Для повышения надежности оборудования необходимо про­ведение антикоррозионных мероприятии: нейтрализация и инги­бирование среды, использование коррозионно-стойких сталей или защитных покрытий. Работа отстойников, электродегидраторов без покрытия допускается при малой обводненности нефти, отсутствии в пластовой воде сероводорода. С появле­нием сероводорода в нефти в процессе эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять защитные покрытия обо­рудования. Как указывалось ранее, особенно повышается аг­рессивность пластовых вод после обработки скважин кислот­ными растворами, когда не проводится сброс кислых пластовых вод. Как правило, в скважину вводят ингибированные раст­воры кислот, но значительная часть ингибитора оседает на твердых частицах пород. Эго необходимо иметь в виду при использовании ингибиторной защиты при подготовке нефти на установках. Целесообразно вводить избыток раствора ингиби­тора, учитывая, что ингибитор оседает не только на поверхности оборудования, но и на твердых частицах механических приме­сей. Подбор и расход ингибитора определяется для конкретных условий. Многие ингибиторы обладают свойствами ускорять кор­розию металла в малых концентрациях [15].

Нейтрализация среды особенно необходима после кислотной обработки скважин. Для этой цели рекомендуется определять значение pH пластовых вод с помощью pH-метров, установлен­ных на технологических потоках (например, контролировать pH стоков ЭЛОУ). Нейтрализацию среды можно проводить с помощью растворов щелочи, аммиака или органических со­единений (шпана, полиакриламида).

Для каждого типа пластовой воды следует опытным путем определять необходимый нейтрализующий агент. Изменение среды от нейтральной до щелочной может привести к выпа­дению на поверхности оборудования различных осадков. При подщелачивании высокоминерализованной воды могут образоваться осадки рыхлые, не обладающие защитными свойствами и состоящие на 70% из оксидов железа и на 10—15%—из карбоната кальцин. Отложения не будут образовываться, если в пластовых водах нет ионов гидрокарбонатов. При использо­вании в качестве нейтрализующего агента полиакриламида (МАК—ДЭА) на поверхности металла или солеотложений об­разуется высокоэластичный осадок, имеющий максимальную прочность и способный предохранять металл от разрушений. Асфальто-смоло-парафиновые соединения, имеющиеся в неф­тях, при определенных условиях образуют на поверхности ме­талла металлорганические соединения, обладающие ингибиру­ющими свойствами [16]. На возможность подобной защиты оборудования, например, нефтяных и газовых скважин веще­ствами, находящимися в самой нефти, указывается в работе [17, с. 68].

Грязевые отложения на дне аппаратов приводят к протека­нию локальных коррозионных разрушений металла. Коррози­онный износ металла также находится в прямой зависимости от состава и температуры нагрева нефти, Поэтому на некото­рых зарубежных установках обессоливания температуру нефти поднимают постепенно, по мере ее обессоливания. Скорость коррозии углеродистой стали в нейтральной пластовой воде составляет 0,01—0,05 мм/год, при наличии в ней сероводорода скорость коррозии увеличивается до 1,0 мм/год, кислорода — до 0,3 мм/год; при одновременном присутствии сероводорода и кислорода — от 5,0 до 10,0 мм/год; наличие в пластовой воде сульфида железа вызывает локальную язвенную коррозию до 2,0—5,0 мм/год. Из изложенного следует, что недопустимо смешивать нефть, в пластовой воде которой находятся ионы железа, с сероводородсодержащей нефтью. В этом случае обра­зующийся сульфид железа будет вызывать усиленную коррозию оборудования. Кроме того, сульфид железа является стабили­затором водонефтяной эмульсии. Его присутствие в средах аппаратов приводит к нарушению режима работы отстойников и электродегидраторов, резкому ухудшению качества обезво­живания нефти. При смешении пластовых вод гидрокарбонатно-натриевых и хлор кальциевых происходит выпадение солей на стенках оборудования.

Скорость коррозии углеродистой стали в отстойниках самотлорской нефти («Нижневартовскнефтегаз») составляет: в зоне нефтяного слоя 0,1—0,3 мм/год (равномерная коррозия), на уровне раздела фаз 1,1—2,0 мм/год, в зоне водного отслоя 1,0 мм/год — общая коррозия и язвенное поражение метал­ла — до 3 мм/год. Усиление коррозии наблюдается, как пра­вило, в напряженных участках аппарата, т. е. преимущественно в зонах термического влияния сварных швов (если аппарат не подвергался термообработке для снятия остаточных напряжений в металле) и на границе раздела фаз. В последнем случае на поверхности металла выше фазовой границы угле­водород—водный раствор образуется тонкая пленка водного раствора. Характерные свойства границы раздела фаз обуслов­лены «подтеканием» водной пленки и переходом в нее газов, растворенных в углеводородах. Увеличение коррозии наблю­дается в зоне непосредственно над границей раздела жидких несмешивающихся фаз [18].

Значительная доля перерабатываемых нефтей отличается высоким содержанием сероводорода (> 2,0 %). При подготовке таких нефтей на промыслах значительная часть оборудования подвергается другим видам коррозии: сероводородному корро­зионному растрескиванию (СКР) или расслоению металла. Указанное разрушение было обнаружено в отстойниках, электродегидраторах, которые не имели защитного покрытия и не подверглись термообработке для снятия остаточных свароч­ных и деформационных напряжений в металле. Наиболее часто СKP наблюдалось в зонах термического влияния сварного шва при pH водной фазы < 5, в наиболее опасном интервале тем­ператур 30—40 °С. Кроме того, склонность к СКР определяется особенностью структуры самого металла: наличием структур­ных неоднородностей, количеством и распределением неметал­лических включений, химическим составом. При подготовке нефти или газового конденсата, отличающихся повышенным содержанием сероводорода, рекомендуется выполнять аппараты из стали 20ЮЧ. Если отстойники, электродегидраторы не тор­кретируются, то во избежание коррозионного растрескивания они должны после изготовления подвергаться термообработке для снятия остаточных напряжений в металле. Термообработка аппаратов не исключается при использовании лакокрасочных покрытий.

 Пластовые воды газоконденсатных месторождений, напри­мер, Прикаспийской впадины, отличаются содержанием низкомолекулярных карбоновых кислот (муравьиной, уксусной и др.) до 5000 мг/л [17]. При обессоливания нефти и конденсата кис­лотные соединения частично вымываются.

Удаление коррозионных примесей увеличивает срок службы оборудования, что, в свою очередь, должно приводить к сниже­нию стоимости нефтепереработки и себестоимости нефтепродуктов.