Несмотря на большой опыт эксплуатации в нефтяной промышленности стальных резервуаров типа РВС, в настоящее время отсутствуют исчерпывающие данные, которые бы могли всесторонне охарактеризовать ущерб, который наносится производству из-за коррозионного разрушения внутренней поверхности резервуаров. Этот ущерб различается от одного резервуара к другому, зависит от нефтяного месторождения, свойств добываемой нефти, состава коррозионно-агрессивной среды, технологического назначения резервуара, а также природно-климатических условий эксплуатации резервуарных парков. Большое влияние на межремонтный период эксплуатации резервуаров оказывает стадия разработки нефтяных месторождений. Так, на большинстве месторождений Урала и Поволжья межремонтный период резервуаров заметно снижен по сравнению с безаварийным периодом эксплуатации резервуаров в Западной Сибири или недавно эксплуатирующихся нефтяных месторождений.
Ущерб, причиняемый внутренней коррозией резервуаров складывается из многих факторов, среди которых важнейшую роль играют назначение конкретных резервуаров в системе нефтедобычи и магистрального транспорта нефти; стоимость текущих и капитальных ремонтов резервуара в данном нефтедобывающем районе; стоимость строительства резервных и дополнительных емкостей, необходимых для нормального функционирования системы нефтедобычи и магистрального транспорта нефти; стоимость ущерба природе от экологического загрязнения окружающей среды при негерметичности кровли резервуаров и потерях легких фракций нефти, при аварийном изливе нефти и сточных вод, а также затрат, необходимых на создание надежной системы противокоррозионной защиты резервуаров с целью поддержания их длительной работоспособности в течение амортизационного срока.
По имеющимся данным, средний межремонтный период эксплуатации резервуаров колеблется для разных нефтедобывающих районов в значительных пределах. Так, при сборе и хранении высокоагрессивных нефтей месторождений Урала и Поволжья первые отказы из-за коррозии начинаются через 3-5 лет эксплуатации. Менее агрессивные нефти, не содержащие сероводород, вызывают коррозию днищ и корпуса резервуара через 5 - 8 лет, хотя кровля выходит из строя даже раньше. На месторождениях Западной Сибири межремонтный период еще достаточно высокий, но уже имеются данные о сокращении срока безаварийной службы резервуаров из-за роста обводненности нефти и повышения содержания в ней сероводорода.
Наибольший срок службы имеют резервуары и резервуарные парки системы магистрального транспорта подготовленной нефти, порядка 15 - 20 лет. Однако, в последнее время в связи с сокращением объема перекачки нефти, повышением времени нахождения нефти в резервуарах, в них начали выходить из строя днища, кровля и даже понтоны и плавающие крыши.
Колебания данных по межремонтному периоду объясняются еще и зональным характером распределения коррозионного разрушения днища, стенок и кровли от воздействия различных по агрессивности сред (нефти, подтоварной воды, газовоздушной фазы). Из-за этого различные конструктивные элементы резервуара (днища, нижние, средние и верхние пояса, кровля) не являются равноустойчивыми к коррозионному воздействию нефтепромысловых сред, поскольку их коррозионная активность изменяется от одной нефти к другой, от состава отдельных компонентов среды, температуры направляемой в резервуар добываемой и подготовленной нефти, состава сточных вод, режима эксплуатации резервуаров и, наконец, от технологического назначения резервуара (для предварительного отстоя, нефтяной товарный или водяной).
Продление периода нормальной (безаварийной) эксплуатации резервуаров ведется на нефтепромыслах двумя неравноценными путями: учащением по сравнению с нормами текущих и капитальных ремонтов в период амортизационного срока, что часто экономически неэффективно, а также созданием на внутренних стенках резервуаров системы противокоррозионной защиты, что экономически более оправдано.
Практика свидетельствует, что усредненная стоимость ремонта резервуара в расчете на 100 м³ емкости равна, примерно, стоимости 4,7 - 5,0 т металла или 30 - 40% от суммарной стоимости расхода металла на тот же показатель нового резервуара РВС-5000. Иными словами, каждые 15 - 20 лет на промыслах расходуется столько металла и строительно-монтажных работ, сколько их требуется для сооружения новых резервуаров. По данным эксплуатации резервуаров различной вместимости на нефтепромыслах Западной Сибири стоимость текущего или капитального ремонта составляет в среднем 30 - 40% от первоначальной стоимости нового резервуара.
Очевидно, продление безаварийной эксплуатации резервуаров путем создания в них надежной противокоррозионной защиты требует немалых единовременных затрат, причем на практике установлено, что стоимость качественно выполненной защиты от коррозии одного резервуара не выше средней стоимости одного его ремонта, и для резервуара РВС-5000 окупается за несколько лет при условии, что противокоррозионная защита отвечает своему назначению, т. е. она стойка в резервуаре не менее 5 лет.
При наличии эффективно функционирующей системы противокоррозионной защиты резко уменьшаются эксплуатационные затраты в резервуарах, которые включают в себя следующие дорогостоящие операции в ходе текущих и капитальных ремонтов: пропарка и дегазация их внутренней полости; удаление с внутренней поверхности резервуаров продуктов коррозии, которые при хранении сероводородсодержащей нефти являются пирофорными, т. е. при контакте с кислородом воздуха самовоспламеняются и при горении выделяют едкий и токсичный для людей дым - двуокись серы; удаление и очистка днища от шлама, нефтяных остатков и тех же пирофорных отложений.
На производство этих, в сущности, подготовительных перед ремонтом операций уходит много времени, труда и средств. Следует иметь в виду, что для проведения огневых работ в этом резервуаре необходимо остановить и опорожнить от нефти соседние резервуары, которые вынуждены простаивать во время ремонтных работ. Если принимается решение о производстве противокоррозионной защиты (а это сейчас введено в законодательном порядке), то нужно провести большой объем вспомогательных работ: установить стоечные леса или подъемники, вентиляцию, освещение и т. д. И на эти работы затрачивается не менее 15 - 20 дней.
Таким образом, в течении этого времени плюс время, которое затрачивается на сам ремонт, резервуар 1 - 2 месяца не эксплуатируется. С другой стороны, согласно действующим нормам, которые, как правило, не соблюдаются, каждый резервуар без изоляционных покрытий должен очищаться от продуктов коррозии, нефтяных отложений раз в два года. Но зачистка, особенно при наличии пирофорных отложений, процесс небезопасный, очень трудоемкий и вредный для здоровья работников промыслов.
В то же время наличие на днище, стенках и кровле резервуара защитных покрытий, стойких в течение нормативного времени эксплуатации (5 - 10 лет), позволяет предотвратить образование продуктов коррозии, сократить и упростить очистку резервуара от нефтяных отложений и увеличить нормативный период его очистки. Защита от коррозии днища, нижних поясов и кровли резервуара, при условии качественного нанесения защитных покрытий на металл и периодического их возобновления, дают огромный технико-экономический эффект.
