随着石油天然气工业的迅速发展，酸性气体引起的油气管材腐蚀问题日益突出，尤其是H2S引起的腐蚀广泛存在，严重影响着油气开采及输送管道和炼制加工设备的使用寿命。材腐蚀的机理、影响因素及防护方法，本文探讨了温度、H2S分压、pH值、流速、Cl－浓度、CO2分压及管材材质等因素对H2S 腐蚀的影响，建立了H2S 腐蚀速率预测模型并对其进行了相关分析，对H2S腐蚀防护方法进行了评述。最后，简述了H2S 腐蚀的研究现状及发展趋势。

油气管材是石油天然气工业中最易腐蚀的设备，其内腐蚀现象尤为严重。在液相、气相、固相共存的多相流混输环境中，H2S 腐蚀是最常见且最有害的腐蚀

1 H2S 腐蚀的机理

H2S 溶于水后对油气管材形成腐蚀，主要形式有电化学失重腐蚀和应力腐蚀。

01电化学失重腐蚀

一般认为，H2S 在水溶液中发生如下电离反应:

H2S→HS－ + H+                              (1)

HS－→S2－ + H+                                           (2)

H2S 电离后与钢材发生反应，从而引发钢材的腐蚀:

阳极反应: Fe－2e→Fe2+ 

          Fe2++S2－→FeS↓                  (3)

阴极反应: 2H + 2e→H2↑                    (4)

反应生成的FeS致密且粘结性较好，对腐蚀有一定的减缓作; 否则，它与油气管材表面粘结力差，易脱落、易氧化，极易导致油气管壁变薄、穿孔和强度减弱。腐蚀产物除了FeS，还有Fe9S8，Fe3S4，FeS2，它们的生成与H2S 含量和pH 值有极大的关系。

FeS2具有排列紧密的晶格点阵，在腐蚀反应过程中阳离子很难透过腐蚀产物膜层扩散，阻碍了金属溶解，保护性能较好，而Fe9S8 的保护性能最差。

02应力腐蚀( 氢脆)

应力腐蚀过程中，反应物中一部分氢原子形成氢气排出，另一部分氢原子获得足够的能量吸附在钢的表面并扩散进入钢基体内。氢原子在扩散渗入过程中，会被面缺陷、晶体位错及应力集中区等钢材缺陷捕捉住; 随着缺陷处氢原子不断聚集增多，一旦氢原子结合为氢气，缺陷处的压力会增高，导致钢材脆化，萌生裂纹并逐渐扩展形成裂缝。

2影响因素

影响H2S腐蚀的因素众多，主要有温度，H2S分压，pH值、流速，Cl－浓度，CO2 分压和管材材质等。

1温度

温度是影响H2S腐蚀的重要因素，其对腐蚀速率的影响大都体现在对电化学反应和腐蚀产物膜生成。有试验表明:当水溶液中H2S 质量分数为10%，温度小于100℃时，随着温度的升高腐蚀速率逐渐增大;当温度从110℃升至220℃时，腐蚀速率逐渐减小，220℃以后腐蚀速率又逐渐增大，温度与腐蚀速率的关系如图1 所示

                  温度与腐蚀速率的关系

02H2S 分压

H2S分压增大将导致H2S在水中的溶解度增大，H+的质量浓度增大，溶液的酸性增强，钢材的腐蚀度加大。在H2S质量浓度不变的情况下，H2S分压的增加会加快电化学腐蚀产生的氢原子渗入钢材的内部，加快钢材的应力腐蚀。

03pH 值

有资料表明: pH=6 是一个临界值，当pH≤6 时，H2S 具有较强的应力腐蚀性; 当6＜pH≤9 时，H2S 的应力腐蚀性明显减弱; 当pH＞ 9 时，H2S 对钢材基本上没有应力腐蚀性。研究表明:当pH＜5时，钢材的阳极失去电子与S离子反应发生了酸性腐蚀;当pH＞5时，钢材阳极溶解的同时，阴极除发生H+还原外，还发生了去极化现象，在去极化过程中HS－将会引起钢材的全面腐蚀。杨怀玉等研究发现: 除了pH=6.2 之外，当pH 值在1.5 ～9.2 时，随着pH 值升高，H2S对碳钢的腐蚀逐渐减弱; 随pH 值升高，腐蚀电位负移，导致硫化物在电极表面出现不连续沉积，所生成的硫化物对电极的保护作用有所减弱;当溶液呈碱性时，电极表面会生成氧化膜减缓腐蚀速率。

04流速

研究发现，H2S气体或水溶液在静止状态或低流速状态下对钢材的腐蚀性较弱;缓蚀剂在大于10m/s流速时基本上不起作用，这是由于H2S的高流速阻碍了缓蚀剂与钢材表面充分接触，导致了其缓蚀作用效果减弱。当腐蚀介质中夹杂着泥沙等固体颗粒时，高流速状态会加剧对管道的冲刷腐蚀;流速较低时造成设备底部易积液发生水线腐蚀或垢下腐蚀等。H2S的高流速会抑制钢材表面腐蚀产物膜的生成或冲刷掉附着力较小的腐蚀产物膜，导致钢材完全暴露于腐蚀介质之中，加剧了H2S的腐蚀程度。

不同流速下腐蚀速率变化曲线

05Cl－浓度

Cl－是H2S腐蚀体系中常见的离子之一，对H2S的腐蚀有着一定的影响。在油气田水中，Cl－具有较强的吸附性，常吸附在管材表面，隔离了腐蚀产物膜与管材的接触，加快了管材的腐蚀。由于钢材表面的腐蚀产物膜结构并不致密，Cl－极易进入膜内破坏其结构的完整性，使其发生显微开裂，进而引起钢材发生点蚀现象。

06CO2 分压

CO2腐蚀和H2S 腐蚀往往同时存在油气井中，CO2的存在也影响着H2S的腐蚀。在相同浓度下，CO2，H2S 共存时比单独的CO2，H2S 腐蚀性强，这是由于CO2溶于水后电离出H+，降低了溶液pH 值，加速了H2S 对钢材腐蚀的缘故。

不同 CO2 气体分压下腐蚀速率变化曲线

07管材材质

管材材质对H2S腐蚀的影响主要体现在材料种类、合金成分和含量等方面。程姗姗等对油田常用的20#钢，1Cr18Ni9Ti 钢，316L 钢和TA2钢在H2S环境下的腐蚀行为的研究表明，20#钢，1Cr18Ni9Ti钢，316L 钢和TA2 钢在饱和H2S 溶液中的耐腐蚀能力依次增强，其中1Cr18Ni9Ti 钢有明显的钝化趋势，316L 钢和TA2 钢阴极极化率较大。

3腐蚀速率预测模型

由于对CO2 腐蚀的研究较多，对H2S 腐蚀的研究相对较少，因此大部分管道内腐蚀预测模型都是基于CO2腐蚀而建立的。有研究认为，不同的PCO2/PH2S，可以以一种气体作为腐蚀的主导因素，同时将另一种气体作为影响因素，即针对每一种腐蚀气体建立相对应的预测模型，叠加得出只有一种气体占主导的腐蚀速率预测模型。基于此叠加理论，以H2S作为引起腐蚀的主要因素，CO2 作为影响因素，提出H2S 腐蚀速率模型，其数学表达式为:

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

C                                                                         

式中: K，A，B，C 为系数; v 为腐蚀速率，mm/a;PCO2为CO2 分压，MPa; PH2S为H2S 分压，MPa。

4 防护方法

01缓蚀剂防护

缓蚀剂是一种可以防止或减缓腐蚀的化学物质或几种化学物质的混合物，通过与金属表面发生反应来降低金属腐蚀速率，其防腐效果与多种因素有关。研究表明，合理添加缓蚀剂能够有效地减缓H2S酸性气体对碳钢和低合金设施的腐蚀。常用的缓蚀剂有对位硫甲酚、咪唑啉、有机胺类以及各种石油产品氧化的产物等。

02电化学防护

电化学防护方法有两种:阳极防护和阴极防护。阳极电保护基于金属的阳极钝化性，使被保护金属表面形成一层高阻抗的金属钝化薄膜，利用产生的维钝电流来保持金属的钝化状态，以达到降低金属腐蚀速率的目的。

阴极防护可分为两种方法: 

阴极电保护法，被保护金属作为阴极，利用外加保护电流，使阴极发生还原反应，减缓金属的腐蚀; 

保护器防护，被保护金属与一种作为阳极的电势更低的金属相连接，该阳极金属作为保护器代替被保护金属溶解，这种保护方

法也称为牺牲阳极法。

03涂镀层防护

涂镀层的主要作用是隔绝管材表面与腐蚀介质的接触达到防腐目的。现油气管材常用防腐涂料大多数为环氧粉末，该涂料主要有以下特点: 熔融性好，涂层光滑; 管壁不易结垢，耗水量低。

5国内外研究现状及发展趋势

国内外主要针对H2S的腐蚀机理、影响因素和防护技术进行研究，并取得了可观的效果。但是，目前还没有一个比较完善的H2S 腐蚀速率预测模型和完整的腐蚀防护体系。

从发展趋势来说，对H2S腐蚀的影响因素和腐蚀机理已有所了解，因此今后主要针对这些影响因素制定相关的防护措施。首先，应根据现场所测参数建立完善的H2S腐蚀速率预测模型以对油气管材进行较为精确的腐蚀速率预测;其次，对抗腐蚀的合金材料、复合涂层材料以及复合缓蚀剂进行研究，考虑到经济

效益，防护技术应当以节约成本为前提。