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H2S及CO2对管道腐蚀机理与防护研究

文档作者：范兆廷1；2 袁宗明1 刘佳2 段勇1 方炯1 文档来源： 1．西南石油大学 2．重庆科技学院		点击数：	更新时间： 2024年07月01日
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油气田地面工程第27卷第10期(2008．10) 39
H2 S及C02对管道腐蚀机理与防护研究
范兆廷1；2 袁宗明1 刘佳2 段勇1 方炯1
(1．西南石油大学；2．重庆科技学院)
摘要：针对高含H：S及CO：天然气输
送管道日益严重的腐蚀问题，分别研究了
H。S和Co。的对管道的腐蚀情况及腐蚀机
理，对各自作用下的影响因素做了一定的分
析，进一步研究H。s及C【)2对管道共同作用
机理，有针对性地提出防护和管道延寿措施。
关键词：天然气；H2S；CO：；腐蚀；
管道
H。S、C0。是最常见和最有害的两种腐蚀管道
物质，对单含CO。或H。s天然气输送管道的高温
高压腐蚀机理和腐蚀规律的研究，国内外均开展了
大量工作，月．已取得许多有应用价值的研究成果。
天然气输送管道在H：s、CO：高温高压作J}}j下腐
蚀现象较为普遍，所以研究同时含H：S、CO：输
送管道高温高压多相流环境中的腐蚀行为和防护技
术很有必要，对我国油气开采具有重大的工程应用
价值。
1 H。S腐蚀机理
湿的H：S环境对钢的氢致开裂有多种形式，
H。S的存在抑制了氢分子的形成，促进氢分子向
金属内部扩散。H：S电化学腐蚀产牛的氢原子。
在向钢材内部扩散过程中，遇到裂缝、孔隙、晶格
层间错断、夹杂或其他缺陷时，原子氢结合成为分
子氢，而分子氢的体积是原子氢体积的20倍，这
就造成极大的压力(町高达数十个兆帕)，致使低
强度钢或软钢发生氧鼓泡(含硫气田钢管外壁观测
到的气泡脱层即属于此)。渗入钢材的氢会使强度
或硬度较高的钢材品格变形，致使材料韧性变差，
甚至钢材内部引起微裂纹，钢材变脆，此即为氢
脆。硫化物应力腐蚀破裂，就是在拉应力或残余张
廊／J加速下，钢材氢脆微裂纹的发展直至材料的破
裂过程。硫化物应力腐蚀破坏是在丰矗应力作用下发
生的，它比单纯的氧脆破坏速度快。
H：S浓度对应力腐蚀的影响明显，湿H。S引
起的开裂小仅有H。S应力腐蚀(SSCC)、氢诱导
(HI(：)和应力导向氢致开裂(S()HIC)及氢鼓泡
(HB)等，且其破坏敏感度随H。S浓度增加而增
大，在饱和湿H。S中达最大值。
H：S是弱酸，在溶液中按下式离解
H2S—H++HS一一2H++S2一(a)
溶液中S2一与Fe2+发生以下化学反应
z Fe2++Y S2一一Fe，S。● (b)
Fe，S。为各种结构硫化铁的通式。随着溶液中
(b)反应的进行，溶液中H。S含量及pH值随之
变化。硫化铁组成及结构均不相同，其对腐蚀过程
的影响也不相同。影响H。S腐蚀的主要冈素是：
①H。S浓度；②pH值；③温度、压力。
2 C()2腐蚀机理
CO。腐蚀破坏行为在阴极和阳极处表现不同，
在阳极处铁不断溶解导致了均匀腐蚀或局部腐蚀，
表现为金属设施与日俱增的壁厚变薄或点蚀穿孔等
局部腐蚀破坏；在阴极处CO。溶解于水rfl形成碳
酸，释放出氢离子，氢离子是强去极化剂，极易夺
取电子还原，促进阳极铁溶解而导致腐蚀，同时氢
原子进入钢中，导致金属构件的开裂。
众多实验研究结果一致认为，在常温无氧的
CO：溶液巾，钢的腐蚀速率受析氢动力学控制，
同时发现，从CO：溶液中的析氢过程有两种不同
的机理。
第一种机理，氢从氖离子的电化学反应式中析
出；第二种机理，在金属界面上CO。水合为碳酸，
吸附的碳酸可以直接还原。
上述腐蚀机理是对裸露的金属表面而言的，在
实际过程巾，随着cO：腐蚀的进行，金属表面将
被腐蚀产物膜所覆盖，可用如下方程式表示
3Fe十4H2()一Fe3()4+8H++8e—
Fe+H2C03一FeC03+2H‘+2e
腐蚀产物膜一旦形成，腐蚀行为将与之有密切
关系，腐蚀速度将受膜的结构、厚度、稳定性及渗
透性等性能所控制。
3 相互作用腐蚀机理
CO。、H。S共存时腐蚀性比相同浓度下单独的
CO：、H：S腐蚀性强。在同等条件下。H：S腐蚀是
C()。的2倍。在含有其他阴离子的情况下，一般还
会加剧腐蚀速率，例如Cl’的半径很小，穿透能力
万方数据
40 油气田地面工程第27卷第10期(2008．10)
很强，与H。S共存进一步加强对钢材的腐蚀。
研究表明，在H。S和C0：共存的环境中，
H：S的作用可表现为以下4种形式：
(1)在H。S含量很低时，CO。是主要的腐蚀
介质，温度高于60℃，腐蚀速率取决于FeCOs膜
保护性能，基本与H。S无关(见图1)。
10．00
1 8,00
量6．00
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2．0；
o．o p—盖—焉产气萨—齑—焉i—T‰
H2S含量／mg．m-3
图2 不同HoS浓度下油套管材料腐蚀速率变化情况
(4)不同温度对H。s／co。共存体的腐蚀速率
影响也较明‘矗。图3为5种材料腐蚀速率随温度变
化的趋势曲线。从图来看，不同温度下，5种材料
的腐蚀速率变化规律基本一致，均呈现出随温度增
加，腐蚀速率先增加后降低的趋势。
图3不同温度下的COz／HzS腐蚀速率
4 腐蚀防护
诸多的研究结果表明⋯，在含有CO。的油气
田开发中，含铬的不锈钢表现出优良的抗腐蚀性
能，随铬含量增大，合金的腐蚀速率降低。一般含
铬量达到12％时，其耐蚀性已经非常好，但有氯
化物存在的情况下，会发生点蚀和间隙腐蚀。从材
料化学成分方面来说，钢中影响H：s腐蚀的主要
化学元素是锰和硫，锰元素在设备焊接过程中，产
生马氏体、贝氏体高强度及低韧性的够微金相组
织，表现m极高硬度，这对设备抗SSCC极为不
利；硫元素则在钢中形成MnS、FeS非金属夹杂
物，致使局部显微组钐!疏松，在湿H。S环境下诱
发HI(：或S()HIC。为提高钢的抗湿H。S性能．法
国压力容器标准C()DAP一90的附录MA3巾提出
以·F建议：①减少夹杂物，限制钢巾硫含量，使S
≤0．002％，如果能达刨≤0．001％则更好；②限制
钢中的含氧绩，使其≤0．002％；③限制钢巾的磷
含量，尽蛙使其≤0．008％；④限制钢巾的镍含量；
⑤存满足钢板的力学性能条件下，应尽可能降低钢
的碳含量。
缓蚀剂对油气生产和输送过程巾的腐蚀控制起
着重要的作用，对于含CO。油气生产装置的严重
腐蚀，同外基本靠添加缓蚀剂加以控制；而添加缓
蚀剂可以既有效义经济地达到腐蚀控制的目的，在
处理长距离输油管线上更是如此。对于油管不1I高温
立管，通常采用油性水分散型缓蚀剂(常用长链脂
肪胺)，而对输油管部分则采用水溶性的缓蚀剂。目
前，用缓蚀剂控制CO。引起的全面腐蚀，已取得厂
一定的效果。
5 结语
(1)湿的H：S浓度分压是影响天然气输送管
道氢应力腐蚀，氢历导和应力导向氢致开裂及氡鼓
泡等的主要冈素。COz溶于水后，存相同的pH值
下，酸性比盐酸高，对油气管线极易发生析氢腐
蚀。在H：s／co：共同作用下，H。S、CO。的分』玉及
温度共同作用影响着油气管道的腐蚀速率。
(2)研究结果表明，针对小同的输送介质，从
优选管材材质和提高加工质量等方面入手，加强现
场监督，辅以必要的防腐措施，可使油气管材的
H。S／co。腐蚀得到有效控制，使腐蚀对油气工业
造成的影响和损失降低。
参考文献
f11庞启财．防腐蚀涂料涂装和质量控制[M]．北京：化学工业出版
社，2003．
(栏目主持杨军)

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