Россия является одной из лидирующих нефтедобывающих стран мира. По различным оценка 12–22 % мировой добычи нефти приходится на ее долю, что и обеспечивает ей положение среди лидеров по экспорту нефти. Российская нефть поставляется в десятки стран, начиная от государств Западной Европы и заканчивая крупнейшими промышленными азиатскими государствами (Китай, Япония, Южная Корея) и США.

Разработка месторождений основных нефтедобывающих регионов России - Татарстана, Башкортостана, Волго-Уральского бассейна и бассейнов западной Сибири, была начата в 30-х – 60-х годах XX-го века. В настоящее время эти месторождения находятся на поздней стадии разработки, то есть скважины истощены и основным резервом нефтедобычи являются трудноизвлекаемые запасы. С целью повышения отдачи пластов применяют специальные технологии, среди которых наиболее широкое распространение получили методы гидродинамического воздействия на пласт, заключающиеся в закачке воды в месторождения. С целью увеличения эффективности метода плотность воды увеличивают путем растворения в ней солей, причем наиболее часто используемой солью является хлорид натрия.

Вследствие этого не только возрастает обводненность нефти, приближаясь в ряде случаев к 100 %, но и повышается содержание в ней сероводорода. Это приводит к интенсификации коррозионных процессов оборудования по транспортировке, хранению и переработке нефти, к которым относятся нефтяные резервуары. При протекании коррозионных процессов образуются продукты коррозии, наиболее опасными среди которых являются сульфиды железа, обладающие пирофорными свойствами и представляющими повышенную опасность как промоторы самовозгорания нефти.

За период с 1970 по 1990 гг. на территории бывшего СССР зарегистрировано 238 пожаров, причем наибольшая доля пожаров - 48,3% от общего количества, произошла на распределительных нефтебазах, обладающих крупным резервуарным парком [1]. 222 случая (93,3 %) пожара произошло на наземных резервуарах, большую часть которых (194) составляли резервуары с сырой нефтью и бензином. Наибольшая часть всех пожаров на резервуарах (42,2%) произошла от самовозгорания пирофорных отложений и неосторожного обращения с источниками зажигания.

Наибольшее число пожаров (65 %), происходит в весенне-летний период, когда либо наблюдается повышенное количество озона в воздухе [2], либо происходят грозы, молнии которых служат источниками зажигания.

Кардинальным способом предотвращения пожаров нефтяных резервуаров является предотвращение образования пирофорных коррозионных отложений или не допущение увеличения их толщины свыше 3-4 мм [3]. С этой целью контроля скорости коррозии и, следовательно, скорости роста пирофорных коррозионных отложений целесообразно применять коррозионный мониторинг.

Впервые коррозионный мониторинг был применен в 2000-м году в США, однако уже в 2005 году системы коррозионного мониторинга уже начали внедрять в России, а к настоящему времени системы мониторинга используются большим числом промышленно развитых стран, включая Великобританию, Данию, Китай, а также нефтедобывающие страны – Кувейт и Саудовскую Аравию.

Перспективным методом предотвращения пожаров нефтяных резервуаров представляется мониторинг коррозионного состояния их внутренней поверхности. Мониторинг целесообразно проводить на стадии эксплуатации нефтяных резервуаров неразрушающими методами, проводимыми без остановки, нарушения целостности и опорожнения резервуаров. Поскольку для контроля состояния внутренней поверхности резервуаров использование таких методов как осмотры - визуальные или при помощи лупы и микроскопа, не представляется возможным, предпочтительным оказывается установка образцов-свидетелей на участках внутренней поверхности резервуаров, наиболее подверженных коррозии. К таким участкам относится кровля.

Согласно [3], скорость роста пирофорных коррозионных отложений на внутренней поверхности кровли резервуаров с сернистой нефтью может достигать 30 мм/год. Это предполагает необходимость проведения периодического мониторинга, причем интервал между отдельными измерениями должен составлять 2-6 месяцев и определяться содержанием сероводорода в нефти.

Сотрудниками Академии ГПС МЧС России разработаны конструкции, позволяющие размещать образцы-свидетели в парогазовой фазе резервуаров с сернистой нефтью и извлекать их без вывода резервуара из эксплуатации [4].

Поскольку коррозивной средой для металла внутренней поверхности резервуаров является парогазовая фаза, содержащая кроме атмосферной влаги такие коррозионно активные составляющие как кислород и сероводород, именно их количеством определяется скорость коррозии и роста пирофорных коррозионных отложений, в качестве метода можно предложить контроль концентрации в парогазовой фазе кислорода и сероводорода. Для контроля содержания указанных газов в парогазовом пространстве резервуаров целесообразно использовать портативные переносные газоанализаторы, позволяющие одновременно определять наличие и количество кислорода и сероводорода.

Список литературы

1. Статистика пожаров на нефтебазах. URL: https://ros-pipe.ru/clauses/ statistika_pozharov_na_neftebazakh/.

2. Хргиан А.Х., Кузнецов Г.И. Проблема наблюдений и исследований атмосферного озона. М.: Изд-во Московского ун-та, 1981 г. - 216 с.

3. Бейлин Ю.А., Нисельсон Л.А., Бегишев И.Р., Филимонов Л.И., Подобаев А.Н., Ащеулова И.И., Реформатская И.И. /Коррозионные пирофорные отложения как промоторы самовозгорания резервуаров с сернистой нефтью // Защита металлов. 2007. Т.43. N3. С. 290-295.

4. Реформатская И.И., Бегишев И.Р., Ащеулова И.И., Подобаев А.Н. / Азотная защита как противокоррозионное и противопожарное мероприятие при эксплуатации резервуаров с сернистой нефтью // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2020. № 7. С. 29-32.