隨著石油天然氣工業的迅速發展，酸性氣體引起的油氣管材腐蝕問題日益突出，尤其是H2S引起的腐蝕廣泛存在，嚴重影響著油氣開采及輸送管道和煉制加工設備的使用壽命。材腐蝕的機理、影響因素及防護方法，本文探討了溫度、H2S分壓、pH值、流速、Cl－濃度、CO2分壓及管材材質等因素對H2S 腐蝕的影響，建立了H2S 腐蝕速率預測模型并對其進行了相關分析，對H2S腐蝕防護方法進行了評述。最后，簡述了H2S 腐蝕的研究現狀及發展趨勢。

油氣管材是石油天然氣工業中最易腐蝕的設備，其內腐蝕現象尤為嚴重。在液相、氣相、固相共存的多相流混輸環境中，H2S 腐蝕是最常見且最有害的腐蝕

1 H2S 腐蝕的機理

H2S 溶于水后對油氣管材形成腐蝕，主要形式有電化學失重腐蝕和應力腐蝕。

01電化學失重腐蝕

一般認為，H2S 在水溶液中發生如下電離反應:

H2S→HS－ + H+                              (1)

HS－→S2－ + H+                                           (2)

H2S 電離后與鋼材發生反應，從而引發鋼材的腐蝕:

陽極反應: Fe－2e→Fe2+ 

          Fe2++S2－→FeS↓                  (3)

陰極反應: 2H + 2e→H2↑                    (4)

反應生成的FeS致密且粘結性較好，對腐蝕有一定的減緩作; 否則，它與油氣管材表面粘結力差，易脫落、易氧化，極易導致油氣管壁變薄、穿孔和強度減弱。腐蝕產物除了FeS，還有Fe9S8，Fe3S4，FeS2，它們的生成與H2S 含量和pH 值有極大的關系。

FeS2具有排列緊密的晶格點陣，在腐蝕反應過程中陽離子很難透過腐蝕產物膜層擴散，阻礙了金屬溶解，保護性能較好，而Fe9S8 的保護性能最差。

02應力腐蝕( 氫脆)

應力腐蝕過程中，反應物中一部分氫原子形成氫氣排出，另一部分氫原子獲得足夠的能量吸附在鋼的表面并擴散進入鋼基體內。氫原子在擴散滲入過程中，會被面缺陷、晶體位錯及應力集中區等鋼材缺陷捕捉住; 隨著缺陷處氫原子不斷聚集增多，一旦氫原子結合為氫氣，缺陷處的壓力會增高，導致鋼材脆化，萌生裂紋并逐漸擴展形成裂縫。

2影響因素

影響H2S腐蝕的因素眾多，主要有溫度，H2S分壓，pH值、流速，Cl－濃度，CO2 分壓和管材材質等。

1溫度

溫度是影響H2S腐蝕的重要因素，其對腐蝕速率的影響大都體現在對電化學反應和腐蝕產物膜生成。有試驗表明:當水溶液中H2S 質量分數為10%，溫度小于100℃時，隨著溫度的升高腐蝕速率逐漸增大;當溫度從110℃升至220℃時，腐蝕速率逐漸減小，220℃以后腐蝕速率又逐漸增大，溫度與腐蝕速率的關系如圖1 所示

                  溫度與腐蝕速率的關系

02H2S 分壓

H2S分壓增大將導致H2S在水中的溶解度增大，H+的質量濃度增大，溶液的酸性增強，鋼材的腐蝕度加大。在H2S質量濃度不變的情況下，H2S分壓的增加會加快電化學腐蝕產生的氫原子滲入鋼材的內部，加快鋼材的應力腐蝕。

03pH 值

有資料表明: pH=6 是一個臨界值，當pH≤6 時，H2S 具有較強的應力腐蝕性; 當6＜pH≤9 時，H2S 的應力腐蝕性明顯減弱; 當pH＞ 9 時，H2S 對鋼材基本上沒有應力腐蝕性。研究表明:當pH＜5時，鋼材的陽極失去電子與S離子反應發生了酸性腐蝕;當pH＞5時，鋼材陽極溶解的同時，陰極除發生H+還原外，還發生了去極化現象，在去極化過程中HS－將會引起鋼材的全面腐蝕。楊懷玉等研究發現: 除了pH=6.2 之外，當pH 值在1.5 ～9.2 時，隨著pH 值升高，H2S對碳鋼的腐蝕逐漸減弱; 隨pH 值升高，腐蝕電位負移，導致硫化物在電極表面出現不連續沉積，所生成的硫化物對電極的保護作用有所減弱;當溶液呈堿性時，電極表面會生成氧化膜減緩腐蝕速率。

04流速

研究發現，H2S氣體或水溶液在靜止狀態或低流速狀態下對鋼材的腐蝕性較弱;緩蝕劑在大于10m/s流速時基本上不起作用，這是由于H2S的高流速阻礙了緩蝕劑與鋼材表面充分接觸，導致了其緩蝕作用效果減弱。當腐蝕介質中夾雜著泥沙等固體顆粒時，高流速狀態會加劇對管道的沖刷腐蝕;流速較低時造成設備底部易積液發生水線腐蝕或垢下腐蝕等。H2S的高流速會抑制鋼材表面腐蝕產物膜的生成或沖刷掉附著力較小的腐蝕產物膜，導致鋼材完全暴露于腐蝕介質之中，加劇了H2S的腐蝕程度。

不同流速下腐蝕速率變化曲線

05Cl－濃度

Cl－是H2S腐蝕體系中常見的離子之一，對H2S的腐蝕有著一定的影響。在油氣田水中，Cl－具有較強的吸附性，常吸附在管材表面，隔離了腐蝕產物膜與管材的接觸，加快了管材的腐蝕。由于鋼材表面的腐蝕產物膜結構并不致密，Cl－極易進入膜內破壞其結構的完整性，使其發生顯微開裂，進而引起鋼材發生點蝕現象。

06CO2 分壓

CO2腐蝕和H2S 腐蝕往往同時存在油氣井中，CO2的存在也影響著H2S的腐蝕。在相同濃度下，CO2，H2S 共存時比單獨的CO2，H2S 腐蝕性強，這是由于CO2溶于水后電離出H+，降低了溶液pH 值，加速了H2S 對鋼材腐蝕的緣故。

不同 CO2 氣體分壓下腐蝕速率變化曲線

07管材材質

管材材質對H2S腐蝕的影響主要體現在材料種類、合金成分和含量等方面。程姍姍等對油田常用的20#鋼，1Cr18Ni9Ti 鋼，316L 鋼和TA2鋼在H2S環境下的腐蝕行為的研究表明，20#鋼，1Cr18Ni9Ti鋼，316L 鋼和TA2 鋼在飽和H2S 溶液中的耐腐蝕能力依次增強，其中1Cr18Ni9Ti 鋼有明顯的鈍化趨勢，316L 鋼和TA2 鋼陰極極化率較大。

3腐蝕速率預測模型

由于對CO2 腐蝕的研究較多，對H2S 腐蝕的研究相對較少，因此大部分管道內腐蝕預測模型都是基于CO2腐蝕而建立的。有研究認為，不同的PCO2/PH2S，可以以一種氣體作為腐蝕的主導因素，同時將另一種氣體作為影響因素，即針對每一種腐蝕氣體建立相對應的預測模型，疊加得出只有一種氣體占主導的腐蝕速率預測模型。基于此疊加理論，以H2S作為引起腐蝕的主要因素，CO2 作為影響因素，提出H2S 腐蝕速率模型，其數學表達式為:

ln v = K ln PCO2 + ( K + A) ln PH2S + B( ln PH2S ) 2 +

C                                                                         

式中: K，A，B，C 為系數; v 為腐蝕速率，mm/a;PCO2為CO2 分壓，MPa; PH2S為H2S 分壓，MPa。

4 防護方法

01緩蝕劑防護

緩蝕劑是一種可以防止或減緩腐蝕的化學物質或幾種化學物質的混合物，通過與金屬表面發生反應來降低金屬腐蝕速率，其防腐效果與多種因素有關。研究表明，合理添加緩蝕劑能夠有效地減緩H2S酸性氣體對碳鋼和低合金設施的腐蝕。常用的緩蝕劑有對位硫甲酚、咪唑啉、有機胺類以及各種石油產品氧化的產物等。

02電化學防護

電化學防護方法有兩種:陽極防護和陰極防護。陽極電保護基于金屬的陽極鈍化性，使被保護金屬表面形成一層高阻抗的金屬鈍化薄膜，利用產生的維鈍電流來保持金屬的鈍化狀態，以達到降低金屬腐蝕速率的目的。

陰極防護可分為兩種方法: 

陰極電保護法，被保護金屬作為陰極，利用外加保護電流，使陰極發生還原反應，減緩金屬的腐蝕; 

保護器防護，被保護金屬與一種作為陽極的電勢更低的金屬相連接，該陽極金屬作為保護器代替被保護金屬溶解，這種保護方

法也稱為犧牲陽極法。

03涂鍍層防護

涂鍍層的主要作用是隔絕管材表面與腐蝕介質的接觸達到防腐目的。現油氣管材常用防腐涂料大多數為環氧粉末，該涂料主要有以下特點: 熔融性好，涂層光滑; 管壁不易結垢，耗水量低。

5國內外研究現狀及發展趨勢

國內外主要針對H2S的腐蝕機理、影響因素和防護技術進行研究，并取得了可觀的效果。但是，目前還沒有一個比較完善的H2S 腐蝕速率預測模型和完整的腐蝕防護體系。

從發展趨勢來說，對H2S腐蝕的影響因素和腐蝕機理已有所了解，因此今后主要針對這些影響因素制定相關的防護措施。首先，應根據現場所測參數建立完善的H2S腐蝕速率預測模型以對油氣管材進行較為精確的腐蝕速率預測;其次，對抗腐蝕的合金材料、復合涂層材料以及復合緩蝕劑進行研究，考慮到經濟

效益，防護技術應當以節約成本為前提。