海上油气田用TN110Cr13M材质油套管的腐蚀电化学行为
Electrochemical Corrosion Behavior of TN110Cr13M Casing in Offshore Oil and Gas Fields
摘 要
通过高温高压釜模拟某海上油气田井下工况（129.5℃、硫化氢分压0.26 kPa、二氧化碳分压2.75 MPa），采用电化学试验和腐蚀环境暴露试验测试了TN110CR13M油套管钢在此环境中的腐蚀行为。结果表明：在模拟环境中，TN110CR13M油套管钢具有较好的耐蚀性，其平均腐蚀速率仅为0.018 8 mm/a。且经过30 d暴露试验后，试样表面可生成耐蚀性好、结构完整的高含Cr腐蚀产物膜，提高了材料的耐蚀性。
高温高压
CO2/H2S共存
电化学
钝化膜
offshore oil and gas field
high temperature and high pressure
CO2/H2S coexistence
electrochemistry
passivation film
Abstract
The downhole working conditions of an offshore oil and gas field (129.5℃, hydrogen sulfide partial pressure 0.26 kPa, carbon dioxide partial pressure 2.75 MPa) were simulated by a high temperature autoclave, and the corrosion behavior of TN110CR13M oil casing steel in this environment was tested by electrochemical test and corrosive environment exposure test. The results showed that in the simulated environment, TN110CR13M oil casing steel had good corrosion resistance, and its average corrosion rate was only 0.018 8 mm/a. And after 30 day exposure test, a high-Cr-containing corrosion product film with good corrosion resistance and complete structure could be formed on the surface of the sample, which improved the corrosion resistance of the material.
中图分类号 TG174 DOI 10.11973/fsyfh-202207016
所属栏目 试验研究
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收稿日期 2022/2/26
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引用该论文: YU Yi,JIANG Donglei,DIAO Huan,WANG Heng,XIAO Tan,ZHANG Zongjun,TANG Xiao. Electrochemical Corrosion Behavior of TN110Cr13M Casing in Offshore Oil and Gas Fields[J]. Corrosion & Protection, 2022, 43(7): 98
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