Промысловая подготовка нефти имеет особенности, касающиеся состава технологических сред и режима работы аппаратов, что соответственно влияет на выбор материального исполнения оборудования и антикоррозионных мероприятий. Извлекаемая из скважин нефть содержит пластовую воду с растворенными солями, газы органического (от СН4 до С4Н10) и минерального происхождения. В начальный период добычи на новом месторождении из скважин часто получают безводную или малообводненную нефть. Со временем обводненность добываемой нефти увеличивается и на старых промыслах достигает 80— 90 %. На нефтяных месторождениях вода сопутствует нефти. Образование эмульсии происходит во время транспортировки при интенсивном перемешивании воды с нефтью в результате турбулентного движения. Для предотвращения образования стойких эмульсий в добытую нефть вводят деэмульгатор. При обводненности нефти до 30 % может образовываться достаточно устойчивая эмульсия, присутствие сероводорода в которой не будет резко отражаться на сроках службы оборудования. Добавление же в сероводородсодержащую нефть, обводненность которой 3—5%, раствора деэмульгатора может привести к образованию неустойчивой эмульсии, выпадению водной фазы и усилению коррозии оборудования.
С каждым годом повышается добыча тяжелых нефтей, образующих устойчивые водонефтяные эмульсии, что усложняет процесс их подготовки. Основная задача подготовки нефти на промыслах заключается в максимальном удалении из нес высокоминерализованной воды, механических примесей и попутного газа. Поступающая на пункты подготовки нефть подвергается сепарации, затем обессоливанию и стабилизации. Блок предварительного обезвоживания вводят в эксплуатацию при обводненности нефти более 15%.
В состав попутных нефтяных газов, как правило, входят азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, аргон, неон. В сопутствующей пластовой воде растворены соли, в основном хлориды, сульфиды, карбонаты и гидрокарбопаты. Минерализации пластовых вод колеблется в основном от 15 до 300 г/л. По мере эксплуатации скважин и увеличения обводненности нефти минерализация пластовых вод снижается, т. е. характеристика пластовой воды меняется. По солевому составу пластовые воды классифицируют на хлоркальциевые (pH 4—6) и гидрокарбонатно-натриевые (pH 8). Щелочные воды подразделяют па две группы: хлоридощелочные и хлоридосульфато-щелочные. К щелочным относятся воды нефтяных месторождений Сахалина, Дагестана, некоторых регионов Западной Сибири, кислотность которых колеблется в пределах pH 6,7- 8,4. На практике наблюдается снижение pH пластовых вод при использовании химических реагентов (органических и минеральных кислот, хлорида или нитрата аммония) для предотвращения и удаления с поверхности оборудования осадков солей, парафина, при закачке в пласт диоксида углерода. При обработке скважин ингибированной соляной кислотой значение pH пластовой воды значительно снижается (< 4), одновременно в пластовой воде может возрастать количество хлоридов. Так, при обработке скважины соляной кислотой (месторождение Урта-Булак) содержание хлоридов в пластовой воде увеличилось с 20 до 35000 мг/л. Максимальная скорость коррозии наблюдается при концентрации солей около 30 r/л при температуре среды 35°С.
В пластовой воде могут быть растворены диоксид углерода, сероводород, кислород. Считается, что первоначально кислород в пластовой воде отсутствует. Его присутствие в средах аппаратов можно объяснить разгерметизацией системы сбора и транспортировки нефтяной эмульсии или внесением с промывочной водой. Растворимость кислорода в минерализованных водах в 2—3 раза меньше, чем в пресной, и уменьшается с повышением температуры, но увеличивается с повышением давления. Содержание диоксида углерода в водах может быть от 50 до 400 мг/л. Оно увеличивается при закачке диоксида углерода в пласт для увеличения нефтеотдачи. Коррозионная агрессивность нефтяной эмульсии повышается в два раза. В водных средах с повышенным содержанием диоксида углерода наблюдается точечная, язвенная коррозия, в присутствии сероводорода — наводороживание металла.