мансуров. Студент гр. Эднбз185 Мансуров К. Проверил к т. н., доцент кафедры рэнгм
 Скачать 0.9 Mb.
|
1 2 3 МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ В ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ" 3.1 Стальные резервуары Стальные резервуары подвержены внешней и внутренней коррозии. Внешняя коррозия, в свою очередь, делится на почвенную и атмосферную. Почвенной коррозии подвергается днище резервуара, находящееся в контакте с грунтом, а корпус и крыша резервуара – атмосферной коррозии, которая не бывает интенсивной, и ее предотвращают нанесением на наружную поверхность различных красок. Эти покрытия должны быть прочны и водонепроницаемы с тем, чтобы вода не проникала под слой краски и не вызывала электрохимического процесса разрушения. Коррозия днищ резервуаров зависит от химического состава грунтов и их влажности. Днища резервуаров защищают от коррозионного разрушения двумя методами: нанесением на внешнюю сторону днища битумной изоляции и созданием изолирующего слоя, а против агрессивного действия грунтовых вод применяют катодную и протекторную защиту. Внутренняя коррозия резервуаров является более интенсивной, особенно в присутствии влажного воздуха и сернистых соединений, содержащихся в нефти. В этих условиях быстро выходит из строя крыша резервуара, которая постоянно контактирует с газовоздушной смесью. Сероводород в присутствии кислорода воздуха образует серную кислоту и сульфиды железа, вызывающие иногда самовозгорание и воспламенение нефтепродуктов. Для устранения контакта газа и кислорода воздуха с металлом крыш и корпусом резервуара внутреннюю поверхность их покрывают различными металлическими и пластмассовыми покрытиями, стойкими к воздействию нефти и легких углеводородов. Пластовая вода, осаждающаяся на дне резервуаров, содержит различные соли, являющиеся хорошими электролитами. Металл днища резервуаров, как правило, неоднороден по составу, и в присутствии электролита отдельные части листов, обладая различными потенциалами, образуют гальванопары, являющиеся источниками электрохимической коррозии днищ. Интенсивность коррозионного разрушения днищ увеличивается, когда в пластовых водах содержится соль магния MgCl2, которая при гидролизе образует соляную кислоту, существенно ускоряющую процесс разрушения днищ: MgCl 2 + 2H 2 O → Mg(OH) 2 + 2HCl. Коррозионному разрушению днищ в значительной степени способствует также подогрев нефти и пластовой воды, содержащихся в резервуарах. В ОАО "Оренбургнефть" в эксплуатации находится 46 резервуаров, из них 42 резервуара для технологических нужд, два резервуара для товарной нефти и два водяных резервуара. Внутренняя поверхность резервуаров постоянно контактирует с парогазовой фазой, а днище и нижние пояса находятся в зоне постоянного контакта с подтоварной нефтью. В парогазовом пространстве резервуара периодически происходят изменение состава смеси и температуры металла, конденсация жидкости на металлической поверхности. Продолжительность эксплуатации этих резервуаров составляет 3,8–4,2 года. Анализ работы резервуаров показал, что наиболее интенсивной коррозии подвергаются кровля, днище, первый, седьмой и восьмой от днища пояса. Сильную коррозию крыши и верхних поясов вызывают продукты газопаровой фазы, состоящей из паров углеводородов, сероводорода и влаги, выделяющихся из нефти. Так как стенки резервуара и крыша постоянно охлаждаются, то на них происходит конденсация влаги и углеводородов, в результате чего образуется тонкая пленка. Чем тоньше эта пленка, тем быстрей она насыщается кислородом, тем быстрее протекают коррозионные процессы. Это объясняет тот факт, что крыша резервуаров выходит из строя намного чаще верхних поясов. Первые коррозионные повреждения появляются в зоне сварных швов. Так, на РВС № 24 отмечены повреждения сварных швов, а на РВС-5000 № 1 полностью пришлось заменить крышу из-за сквозных отверстий. В средней и нижней частях корпуса резервуара, где элементы конструкции постоянно и длительно находятся в жидкой среде и доступ кислорода из атмосферы затруднен, коррозионные разрушения незначительны. Днища резервуаров имеют преимущественно язвенную коррозию. Так, РВС-5000 № 2 на Покровском месторождении вышел из строя изза коррозии днища. Остаточная толщина днища составила всего 1 мм. Из-за "язвенной" коррозии полностью заменено днище резервуара РВС-5000 № 1. В днище обнаружено 15 сквозных разрушений диаметром 50–55 мм. Коррозия днища и нижних поясов резервуаров происходит от воздействия подтоварной воды. Уровень водяной подушки в резервуарах для хранения товарной нефти невысок и находится в пределах 0,5 м. Но ввиду того, что нефть поступает в подогретом виде до температуры 45 °С, выделившаяся из нефтяной эмульсии вода имеет довольно высокую температуру и, соприкасаясь со стенками резервуара, вызывает интенсивную коррозию. Механические примеси, присутствующие в воде и нефти, ускоряют процесс коррозии. Попадая в резервуар вместе с потоком, они с силой ударяются о днище и очищают поверхность металла от продуктов коррозии и прочих наслоений, обеспечивая тем самым доступ агрессивной среды к металлу. Кроме коррозионного разрушения происходит и дополнительное механическое разрушение. Для защиты резервуаров от коррозии в ОАО "Оренбургнефть" широко используются следующие методы: периодическое добавление в подтоварную воду щелочей, нейтрализующих кислоты; нанесение покрытий из красок и лакокрасок; применение ингибиторов коррозии; протекторная защита. Однако ни один из перечисленных методов защиты, используемых в отдельности, не дает гарантий невыхода из строя резервуара по причине коррозии. Поэтому на практике применяется комплекс мер, включающий использование комбинаций из перечисленных методов. 3.2 Применение лакокрасочных покрытий Долговечность и надежность лакокрасочных покрытий определяется химической стойкостью и гидроизоляционными качествами. Разрушение защитного покрытия в области днища и нижнего пояса происходит изза большого содержания в агрессивной жидкости сернистых соединений, хлоридов, карбонатов, механических примесей. Высокое содержание этих компонентов является отличительной чертой нефтей Оренбуржья. Рисунок 3.1 – Применение лакокрасочных покрытий Надежное покрытие можно получить только при безукоризненной подготовке поверхности. Выбор технологического процесса подготовки поверхности под окраску обусловливается габаритами резервуара, видом загрязнения, количеством продуктов коррозии на поверхности металла и другими факторами. Затраты на подготовку поверхности во многих случаях составляют 40–70 % общей стоимости окрашивания. Для очистки металлической поверхности от окалины, ржавчины, масляных и других загрязнений применяются механическая и химическая очистка. К механической обработке поверхности относятся песко-, дробе- и гидроструйный способы очистки, а также очистка ручным, механизированным способом или электроинструментами. Из химических методов очистки основными являются обезжиривание в водных щелочных растворах и органических растворителях, травление, одновременное обезжиривание и травление, пассивирование, фосфатирование и т.д. Наиболее эффективными способами подготовки поверхности для условий Оренбуржья является песко- и дробеструйная обработка. Под окраску были выбраны резервуары, находящиеся в длительной эксплуатации. Полностью удалялось старое покрытие и производилось покрытие эпоксидно- каменноугольной эмалью ЭП-5116 (ТУ 6-101369–73), которая наиболее устойчива к воздействию минерализованной воды, сырой нефти и агрессивных компонентов (сероводорода, кислорода, диоксида углерода). Данное покрытие имеет хорошую адгезию к металлу, хорошую эластичность, отвердение при нормальной температуре. Для снижения вязкости эмали в нее добавляли растворитель № 646. Эмаль наносилась в четыре слоя с сушкой каждого слоя не менее 24 ч. Еще более эффективным средством для покрытий резервуаров оказалась грунтовка ЭП-0199, производителем которой является НПО "Лакокрасопокрытие". Данная грунтовка включает в свой состав и преобразователь ржавчины, поэтому ее можно наносить на неподготовленную поверхность с толщиной продуктов коррозии до 100 мкм. Грунтовка предназначена для покрытия черных металлов, подвергшихся воздействию промышленной атмосферы, содержащей агрессивные пары и газы, а также кислоты и щелочи. Грунтовкой ЭП-0199 были покрыты новые резервуары РВС-5000 на Покровском, Бобровском месторождениях, а также в НГДУ "Бугурусланнефть" и "Сорочинскнефть". Для условий ОАО "Оренбургнефть", по результатам исследований в НПУ, перспективными для защиты внутренней поверхности резервуаров и технологических емкостей являются системы комбинированных покрытий, включающие термокинетическое напыление металлизированного подслоя (материалы: проволока цинковая диаметром 2,0–2,3 мм, керосин ТС-1, сжатый воздух давлением 0,6 МПа; температура 1500 °С; скорость подачи расплавленного металла 850 м/с; толщина однослойного покрытия 40– 60 мкм) и нанесение покрывных слоев химически стойких полимерных материалов. Компонентный состав комбинированного покрытия приведен в таблице 3.1. Таблица 3.1 - Системы комбинированных покрытий для защиты внутренней поверхности резервуаров и технологических емкостей Система покрытия Средняя толщина слоя, мкм Общая толщина покрытия, мкм Рекомендации к применению Термокинетический цинк Эпирекс-150 + 7 % растворителя Эпирекс-150 + 5 % растворителя 40 210 270 520 Кровля, обечайка средняя, верхние пояса Термокинетический цинк 40–50 220 530 Обечайка нижняя, пояса, днище Инерта-160 + 7 % растворителя Инерта-160 + 5 % растворителя 270 Термокинетический цинк Инерта-Праймер3НВ Инерта-160 + 10 % растворителя Инерта-160 + 5 %растворителя 40–50 60 180 270 550 Днище Термокинетический цинк Инерта-160 + 7 %растворителя + 5 % адгезива Инерта-160 + 8 % растворителя 40 230 200 470 Кровля, обечайка, днище Термокинетический цинк БЭП-0237 + 5 % растворителя + 4 % модификатора БЭП-433 + 8 % растворителя 40 300 230 570 Кровля, обечайка средняя и верхние пояса 3.3 Применение ингибиторов коррозии Наиболее интенсивной коррозии подвергаются крыши резервуаров, так как именно там скапливаются наиболее агрессивные компоненты газовой среды. В лабораториях были проведены специальные исследования по оценке эффективности применения различных ингибиторов коррозии для условий газовой среды в резервуарах с нефтью различных месторождений. С этой целью были отобраны пробы газа (в трех точках) в резервуарах с нефтью Покровского, Бобровского, Султангулово- Заглядинского и Сорочинско-Никольского месторождений и определена интенсивность коррозии в газовой среде для образцов металла с предварительно подготовленной (шлифованной) и неподготовленной (из листовой стали в состоянии поставки) поверхностью, которая в среднем составила 1,2 г/(м 2 ⋅ч). Аналогичные эксперименты были проведены и в присутствии различных ингибиторов коррозии. Результаты этих экспериментов с использованием ингибитора Д-5 в таблице 3.2. Приведенные результаты свидетельствуют, что в резервуарах с нефтью Бобровского месторождения за счет применения ингибитора достигается уровень защиты 60–70 %, а в резервуарах с нефтью Покровского и Сорочинско-Никольского месторождений – до 70–90 %. По результатам лабораторных испытаний также были сделаны следующие выводы: ингибитор обладает лучшим защитным действием к кислородсероводородной парогазовой среде при наличии в ней конденсата; стальная поверхность, предварительно покрытая продуктами коррозии, способствует повышению интенсивности коррозии и снижает эффективность применяемого ингибитора. Была разработана схема доставки ингибитора к кровле резервуара. Ингибитор помещался в резервуар в специальных емкостях с крышками, подвешенными по смотровым люкам на уровне 2,0–2,5 м от поверхности крыши. Крышки крепились на специальных емкостях при помощи стержней на расстоянии 120 мм от верхней кромки емкости, обеспечивая свободный выход паров ингибитора и одновременно предохраняя содержимое емкости от попадания туда продуктов коррозии. Однако из-за частых переливов нефти и попадания ее в специальные емкости с ингибитором, такая схема не всегда оказывалась эффективной. Сотрудниками ОАО "Оренбургнефть" была разработана более эффективная схема доставки ингибитора с помощью специальных контейнеров (рис. 10.16), которые подвешивались на расстоянии 1 м от крыши резервуара, а затем через трубку заполнялись ингибитором коррозии Д-5. Объем контейнера 10 л. Такими контейнерами были оснащены резервуары № 4, 6, 7, 8 Бобровского месторождения, № 1, 3, 7, 8 Покровского месторождения и № 1 Сорочинско-Никольского Рисунок 3.2 - Контейнер для ингибиторов коррозии месторождения. Данная конструкция показала свою высокую эффективность. 3.4 Применение электрохимической защиты Для защиты элементов конструкции резервуаров, непосредственно контактирующих с агрессивной водной средой, в ОАО "Оренбургнефть" были впервые использованы протяжные аноды типа ЭР-2. Основными исходными данными для расчета катодной защиты явились: удельное электрическое сопротивление подтоварной воды, расчетная высота слоя воды в резервуаре, необходимое значение плотности тока, максимальное и минимальное значения смещения защитных потенциалов, площадь и среднее поляризационное сопротивление защищаемой поверхности. Значение защитного тока определялось из необходимого значения удельной плотности тока и площади поверхности. Для РВС-2000 площадь поверхности составляет 477 м 2 , высота воды 4 м. С учетом необходимой удельной плотности тока в подтоварных водах Покровских ГС, равной 25 мА/м 2 , значение защитного тока составило 12 А. Рисунок 3.5 - Схема размещения анодов в резервуаре: 1 – резервуар РВС-2000; 2 – коммутационная коробка; 3 – гибкий протяженный анод; 4 – анодная кабельная линия Исходя из значения защитного тока и с учетом нормативного срока эксплуатации ЭХЗ были определены все элементы катодной защиты: станция катодной защиты типа ПТА-1,6; протяженный анод ЭР-2 длиной 820 м; кабельные дренажные и анодные линии. Схема размещения анодов в резервуаре приведена на рисунке 3.5. Аноды размещены таким образом, чтобы обеспечить равномерное распределение защитного тока по днищу резервуара и трем нижним поясам, находящимся в особо агрессивных условиях. Анодная конструкция, помещенная внутри резервуара, была условно разделена на четыре участка. На первом участке анод выполнен из электродов марки ЭРП-М-7×2,5, уложенных в виде радиальных петель, концы которых заведены в распределительную коробку, укрепленную около центральной стойки резервуара на высоте 0,7 м от днища, а противоположные концы петель закреплялись на стенках резервуара на высоте 2,5 м. На втором участке анод выполнен из электродов марки ЭРП-М-7×2,5, уложенных в виде радиальных петель по высоте установки коммутационной коробки 1,5 м, а противоположные концы петель закреплены на стенках на высоте 15 см от днища. Размещение анода на третьем участке аналогично размещению на втором, но марка гибкого протяженного электрода другая – ЭРП-АМ- 1×50. На четвертом участке анод проложен непосредственно по днищу в изолированном хлопчатобумажном рукаве и вдоль стенки на высоте 2 м. Все элементы крепления анодов выполнены таким образом, чтобы исключить возможность непосредственного контакта анода с металлической поверхностью резервуара. Коммутационные коробки, выполненные из полихлорвиниловых труб диаметром 200 мм и защищенные битумной мастикой, играют роль делительного элемента и обеспечивают взрывобезопасность системы. Контроль распределения потенциалов осуществляли при помощи системы стационарных цинковых электродов сравнительно длительного действия, размещенных на днище и стенках резервуара. В первые четыре месяца эксплуатации ток в цепи защиты поддерживался на уровне 16–17 А. При этом сопротивление анодной цепи возросло от 0,9 до 1,3 Ом. Визуальный осмотр стенок и днища резервуара показал наличие сплошного слоя малорастворимых катодных осадков, прочно сцепленных с поверхностью металла. После того, как ток защиты был снижен до 10 А, а в дальнейшем и до 5 А, защитный потенциал находился в пределах 0,98–1,2 В. Смещение потенциала относительно стационарных значений составляло – (0,3–0,5) В и находилось в пределах расчетных значений, т.е. обеспечивало защитный эффект не ниже 90 %. Кроме косвенного метода определения эффективности работы системы ЭХЗ, применялись образцы-свидетели на общую коррозию. Результаты контроля за общей скоростью коррозии по образцамсвидетелям показали, что коррозия колеблется в пределах 0,04–0,05 мм, т.е. в 5–8 раз ниже контрольной. Эффективность защиты составила 86–91 %. Ультразвуковая толщинометрия не зафиксировала изменений толщины стенок резервуара. 3.5 Оборудование системы ППД Проблема коррозии нефтепромыслового оборудования и коммуникаций стала наиболее острой в связи с переходом в системах поддержания пластового давления к широкому использованию сточных вод. Коррозия водоводов и оборудования системы ППД наносит огромный материальный ущерб нефтяной промышленности. По условиям эксплуатации и характеру агрессивной среды оборудование, используемое в системах утилизации сточных вод и ППД, можно разделить на: теплообменники всех типов, резервуары для сбора и отстоя воды, фильтры, насосы для перекачки сточных вод, трубопроводную сеть, подземное оборудование нагнетательных скважин. Материальный ущерб от агрессивного действия пластовых сточных вод обусловливается не только потерей металла и авариями, но и снижением приемистости нагнетательных скважин при закачке в них вод с продуктами коррозии. Нефтепромысловые сточные воды формируются из следующих составляющих: пластовой воды, поступающей вместе с сырой нефтью; пресной воды, используемой в процессе обессоливания нефти; стоков от всевозможных агрегатов и насосов и непредвиденных утечек воды на установках; атмосферных осадков, собираемых на пунктах сбора и площадях технологических установок по подготовке нефти и воды. Коррозионная агрессивность нефтепромысловых сточных вод определяется в первую очередь действием на металл агрессивных агентов, участвующих в коррозионном процессе в качестве деполяризаторов. Подготовка нефти, очистка и утилизация сточных вод и другие технологические операции сопровождаются изменением физико-химических свойств сточных вод и, как следствие этого, изменением их коррозионной активности. Вместе с тем деполяризующее влияние агентов зависит от множества факторов и комбинаций их сочетаний. Этими факторами являются: содержание кислорода и сероводорода в воде, минерализация воды, рН среды, скорость движения среды, температура и давление, наличие взвешенных частиц, время контакта со средой, наличие химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи и подготовки скважинной продукции, время контакта со средой, наличие сульфатвосстанавливающих бактерий, а также химическая и физическая природа металла и технология сборки (сварки) используемого оборудования. В нефтепромысловой практике для снижения коррозионной агрессивности воды по отношению к металлу широко используют следующие методы: исключение контакта пластовой сточной воды с кислородом воздуха; введение в воду ингибиторов коррозии; изоляцию поверхности труб и оборудования различными материалами; обескислороживание воды; применение материалов, стойких к коррозии в пластовых водах; применение неметаллических труб и изделий отдельных узлов оборудования. В основном осуществляется защита трубопроводов с применением ингибиторов коррозии. Ежегодно разрабатывается и внедряется специальная программа ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от коррозии. Программа включает в себя сбор промысловой информации, проведение лабораторных экспериментов и опытно-промысловых испытаний, выбор объектов для защиты оборудования от коррозии, выбор марки ингибитора, его удельного расхода и объема обрабатываемой воды. В процессе проведения опытно-промысловых испытаний отрабатывается режим закачки, уточняются оптимальные дозировки ингибитора и с учетом технологических особенностей реагентов определяется точка ввода ингибитора в поток воды . Таблица 3.3 - Результаты опытно-промышленных работ по испытанию ингибиторов коррозии в системах ППД ОАО "Оренбургнефть" НГДУ Год Объем обработанн ой воды, тыс. м 3 Закачка ингиби- тора, т Объем внедрения ингибитора по видам, т Дигазфен ИКБ- 1 ВНПП Д-4- 3 Антик Мин- кор- 3 Витал Катамин ГИПХ- 3б Нефтехим "Бузулукнефть" 1994 164702074 885,630 586,45 96,51 178,64 19,14 1,02 3,87 – – – – 1995 175441012 856,395 137,3 – 712,22 6,875 – – – – – – 1996 67756122 938,430 7,6 – 926,94 3,89 – – – – – – 1997 211014118 560,240 – – 550,73 9,51 – – – – – – 1998 87043628 610,260 – – 539,40 4,36 – – – – – 66,5 "Бугуруслан- 1994 2804420 200,848 128,8 0,148 55,45 – – – 5,05 1,4 – – нефть" 1995 3937052 206,22 16,0 – 179,72 10,5 – – – – – – 1996 2903950 326,7 – – 326,7 – – – – – – – 1997 3711000 300,5 – – 300,5 – – – – – – – 1998 1998500 135,6 – – 24,0 – – – 44,1 – – 67,5 "Сорочинск- 1994 3772023 233,866 125,64 72,926 29,6 – – – – – 5,7 – нефть" 1995 2434506 178,858 – 49,036 129,82 – – – – – – – 1996 3753210 268,85 – 3,73 265,13 – – – – – – 1997 2771334 185,095 – – 185,09 – – – – – – – 1998 1980812 173,87 – – 148,37 – – – – – – 25,5 ОАО "Оренбург- 1994 170278517 1320,344 840,89 169,59 263,69 19,14 1,02 3,87 5,05 1,4 5,7 – нефть" 1995 172613974 1241,473 153,3 49,036 1021,8 24,25 – – – – – – 1996 74413382 1533,980 7,6 3,72 1518,8 3,89 – – – – – – 1997 217556475 1045,825 – – 1036,3 9,51 – – – – – – 1998 95879140 919,730 – – 711,77 4,36 – – 44,1 – – 159,5 Таблица 3.4 - Изменение доли порывов трубопроводов в системе ППД после внедрения ингибиторов коррозии Мероприятие Количество порывов, % водоводов нефте- проводов выкидных линий газопро- водов До закачки ингибиторов 60 11 72 1 После закачки ингибиторов 26 1 28 1 Подача реагентов осуществляется установкой БР-2,5. Ингибитор коррозии подается на прием блочной кустовой насосной станции. Это делается с целью защиты оборудования насосной станции от коррозии и более равномерного распределения ингибитора в системе. Для контроля за эффективностью ингибирования выбирались наиболее удаленные скважины, где и устанавливали лубрикаторы. Закачка ингибитора осуществлялась непрерывно с дозировкой 50– 150 г/м 3 воды. Лабораторный и промысловый анализ показал, что уже через 2 сут создается пленка ингибитора на поверхности металла, имеющая защитные свойства с эффективностью 57–60 %. После 15-суточной закачки ингибитора защитная пленка полностью покрывает водовод, а степень защиты достигает 90 %. Данные опытно-промышленных испытаний различных ингибиторов приведены в таблице 3.3. Результаты эффективности применения ингибиторов коррозии в системе ППД (водоводах) приведены в таблице 3.4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной работе рассмотрена проблема антикоррозионных покрытий для оборудования нефтепереработки. Данная проблема существовала всегда и самым лучшим методом является замена покрытия. Изучены различные виды антикоррозионных покрытий с разной степенью эффективности. Достигнуты цели и задачи : -изучены методы коррозионного мониторинга и способы борьбы с коррозией, которые распространены в настоящее время; -изучена научная литература и произведен анализ данных источников: книг, учебников, журналов, научных публикаций, интернет статей, произведен анализ методов борьбы с коррозией ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ". На сегодняшний день возможности повышения межремонтного срока эксплуатации оборудования с помощью современных коррозионностойких покрытий набирает обороты. Так как коррозия на нефтеперерабатывающем предприятии играет огромную роль в снижении эффективности работы, с ней нужно бороться. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Хохлачева, Н.М. Коррозия металлов и средства защиты от коррозии: учеб. пособие / Н.М. Хохлачёва, Е.В. Ряховская, Т.Г. Романова. – М. : ИНФРА-М, 2016. – 118 с. 2. Жарский, И.М. Технологические методы обеспечения надежности деталей машин: учебник / И.М. Жарский. – Минск: Выш. шк., 2010. – 336 с. 3. Неверов, А.С. Коррозия и защита материалов: Учебное пособие / А.С. Неверов, Д.А. Родченко, М.И. Цырлин. – М.: Форум: НИЦ ИНФРА-М, 2015. – 224 с. 4. Клинов, И.Я. Коррозия химической аппаратуры и коррозионностойкие материалы / И.Я. Клинов. – М.: Госхимиздат, 1950. – 589 с. 5. Лабутин, А.Л. Антикоррозионные и герметизирующие материалы на основе синтетических каучуков / А.Л. Лабутин. – Л.: Химия, 1982. – 214 с. 6. Ахметов, С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Е.Т. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов: Под ред. С.А. Ахметова. – СПб.: Недра, 2006. – 868 с. 7. Бондаренко, Б.И. Альбом технологических схем / под. ред. Б.И. Бондаренко – М.: Химия. 1983. – 126 с. 8. Дытнерский, Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию / Ю.И. Дытнерский, Г.С. Борисов, В.П. Брыков.-2-е изд., перераб. и доп.- М.: Химия, 1991.-496 с. 9. Тимонин, А.С. Основы конструирования и расчета химикотехнологического и предохранительного оборудования: Справочник. Т 1.- Калуга: издательство Н. Бочкаревой, 2002.- 852 с. 10. Рудин, М.Г. Карманный справочник нефтепереработчика / М.Г. Рудин. – М. : ОАО ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 332 с. 1 2 |