INFLUENCE OF ANIONIC COMPOSITIONAND ACID GAS CONTENT IN FORMATION WATERS OF PERM KRAY FIELDS ON CORROSION INHIBITORS EFFICIENCY

Abstract


The development of hydrocarbon deposits involves inflow of formation waters into wells over time. The increase in produced water volumes affects adversely economic performance of field development and entails a range of other harmful effects, including equipment corrosion. The corrosion of downhole equipment causes the maximum economic damage, since well accidents require costly repair operations. Therefore, the prevention of equipment corrosion is a crucial task. The key properties and composition of formation waters are considered. The influence of Cl-, SO4-2, HCO3- anions contained in formation water on kinetics of corrosion processes at the metal (electrode) / water (electrolyte) interface is analysed from open literature sources. Furthermore, the research data on the influence of presence of dissolved acid gases (H2S and CO2) on the mechanism and rate of corrosion process are presented. The impact of hydrogen index on corrosion rate is reviewed. The content of various salts in formation water determines the complexity of corrosion processes that take place under actual operation conditions. The presence of aggressive media in some cases accelerates corrosion, yet sometimes slows it down, which also affects the efficiency of inhibitor protection. Based on laboratory data, the effectiveness of corrosion inhibitors in formation waters with different compositions and properties has been assessed. As it has been established, the presence of a mixture of aggressive components - chloride ions and hydrogen sulfide - in formation water results in the inhibition of hydrogen-sulfide corrosion, while the rate of chloride corrosion process also declines. The presence of ions of dissolved salts and acid gases in formation water increases the efficiency of corrosion inhibitors due to strong passive films formed on the surface of steel equipment.


Full Text

Введение В процессе эксплуатации добывающих скважин происходит снижение дебитов нефти и увеличение объемов попутно добываемой пластовой воды. Воздействие пластовой воды на скважинное оборудование приводит к его интенсивному коррозионному износу. На коррозию оборудования также оказывают влияние наличие в добываемой нефти кислых газов (сероводород и углекислый газ). Коррозия сокращает наработку на отказ скважинного оборудования для добычи нефти и приводит к высоким экономическим и экологическим потерям. На сегодняшний день распространены химические способы защиты оборудования, которые основаны на регулировании электрохимического равновесия в жидких средах или на создании защитных пленок на металлических поверхностях оборудования. При высокой обводненности скважинной продукции химическая защита при помощи ингибиторов коррозии становится затратной. Состав пластовых вод Пластовые воды месторождений углеводородов представляют собой равновесные термодинамические системы и являются растворами различных солей и газов. Ионный состав попутно добываемых вод месторождений углеводородов Пермского края в основном представлен катионами (Na+, K+, Ca+2, Mg+2) и анионами (Cl-, , ). В зависимости от генезиса пластовых вод количественное содержание каждого иона может отличаться. Для пластовых вод месторождений углеводородов характерно высокое содержание ионов хлора Cl- - до 300 г/л, происхождение хлорид ионов - растворы солей KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2 и т.д. Содержание сульфатов и бикарбонатов обусловлено растворением карбонатных пород (CaCО3 и MgCО3) и гипса (CaSO4), содержание этих анионов изменяется в зависимости от типа пластовых вод и обычно не превышает 3 г/л. Помимо солей в пластовых водах в растворимом состоянии могут находиться кислые газы - H2S и СО2, наличие которых обусловлено совместным залеганием углеводородов с пластовыми водами. Свойства пластовых вод также определяются водородным показателем - рН, значения которого в естественных условиях залегания нефтяных и газовых пластов могут изменяться от 5 до 8. Наличие каждого компонента в пластовых водах обусловливает ее тип и агрессивность по отношению к металлам. Рассмотрим влияние состава пластовых вод на скорость коррозии металла более детально. Влияние ионного состава пластовых вод на скорость коррозии стали Коррозия металлов в жидких средах, содержащих в себе растворенные соли, протекает по электрохимическому механизму на поверхности раздела металла (электрод) и электролита (пластовой воды). При этом на поверхности металлов образуются адсорбционные пленки - двойные электрические слои (ДЭС), представленные в основном анионами растворенных в электролитах солях. Двойной электрический слой на границе раздела «электрод - электролит» имеет электрическое сопротивление и обладает определенной емкостью, соответствующими его молекулярной толщине. Электрические свойства ДЭС характеризуют активность химического взаимодействия электрода и электролита и используются для определения скорости коррозии металлов такими методами, как, например, импедансная спектроскопия и вольтамперометрия. Сущность методов импедансной спектроскопии состоит в подаче возмущающего синусоидального сигнала малой амплитуды на исследуемую систему и изучении вызванного им сигнала-отклика на выходе [1]. Вольтамперометрия представляет собой метод, в котором фиксируется изменение во времени тока, протекающего через изучаемую систему при наложении на нее напряжения [2]. Чем более электропроводен ДЭС, тем быстрее протекают поверхностные химические реакции, в том числе коррозия металлов. Чем больше толщина ДЭС и чем он менее электропроводен, тем толще и прочнее пассивирующая пленка и ниже скорость коррозии. Наиболее опасным видом коррозии стального оборудования нефтяных и газовых скважин является питтинговая коррозия. В результате питтинговой коррозии образуются локальные углубления в металле, что может привести к преждевременному отказу оборудования, при этом основная часть металлической поверхности может быть не затронута процессами коррозии. Появление и развитие питтинговой коррозии на поверхностях металла в электролитах происходит при превышении критического потенциала образования питтинговой коррозии. Наличие в электролитах агрессивных анионов, как правило, хлоридов, способствует уменьшению критического потенциала образования питтинговой коррозии и ускорению коррозионных процессов [3]. В отсутствии хлорид ионов оксидная пленка нержавеющей стали 304 остается пассивной до значений потенциала выделения кислорода (+1,2 В), в растворе NaCl с концентрацией 0,1 моль питтинги начинают образовываться при потенциале +0,35 В (рис. 1). При этом в растворе Na2SO4 с концентрацией 1 моль образования питтингов не происходит, что подтверждает факт того, что питтинговая коррозия обусловлена в основном наличием хлорид ионов [4]. С увеличением содержания хлорид ионов в электролитах потенциал образования питтинговой коррозии снижается значительно, что способствует ускорению коррозии стали (рис. 2) [5]. Существует множество механизмов, описывающих появление питтинга, для которых характерны общие положения [6-12]: 1) на первоначальном этапе анионы из электролитов концентрируются на поверхности пассивной пленки; 2) далее под действием анионов происходит разрушение или растворение пассивной пленки; 3) после инициации в месте роста питтинга значительно увеличивается плотность тока благодаря относительно малым размерам питтинга по сравнению с остальной поверхностью металла, не тронутой коррозией. По мере роста увеличивается питтинг и объем, а катионы растворенного металла находятся внутри его и не диффундируют наружу из пористых продуктов коррозии. В результате накопленные катионы металлов подвергаются гидролизу, и внутри питтинга возрастает кислотность (рис. 3, а). Кроме того, потенциал электрода над питтингом более активен, чем на прилегающей поверхности (рис. 3, б) [13]. Таким образом, появление питтинговой коррозии включает образование кислого коррозионно-активного внутреннего электролита. Образованная система является устойчивой и обеспечивает постоянный дальнейший рост питтинга. Наличие сульфат ионов увеличивает потенциал образования питтинговой коррозии, что приводит к ее замедлению [14-17] (рис. 4). Анион способствует замедлению коррозионных процессов, взаимодействуя с катионами кальция, образует бикарбонат кальция Са(НСО3)2. Бикарбонат кальция является самым дешевым катодным экранирующим ингибитором коррозии сталей и, благодаря образованию нерастворимого карбоната кальция, осаждающегося на поверхности металлов, применяется в системах водоснабжения. Сероводород H2S является агрессивным газом, растворяясь в воде, образует слабую кислоту, вызывающую коррозию металлов с образованием сульфидов, которые по отношению к железу играют роль катода и образуют с ним гальваническую пару, что приводит к быстрому разрушению металлических конструкций [18, 19]. Сероводород ускоряет анодную реакцию ионизации железа: Fe + H2S + Н2О → + Н3О+. (1) При совместном присутствии в растворе сероводорода и кислот происходит резкое усиление агрессивности обоих компонентов [20, 21]. Скорость коррозии в 1Н растворе HCI резко возрастает с повышением температуры. Сероводород ускоряет в большей степени анодный процесс коррозии, чем катодный [22], что объясняется образованием поверхностного соединения (FeHS-)адс, являющегося катализатором анодной реакции ионизации металла [23-28]. Рис. 1. Поляризационные кривые для нержавеющей стали в растворах 0,1 моль NaCl и 1 моль Na2SO4 [4] Рис. 2. Влияние содержания хлорид ионов на потенциал образования питтинговой коррозии [5] а б Рис. 3. Изменение рН (а) и потенциала электрода (б) поперек растущего питтинга на поверхности стали в слабом растворе NaCl [13] Углеродистые и низколегированные стали, наиболее часто используемые при строительстве нефте- и газопроводов, подвержены коррозии в средах, содержащих CO2. Раствор диоксид углерода в водной фазе образует углекислоту, вызывающую коррозию стали: CO2 + H2O ↔ H2CO3. (2) Механизм растворения железа в углекислоте [29] представлен катодными (3), (4), (5) и анодной (6) реакциями. При pH среды, равном 6, происходит разложение H2CO3 (2) и (3). 2H2CO3 + 2e- → H2 + 2 (3) 2 + 2e- → H2 + (4) 2H+ + 2e- → H2 (5) Fe → Fe2+ + 2e- (6) В результате этих процессов на поверхности стали образуется коррозионный слой. Свойства этого слоя влияют на скорость коррозии сталей в водных растворах CO2. В некоторых исследованиях говорится о том, что малорастворимый осадок карбоната железа, FeCO3, может формировать защитные слои [29-34], что объясняется уравнениями (7), (8) и (9) [35, 36]: Fe2+ + → FeCO3 (7) Fe2+ + 2 → Fe(HCO3)2 (8) Fe(HCO3)2 → FeCO3 + CO2 + H2O (9) Однако защитный слой, образованный осадком FeCO3, является пористым и непрочным и способствует незначительному снижению скорости коррозии благодаря уменьшению массообмена между коррозионной средой и чистой поверхностью стали [37]. Если на поверхности стали формируется защитная пленка FeCO3, то ожидается появление второй емкостной дуги на графике Найквиста или второй постоянной времени на графике Бодье [37]. Однако этого не наблюдается на графиках импеданса (рис. 5) [38]. Это связано с образованием пористого тонкого слоя FeCO3 с сопротивлением, намного меньшим, чем сопротивление переноса заряда [39, 40]. Увеличение значений емкости со временем (увеличение диаметра петли) связано с увеличением площади отложений карбоната железа на поверхности образцов, что сопровождается повышением сопротивления переноса заряда [41]. Влияние водородного показателя среды изучено в работе [42], где показано, что при уменьшении рН среды с 8 до 2 происходит снижение сопротивления переноса заряда (Rct) более чем в два раза, что свидетельствует об увеличении скорости коррозии в кислых средах (рис. 6). Рис. 4. Влияние концентрации сульфата натрия на потенциал образования питтинговой коррозии нержавеющей стали 304 в растворе NaCl [17] Рис. 5. Импедансная диаграмма для стали, находившейся в растворе СО2 в течение 2, 24, 48, 72 и 144 ч [38] Рис. 6. Влияние рН среды на сопротивление переноса заряда Rct на поверхности стали в 1Н растворе HCl Рис. 7. Влияние содержания анионов на эффективность ингибиторов коррозии: 1 - содержание Cl- - более 60 000 мг/л; 2 - содержание Cl- - менее 60 000 мг/л Содержание различных солей в пластовых водах обусловливает сложность коррозионных процессов, происходящих в реальных условиях. Наличие агрессивных сред в некоторых случаях способствует ускорению коррозии, но иногда и ее замедлению. Проведенные исследования коррозии стали в модели пластовой воды с различными содержаниями хлорид и сульфат ионов и сероводорода позволили сделать следующие выводы [43]: - содержание сульфат ионов в электролитах способствует пассивации поверхности стали, при этом содержание сероводорода до концентраций 150 мг/л способствует лучшей пассивации, что обусловлено образованием двух разных продуктов пассивации (оксидов и сульфидов железа), тормозящих анодное окисление стали; - при содержании хлорид ионов в воде от 1 до 40 г/л и сероводорода - до 150 мг/л скорость коррозии не снижается; - при содержании хлорид ионов в воде от 160 г/л наличие сероводорода не вносит вклада в развитие коррозии, что обусловлено доминированием хлорид ионов в коррозионных реакциях. Анализ лабораторных данных Применения ингибиторов коррозии способствует замедлению электрохимических реакций на стальных поверхностях. Эффективность применения ингибитора коррозии в основном зависит от состава электролита. В некоторых случаях наличие ионов растворенных солей способствует повышению эффективности применения ингибиторов благодаря образованию прочных пассивных пленок на поверхности стального оборудования [44, 45]. Эффективность имидазолинового ингибитора коррозии, применяемого на месторождениях Пермского края, определялась в лабораторных условиях по методу цикловольтамперометрии (ЦВА). В пластовую воду с месторождений Пермского края ингибитор коррозии добавлялся в концентрации 100 г/м3. Результаты исследований и состав пластовой воды представлены в таблице (таблица). По содержанию хлорид ионов в пластовых водах данные исследований разбиты на две группы. Эффективность ингибитора коррозии (Z) определялась по следующему соотношению: (10) где Io и Iin - максимальные плотности анодного тока до и после добавления ингибитора соответственно. Лабораторные исследования показали, что на эффективность применения имидазолинового ингибитора коррозии в основном оказывает влияние соотношение содержание анионов ( и Cl-) в пластовой воде (рис. 7): (11) где - массовое содержание в пластовой воде бикарбонат ионов, сульфат ионов и хлорид ионов соответственно. Результаты исследований эффективности ингибитора коррозии и свойства пластовых вод месторождений Пермского края № п/п Скв. Эфф-ть, % H2S, мг/л CO2, мг/л рН ρ, г/см3 Общая мин-я, г/л мг/л мг/л Cl-, мг/л Ca2+, мг/л Mg2+, мг/л K+ + Na+, мг/л С Группа 1 1 934 75 151,60 35 6,71 1,098 143,80 210 625 88300 10200 2580 41885 0,0095 2 2606 78 112,30 38 6,56 1,105 155,65 190 690 96000 10200 2700 45873 0,0092 3 1299 80 356,80 30 6,19 1,095 145,80 183 509 89900 9900 2260 43003 0,0077 4 797 83 118,50 30 6,19 1,115 165,04 170 580 102000 10800 2950 48544 0,0074 5 868 84 98,50 30 6,46 1,114 165,04 170 580 102000 10800 2950 48544 0,0074 6 922 85 138,00 33 7,00 1,075 108,80 270 230 67600 6830 2300 31906 0,0074 7 193 76 132,00 35 6,11 1,070 103,90 305 230 64230 6140 2078 30900 0,0083 8 905 67 206,30 35 6,23 1,108 156,40 140 1440 96000 10200 2950 45740 0,0165 9 498 71 132,40 50 6,58 1,115 165,00 170 580 102000 10800 2950 48544 0,0074 10 241 75 58,70 30 6,21 1,131 193,20 122 888 120000 14700 3040 54228 0,0084 11 193 76 132,00 35 6,11 1,070 103,90 305 230 64230 6140 2078 30900 0,0083 Группа 2 1 953 73 98,00 35 7,32 1,057 84,02 390 1950 50900 6060 1500 23220 0,0460 2 2264 77 164,10 30 6,54 1,058 77,02 390 950 45900 5060 1500 23216 0,0292 3 229 80 4,30 35 7,00 1,049 73,33 545 290 43100 5083 1220 24216 0,0194 4 335 78 0,00 50 6,58 1,021 35,60 240 298 24283 2050 450 8240 0,0222 5 542 78 53,00 15 7,06 1,046 68,30 250 594 41122 4609 1093 20556 0,0205 6 508 83 57,00 27 7,19 1,060 95,30 162 458 57105 6679 1516 29126 0,0109 7 563 84 137,80 45 7,18 1,067 96,60 200 589 59900 6500 1700 27711 0,0132 8 859 86 67,80 35 7,36 1,066 95,90 210 123 59600 6570 1800 27883 0,0056 9 1026 80 75,90 47 6,45 1,062 97,40 326 1290 58900 4610 1580 30676 0,0274 На основании результатов лабораторных исследований установлено, что при высоком содержании хлорид ионов эффективность применения имидазолинового ингибитора коррозии в наибольшей степени зависит от содержания бикарбонат и сульфат ионов (рис. 7, кривая 1). При этом не прослеживается влияние содержания сероводорода на эффективность ингибитора, что может быть вызвано доминированием хлорид ионов. Для второй группы, с меньшим содержанием хлорид ионов, зависимость эффективности ингибитора от С более пологая, влияние сероводорода также не прослеживается. Заключение Коррозионная активность пластовых вод месторождений Пермского края обусловлена содержанием в ней агрессивных веществ (Cl-, , , H2S и СО2), каждое из которых по отдельности способствует ускорению коррозии. Содержание в пластовой воде месторождений Пермского края смеси агрессивных компонентов - хлорид ионов и сероводорода - приводит к угнетению сероводородной коррозии, при этом скорость хлоридной коррозии тоже снижается. Наличие анионов растворенных солей (Cl-, , ) и кислых газов (H2S, СО2) в пластовых водах способствует повышению эффективности применения имидазолинового ингибитора коррозии на месторождениях Пермского края благодаря образованию прочных пассивных пленок на поверхности стального оборудования. Благодарность Автор выражает благодарность своему научному руководителю доценту М.С. Турбакову за наставления и поддержку.

About the authors

Aleksandr N. Ladygin

Perm National Research Polytechnic University

Author for correspondence.
Email: ladygin@pstu.ru
Perm, Russian Federation

PhD student at the department of Oil and Gas Technologies

References

  1. Emel'ianova Iu.V., Morozova M.V., Mikhai­lovskaia Z.A., Buianova E.S. Impedansnaia spektro­skopiia: teoriia i primenenie [Impedance spectroscopy: theory and application]. Ed. E.S. Buianova. Ekaterinburg: Ural'skii federal'nyi universitet imeni pervogo Prezidenta Rossii B.N. El'tsina, 2017, 156 p.
  2. Kaplan B.Ia., Pats R.G., Salikhdzhanova R.M.-F. Vol'tamperometriia peremennogo toka [Voltammetry of alternating current]. Moscow, 1985, 264 p.
  3. Engell, H.J., Frankenthal R.P., Kruger J. Passivity of Metals. (Proc. of the Fourth International Symposium on Passivity). The Corrosion Monograph Series. The Electrochemical Society, Inc. Princeton, New Jersey, 1978, 285 p.
  4. Leckie H.P., Uhlig H.H. Environmental factors affecting critical potential for pitting in 18–8 stainless steel. J. Electrochem. Soc, 1966, vol. 113, pp. 1262-1267.
  5. McCafferty E. A Competitive Adsorption Model for the Inhibition of Crevice Corrosion and Pitting. J. Electrochem. Soc, 1990, vol. 137, pp. 3731-3737.
  6. Parkins R.N. Fundamental Aspects of Stress Corrosion Cracking. Eds. R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen. NACE, Houston, TX, 1969, 361 p.
  7. Sandoz G. Stress-Corrosion Cracking in High Strength Steels and in Titanium and Titanium Alloys. Ed. B.F. Brown. U.S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972, 79 p.
  8. Beck T.R. The Theory of Stress Corrosion Cracking in Alloys. Ed. J.C. Scully. NATO, Brussels, Belgium, 1971. 64 p.
  9. Fujii С.T., Metzbower E.A. Stress-Corrosion Cracking in the HY-130 System. NRL Memorandum Report 2814, Naval Research Laboratory. Washington, DC, 1974.
  10. Blackburn M.J., Smyrl W.H., Feeny J.A. Stress-Corrosion Cracking in High Strength Steels and in Titanium and Titanium Alloys. Ed. B.F. Brown. U.S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972, 245 p.
  11. Beavers J.A. Stress-Corrosion Cracking. Ed. R.H. Jones. ASM International, Materials Park, OH, 1992, 211 p.
  12. Uhlig H.H., Revie R.W. Corrosion and Corrosion Control. Chapter 7. John Wiley. New York, NY, 1985.
  13. Bockris J.O'M., Reddy A.K.N. Modern Electrochemistry. New York, NY: Plenum Press, 1979, vol. 2, 1233 p.
  14. Hyatt М.V., Speidel M.О. Stress-Corrosion Cracking in High Strength Steels and in Titanium and Titanium Alloys. Ed. B.F. Brown, U. S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972, 147 p.
  15. Sprawls D.O., Brown R.H. Fundamental Aspects of Stress Corrosion Cracking. Eds. R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen. NACE, Houston, TX, 1969, 466 p.
  16. Ciaraldi S.W. Stress-Corrosion Cracking. Ed. R.H. Jones. ASM International, Materials Park, OH, 1992, 41 p.
  17. Pugh E.N., Craig J.V., Sedriks A.J. Fundamental aspects of stress corrosion cracking. Eds. R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen. NACE, Houston, TX, 1969, 118 p.
  18. Zheng Yougui, Bruce Brown, and Srdjan Nešić. Electrochemical Study and Modeling of H2S Corrosion of Mild Steel. Corrosion, 2014, vol. 70, no. 4, pp. 351-365.
  19. Vedage H. et al. Electrochemical growth of iron sulfide films in H2S-saturated chloride media. Corrosion, 1993, vol. 49, no. 2, pp. 114-121.
  20. Stern M. The effect of alloying elements in iron on hydrogen over-voltage and corrosion rate in acid environments. Journal of the Electrochemical Society, 1955, vol. 102, no. 12, pp. 663-668.
  21. Wranglen G. Review article on the influence of sulfide inclusions on the corrodibility of Fe and steel. Corrosion Science, 1969, no. 9, pp. 585-602.
  22. Zashchita metallov [Metal protection]. Moscow, 1969, 709 p.
  23. Heusler K.E., Cartledge G.H. The Influence of Iodide Ions and Carbon Monoxide on the Anodic Dissolution of Active Iron. Journal of the Electrochemical Society, 1961, vol. 108, no. 8, pp. 732-741.
  24. Kabanov B.N., Burstein R.H., Frumkin A.N. Kinetics of electrode processes on the iron electrode. Discussions of the Faraday Society, 1947, no. 1, pp. 259-269.
  25. Kabanov B., Leikis D. Rastvorenie i passivatsiia zheleza v rastvorakh shchelochi [Dis­solution and passivation of iron in alkali solutions]. Doklady AN SSSR, 1947, vol. 58, no. 8, pp. 1685-1688.
  26. Iofa 3.A., Vei Bao-Min. Vliianie pH sredy na skorost' korrozii i anodnoe rastvorenie kobal'ta [Influence of pH on corrosion rate and anode dissolution of cobalt]. Zhurnal fizicheskoi khimii, 1962, vol. 36, no. 11, pp. 2558-2667.
  27. Воckris J.OM., Drazic D. The kinetics of deposition and dissolution of iron: Effect of alloying impurities. Electrochimica Acta, 1962, vol. 7, no. 3, pp. 293-313.
  28. Lorents V., Eikhkorn G. Vliianie granits subzeren i defektov v kristallicheskoi reshetke na mekhanizm anodnogo rastvoreniia zheleza [The effect of subgrain boundaries and defects in the crystal lattice on the mechanism of anodic dissolution of iron]. Trudy III Mezhdunarodnogo kongressa po korrozii metallov. Moscow: Mir, 1968, vol. 1, pp. 184-187.
  29. Ogundele G.I., White W.E. Some observations on corrosion of carbon steel in aqueous environments containing carbon dioxide. Corrosion, 1986, vol. 42, no. 2, pp. 71-78.
  30. Nesic S., Nordsveen M., Nyborg R., Stangeland A. A Mechanistic Model for Carbon Dioxide Corrosion of Mild Steel in the Presence of Protective Iron Carbonate Films. Part 1. Theory and Verification. Proceedings of NACE Corrosion 2001. NACE, Houston, TX, 2001, 1040 p.
  31. Videm K., Dugstad A. Corrosion of carbon steel in an aqueous carbon dioxide environment, Part 1. Solution effects. MP, 1989, vol. 28, no. 3.
  32. Lopez D.A., Schreiner W.H., Sanchez de S.R., Simison S.N. The influence of carbon steel microstructure on corrosion layers. An XPS and SEM characterization. Applied Surface Science, 2003, vol. 207, pp. 69-85.
  33. Johnson M.L., Tomson M.B. Ferrous Carbonate Precipitation Kinetics and Its Impact on CO2 Corrosion. Corroison. NACE: Houston, 1991, vol. 91, 268 p.
  34. Xia Z., Chou C., Smialowska Z.S. Pitting Corrosion of Carbon Steel in CO2. – Containing NaCl Brine. Corrosion, 1989, vol. 45, no. 8, 636 p.
  35. Heuer J.K., Stubbings J.F. An XPS characterization of FeCO3 films from CO2 corrosion. Corrosion Science, 1999, vol. 41, pp. 1231-1243.
  36. Lide D.R. Handbook of Chemistry and Physics. 79th ed., 1998. CRC Press, Boca Raton, 1999.
  37. Moraes de F.D., Shadley J.R., Chen J., Rybicki E. CO2 Corrosion Prediction in Pipe Flow Under FeCO3 Scale-Forming Conditions. Proceedings of NACE. Corrosion. NACE 2000, Orlando, FL, 2000, 30 p.
  38. López D., Simison S., de Sánchez S. The influence of steel microstructure on CO2 corrosion. EIS studies on the inhibition efficiency of benzimidazole. Electrochimica Acta, 2003, vol. 48, no. 7, pp. 845-854.
  39. Hong T., Sun Y.H., Jepson W.P. Study on corrosion inhibitor in large pipelines under multiphase flow using EIS. Corrosion Science, 2002, vol. 44, pp. 101-112.
  40. Walter G.W. A review of impedance plot methods used for corrosion performance analysis of painted metals. Corrosion Science, 1986, vol. 26, no. 9, pp. 681-703.
  41. Popova A., Raicheva S., Sokolava E., Christov M. Frequency Dispersion of the Interfacial Impedance at Mild Steel Corrosion in Acid Media in the Presence of Benzimidazole Derivatives. Langmuir, 1996, vol. 12, no. 8, pp. 2083-2089.
  42. Amin M., El-Rehim Abd S., El-Sherbini E., Bayoumi R. The inhibition of low carbon steel corrosion in hydrochloric acid solutions by succinic acid. Electrochimica Acta, 2007, vol. 52, no. 11, pp. 3588-3600.
  43. Bystrova O.N. Vliianie serovodoroda na anodnoe povedenie uglerodistoi stali v solevykh rastvorakh [The effect of hydrogen sulfide on the anode behavior of carbon steel in saline solutions]. Vestnik Kazanskogo techno­logicheskogo universiteta, 2011, no. 2, pp. 98-103.
  44. Veloz M.A., González I. Electrochemical study of carbon steel corrosion in buffered acetic acid solutions with chlorides and H2S. Electrochimica Acta, 2002, vol. 48(2), pp. 135-144.
  45. Choi Y., Nesic S., Ling S. Effect of H2S on the CO2 corrosion of carbon steel in acidic solutions. Electrochimica Acta, 2011, vol. 56, no. 4, pp. 1752-1760.

Statistics

Views

Abstract - 203

PDF (Russian) - 293

PDF (English) - 57

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2020 Ladygin A.N.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies