2411-3336 2541-9404 Записки Горного института Journal of Mining Institute Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины ΙΙ Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University 10.31897/PMI.2021.4.11 pmi-14886 https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/14886 Нефтегазовое дело Oil and gas Analysis of the application and impact of carbon dioxide media on the corrosion state of oil and gas facilities Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов Kantyukov Rafael R. Кантюков Р. Р. Kantyukov Rafael R. vniigaz@vniigaz.gazprom.ru 0000-0003-3339-4774 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия) “Gazprom VNIIGAZ” LLC (Russia) Zapevalov Dmitry N. Запевалов Д. Н. Zapevalov Dmitry N. D_Zapevalov@vniigaz.gazprom.ru 0000-0002-2867-1995 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия) “Gazprom VNIIGAZ” LLC (Russia) Vagapov Ruslan K. Вагапов Р. К. Vagapov Ruslan K. kizit@rambler.ru 0000-0002-8467-4103 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия) “Gazprom VNIIGAZ” LLC (Russia) 21 10 2021 2021 250 578 586 15 04 2021 27 07 2021 21 10 2021 © 2021 Р. Р. Кантюков, Д. Н. Запевалов, Р. К. Вагапов © 2021 Rafael R. Kantyukov, Dmitry N. Zapevalov, Ruslan K. Vagapov 2021 Р. Р. Кантюков, Д. Н. Запевалов, Р. К. Вагапов Rafael R. Kantyukov, Dmitry N. Zapevalov, Ruslan K. Vagapov Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0) This article is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC BY 4.0) https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/14886

В продукции ряда эксплуатируемых в настоящее время добычных объектов (Бованенковское, Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения и др.) содержится повышенное количество коррозионно-активного СО2. Влияние СО2 на коррозию стальных инфраструктурных объектов определяется условиями его применения. Диоксид углерода имеет потенциально широкий спектр использования на нефтегазовых объектах для решения технологических задач (при добыче, транспортировке, хранении и др.). Каждое из агрегатных состояний СО2 (газовое, жидкое и сверхкритическое) используется и оказывает влияние на коррозионное состояние нефтегазовых объектов. В статье проанализированы результаты имитационных испытаний и выполнена оценка коррозионного влияния СО2 на типичные стали (углеродистые, низколегированные и легированные), применяемые на промысловых объектах. Выявлены основные факторы, влияющие на интенсивность процессов углекислотной коррозии в основных условиях добычи углеводородов с СО2, хранения и использования его для различных технологических целей. Развитие углекислотной коррозии сопровождается и характеризуется локализацией коррозии и образованием дефектов (питтингов, язв и др.). Даже легированные стали не всегда стойки в условиях присутствия влаги и повышенных парциальных давлений СО2, особенно при наличии дополнительных факторов коррозионного влияния (температуры, агрессивных примесей в газе и др.).

Products of several currently operated production facilities (Bovanenkovskoye, Urengoyskoye oil and gas condensate fields, etc.) contain an increased amount of corrosive CO2. Effect of CO2 on the corrosion of steel infrastructure facilities is determined by the conditions of its use. Carbon dioxide has a potentially wide range of applications at oil and gas facilities for solving technological problems (during production, transportation, storage, etc.). Each of the aggregate states of CO2 (gas, liquid and supercritical) is used and affects the corrosion state of oil and gas facilities. Article analyzes the results of simulation tests and evaluates the corrosion effect of CO2 on typical steels (carbon, low-alloy and alloyed) used at field facilities. The main factors influencing the intensity of carbonic acid corrosion processes in the main conditions of hydrocarbon production with CO2, storage and its use for various technological purposes are revealed. Development of carbon dioxide corrosion is accompanied and characterized by the localization of corrosion and the formation of defects (pitting, pits, etc.). Even alloyed steels are not always resistant in the presence of moisture and increased partial pressures of CO2, especially in the presence of additional factors of corrosive influence (temperature, aggressive impurities in gas, etc.).

 Ключевые слова нефтегазовые объекты добыча и хранение газа диоксид углерода коррозионная агрессивность среды углекислотная коррозия Keywords oil and gas facilities production and storage of gas carbon dioxide corrosion aggression of medium carbon dioxide corrosion Байдин И.И. Опыт борьбы с углекислотной коррозией на Юбилейном НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. 2020. № 3 (83). С. 3-8. Baidin I.I. Experience of countering carbon dioxide corrosion at the Yubileinoe OGCF. Nauka i tekhnika v gazovoi promyshlennosti. 2020. N 3 (83), p. 3-8 (in Russian). Внедрение инновационного программно-аппаратного комплекса пассивной акустики для диагностики технического состояния скважин / А.М.Асланян, И.Ю.Асланян, Р.Р.Кантюков и др. // Безопасность труда в промышленности. 2020. № 11. С. 56-62. DOI: 10.24000/0409-2961-2020-11-56-62 Aslanyan A.M., Aslanyan I.Yu., Kantyukov R.R. et al. Implementation of the Advanced Passive Acoustics Hardware and Software Complex for Well Integrity Diagnostics. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2020. N 11, p. 56-62. DOI: 10.24000/0409-2961-2020-11-56-62 (in Russian). Ильинова А.А. Перспективы и общественные эффекты проектов секвестрации и использования углекислого газа / А.А.Ильинова, Н.В.Ромашева, Г.А.Стройков // Записки Горного института. 2020. Т. 244. С. 493-502. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.12 Ilinova A.A., Romasheva N.V., Stroykov G.A. Prospects and social effects of carbon dioxide sequestration and utilization projects. Journal of Mining Institute. 2020. Vol. 244, p. 493-502. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.12 Исследование возможности частичного замещения буферного газа на диоксид углерода на подземных хранилищах газа / А.С.Гарайшин, И.Г.Бебешко, А.В.Григорьев и др. // Вести газовой науки. 2015. № 3 (23). С. 79-83. Garaishin A.S., Bebeshko I.G., Grigorev A.V. et al. Investigation of the possibility of partial replacement of the buffer gas with carbon dioxide in underground gas storages. Vesti gazovoi nauki. 2015. N 3 (23), p. 79-83 (in Russian). Кантюков Р.Р. Оценка опасности внутренней углекислотной коррозии по отношению к промысловым оборудованию и трубопроводам на газовых и газоконденсатных месторождениях / Р.Р.Кантюков, Д.Н.Запевалов, Р.К.Вагапов // Безопасность труда в промышленности. 2021. № 2. С. 56-62. DOI: 10.24000/0409-2961-2021-2-56-62 Kantyukov R.R., Zapevalov D.N., Vagapov R.K. Assessment for the hazard of internal carbon dioxide corrosion in relation to field equipment and pipelines at gas and gas condensate fields. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2021. N 2, p. 56-62. DOI: 10.24000/0409-2961-2021-2-56-62 (in Russian). Матричная нефть, остаточные запасы газа Оренбургского НГКМ и перспективы их освоения / А.Н.Дмитриевский, А.Г.Ефимов, И.С.Гутман и др. // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 4 (23). С. 1-20. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art22 Dmitrievsky A.N., Efimov A.G., Gutman I.S. et al. Matrix oil and residual gas reserves of Orenburg oil-gas condensate field and prospects of their development. Aktualnye problemy nefti i gaza. 2018. N 4 (23), p. 1-20. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art22 (in Russian). Опыт подбора ингибиторов коррозии для защиты от углекислотной коррозии объектов второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Ю.Корякин, Д.В.Дикамов, И.В. Колинченко и др. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 6. С. 48-55. DOI: 10.30713/1999-6934-2018-6-48-55 Koryakin A.Yu., Dikamov D.V., Kolinchenko I.V. et al. Experience of corrosion inhibitors selection to protect the objects of the second site of achimovsky deposits of Urengoy oil and gas-condensate field from carbon acid corrosion. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa. 2018. N 6, p. 48-55. DOI: 10.30713/1999-6934-2018-6-48-55 (in Russian). Перспективы обратной закачки в пласт кислых газов для повышения эффективности разработки месторождений (на примере Астраханского ГКМ) / Р.А.Жирнов, В.А.Дербенев, А.Д.Люгай и др. // Наука и техника в газовой промышленности. 2020. № 1 (81). С. 32-39. Zhirnov R.A., Derbenev V.A., Lyugai A.D. et al. Prospects for acid gas re-injection into the formation to improve the efficiency of field development (on the example of the Astrakhan GCF). Nauka i tekhnika v gazovoi promyshlennosti. 2020. N 1 (81), p. 32-39 (in Russian). Применение геофизического комплекса спектральной шумометрии на солевой скважине, пробуренной на ассельский (рассольный) водоносный горизонт / Р.Р.Кантюков, А.А.Арбузов, С.В.Сорока, Л.А.Спирина // Георесурсы. 2017. Т. 19. № 2. С. 138-140. DOI: 10.18599/grs.19.2.9 Kantyukov R.R., Arbuzov A.A., Soroka S.V., Spirina L.A. Spectral Noise Logging for well integrity analysis in the mineral water well in Asselian aquifer. Georesursy. 2017. Vol. 19. N 2, p. 138-140. DOI: 10.18599/grs.19.2.9 (in Russian). Рязанцев М.В. СО2-воздействие: из истории мировых и отечественных исследований / М.В.Рязанцев, Е.В.Лозин // Нефтяное хозяйство. 2020. № 7. С. 100-103. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-100-103 Ryazantsev M.V., Lozin E.V. Carbon dioxide flooding: history of world and local investigations. Neftyanoe khozyaistvo. 2020. N 7, p. 100-103. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-100-103 (in Russian). Слугин П.П. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ / П.П.Слугин, А.В.Полянский // Наука и техника в газовой промышленности. 2018. № 2 (74). С. 104-109. Slugin P.P., Polyanskii A.V. Optimal method for countering carbon dioxide corrosion of pipelines at the Bovanenkovskoye OGCF. Nauka i tekhnika v gazovoi promyshlennosti. 2018. N 2 (74), p. 104-109 (in Russian). Утилизация и хранение углекислого газа: мировой опыт / С.А.Хан, А.Н.Дмитриевский, О.Е.Аксютин и др. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. 168 с. S.A.Khan, A.N.Dmitrievskii, O.E.Aksyutin et al. Utilization and storage of carbon dioxide: global experience. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012, p. 168 (in Russian). Хан С.А. Использование особенностей агрегатных состояний диоксида углерода для замещения части буферного объема подземных хранилищ газа / С.А.Хан, В.Г.Дорохин, Н.П.Бондаренко // Газовая промышленность. 2016. № 4 (736). С. 50-54. Khan S.A., Dorokhin V.G., Bondarenko N.P. Using the features of the aggregate states of carbon dioxide to replace part of the buffer volume of underground gas storages. Gazovaya promyshlennost. 2016. N 4 (736), p. 50-54 (in Russian). Эффективность реогазохимической технологии ПНП на основе внутрипластовой генерации СО2. Опыт применения на месторождениях КНР / А.Х.Шахвердиев, Г.М.Панахов, Р.Цзян и др. // Вестник РАЕН. 2012. № 4. С. 73-81. Shakhverdiev A.Kh., Panahov G.M., R.Jiang et al. Efficiency of rheogaschemical EOR Technology based on in-situ CO2 generation a case study on the oil fields of China. Vestnik RAEN. 2012. N 4, p. 73-81 (in Russian). A comprehensive review of metal corrosion in a supercritical CO2 environment / G.Cui, Z.Yang, J.Liu, Z.Li // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 90. № 102814. DOI: 10.1016/j.ijggc.2019.102814 Cui G., Yang Z., Liu J., Li Z. A comprehensive review of metal corrosion in a supercritical CO2 environment. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 90. N 102814. DOI: 10.1016/j.ijggc.2019.102814 A comprehensive review of value-added CO2 sequestration in subsurface saline aquifers / S.Kumar, J.Foroozesh, K.Edlmann et al. // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 81. № 103437. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103437 Kumar S., Foroozesh J., Edlmann K. et al. A comprehensive review of value-added CO2 sequestration in subsurface saline aquifers. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 81. N 103437. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103437 A green MnMgZn phosphate coating for steel pipelines transporting CO2 rich fluids / M.F.Morks, P.Corrigan, N.Birbilis, I.S.Cole // Surface and Coatings Technology. 2012. Vol. 210. Р. 183-189. DOI: 10.1016/j.surfcoat.2012.09.018 Morks M.F., Corrigan P., Birbilis N., Cole I.S. A green MnMgZn phosphate coating for steel pipelines transporting CO2 rich fluids. Surface and Coatings Technology. 2012. Vol. 210, p. 183-189. DOI: 10.1016/j.surfcoat.2012.09.018 A pyrimidine derivative as a high efficiency inhibitor for the corrosion of carbon steel in oilfield produced water under supercritical CO2 conditions / B.S.Hou, Q.H.Zhang, Y.Y.Li et al. // Corrosion Science. 2020. Vol. 164. № 108334. DOI: 10.1016/j.corsci.2019.108334 Hou B.S., Zhang Q.H., Li Y.Y. et al. A pyrimidine derivative as a high efficiency inhibitor for the corrosion of carbon steel in oilfield produced water under supercritical CO2 conditions. Corrosion Science. 2020. Vol. 164. N 108334. DOI: 10.1016/j.corsci.2019.108334 A systematic review of key challenges of CO2 transport via pipelines / V.E.Onyebuchi, A.Kolios, D.P.Hanak et al. // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2018. Vol. 81. Part 2. Р. 2563-2583. DOI: 10.1016/j.rser.2017.06.064 Onyebuchi V.E., Kolios A., Hanak D.P. et al. A systematic review of key challenges of CO2 transport via pipelines. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2018. Vol. 81. Part 2, p. 2563-2583. DOI: 10.1016/j.rser.2017.06.064 Assessment of general and localized corrosion behavior of X65 and 13Cr steels in water-saturated supercritical CO2 environments with SO2/O2 / Y.Hua, R.Jonnalagadda, L.Zhang et al. // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2017. Vol. 64. Р. 126-136. DOI: 10.1016/j.ijggc.2017.07.012 Hua Y., Jonnalagadda R., Zhang L. et al. Assessment of general and localized corrosion behavior of X65 and 13Cr steels in water-saturated supercritical CO2 environments with SO2/O2. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2017. Vol. 64, p. 126-136. DOI: 10.1016/j.ijggc.2017.07.012 Cr diffusion coating to improve the corrosion resistance of an ODS steel in super-critical carbon dioxide environment / C.Kim, S.H.Kim, J.-H.Cha et al. // Surface and Coatings Technology. 2019. Vol. 374. Р. 666-673. DOI: 10.1016/j.surfcoat.2019.06.055 Kim C., Kim S.H., Cha J.-H. et al. Cr diffusion coating to improve the corrosion resistance of an ODS steel in super-critical carbon dioxide environment . Surface and Coatings Technology. 2019. Vol. 374, p. 666-673. DOI: 10.1016/j.surfcoat.2019.06.055 Cross impact of CO2 phase and impurities on the corrosion behavior for stainless steel and carbon steel in water-containing dense CO2 environments / M.Xu, Q.Zhang, Z.Wang et al. // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2018. Vol. 71. Р. 194-211. DOI: 10.1016/j.ijggc.2018.02.011 Xu M., Zhang Q., Wang Z. et al. Cross impact of CO2 phase and impurities on the corrosion behavior for stainless steel and carbon steel in water-containing dense CO2 environments. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2018. Vol. 71, p. 194-211. DOI: 10.1016/j.ijggc.2018.02.011 Effect of H2S on the Corrosion Behavior of Pipeline Steels in Supercritical and Liquid CO2 Environments / Y.-S.Choi, S.Hassani, T.N.Vu et al. // Corrosion. 2016. Vol. 72. Iss. 8. Р. 999-1009. DOI: 10.5006/2026 Choi Y.-S., Hassani S., Vu T.N. et al. Effect of H2S on the Corrosion Behavior of Pipeline Steels in Supercritical and Liquid CO2 Environments. Corrosion. 2016. Vol. 72. Iss. 8, p. 999-1009. DOI: 10.5006/2026 Hua Y. The effect of O2 content on the corrosion behaviour of X65 and 5Cr in water-containing supercritical CO2 environments / Y.Hua, R.Barker, A.Neville // Applied Surface Science. 2015. Vol. 356. Р. 499-511. DOI: 10.1016/j.apsusc.2015.08.116 Hua Y., Barker R., Neville A. The effect of O2 content on the corrosion behaviour of X65 and 5Cr in water-containing supercritical CO2 environments. Applied Surface Science. 2015. Vol. 356. p. 499-511. DOI: 10.1016/j.apsusc.2015.08.116 Hua Y. The influence of SO2 on the tolerable water content to avoid pipeline corrosion during the transportation of supercritical CO2 / Y.Hua, R.Barker, A.Neville // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2015. Vol. 37. Р. 412-423. DOI: 10.1016/j.ijggc.2015.03.031 Hua Y., Barker R., Neville A. The influence of SO2 on the tolerable water content to avoid pipeline corrosion during the transportation of supercritical CO2. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2015. Vol. 37, p. 412-423. DOI: 10.1016/j.ijggc.2015.03.031 Ikeda A. Corrosion Behavior of 9 to 25 % Cr Steels in Wet CO2 Environments / A.Ikeda, S.Mukai, M.Ueda // Corrosion. 1985. Vol. 41. Iss. 4. Р. 185-192. DOI: 10.5006/1.3581989 Ikeda A., Mukai S., Ueda M. Corrosion Behavior of 9 to 25 % Cr Steels in Wet CO2 Environments. Corrosion. 1985. Vol. 41. Iss. 4, p. 185-192. DOI: 10.5006/1.3581989 Maldal T. CO2 underground storage for Snøhvit gas field development / T.Maldal, I.M. Tappel // Energy. 2004. Vol. 29. Iss. 9-10. Р. 1403-1411. DOI: 10.1016/j.energy.2004.03.074 Maldal T., Tappel I.M. CO2 underground storage for Snøhvit gas field development. Energy. 2004. Vol. 29. Iss. 9-10, p. 1403-1411. DOI: 10.1016/j.energy.2004.03.074 New method for CO2 corrosion resistance Ni-W-Y2O3-ZrO2 nanocomposite coatings / G.Cuia, Z.Bi, J.Liu et al. // Ceramics International. 2019. Vol. 45. Iss. 5. Р. 6163-6174. DOI: 10.1016/j.ceramint.2018.12.093 Cuia G., Bi Z., Liu J. et al. New method for CO2 corrosion resistance Ni-W-Y2O3-ZrO2 nanocomposite coatings. Ceramics International. 2019. Vol. 45. Iss. 5, p. 6163-6174. DOI: 10.1016/j.ceramint.2018.12.093 Pfennig A. Corrosion behaviour of pipe steels exposed for 2 years to CO2-saturated saline aquifer environment similar to the CCS-site Ketzin, Germany / A.Pfennig, B.Linke, A.Kranzmann // Energy Procedia. 2011. Vol. 4. Р. 5122-5129. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.488 Pfennig A., Linke B., Kranzmann A. Corrosion behaviour of pipe steels exposed for 2 years to CO2-saturated saline aquifer environment similar to the CCS-site Ketzin, Germany. Energy Procedia. 2011. Vol. 4, p. 5122-5129. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.488 Risk assessment of CO2 injection processes and storage in carboniferous formations: a review / M.He, S.Luis, S.Rita, G.Ana et al. // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. 2011. Vol. 3. Iss. 1. P. 39-56. DOI: 10.3724/SP.J.1235.2011.00039 He M., Luis S., Rita S., Ana G. et al. Risk assessment of CO2 injection processes and storage in carboniferous formations: a review. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. 2011. Vol. 3. Iss. 1, p. 39-56. DOI: 10.3724/SP.J.1235.2011.00039 Singer М. Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment // Corrosion. 2017. Vol. 73. Iss. 8. Р. 1030-1055. DOI: 10.5006/2222 Singer М. Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment. Corrosion. 2017. Vol. 73. Iss. 8, p. 1030-1055. DOI: 10.5006/2222 2-Mercaptobenzothiazole as a corrosion inhibitor for carbon steel in supercritical CO2-H2O condition / H.Cen, J.Cao, Z.Chen, X.Guo // Applied Surface Science. 2019. Vol. 476. Р. 422-434. DOI: 10.1016/j.apsusc.2019.01.113 Cen H., Cao J., Chen Z., Guo X. 2-Mercaptobenzothiazole as a corrosion inhibitor for carbon steel in supercritical CO2-H2O condition. Applied Surface Science. 2019. Vol. 476, p. 422-434. DOI: 10.1016/j.apsusc.2019.01.113 Vagapov R.K. Corrosion activity of operating conditions for the steel equipment and pipelines in the plants extracting CO2-containing gases / R.K.Vagapov, D.N.Zapevalov // Metallurgist. 2021. Vol. 65. Р. 50-61. DOI: 10.1007/s11015-021-01132-x Vagapov R.K., Zapevalov D.N. Corrosion activity of operating conditions for the steel equipment and pipelines in the plants extracting CO2-containing gases. Metallurgist. 2021. Vol. 65, p. 50-61. DOI: 10.1007/s11015-021-01132-x Vagapov R.K. Corrosion Processes on Steel Under Conditions of Moisture Condensation and in the Presence of Carbon Dioxide / R.K.Vagapov, K.A.Ibatullin, D.N.Zapevalov // Chemical and Petroleum Engineering. 2020. Vol. 56. P. 673-680. DOI: 10.1007/s10556-020-00825-5 Vagapov R.K., Ibatullin K.A., Zapevalov D.N. Corrosion Processes on Steel Under Conditions of Moisture Condensation and in the Presence of Carbon Dioxide. Chemical and Petroleum Engineering. 2020. Vol. 56, p. 673-680. DOI: 10.1007/s10556-020-00825-5 Vagapov R. Top-of-line corrosion in the presence of carbon dioxide for gas production facilities // II International Conference «Corrosion in the Oil & Gas Industry», 14-16 December, 2020, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. № 01002. DOI: 10.1051/e3sconf/202122501002 Vagapov R. Top-of-line corrosion in the presence of carbon dioxide for gas production facilities. II International Conference “Corrosion in the Oil & Gas Industry”, 14-16 December, 2020, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. N 01002. DOI: 10.1051/e3sconf/202122501002 Wei L. Corrosion of low alloy steel containing 0.5 % chromium in supercritical CO2-saturated brine and water-saturated supercritical CO2 / L.Wei, K.Gao, Q.Li // Applied Surface Science. 2018. Vol. 440. P. 524-534. DOI: 10.1016/j.apsusc.2018.01.181 Wei L., Gao K., Li Q. Corrosion of low alloy steel containing 0.5 % chromium in supercritical CO2-saturated brine and water-saturated supercritical CO2. Applied Surface Science. 2018. Vol. 440, p. 524-534. DOI: 10.1016/j.apsusc.2018.01.181 Wellbore integrity and corrosion of carbon steel in CO2 geologic storage environments: A literature review / Y.-S.Choi, D.Young, S. Nešić, L.G.S.Gray // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2013. Vol. 16. Supplement 1. P. S70-S77. DOI: 10.1016/j.ijggc.2012.12.028 Choi Y.-S., Young D., Nešić S., Gray L.G.S. Wellbore integrity and corrosion of carbon steel in CO2 geologic storage environments: A literature review. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2013. Vol. 16. Supplement 1, p. S70-S77. DOI: 10.1016/j.ijggc.2012.12.028 Yaro A.S. Effect of CO2 corrosion behavior of mild steel in oilfield produced water / A.S.Yaro, K.R.Abdul-Khalik, A.A.Khadom // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2015. Vol. 38. Р. 24-38. DOI: 10.1016/j.jlp.2015.08.003 Yaro A.S., Abdul-Khalik K.R., Khadom A.A. Effect of CO2 corrosion behavior of mild steel in oilfield produced water. Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2015. Vol. 38, p. 24-38. DOI: 10.1016/j.jlp.2015.08.003 Zapevalov D. Aspects of protection against carbon dioxide corrosion of gas production facilities / D.Zapevalov, R.Vagapov // I International Conference «Corrosion in the Oil and Gas Industry», 22-24 May, 2019, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 121. № 02013. DOI: 10.1051/e3sconf/201912102013 Zapevalov D., Vagapov R. Aspects of protection against carbon dioxide corrosion of gas production facilities. I International Conference “Corrosion in the Oil and Gas Industry”, 22-24 May, 2019, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 121. N 02013. DOI: 10.1051/e3sconf/201912102013 Zapevalov D. Possibilities and limitations of the organization of anticorrosion protection at gas production facilities / D.Zapevalov, R.Vagapov // II International Conference «Corrosion in the Oil & Gas Industry», 14-16 December, 2020, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. № 03002. DOI: 10.1051/e3sconf/202122503002 Zapevalov D., Vagapov R. Possibilities and limitations of the organization of anticorrosion protection at gas production facilities. II International Conference “Corrosion in the Oil & Gas Industry”, 14-16 December, 2020, St. Petersburg, Russia. E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. N 03002. DOI: 10.1051/e3sconf/202122503002