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.