Современная нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется использованием установок большой единичной мощности и технологических сред с высокой коррозионной агрессивностью. Продолжительность межремонтных пробегов установок в значительной степени определяется коррозионной стойкостью оборудования. В основном из-за коррозии сталей происходят внеплановые остановки, аварии и, как следствие, потери сырья, металла, полуфабрикатов и готовой продукции. Характерной особенностью нефтеперерабатывающих процессов является большая металлоемкость (32 кг металла в расчете на 1 т сырья) [1].
Высокий уровень потерь от коррозии характерен для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности всех стран. Так, в США при объеме переработки нефти 594 млн.т/год общие потери от коррозии оборудования составляют примерно 500 млн. usd в год, или 0,8—1 доллар на 1 т перерабатываемого сырья [2—6]. Химическая и нефтехимическая промышленность США по уровню потерь от коррозии, достигающих 3492,3 млн. usd/год, занимает третье место среди отраслей промышленности [4]. В нефтехимической промышленности Японии затраты на защиту оборудования от коррозии составляют 575 млн. usd/год, из них затраты на защиту от коррозии новых установок — 340 млн. usd (60%), на защиту ранее построенных установок— 235 млн. usd (40%) [7].
В химической и нефтехимической промышленности Англии прямые и косвенные потери от коррозии, дополнительные эксплуатационные затраты и затраты на реконструкцию, обусловленные коррозией, составляют 440 млн. usd/год [8].
На химических заводах Японии [9] около 50 % всех аварий происходит из-за коррозионного разрушения металла, при этом 33 % приходится на общую коррозию, 19 % на транскрнисталлитное растрескивание и 11 % на коррозионную усталость. В РФ выход из строя оборудования вследствие общей коррозии составляет 31%, коррозионного растрескивания — 22 %, Точечной коррозии—16%, межкристаллитной коррозии — 10 %, кавитации и эрозии — 9%, коррозионной усталости — 2 %, других видов коррозии—10% [10].
Разработка методов борьбы с коррозией должна строиться на глубоком изучении тех объектов, коррозионные разрушения которых приводят к наиболее значительным потерям. Это особенно актуально в связи с интенсификацией и строительством новых высокопроизводительных установок большой единичной мощности.
Особое внимание следует обратить на процесс первичной переработки нефти, являющийся одним из наиболее металлоемких на каждом нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ). За рубежом продолжительность межремонтных пробегов установок первичной переработки нефти составляет от 3 до 5 лет, в РФ — 11 —12 мес, в некоторых случаях — 24 мес. В результате коррозионных повреждений проводится более 20 внеплановых ремонтов установок первичной переработки нефти в год. Простой только одной установки ЭЛОУ—АВТ-6 в течение 1 сут обходится предприятию не менее чем в 389 тыс. usd [1, 6], что в значительной степени обусловлено коррозионным разрушением металла оборудования в результате неудовлетворительного использования химико-технологических методов защиты, недостаточного обессоливания и обезвоживания нефти. При переработке нефти с содержанием солей 50—60 мг/л, воды 0,2—0,3% затраты на ремонт превышают 1,9 млн. usd на 1 млн. т сырья, дополнительный расход металла составляет 600—950 т на 1 млн. usd. стоимости ремонтных работ [И, 12].
Общая сумма затрат в РФ на снижение содержания солей и обезвоживание перерабатываемых нефтей составляет 130—160 млн. usd/год. Незначительные затраты (2,7 млн. usd/год) на осуществление химико-технологической защиты от коррозии под действием хлороводорода и сероводорода связаны с использованием содо-щелочных реагентов (57,8%), аммиака (31,8%) и ингибиторов коррозии (10,4,%) [6].
Нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия являются крупными водопотребителями. Эксплуатационные затраты на перекачку воды составляют 6,5—8% от затрат на переработку сырья. Для сооружения объектов водоснабжения и канализации требуются значительные капитальные вложения, доля их в сметной стоимости завода составляет 12—18% [13, с. 86]. Металлоемкость теплообменного оборудования на нефтеперерабатывающих заводах составляет 250 тыс. т. На долю конденсационно-холодильного оборудования приходится 30— 40 % от всей теплообменной аппаратуры.
Наиболее значительный ущерб в системах оборотного водоснабжения обусловлен коррозией конденсационно-холодильного оборудования, расходы на капитальный ремонт которого достигают в среднем 25—30 % от общих расходов на ремонт всех видов основного оборудования [14, с. 176].
Ежегодно из-за коррозионных разрушений под действием оборотной воды заменяют около 1850 трубных пучков из углеродистых и кремниймарганцовистых сталей, 450 из нержавеющих сталей и около 300 пучков из латуни [6]. На ремонт конденсационно-холодильного оборудования ежегодно расходуется более 5,5 тыс. т углеродистых, 2 тыс. т нержавеющих, около 0,7 тыс. т латунных труб.
Одним из слабых в коррозионном отношении звеньев систем оборотного водоснабжении являются градирни. Металлоемкость одной вентиляторной градирни составляет 70—130 т в зависимости от числа секций. Потери металла за 10 лет эксплуатации одной вентиляторной градирни достигают 60 % от ее металлоемкости, ежегодно на каждой градирне теряется 6— 8 т металла, затраты на ремонт одной градирни достигают 140—250 тыс. usd. На нефтеперерабатывающих предприятиях страны ежегодно иотери металла градирен из-за коррозии составляют около 2—3 тыс. т, а затраты на ремонт 12—14 млн. usd [6].
В сумме потери от коррозии и затраты на защиту систем оборотного водоснабжения составляют ~40—50 млн. usd/год. Ежегодные прямые потери от коррозии металла конденсационно-холодильного оборудования и коммуникаций в 5—10 раз лревышают затраты на защиту от коррозии.
Важной частью основных производственных фондов является резервуарный парк, металлоемкость которого составляет 580— 600 тыс. т, а общая стоимость оценивается в 550—650 млн. usd [6]. Большинство резервуаров изготовлено из незащищенной углеродистой стали, срок их службы составляет 15—20 лет. Отдельные коррозионные повреждения, особенно кровель резервуаров, появляются уже через 1,5 года. Ежегодно из-за коррозии ремонтируется примерно 1,4—1,6 млн. м3 резервуаров. При этом расходуется 3600—3900 т металла, что составляет в среднем 2,6 кг на 1 м3 емкости. Потери от коррозии резервуаров нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий составляют примерно 8 млн. usd/год. В среднем на ремонт 1 м3 резервов расходуется 5,1 usd.
Коррозионные повреждения вызывают потери нефтепродуктов и загрязнение окружающей среды. Значительный ущерб причиняет засорение продуктами коррозии топлив и смазочных материалов. В топливе и маслах ржавчина составляет 90 % механических примесей, которые являются абразивом, вызывающим усиленный износ двигателей внутреннего сгорания и других видов техники [15].
По далеко не полным данным прямые потери по нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности РФ оцениваются суммой в 390 млн. usd/год, а затраты на защиту от коррозии — 370 млн. usd/год [17].
Приведенные данные о потерях от коррозии, включая нефтепереработку, в РФ и других промышленно развитых странах свидетельствуют о том, что они наносят серьезный ущерб национальной экономике. Наибольший эффект снижения коррозионных потерь может быть достигнут, если меры защиты от коррозии металла предусматриваются на стадии проектирования. Для обеспечения надежной защиты металлов от коррозии надо соблюдать необходимое соотношение между ростом металлофонда и объемом производства материалов, с одной стороны, и средств защиты, с другой.
На действующих производствах необходимо проводить обследование состояния оборудования с привлечением специализированных организаций и составлять коррозионные карты по отдельным процессам, на основании которых разрабатывать эффективные меры защиты от коррозии.