Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов

Введение

Диоксид углерода (СО₂) получил широкое применение в различных областях и используется различными нефтегазовыми инфраструктурными объектами. В последнее время на некоторых газовых объектах, например, на Бованенковском [11], Уренгойском [7], Юбилейном [1] нефтегазоконденсатных месторождениях (НГКМ) возникли проблемы коррозионного характера из-за повышенного содержания СО₂ в добываемой продукции. В связи с этим проблеме коррозионных рисков в результате углекислотной коррозии (УКК) и борьбе ней уделяется повышенное внимание [5, 38]. Для контроля технического состояния объектов добычи и подземного хранения газа используется комплекс мер, включающий геофизические [9], диагностические исследования [2] и коррозионный мониторинг [40].

Для агрегатных состояний СО₂ (газового, жидкого и сверхкритического) существует тройная точка (P_кр = 7,38 МПа и T_кр = 31,1 °С), связывающая все три состояния СО₂. При изменении давления и температуры СО₂ может переходить из одного состояния в другое. Сверхкритическим называют состояние вещества, при котором исчезает различие между жидкой и газовой фазами. В сверхкритическом состоянии (СКС) у СО₂ наблюдаются промежуточные характеристики между свойствами газа и жидкости: сжимаемость – как у газа, а плотность – как у жидкости. В СКС СО₂ способен растворять многие органические вещества, обладает при этом существенно меньшей вязкостью, чем у других соединений в жидком состоянии. Кроме того, в СКС коэффициент диффузии у СО₂ на несколько порядков выше, чем у других жидкостей.

На объектах добычи газа парциальное давление относительно низкое, и СО₂ находится в газовом агрегатном состоянии. Диоксид углерода не только является компонентом в составе добываемой продукции, но и может применяться на нефтегазовых объектах для решения технологических задач, где могут быть эффективно использованы особые свойства СО₂, в том числе и в СКС [3, 10].

Одним из перспективных направлений является использование CO₂ в качестве буферного газа в подземных хранилищах газа (ПХГ) для поддержания давления в пласте [4]. Это позволяет провести частичное замещение буферного объема метана (СН₄) на СО₂ и получить дополнительное объемы товарного природного газа. Нередко СО₂ используется в жидком виде или в СКС, поскольку, являясь более тяжелым, чем СН₄, позволяет СО₂ расположиться в нижней части хранилища, предотвращая потери при извлечении товарного газа из ПХГ [13].

Наиболее опробованным является использование CO₂ для закачки в пласт на нефтяных месторождениях с целью увеличения добычи нефти. Данная технология в последние десятилетия является широко распространенным в мире методом увеличения нефтеотдачи, например, в случае разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, либо когда требуется эффективная доразработка месторождений, находящихся на поздних и заключительных стадиях добычи углеводородов. Применение СО₂, в том числе и благодаря переходу в СКС, способно обеспечить эффективное снижение вязкости нефти в пластовых условиях и взаимное растворение нефти и CO₂. С учетом того, что для некоторых нефтяных пластов характерны термодинамические условия, которые позволяют СО₂ переходить в СКС, очевидны преимущества его применения перед использованием реагентов и иными способами интенсификации нефтедобычи. В статье [14] отмечено, что в Китае проводятся испытания в области реогазохимических технологий внутрипластовой генерации СО₂. Получаемый в результате реакции СО₂ обладает свойствами направленного воздействия на застойные зоны и слабодренируемые участки пласта.

По аналогии с нефтяными месторождениями CO₂ может быть использован для повышения газоконденсатоотдачи на НГКМ, что является еще одним направлением его применения в нефтегазовой деятельности. В статье [6] сообщается о возможности использования такой технологии на Оренбургском НГКМ (ОНГКМ). Авторы отмечают, что в результате добычи углеводородов, обводнения скважин может происходить защемление газа в пористых породах. На поздних стадиях разработки, с падением давления, энергии газа в таком структурно защемленном газовом объеме становится уже недостаточно для разрыва сплошности жидкой фазы (нефти, воды). В таких местах вместе с газом могут находиться жидкие углеводороды (газовый конденсат, нефть), что делает использование для интенсификации добычи CO₂, имеющего свойства хорошего растворителя, очень перспективным на ОНГКМ. При этом продуктами извлечения могут стать газ, газовый конденсат и нефть, в том числе и из тонких оторочек. По мнению авторов, использование этой технологии может существенно увеличить коэффициент извлечения газа на Оренбургском НГКМ, а использование CO₂ позволит увеличить как нефтеотдачу, так и газодобычу.

В работе [8] для Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) рассматриваются варианты обратной закачки либо кислых газов (смеси H₂S и CO₂, состоящей из отделяемых от добываемых на месторождении флюидов в процессе подготовки сырья), либо СО₂, что позволит повысить эффективность разработки газового объекта. Применение такой технологии нацелено на поддержание пластового давления на АГКМ для минимизации пластовых потерь при добыче газового конденсата.

Актуальным является вопрос снижения антропогенных выбросов в окружающую среду. Одним из факторов негативного влияния является увеличение концентрации парниковых газов, в числе которых СО₂. Меры по снижению выбросов парниковых газов, принятые в рамках Киотского соглашения, предусматривают комплекс решений. Одним из направлений является создание подземных резервуаров для захоронения излишков СО₂ с целью длительного хранения. Анализ мирового опыта по улавливанию и закачке СО₂ в пластовые системы показал, что это может быть перспективным способом снижения эмиссии СО₂ в атмосферу [12].

Как отмечается в работе [19], реализована транспортировка извлекаемого СО₂ (в жидком состоянии или в СКС) до мест его геологического захоронения в подземных хранилищах (carbon capture and storage – CCS). Трубопроводы, транспортирующие CO₂, отличаются большой длиной (сотни километров), что ограничивает возможность использования коррозионно-стойкой стали для их изготовления. Преимущественно применяется углеродистая/низколегированная сталь, при использовании которой актуальным является обеспечение безопасной эксплуатации объектов.

Например, газ с месторождений Askeladd, Albatross и Snøhvit, разрабатываемых на норвежском шельфе с помощью подводных добычных комплексов, транспортируется до берега 160 км, где происходит его сжижение. Однако газ содержит до 5-8 % СО₂, и для производства сжиженного природного газа (СПГ) требуется его удаление (до низкого уровня в 50 ppm). Удаленный СО₂ транспортируется и закачивается обратно в подземный (подводный) резервуар, в пласт, находящийся ниже продуктивного горизонта месторождения Snøhvit [27]. Например, по российским нормативам молярная доля СО₂ в СПГ не должна превышать 0,005-0,03 %. На многих месторождениях содержание СО₂ в добываемом газе существенно превышает данные нормативы.

Нередко для закачки СО₂ используются не газовые резервуары, а водоносные горизонты [16]. Обустройство хранилищ СО₂ в подземных пустотах, например, после окончания эксплуатации газового или нефтяного месторождения, также получило распространение. Помимо различных технологических рисков при их эксплуатации следует учитывать опасность УКК при контакте повышенных количеств транспортируемых и закачиваемых в подземные резервуары СО₂ с оборудованием и трубопроводами, изготовленными из углеродистой или низколегированной сталей. В присутствии водной фазы конденсационной или пластовой природы будет происходить ее насыщение СО₂, сопровождающееся подкислением, что интенсифицирует процесс УКК [30]. В мире все больше запускается проектов по использованию закончивших свою эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений, например, Weyburn и Midale в Канаде [37]. В связи с этим сообщается, что скорость коррозии может достигать 20 мм/год и будет зависеть, в том числе, и от продуктов коррозии, которые могут способствовать снижению скорости коррозии.

Во всех рассмотренных областях использования СО₂ может при определенных условиях приводить к коррозионным разрушениям. Наиболее опасным свойством УКК является то, что коррозионные воздействия характеризуются не общими (равномерными по всей металлической поверхности) коррозионными потерями, а преимущественно наиболее опасным видом локальной коррозии, с образованием локальных дефектов типа питтингов, язв и др. [40]. В связи с этим в статье рассмотрены актуальные вопросы оценки коррозионной агрессивности углекислотных сред и стойкости стальных объектов в таких условиях.

Методология

Коррозионные испытания в условиях конденсации влаги проводили при обычной (20-25 °С) температуре. Методы проведения испытаний при конденсации влаги, обработка образцов, оценка коррозионных дефектов, статистическая обработка данных проводились согласно процедурам [34]. После испытаний были определены общая скорость коррозии К_общ по потере массы образца и скорость локальной коррозии по глубине коррозионного поражения (средняя К_лок.ср – путем усреднения по всем локальным дефектам, максимальная К_{лок.макс} – по самому глубокому локальному поражению).

Проведение коррозионных испытаний осуществлялось гравиметрическим методом. Влияние парциального давления коррозионно-агрессивных газов на коррозию образцов оценивали в автоклавной установке (статические условия), предварительно удалив кислород продувкой инертным газом. Время экспозиции гравиметрических образцов в автоклавной установке составило 120 ч.

Фазовый состав продуктов коррозии анализировался методом рентгеновской дифракции, который основан на регистрации зависимости интенсивности отражения рентгеновского излучения кристаллическими решетками соединений от величины дифракционного угла с последующей расшифровкой дифракционной картины. Съемка проводилась на рентгеновском дифрактометре ARL XʼTRA. Идентификация кристаллических фаз выполнялась путем сравнения массива рефлексов, полученных от исследуемого образца, с эталонными дифрактограммами индивидуальных соединений, содержащихся в международной базе дифракционных стандартов.

При испытаниях использовались углеродистые стали (Ст20 и Х65), низколегированные стали (0,05-0,2 % Cr) и коррозионно-стойкие стали (12Х18Н10Т).

Результаты

Известно [39], что наиболее металлоемким и подверженным наибольшему кор розионному воздействию видом оборудования на объектах добычи газа являются скважинное оборудование и промысловые трубопроводы (обвязки скважин, коллекторы, шлейфы), контактирующие с неподготовленным газом (до удаления коррозионных газов и влаги). При рассмотрении коррозионной агрессивности среды объектов добычи газа в условиях повышенного содержания СО₂ следует учитывать, что коррозия может возникнуть: в нижней части трубы при скоплении влаги (bottom-of-line corrosion, BOL); в верхней части трубы при конденсации влаги (top-of-line corrosion, TOL); в местах скопления влаги (щели, зазоры, застойные зоны, перепад высот и др.).

Основной причиной развития коррозии является наличие влаги, которая может вступать во взаимодействие cо сталью в объеме раствора (BOL) или при конденсации, в тонкой пленке влаги  на стали (TOL). TOL-коррозия, в отличие от коррозионно-агрессивных условий нефтяных объектов, имеет место только на газовых месторождениях. В условиях промыслового транспорта влажного, неподготовленного газа при выходе из скважины пары воды в газовой фазе конденсируются на внутренней поверхности трубы из-за разницы температур между потоком влажного газа и окружающей средой, что приводит к появлению и развитию TOL-коррозии. BOL-коррозия характерна для участков трубопроводной системы, когда водная фаза находится в условиях постоянного контакта/движения с внутренней поверхностью стали трубопроводов [31, 35].

Проведенные TOL-испытания в присутствии СО₂ показали, что при низкой (менее 0,1 мм/год) скорости общей коррозии на углеродистой стали Х65 (API 5L) наблюдается высокая локальная коррозия (рис.1).

Как видно, в наибольшей степени скорость развития локальных дефектов (0,5-1,5 мм/год) наблюдается на образцах из зоны сварного шва. Именно сварные швы из-за своей гетерогенности по отношению к основному металлу оказались более подвержены неравномерным видам коррозионных повреждений.

Анализ полученных данных показывает (табл.1), что низколегированные стали с малым содержанием хрома (0,05-0,2 %) нестойки к локальным УКК. На образцах образуются локальные дефекты глубиной 50-84 мкм. Только на поверхности высоколегированной стали 12Х18Н10Т не было никаких коррозионных проявлений ни общего, ни локального характера (табл.1).

Таблица 1

Результаты испытаний по определению локальных скоростей коррозии, рассчитанных по средней К_лок.ср и максимальной К_{лок.макс} глубинам коррозионных повреждений

После TOL-испытаний глубокие питтинговые поражения образцов наблюдаются как на низколегированной, так и углеродистой сталях (табл.2). Испытанные стали используются на различных участках нефтегазовых объектов – насосно-компрессорной трубе (НКТ) скважинного оборудования, другие стали – для изготовления промысловых трубопроводов.

Увеличение давления СО₂ может повышать растворимость газа в водной фазе, увеличивая скорость коррозии. В первую очередь это будет относиться к локальной скорости коррозии в паровой фазе. Также скорость локальной коррозии будет увеличиваться с ростом содержания воды в испытательной камере, в то время, как общая коррозия может оставаться без изменений. В первую очередь это связано с конденсацией влаги: при недостатке влажности воздуха не будет достигаться точка росы, и не будет происходить осаждение пленки влаги на поверхности стали. Помимо содержания СО₂ и влаги в паровой фазе на УКК могут влиять и другие факторы [33]. Рассмотрим некоторые из них подробнее.

В работе [36] была исследована коррозионная стойкость стали Р110 (0,5 % Cr) при следующих условиях: 3,5 % NaCl, 80 °C и 9,5 МПа CО₂. Исследования были проведены в двух режимах: в водном электролите, насыщенном CО₂ в СКС (сталь контактирует с водной фазой, условия аналогичны BOL-коррозии), и в водонасыщенном СО₂, находящемся в СКС (сталь контактирует с влажным СО₂, условия аналогичны TOL-коррозии). При первом режиме (в водном электролите) одинаково высоки и скорость общей (6,12 мм/год), и скорость локальной (1,8 мм/год) коррозий. При втором режиме испытаний наблюдается относительно низкая скорость общей (0,35 мм/год), но высокий уровень локальной коррозии (1,17 мм/год). По мнению авторов, причиной этого является то, что во втором режиме локальные коррозионные дефекты наблюдаются только в местах конденсации капель на стали (типа TOL-коррозии), коррозия не распространяется по всей поверхности стали.

Таблица 2

Скорость коррозии сталей после испытаний в условиях конденсации воды в присутствии СО₂ (0,1 МПа) при температуре 20-25 °С

Сталь	Скорость коррозии, мм/год			Внешний вид образца после испытаний
	Общая		Локальная (питтинговая)*	Общий	Приближенный
Ст 20	0,04		0,32-0,384
Сталь (0,2 % Cr)	0,03		0,67-1,0
Сталь НКТ	0,015		0,368-0,61
Сталь (0,05 % Cr)	0,03		0,61-0,8
12Х18Н10Т	0,0001		–		–

^*Диапазон среднего К_лок.ср и максимального К_{лок.макс} значений локальной корозии.

Результаты испытаний подтверждают, что эксплуатируемые в условиях присутствия в добываемой продукции СО₂ газовые объекты подвергаются повышенной коррозионной опасности в водной и паровой фазах, особенно локальной коррозии, характерной для УКК. Определенную роль в защите сталей от коррозии играют образующиеся в коррозионном процессе на поверхности металла продукты коррозии. Проведенные в водной среде (рис.2) исследования по определению фазового состава образующейся на стали пленки после автоклавных испытаний показали, что при УКК преимущественно образуется кристаллизованный сидерит (FeСО₃) с небольшим количеством рентгеноаморфных веществ.

В зависимости от фазового состава осадок продуктов коррозии может быть как плотноупакованным, так и пористым. Более пористые продукты коррозии будут менее стойкими к воздействию хлорид-анионов, которые провоцируют зарождение и развитие питтингов, в отличие от более плотного слоя сидерита.

Длительные имитационные испытания нескольких трубных сталей (с содержанием 1 и 13 % Cr), применяемых на одном из подземных хранилищ СО₂ в Германии, показали [29], что модель воды водоносного горизонта в присутствии СО₂ достаточно коррозионно-агрессивна. Общая скорость коррозии в паровой фазе составляет 0,35 мм/год (13 % Cr) и 0,8 мм/год (1 % Cr). При экспонировании в водной фазе на поверхности сталей образуется толстый слой продуктов коррозии и наблюдаются питтинги глубиной до 4,7 мм, что может объясняться высокой минерализацией водной среды и повышенным содержанием хлорид-анионов.

Существенное ускорение коррозионных процессов при 35 °С и 8 МПа CО₂ наблюдалось для сталей Х65 (0,11 % Cr) и 5Cr (5 % Cr) при добавлении от 0 до 1000 ppm О₂ [24]. Испытания выполнялись в водонасыщенном СО₂ (СКС). С увеличением концентрации О₂ происходил рост питтинговой коррозии: локальная скорость коррозии составляла от 0,2 до 1,4 мм/год для стали Х65, и от 0,3 до 1,4 мм/год для стали 5Cr. В развитии коррозии важную роль играет то, что присутствие О₂ подавляет образование сидерита (FeCO₃), формируя на поверхности стали пленку, преимущественно состоящую из оксида железа (Fe₂O₃), имеющего аморфную структуру. Рост локальной коррозии на обеих сталях зависит от водонасыщенности СО₂, и коррозия возрастает с увеличением содержания воды.

Важную роль в коррозионной агрессивности СО₂, находящемся в СКС, играет наличие в нем примесей, что может быть характерно для парниковых газов, выделяемых для закачки и хранения в подземные резервуары. К таким газам, помимо O₂, можно отнести SO₂, NO₂, H₂S. В работе [20] приводятся результаты исследований при температуре 35 °С и в СКС (8 МПа CО₂) для сталей Х65 (0,11 % Cr) и 13Cr (13 % Cr). Добавление к СО₂ двух других агрессивных газов (SO₂ и O₂) в присутствии влаги приводит к синергетическому эффекту в развитии коррозионного процесса. Скорость общей коррозии для обеих сталей одинаково высока: 0,95 мм/год для стали Х65, и 0,65 мм/год для стали 13Cr. Питтинговая коррозия еще выше для обеих сталей (Х65 и 13Cr) и находится в диапазоне 7-80 мм/год. Присутствие примесей приводит к образованию других продуктов коррозии: оксидов и сульфата железа взамен карбоната железа. Растворение SO₂ в водной пленке приводит к образованию чрезвычайно коррозионно-агрессивной серной кислоты, разрушительное действие которой усиливается присутствием сильного окислителя O₂. В работе других авторов [22] в подобных условиях испытаний приводятся схожие данные по скорости коррозии углеродистой и легированной сталей: до 1 мм/год – общая скорость коррозии, и порядка 10 мм/год и выше – для локальных дефектов. Сообщается, что локализация коррозии начинается, когда вода присутствует в концентрации от 300 ppm и выше.

Исследование стали Х65 при 8 МПа CO₂ и температуре 35 °С показало, что в присутствии SO₂ требуется меньшее количество воды для развития коррозии, чем только с СО₂. Скорость локальной коррозии достигает 0,5-1,5 мм/год, возрастая с добавлением и повышением концентрации SO₂ [25].

Испытания углеродистых и низколегированных сталей при давлении 8-12 MПa СО₂ и температуре среды 25-80 °C показали, что добавление 200 ppm H₂S приводит к существенному 50-кратному росту скорости коррозии в паровой фазе СО₂. При конденсации влаги рост скорости коррозии несколько ниже (5-10 раз), поскольку при УКК она изначально выше 0,1 мм/год [23].

В исследовании [26] были получены данные о зависимости коррозионной стойкости сталей с различным содержанием хрома (9, 13 и 25 %) от парциального давления СО₂ и температуры среды. Например, для стали 9 % Cr скорость коррозии стали увеличивается с ростом парциального давления СО₂: 0,1-0,3 мм/год при 0,1 МПа СО₂ в диапазоне температур 50-250 °C; 0,5 мм/год (50 °С) и 5 мм/год (150 °С) при 0,3 МПа СО₂. При этом для стали 13 % Cr критическими являются температуры 200 °С (при 0,1 МПа СО₂) и 150 °С (при 0,3 МПа СО₂), когда скорость коррозии начинает расти и превышает 0,1 мм/год. Единственно стойкой при всех вышеуказанных температурах и парциальных давлениях СО₂ была сталь 25 % Cr.

В работе [14] отмечается, что нагнетаемые для внутрипластовой генерации СО₂ и повышения нефтеотдачи химические композиции в процессе закачки в пласт контактируют с подземным скважинным оборудованием, что повышает риск коррозионного разрушения металлов, для защиты которого следует использовать средства противокоррозионной защиты.

В таких агрессивных условиях УКК для защиты стального оборудования и трубопроводов могут быть использованы высоколегированные стали, которые, однако, в некоторых особо агрессивных условиях также требуют применения средств противокоррозионной защиты [15]. Нестойкие к УКК углеродистые и низколегированные стали, а также некоторые легированные, могут быть защищены ингибиторами или покрытием.

Испытания показали [32], что скорость углеродистой стали при 50 °С и давлении СО₂  2-8,5 МПа составляет 1,87-3,0 мм/год. В присутствии ингибитора коррозии, который хемосорбируется на стали, она снижается до 0,061-0,137 мм/год. В статье [18] сообщается об эффективности защиты ингибитора коррозии в условиях интенсификации добычи нефти при 60 °C и давлении CO₂ до 8 MПa.

Покрытия, которые должны быть непористыми, также могут найти применение в защите объектов от УКК. В исследовании [21] приводится опыт успешного использования металлического покрытия для защиты в условиях СКС СО₂. Другой тип металлического покрытия на основе Ni-W (с добавками наночастиц Y₂O₃ и ZrO₂), которое имеет низкую энергию адсорбции СО₂ на своей поверхности, остается плотным, стойким и без питтинга после эксплуатации в условиях УКК [28]. В работе [17] обсуждается возможность использования конверсионных покрытий сложного состава для защиты трубопроводов, транспортирующих СО₂, в том числе и в условиях подкисления водной фазы.

Заключение

Извлекаемый на нефтегазовых месторождениях вместе с флюидами CO₂ оказывает коррозионное воздействие на стальное оборудование и трубопроводы с образованием локальных повреждений. Используемые на объектах добычи углеводородов углеродистые и низколегированные стали нестойки в условиях присутствия CO₂ и влаги. Скорость коррозии таких сталей может достигать высоких значений. Проведенные испытания в углекислотных средах углеродистых (Ст20 и Х65) и низколегированных сталей (0,05-0,2 % Cr) показали, что они подвергаются коррозионному разрушению с образованием глубоких дефектов (питтингов и др.) в условиях конденсации воды (TOL-коррозия), которые могут быть наиболее опасными на объектах добычи и хранения газа. Скорость локальной коррозии таких сталей высокая и достигает 1 мм/год. Сравнительный анализ в идентичных испытаниях поверхности высоколегированной стали 12Х18Н10Т (18 % Cr) показал, что ее стойкость в условиях УКК высока, на поверхности образца не возникло никаких коррозионных проявлений ни общего, ни локального характера. На некоторых нефтегазовых объектах CO₂ широко используется для закачки в пласт в целях обеспечения технологических задач (для интенсификации добычи, захоронения излишков, подземного хранения газа и др.). В таких условиях он также может представлять коррозионную опасность для оборудования и трубопроводов по причине повышенной минерализации водной фазы, высоких давлений и температур среды и присутствия примесных газов. В этих средах нестойкими оказываются даже коррозионно-стойкие стали (с содержанием хрома 13 %). Для обеспечения защиты нефтегазовых инфраструктурных объектов требуются более коррозионно-стойкие стали или использование других средств защиты от коррозии (ингибиторов коррозии или др.). Требуется проведение экспериментальных исследований коррозии в условиях СКС CO₂.

Литература

1. Байдин И.И. Опыт борьбы с углекислотной коррозией на Юбилейном НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. 2020. № 3 (83). С. 3-8.
2. 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
3. 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
4. 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.
5. 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
6. 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
7. 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
8. 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.
9. 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
10. 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
11. 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.
12. Утилизация и хранение углекислого газа: мировой опыт / С.А.Хан, А.Н.Дмитриевский, О.Е.Аксютин и др.М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. 168 с.
13. 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.
14. 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.
15. 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
16. 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
17. 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
18. 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
19. 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
20. 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
21. 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
22. 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
23. 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
24. 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
25. 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
26. 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
27. 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
28. 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
29. 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
30. 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
31. 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
32. 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
33. 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
34. 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
35. 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
36. 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
37. 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
38. 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
39. 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
40. 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