Коррозионные свойства системы нефть—газ—вода и влияние ряда факторов на ее коррозионную активность

Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава с преобладанием углеводородов метанового и нафтенового рядов.

С точки зрения влияния углеводородной фазы на коррозион­ные свойства системы нефть—вода, наиболее важна характери­стика и состав высокомолекулярной части нефти. К высокомо­лекулярным соединениям нефти, находящимся в тяжелой ее ча­сти относят, как известно, вещества с молекулярной массой выше 400, независимо от того, имеют ли они чисто углеводород­ную природу или в состав их входят гетероатомы (кислород, сера, азот, металлы).

Высокомолекулярная часть не подвергнутой переработке сы­рой нефти представляет собой сложную многокомпонентную, в большинстве случаев коллоидную систему, стойкость которой зависит от химической природы и количественного соотношения основных ее составляющих (углеводороды, смолы, асфальтены). Химический состав и строение этих соединений необычайно раз­нообразны. Сложную структуру имеет неуглеводородная часть высокомолекулярных соединений нефти, в состав которых на­ряду с углеродом и водородом входят кислород, сера, азот и металлы.

Особый интерес представляют гетероорганические соедине­ния нефти. Многие из них обладают широким спектром физико-химических, коллоидно-физических и технических свойств и ши­роко применяются. Нас, в первую очередь, будут интересовать те из соединений, которые по структуре или свойствам прибли­жаются к типичным ПАВ и способны поэтому проявлять на различных границах фаз особый комплекс объемных, поверх­ностных и модифицирующих свойств.

Сернистые соединения нефти представлены элементарной серой, сероводородом и группой сернистых соединений с невысо­кой молекулярной массой. Считают, что с повышением Молекулярной массы сернистых соединений они по строению приближаются к кислородным и азотистым соединениям нефти многие из которых по структуре аналогичны типичным ПАВ.

Азоторганические соединения в нефти классифицируют на соединения основного и нейтрального характера. Азоти­стые соединения основного характера представляют собою пре­имущественно третичные соединения ряда пиридина, хинолина и акридина, и в небольшом количестве соединения первичных ароматических аминов.

Из азотистых соединений нейтрального характера в нефти обнаружены пиррол, индол, карбазол и их производные порфирины и их полифункциональные соединения с двумя или бо­лее гетероатомамй серы, азота и кислорода, нитрилы и амиды кислот. Предполагается, что преобладающими нейтраль­ными азотистыми соединениями в нефтях являются цикличе­ские амиды кислот, у которых атом азота связан непосредст­венно с ароматическими радикалами.

Для характеристики физико-химических свойств азотистых соединений следует иметь в виду, что многие из них использу­ются в качестве флотореагентов, ингибиторов коррозии, эффективных бактерицидов и ПАВ. Поэтому следует ожидать, что содержащиеся в нефти азоторганические соедине­ния могут оказать серьезное влияние на коррозионные свойства системы нефть—вода.

К кислородным соединениям нефти относится преобладаю­щая часть неуглеводородных веществ. Среди них значительное место занимают нефтяные кислоты (карбоновые). Содержание органических кислот в нефтях колеблется от 0,03 до 1,7%. Основная масса нефтяных кислот представлена монокарбоновыми нафтеновыми структурами и имеет циклическое строение Полинафтеновые и алифатические кислоты присутствуют в нефти в небольшом количестве. Из алифатических кислот вы­делены пальмитиновая, стеариновая, миристиновая, арахиновая и др. Нафтеновые кислоты при наличии длинной боковой цепи с числом углеродных атомов в молекуле выше 14 близки по своим свойствам к жирным кислотам с прямой цепью [96] Ще­лочные соли нафтеновых кислот — сильные эмульгаторы и пено­образователи. Амиды нафтеновых кислот являются активными ПАВ и обладают флотационными, диспергирующими, ингибирующими свойствами.

Нефтяные смолы относятся к группе смолисто-асфальтеновых веществ нефти Они представляют собой смесь многочис­ленных и разнообразных кислородсодержащих соединений нефти, включающих серу и азот, и по своим свойствам и струк­туре занимают промежуточное положение между высокомоле­кулярными полициклическими углеводородами и асфальтенами располагаясь блике к асфальтенам. Нефтяные смолы при­сутствуют в нефти в виде раствора или коллоидной системы или выделяются из нефти в виде второй жидкой фазы.

Из асфальто-смолистых веществ большой интерес представ­ляют асфальтены — наиболее высокомолекулярные соединения из всех выделенных компонентов нефтей. В зависимости от при­роды нефти, ее свойств и концентрации асфальтенов они могут находиться в нефтях в виде истинных или коллоидных раство­ров.

В коллоидной системе асфальтены являются дисперсной фа­зой и оказывают большое влияние на стойкость нефтяных эмульсий как стабилизаторы, активно адсорбируются на жидких и твердых поверхностях раздела, изменяя молекулярную природу последних. Близость асфальтенов к типичным ПАВ подтверждается их способностью при определенной критической концентрации образовывать в растворах особые ассоциации, возможно, агломераты мицеллярного характера.

Физико-химические свойства асфальтенов и их роль при раз­работке, добыче и подготовке нефти в настоящее время интен­сивно изучается. Очевидно, асфальтены, обладая широ­ким спектром объемных и поверхностных свойств, обусловлен­ных в первую очередь их коллоидно-физическими свойствами в жидких растворах, способны оказывать глубокое и разнооб­разное влияние на распределение в нефти различных гетероген­ных фаз (воды, парафина, газа, твердых частиц и т. д ).

Характер и степень коррозионного воздействия добываемой из скважин жидкости на подземное и наземное оборудование промыслов зависят не только от природы нефти и ее физико-химических свойств, но йот условий залегания нефти в залежи, от способа разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, от применяемой техники и технологии добычи, сбора и транс­порта нефти на промыслах, а также от периода разработки, в котором находится эксплуатируемое месторождение.

В связи с этим различают следующие четыре основные ста­дии разработки месторождений. На первой стадии осваивают нефтяное месторождение Эта стадия характеризуется ростом добычи нефти при малой ее обводненности и выходом на макси­мальный проектный уровень добычи. Вторая стадия — поддер­жание более или менее стабильного уровня добычи с неуклон­ным нарастанием обводненности скважин и постепенным пере­ходом их с фонтанной добычи на механизированную. На третьей стадии значительно снижается объем добытой нефти. Резко прогрессирует обводнение продукции, часть скважин по этой причине выводится из действующего фонда. Четвертая стадия (завершающая) — это разработка истощенных нефтяных пла­стов. Эта стадия характеризуется низкими дебитами нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Третья и чет­вертая стадия составляют так называемый поздний период раз­работки нефтяных месторождений. Например, если основные месторождения Баку давно уже находятся в четвертой ста­дии разработки, то большая часть месторождений Урала и Поволжья (Татария, Башкирия, Куйбышевская область и вступили в третью стадию, а ряд месторождений этих Районов, такие, как Ишимбайское,— давно вступили в четвертую (последнюю) стадию разработки.

По мере извлечения нефти из залежи запасы ее постепенно истощаются. Изменяются условия залегания нефти (падение пластовой энергии, увеличение обводненности пласта) и ее свой­ства (нефть дегазируется и становится более вязкой, появляется свободный газ). В результате снижается конечная нефтеотдача залежи, затрудняется отбор оставшейся в пласте нефти.

Для повышения нефтеотдачи истощенных пластов используют вторичные методы добычи: площадное нагнетание воды и газа в нефтяную залежь, форсированный отбор жидкости, При, менение вакуум-процесса (снижение давления на забое скважин), термические методы воздействия на пласт (закачка пара и горячей воды, создание очагов горения для генерации тепла), нагнетание химических реагентов (ПАВ, углекислого газа и т. д.). Применение методов поддержания пластового давления и вторичных методов извлечения нефти оказывает большое влия­ние не только на технику и технологию добычи нефти, но и на коррозионные свойства извлекаемой из скважины жидкости.

Нефтяная скважина — основное и наиболее дорогостоящее сооружение на нефтепромыслах. Независимо от того, каким спо­собом (фонтанным или механизированным) извлекается нефть из продуктивного пласта, в скважину на всю ее глубину (от нескольких сотен метров до нескольких километров) спускают колонну обсадных труб диаметром 141, 168 или 203 мм. Внеш­ней своей стороной обсадная колонна (через цементное Кольцо) соприкасается с различными подземными породами и насыпающими их агрессивными флюидами.

С забоя скважины нефть поднимают на дневную поверхность, как правило, по насосно-компрессорным трубам. Кольцевое пространство, образуемое внутренней стороной обсадной и внешней стороной насосно-компрессорной колонны, заполняется в за­висимости от пластового давления на определенную высоту нефтью (динамический уровень).

Исходя из способа эксплуатации и конструкции нефтяных скважин рассмотрим, где и какому виду коррозионного разрушения подвергается  подземное оборудование скважин.

Наиболее простую конструкцию имеет фонтанная. Если в скважине добывают не содержащую сероводород нефть, то коррозия подземного металлического оборудования проявляется в ней незначительно. Лишь при наличии в добываемой продукции сероводорода и сильной обводненности нефти, общая коррозия труб проявляется в первую Очередь в кольцевом пространстве скважин. Возможен и коррозионный эрозионный износ внутренней поверхности насосно-компрессорных труб под действием поднимающегося из пласта потока нефти. Однако в этом случае металл разрушается лишь при до­статочно высокой обводненности нефти и наличии в ее потоке песка.

В фонтанных скважинах, у которых межтрубное (кольцевое) пространство изолировано специальным пакером для улучшения условий подъема нефти из скважин, область кор­розионного воздействия сероводородсодержащей газовой среды на обсадную и насосно-компрессорную колонны в случае негерметично­сти  пакера значительно расширя­ется.

Рис. 6 Схема подъема газово-донефтяной смеси в скважинах:

а — при фонтанном способе эксплуа­тации, б — при обустройстве фон­танной скважины пакером, в — при газлифтном способе эксплуатации; г — при обустройстве газлифтной скважины пакером; 1 — продуктив­ный пласт, 2 — насосно-компрессор-ная колонна; 3 — вышележащий пласт; 4 — обсадная труба, 5 — уро­вень нефти, 6 — пакер

Компрессорная эксплуатация не­фтяных скважин связана с подачей извне некоторого количества энер­гии — сжатого газа или воздуха. Этот способ (в виде газлифта и эр­лифта) используется для продления искусственного фонтанирования скважин. При компрессорном спо­собе в скважину спускают одну или две колонны насосно-компрессорных труб (одно - или двухрядный лифт). Сжатый воздух подают к башмаку (низу) обсадной колонны по кольце­вой (между двумя рядами труб или между обсадной и компрессорной колонной) или по центральной си­стеме.

При подаче в компрессорную скважину в качестве рабочего агента нефтяного или другого угле­водородного газа без агрессивных примесей распределение и характер коррозии в компрессорной скважине почти не будут отличаться от корро­зии оборудования в фонтанных сква­жинах. Если же в скважину подают агрессивный газ или сжатый воздух, возможны серьезные ос­ложнения в отношении коррозии (см. рис. 6). При подаче сжа­того воздуха, содержащего влагу и кислород, коррозия развива­ется в кольцевом (межтрубном) пространстве скважины в присут­ствии кислорода воздуха и в условиях непрерывной конденсации влаги на металлической поверхности. Происходит интенсивный процесс накопления продуктов коррозии, называемых желези­стыми сальниками. Они затрудняют, а иногда приводят к пол­ному прекращению подачи воздуха в скважину. С этой пробле­мой столкнулись впервые на нефтепромыслах Баку, где этот способ эксплуатации широко применялся. Если вместо воздуха подают углеводородный газ с примесью сероводорода и влаги, это приводит к аналогичным, если не более серьезным послед­ствиям в отношении коррозии.

Кроме кольцевой части скважин сильной коррозии в компрес­сорных скважинах подвергается внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб, по которым движется аэрированная жидкость. В отношении проявления коррозии опасно примене­ние сжатого воздуха для добычи сероводородсодержащей нефти или применение сероводородсодержащего газа для добычи не­агрессивной нефти.

Глубиннонасосный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется в том случае, когда пластовая энергия недоста­точна для подъема жидкости из пласта и обеспечения перво­начальной производительности скважины.

Для подъема нефти из скважин используют поршневые на­сосы с приводом через колонну штанг от установленного на по­верхности станка-качалки, погружные электроцентробежные на­сосы (ЭЦН), а также гидропоршневые и винтовые насосы. Глубиннонасосный способ с применением штанговых насо­сов получил среди других механизированных способов наиболь­шее распространение.

При добыче слабоагрессивной и сильно обводненной нефти значительное число ремонтов скважины приходится на штан­говую колонну, которая работает в условиях потока высоко­вязкой жидкости и больших циклических нагрузок. Большое число поломок штанг в этих условиях можно объяснить коррозионно-усталостным разрушением металла под воздействием агрессивной среды и значительных знакопеременных нагрузок. Остальное металлическое оборудование, если межтрубное про­странство скважины достаточно герметично, заметных коррози­онных повреждений в глубиннонасосных скважинах не имеет.

Когда из скважин добывают сероводородсодержащую нефть, возможно проявление различных видов коррозионного разруше­ния. Так, глубиннонасосные штанги подвергаются общей корро­зии, коррозионно-механическому износу в условиях знакопере­менных нагрузок, коррозии при трении колонны штанг о по­верхность насосно-компрессорных труб (фреттинг-коррозия), наводороживанию под влиянием сероводорода. Штанговые насосы подвергаются фреттинг-коррозии при трении плунжера в цилин­дре насоса, наводороживанию в условиях циклических ударных нагрузок (работа клапана насоса). Насосно-компрессорные трубы подвергаются коррозии с внутренней и внешней сторон, иногда колонны наводороживаются и обрываются.

Обсадная и насосно-компрессорная колонна в затрубном про­странстве подвергаются общей коррозии под действием находя­щейся там нефти, коррозии в газовоздушной среде при непре­рывной конденсации жидкой фазы. Опасный характер приобретает разрушение труб при попадании сюда кислорода воздуха через негерметичное устье скважины.

Аналогичный характер и распределение коррозии наблюда­ется в скважинах с глубиннонасосной эксплуатацией, имеющих очень низкий динамический уровень. Такие скважины, находя­щиеся на конечной стадии добычи нефти, работают, как пра­вило, периодически. Для достижения более полной утилизации попутного газа в затрубном пространстве создают вакуум. Здесь весьма серьезным коррозионным повреждениям подвергаются обсадные и насосно-компрессорные трубы, поскольку на метал­лическую поверхность воздействует попеременно то агрессив­ная газовая среда, то попадающий в верхнюю часть скважин воздух Попеременному воздействию обводненной нефти и агрес­сивной газовоздушной среды подвергаются глубиннонасосные штанги.

В последние годы на нефтепромыслах страны вместо гро­моздких и металлоемких штанговых установок широкое распро­странение получили бесштанговые погружные электроцентро­бежные насосы (ЭЦН), которые позволяют непрерывно извлекать из скважины газожидкостной поток нефти. По распределению и характеру коррозии эти скважины аналогичны фонтан­ным. Специфической (эрозионной и фреттинг) коррозии могут подвергаться отдельные узлы электропогружных насосов. Хотя ЭЦН имеют длительный межремонтный период эксплуатации и выпускают их в коррозионностойком исполнении, выход погруж­ных насосов из строя возможен при применении в них отдель­ных деталей в обычном исполнении, а также при нарушении ряда других технических условий их эксплуатации.

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудова­ния нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жид­кости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования. Ча­сто потенциально агрессивная система нефть—вода—газ из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивной, и наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти и, следовательно, преимуще­ственном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно-активной.

На скорость и распределение коррозии подземного и назем­ного оборудования скважин оказывают влияние следующие факторы:

• тип скважины и способ добычи нефти;
• производительность и режим движения в скважине газожид­костной смеси;
• давление на забое и устье скважины и распределение темпе­ратуры по ее стволу;
• уровень жидкости и состав газовоздушной среды в кольцевом (затрубном) пространстве скважины;
• состав и свойства добываемой нефти;
• состав и свойства извлекаемой вместе с нефтью пластовой воды;
• состав и свойства попутного нефтяного газа и содержание в нем коррозионно-активных примесей (сероводорода, СО2 и др.);
• соотношение нефти и воды в добываемой продукции и харак­тер распределения этих фаз друг в друге;
• образование защитных пленок на металлической поверхности из органического и неорганического материала (парафин, смолы, сульфид железа, карбонаты кальция, магния и железа),
• наличие абразивных частиц в потоке жидкости (песок, суль­фид железа, кристаллы солей, глина и др.);
• проявление жизнедеятельности бактерий.

Прежде чем рассмотреть характер влияния каждого из ука­занных факторов на коррозионную активность системы, следует классифицировать все добываемые в стране нефти на две ос­новные группы: содержащие и не содержащие сероводород Очевидно, при прочих равных условиях потенциально агрессив­ными в первую очередь будут сероводородсодержащие нефти. В нефтях, где сероводород отсутствует, коррозионная актив­ность, хотя и может изменяться в довольно широких пределах, все же не достигает той степени агрессивности, которая харак­терна для сероводородсодержащих нефтей.

Принятый при разработке и эксплуатации месторождений способ добычи нефти и используемые для этого типы скважин (фонтанные, газлифтные или глубиннонасосные) оказывают глубокое и разнообразное влияние на структуру газожидкост­ного потока и, следовательно, коррозионную активность добы­ваемой из этих скважин смеси В фонтанных скважинах, где нефть добывается, как правило, безводной или относительно малообводненной, распределение дисперсных фаз (нефти, воды и газа) друг в друге подчиняется ряду определенных закономер­ностей, характерных именно для этих скважин. Например, бла­годаря различной относительной скорости движения нефти, воды и газа по отношению друг к другу в нижней части фонтанирую­щей скважины обводненность нефти водой больше, чем в верх­ней. В газлифтных скважинах структура потока и агрессив­ность извлекаемой из пласта жидкости в значительной степени зависит от состава и свойств сжатого газа или воздуха, пода­ваемого для подъема нефти.

В глубиннонасосных скважинах поток жидкости в зависимо­сти от применяемого насоса (штангового или ЭЦН) может иметь циклический или равномерный характер, что определяет различную степень распределения и устойчивость дисперсных фаз в добываемой смеси. Применение периодического или одно­временно-раздельного способов эксплуатации, с одной 1тороны, определяет выбор типа и конструкции скважины, а с другой — различную структуру и агрессивность извлекаемой из продук­тивного пласта жидкости.

В значительно большей степени структура и режим движения газожидкостной смеси в скважине зависят от ее производитель­ности и газо-водонасыщенности потока. В связи с этим разли­чают структуры трех типов:

• эмульсионная (пенная)—характеризуется более или менее равномерным распределением мелких пузырьков газа в жидко­сти,
• четочная — для нее характерно движение укрупненных пузы­рей газа сквозь поднимающуюся по стволу скважины жидкость;
• стержневая — здесь основная масса газа движется по центру трубы сплошным потоком (стержнем), а поднимаемая из сква­жины жидкость прилегает к стенкам труб в виде тонкого слоя

Наряду с указанными структурами существуют и другие, про­межуточные. В реальных условиях при движении газожидкост­ной смеси могут существовать одновременно все три структуры, которые последовательно распределяются по стволу сква­жины Газожидкостной поток с эмульсионной (пенной) структу­рой характерен, как правило, для высокодебитных (фонтанных) скважин, а с четочной структурой — для малодебитных скважин со сравнительно невысокими газовыми факторами.

Изменение давления и температуры по стволу скважины со­провождается изменением структуры и физико-химических свой­ств газожидкостпого потока. Известно, что по мере снижения давления поднимающейся по стволу скважины жидкости из нее выделяется газ и понижается температура смеси Понижение температуры жидкости способствует образованию и выпадению внутри подъемных труб (НКТ) парафинистых отложений, что изменяет условия контакта металлической поверхности с пото­ком жидкости (т е коррозию труб) Понижение температуры внешней поверхности подъемных труб приводит к конденсации на этих трубах двухфазной жидкости, выпадающей из газовоз душной среды, которая заполняет кольцевое пространство сква­жины. Если эта среда содержит агрессивные примеси (серово­дород, СО2 или кислород), то насосно-компрессорные трубы под­вергаются сильной коррозии.

Аналогичное явление можно наблюдать и на внутренней по­верхности обсадных труб Правда, здесь изменение температуры уже связано с влиянием окружающих обсадную колонну под­земных пластов. И, наконец, на развитие коррозии насосно-компрессорных и обсадных труб в кольцевом пространстве сква­жин большое влияние оказывает уровень скапливающейся здесь нефти, а также состав и свойства выделяющегося из нее газа. Большая или меньшая высота нефти в скважине, площадь кон­такта агрессивной среды с металлической поверхностью обсад­ных и насосно-компрессорных труб определяют ту или иную степень коррозионного разрушения подземного оборудования скважины.

С темпами накопления и удаления газа из межтрубного про­странства скважины связаны периодические прорывы газа к башмаку (низу) фонтанных труб, что сопровождается резким понижением забойного давления и, следовательно, нарушением равномерности движения потока жидкости в скважине. Если в добываемой продукции имеются абразивные примеси (песок, кристаллы солей), то пульсирующая работа скважины может вызвать эрозионный износ или образование пробок в подъем­ных трубах.

Состав и свойства добываемой из скважин нефти оказывают сильное влияние на агрессивность газожидкостной смеси. При этом, как было указано ранее, дело заключается не столько в агрессивном воздействии на металлическую поверхность са­мой нефти, сколько в совокупном влиянии неполярной фазы и содержащихся в ней поверхностно-активных веществ на корро­зионные свойства водонефтяной смеси в целом.

Пластовые воды нефтяных месторождений представляют со­бой высококонцентрированные растворы солей (преимущественно хлористого натрия и кальция) и обладают нейтральным рН. Если в них отсутствуют сероводород, СС>2 или кислород, пласто­вые воды оказывают, как правило, слабое коррозионное воздей­ствие на металлическое оборудование скважин. При наличии сероводорода или попадании в воду кислорода из различных источников их коррозионная активность резко возрастает. В за­висимости от содержания в пластовых водах коррозионно-активных агентов процесс коррозии металлов в этих электролитах протекает с водородной или кислородной деполяризацией. Воп­рос о коррозионной активности пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, следует рассматривать исходя из того, явля­ются они в системе нефть—вода диспергируемой фазой или ди­сперсионной средой.

Из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы нефть—вода, важнейшим является соотно­шение воды и нефти. Ряд исследователей считает, что агрессивность добываемой нефти постепенно растет с повыше­нием содержания в ней воды. Имеются данные, что одному и тому же соотношению воды и нефти соответствует раз­личная коррозионная активность системы. До сих пор не уста­новлено, какое соотношение воды и нефти отвечает максимально возможной агрессивности системы и существует ли критическое соотношение между водой и нефтью, после которого коррозион­ная активность продукции скважины начинает резко возрастать.

Вопрос о коррозионном поведении газожидкостной смеси, ко­торая содержит в качестве отдельной фазы минерализованную воду, представляет большой теоретический и практический ин­терес, поскольку на нефтепромыслах чаще всего приходится встречаться с движением трехфазных смесей (нефть, вода, газ). Как уже указывалось, эта многокомпонентная система поднима­ется по скважине и транспортируется по нефтесборным коллек­торам в виде эмульсионной структуры, характеризующейся, как и всякая эмульсия, дисперсностью, устойчивостью во времени и скоростью коалесценции (расслоения фаз). С точки зрения кор­розии, нас в первую очередь интересуют физико-химические свойства нефтяных эмульсий, возникающих при совместном дви­жении в скважине воды и нефти.

Нефтяные эмульсии принадлежат к группе так называемых лиофобных дисперсных систем, характеризующихся относи­тельно небольшой степенью дисперсности, поэтому они термоди­намически агрегативно неустойчивы во времени. В лротивоположность им лиофильные эмульсии характеризуются высокой степенью дисперсности и являются поэтому термодинамически устойчивыми равновесными системами.

По характеру распределения несмешивающихся фаз нефтя­ные эмульсии относятся к эмульсиям обратного типа В/М: по­лярная фаза (вода) распределена в неполярной среде (нефти). Эмульсии типа В/М легко смешиваются с неполярной средой (нефтью), избирательно смачивают гидрофобную поверхность и не обладают заметной электропроводностью. По содержанию дисперсной фазы в дисперсионной среде водонефтяные эмульсии принадлежат к концентрированным полидисперсным эмульсиям, в которых соотношение фаз может колебаться от 1% воды до 1% нефти.

Один из важных показателей водонефтяных эмульсий — их агрегативная устойчивость, которая определяется временем, необходимым для разделения системы на две несмешивающиеся фазы. Устойчивость водонефтяных эмульсий колеблется в ши­роких пределах и в зависимости от их свойств составляет период от нескольких секунд до нескольких лет.

Наиболее важными факторами устойчивости нефтяных эмульсий являются: концентрация в системе эмульгаторов, ста­билизирующих капельки воды в нефти, образование на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных слоев и улучшение их структурно-механических свойств. Согласно имеющимся пред­ставлениям, стабилизация водонефтяных эмульсий осуще­ствляется за счет сильно-поверхностно-активных веществ (нефтя­ных и жирных кислот, низших смол), слабо-поверхностно-актив­ных веществ (асфальтенов, асфальтогеновых кислот, высших смол), твердых веществ минерального и органического характера (парафины и церезины, твердые смолистые частицы и др.).

Исследования состава природных эмульгаторов пока­зали, что они состоят в основном из асфальтенов, смол, парафи­нов и церезинов, порфиринов, углистых частиц, металл - и кремнийорганических соединений. Принято считать, что стабилиза­торами нефтяных эмульсий типа В/М являются органические вещества, находящиеся в нефти в коллоиднодеспергированном состоянии. В последнее время особая роль в качестве природ­ных стабилизаторов нефтяных эмульсий для большинства нефтей Поволжья, Урала и Западной Сибири отводится асфальтенам и смолам. Исследованиями установлено, что стабилиза­ция водонефтяных эмульсий осуществляется асфальтенами в определенней степени коллоидной дисперсности определяемой содержанием в нефтях ароматических соединений и группы ве­ществ, называемых дефлокулянтами асфальтеном. К ним отно­сятся нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, порфириновые комплексы металлов, а также полярные, малополяпные и биполярные компоненты нефтей. Для высокопарафинистых нефтей основными стабилизаторами нефтяных эмульсий являются мик­рокристаллы парафина и церезина. Таким образом становится ясной определяющая роль поверхностно-активных соединении, входящих в состав высокомолекулярной части нефти в образо­вании и стабилизации водонефтяных эмульсий, а также в фор­мировании физико-химических и коррозионных свойств системы нефть—вода—газ.

С ростом содержания в нефти воды и при сохранении постоянной степени дисперсности эмульсии число капелек воды в ней резко возрастает. Например, в 1 л 1%-ной эмульсии число гло­бул воды может достигнуть порядка триллиона, а общая пло­щадь поверхности раздела составить десятки квадратных метров. Очевидно, для стабилизации такой разбитой границы раздела необходимо иметь в нефти достаточное количество ста­билизаторов. Если принять, что содержание стабилизаторов эмульсии в высокомолекулярной части нефти является величи­ной постоянной для данной нефти, то, очевидно, с ростом водонефтяного отношения относительная концентрация стабилизато­ров в системе будет уменьшаться. Можно себе представить такое положение, когда концентрация эмульгаторов в системе бу­дет недостаточной для стабилизации всей содержащейся в нефти воды. В этом случае водонефтяная эмульсия становится неустойчивой и разделяется на две несмешивающиеся жидкости, выделяя пластовую воду в качестве отдельной фазы. Следует еще иметь в 0иду, что стабилизаторы водо-нефтяных эмульсии являются типичными поверхностно-активными величинами и могут поэтому адсорбироваться из нефти не только на жидких, но и на твердых границах раздела, например: в кристаллах парафина, частичках глины и песка, металлической поверхности труб.

Таким образом, выделение из газожидкостной смеси водной фазы обусловлено в основном снижением агрегатной устойчи­вости водо-нефтяных эмульсий за счет увеличения содержания в них воды и недостатка стабилизаторов для сохранения устой­чивости этих змульсий. Что же касается конкретных величин водонефтяного отношения, при которых становится возможным определение водной фазы из систем,    это зависит от множества лякторов кинетического и физико-химического порядка, связанных со свойствами  и составом  нефти  и воды,  условиями их подъема на дневную поверхность и т. д. Изучение условии образования и устойчивости эмульсий может оказаться полезным для суждения о том, при каких водо-нефтяных  отношениях данная система станет неустойчивой, какова будет потенциальная агрессивность добы­ваемой из скважин нефти. Величина водо-нефтяного отношения для данного месторождения, при которой система нефть—вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве специфического  параметра  для  характеристики и  прогнозиро­вания коррозии на нефтепромыслах.

Расслоение водонефтяных эмульсий с увеличением содержа­ния в них воды и появление воды в качестве отдельной фазы изменяет условия смачивания металлической поверхности двумя несмешивающимися жидкостями. Становится реальной возмож­ность изменения избирательного смачивания металлической по­верхности из гидрофобной в гидрофильную и образование на ме­талле водных прослоек той или иной толщины Появление пле­нок воды на металлической поверхности — это начало развития коррозии металла в системе нефть—вода.

По мере роста содержания воды в нефти, выделения из нее водной фазы и, как следствие всего этого, сдвига избирательного смачивания металлической поверхности в гидрофильную сторону замедляется (иногда совершенно прекращаемся) процесс парафинизации нефтепромысловых коммуникации. Таким образом, снижение устойчивости водо-нефтяных эмульсий и выделение воды из системы приводит, с точки зрения коррозии, ко мно­гим отрицательным явлениям, в том числе к предотвращению отложения на металлической поверхности Парафина, который играет роль своеобразной механической защиты металла от агрессивного действия среды.

Известно, что с ростом объема закачиваемых в пласт прес­ных вод происходит опреснение пластовых вод. Это приводит к изменению состава и свойств извлекаемых с нефтью вод и к на­рушению их химического равновесия. В этих условиях возможно выпадение на металлической поверхности труб неорганических осадков. В их состав входят в основном карбонат кальция, суль­фат кальция и (или) сульфат бария, а также органические  при­меси из нефти. Казалось бы, что выпадение осадков из пластовых вод и накопление их на поверхности труб является благо­приятным фактором для коррозии. Однако отложение осадков в трубах носит неконтролируемый характер, «ни с большим тру­дом удаляются с металлической поверхности Борьба с отложе­нием осадков внутри подземного оборудования скважин явля­ется серьезной и еще не решенной проблемой в нефтяной про­мышленности.

Влияние на агрессивности газожидкостного потока таких факторов, как присутствие в нефти абразивных частиц (песок, кристаллы солей, продукты коррозии), а также бактерий, спо­собных генерировать в среду сероводород, по-видимому, не тре­бует здесь особых пояснений. Эти вопросы будут подробно рас­смотрены при обсуждении коррозии металлов в пластовых (сточных) водах.