Ингибирование коррозии углеродистой стали в средах нефтедобычи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.03, кандидат наук Альшика Недал

• Альшика Недал
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Альшика Недал

Введение

Глава 1. Литературный обзор

1.1. Сероводородная коррозия металлов

1.2. Углекислотная коррозия металлов

1.3. Ингибиторная защита металлов от коррозии

1.4. Ингибирование сероводородной коррозии

1.5. Ингибирование углекислотной коррозии

1.6. Наводороживание металлов

1.7. Супергидрофобные материалы и покрытия для защиты от коррозии

1.8. Сульфатредуцирующие бактерии (СРБ) и их влияние на коррозию металлов

1.9. Подавление жизнедеятельности СРБ

Глава 2. Методы и объекты исследования

2.1. Методика гравиметрических испытаний

2.2. Методика измерения мгновенной скорости коррозии

2.3. Методика электрохимических измерений

2.4. Методика импедансных измерений

2.5. Электрохимическая диффузионная методика

2.6. Методика оценки бактерицидных свойств ингибиторов

2.7. Методика исследования защитных свойств супергидрофобных покрытий

2.8. Статистическая обработка данных эксперимента

Глава 3. Гравиметрические испытания в отсутствие и в присутствии

ингибиторов

3.1. Защитные свойства ингибитора АМДОР ИК-3

3.2. Защитные свойства ингибитора ИНКОРГАЗ-111

3.3. Двухфазная система

3.4. Влияние низших карбоновых кислот на коррозию стали в М1в

присутствии СО2 и ингибитора

Глава 4. Электрохимические измерения

4.1. Результаты потенциодинамических поляризационных измерений

4.2. Результаты импедансных измерений

Глава 5. Антинаводороживающее и бактерицидное действие

ингибиторов

5.1. Замедление диффузии водорода исследуемыми ингибиторами

5.2. Бактерицидные свойства исследуемых ингибиторов

Заключение

Список литературы

Введение.

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

Актуальность:

Коррозия трубопроводов нефтехимической промышленности может привести к снижению производства, экономическим потерям, а также рискам безопасности. Коррозия под действием оксида углерода (IV) с присутствием или без присутствия сероводорода является важной проблемой в нефтегазовой промышленности с 1940 года.

Микробиологическая коррозия - ухудшение качества металлов в результате метаболической активности микробов. Анаэробные сульфатвосстанавливающие бактерии ^ЯВ) ответственны за наиболее сильные коррозионные повреждения морских стальных конструкций. Резервуары из нержавеющей и углеродистой стали для хранения топлива, трубопроводы, теплообменники, в основном, подвержены воздействию микробиологической коррозии.

Использование ингибиторов является одним из наиболее практичных методов защита металлов и сплавов от коррозии. Существует широкий спектр органических соединений, используемых в качестве ингибиторов коррозии стали в сероводородных и углекислотных средах: амины, соединения на основе имидазолина, триазолы, пиридин, ароматические альдегиды. Поиск новых эффективных ингибиторов коррозии остается проблемой. Многие разработчики ингибиторов используют смеси различных соединений, растворенные в специально подобранных комплексных растворителях. Такие смесевые ингибиторы нацелены на замедление сероводородной, углекислотной, микробиологической коррозии, а также на снижение наводороживания металла. Разработкой подобных ингибирующих композиций на основе отечественного сырья занимаются в ЗАО «ИНКОРГАЗ», г. Санкт-Петербург, исследованию защитной эффективности некоторых из них посвящена данная работа.

Цель работы: Ингибирование коррозии углеродистой стали в средах нефтедобычи посредством композиций азотсодержащих соединений и гидрофобизации поверхности

Задачи работы:

1. Оценить защитный эффект ингибиторов АМДОР ИК-3 и ИНКОРГАЗ -111 в модельных пластовых водах NACE и М1в присутствии сероводорода (50-400 мг/л) и углекислого газа (1 изб. ат) совместно и раздельно.

2. Оценить влияние ингибиторов АМДОР ИК-3 и ИНКОРГАЗ -111 на кинетику электродных реакций в указанных выше условиях.

3. Оценить влияние низших карбоновых кислот на коррозию стали в среде М1в присутствии СО2 и ингибиторов.

4. Оценить вклады ингибиторов АМДОР ИК-3 и ИНКОРГАЗ -111 и пленки продуктов коррозии в суммарный защитный эффект в исследуемых средах.

5. Методом спектроскопии электрохимического импеданса изучить закономерности коррозионного процесса в исследуемых средах и адсорбционные характеристики ингибиторов.

6. Оценить влияние ингибиторов в интервале концентраций 25-200 мг/л на наводороживание стали и жизнедеятельность СРБ бактерий.

7. Оценить защитную эффективность супергидрофобных покрытий на стали в среде NACE, содержащей сероводород.

Научная новизна.

1. Впервые получены и интерпретированы экспериментальные результаты по защитной эффективности ингибиторов АМДОР ИК-3 и ИНКОРГАЗ -111 в условиях сероводородной и углекислотной коррозии в имитатах пластовых вод нефтяных месторождений в зависимости от их состава, концентрации ингибитора, наличия углеводородной фазы, гидродинамических условий, температуры.

2. Получены новые данные о влиянии низших карбоновых кислот на коррозию и кинетику электродных реакций, протекающих на углеродистой стали в имитате пластовой воды Самотлорского месторождения (М1) в присутствии СО2 и ингибитора.

3. Получены новые данные по защитной эффективности супергидрофобных покрытий на углеродистой стали в имитате пластовой воды NACE, насыщенной сероводородом.

4. Впервые показаны возможности описания закономерностей адсорбции ингибитора на поверхности углеродистой стали посредством полилогарифмической изотермы.

5. Показано бактерицидное действие исследуемых ингибиторов по отношению к сульфатредуцирующим бактериям.

Практическая 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, углекислотной и микробиологической коррозии. Предложенная полилогарифмическая изотерма может использоваться для описания адсорбции поверхностно-активных веществ на электродах.

Положения, выносимые на защиту.

1. Экспериментальные данные по коррозионной стойкости углеродистой стали Ст3 и защитной эффективности ингибиторов АМДОР ИК-3 и ИНКОРГАЗ -111 в зависимости от их концентрации в имитатах пластовых вод нефтяных месторождений различного состава, насыщенных сероводородом и углекислым газом.

2. Данные по влиянию ингибиторов на кинетику электродных процессов в исследуемых средах.

3. Полученные методом спектроскопии электрохимического импеданса данные по механизму коррозионного процесса и адсорбционным характеристикам исследуемых ингибиторов.

4. Данные по влиянию добавок низших карбоновых кислот на коррозию и кинетику электродных процессов на стали Ст3 и ингибиторную защиту в среде М1 в присутствии СО2.

5. Защитное влияние супергидрофобных покрытий на кинетику электродных процессов и коррозию стали в имитате пластовой воды NACE, насыщенной сероводородом.

6. Данные по бактерицидному действию исследуемых ингибиторов на СРБ.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на VIII Всероссийской конференции с международным участием ФАГРАН-2018 (г. Воронеж, 2018), Всероссийской конференции «Защита от коррозии», посвященной 120-летней годовщине РХТУ им. Д. И. Менделеева (Москва, 2018), международной конференции «Актуальные вопросы электрохимии, экологии и защиты от коррозии», посвященной памяти профессора, заслуженного деятеля науки и техники РФ В.И. Вигдоровича (Тамбов 2019).

Публикации.

Материалы диссертации представлены в 9 публикациях, из которых 4 в журналах, рекомендованных ВАК, 1 - в журналах, индексируемых в базе данных SCOPUS и WoS и 4 в тезисах и материалах докладов на Всероссийских и Международных конференциях.

Структура и объем диссертации.

Диссертация включает введение, 5 глав, обобщающие выводы, список цитируемой литературы из 218 работ отечественных и зарубежных авторов. Работа изложена на 164 страницах машинописного текста, содержит 48 рисунков и 43 таблицы.

Глава 1. Литературный обзор.

1.1. Сероводородная коррозия металлов

Сероводород H2S является агрессивным газом, провоцирующим кислотную коррозию, которую в этом случае называют сероводородной коррозией [1]. Растворяясь в воде, он образует слабую кислоту, которая может вызвать точечную коррозию в присутствии кислорода или диоксида углерода. Растворимость сероводорода в воде при 300С и парциальном давлении порядка 105 Па составляет, примерно, 3000 мг/л. Значение рН насыщенного раствора Н^ порядка 4 [2].

По [3], диссоциация растворенного сероводорода выражается уравнениями:

Кис

Н2Б Н+ + НБ-

[Н+ /НБ-]

Кыс —

Н2?б Н2Б

диссоциация НБ выражается уравнениями:

_ [Н+ /Б2~]

КНБ--

НБ-

Ка(Н25) — 8,9 • 10-8; К^(Н25) — 1,3 • 10~13 В системе с преобладанием Н^ или в смешанной системе с С02 / H2S прямое восстановление Н^ снижает рН раствора, потому что сероводород действует как слабая кислота, увеличивая скорость коррозии и обеспечивая дополнительную катодную реакцию.

Сероводород реагирует почти со всеми металлами, образуя сульфиды, которые по отношению к железу играют роль катода и образуют с ним гальваническую пару. Способность сульфидов к образованию микрогальванических пар со сталью приводит к быстрому разрушению технологического оборудования и трубопроводов [4].

В [4] говорится об основных факторах, оказывающих влияние на скорость разрушения внутренней поверхности газопроводов. Ими являются: концентрация в газе сероводорода, СО2 и кислорода, парциальное давление

сероводорода и СО2 в газе, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газа. Характер и распределение коррозии в газопроводе зависят также от рельефа местности, по которой он пролегает.

В результате совместного влияния указанных факторов на внутренней поверхности газопровода развивается общая коррозия металла. Характерной особенностью протекания сероводородной коррозии во влажном газе является то, что часть выделяющихся при этом атомов водорода не соединяется в молекулы и проникает в металл (явление водородной хрупкости или наводораживания). В газопроводах, транспортирующих под высокими давлениями (50—60 кгс/см2) газ с примесью влаги и сероводорода, водородная хрупкость стали проявляется обычно значительно раньше общей коррозии.

Концентрация сероводорода в газе оказывает существенное влияние на возникновение и степень коррозии внутренней поверхности газопровода. Считают, что в полностью насыщенном влагой газе содержание сероводорода 0,005 г/м3 является нижним пределом, при котором коррозия металла еще невелика. Имеется, по-видимому, и верхний предел содержания сероводорода в газе, выше которого рост концентрации сероводорода не оказывает влияния на скорость коррозии. Однако решающим фактором все же является парциальное давление сероводорода в газе. Например, степень коррозионных повреждений металла при давлении 65 кгс/см2 и содержании сероводорода 0,1 г/м3 эквивалентны степени коррозионных повреждений того же металла при нормальном давлении и содержании сероводорода 6,5 г/м3.

Содержание в газе двуокиси углерода может усиливать общую коррозию, подкисляя среды, облегчая протекание коррозионных процессов. С повышением парциального давления СО2 скорость коррозии, как правило, растет [4].

В 50-е годы ХХ века [5] высказано предположение, что при анодном растворении железа в среде, содержащей сероводород, образуются частицы Бе8Н+. Согласно механизму, предложенному в [6], анодная ионизация железа с участием H2S описывается схемой:

Ев + ЩБ +Н2О ^в(т)-адс +НзО+

Ев(НБ)-адс ^вШ) адс +2е (ЕвШ)+адс + Н3О+ ^в2+ Н£ +Н2О + 2в Образующийся комплекс (БеН8)+адс , играющий роль катализатора, по существу, разлагается в последней быстрой стадии, и сероводород регенерирует. При образовании первичного поверхностного комплекса Бе(Н8)-адс, играющего, как отмечено, роль катализатора, на поверхности металла прочное взаимодействие атомов железа с серой, предположительно, приводит к ослаблению связи между атомами металла и облегчению их ионизации. Это же обусловливает снижение приэлектродной концентрации ионов железа (II) в результате взаимодействия

Ев2+ + НБ^ЕвБ +2Н+ Одновременно наблюдается сдвиг электродного потенциала железа в отрицательную сторону и, как следствие, увеличение скорости анодного процесса [7]. Данные, подтверждающие существование частицы Бе8Н+, получены методом потенциометрического титрования, позволившего оценить константу равновесия реакции

Ев2+ + Н28^в8Н+ Посредством изучения импеданса железного электрода в кислых сероводородосодержащих растворах в [8] предложены две схемы растворения железа:

I. Ев + Н£ + Н2О (Ев$Н)адс + Н3О+

К2

(ЕвБН-)адс ^ (ЕвБН)адс + в

КЗ

II. Ев + НБ + Н2О (ЕвБН)адс +НзО+ + в

Далее по (I) и (II) следует окисление промежуточного комплекса адс в лимитирующей стадии

(РеБН)адс ^ ЕеБН+) адс + е, за которой следует быстрое разложение образующегося комплекса

ЕеБН+) адс + НзО+ ^ Ее2+ + Н2Б + Н2О При низких плотностях анодного тока доминирует хемосорбция водорода и процесс протекает по (I), при высоких положительных потенциалах - по (II). Показано, что частицы (FeSH+) адс могут входить в непосредственно растущий слой маккинавита, имеющего химический состав FeSl-x

ЕеБН+ ^ ЕеБг.х + хБН+ +(1-х)Н+ или гидролизоваться с образованием Fe2+. Согласно [8], в роли катализатора выступает молекулярная форма H2S

Ее + НБ + ^ ^еН2Б)адс (ЕеНБ)адс ^ (ЕеНБ)2+адс + Надс + 2е

(ЕеНБ)2+адс + Надс ^ Ее2+ + НБ

а процесс протекает со второй лимитирующей стадией.

Облегчение катодной реакции в присутствии сероводорода исследователи объясняют снижением перенапряжения водорода за счет более легкого разряда водорода из молекулы H2S [6]. На первой стадии имеет место реакция:

Н2Б + 2е ^Н2 +2НБ -

или, согласно [9]:

НБ + 2е ^2Надс +Б 2-Б 2- + Н3О+^ Н2Б + Н2О Кроме того, по [9], возможен трехстадийный процесс

Н2Б + 2е ^(НБ)адс (НБ)адс + Н3О+ ~ (Н3Б+)адс + Н2О (НзБ+)адс + е ^ Надс + (Н2Б)адс

По данным [10], механизм катодной реакции с участием сероводорода имеет вид

Ев + НБ- + ^ ЕвНБ -)адс (ЕвНБ-)адс + НзО+ ^ Ев(Н-Б-Н)адс + Н2О Ев(Н-Б-Н)адс + в ^ Ев(НБ)-адс + Надс Последняя стадия лимитирует общую скорость коррозии. Сероводород является лишь катализатором, ускоряющим разряд ионов Н30+.

Восстановленные атомы водорода частично рекомбинируют, вторая их часть абсорбируется металлом, обусловливая водородную хрупкость. По [10], коррозия железа и стали в сероводородных средах в значительной степени лимитируется образованием малорастворимых сульфидов железа. Согласно электронографическим данным, структура сульфидов зависит от содержания сероводорода [11]. При его концентрации ниже 2 мг/л образуются, главным образом, пирит Бе82 или марказит Fe2S с размерами кристаллитов до 20 нм. При СН2Э> 20 мг/л преобладает структура в форме канзита, а размеры кристаллитов возрастают до 75 нм. При этом, катодная реакция реализуется преимущественно на сульфидах, обогащенных серой, анодная - на открытой части металла.

Нельзя списывать со счетов в условиях сероводородной коррозии и эффект растворенного кислорода. Образующиеся в его присутствии пленки продуктов окисления, внедряясь в полисульфидную пленку, дополнительно могут ее разрыхлять. Кроме того, возможно протекание реакции:

ЗН2Б + О2 ^ Н2Б2 +2Н2О + Б Дисульфид водорода способен быть дополнительным катодным деполяризатором, сравнимым по эффективности с растворенным кислородом. Образующаяся элементарная сера в области анодных потенциалов способна полимеризоваться и дополнительно экранировать подложку.

Сероводород и продукты его взаимодействия с металлом способствуют

наводороживанию металла и появлению так называемой сульфидно-

12

коррозионной хрупкости [12,13]. В водных сульфидных растворах возможны, по крайней мере, пять катодных реакций:

а. 2Н+ + 2е ^ Н2 (1.1)

б. H2S + 2е ^ S2- + Н2 (1.2)

в. H2S + e^HS- +1/2Н2 (1.3)

г. Ш- + е + 1/2Н2 (1.4)

д. Н2O + е ^Н- + 1/2Н2 (1.5)

По [14], предлагается два пути формирования пленки FeS:

• Растворение с последовательным осаждением:

ре ^ре2+ + 2е (1.6)

Ре2++52-^РеБ (1.7)

• Непосредственное пленкообразование:

Ре + НБ- ^Ре(Н5)айз + е (1.8)

Ре(Н5)айз^Ре5 + Н+ + е (1.9)

З.А. Иофа [6] показал, что ускорение катодного процесса связано с адсорбцией НБ- ионов, которые могут ускорять разряд Н+-ионов за счет возникающего адсорбционного ^-потенциала отрицательного знака. НБ- ионы не меняют дифференциальной емкости железа и понижают перенапряжение водорода. Они снижают энергию связи водорода с металлом за счет образования прямой связи Ме - НБ- . Однако достигаемое увеличение скорости катодного процесса, за счет уменьшения пн и возникновения отрицательного эффекта, превалирует над происходящим в присутствии Ж- ослаблении связи водорода с металлом.

Ускорение анодного процесса в присутствии Н^ объясняется [6] формированием поверхностного дофазового хемосорбированного катализатора, имеющего ионное или дипольное строение и функционирующего по реакциям:

Ре + Н2Б + Н2О ^ (РеН5-)айз + Н30+ (1.10) (РеН5-)айз^РеН5+ + 2е (1.11)

РеНБ+ + Н30+ ^ ¥е2+ + Н2Б + Н20 (1.12) Порядок анодной реакции по Н^, согласно схеме (1.10-1.12), равен 1,0, экспериментально наблюдаемая величина - 0,8.

Авторы [15] разделяют представления [6] о каталитическом действии H2S: реакция

Ре[РеНБ]айз ^ (РеНБ)айз + ¥е2+ + 2е (1.13) протекает при почти постоянной поверхностной концентрации катализатора FeHS и ее скорость практически не зависит от потенциала электрода (химическое растворение).

По мнению авторов [16], промотирующее действие сероводорода связано с протеканием последовательных стадий:

МВД^ ^ (РеНБ)айз + Най5 (1.14) (РеНБ)айз + РеБайз + ВН + е (1.15) РеБайз^ РеНБ+ + е (1.16)

РеНБ+ + В ^ РеБ I +ВН (1.17)

где В - сопряженное основание.

Кинетику электрохимической сульфидной коррозии в слабоосновных и нейтральных средах [16] связывают с конкурентной адсорбцией НБ-, ОН-и СГ ионов и формированием сульфидных пленок. В зависимости от условий образования и морфологии последние могут как тормозить, так и стимулировать коррозию.

1.2. Углекислотная коррозия металлов

Наличие оксида углерода (IV) (С02), сероводорода (Н^) и свободной

воды может вызвать серьезные проблемы с коррозией в нефте- и

газопроводах. Внутренняя коррозия в скважинах и трубопроводах зависит от

температуры, содержания С02 и Н^, химического состава воды, скорости

потока, смачивания маслом или водой, а также состава и состояния

поверхности стали [17]. Коррозия оксидом углерода (IV) с присутствием или

без присутствия сероводорода является важной проблемой в нефтегазовой

промышленности. Степень коррозии зависит от вышеупомянутых факторов:

14

от давления, рН, состава водяного пара, парциальных давлений СО2 и H2S и наличия неводных фаз [18]. Коррозия стали в присутствии CO2 и С02 / H2S является одной из основных проблем в нефтегазовой промышленности с 1940 года. Недавно она снова стала известной благодаря технике впрыскивания CO2 для повышения нефтеотдачи и эксплуатации глубоких скважин- резервуаров природного газа, содержащего оксид углерода (IV)

[19].

При наличии СО2 скорость коррозии может быть существенно снижена в условиях, когда продукт коррозии триоксокарбонат железа (III) реСОз] может осаждаться на поверхности стали и образовывать плотную и защитную пленку продукта коррозии. Это происходит легче при высокой температуре или высоком рН в водной фазе. Когда продукты коррозии не оседают на поверхности стали, могут возникнуть очень высокие скорости коррозии, составляющие несколько миллиметров в год. Когда Н^ присутствует в дополнение к С02, образуются пленки сульфида железа (FeS), а не FeCOз. Эта защитная пленка может быть сформирована при более низкой температуре, поскольку FeS осаждается намного легче, чем FeCOз. Локализованная коррозия с очень высокими скоростями может происходить, когда пленка продукта коррозии не обеспечивает достаточной защиты, и это наиболее опасный тип коррозионной атаки в нефте- и газопроводах. Основная проблема, связанная с углекислотной коррозией в нефтегазовой промышленности, заключается в том, что углекислотная коррозия может привести к выходу из строя оборудования, особенно основных скважинных насосно-компрессорных труб и трубопроводов, и, таким образом, нарушить добычу нефти и газа.

Согласно [20], углекислотная коррозия включает в себя следующие процессы: химические реакции, электрохимические реакции.

1.2.1. Химические реакции

Химические реакции, которые происходят гомогенно, начинаются с растворения газообразного диоксида углерода (СО2) в воде:

га^) ^ га^) (1.18)

Для низкого парциального давления СО2 (Рсо2) растворимость С02(г) в воде регулируется законом Генри, в котором зависящая от температуры константа растворимости, Кзо1 , определяется как [21, 22]:

г, _ ссо2 РС02

где Ссо2 соответствует концентрации растворенного СО2, в то время как Р<о2 относится к концентрации С02 в газовой фазе, называемой парциальным давлением СО2.

1

Константа Генри тогда определяется как К =

Для высокого Рс02 его растворимость в воде определяется следующим

готт 1У тС02

соотношением [23]: КБ01 = -

РС02

где т<о2 выражена в молях.

Растворенный или водный С02 затем гидратируется, образуя углекислоту:

СО2 (ад)+ Н20(1) ^ H2COз(aq) (1.19)

Соответствующая константа равновесия для гидратации определяется следующим образом:

_ СН2С03 к1гу = ~Б

гСО2

Угольная кислота также слабо диссоциирует на бикарбонат-ион и ионы водорода:

Н2СО3 (ад) ^ H+(aq) + НСО3 -(aq) (1.20)

Уравнение для константы равновесия реакции имеет следующий вид:

_ Сн+Снсо-

^са р

СН2С03

Ионы бикарбоната затем диссоциируют на ионы карбоната и водорода:

НСОз (ая) ^ H+(aq) +СО3 2-(ая) (1.21)

Его константа равновесия Кы определяется как:

Сн+Сс02-= —р.-

Кы зависит от температуры и ионной силы.

Еще одним источником ионов водорода является диссоциация воды [24]:

Н20(1) ^ Н+(ая) + ОН- (1.22)

Константа равновесия определяется следующим образом:

= Сн+^ОН

1.2.2 Влияние воды на углекислотную коррозию

Вода имеет первостепенное значение в коррозии, поскольку является электропроводной, а также влияет на рН и образование пленок через растворенные частицы. В отличие от раствора сильной кислоты, изменение скорости коррозии в растворе, насыщенном углекислым газом, не пропорционально изменению рН, так как предельная плотность тока частично находится под контролем химической реакции, который не зависит от рН [25]. Помимо катодных реакций, углекислый газ влияет на анодные реакции при рН ниже 4, в которых увеличение рН увеличивает анодное растворение [26, 27].

Следует отметить, что рН раствора также зависит от источников воды (пластовая вода, конденсационная вода) [28]. Пластовая вода обычно содержит различные ионы, такие как ионы железа, хлорида, сульфата, карбоната и бикарбоната [29]. Наличие бикарбоната и ионов двухвалентного железа поможет повысить рН и снизить скорость коррозии из-за уменьшения восстановления ионов водорода [28, 26]. Конденсированная вода не содержит посторонних ионов [29]. рН при насыщении С02 будет ниже, чем у пластовой воды. Это более агрессивно, потому что конденсированная вода позволяет больше растворять железо по сравнению с пластовой водой, в которой уже есть растворенные ионы железа [30].

1.2.3 Электрохимические реакции

Информация о распределении видов углекислого газа, как показано в разделе 1.2.1, является жизненно важной, поскольку восстанавливаемые виды участвуют в электрохимических реакциях, которые приводят к коррозии углеродистой стали. Общая реакция растворения углеродистой стали в среде CO2 имеет вид [31]:

Fe(S) + CO2(aq) +H2O(l) ^ FeCO3(aq) + H%) (1.23)

Вышеуказанная общая реакция фактически состоит из двух одновременных электрохимических реакций, которые происходят на поверхности стали:

1.2.3.1. Катодные реакции Ионы водорода, образующиеся в химических реакциях, участвуют в электрохимических реакциях, восстанавливаясь на катодных участках, выделяя газообразный водород в два этапа:

H+(aq) + e - ^ H (ad) (1.24)

H (ad) + H (ad) ^ H2(g) (1.25)

В то время, как диссоциация углекислоты обеспечивает источник

ионов водорода, она непосредственно восстанавливается на поверхности

стали; углекислота адсорбируется на поверхности с последующей ее

гетерогенной диссоциацией и восстановлением [32,20]:

2H2CO3 +2e- ^ H2(g) 2HCO3-(ad) (1.26)

В качестве стадии лимитирования скорости (RDS) прямого

восстановления углекислоты предлагается три различных этапа: чисто

электрохимическая, химическая реакция и химический перенос массы.

DeWaard и Milliams [33] предположили, что RDS - это высвобождение

водорода из адсорбированной углекислоты, как указано в уравнении (1.2

6); они также предположили, что адсорбированный бикарбонат будет

затем соединяться с ионами водорода для воспроизводства углекислоты.

Однако Schmittt и Rothmann [34] предположили, что RDS представляет собой

медленную химическую реакцию гидратации адсорбированного водного

CO2, приведенную в уравнении (1.27), то есть гетерогенную реакцию:

18

CO2(ad) + H2O ^ H2CO3(ad) (1.27) 1.2.3.2. Анодные реакции

На анодных участках железо будет окислительно растворяться следующим образом:

Fe(s) ^ Fe2+(aq) +2e- (1.28) Уравнение, описывающее скорость вышеуказанной анодной реакции, имеет следующий вид [27]:

Е

ia = ^(COH-)al(PCO2)a210bE где к - константа скорости реакции, СОН- - концентрация гидроксильных ионов, ai и a2 - порядки реакции, E - потенциал, а Ьа - коэффициент наклона тафелевского участка анодной поляризационной кривой.

Такое поведение, возможно, связано с тем, что гидроксид- ионы служат катализатором процесса растворения железа по следующему механизму, который определяется как адсорбция CO2 на поверхности Fe [27]: Fet + Н20 ~ FeiOHad + Н+ + е- (1.29)

FelOHad^FelOH^d + e- (1.30) FeiOH+d + Н2О ~ Fei(OH)2 ad + Н+ (1.31) Fel(OH)2 ad ~ Рег(ОН)2 sol + H+ (1.32) Fel(OH)2soi + 2H+ ~ Fe2+ + CO2 + H2O (1.33) Когда концентрация гидроксид-ионов, адсорбированных на поверхности, увеличивается, растворение железа вначале увеличивается, пока не достигнет точки насыщения, при которой дальнейшее увеличение рН или концентрации гидроксильных ионов не приводит к дальнейшему увеличению скорости анодной реакции [26, 34].

При pH, ниже 4, стадия лимитирования скорости представляет собой процесс десорбции, приведенный в уравнении (1.32), из-за более высокой скорости переноса заряда в уравнении (1.30) [27, 35]. С другой стороны, когда рН выше 5, стадия лимитирования скорости является реакцией переноса заряда, описываемой уравнением (1.30) [25, 35].

Анодная реакция углеродистой стали находится под контролем переноса заряда в области от потенциала коррозии (Есог) до потенциала, на 200 мВ более положительного, чем Бсог [32,20]. Дальнейшая анодная поляризация углеродистой стали в среде, насыщенной С02, усилит анодное растворение из-за нарушения формирования тонкой оксидной пассивной пленки [36]. Это подтверждается тем фактом, что при сканировании в обратном и прямом направлениях образуются перекрывающиеся анодные кривые поляризации, свидетельствующие о том, что сформированная пленка может повторно растворяться, и, следовательно, не является защитной [37]. Что касается диапазона от Бсог до 200 мВ, то анодная плотность тока проявляет поведение Тафеля и может быть описана следующим образом [31]:

где 1а° относится к плотности тока анодного обмена, а Егеу - обратимый потенциал анодной реакции, определяемый следующим образом [38]:

2,зазк(тк)

2+,

Ег™Ре2+/Ре~ Ег™Ре2+/Ре+ 2¥

где ЕгеУр 2+ относится к стандартному окислительно-восстановительному

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Альшика Недал, 2020 год

Список литературы

1. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В /Коррозия и защита от коррозии / Под ред. И.В. Семеновой. — 3-е изд., перераб. И доп. — М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010. 416 С.

2. Киченко С.Б., Киченко А.Б. Об ингибиторах сероводородной коррозии, обладающих и не обладающих защитным действием в парогазовой фазе. // Практика противокоррозионной защиты. 2007. № 1 (43). С. 12 -17.

3. Sun, W., and Nesic, S. A mechanistic model of H2S corrosion of mild steel. Corrosion/07, Paper No. 07655, NACE International, Houston, Texas, 2007.

4. Будкевич Р.Л. /Защита оборудования от коррозии / Учебное пособие. -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. - 56 с.

5. Marcides A., Hakermann N. // Ind. Eng. Chem. 1955. V. 47. № 9. P. 1773 -1781.

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

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

8. Houyz Ma, Xiaoliahg Cheng, Shenhao Chen. // J. Electroan. Chem. 1998. V. 451. № 3. P. 11 - 17.

9. 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.

10. GrecoE., WrightW. // Corrosion. 1962. V. 18. № 5. P, 93 - 98.

11. Wijord A.G., Rummery T.E., Doem E.F., Owen D.G. // Corrosion Science. 1980.V. 20. № 5. P. 651 - 671.

12. Гоник А.А. Комплексная защита от коррозии нефтяных резервуаров по зонам агрессивного воздействия окружающей среды // Практика противокоррозионной защиты. 2001. № 4(18). С. 48-57.

13. Шрейдер А.В. Электрохимическая сероводородная коррозия стали //Защита металлов. 1990. Т. 26. № 2. С. 179-192.

14. Foroulis Z.A. II Wcrkstoffe und Korrosion. 1980. В. 31. № 6. S. 463.

15. Ramchadran Т. Bohnenkamp К. II Wcrkstoffe und Korrosion. 1979. B. 30. № I.S. 43.

16. Подобаев Н.И., Шалыгин С.П. Особенности формирования сульфидных пленок на Fe-Армко в нейтральных солевых растворах, содержащих сероводород // Коррозия и защита металлов в нефтегазовой промышленности. 1983. № 11. С. 1-2.

17. Луканина Т. Л., Михайлова И. С., Радин М. А. Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии: учеб. пособие.-СПб.: СПбГТУРП, 2014. -85 с.

18. Nyborg, R. Controlling internal corrosion in oil and gas pipelines. Business Briefing Exploration and Production: Oil and Gas Review, 2005; Issue 2.

19. Anderko, A., and Young, R.D. Simulation of CO2/H2S corrosion using thermodynamic and electrochemical models. Corrosion/02, Paper No. 991, NACE International, Houston, Texas, 2002.

20. S. Nesic and W. Sun, "Corrosion in acid gas solutions," in Shreir's Corrosion, Amsterdam: Elsevier, 2009, pp. 1270-1298.

21. J. E. Oddo and M. B. Tomson, "Simplified calculation of CaCO3 saturation at high temperatures and pressures in brine solutions," J. Petroleum Technol, vol. 34, (7), pp. 183-190, 1990.

22. M. Nordsveen, S. Neic, R. Nyborg and A. Stangeland, "A mechanistic model for carbon dioxide corrosion of mild steel in the presence of

protective iron carbonate films - Part 1: Theory and verification," Corrosion, vol. 59, (5), pp. 443-456, 2003.

23. N. Spycher, K. Pruess and J. Ennis-King, "CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. I. assessment and calculation of mutual solubilities from 12 to 100 oC and up to 600 bar," Geochim. Cosmochim. Acta, vol. 67, (16), pp. 3015-3031, 2003.

24. S. Nesic, "Prediction of transport processes in CO2 corrosion," in A Working Party Report on Predicting CO2 Corrosion in the Oil and Gas Industry, London: The Institute of Materials, 1994, pp. 120-133.

25. S. Nesic, J. Postlethwaite and S. Olsen, "An electrochemical model for prediction of corrosion of mild steel in aqueous carbon dioxide solutions," Corrosion, vol. 52, (4), pp. 280, 1996.

26. A. Dugstad, L. Lunde and K. Videm, "Parametric study of CO2 corrosion of carbon steel," in Corrosion/94, 1994, Paper No. 99014.

27. S. Nesic, N. Thevenot, J. L. Crolet and D. M. Drazic, "Electrochemical properties of iron dissolution in the presence of CO2 - basics revisited," in Corrosion/96, 1996, Paper 9603.

28. M. B. Kermani and L. M. Smith, Eds., A Working Party Report on CO2 Corrosion Control in Oil and Gas Production. London: The Institute of Materials, 1997.

29. M. Davies and P. J. B. Scott, Oilfield Water Technology. Houston, Texas: NACE, 2006.

30. K. Videm and A. Dugstad, "Corrosion of carbon steel in an aqueous carbon dioxide environment - Part 1: Solution effects," Mater. Perform., vol. 28, (3), pp. 63-67, 1989.

31. S. Nesic, "Carbon dioxide corrosion of mild steel," in Uhlig's Corrosion Handbook, 3rd ed., New Jersey: A John Wiley and Sons Inc., 2011, pp. 229245.

32. G. Schmitt and M. Hôrstemeier, "Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion - Part II: Influence of different parameters on CO2 corrosion mechanisms," in Corrosion/2006, 2006, Paper 06112.

33. C. de Waard and D. E. Milliams, "Carbonic acid corrosion of steel," Corrosion, vol. 31, (5), pp. 177-181, 1975.

34. G. Schmitt and B. Rothmann, "Corrosion mechanism of unalloyed steel in oxygenfree carbon dioxide solutions - Part 1: Kinetics of the liberation of hydrogen," Werkst. Korros., vol. 28, (12), pp. 816-822, 1977.

35. A. Dugstad, "Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion-part I: Mechanism,"in Corrosion/2006, 2006, Paper 06111.

36. B. R. Linter and G. T. Burstein, "Reactions of pipeline steels in carbon dioxide solutions," Corros. Sci., vol. 41, (1), pp. 117-139, 1999.

37. L. G. S. Gray, B. G. Anderson and M. J. T. Danysh P.R., "Mechanisms of carbon steel corrosion in brines containing dissolved carbon dioxide at pH4," in Corrosion/1989, 1989, Paper 464.

38. B. F. M. Pots. "Mechanistic models for the prediction of CO2 corrosion rates under multiphase flow conditions," in Corrosion/1995, Paper 95137.

39. D. A. Jones, Principles and Prevention of Corrosion. New Jersey: Prentice-Hall, 1996.

40. G. Schmitt and B. Rothmann, "Studies of the corrosion mechanism of unalloyed steel in oxygen-free carbon dioxide solutions - Part II: Kinetics of iron dissolution," Werkst. Korros., vol. 29, (4), pp. 163-165, 1978.

41. M. Rahmani and J. E. Strutt, Hydrodynamic Modeling of Corrosion of Carbon Steels and Cast Irons in Sulfuric Acid. Houston: NACE, 1992.

42. Розенфельд И.Л., Богомолов Д.Б., Городецкий А.Е., Казанский Л.П., Фролова Л.В., Шамова Л.И. Формирование защитных пленок на железе под действием ингибитора ИФХАНГАЗ - 1 в водном растворе, насыщенном сероводородом. // Защита металлов. 1982. Т. 18. № 2. С. 163 - 168.

43. Розенфельд И.Л., Фролова Л.В., Миненко Е.М. Проникновение водорода через стальные мембраны в средах, содержащих водород. // Защита металлов. 1982. Т. 18. № 2. С. 169 - 173.

44. Фролова Л.В., Алиева К.М., Брусникина Т.К. Исследование механизма защитного действия некоторых производных аминов в минерализованных средах, содержащих сероводород. // Защита металлов. 1985. Т. 21. № 6. С. 926 - 930.

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

46. 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.

47. Цыганкова Л.Е., Ким Я.Р., Кичигин В.И., Вигдорович В.И. Исследование ингибирования коррозии и проникновения водорода в сталь в имитатах пластовых вод. // Практика противокоррозионной защиты. 2005. № 4(38). С. 29 - 38.

48. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И., Ким Я.Р., Кичигин В.И., Болдырев А.В. Торможение коррозии и наводороживания углеродистой стали рядом ингибиторов в слабокислых средах, содержащих H2S и СО2. // Журнал прикладной химии. 2005. Т. 78. № 12. С. 1993 - 2001.

49. Кузнецов Ю.И., Фролова Л.В., Томина Е.В. Об ингибировании сероводородной коррозии стали четвертичными аммонийными солями. // Защита металлов. 2006. Т. 42. № 3. С. 233 - 238.

50. Образцов Е.В. Адсорбирование и ингибирующие свойства производных имидазолина. // Вюник Харювского национального ушверситету. 2005. № 648. Химия. № 2(35). С. 372 - 395.

51. 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.

52. 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.

53. Вигдорович В.И., Синютина С.Е., Селянский А.В. Эффективность продуктов типа АМДОР - М против коррозии и наводороживания углеродистой стали. // Практика противокоррозионной защиты. 2004. № 3(33). С. 46 - 52.

54. 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.

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

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

57. 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.

58. Старчак А.Г. Оценка влияния углекислого газа на свойства стали в ингибированных растворах. // Защита металлов. 1988. Т. 24. № 1. С. 85 - 91.

59. Гафуров, Р.Р. Анализ защитных свойств азот-, фосфорсодержащих ингибиторов коррозии стали / Р.Р. Гафуров, Л.А. Кудрявцева, В.К. Половняк, О.Н. Быстрова // Практика противокоррозионной защиты. -2001. - № 4 (22).- С. 14-17.

60. Муравьева, С.А. Третичные алифатические диамины как пленкообразующие ингибиторы сероводородной коррозии / С.А.

Муравьева, В.Г. Мельников, В.В. Егоров // Защита металлов. 2003. Т. 39. № 5. С. 517 528.

61. Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И., Поздняков А.П. Введение в теорию коррозии металлов. Тамбов: Изд-во ТГУ им. Г.Р. Державина. 2002. 311 с.

62. Jovancicevic, V.; Ramachandran, S.; Prince, P.: Inhibition of carbon dioxide corrosion of mild steel by imidazolines and their precursors. Corrosion, Paper No. 18 (1998).

63. Liu, X.; Chen, S.; Ma, H.; Liu, G.; Shen, L.: Protection of iron corrosion by stearic acid and stearic imidazoline self-assembled monolayers. Appl. Surf. Sci. 253, 814-820 (2006).

64. Ishihara,M.; Togo, H.: Facile Preparation of 2-Imidazolines from Aldehydes with tert-Butyl Hypochlorite. Synthesis 13, 1939- 1942 (2007).

65. Bai, G.; Xu, K.; Chen, G.; Yang, Y.; Li, T.: A facile and efficient synthesis of 2-imidazolines from aldehydes using hydrogen peroxide and substoichiometric sodium iodide. Synthesis 10,1599-1603 (2011).

66. Zhang, X.;Wang, F.; He, Y.; Du, Y.: Study of the inhibition mechanism of imidazoline amide on CO2 corrosion of Armco iron. Corros. Sci. 43, 14171431 (2001).

67. Edwards, A.; Osborne, C.; Webster, S.; Klenerman, D.; Joseph, M.; Ostovar, P.; Doyle, M.: Mechanistic studies of the corrosion inhibitor oleic imidazoline. Corros. Sci. 36, 315-325 (1994).

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

69. Qiao, W.; Zheng, Z.; Shi, Q.: Synthesis and properties of a series of CO2 switchable surfactants with Imidazoline group. J. Surfact.Deterg. 15, 533539 (2012).

70. Mazumder, M.A.J.; Al-Muallem, H.A.; Ali, S.A.: The effects of N-pendants and electron-rich amidine motifs in 2-(palkoxyphenyl)- 2-imidazolines on

149

mild steel corrosion in CO2- saturated 0.5M NaCl. Corros. Sci. 90, 54-68 (2015).

71. Вигдорович, В.И., Закурнаев С.А. Эффективность ингибиторов серии «АМДОР» в условиях углекислотной коррозии углеродистой стали // Практика противокоррозионной защиты. 2008. № 4 (50). С. 40 - 44.

72. Кузнецов, Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Олейник С.В. Защита стали летучими ингибиторами от углекислотной коррозии. II. Парогазовая фаза // Защита металлов. 2003. Т. 39. № 1. С. 23 - 26.

73. Аббасов В.М., Алиева Л.И., Фендиева Л.М., Гани М. Абд Эл-Лятиф, Т.У. Ахмедов, Мамедова Н.М. Эффективность действия имидазолинов на основе нефтяных кислот в условиях кислотной коррозии стали // Практика противокоррозионной защиты. - 2012. - № 2 (64). - С. 38 - 41.

74. Аббасов, В.М., Гаджиева С.Я., Магеррамов Р.С., Алиева Л.И., Гасымов Э.Э., Джафарова Р.А., Мамедова Н.М. Синтез аминовых солей нитроновой кислоты и исследование их ингибирующих свойств при углекислотной коррозии стали // Практика противокоррозионной защиты. 2012. - № 2 (64). - С. 18 - 25.

75. Бубнов С.А,, Овчинников И.И., Бубнов А.А. Исследование разрушения и кинетики обезуглероживания толстостенной трубы в условиях водородной коррозии// Вестн. Сам. Гос. Техн. Ун-та. 2012. №1 (26). С. 1-9.

76. Бубнов С.А., Овчинников И.И. Применение конечно-элементного программного комплекса ANSYS к расчету толстостенного трубопровода, подвергающегося неоднородной водородной коррозии// Известия ВолгГТУ. Серия Актуальные проблемы управления, вычислительной техники и информатики в технических системах.2012.№ 4 (91). С. 5- 8.

77. Бубнов А.А., Бубнов С.А., Овчинников И.И. Моделирование напряженного состояния и разрушения толстостенных трубопроводов в

условиях водородной коррозии и неоднородного теплового поля. М. Горячая линия - Телеком. 2011. 135 с.(монография).

78. Овчинников И.И., Бубнов С. А. Напряженно-деформированное состояние и разрушение толстостенного цилиндра, находящегося в условиях высокотемпературной водородной коррозии и имеющего кольцевой локальный прогрев// Проблемы прочности элементов конструкций под действием нагрузок и рабочих сред. Саратов. СГТУ. 2011. С. 64 - 68.

79. Павловский Б.Р., Гедике Х., Кизингер Р., Холзаков Н.В. Инспекция трубопроводов с помощью интеллектуальных дефектоскопов-снарядов.- Безопасность труда в промышленности, 1992, N 3, c. 15-18.

80. Колачев Б. А. Водородная хрупкость металлов.-М.: Металлургия, 1985, 217 c.

81. Карпенко Г.В. Прочность стали в коррозионной среде.-М.:Машгиз, 1963, 187 c.

82. Мороз Л.С., Чечулин Б.Б. Водородная хрупкость металлов.-М.: Металлургия, 1967, 255 c.

83. Потак Я.М. Хрупкое разрушение стали и стальных деталей. М.:Оборонгиз, 1955, 389 c.

84. Колачев Б. А. Водородная хрупкость цветных металлов. М.: Металлургия, 1966, 256c.

85. Павловский Б.Р., Гедике Х., Кизингер Р., Холзаков Н.В. Инспекция трубопроводов с помощью интеллектуальных дефектоскопов-снарядов.- Безопасность труда в промышленности, 1992, N 3, c. 15-18.

86. Bombara G., Cavallini M. Two cases of stress cracking of pressure vessels in chemical plants.-Brit. Corros. J., V. 12, N 4, p. 241-242.

87. Cracknell A. The effect of hydrogen on steel.-Chem. Eng. (Gr.Brit.), 1976, N 306, p. 92-94.

88. Корчагин А.П. Исследование пластических свойств стали в различных напряженных состояниях после воздействия наводороживающих сред//Проблемы прочности, 1975. N 7. С.114-117.

89. Корчагин А.П. О влиянии водорода на предел текучести стали//Изв.АН СССР. Сер. металлы, 1973. N 5. С.202-203.

90. Корчагин А.П. О влиянии напряженного состояния на охрупчивание стали в водородосодержащих средах. Автореф.дис. ... канд.техн. наук.-М.: МИХМ, 1971. 24с.

91. Шатская О.А., Ривкин Е.Ю., Васкин А.М., Родин М.Е. Влияние облучения и наводороживания на сопротивление разрушению циркониевых сплавов // Трещиностойкость материалов и элементов конструкций : Тр. Всес. симп. Киев,1978. Киев. 1980. С. 216-222.

92. Катлинский В.М. Исследование диффузии в гидридных фазах металлов подгруппы титана // Изв. АН СССР. Неорганические материалы. 1978. -14. ^ 9. -с. 16-18.

93. Федченко В.С., Коваль В.П. Понижение прочности стали в газообразном водороде // ФХММ. -1982. -Ы 1.-с. 84-86.

94. Абрамов А.А. Влияние водорода на механические и эксплуатационные свойства высокопрочных литейных алюминиевых сплавов//Высокопрочные цветные металлы и прогрессивные методы производства отливок. М.1983. С.39-44.

95. Козырев В.Н. "Физ.-хим. механика материалов". 1981, 17, N 2, 103-105.

96. Медведева М.Л. Дисс. канд. техн. наук. М., МИНХ и ГП им.Губкина, 1978, 147 с.

97. Карпенко Г.В."Физ. -хим. механика материалов", 1975, 11, N6,3-7.

98. Кеше Г. Коррозия металлов. М..Металлургия. 1984. 400 с.

99. Антропов Л.И., Панасенко В.Ф. Коррозия и защита от коррозии (Итоги науки и техники). М.: ВИНИТИ. 1975. Т.4. С. 46 - 112.

100. Иофа З.А.//Защита металлов. 1980. Т. 16. № 3, С. 295 - 301.

101

102

103

104

105

106

107

108

109

110

111

112

113

114

115

Халдеев Г.В., Борисова Т.Ф. Электрохимия (Итоги науки и техники). 1989. Т.30. С. 3 - 54.

Подобаев Н.И., Атанасян Т.К., Лященко Л.Ф. и др.//Защита металлов. 1987. Т.23. № 4. С. 709- 711.

Маркин А.Н.//Защита металлов. 1994. Т.30. № 1. С. 51 - 55. Моисеева Л.С., Кузнецов Ю.И.//Защита металлов. 1996. Т.32. № 3. С. 565 - 572.

Петров Л.П., Сопрунюк Н.Г.//Коррозионно-механическое разрушение металлов и сплавов. Киев. :Наук. думка. 1991. С. 214. Vorkapic L.Z., Drazic D.M.//Corros. Sci. 1979. V. 19 №9. P.943. Подобаев Н.И., Климов Г.Г.//Защита металлов. 1980.Т. 16. №5. С. 611. Kwok D Y and Neumann A W 1999 Contact angle measurement and contact angle interpretation Adv. Colloid Interface Sci. 81 167-249. Good R J 1952 A thermodynamic derivation of Wenzel's modification of Youns equation for contact angles; together with a theory of hysteresis Am. Chem. Soc. 74 5041-2.

Josephus G. Buijnsters, Rui Zhong, Natali Tsyntsaru, and Jean-Pierre Celis., Surface wettability of macroporous anodized aluminum oxide, ACS Appl. Mater. Interfaces 5 (8) (2013) 3224-3233.

Liu C., Su F., Liang J., Facile fabrication of a robust and corrosion resistant superhydrophobic aluminum alloy surface by a novel method, RSC Adv. 4 (98)(2014)55556-55564.

Jafari R., Farzaneh M., Superhydrophobic and anti-icing coatings on aluminium alloy surfaces, 83 (2011).

Jafari R., Farzaneh M., A simple method to create superhydrophobic aluminium surfaces, Materials Science Forum, Trans Tech Publ, 2012. Neinhuis C., Barthlott W., Characterization and distribution of water-repellent, self-cleaning plant surfaces, Ann. Bot. 79 (6) (1997) 667-677. Taolei Sun, Lin Feng, Xuefeng Gao and Lei Jiang. Bioinspired surfaces with special wettability, Acc. Chem. Res. 38 (8)(2005) 644-652.

153

116. Nakajima A., Hashimoto K., Watanabe T., Recent studies on super-hydrophobic films, Monatsh. Chem. 132 (1) (2001) 31-41.

117. Li W., Kang Z., Fabrication of corrosion resistant superhydrophobic surface with self-cleaning property on magnesium alloy and its mechanical stability, Surf. Coat. Technol. 253 (2014) 205-213.

118. Lian Kui Wu, Xue-Fen Zhang, Ji.-Ming Hu, Corrosion protection of mild steel by one-step electrodeposition of superhydrophobic silica film, Corros. Sci. 85 (2014) 482-487.

119. Momen G., Farzaneh M., Facile approach in the development of icephobic hierarchically textured coatings as corrosion barrier, Appl. Surf. Sci. 299 (2014)41-46.

120. Menini R., Ghalmi Z., Farzaneh M., Highly resistant icephobic coatings on aluminum alloys, Cold Reg. Sci. Technol. 65 (1) (2011) 65-69.

121. Crick C.R., Gibbins J.A., Parkin I.P., Superhydrophobic polymer-coated coppermesh; membranes for highly efficient oil-water separation, J. Mater. Chem. A 1 (19) (2013) 5943-5948.

122. Kunguan Li, Xingrong Zeng, Hongqiang Li and Xuejun Lai. Facile fabrication of a robust superhydrophobic/superoleophilic sponge for selective oil absorption from oily water, RSC Adv. 4 (45) (2014) 2386123868.

123. Daniello R.J., Waterhouse N.E., Rothstein J.P., Drag reduction in turbulent flows over superhydrophobic surfaces, Phys. Fluids 21 (8) (2009) 085103 (1994-present).

124. Scardino A., De Nys R., Lson O, O'Connor W., Steinberg P., Microtopography and antifouling properties of the shell surface of the bivalve molluscs Mytilus galloprovincialis and Pinctada imbricata, Biofouling 19 (S1) (2003) 221-230.

125. X. Zhang, L. Wang, E. Levanen, Superhydrophobic surfaces for the reduction of bacterial adhesion, RSC Adv. 3 (30) (2013) 12003-12020.

126. Ganesh V. Anand., Hemant Kumar Raut, Sreekumaran Nair and Seeram Ramakrishna. A review on self-cleaning coatings, J. Mater. Chem. 21 (41) (2011)16304-16322.

127. Momen G., Farzaneh M., Jafari R., Wettability behaviour of RTV silicone rubber coated on nanostructured aluminium surface, Appl. Surf. Sci. 257 (15) (2011)6489-6493.

128. Zhang P., Lv F., A review of the recent advances in superhydrophobic surfaces and the emerging energy-related applications, Energy 82 (2015) 1068-1087.

129. Chuanxi Wang, Tongjie Yao, Jie Wu, Cheng Ma, Zhnxi Fan, Zhaoyi Wang, Yuanrong Cheng, Quan Lin and Bai Yang . Facile approach in fabricating superhydrophobic and superoleophilic surface for water and oil mixture separation, ACS Appl. Mater. Interfaces 1 (11) (2009) 2613-2617.

130. Jia Zhu, Ching-Mei Hsu, Zongfu Yu, Shanhui Fan and Yi Cui. Nanodome solar cells with efficient light management and selfcleaning, Nano Lett. 10 (6) (2009) 1979-1984.

131. Choi S.J., Huh S.Y., Direct structuring of a biomimetic anti-reflective, self-cleaning surface for light harvesting in organic solar cells, Macromol. Rapid Commun. 31 (6) (2010) 539-544.

132. Dawei Zhang, Luntao Wang, Hongchang Qian and Xiaogang Li. Superhydrophobic surfaces for corrosion protection: a review of recent progresses and future directions, J. Coat. Technol. Res. 13 (1) (2016) 11-29.

133. Yong-Lai Zhang, Hoang Xia, Eunkyoung Kim and Hong-Bo Sun. Recent developments in superhydrophobic surfaces with unique structural and functional properties, Soft Matter 8 (44) (2012) 11217-11231.

134. Zhongwei Wang, Qing Li, Zuxin She, Funan Chen, Longqin Li, Xiaoxu Zhang, Peng Zhang. Facile and fast fabrication of superhydrophobic surface on magnesium alloy, Appl. Surf. Sci. 271 (2013) 182-192.

135. Yifan Si, Zhiguang Guo, Superhydrophobic nanocoatings: from materials to fabrications and to applications, Nano 7 (14) (2015) 5922-5946.

136. Wang N., Xiong D. Superhydrophobic membranes on metal substrate and their corrosion protection in different corrosive media, Appl. Surf. Sci. 305 (2014) 603-608.

137. de Leon A.C.C., Pernites R.B., Advincula R.C., Superhydrophobic colloidally textured polythiophene film as superior anticorrosion coating, ACS Appl. Mater. Interfaces 4 (6) (2012) 3169-3176.

138. Boinovich L.B., Gnedenkov S.V., Alpysbaeva D.A., Egorkin V.S., Emelyanenko S.L., Sinebryukhov S.L., Zaretskaya A.K., Corrosion resistance of composite coatings on low-carbon steel containing hydrophobic and superhydrophobic layers in combination with oxide sublayers, Corros. Sci. 55 (2012) 238-245.

139. Gnedenkov S.V. Egorkin V.S., Emelyanenko A.M., Sinebryukhov S.L., Boinovich L.B., Electrochemical properties of the superhydrophobic coatings on metals and alloys, J. Taiwan Inst. Chem. Eng. 45 (6) (2014) 3075-3080.

140. N. Xu, D.K Sarkar, X-Grant Chen, W.P. Tong, Corrosion performance of superhydrophobic nickel stearate/nickel hydroxide thin films on aluminum alloy by a simple one-step electrodeposition process, Surf. Coat. Technol. 302 (2016) 173-184.

141. Farzaneh A., Asl S.K., Hosseini M., Evaluation effect of electrodeposition parameters on superhydrophobicity and corrosion performance of nickel coatings, Prot. Met. Phys. Chem. Surf. 53 (1) (2017) 88-93.

142. Tengfei Xiang, Shibing Ding, Cheng Li, Shunli Zheng, Wei Hu, Jing Wang, Panjin Liu, Effect of current density on wettability and corrosion resistance of superhydrophobic nickel coating deposited on low carbon steel, Mater. Des. 114 (2017) 65-72.

143. Junyang Tan, Junjie Hao, Zhenqiang An, Changsheng liu, Simple fabrication of superhydrophobic nickel surface on steel substrate via electrodeposition, Int. J. Electrochem. Sci. 12 (1) (2017) 40-49.

144. Shibing Ding, Tengfei Xiang, Cheng Li, Shunli Zheng, Jing Wang, Manxin Zhang, Chundong Dong, Wenming Chan, Fabrication of self-cleaning super-hydrophobic nickel/graphene hybrid film with improved corrosion resistance on mild steel, Mater. Des. 117 (2017) 280-288.

145. K.-C. Chang, et al., Nanocasting technique to prepare lotus-leaf-like superhydrophobic electroactive polyimide as advanced anticorrosive coatings, ACS Appl. Mater. Interfaces 5 (4) (2013) 1460-1467.

146. Chih-Wei Peng, Kung-Chin Chang, Hsin-l Lu, Mei-Chun Lai, Sheng-Chieh Hsu, Min-Hsiang Hsu, Yuan-Kai Tsai, Chi-Hao Chang, Wei-Hung, Yen Wei and Jui-Ming Yeh, Nano-casting technique to prepare polyaniline surface with biomimetic superhydrophobic structures for anticorrosion application, Electrochim. Acta 95 (2013) 192-199.

147. Chih-Wei Peng, Kung-Chin Chang, Chang-Jian Weng, Mei-Chun Lai, Chien-Hua Hsu, Sheng-Chieh Hsu, Si-Ying Li, Yen Wei and Jui-Ming Yeh, UV-curable nanocasting technique to prepare bio-mimetic superhydrophobic non-fluorinated polymeric surfaces for advanced anticorrosive coatings, Polym. Chem. 4 (4) (2013) 926-932.

148. Tiller AK, Booth GH. Polarisation studies of mild steel in cultures of sulphate-reducing bacteria. Transactions of the Faraday Society. 1962;58;110-115.

149. Hardy JA. Utilisation of cathodic hydrogen by sulphate-reducing bacteria. British Corrosion Journal. 1983;18:190- 193.

150. Booth G.H.. Cooper A.W., Tiller А.К. Criteria of soil aggressiveness towards buried metals// Brit. Corros. J. 1968. V. 2. P. 104.

151. Герасименко А.А. Защита машин от биоповреждений (Расчет экономической эффективности защиты). М.: Машиностроение, 1984. С. 35.

152. Поспелов А.П., Потехина Ж.С., Шерышева Н.Г. Механизм ингибирования коррозии стали метанотрофными бактериями // Защита металлов. 2001. Т. 37. № 1. С. 28-30.

157

153. Hector A. Videla Biocorrosion and biofouling of industrial systems // A state of the art at the beginning of the new millennium. I5'h International Corrosion Congress. Frontirs in corrosion science and technology. Granada (Spain). September 22 to 27, 2002. Keynote lecture CD.

154. Белоглазов C.M.. Мямина А.А. Коррозия стали в водно-солевых средах, содержащих сульфатредуцирующие бактерии // Практика противокоррозионной защиты. 1999. № 2. С. 38-43.

155. Белоглазов С.М.. Кондрашева Е.М. Микробиологическая коррозия нержавеющей стали мартенситного класса в водно-солевой среде с СРБ // Практика противокоррозионной защиты. 1999. № 3. С. 28-32.

156. Белоглазов С.М.. Ермакова И.А.. Косырихина И.В. Исследование микробиологической коррозии стальных образцов, покрытых Ni-Со-сплавом, в присутствии органических веществ // Практика противокоррозионной защиты. 1999. № 4. С. 52-57.

157. Белоглазов С.М., Молашенко Л.В. Ингибирующее микробиологическую коррозию алюминиевого сплава Д16 действие сульфамидных соединений, обладающих биоцидным свойством // Практика противокоррозионной защиты. 2000. № 1. С. 17-21.

158. Голяк Ю.В.. Белоглазов С.М. Ингибирующее и бактерицидное действие замещенных фенолов при коррозии алюминия под действием сульфатредупирующих бактерий // Практика противокоррозионной защиты. 2001. № 1. С. 11-16.

159. Корякова М.Д., Никитина В.М.. Супонина А.П.. Звягинцев А.Ю.. Харченко У.В. Обрастание и биокоррозия высоколегированной стали в бухте Золотой Рог // Защита металлов. 2002. Т. 38. № 5. С. 544-548.

160. Сухотин А.М., Рейс Йола О. О нестандартных явлениях на пассивном железном аноде, вызванных резкими изменениями pH // Защита металлов. 1984. Т. 20. № 2. С. 213-217.

158

161. Корякова М.Д.. Никитина В.М.. Спешнева Н.В. Роль бактериальной пленки под балянусами в коррозии высоколегированной стали в морской воде // Защита металлов. 1998. Т. 34. № 2. С. 208- 211.

162. Каплин Ю.М.. Корякова М.Д.. Никитин В.М.. Супонина А.П. Механизм коррозии стали под основанием балянуса // Защита металлов. 1998. № 1.С. 89-93.

163. Подред. А.А. Герасименко. М. Защита от коррозии старения, биоповреждений, машин, оборудования, сооружений: Справочник: 1 и 2 т. /: Машиностроение, 1987. Т. 1.688 с., Т. 2. 784 с.

164. Литвиненко С.Н. Защита нефтепродуктов от действия микроорганизмов. М.: Химия, 1977. 143 с.

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

166. Зумельзу Е., У гарт Р„ Кабезас К.. Шубиц Р. Родриген Е.Д. Риос X. Разработка покрытий для защиты медных сплавов от микробиологической коррозии в горячей воде // Защита металлов. 2003. Т. 39. № 1.С. 94-99.

167. Реформатская И.И.. Ащеулова И.И.. Ивлева Г.А.. Таубалдиев Т.С. Муринов С.К. Тастанов К.Х., Баринов М.А.. Костин Д.В., Прутченко С.Г. Водовод Астрахань - Мангышлак: Коррозионное состояние внутренней поверхности и способы ее противокоррозионной защиты. Ч. III. Влияние ингибитора KW2353. Ч. IV. Микробиологическая коррозия // Защита металлов. 2003. Т. 39. № 2. С. 188-193.

168. Розанова С.П.. Дубинина Г.А. Бнокоррозия как основной фактор внутренних повреждений трубопроводов теплосетей и проблема борьбы с ней // Москва и наука: Сб. М.: Комитет по телеком, и средствам мае. инф.. 1997. № 27. С. 27-33.

169. Козлова И.А., Коптева Ж.П., Пуриш Л.М.. Андреюк Е.И.. Погребова И.С.. Туовинен О.Х. Микробная коррозия и защита подземных

металлических сооружений // Практика противокоррозионной защиты. 1999. №3. С. 21-27.

170. Ефимов А.А., Гусев Б.А., Пыхтеев О.Ю.. Мартынов В.В., Орленкова И Н.. Мирошниченко И.В.. Бахир С.Ю.. Емелин С.И. Локальная коррозия углеродистых сталей нефтепромыслового оборудования // Защита металлов. 1995. Т. 31. № 6. С. 604-608.

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

172. Набутовский З.А., Антонов В.Т., Филиппов А.Г. Проблемы коррозии и ингибиторной защиты на месторождениях природного газа // Практика противокоррозионной защиты. 2000. №3(17). С. 53-59.

173. Кузюкова А.Н., Борисенко В.А., Нихаенко Ю.Я. Некоторые коррозионные проблемы нефтеперерабатывающих предприятий // Практика противокоррозионной защиты. 2000. № 4(18). С. 33-38.

174. Герасименко А. А. Биокоррозия и защита металлоконструкций // Практика противокоррозионной защиты. 1998. № 4(10). С. 14-26.

175. Costerton J.W., Lachen E.S. Influence of biofilm on efficiency of biocides on corrosion-cosing bacteria // Mat. Performance. 1984. V. 23. №2. P. 13.

176. Андреюк Е.И., Коптева Ж.Г1. Микробное повреждение изоляционных покрытий газопровода // Микробиол. журн. 1987. Т. 49. № 2. С.46-49.

177. Иванов М.В. Роль микроорганизмов в образовании сероводорода // Роль микроорганизмов в кругообороте газов в природе. М.: Наука, 1980. С. 114.

178. Камаева С.С. Биокоррозионная активность грунта как фактор стресс-коррозии магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром. 1996. 72с.

179. Бару Р.Л. Зеневич А.М., Могильницкий Г.М. и др. Роль продуктов жизнедеятельности THIOBACILLUS THIOXIDANS в коррозии стали

10ХСНД//Защита металлов. 1982. Т. 18. № 5. С. 761.

160

180. Панова О. А., Великанов Л.Л.. Тимонин В.А. И Микология и фитопатология. 1982. Т. 16. № 6. С. 514.

181. Коптева Ж.П. Зачина В.В.. Коптева А.Е. Бактерицидные свойства антикоррозионных материалов на нефтебитумной и каменноугольной основе // Микробиол. журн. 1988. Т. 50. № 1. С. 87-91.

182. Середницкий Я.А., Супрун В.В., Бодан В.С., Коптева Ж.П., Замша В.. Козлова В.А.. Доморвский Б.О. Микробиологическая коррозия стальных трубопроводов и мастичных изоляционных покрытий // Физико-химическая механика материалов. 1988. № 4. С. 97-101.

183. Коптева Ж.П., Замша В.В.. Коптева А.Е. и др. Биостойкость и биоцидные свойства каменноугольных изоляционных композиций и их составляющих // Микробиол. журн. 1988. Т. 50. № 3. С. 29-34.

184. Коптева Ж.П., Зачина В.В.. Коптева А.Е. и др. Влияние коррозионно активных бактерий на физико-механические свойства каменноугольных композиций // Микробиол. журн. 1991. Т. 53. № 3. С. 91-95.

185. Герасименко А.А. О нанесении и применении порошкообразных полимерных покрытий // Практика противокоррозионной защиты. 2001. №3. С. 6-11.

186. Алцыбеева А.И.. Бурлов В.В., Кузинова Т.М. Новый метод применения ингибиторов коррозии - нанесение на металлическую поверхность с помощью электростатического поля // Журн. прикл. химии. 2000. Т. 73. Вып. 4. С. 671-673.

187. Герасименко А.А.. Матюша Г.В.. Андрущенко Т.А. и др. И Основы учения о коррозии и защите металлов: Сб. М.: ЦРДЗ, 2001. С. 24.

188. Герасименко А.А., Мапноша Г.В., Андрющенко Т.А.. Лукина Н.Б.. Пазах Р.Л. Микробная коррозия и защита от нее // Коррозия: материалы и защита. 2003. № 1. С. 37-41.

189. Герасименко А.А.. Иванов С.Н.. Плаксин Ю.В., Ставкин Г.П.,

Ананинков А.Г.. Лукина Н.Б.. Андрущенко Т.А.. Матюша Г.В.

161

Исследование микробной коррозии стали 09Г2С в метаноле // Защита металлов. 1998. Т. 34. № 3. С. 293-299.

190. Шилова М.А.. Тарханов Е.Г. Исследование бактериального заражения чистой воды и растворов // V съезд Всесоюзного микробиол. общества. Ереван: Изд-во Ереван, ун-та, 1975. С. 126.

191. Герасименко А.А. Методы защиты сложных систем от биоповреждений // Биоповреждения. Горький: ГГУ, 1981. С. 82-84.

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

193. Booth G.H. Microbiological corrosion. L.: Mills and Boon Limited,1971.

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

195. 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.

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

197. Мельников II.H. Химия и технология пестицидов. М.: Химия, 1974. 768 с.

198. Лобов В.П.. Ефимов Г.А. Пестициды. Киев: Гостехиздат УССР, 1963.276 с.

199. 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 сероводородсодержащих средах // Химия и химическая технология. 2002. Т. 45. № 5. С. 46-50.

200. Вигдорович В.И.. Синютина С.Е., Цыганкова Л.Е., Оше E.K. Влияние оксиэтилированиых аминов на коррозию и наводорожнвание углеродистой стали // Защита металлов. 2004. Т. 20. № 2. С.1-7.

201. Вигдорович В.И., Закурнаев С.А. Оценка вкладов полисульфидной пленки и ингибитора в защиту стали от сероводородной коррозии // Аррозия: материалы, защита. 2009. № 2. С. 17 - 22.

202. ^рдаш Н.В., Батраков В.В. Mетодика определения водорода, диффундирующего через мембрану //Защита металлов. -1995. - . 31. № 4. - с. 441 - 444.

203. Devanathan M.A.V., Stachurski Z. The adsorbtion and diffusion of electrolytic hydrogen in palladium //Proc. Roy. Soc. - 1962. - V. 270A. № 1340. - P. 90-102.

204. Гнеденков С.В., Егоркин В.С., Синебрюхов С.Л., Вялый И.Е., Емельяненко АМ., Бойнович Л.Б. Супергидрофобные защитные покрытия на сплаве алюминия//Вестник ДВО РАН. 2014. № 3. С. 52-60.

205. Романов В.В. Mетоды исследования коррозии металлов. M.: Mеталлyргия. 1965. 280 с.

206. Синютина С.Е., Лоскутова M3., Болдырев А.В., Оше E.K., Цыганкова Л.Е., Вигдорович В.И. Ингибирование коррозии стали в слабокислых растворах HCl, содержащих H2S и С02//Журн. Прикл. Химии. 1997. Т.70. № 3. С. 430-436.

207. Цыганкова Л.Е., Есина M.K, Чугунов Д.О. Исследование ингибирования коррозии стали в среде NACE, содержащей H2S и СО2, методами импедансной спектроскопии и поляризационного сопротивления // Аррозия: материалы, защита. 2013. № 6. С. 24 - 32.

208. Цыганкова Л.Е., Mожаров А.В., Иванищенков С.С., ^сьяненко Е.С. Фенольные основания Mанниха как ингибиторы коррозии и наводороживания стали в солянокислых средах, содержащих H2S и СО2 //Практика противокоррозионной защиты. 2006. № 2 (40). С. 49-60.

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

210. Маркин А.Н., Суховерхов С.С., Бриков А.В. Локальная углекислотная коррозия трубопроводов систем сбора нефти месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело, 2017, №1, С.46-48.

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

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

213. E. Abelev, T.A. Ramanarayanan, Bernasek S.L. Iron corrosion in CO2/brine at low H2S concentrations: an electrochemical and surface science study. // J. Electrochem. Soc. 2009. V. 156. № 9. P.C331-C339.

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

215. Решетников С.М. Ингибиторы кислотной коррозии металлов. Л.:Химия. 1986. 142 с.

216. M.V. Vigdorowitsch, L.E. Tsygankova, V.D. Prokhorenkov. The polylogarithmic adsorption function: a linear energetic surface heterogeneity. J Math Chem, 2020. DOI: 10.1007/s10910-020-01133-2

217. L.C. Maximon. The dilogarithm function for complex argument. Proc. R. Soc. Lond. A 459, 2807 (2003). https ://doi.org/10.1098/rspa.2003.1156

218. Роуз Э. Химическая микробиология . М.: Мир, 1971. 175 с.