10.1016/j.corsci.2016.06.019.
[8] A. Turnbull, E. Slavcheva, B. Shone. 1998. “Factors Controlling Naphthenic Acid”. Corrosion 54(11): 922–930. DOI: 10.5006/1.3284811.
[9] J.P. Gorman, V.K. Braden, R. Sharpe, Ph.R. Petersen, L. Bowerbank. 1998. “Crude Unit Overhead Corrosion Control”. Corrosion 98: paper No. 98585. San Diego, California: NACE International.
[10] G. Duggan, R. Rechtien. 1998. “Application of Ionic Equilibria Process Simulation for Atmospheric Distillation Overhead Systems”. Corrosion 98: paper No. 98586. San Diego, California: NACE International.
[11] A.J. Szyprowski. 1998. “Sulphide Corrosion of Alloy Steels in Chloride Solutions: Potentiokinetic Investigations”. British Corrosion Journal 33(2): 103–110.
[12] S. Lordo. 2006. “Practical Field Applications and Guidelines for Using Overhead Simulation Models”. Corrosion 2006: paper No. 06583. San Diego, California: NACE International.
[13] J. Gutzeit. 1986. High Temperature Sulfldic Corrosion of Steels. In: B.J. Moniz (ed.). Process Industry Corrosion: The Theory and Practice. Houston, Texas: NACE International.
[14] D. Clarida, J. Johnston, M. McConnell, R. Strong. 1997. “Corrosion and Fouling Experiences in Crude Units Using Low Base Strength Neutralizers”. Corrosion 97: paper No. 97499. New Orleans, Louisiana: NACE International.
[15] R. Ma, J. Zhu, B. Wu, J. Hu, X. Li. 2017. “Distribution and Qualitative and Quantitative Analyses of Chlorides in Distillates of Shengli Crude Oil”. Energy Fuels 31(1): 374–378. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.6b02527.
[16] T. Szauer, Z. Klenowicz, Z. Szklarska-Smialowska. 1980. “Inhibition by Oleates of Various Amines in Temporary Protective Coatings on Mild Steel”. Corrosion 36(8): 400–404. DOI: 10.5006/0010-9312-36.8.400.
[17] T. Szauer, Z. Klenowicz. 1975. “Influence of Amine Derivatives on Electrode Reactions of Iron in Sulphuric Acid Solution”. Corrosion Science 15(6–12): 751–756. DOI: 10.1016/0010-938X(75)90038-4.
[18] A. Szyprowski. 2003. “Methods of Investigation on Hydrogen Sulfide Corrosion of Steel and Its Inhibitors”. Corrosion 59(1): 68–81.
[19] R. Rechtien, G. Duggan. 2006. “Identifying the Impacts of Amine Contamination on Crude Units”. Corrosion 2006: paper No. 06581. San Diego, California: NACE International.
[20] B. Wu, X. Li, Y. Li, J. Zhu, J. Wang. 2016. “Hydrolysis Reaction Tendency of Low-Boiling Organic Chlorides To Generate Hydrogen Chloride in Crude Oil Distillation”. Energy Fuels 30(2): 1524–1530. DOI: 10.1021/acs.energyfuels. 5b02926.
[21] E. Pagliano, Z. Gajdosechova, F. Lopez-Linares, Z. Mester. 2021. “Conversion of Inorganic Chlorides into Organochlorine Compounds during Crude Oil Distillation: Myth or Reality?”. Energy Fuels 35(1): 894−897. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.0c03702.
[22] G.P. Semeluk, R.B. Bernstein. 1954. “The Thermal Decomposition of Chloroform. I. Products”. Journal American Chemical Society 76(14): 3793–3796. DOI: 10.1021/ja01643a060.
[23] A.V. Gaonkar, J.K. Kirtany. 1991. “Reimer-Tiemann Reaction Using Carbon Tetrachloride”. Indian Journal of Chemistry: Section B – Organic Chemistry Including Medicinal Chemistry 30(8): 800–801.
[24] X. Li, B. Wu, J. Zhu. 2018. “Hazards of Organic Chloride to Petroleum Processing in Chinese Refineries and Industrial Countermeasures”. Progress in Petrochemical Science 2(3): 204–207. DOI: 10.31031/PPS.2018.02.000539.
[25] P. Eaton, H. Kaur, M. Gray. 2009. “Factors Affecting Salt Hydrolysis in Heavy Crude”. Eurocorr 2009: paper No. 8295. Nice, France.
[26] API 581 Standard. 2016. Risk-based Inspection Methodology. American Petroleum Institute.
[27] A. Szyprowski A. 1988. „Procesy korozyjne i ich inhibitowanie w przemyśle rafineryjnym. Cz. I: Ekonomiczne znaczenie problemu i rodzaje zniszczeń korozyjnych w przemyśle rafineryjnym”. Ochrona przed Korozją 12: 304– 309.
[28] D. Rickard, G.W. Luther. 2007. “Chemistry of Iron Sulfides”. Chemical Review 107(2): 514−562. DOI: 10.1021/cr0503658.
[29] S.N. Smith, J.L. Pacheco. 2002. “Prediction of Corrosion in Slightly Sour Environments”. Corrosion 2002: paper No. 02241. Denver, Colorado: NACE International.
[30] Y.M. Wu. 1998. “Applying Process Modeling to Screen Refining Equipment for Wet Hydrogen Sulfide Service”. Corrosion 54(2): NACE-98020115.
[31] T.V.S. Chong, S.B. Kumar, M.O. Lai, W.L. Loh. 2014. “Effects of Wet H2S Containing Environment on Mechanical Properties of NACE Grade C–Mn Steel Pipeline Girth Welds”. Engineering Fracture Mechanics 131: 485–503. DOI: 10.1016/j.engfracmech.2014.09.005.
[32] NACE MR-0175 Standard. 2002. Material Requirements, Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment.
[33] API 571 Standard. 2020. Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry. American Petroleum Institute.
[34] B. Yang, S. Tian, S. Zhao. 2006. “A Study of Thermal Decomposition of Alkanethiols in Pressure Reactor”. Fuel Processing Technology 87(8): 673–678. DOI: 10.1016/j.fuproc.2004.11.018.
[35] B. Messer, B. Tarleton, M. Beaton, T.T. Phillips. 2004. “New Theory for Naphthenic Acid Corrosivity of Athabasca Oilsands Crudes”. Corrosion 2004: paper No. 04634. New Orleans, Louisiana: NACE International.
[36] H.D. Dettman, N. Li, J. Luo 2009. “Refinery Corrosion, Organic Acid Structure, and Athabasca Bitumen”. Corrosion 2009: paper No. 09336. Atlanta, Georgia: NACE International.
[37] T.E. Havre. 2002. Formation of Calcium Naphtenate in Water/Oil Systems, Naphthenic Acid Chemistry and Emulsion Stability. Trondheim: Department of Chemical Engineering Norwegian University of Science and Technology.
[38] A. Groysman, N. Brodsky, J. Pener, D. Shmulevich. 2007. „Low Temperature Naphthenic Acid Corrosion Study”. Corrosion 2007: paper No. 07569. Nashville, Tennessee: NACE International.
[39] R.D. Kane, M.S. Cayard. 2002. “A Comprehensive Study on Naphthenic Acid Corrosion”. Corrosion 2002: paper No. 02555. Denver, Colorado: NACE International.
[40] H.L. Craig. 1996. “Temperature and Velocity Effects in Naphthenic Acid Corrosion”. Corrosion 96: paper No. 603. Denver, Colorado: NACE International.

Zeszyt


OCHRONA PRZED KOROZJĄ- e-zeszyt (pdf) 2023-1 licencja: Osobista Produkt cyfrowy Nowość	45.00 zł
OCHRONA PRZED KOROZJĄ- e-zeszyt (pdf) 2023-10 licencja: Osobista Produkt cyfrowy Nowość	45.00 zł
OCHRONA PRZED KOROZJĄ- e-zeszyt (pdf) 2023-11 licencja: Osobista Produkt cyfrowy Nowość	45.00 zł
OCHRONA PRZED KOROZJĄ- e-zeszyt (pdf) 2023-12 licencja: Osobista Produkt cyfrowy Nowość	45.00 zł

Prenumerata

OCHRONA PRZED KOROZJĄ - prenumerata cyfrowa
licencja: Osobista

Produkt cyfrowy
Nowość

504.00 zł

OCHRONA PRZED KOROZJĄ - papierowa prenumerata roczna + wysyłka
licencja: Osobista

Szczegóły pakietu

Nazwa
OCHRONA PRZED KOROZJĄ - papierowa prenumerata roczna	636.00 zł brutto 588.89 zł netto 47.11 zł VAT (stawka VAT 8%)
OCHRONA PRZED KOROZJĄ - pakowanie i wysyłka	42.00 zł brutto 34.15 zł netto 7.85 zł VAT (stawka VAT 23%)

678.00 zł

OCHRONA PRZED KOROZJĄ - PAKIET prenumerata PLUS
licencja: Osobista

Szczegóły pakietu

Nazwa
OCHRONA PRZED KOROZJĄ - PAKIET prenumerata PLUS (Prenumerata papierowa + dostęp do portalu sigma-not.pl + e-prenumerata)	762.00 zł brutto 705.56 zł netto 56.44 zł VAT (stawka VAT 8%)

762.00 zł

Open Access

Zeszyt

2023-1

Twój Koszyk

Zeszyt

Prenumerata

Open Access

Zeszyt

Czasopisma