corrosionprotectionПрактика противокоррозионной защитыTheory and Practice of Corrosion Protection1998-57382658-6797Association "CARTEC"10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2corrosionprotection-15Research ArticleОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКИ – КОРРОЗИЯ И ЗАЩИТАОценка влияния различных факторов на коррозию сталей при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газаEvaluation of the influence of various factors on the corrosion of steels during moisture condensation under the conditions of transportation of a corrosive gasИбатуллинК. А.IbatullinK. A.

Константин Анатольевич Ибатуллин, к.х.н., ведущий научный сотрудник лаборатории

Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, проезд Проектируемый № 5537, здание 15, строение 1

Konstantin A. Ibatullin, Ph.D. in Chemistry, LeadingResearcher

15, Proyektiruyemy proyezd №5537, bld. 1, Razvilka, Leninsky municip., Moscow region

ВагаповР. К.VagapovR. K.

Руслан Кизитович Вагапов, к.х.н., начальник лаборатории

Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, проезд Проектируемый № 5537, здание 15, строение 1

Ruslan K. Vagapov, Ph.D. in Chemistry, Head of Laboratory

15, Proyektiruyemy proyezd №5537, bld. 1, Razvilka, Leninsky municip., Moscow region

R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ruОOO «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»РоссияLLC Gazprom VNIIGAZRussian Federation2022170420232733146Copyright © Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К., 20232023Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К.Ibatullin K.A., Vagapov R.K.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.corrosion-protection.ru/jour/article/view/15

Проблема внутренней коррозии является актуальной проблемой при транспортировке по газопроводам добываемой продукции с присутствием коррозионно-агрессивных компонентов. Наличие в добываемом газе СО2 или Н2S в сочетании с присутствием конденсационной воды, а также ряд иных факторов, стимулируют интенсивное развитие углекислотной или сероводородной коррозии локального характера. Для определения предельных скоростей локальной коррозии выполнены коррозионные испытания в условиях конденсации влаги, которая проявляется, когда возникает градиент температур и происходит быстрое охлаждение транспортируемого газа. Выполнены исследования по оценке влияния основных эксплуатационных факторов на коррозионные процессы при конденсации влаги на внутренней поверхности газопровода: влажности, температуры, типа стали, наличия сварного шва и присутствия спирта, моноэтиленгликоля и кислотных сред. Установлено, что многие вышеперечисленные коррозионные параметры ускоряют локальную коррозию углеродистых и низколегированных сталей, скорость развития которой достигает нескольких мм/год. Определено, что скорость развития коррозионных процессов при конденсации водно-гликолевого и водно-спиртового растворов зависит от количества и состава конденсирующейся на металлической поверхности жидкости. Высоколегированная сталь 12Х18Н10Т (с 18% Cr) показала стойкость к условиям коррозии при конденсации влаги.

The problem of internal corrosion is an urgent problem in the transportation of produced products with the presence of corrosive-aggressive components through gas pipelines. The presence of CO2 or H2S in the produced gas in combination with the presence of condensation water, as well as a number of other factors, stimulates the intensive development of carbon dioxide or hydrogen sulfide corrosion of a local nature. To determine the limiting rates of local corrosion, corrosion tests were performed under conditions of moisture condensation, which occurs when a temperature gradient occurs and the transported gas is rapidly cooled. A study was carried out to assess the influence of the main operational factors on corrosion processes during moisture condensation on the inner surface of the gas pipeline: humidity, temperature, type of steel, the presence of a weld and the presence of alcohol, monoethylene glycol and acidic environments. It has been established that many of the above corrosion parameters accelerate local corrosion of carbon and low alloy steels, the development rate of which reaches up to several mm/year. It has been determined that the rate of development of corrosion processes during the condensation of water-glycol and water-alcohol solutions depends on the amount and composition of the liquid condensing on the metal surface. High-alloy steel 12X18H10T (with 18% Cr) showed resistance to corrosion conditions during moisture con densation

углекислотная коррозиясероводородная коррозиялокальная коррозияконденсация влагискорость коррозииcarbon dioxide corrosionhydrogen sulfide corrosionlocal corrosionmoisture condensationcorrosion rateReferencesКантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов // Записки Горного института. – 2021. – Т. 250, № 4. – С. 578-586. doi:10.31897/PMI.2021.4.11Kantyukov, R. R., Zapevalov, D. N., & Vagapov, R. K. (2021). Analysis of the application and impact of carbon dioxide media on the corrosion state of oil and gas facilities. Journal of Mining Institute, 250(4), 578-586. doi:10.31897/PMI.2021.4.11Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Production and Transmission, Woodhead Publishing // Edited by A. M. El-Sherik. – 2017. – 890 pp.El-Sherik, A. M. (2017). Trends in Oil and Gas Corrosion Research and Technologies. Production and Transmission. Woodhead Publishing.Alamri A.H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview // Engineering Failure Analysis. – 2020. – V. 116. – Article 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735Alamri, A. H. (2020). Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview. Engineering Failure Analysis, 116, 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735Вагапов Р.К. Стойкость сталей в эксплуатационных условиях газовых месторождений, содержащих в добываемых средах агрессивный СО2 // Материаловедение. – 2021. – № 8. – С. 41-47. doi: 10.31044/1684-579X-2021-0-8-41-47Vagapov, R. K. (2022). Resistance of Steels under Operating Conditions of Gas Fields Containing Aggressive CO2 in the Produced Media. Inorganic Materials: Applied Research, 13(1), 240-245. https://doi.org/10.1134/S2075113322010397Мокшаев А.Н., Сорокин Н.И., Барышев С.Н. Обеспечение надежности и эффективности эксплуатации оборудования опасных производственных объектов Оренбургского НГКМ при сверхпроектном сроке службы // Газовая промышленность. – 2018. – № 3. – С. 39-41.Mokshaev, A. N., Sorokin, N. I., & Baryshev S. N. (2018). Providing reliability and operating efficiency of the equipment at the hazardous production facilities of the Orenburg NGKM beyond design lifetime. Gazovaya Promyshlennost’, (3), 39-41.Филиппов А.Г., Токман А.К., Потапов А.Г. и др. Эксплуатация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. М.: ООО «Газпром экспо». – 2010. – 171 с.Filippov, A. G., Tokman, A. K., Potapov, A. G., et al. (2010). Operation of Wells of the Astrakhan’ Gas Condensate Field. Moscow: Gazprom Expo LLC.Вагапов Р.К. Исследование наводороживания и коррозии стального оборудования и трубопроводов на объектах добычи H2S-содержащего углеводородного сырья // Вопросы материаловедения. – 2021. – Т. 106, № 2. – С. 170-181. doi: 10.22349/1994-6716-2021-106-2-170-181Vagapov, R. К. (2021). Study of hydrogenation and corrosion of steel equipment and pipelines at the production facilities of H2S-containing hydrocarbon raw materials. Voprosy Materialovedeniya, 106(2), 170-181. doi: 10.22349/1994-6716-2021-106-2-170-181Singer М. Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment // Corrosion. – 2017 – V. 73, № 8. – P. 1030-1055. https://doi.org/10.5006/2222Singer, М. (2017). Study of the Localized Nature of Top of the Line Corrosion in sweet environment. Corrosion, 73(8), 1030-1055. https://doi.org/10.5006/2222Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н. Агрессивные факторы эксплуатационных условий, вызывающие коррозию на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода // Практика противокоррозионной защиты. – 2020. – Т. 25, № 4. – С. 7-17. doi: 10.31615/j. corros.prot.2020.98.4-1Vagapov, R. K., Zapevalov, D. N. (2020). Aggressive environmental factors causing corrosion at gas production facilities in the presence of carbon dioxide. Theory and Practice of Corrosion Protection, 25(4), 7-17. doi: 10.31615/j.corros.prot.2020.98.4-1Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. Оценка коррозионной стойкости материалов в условиях конденсации влаги и наличия диоксида углерода // Вопросы материаловедения. – 2020. – Т. 101, № 1. – С. 163-175. doi: 10.22349/1994-6716-2020-101-1-163-175Vagapov, R., Zapevalov, D., & Ibatullin K. (2021). The Evaluation of the Corrosion Resistance of Materials under the Conditions of Moisture Condensation in the Presence of Carbon Dioxide. Inorganic Materials: Applied Research, 12(6), 1606-1614. https://doi.org/10.1134/S2075113321060289Kermani B., Harrop D. Corrosion and Materials in Hydrocarbon Production: A Compendium of Operational and Engineering Aspects // John Wiley & Sons Ltd. – 2019. – 344 pp.Kermani, B., Harrop, D. (2019). Corrosion and Materials in Hydrocarbon Production: A Compendium of Operational and Engineering Aspects. John Wiley & Sons Ltd.Papavinasam S. Corrosion Control in the Oil and Gas Industry // Gulf Professional Publishing. – 2014. – 992 pp.Papavinasam, S. (2014). Corrosion Control in the Oil and Gas Industry. Gulf Professional PublishingPugh D., Asher S., Berchane N. et al. Top-of-Line Corrosion Control in Large Diameter Wet Gas Pipelines // International Petroleum Technology Conference. - Doha (Qatar). – 2009. – Paper IPTC-13733-MS.Pugh, D., Asher, S., & Berchane, N., et al. (2009). Top-of-Line Corrosion Control in Large Diameter Wet Gas Pipelines. International Petroleum Technology Conference, Paper IPTC-13733-MS.Li H., Yap K.M., Srinivasan S. Evaluation of Top-of-Line Corrosion Model for Multiphase Oil and Gas Environments // NACE Corrosion conference. – 2018. – Paper 51318-11223.Li, H., Yap, K.M., & Srinivasan, S. (2018). Evaluation of Top-of-Line Corrosion Model for Multiphase Oil and Gas Environments. NACE Corrosion conference, Paper 51318-11223.Asher S.L., Sun W., Ojifinni R. et al. Top of the Line Corrosion Prediction in Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2012. Paper С-2012-0001303.Asher, S. L., Sun, W., & Ojifinni, R. et al. (2012). Top of the Line Corrosion Prediction in Wet Gas Pipelines. NACE Corrosion conference, Paper С-2012-0001303.Розенфельд И.Л., Жигалова К.А. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов (теория и практика) – М.: Издательство «Металлургия». – 1966. – 347 с.Rosenfeld, I. L., Zhigalova, K. A. (1966). Accelerated Methods of Corrosion Testing of Metals (Theory and Practice). Moscow: Metallurgiya.ГОСТ 9.908-85 Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.Unified system of corrosion and ageing protection. Metals and alloys. Methods for determination of corrosion and corrosion resistance indices. (1985). GOST 9.908-85. Moscow: Standartinform.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.Kuznetsov, Yu. I., Andreev, N. N., Ibatullin, K. A., & Oleinik, S. V. (2002). Protection of lowcarbon steel from carbon dioxide corrosion with volatile inhibitors. I. Liquid phase. Protection of metals, 38(4), 322-328.Кузнецов Ю.И., Андреев Н.Н., Ибатуллин К.А., Олейник С.В. Защита стали летучими ингибиторами от углекислотной коррозии. II. Паровая фаза // Защита металлов. – 2003. – Т. 39, № 1. – С. 23-28.Kuznetsov, Yu. I., Andreev, N. N., Ibatullin, K. A., & Oleinik, S. V. (2003). Protection of lowcarbon steel from carbon dioxide corrosion with volatile inhibitors. II. Vapor phase. Protection of metals, 39(1), 19-22.Marsch J. Materials Selection For Offshore Pipelines - a European Perspective // NACE Corrosion conference. – 2012. – Paper 51312-01649.Marsch, J. (2012). Materials Selection For Offshore Pipelines - a European Perspective. NACE Corrosion conference, Paper 51312-01649.Sun Y.H., Nešić S. A parametric study and modeling on localized CO2 corrosion in horizontal wet gas flow // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 380.Sun, Y. H., Nešić, S. (2004). A. parametric study and modeling on localized CO2 corrosion in horizontal wet gas flow. NACE Corrosion conference, Paper 380.Piccardino J.R., Stuvik M., Gunaltun Y., Pornthep T. Internal Inspection of Wet Gas Lines Subject to Top of the Line Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 04354.Piccardino, J. R., Stuvik M., Gunaltun Y., & Pornthep T. (2004). Internal Inspection of Wet Gas Lines Subject to Top of the Line Corrosion, NACE Corrosion conference, Paper 04354.Слугин П.П., Полянский А.В. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – Т. 74, № 2. – С. 104-109.Slugin, P. P., Polyansky, A. V. (2018). The optimal method of combating carbon dioxide corrosion of pipelines at the Bovanenkovo oil and gas condensate field. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 74(2), 104-109.Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи Ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность. – 2017. – № 12. – С. 84-89.Koryakin, A. Yu., Kobychev, V. F., Kolinchenko, I. V., & Yusupov, A. D. (2017). Conditions of the carbon dioxide corrosion on the production facilities of achimovskie deposits, methods of monitoring and forecasting. Gazovaya Promyshlennost’, (12), 84-89.Байдин И.И., Харитонов А.Н., Величкин А.В., Ильин А.В., Подолянский Е.С. Влияние углекислоты в природном газе газоконденсатной залежи нижнемеловых отложений Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения на эксплуатацию УКПГ-НТС // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – Т. 74, № 2. – С. 23-35.Baydin, I. I., Kharitonov, A. N., Velichkin, A. V., Il`in, A. V., & Podolyanskiy, E. S. (2018). Effect of carbonic acid gas presence in natural gas of the gas-condensate Lower-Cretaceous deposit at Yubileynoye oil-gas-condensate field on operation of UKPG-NTS. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 74(2), 23-35.Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. Исследование коррозии объектов инфраструктуры газодобычи в присутствии CO2 аналитическими методами контроля // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2020. – № 10. – С. 23-30. doi: https:// doi.org/10.26896/1028-6861-2020-86-10-23-30Vagapov, R.K., Zapevalov, D.N., & Ibatullin, K.A. (2020). Study of corrosion of gas production infrastructure objects in the presence of CO2 by the methods of analytical control. Industrial laboratory. Diagnostics of materials, 86(10), 23-30. doi: 10.26896/1028-6861-2020-86-10-23-30.Nyborg R., Dugstad A. Top of Line Corrosion and Water Condensation Rates in Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2007. – Paper 07555.Nyborg, R., Dugstad, A. (2007). Top of Line Corrosion and Water Condensation Rates in Wet Gas Pipelines. NACE Corrosion conference, Paper 07555.Gunaltun Y.M., Larrey D. Watercondensation rate critical in predicting, preventing TLC in wet-gas lines // Oil & gas journal. – 2000. – V. 98, № 28. – P. 58-63.Gunaltun, Y. M., Larrey, D. (2000). Water-condensation rate critical in predicting, preventing TLC in wet-gas lines. Oil & gas journal, 98(28), 58-63.Kaewpradap U., Singer M., Nešić S., Punpruk S. Top Of The Line Corrosion - Comparison Of Model Predictions With Field Data // NACE Corrosion conference. – 2012. – Paper 1449.Kaewpradap, U., Singer, M., Nešić, S., & Punpruk, S. (2012).Top Of The Line Corrosion - Comparison Of Model Predictions With Field Data. NACE Corrosion conference, Paper 1449.Gunaltun Y.M., Larrey D., Punpruk S., Suryani S. Design of Multiphase Offshore Gas Pipelines with High Risk of Sweet Top of the Lines Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2013. – Paper 2290.Gunaltun, Y. M., Larrey, D., Punpruk, S., & Suryani, S. (2013). Design of Multiphase Offshore Gas Pipelines with High Risk of Sweet Top of the Lines Corrosion. NACE Corrosion conference, Paper 2290.Precoor D. A Study Of Methanol Corrosion In Wet Sour Systems, With and Without Inhibition // NACE Northern Area Western Conference. – 2010. – Calgary (Alberta). – Paper 1-21.Precoor, D. (2010). A Study Of Methanol Corrosion In Wet Sour Systems, With and Without Inhibition. NACE Northern Area Western Conference, Paper 1-21.Qasim A., Khan M.S., Lal B., Shariff A.M. A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 183. – Article 106418. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106418Qasim, A., Khan, M. S., Lal, B., & Shariff, A. M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106418. https:// doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106418Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. О закономерностях протекания внутренней коррозии и противокоррозионной защите морских объектов в условиях присутствия повышенных количеств диоксида углерода // Вести газовой науки. – 2020. – № 3. – С. 81-92.Vagapov, R. K., Zapevalov, D. N., & Ibatullin, K. A. (2020). Оn patterns of internal corrosion processes and rust protection at marine facilities affected by increased amounts of CO2. Vesti Gazovoy Nauki, (3), 81-92.Вагапов Р.К. Коррозионное разрушение стального оборудования и трубопроводов на объектах газовых месторождений в присутствии агрессивных компонентов // Технология металлов. – 2021. – № 3. – С. 47-54. doi: 10.31044/1684-2499-2021-0-3-47-54Vagapov, R. K. (2021). The destruction of steel equipment and pipelines at gas fields due to corrosion processes in the presence of aggressive components. Technology of Metals, (3), 47-54. doi: 10.31044/1684-2499-2021-0-3-47-54Mu L.J., Zhao W.Z. Investigation on carbon dioxide corrosion behaviour of HP13Cr110 stainless s teel in simulated stratum water // Corrosion Science. – 2010. – V. 52, № 1. – Р. 82-89. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2009.08.056Mu, L. J., Zhao, W. Z. (2010). Investigation on carbon dioxide corrosion behaviour of HP13Cr110 stainless steel in simulated stratum water. Corrosion Science, 52(1), 82-89. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2009.08.056Pots B.F.M., Hendriksen E.L.J.A. CO2 corrosion under scaling conditions - the special case of top-of-line corrosion in wet gas pipelines // NACE Corrosion conference. – 2000. – Paper 00031.Pots, B. F. M., Hendriksen, E. L. J. A. (2000). CO2 corrosion under scaling conditions - the special case of top-of-line corrosion in wet gas pipelines. NACE Corrosion conference, Paper 00031.Вагапов Р.К., Михалкина О.Г., Запевалов Д.Н. Использование методов рентгеновской дифракции и хроматомасс-спектрометрии при оценке коррозии и ингибиторной защиты на объектах газовых месторождений // Коррозия: материалы, защита. – 2022. – № 1. – С. 37-48. doi: 10.31044/1813–7016–2022–0–1–37–48Vagapov, R. K., Mikhalkina, O. G., & Zapevalov, D. N. (2022). Use of X-ray diffraction and chromatomass spectrometry for assessment of corrosion and inhibitor protection at facilities of gas fields. Corrosion: materials, protection, (1), 37-48. doi: 10.31044/1813–7016–2022–0–1–37–48Singer M., Hinkson D., Zhang Z., Wang H., Nešić S. CO2 Top-of-the-Line Corrosion in Presence of Acetic Acid: A Parametric Study // Corrosion. – 2013. – V. 69, № 7. – Р. 719-735. https://doi.org/10.5006/0737Singer, M., Hinkson, D., Zhang, Z., Wang, H., & Nešić, S. (2013). CO2 Top-of-the- Line Corrosion in Presence of Acetic Acid: A Parametric Study. Corrosion, 69(7), 719-735. https://doi.org/10.5006/0737Svenningsen G., Nyborg R., Torri L., Cheldi T., Cavassi P. Top of Line Corrosion Testing for a Gas Field with Acetic Acid and Low CO2 // NACE Corrosion conference. – 2016. – Paper 51316-7275.Svenningsen, G., Nyborg, R., Torri, L., Cheldi, T., & Cavassi, P. (2016). Top of Line Corrosion Testing for a Gas Field with Acetic Acid and Low CO2. NACE Corrosion conference, Paper 51316-7275.Singer M., Nešić S., Gunaltun Y.M. Top of the Line Corrosion in Presence of Acetic Acid and Carbon Dioxide // NACE Corrosion conference. – 2004. – Paper 04437.Singer, M., Nešić, S., & Gunaltun, Y. M. (2004). Top of the Line Corrosion in Presence of Acetic Acid and Carbon Dioxide. NACE Corrosion conference. Paper 04437.Andersen T.R., Halvorsen A.M.K., Valle A., Kojen G.P., Dugstad A. The influence of condensation rate and acetic acid concentration on TOL-corrosion in multiphase pipelines // NACE Corrosion conference. – 2007. – Рaper 07312.Andersen, T. R., Halvorsen, A. M. K., Valle, A., et al. (2007). The influence of condensation rate and acetic acid concentration on TOL-corrosion in multiphase pipelines. NACE Corrosion conference, Рaper 07312.Nafday O.A., Nešić S. Iron carbonate film formation and CO2 corrosion in the presence of acetic acid // NACE Corrosion conference. – 2005. – Paper 05295.Nafday, O. A., Nešić, S. (2005). Iron carbonate film formation and CO2 corrosion in the presence of acetic acid. NACE Corrosion conference, Paper 05295.Jia Z., Li X., Du C., Liu Z., Ga J. Effect of acetic acid on CO2 corrosion of 3Cr lowalloy steel // Materials Chemistry and Physics. – 2012. – V. 132. – Р. 258-263. doi:10.1016/j.matchemphys.2011.08.034Jia, Z., Li, X., Du, C., et al. (2012). Effect of acetic acid on CO2 corrosion of 3Cr low-alloy steel. Materials Chemistry and Physics, 132, 258-263. doi:10.1016/j.matchemphys.2011.08.034Rozenfeld I.L., Frolova L.V., Brusnikina V.M. Investigation of the corrosion and hydrogen absorption of steel and inhibition of these processes in aqueous media containing hydrogen sulfide // Soviet Scientific Reviews, Section B. Chemistry reviews. – Amsterdam: OPA Ltd. – 1987. – V. 8. – P. 115.Rozenfeld, I. L., Frolova, L. V., & Brusnikina, V. M. (1987). Investigation of the corrosion and hydrogen absorption of steel and inhibition of these processes in aqueous media containing hydrogen sulfide. Soviet Scientific Reviews, Section B. Chemistry reviews, 8, Amsterdam: OPA Ltd.Pugh D.V., Asher S.L., Cai J., et al. Top- Of-Line Corrosion Mechanism For Sour Wet Gas Pipelines // NACE Corrosion conference. – 2009. – Рaper 9285.Pugh, D. V., Asher, S. L., Cai, J., et al. (2009). Top-Of-Line Corrosion Mechanism For Sour Wet Gas Pipelines. NACE Corrosion conference, Рaper 9285.Svenningsen G., Kvarekvål J. Sour Top of Line Corrosion // NACE Corrosion conference. – 2018. – Рaper 10964.Svenningsen, G., Kvarekvål, J. (2018). Sour Top of Line Corrosion. NACE Corrosion conference, Рaper 10964.Li C., Sun W., Ling S., Pacheco J.L. Experimental Study of Top-of-Line Corrosion In Slightly Sour Environments // NACE Corrosion conference. – 2012. – Рaper 1306.Li, C., Sun, W., Ling, S., Pacheco, J. L. (2012). Experimental Study of Top-of-Line Corrosion In Slightly Sour Environments. NACE Corrosion conference, Рaper 1306.ГОСТ 1579-93 Проволока. Метод испытания на перегиб.Wire. Bend test method. (1993). GOST 1579-93. Moscow: Standartinform.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.