Ингибирование коррозии углеродистой стали в средах нефтегазового комплекса тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Абрамов Алексей Евгеньевич

• Абрамов Алексей Евгеньевич
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Абрамов Алексей Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Сероводородная коррозия железа и стали

1.2. Углекислотная коррозия железа и стали

1.3. Сероводородно-углекислотная коррозия железа и стали

1.4. Наводороживание металлов при сероводородной и углекислотной коррозии

1.5. Роль сульфатредуцирующих бактерий в коррозии металлов

1.6. Ингибирование сероводородной коррозии стали

1.7. Ингибирование углекислотной коррозии

1.8. Ингибирование наводороживания стали

1.9. Бактерицидное действие ингибиторов

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Объекты исследования

2.2. Коррозионные испытания

2.3. Поляризационные измерения

2.4. Импедансные измерения

2.5. Электронная микроскопия

2.6. Методика определения потока диффузии водорода, через стальную мембрану

2.7. Методика оценки бактерицидных свойств ингибиторов

2.8. Статистическая обработка экспериментальных данных

ГЛАВА 3. ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ В ОТСУТСТВИЕ И В ПРИСУТСТВИИ ИНГИБИТОРОВ

3.1. Защитные свойства смесевого ингибитора № 2: продукты реакции полиаминов с карбоновыми кислотами в органическом растворителе

3.1.1. Результаты со сталью Ст3

3.1.2. Результаты, полученные на трубной стали 17Г1С

3.2. Защитные свойства смесевого ингибитора №2 1: раствор азотсодержащих соединений (полиаминов) в смеси органических растворителей

3.3. Ингибирующие свойства продуктов реакции взаимодействия глиоксаля, аммиака и ацетальдегида_ по реакции Г. Дебуса - Б.Л. Радзишевского (№ 4)

3.3.1. Характеристика полученного продукта

3.3.2. Гравиметрические испытания

3.4. Смесевой ингибитор, представляющий собой имидазолины, этоксилированные радикалами (жирных кислот), алкиламмонийные соли,

этиленгликоли (№ 3)

Заключение по главе III

ГЛАВА 4. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАЩИТНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СМЕСЕВЫХ ИНГИБИТОРОВ

4.1. Смесевой ингибитор, представляющий собой продукты реакции полиаминов с карбоновыми кислотами в органическом растворителе (№2)

4.1.1. Поляризационные измерения на стали Ст3

4.1.2. Импедансные измерения на стали Ст3

4.2. Смесевой ингибитор, представляющий собой раствор азотсодержащих соединений (полиаминов) в смеси органических растворителей (№ 1)

4.2.1. Поляризационные измерения

4.2.2. Импедансные измерения

4.3. Ингибирующие свойства продуктов взаимодействия глиоксаля, аммиака и ацетальдегида по реакции Г. Дебуса - Б.Л. Радзишевского

4.3.1. Поляризационные измерения

4.3.2. Импедансные исследования

4.4. Смесевой ингибитор № 3, представляющий собой имидазолины, этоксилированные радикалами (жирных кислот), алкиламмонийные соли, этиленгликоли

4.4.1. Поляризационные измерения

3

4.4.2. Импедансные измерения

Заключение по главе IV

ГЛАВА V. АНТИНАВОДОРОЖИВАЮЩЕЕ И БАКТЕРИЦИДНОЕ ДЕЙСТВИЕ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ

5.1. Замедление диффузии водорода исследуемыми смесевыми ингибиторами

5.2. Бактерицидное действие ингибирующих композиций

Заключение по главе V

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Ингибирование коррозии углеродистой стали в средах нефтегазового комплекса»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Коррозия трубопроводов в нефтегазовой отрасли приводит к существенным экономическим потерям и рискам безопасности для окружающей среды. Сероводородная и углекислотная коррозия в нефтегазодобывающей промышленности изучается давно. Предложены различные методы для снижения потерь металлов от этих видов коррозии, среди которых наиболее эффективным и экономичным считается применение ингибиторов коррозии.

Важное значение ингибиторная защита имеет для снижения опасности коррозионного повреждения трубопроводов нефтегазового комплекса. Их применению посвящены многочисленные исследования. Используется широкий набор органических ингибиторов коррозии стали в сероводородных и углекислотных средах: амины, имидазолины, триазолы, соединения на основе пиридина и др.Однако поиск новых эффективных ингибиторов коррозии продолжается из-за сложности проблемы сероводородной и углекислотной коррозии. Предлагаются не только индивидуальные соединения, но и композиции различных соединений, растворенные в специально подобранных комплексных растворителях. Смесевые ингибиторы ориентированы не только на торможение коррозии (сероводородной, углекислотной, микробиологической), но и на одновременное снижение наводороживания металла.

Исследование защитной эффективности новых ингибиторов может привести к разработке новых технологий и материалов, что является актуальным и важным для обеспечения надежной и безопасной работы нефтегазовой промышленности.

Работа выполнена в рамках госзадания ТГУ имени Г.Р. Державина (тема № БЕМ0-2024-0018 , Рег. № 1024042300021-5-2.4.2;4.1.1).

Цель работы: исследование эффективности ряда азотсодержащих ингибирующих композиций против коррозии и наводороживания углеродистой стали в имитатах пластовых вод нефтегазового комплекса.

5

Задачи работы:

1. Гравиметрическая оценка защитной эффективности смесевых ингибиторов, предоставленных ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в имитатах пластовых вод, отличающихся различной насыщенностью солями и содержащих уксусную кислоту, а также насыщенных И2Б и И2Б + СО2.

2. Синтез смесевого ингибитора, полученного взаимодействием глиоксаля, аммиака и ацетальдегида по реакции Г. Дебуса - Б.Л. Радзишевского, и оценка его защиты стали гравиметрическим методом в указанных выше имитатах пластовых вод.

3. Оценка защитной эффективности указанных смесевых ингибиторов методом потенциодинамической поляризации.

4. Использование метода спектроскопии электрохимического импеданса для оценки защитных свойств исследуемых ингибирующих композиций и их адсорбционных свойств.

5. Оценка влияния ингибирующих композиций на наводороживание

стали.

6. Оценка бактерицидных свойств ингибирующих композиций по отношению к сульфатредуцирующим бактериям.

Научная новизна:

1. Оценено влияние состава имитатов пластовых вод на скорость коррозии стали Ст3 и ее защиту исследуемыми ингибирующими композициями в зависимости от их концентрации, наличия углеводородной фазы, гидродинамических условий, температуры

2. Впервые исследована защитная эффективность смесевой композиции, полученной взаимодействием глиоксаля, аммиака и ацетальдегида, по отношению к стали Ст3 в имитатах пластовых вод, насыщенных сероводородом и углекислым газом.

3. Оценена защита трубной стали 17Г1С смесевым ингибитором,

представляющим собой продукты реакции полиаминов с карбоновыми

кислотами в органическом растворителе, в имитатах пластовых вод в

зависимости от их состава, концентрации ингибитора, наличия углеводородной фазы, гидродинамических условий, температуры.

4. Оценена эффективность ингибирующих композиций по отношению к процессу снижения наводороживания стали.

5. Получены новые данные по бактерицидной эффективности исследуемых ингибирующих композиций по отношению к СРБ штамма 5S69, выделенного из нефтяных месторождений Татарстана.

Практическая и теоретическая значимость: Экспериментальные результаты, полученные в ходе данной работы, могут быть использованы специалистами нефте- и газодобывающих компаний для организации ингибиторной защиты оборудования нефтегазового комплекса от сероводородной, сероводородно-углекислотной и биокоррозии.

Тема получения смесевых ингибиторов и оценки их защитных свойств по отношению к стали в средах нефтегазового комплекса внедрена в учебный процесс ФГБОУ ВО «Тамбовский государственный университет имени Г.Р. Державина».

Полученные данные расширяют границы существующих представлений о путях создания ингибиторов и методах оценки их полифункциональных свойств.

Методология и методики диссертационного исследования основаны на методах электрохимической кинетики, а также на экспериментальных методах: гравиметрических коррозионных испытаниях, электрохимических методах (потенциодинамических поляризационных измерений, спектроскопии электрохимического импеданса), сканирующей электронной микроскопии, ИК Фурье спектроскопии. Обработка экспериментальных данных осуществлена с помощью методов математической статистики.

Положения, выносимые на защиту:

1. Экспериментальные данные по скорости коррозии стали Ст3 и защитной эффективности ингибирующих композиций в зависимости от их

концентрации в имитатах пластовых вод нефте-газовых месторождений различного состава, насыщенных сероводородом и углекислым газом.

2. Идентификация продуктов реакции взаимодействия глиоксаля, аммиака и ацетальдегида методами хромато-масс-спектрометрии и ИК спектроскопии и оценка их ингибирующей эффективности по отношению к стали Ст3 в имитатах пластовых вод, насыщенных И2Б и С02.

3. Результаты защиты трубной стали 17Г1С смесевым ингибитором, представляющим собой продукты реакции полиаминов с карбоновыми кислотами в органическом растворителе, в имитатах пластовых вод, насыщенных сероводородом и углекислым газом.

4. Данные по влиянию ингибирующих композиций на кинетику электродных процессов на стали в исследуемых средах.

5. Данные по механизму коррозионного процесса и адсорбционным характеристикам исследуемых ингибирующих композиций, полученным методом спектроскопии электрохимического импеданса.

6. Данные по влиянию на наводороживание стали и бактерицидному действию исследуемых ингибиторов на сульфатредуцирующие бактерии.

Степень достоверности результатов. Достоверность результатов, представленных в работе, обеспечивается применением современного сертифицированного оборудования, комплекса независимых и взаимозаменяющих методов исследования, обусловливающих сходимость полученных данных: коррозионных гравиметрических испытаний, потенциодинамических поляризационных измерений, спектроскопии электрохимического импеданса и сканирующей электронной микроскопии.

Личный вклад автора состоит в анализе литературных данных, планировании, проведении экспериментов и интерпретации экспериментальных данных, подготовке и оформлении научных публикаций. Постановка цели и задач исследования, а также обсуждение полученных результатов проведено автором совместно с научным руководителем д.х.н. профессором Л.Е. Цыганковой.

Апробация работы:

Основные результаты диссертационной работы докладывались на Международных конференциях «Актуальные вопросы электрохимии, экологии и защиты от коррозии», посвященных памяти профессора, заслуженного деятеля науки и техники РФ В.И. Вигдоровича (Тамбов, ТГТУ, 2021 и 2023 г); 1 Всероссийской научной конференции с международным участием «Теоретические и прикладные аспекты электрохимических процессов и защита от коррозии», Казань, 20-23 ноября 2023 г; XXVII и XXIX Державинских чтениях (Тамбов, 2022 и 2024); III Международной конференции «Коррозия и новые материалы в нефтегазовой промышленности». г. С-Петербург, 24-26 мая 2023 г; X Всероссийской конференции с международным участием ФАГРАН-2024, посвященной 190-летию со дня рождения Д.И. Менделеева. (г. Воронеж, 23 - 25 сентября 2024 года); III международной конференции «Фундаментальные и прикладные вопросы электрохимического и химико-каталитического осаждения и защиты металлов и сплавов» памяти чл-корр. РАН Ю.М. Полукарова (Москва, 26-27 ноября 2024).

Публикации:

Материалы диссертации опубликованы в 14 научных работах, из которых 8 - в журналах, индексированных в Web of Science и Scopus; 1 - в журнале, рекомендованном ВАК; 5 - материалы и тезисы научных конференций.

Структура и объем диссертации.

Диссертация включает введение, 5 глав, заключение, список цитируемой литературы из 123 отечественных и зарубежных авторов. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 37 рисунков, 55 таблиц.

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 1.1. Сероводородная коррозия железа и стали

Растворимость сероводорода в воде при 30 оС в атмосферных условиях близка к 3 г/л с рН близким к 4. Зависимость величины рН от концентрации И^ приведена на рисунке 1 [1].

рН

3,0-

4,0-

5,0-

5

4

1 о_

3

-О

Р

0

Г

0

~П

5102 I

50

105

100

1,5*105

т

СО 2, мг / л

"Т

210

5

150 CH~S, мг/ л

2S

Рис. 1.1 Зависимость рН растворов от парциального давления СО2 в газовой фазе и равновесной концентрации H2S в растворе [2].

1. pH = f (PCOi) при Ch2s = 0. 2. pH = f (Ph2s ) при Pco2 = 0.

3. pH = f (Ph2 s ) при Po = 0,1013-105 Па . 4. рН= f (С^ ) при

Pco = 1,013-105Па . 5.рН= f (Сн s) при Pco = 2,026-105Па

Сероводород обладает особенностью стимулировать парциальные электродные реакции на железе и сталях. Считается, что это связано с образованием промежуточных поверхностных соединений, обладающих кааталитическим действием. В работе Иофа З.А. предложена следующая схема анодной ионизации железа в присутствии И2Б [3]:

Ев + Н^ + Н20 ^ Ев (НЗ) - + НО+

Ев (ИЗ) ^ (ЕНЗ) 1 +

(ЕвНЗ)^ + НО ^ Ев2+ + Н2З + НО + 2в

10

Роль катализатора играет поверхностный комплекс Рв(ИБ) адс.

Согласно [3], в присутствии H2S облегчается катодная реакция благодаря более легкому разряду водорода из молекулы H2S:

2И2Б + 2в ^ И + 2ИБ'

Антропов Л.И. и Панасенко В.Ф. предлагают такой механизм [4]:

И2 Б + 2в ^ 2И^ + Б2" Б2" + 2И30+ ^ И2 Б + И20

В [5] показано, что при коррозии железа и стали в сероводородной среде образуются труднорастворимые сульфиды железа, состав которых зависит от концентрации H2S. Так, при Стэ < 2 мг/л образуется пирит FeS2 или марказит Fe2S. При СН2Э > 20 мг/л - канзит. По [6-7], наибольшее защитное действие проявляют маккинавит и пирит. Однако, согласно данным метода ЯМР [8-9], основное замедление растворения железа оказывает монослой аморфного сульфида, а образующийся далее маккинавит не проявляет высоких защитных свойств. В кислых средах защитные пленки сульфидов железа не образуются. В [10-11] отмечается зависимость сероводородной коррозии от содержания Н2Э и рН водной среды, которая связана напрямую с возможностью либо образования плотноупакованных и более равномерно расположенных продуктов коррозии на стали, либо их отсутствия. Продукты коррозии (в виде сульфидов железа) на стали начинают образовываться сразу же после контакта с Н2Э-содержащей водной средой. Это подтверждается визуальным наблюдением за стальными образцами в ходе эксперимента. Следует отметить, что на состав, структуру, толщину и стойкость продуктов сероводородной коррозии будут влиять вышеуказанные основные коррозионные факторы среды (минеральный состав и рН среды, температура, содержание Н2Э и др.). Скорость протекания сероводородной коррозии будет зависеть от свойств образующейся на стали пленки продуктов коррозии [12].

Морфология сульфидов железа ^еЭ) достаточно различна [13-14]. Каждая из форм FeS имеет свои условия или последовательность образования,

которые влияют на их свойства и стабильность в виде продуктов сероводородной коррозии на стальной поверхности. Коррозионные условия по-разному влияют на форму, состав и свойства образующихся отложений FeS.

Сравнительный анализ показал различие в морфологии продуктов коррозии, полученных из разных водных растворов в сероводородных условиях [14]. Пленка продуктов коррозии, образующаяся в 5% растворе №С1, была очень компактной и плотной. В модели пластовой воды в этих же условиях слой FeS получался очень рыхлым. В то же время авторами [15] было установлено, что при более высоком содержании Н2Э (2500 мг/л) на поверхности стали образуется плотный черный осадок, а при более низком содержании (50 мг/л Н2Э) - рыхлая пленка из сульфидов железа. Как отмечают авторы [16], для изолирования поверхности сталей при сероводородной коррозии важно, чтобы пленка продуктов коррозии была плотноупакованной, что является более достижимым в присутствии хорошо сформированных кристаллических соединений. Наличие рентгеноаморфных веществ будет разрыхлять коррозионные продукты, делая их более пористыми, менее защитными и недостаточно эффективными в агрессивных условиях эксплуатации. Исследования сероводородной коррозии в [17] показывают, что маккинавит не способен оказывать защитное действие, особенно в динамических условиях испытаний из-за его низкой адгезии к стальной поверхности и возможности уноса потоком среды.

Авторы [18] отмечают, что на сульфидах железа наблюдается более низкое перенапряжение реакции выделения водорода по сравнению с железом, что объясняется каталитическим действием пирита и продуктов его восстановления:

ЕвБ2 + И2Б + 2в ^ ЕвБ + 2ИБ-ЕвБ + И28 ^ ЕвБИ + + ИБа ЕвБИ + + в ^ ЕвБ +1 / 2И2

Для сероводородной коррозии металлов характерно образование питтингов, возникающих под слоем сульфидов железа на поверхности стали и железа. В [19] это объясняется подкислением раствора, возникающим в местах локальной коррозии вследствие протекания процесса

Fe2+ + H2S ^ FeHS + + H +,

что предотвращает образование сульфида железа и благоприятствует переходу в раствор Fe^-ионов.

В [20] приводятся данные по влиянию температуры на сероводородную коррозию мягкой стали. Исследования проводились в автоклаве в кислых (рН=4) H2S содержащих растворах (концентрация 0.00385 М, которая соответствует 0.10 бар H2S) при температурах 80°C, 120°C, 160°C и 200°C в течение 4 дней. Скорость коррозии определялась методом линейного поляризационного сопротивления. С ростом температуры скорость коррозии возрастала, но через 16-20 час снижалась и достигала стационарного состояния. Образовывались двухслойные продукты коррозии. Внутренний слой - Fe3O4, внешний слой - сульфиды железа: маккинавит, троилит, пирротит и пирит при 80°C, 120°C, 160°C, and 200°C соответственно. Продукты идентифицированы рентгеновской диффракцией и сканирующей электронной микроскопией совместно с энергетической дисперсионной спектроскопией.

1.2. Углекислотная коррозия железа и стали Углекислотная коррозия является большой проблемой для нефтегазового комплекса. В [21] рассматриваются две группы механизмов катодного процесса при углекислотной коррозии: гомогенный К1 и гетерогенный К2.

Гомогенный механизм К1:

C02 + H2O ^ H2CO3 (1)

HO03 + HO ^ HO + + HCO- (2)

HCO; + e ^ Hadc + COз2+ (3)

НСО— + Иадс + в ^ Н2 Т +СО32- (4)

НО ++ е ^ НО* (5)

Н3О* + е ^ Иадс + НО (6)

Надс + Надс ^ Н2 , (7)

Образование Надс в ур. (3) указывает, что СО2 может быть стимулятором наводороживания. Этот эффект снижается по мере роста скорости процесса (4). Переход к замедленной стадии (7) вызывает резкий рост степени заполнения поверхности Надс (вН) и наводороживания металла. Однако это требует экспериментального подтверждения. Гетерогенный механизм К2

СО2,р— р ^ СО2.адс (8)

СО2^адс+ + Н2О ^ Н2СОз,адс ^ Н.СО, (9)

Н2 СОз + в ^ Надс + НСО—дс (10)

НСОЗадс + НзО+ ^ Н2СОз,адс + Н2О (11)

Н2СО3,адс + Н2О ^ Н3О + + НСО— (12)

Н3О + + в ^ Надс + Н, О (13)

Лимитирующая реакция (9), являющаяся химическим процессом десорбции Н2СО3, свидетельствует, что скорость процесса по механизму К2 не должна зависеть от потенциала, что кажется маловероятным.

В [22] показано, что с учетом соотношения СС/ СН^СОъ = 296 в растворе

количество образующейся угольной кислоты при растворении СО2 очень мало. По [23], предполагается протекание процессов:

НСО— + 2Н2О + 2в ^ НСООН + 3ОН— (14) НСОО — + 3Н + + 2в ^ НСНО + Н2О (15)

В присутствии кислорода суммарный катодный ток складывается из токов восстановления

Ч = 1Н2СОъ + 1нСО— + 1ЩО+ + 1НгО + 1О2 (16)

14

Углекислотная коррозия часто протекает в условиях образования осадков солей. По данным [24], в растворе, г/л: 17,0 NaCl, 0,14 - 0,20 CaCb, 0,2 MgCl2, 0,1 - 0,8 NaHCO3 (рН=5,3 ^ 6,4) признаки образования осадков проявляются в первые 0,5-1,5ч от начала коррозии, далее осадок покрывает всю поверхность, но в некоторых экспериментах поверхность остается чистой. Отмечаются следующие особенности коррозии при образовании осадков:

- значительный разброс величин скорости коррозии Ki при рН = const.

- величина разброса мало зависит от Ся .

- в определенном диапазоне рН (5.6 - 6,7 при Ся = 90 мг/л) и 6,3 - 6,7

(при Ся = 450 мг/л) наблюдается Kmax. Отмечается наличие Fe3C, FeCO3 (сидерит), и третьей фазы, предположительно суперпозиции структур: вюстита (FeO), магнехимита (a-Fe2O3) и магнетита (FeO• Fe2O3). Кроме того, имеется фаза, названная коррозитом (FeO FeCO3). С ростом Ся

облегчается образование как сидерита, так и смешанной фазы.

ВНИИГАЗом предложена классификация газоконденсатных систем по

коррозионной агрессивности как функции t и РС02 [25].

1. К малоагрессивным отнесены системы с РС02 < 2 -105 Па.

2. К высоко агрессивным - с РС02 > 2 -105 Па.

По [26], при определенном сочетании t, РС02 и химического состава

водной фазы, в трубопроводах возможно осаждение не только коррозита, но и СаСО3. Сложный осадок из этих компонентов стимулирует углекислотную коррозию еще сильнее, чем коррозит. Действительна зависимость

К = 1,256+0,24([Ca2+ ]) -1,025; справедливая для интервала 0,05 < [Ca2+] < 2,00 г/л.

В [27] предложена механистическая модель углекислотной коррозии стали. Она учитывает электрохимические реакции на поверхности стали,

диффузию частиц между металлической поверхностью и объемом раствора,

15

включая диффузию через пористые поверхностные пленки, миграцию

благодаря возникновению градиентов потенциала и гомогенные химические

реакции, включая осаждение поверхностных пленок. Модель может

предсказать скорость коррозии так же, как концентрацию и поточные профили

для всех частиц. Признано, что свойства защитных пленок продуктов

коррозии в виде карбоната железа имеют решающее значение для

прогнозирования фактической скорости коррозии при более высоких

температурах и рН. Сравнение с лабораторными экспериментами выявило

сильные стороны модели, такие, как ее способность помогать в понимании

сложных процессов, происходящих во время коррозии в присутствии

поверхностных пленок. Однако сравнение также выявило слабые стороны

модели, в первую очередь, связанные с отсутствием надежных

экспериментальных данных при более высоких температурах и парциальных

давлениях С02. В [28] авторы отмечают, что традиционно принятый механизм

СО2 - коррозии рассматривает прямое восстановление угольной кислоты в

качестве главного процесса, определяющего более высокие скорости коррозии

по сравнению со скоростями, наблюдаемыми в растворах сильных кислот с

той же величиной рН. В данной статье механизм СО2 коррозии был исследован

на основе катодных и анодных поляризационных кривых мягкой стали Х65 в

0,1 М растворе №С1 при повышенных давлениях СО2 (до 5 бар). Исследование

катодных токов, контролируемых переносом заряда, показало, что прямое

восстановление угольной кислоты незначительно. Кроме того, было показано,

что реакция ионизации железа подвергается значительному влиянию СО2,

особенно в переходной и предпассивной областях. Развитая авторами

механистическая модель оказалась в состоянии представить основные

механистические особенности поляризационных кривых и предсказать

скорость коррозии с достаточной точностью. Было показано, что зависимость

скорости коррозии от РСо2 сильно зависит от температуры. При низких

температурах и значениях рН ниже 5 скорость коррозии может не зависеть от

РСо2 из-за того, что имеет место активная анодная ионизация, а катодный ток

16

находится под контролем переноса заряда. С другой стороны, при повышенной температуре можно было бы ожидать значительной зависимости скорости коррозии от Рсо2.

Многие пластовые воды содержат уксусную кислоту, что в присутствии

СО2 способствует усилению коррозии стали. В [29] отмечается, что

существенное влияние на коррозионное поведение металлического

оборудования оказывает состав пластовых вод. Предполагается, что, помимо

И2Б и С02, заметное влияние на характер коррозионных поражений

металлического оборудования оказывает присутствие уксусной кислоты.

Подробное исследование роли уксусной кислоты в углекислотной коррозии

мягкой стали проведено в [30]. Электрохимическими измерениями при

поддержании постоянной величины рН среды (от 4 до 6) в 3% растворе №С1

показано, что добавки уксусной кислоты (до 5000 ррт) при 22оС существенно

увеличивают предельный катодный ток и замедляют анодную реакцию при

комнатной температуре. Коррозионный процесс находится при этом под

кинетическим контролем. При повышенных температурах влияние уксусной

кислоты наиболее ярко выражено и процесс коррозии контролируется

массопереносом. Склонность к питтинговой коррозии не выявлена. Авторы

полагают, что недиссоциированная форма уксусной кислоты,

присутствующая при низких рН, ответственна за увеличение скорости

коррозии. В [31] исследованы механизм и кинетика коррозии мягкой стали

Х65 в деаэрированном 0,1 М растворе №С1 при 30о с добавками уксусной

кислоты от 1,66 мМ до 41,5 мМ на вращающемся дисковом электроде (до 2000

об в мин) при рН 3, 4 и 5. Показано, что прямое восстановление

недиссоциированной уксусной кислоты незначительное. Влияние уксусной

кислоты на коррозионный процесс происходит путем увеличения

предельного катодного тока в результате увеличения концентрации ионов

водорода вследствие диссоциации уксусной кислоты на поверхности

электрода. Кроме того, уксусная кислота ингибирует скорости переноса заряда

в анодной реакции ионизации металла и катодной реакции восстановления

17

ионов водорода, адсорбируясь на металлической поверхности. В [32] коррозионное поведение углеродистой стали в модельной пластовой воде Самотлорского нефтяного месторождения, насыщенной диоксидом углерода, в присутствии добавок уксусной или муравьиной кислот и ингибитора изучено гравиметрическим методом и потенциодинамической поляризацией. Скорость коррозии стали увеличивается в присутствии добавок карбоновых кислот. Поляризационные измерения показали, что введение добавок карбоновых кислот вызывает ускорение анодной реакции ионизации стали в отсутствие ингибитора. На примере уксусной кислоты показано, что эти явления обусловлены увеличением кислотности среды и восстановлением недиссоциированной формы кислоты.

1.3. Сероводородно-углекислотная коррозия железа и стали

По данным [33], при добавлении Н2Б в С02 среду может происходить

увеличение скорости коррозии в десятки и даже сотни раз. Влияние СН3С00Н

при ее введении в Н2Б или С02 среду существенно меньше. Скорость коррозии

углеродистой стали Х65 при 70оС в потоке деионизованной воды, насыщенной

СО2 (2 бар) (среда обескислорожена), удваивается в присутствии 1000 ррт

недиссоциированной уксусной кислоты. Коррозия носит равномерный

характер. Введение малых количеств Н2Б (0,004 бар) в указанную

углекислотную среду уменьшает скорость коррозии стали на 2 порядка

величины за счет образования тонкой пленки маккинавита на поверхности.

При увеличении парциального давления Н2Б до 0,13 бар скорость коррозии

стали увеличивается на порядок, но не достигает скорости коррозии,

наблюдавшейся в СО2 среде. При более высокой концентрации Н2Б

поверхностная пленка БеБ растрескивается из-за внутренних напряжений и

наблюдается неравномерная коррозия. Введение 1000 ррт свободной

уксусной кислоты в Н2Б/С02смесь устраняет положительные эффекты

парциального давления Н2Б и способствует увеличению скорости коррозии

стали до величин, сопоставимых с наблюдавшимися в СО2 среде. При этом

наблюдалось питтингообразование и локализованная коррозия. При введении

18

в раствор уксусная кислота частично диссоциировала и в растворе присутствовали недиссоциированная кислота и ацетат ионы (ИАс + Ас-). Концентрационное распределение между свободной ИАс и ацетат-ионами вычислялось из измеренной величины рН. Для поддержания постоянства свободной ИАс во время испытания, рН жидкой фазы регулировался путем добавления уксусной кислоты. Общая концентрация ацетат-частиц определялась ион-хроматографическим анализом. Авторы [34] в подобных И2Б/С02 средах отмечают усиление общей и локальной коррозии при совместном присутствии двух факторов (СИ3С00И и повышенных температур до 55-85оС). Отметим, что подкисление добавкой СИ3С00И в наибольшей степени будет воздействовать в углекислотных средах, растворяя или предотвращая образование слоя карбоната железа, чем в сероводородных средах, где сульфид железа обладает значительно меньшей растворимостью. Авторами [35] показано, что при одновременном присутствии Н^ и С02 в 1% растворе №С1 на поверхности мягкой стали Х65 преимущественно образуется маккинавит, особенно, если количество Н^ превалирует. При низкой Н2Б концентрации маккинавит и карбонат железа образуются на поверхности. Авторы показали, что скорость коррозии стали выше, чем скорость образования слоя маккинавита. Только часть прокорродировавшего железа задерживается на поверхности в виде слоя сульфида железа. Скорость коррозии стали в среде И^ определяется, в первую очередь, защитным слоем сульфида железа, затем H2S концентрацией, температурой. По данным [36], достаточно даже небольших добавок (21 ррт) в С02 среду, чтобы механизм коррозии изменился с углекислотного на сероводородный. Это приводит к смене состава продуктов коррозии и на стали образуется только маккинавит (без следов сидерита). Формирующаяся на стали пленка Бе8 из-за малой толщины неспособна быть барьером для сероводородной коррозии [36].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Абрамов Алексей Евгеньевич, 2025 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вигдорович В.И., Цыганкова Л.Е. Ингибирование сероводородной и углекислотной коррозии металлов. Универсализм ингибиторов. М.: КАРТЭК, 2011. 244 с.

2. Вигдорович В.И., Таныгина Е.Д., Брюске Я.Э., Вигдорович М.В. // Рукопись депонирована в ВИНИТИ. М.: ВИНИТИ. 1991. 14 с.

3. Иофа З.А. О механизме действия сероводорода и ингибиторов на коррозию железа в кислых растворах. // Защита металлов. 1970. Т. 6. № 5. С. 491 - 495.

4. Антропов Л.И., Панасенко В.Ф. О механизме ингибирующего действия органических веществ в условиях сероводородной коррозии металлов. // Итоги науки и техники. Серия «Коррозия и защита металлов». М.: ВИНИТИ. 1975. Т. 4. С. 46-112.

5. Greco E., WrightW. // Corrosion. 1962. V. 18. № 5. P. 93-98.

6. Розенфельд И.Л. Коррозия и защита металлов (локальные коррозионные процессы). М.: Металлургия. 1969. 448 с.

7. Козлов А.Н. Электродные процессы на железе, его сульфидах в условиях коррозии в сероводородосодержащих растворах и действие ингибиторов коррозии. Автореферат дисс... канд. хим. наук. М.: 1995. 24 с.

8. Панов М.К. Спектроскопия слоев, формирующихся на стали в сероводородосодержащих ингибиторных средах и их роль в коррозионном процессе. Дисс. канд. хим. наук. М.: 1993. 173 с.

9. Иофа З.А., Кузнецов В.А. О механизме действия ингибиторов при растворении железа в кислотах. // Журнал физической химии. 1947. Т. 21. № 2. С. 201 - 207.

10. Alanazi ММ. and Al-Enezi A.A., The Effect of the Partial Pressure of H2S and CO2 on the Permeation of Hydrogen in Carbon Steel by Using Pressure Buildup Techniques // Corrosion. 2019. V.75. P. 1207-1215. https://doi.org/10.5006/3128

11. Kittel J., Smanio V., Fregonese M., Gamier L. and Lefebvre X. Hydrogen induced cracking (HIC) testing of low alloy steel in sour environment: Impact of time of exposure on the extent of damage//CorrosionScience. 2010. V. 52. P. 13861392. http://dx.doi.org/10.1016/i.corsci.20Q9.11.044

12. Zh. Liu, Y. Wang, Y. Zhai, Y. Qiao, Ch. Zheng, D. Wang, X. Shi, H. Lu and Ch. Liu. Corrosion behavior of low alloy steel used for new pipeline exposed to H2S-saturated solution//International Journal of Hydrogen Energy. 2022. V. 47. no. 77. P. 33000-33013. doi: 10.1016/i.iihydene.2022.07.203

13. F. Shi, L. Zhang, J. Yang, M. Lu, J. Ding and H. Li. Polymorphous FeS corrosion products of pipeline steel under highly sour conditions//Corrosion Science. 2016. V. 102. P. 103-113. doi: 10.1016/i.corsci.2015.09.024

14. Sh. Zhen, L. Liu, Ch. Zhou, L. Chen and Ch. Chen. Effects of H2S-containing Corrosive Media on the Crystal Structures of Corrosion Product Films Formed on L360NCS// Int. J. Electrochem. Sci. 2013. V. 8. no. 1. P. 1434-1442. doi: 10.1016/S1452-3981(23)14109-5

15. Ivanov E.S., Brodskii M.L., Ryabov Yu.V. and Timonin A.Y. Investigation of corrosion stability and trend to stress corrosion fracture of new tube steel 08XMFChA in hydrogen sulfide containing media of oil fields// Theory and Practice of Corrosion Protection. 2009. V. 53. no. 3. P. 8-19 (in Russian).

16. Kantyukov R.R., Zapevalov D.N.and Vagapov R.K. Assessment of the Effect of Operating Conditions on the Resistance of Steels Used in H2S-Containing Environments at Hydrocarbon Production Facilities// Metallurgist. 2022. V. 65. P.1369-1380. https://doi.org/10.1007/s11015-022-01284-4

17. Vagapov R.K. Study of Hydrogenation and Corrosion of Steel Equipment and Pipelines at the Production Facilities of H2S-Containing Hydrocarbon Raw Materials//Inorganic Materials: Applied Research. 2022. V.13. no.6. P. 1658-1665 .DOI: 10.1134/S2075113322060302

18. Подобаев Н.И., Козлов А.Н. Кинетика электродных процессов на железе и пирите в водном и неводном хлоридных растворах в присутствии сероводорода и серы // Защита металлов. 1987. Т.23. № 4. С. 648-653.

123

19. Кузнецов Ю.И., Фролова Л.В. Ингибиторы сероводородной коррозии и наводороживания сталей. // Коррозия: материалы, защита. 2004. №2 8. С. 11 - 16.

20. Shujun Gao, Peng Jin , Bruce Brown, David Young, Srdjan Nesic, and Marc Singer. Effect of High Temperature on the Aqueous H2S Corrosion of Mild Steel// Corrosion. 2017. V. 73. No. 10. P. 1188-1191.

21. Моисеева Л.С., Кузнецов Ю.И. Ингибирование углекислотной коррозии нефтегазопромыслового оборудования // Защита металлов. 1996. Т. 32. № 6. С. 565 - 577.

22. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И., Синютина С.Е., Лоскутова М.В., Оше Е.К. Кинетика электродных процессов и ингибирование коррозии стали в водных растворах HCl-H2S-CO2 // Практика противокоррозионной защиты. 1997. № 1(3). С. 14-25.

23. Фокин М.Н., Борисова Т.В.О катодном деполяризующем действии углекислого газа на коррозию углеродистой стали в слабокислых рассолах хлористого кальция. // Защита металлов. 1979. Т. 12. № 6. С. 663 - 667.

24. Маркин А.Н., Легезин Н.Е. Исследование углекислотной коррозии стали в условиях осаждения солей // Защита металлов. 1993. Т. 29. № 3. С. 452 - 459.

25. Легезин Н.Е., Глозов Н.П., Кессельман Г.С. Защита от коррозии нефтепромышленных сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. М.: Недра. 176 с.

26. Маркин А.Н. Влияние ионов кальция и хлора на скорость углекислотной коррозии стали в условиях образования осадков солей // Защита металлов. 1994. Т. 30. № 4. С. 441 - 442.

27. Srdjan Nesic, Magnus Nordsveen, Rolf Nyborg and Aage Stangeland. A Mechanistic Model for CO2 Corrosion with Protective Iron Carbonate Films //Corrosion. 2001. Paper No. 01040.

28. Aria Kahyarian,and Srdjan Nesic. A New Narrative for CO2 Corrosion of Mild Steel //Journal of The Electrochemical Society. 2019. V.166 (11). P. C3048-C3063 (2019).

29. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2003. 188 с.

30. George K.S., Nesic S. Investigation of carbon dioxide corrosion of mildsteel in the presence of acetic acid - Part 1. Basic mechanisms//Corrosion. 2007. V.63, № 2, P.178-186.

31. Aria Kahyarian, Alex Schumaker, Bruce Brown, Srdjan Nesic. Acidic corrosion of mild steel in the presence of acetic acid: Mechanism and prediction // Electrochimica Acta. 2017. V. 258. P 639-652. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2017.11.109

32. Цыганкова Л.Е., Бернацкий П.Н., Альшика Н., Кузьменко К.К., Зарапина И.В. Влияние низших карбоновых кислот на коррозию углеродистой стали в модельной пластовой воде в присутствии диоксида углерода и ингибитора//Коррозия: материалы, защита. 2020. № 4. С. 36-40. DOI.org/ 10.31044/1813-7016-2020-0-4-36-40

33. Singer M., Brown B., Camacho A. and Nesic S. Combined Effect of Carbon Dioxide, Hydrogen Sulfide, and Acetic Acid on Bottom-of-the-Line Corrosion // Corrosion. 2011. V.67. P. 015004-1-015004-16. doi: 10.5006/1.3543715

34. Talukdar A., and Rajaraman P.V. Effect of acetic acid in CO2-H2S corrosion of carbon steel at elevated temperature// Materials Today: Proceedings. 2022. V.57. no. 4. P. 1842-1845. https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.01.036

35. Sun W., Nesic S. and Papavinasam S.. Kinetics of Corrosion Layer Formation. Part 2—Iron Sulfide and Mixed Iron Sulfide/Carbonate Layers in Carbon Dioxide/Hydrogen Sulfide Corrosion//Corrosion. 2008. V.64. no. 7. P. 586-599. doi: 10.5006/1.3278494

36. Silva S.C., Silva A.B. and Ponciano Gomes J.A.C. Hydrogen embrittlement of API 5L X65 pipeline steel in CO2 containing low H2S

125

concentration environment// Engineering Failure Analysis. 2021. V. 120. P. 105081. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.105081

37. S.J. Dong, G.S. Zhou, X.X. Li, S. Ouyang and H.F. An,Comparison of corrosion scales formed on K080SS and N80 steels in CO2/H2 Senvironment// Corrosion Engineering Science and Technology. 2011. V. 46. no. 6. P. 692-696. doi: 10.1179/147842210X12692706339229

38. Sun W., Nesic S., Papavinasam S. Kinetics of Corrosion Layer Formation. Part 2—Iron Sulfide and Mixed Iron Sulfide/Carbonate Layers in Carbon Dioxide/Hydrogen Sulfide Corrosion //Corrosion. 2008. V. 64. P. 586-599. https://doi.org/10.5006/L3278494

39. Kantyukov R.R., Zapevalov D.N. and Vagapov R.K. Assessment of the Effect of Operating Conditions on the Resistance of Steels Used in H2S-Containing Environments at Hydrocarbon Production Facilities//Metallurgist. 2022. V. 65. P. 1369-1380. https://doi.org/10.1007/s11015-022-01284-4

40. C. Zhou, X. Chen, Z. Wang, S. Zheng, X. Li and L. Zhang, Effects of environmental conditions on hydrogen permeation of X52 pipeline steel exposed to high H2S-containing solutions// Corrosion Science. 2014. V. 89. P. 30-37. http://dx.doi.org/10.1016/j.corsci.2014.07.061

41. Vagapov R.K., Mikhalkina O.G., Lopatkin V.N., Ibatullin K.A. and Strelnikova K.O. Comparison of the aggressiveness of hydrogen sulfide media to steel in the vapor and water phases//Voprosy Materialovedeniya. 2023. V.115. no. 3. P. 188-201. DOI: 10.22349/1994-6716-2023-115-3-188-201 (in Russian)

42. Галактионова Н.А. Водород в металлах. М.: Металлургия. 1967. 303

с.

43. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И., Поздняков А.П. Ингибиторы коррозии металлов. Тамбов: Изд-во Першина Р.В. 2010. 270 с.

44. Вигдорович В.И., Дьячкова Т.П., Пупкова О.Л.,. Цыганкова Л.Е.

Взаимосвязь кинетики восстановления ионов водорода на железе и потока

диффузии водорода в углеродистую сталь в кислых растворах //

Электрохимия. 2001. Т.37. № 12. С. 1437-1445.

126

45. Герасименко А.А. Особенности процесса биокорозии. Микробная коррозия в природных средах // Практика противокоррозионной защиты. 1998. № 4 (10). С.14-28.

46. Герасименко А.А., Матюша Г.В., Андрющенко Т.А., Лукина Н.Б. Микробная коррозия и защита от нее. IV. Биокоррозия. Коррозия сталей // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 7. С. 39-40.

47. Герасименко А.А., Матюша Г.В., Пелах Р.Л., Брикуэт Э.-М. Микробная коррозия и защита от нее. V. Коррозия цветных металлов. // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 8. С.45-47.

48. Герасименко А.А., Матюша Г.В., Петрова Л.М., Микробная коррозия и защита от нее. VI. Коррозия меди в морской атмосфере. Методика. // Коррозия: Материалы, защита. 2007. № 3. С. 33-37.

49. Герасименко А.А., Матюша Г.В., Андрющенко Т.А., Лукина Н.Б. Микробная коррозия и защита от нее. VII. Коррозия меди в морской атмосфере. Процесс развития. Защита. // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 6. С. 38-42.

50. Сухотин А.М., Рейс Иола. О нестационарных явлениях на пассивном железном аноде, вызванных резкими изменениями. // Защита металлов. 1984. Т.20. №2. С.213-217.

51. Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. Микробная коррозия и ее возбудители. Киев: Наукова думка. 1980. 287 с.

52. Липович Р.Н., Низамов К.Р., Асфандиеров Ф.С. Методы борьбы с образованием сероводорода в нефтяных пластах и микробиологической коррозией // Методы определения биостойкости материалов. М.: ВНИИСТ. 1997. С.60.

53. Защита от коррозии, старения, биоповреждений машин, оборудования, сооружений. Справочник. Под ред. А.А. Герасименко. М.: Машиностроение. 1987. Т. 2. 787 с.

54. Зуммельзу Е., Угарт Р., Кобезас К., Шубин Р., Родригес Е.Д., Рио С., Разработка покрытий для защиты медных сплавов от микробной коррозии в горячей воде. // Защита металлов. 2003. Т. 39. №1. С.94-99.

55. Герасименко А.А. Биокоррозия и защита металлоконструкций 2. Микробная коррозия оборудования нефтяной промышленности. // Практика противокоррозионной защиты. 2001. № 2(20). С. 35 - 36.

56. Андреюк Е.И., Козлова И.А. Литотрофные бактерии и микробиологическая коррозия. Киев: Наукова думка. 1977. 155 с.

57. Середницкий Я.Я. Научно - технические аспекты коррозии сталей в присутствии сульфатредуцирующих бактерий. // Практика противокоррозионной защиты. 2003. № 1(27). С. 20 - 30.

58. Vagapov R.K. Corrosion Destruction of Steel Equipment and Pipelines at Gas Field Facilities in the Presence of Aggressive Components // Steel in Translation. 2023, V. 53, no. 1. P.5-10. doi:10.3103/S096709122301013

59. B. Obot, M.M. Solomon, S.A. Umoren, R. Suleiman, M. Elanany, N.M. Alanazi and A.A. Sorour. Progress in the development of sour corrosion inhibitors: Past, present, and future perspectives//Journal of Industrial and Engineering Chemistry. 2019. V. 79. P. 1-18. doi: 10.1016/j.jiec.2019.06.046

60. Pessu F., Barker R., Chang F., Chen T. and Neville A. Iron sulphide formation and interaction with corrosion inhibitor in H2S-containing environments/Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. V. 207. P. 109152. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109152

61. Rauscher A., Hackl L., Horvath J. Fnd all. Ann. Univ. Ferrara. 1974. Ser. 5. Suppl. 5. P. 851.

62. Ледовских В.М. // Защита металлов. 1985. Т. 18. № 5. С. 798 - 800.

63. Иофа З.А. О механизме действия сероводорода и ингибиторов на коррозию железа в кислых растворах. // Защита металлов. 1980. Т. 16. № 3. С. 275 - 280.

64. Панов М.К., Гетманский М.Д., Еникеев Э.Х., Фокин М.Н. Исследование слоев, формирующихся на поверхности стали. // Защита металлов. 1989. Т. 25. № 5. С. 805 - 818.

65. Моисеева Л.С., Задко И.И., Шаманина А.Н., Каменщиков Ф.А. Разработка и исследование ингибиторов комплексного действия. // Коррозия: материалы, защита. 2004. № 3. С. 38 - 41.

66. Моисеева Л.С. Об оценке эффективности ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования. // Защита металлов. 1999. Т. 35. № 6. С. 597 - 601.

67. Кузнецов Ю.И., Фролова Л.В. Ингибиторы сероводородной коррозии и наводороживания сталей. // Коррозия: материалы, защита. 2004. №2 8. С. 11 - 16.

68. Кузнецов Ю.И., Фролова Л.В., Томина Е.В. Защита стали от сероводородной коррозии четвертичными аммонийными солями. // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 6. С. 18 - 21.

69. Ефремов А.П., Ким С.К. Ингибиторная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии в средах, содержащих сероводород и сульфатвосстанавливающие бактерии. // Коррозия: материалы, защита. 2005. № 10. С. 14 - 18.

70. Ефремов А.П., Ким С.К. Анализ коррозионного разрушения и ингибиторная защита промыслового оборудования нефтяных месторождений ООО «Лукойл - Коми».// Защита металлов. 2006. Т. 42. № 2. С. 210 - 216.

71. Фролова Л.В., Кузнецов Ю.И., Зель О.О. Ингибирование сероводородной коррозии углеродистой стали триазолами.// Коррозия: материалы, защита. 2008. № 11. С. 23 - 26.

72. Иванов Е.С. Сравнительное исследование имидазолиновых ингибиторов для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования Западной Сибири. // Практика противокоррозионной защиты. 2008. № 3(49). С. 43 - 53.

73. Вагапов Р.К. Сравнительная оценка защитных свойств ингибиторов коррозии в пластовых водах Тимано-Печорских нефтяных месторождений // Коррозия: материалы, защита. 2008. № 6. С. 29 - 33.

74. Цыганкова Л.Е., Назина Т.Н., Есина М.Н. Исследование ингибирующего и бактерицидного действия композиций серии "ИНКОРГАЗ"//Коррозия: материалы, защита. 2013. № 1. С. 20-24.

75. Вигдорович В.И., Цыганкова Л.Е., Шель Н.В., Есина М.Н., Таныгина Е.Д., Урядников А.А. Универсализм ингибиторов сероводородной и углекислотной коррозии в условиях нефтедобычи и переработки // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2018. № 3. С. 43-48.

76. Kavitha K., Benita Sherine H. and Rajendran S. Aqueous extract of Cassia fistula flower as green corrosion inhibitor for mild steel in simulated oil well water medium//Int. J. Corros. Scale Inhib. 2022. V. 11, no. 3. P. 1131-1146. doi: 10.17675/2305-6894-2022-11-3-14

77. Kavitha K., Benita Sherine H. and Rajendran S. Rosa damascena (Damask Rose) as corrosion inhibitor for mild steel in simulated oil well water medium // Int. J. Corros. Scale Inhib. 2022. V. 11, no. 2. P. 851-861. doi: 10.17675/2305-6894-2022-11-2-26

78. Christina Joycee S., Sahaya Raja A., Sales Amalraj A. and Rajendran S. Inhibition of corrosion of mild steel pipeline carrying simulated oil well water by allium sativum (garlic) extract // Int. J. Corros. ScaleInhib. 2021. V. 10, no. 3. P. 943-960. doi: 10.17675/2305-6894-2021-10-3-8

79. Моисеева Л.С., Садов А.М. Защита оборудования нефтяных и газоконденсатных скважин ингибиторами углекислотной коррозии марки КРЦ. // Практика противокоррозионной защиты. 1998. № 2(8). С. 33 - 42.

80. Моисеева Л.С., Кузнецов Ю.И. Влияние ингибиторов на пассивацию анодно-поляризуемой низкоуглеродистой стали в карбонатно-гидрокарбонатных средах. // Журн. прикл. Химии. 1998. Т. 71. № 6. С. 950 -955.

81. Кузнецов Ю.И., Ибатуллин К.А. Об ингибировании углекислотной коррозии стали карбоновыми кислотами. // Защита металлов. 2002. Т. 38. № 5. С. 496 - 501.

82. Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А. О регулировании рН низшими аминами при углекислотной коррозии стали. // Защита металлов. 1999. Т. 35. № 6. С. 586 - 590.

83. Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Олейник С.В. Защита стали летучими ингибиторами коррозии от углекислотной коррозии. I. Жидкая фаза. // Защита металлов. 2002. Т. 38. № 4. С. 368 - 374.

84. Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Кузнецов Ю.И., Олейник С.В. Летучий ингибитор углекислотной коррозии сталей // Защита металлов. 2000. Т. 36. № 3. С. 266 - 270.

85. Ortega-Sotelo D.M., Gonzalez-Rodriguez J.G., Neri-Flores M.A., Casales M., Martinez L., & Martinez A. CO2 corrosion inhibition of X-70 pipeline steel by carboxyamido imidazoline.//J. Solid State Electrochem. 2011. V. 15. P. 1997-2004. DOI 10.1007/s10008-010-1226-2

86. I. Ilim, A.I.N. Afifah, L. Hidayah, H. Herliana, K.D. Pandiangan and W. Simanjuntak.Study on corrosion inhibition activity of nitrogen compounds derived from coconut oil methyl ester//Int. J. Corros. Scale Inhib. 2022. V. 11, no. 4. P. 1639-1651. doi: 10.17675/2305-6894-2022-11-4-14

87. J. Henao, A. Torres, O. Sotelo-Mazon, S. Valdez-Rodriguez, C. Poblano-Salas, C. Cuevas-Arteaga, J. Corona-Castuera, J. J. Ramos-Hernandez, M. Casales-Diaz. Comparative study on the influence of hydrodynamic conditions in the corrosion behavior of a 1018 carbon steel using a green inhibitor in brine-CO2 solution //Int.J. Corros. Scale Inhib. 2023. V. 12, № 1. P. 1-31 doi: 10.17675/23056894-2023-12-1-1

88. Балезин С.А., Словей Р.К. Ингибиторы наводороживания стали. Докл. АНСССР. 1950. Т. 75. № 6. С. 811 - 814.

89. Кардаш Н.В., Батраков В.В. Влияние состава раствора на диффузию водорода через металлическую мембрану. // Защита металлов. 2000. Т. 36. № 1. С. 64 - 66.

90. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия. 1977. 352 с.

91. Vagapov R.K., Frolova L.V.and Kuznetsov Y.I. Inhibition Effect of Schiff Bases on Steel Hydrogenation in H2S-Containing Media// Protection of Metals. 2002. V. 38, no.1. P. 27-31. doi: 10.1023/A:1013896516283.

92. Вигдорович В.И., Синютина С.Е., Чивилева Л.В. Эмульгин как ингибитор коррозии и наводороживания углеродистой стали в слабокислых сероводородосодержащих средах // Защита металлов. 2000. Т. 36. No 6. С. 607—612.

93. Иванищенков С.С. Новые универсальные ингибиторы коррозии и наводороживания углеродистой стали в углекислотно - сероводородных средах. // Дисс... канд. химических наук. Тамбов. 2006. 151 с.

94. Гоник А.А. Коллоидно-электрохимические основы защитного действия ингибиторов коррозии с дифильной структурой ПАВ в гетерогенной системе. // Практика противокоррозионной защиты. 2002. № 2(24). С. 13 - 21.

95. Биоповреждения / Под ред. А.А. Ильичева. М.: Высшая школа. 1987.

352 с.

96. Ильичев В.Д., Бочаров Б.В., Горленко В.М. Экологические основы защиты от биоповрежедений. М.: Наука. 1985. С. 35.

97. Альбицкая О.Н., Груздов Е.П., Забырина К.И. Исследование влияния фунгицидов на устойчивость диэлектриков против воздействия плесневых грибов // Химические средства предохранения неметаллических материалов от разрушения микроорганизмами. М.: Химия. 1959. С. 31 - 40.

98. Бондарева С.О., Лисицкий В.В., Яковлева Н.И., Муринов Ю.И. Гидролиз 1,2 - дизамещенных имидазолинов в водной среде. // Изв. АН Серия «Химия». 2004. № 4. С. 767 - 771.

99. Першин Г.А. Влияние химиотерапевтических веществ на бактериальные ферменты. М.: Медгиз. 1952. 257 с.

132

100. Тимофеева И.В., Быстрова О.Н., Половняк В.К. О механизме ингибирования сероводородной коррозии стали фосфориллированными ортометиламинофенолами. // Защита металлов. 1998. Т. 34. № 1. С. 47 - 49.

101. Козлова И.А., Коптева Ж.П., Пуриш М.И. Микробная коррозия и защита подземных металлических сооружений. // Практика противокоррозионной защиты. 1999. № 3. С. 21 - 27.

102. Вигдорович В.И., Синютина С.Е., Кривенцова Е.Н., Бокарева Л.В. Влияние природы органических аминов и температуры на коррозию и наводороживание углеродистой стали в слабокислых сероводородных средах. // Химия и химическая технология. 2002. Т. 45. № 3. С. 46 - 50.

103. Вигдорович В.И., Синютина С.Е., Цыганкова Л.Е., Оше Е.К. Влияние оксиэтилированных аминов на коррозию и наводороживание углеродистой стали. // Защита металлов. 2004. Т. 40. С. 282 - 294.

104. Бурлов В.В., Алцыбеева А.И., Парпуц И.В. Защита от коррозии оборудования НПЗ. Санкт-Петербург: Химиздат. 2005. 248 с.

105. Шубина А.Г., Шерстеникина А.И., Романенко С.В. Интегральная токсичность ряда ингибиторов коррозии серии «ЭМ». // Проблемы коррозии и защиты металлов. (Сборник научных работ химических кафедр). Тамбов: Изд-во Першина Р.В. 2007. С. 69 - 74.

106. Костякова А.А. Влияние низких концентраций сероводорода и ингибиторов на коррозию углеродистой стали и сопутствующие процессы в имитатах пластовых вод. Дисс... канд. химических наук, Тамбов. 2019. 143 с.

107. Пожарский А. Ф. Теоретические основы химии гетероциклов. - М.: Химия. 1985. 279 с.

108. Bouchakour M., Daaou M., Duguet N. Synthesis o Imidazoles from Fatty 1,2-Diketones // Eur. J. Org. Chem. 2021. V. 2021. N 11. P. 1647-1652.

109. Кардаш Н.В., Батраков В.В. Методика определения водорода, диффундирующего через мембрану//Защита металлов. 1995. Т. 31. №. 4. С. 441-444.

110. Abramov А.Е., Uryadnikov А.А., Semenyuk T.V., Tsygankova L.E. Synthesis and study of the protective properties of the product of the reaction of glyoxal, ammonia, and acetaldehyde against hydrogen sulfide corrosion of carbon steel in model stratum waters //Int. J. Corros. Scale Inhib. 2023. V. 12, no. 1. P. 145159. doi: 10.17675/2305-6894-2023-12-1-8

111. Цыганкова Л.Е., Абрамов А.Е., Урядников А.А., Шель Н.В. Ингибирующий состав против коррозии стали в модельных пластовых водах нефтегазовых месторождений// Коррозия: защита, материалы. 2023. № 15. С. 10-17. DOI: 10.31044/1684-2499-2023-0-15-10-17.

112. Tsygankova L.E., Abramov А.Е., Uryadnikov А. А., Shel N.V. Inhibiting Composition Against Steel Corrosion in Model Formation Waters of Oil and Gas Fields // Steel in Translation. 2023. V. 53, No. 11. P. 922- 927. DOI: 10.3103/S0967091223110335

113. Tsygankova L.E., Vagapov R.K., Abramov A.E., Semenyuk T.V., Igonina V.A.and Isaeva L.E. The influence of stratum water composition on steel corrosion and the protective effect of the inhibitor in the presence of H2S and CO2//Int. J. Corros. Scale Inhib. 2024. V. 13, no. 1. P. 583-601. doi: 10.17675/23056894-2024-13-1-29.

114. Tsygankova L.E., Vagapov R.K., Abramov A.E., Uryadnikov A.A., Gorlov D.A., Lomakina I.A. Inhibition of steel corrosion in model stratum water containing acetic acid and saturated with H2S and CO2. Int. J. Corros. Scale Inhib. 2024 V. 13, no. 2. P. 1012-1028. doi: 10.17675/2305-6894-2024-13-2-20

115. Tsygankova L.E., Uryadnikov A.A., Abramov A.E., Semenyuk T.V. Inhibiting formulations against hydrogen sulfide corrosion of carbon steel// Int. J. Corros. Scale Inhib. 2022. V. 11, no. 1. P. 102-110. doi: 10.17675/2305-6894-202111-1-5 .

116. Колотыркин Я. M. Защита металлов. 1967. Т. 3. С. 131.

117. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. Л.: Химия. 1989. 456 с.

118. Синютина С.Е., Лоскутова М.В., Болдырев А.В., Оше Е.К., Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И. Ингибирование коррозии стали в слабокислых растворах HCl, содержаш,ихН28 и CO2. Журн. прикл. химии. 1997. Т. 70, no.3. С. 430-436.

119. Муллоев Н.У., Исломов З.З., Файзиева М., Сафарова Р., Юсупова Дж. ИК-спектры родственных гетероциклических соединений //Известия академии наук республики Таджикистан. Отделение физико-математических, химических, геологических и технических наук. 2015. № 3 (160).

120. Киченко С.Б., Киченко А.Б. К вопросу об оценке комплексной эффективности ингибиторов коррозии //Практика противокоррозионной защиты. 2005. № 3 (37). С. 24-28.

121. Дамаскин Б.Б., Петрий О.А., Батраков В.В. Адсорбция органических соединений на электродах. Москва: Наука. 1968. 334 с.

122. Bisquert J., Compte A. Theory of the electrochemical impedance of anomalous diffusion // J. Electroanal. Chem. 2001. V. 499. P. 112-120.

123. Роуз Э. Химическая микробиология. М.: Мир. 1971. 175 с.