3. 含H2S酸性油气田腐蚀破坏类型
在油气田的勘探开发过程中，伴生气中的H2S来源主要是地层中存在的或钻井过程中钻井液热分解形成H2S，以及油气井中存在的硫酸盐还原菌不断释放出H2S气体。除了含H2S外，通常还有水、CO2、盐类、残酸以及开采过程进入的氧等腐蚀性杂质，所以它比单一的H2S水溶液的腐蚀性要强得多。油气田设施因H2S引起的腐蚀破坏主要表现有如下类型。
(1) 均匀腐蚀
这类腐蚀破坏主要表现为局部壁厚减薄、蚀坑或穿孔，它是H2S腐蚀过程阳极铁溶解的结果。
(2) 局部腐蚀
在湿H2S条件下，H2S对钢材的局部腐蚀是石油天然气开发中最危险的腐蚀。局部腐蚀包括点蚀、蚀坑及局部剥落形成的台地侵蚀、氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)、氯化物应力分离腐蚀开裂及微生物诱导腐蚀(MIC)等形式的破坏。
① 点蚀是指在H2S环境中，均匀腐蚀形成的FeS鳞皮与基体Fe形成电极对，这主要是由于具有半保护性的FeS膜自身对基体覆着不完整造成的，这种电极对会对钢材形成镀点腐蚀，严重时会导致穿孔，这主要是腐蚀过程中钢基体形成镀点处腐蚀介质pH降低造成的。
② 蚀坑及台地侵蚀 是指点腐蚀发展到较大区域，形成的肉眼可以看到的材料表面的腐蚀坑，台地侵蚀是成片的点腐蚀连成片，出现局部腐蚀加快形成的较大面积的腐蚀台阶状的表面形貌。
③ 氢致开裂(HIC) 在对低合金高强度钢在湿硫化氢环境中开裂机理的研究基础上，目前一般认为湿硫化氢引起的氢致开裂有以下四种形式。
a. 氢鼓泡(HB) 钢材在硫化氢腐蚀过程中，表面的水分子中产生大量氢原子，析出的氢原子向钢材内部渗入，在缺陷部位(如杂质、夹杂界面、位错、蚀坑>聚集，结合成氢分子。氢分子所占据的空间为氢原子的20倍，于是使钢材内部形成很大的内压，即钢材内部产生很大的内应力，使钢材的脆性增加，当内部压力达到103～104MPa(104～105atm)就引起界面开裂，形成氢鼓泡。氢鼓泡常发生于钢中夹杂物与其他的冶金不连续处，其分布平行于钢板表面。氢鼓泡的发生并不需要外加应力。
b. 氢致开裂(HIC) 在钢的内部发生氢鼓泡区域，当氢的压力继续增高时，小的鼓泡裂纹趋向于相互连接，形成有阶梯状特征的氢致开裂。钢中MnS夹杂的带状分布增加HIC的敏感性，HIC的发生也不需要外加应力。
c. 应力导向氢致开裂(SOHIC) 应力导向氢致开裂是在应力引导下，使在夹杂物与缺陷处因氢聚集而形成的成排的小裂纹沿着垂直于应力的方向发展，即向压力容器与管道的壁厚方向拳展。SOHIC常发生在焊接接头的热影响区及高应力集中区。应力集中常为裂纹状缺陷或应力腐蚀裂纹所引起。
④ 硫化物应力腐蚀开裂(SSCC) 硫化氢产生的氢原子渗透到钢的内部，溶解于晶格中，导致脆性，在外加拉应力或残余应力作用下形成开裂。SSCC通常发生于焊缝与热影响区的高硬度区。
⑤ 氯化物应力腐蚀开裂 这种开裂由氯离子诱发产生，硫离子的存在对氯离子有促进作用，加速金属的腐蚀。
⑥ 微生物诱导腐蚀(MIC) 在含H2S的湿环境中，微生物尤其是硫酸盐厌氧还原菌的活动，会促使钢材产生阳极极化，会诱发严重的点蚀，且会促进与氢相关的氢致开裂及含硫化物的应力腐蚀发生(SSCC)。
4. H2S腐蚀的影响因素
(1) 均匀腐蚀
① 腐蚀破坏的特点含H2S酸性油气田使用的钢材绝大部分是碳钢和低合金钢。于是在酸性油气系统的腐蚀中，H2S除作为阳极过程的催化剂，促进铁离子的溶解，加速钢材质量损失外，同时还为腐蚀产物提供S2-，在钢表面生成硫化铁腐蚀产物膜。对钢铁而言，硫化铁为阴极，它在钢表面沉积，并与钢表面构成电偶，使钢表面继续被腐蚀。因此，许多学者认为，在H2S腐蚀过程中，硫化铁产物膜的结构和性质将成为控制最终腐蚀速率与破坏形状的主要因素。
硫化铁膜的生成、结构及其性质受H2S浓度、pH、温度、流速、暴露时间以及水的状态等因素的影响。对从井下到竺粤警个油气开采系统来说，这些因素都是变化的，于是硫化铁膜的结构和性质及其反映出的保护性也就各异。因此，在含H2S酸性油气田上的腐蚀破坏往往表现为由点蚀导致局部壁厚减薄、蚀坑或/和穿孔。局部腐蚀发生在局部小范围区域内，其腐蚀速率往往比预测的均匀腐蚀速率快数倍至数十倍，控制难度较大。
② 影响腐蚀的因素
a. H2S浓度 H2S浓度对钢材腐蚀速率的影响如图5-1-2所示。软钢在含H2S蒸馏水中，当H2S含量为200～400mg/L时，腐蚀率达到最大，而后又随着H2S浓度增加而降低，到1800mg/L以后，H2S浓度对腐蚀率几乎无影响。如果含H2S介质中还含有其他腐蚀性组分，如CO2、Cl-、残酸等时，将促使H2S对钢材的腐蚀速率大幅度增高。
H2S浓度对腐蚀产物FeS膜也具有影响。有研究资料表明，H2S为2.0mg/L的低浓度时，腐蚀产物为FeS2和FeS；H2S浓度为2.0～20mg/L时，腐蚀产物除FeS2和FeS外，还有少量的Fe9S8生成；H2S浓度为20～600mg/L时，腐蚀产物中Fe9S8的含量最高。
b. pH H2S水溶液的pH将直接影响钢铁的腐蚀速率。通常表现在pH为6时是一个f临界值。当pH小于6时，钢的腐蚀率高，腐蚀液呈黑色、浑浊。NACET-1C-2小组认为气井底部pH为6±0.2是决定油管寿命的l临界值。当pH小于6时，油管的寿命很少超过20年。
pH将直接影响着腐蚀产物硫化铁膜的组成、结构及溶解度等。通常在低pH H2S溶液中，生成的是以含硫量不足的硫化铁，如Fe9S8为主的无保护性的膜，于是腐蚀加速；随着pH的增高，FeS2含量也随之增多，于是在高pH下生成的是以FeS2为主的具有一定保护效果的膜。
c. 温度 温度对腐蚀的影响较复杂。钢铁在
H2S水溶液中的腐蚀率通常是随温度升高而增大。有实验表明在10%的H2S水溶液中，当温度从55℃升至84℃时，腐蚀速率大约增大20%。但温度继续升高，腐蚀速率将下降，在110～200℃之间的腐蚀速率最小。
承包方动火作业安全管理
危险化学品目录（2015版）
