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高含硫化氢高矿化度原油对碳钢管材腐蚀行为的研究摘要：利用SEM、EDS和XRD对管材和管材腐蚀产物进行了检测分析，结果表明：L245 NS正火抗硫态钢管试样非金属夹杂物和金相组织正常；SEM分析显示管道圆形蚀坑内部呈明显的蜂窝状，蚀坑底部腐蚀产物有明显的结晶堆积；EDS分析表明腐蚀产物主要元素为Fe、O、S、Si、Cl等，Si的存在表明腐蚀产物中仍有部分未腐蚀的铁，大量Cl离子参与了腐蚀过程并残余在腐蚀产物中；XRD分析表明腐蚀产物由Fe1-xS和Fe3O4组成。
本文还对对管材的腐蚀原因和腐蚀机理进行了探讨和说明。
关键词：高含硫高矿化度点蚀腐蚀机理Abstract: using :SEM, EDS and XRD pipes and pipe corrosion products were tested and analyzed in this paper, the results showed that: L245 NS normalizing sulfur resistant state steel sample non metallic inclusion and microstructure analysis showed normal; SEM pipeline circular pit inside were honeycomb, corrosion pit of corrosion products have obvious crystal deposition; EDS analysis showed that the corrosion products are elements of Fe, O, S, Si, Cl, Si showed the presence of corrosion products are still not corrosion of iron, a large number of Cl ions are involved in the process of corrosion and residual in the corrosion products; XRD analysis showed that the corrosion products by Fe1-xS and Fe3O4. This article also on pipe corrosion and corrosion mechanism are discussed and illustrated.Key words: high sulfur and high salinity pitting corrosion mechanism1 前言中东M油田是一个有着上百年开采历史的老油田。
试论硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析摘要：随着我国经济发展，对天然气能源的需求量不断提升，天然气基础建设不断完善。
天然气运输是以管道为载体，完成运输作业，但是，由于天然气中的硫化氢具有一定的腐蚀作用，在运输途中侵害管道，导致管道出现变薄甚至穿孔等情况，造成一定的不良影响。
因此，在当前发展中，提升硫化氢天然气对管道腐蚀重视程度，积极制定优化方案，提升硫化氢天然气运输安全性。
基于此，本文以硫化氢对天然气管道腐蚀影响为研究对象，结合实际案例，分析出现管道腐蚀现象的因素，探究其产生的不良影响。
关键词：硫化氢；天然气管道；腐蚀伤害；因素以及影响；案例分析在天然气运输过程中，硫化氢导致管道腐蚀现象较为严重，严重影响我国天然气运输的稳定性。
其中硫化氢、二氧化碳、水以及缓蚀剂是诱发管道腐蚀的重要物质，当管道内部放置硫化氢以及二氧化碳，腐蚀性明显降低，但是，在两者与管道中的水结合后，腐蚀性明显提升，现阶段，我国已经对天然气管道腐蚀的重视程度提升，采用含硫油气保护管道，但是，硫化氢对天然气管道腐蚀研究还有一定的发展空间。
因此，本文结合实际工程案例，对硫化氢对天然气管道腐蚀进行详细的分析，研究影响管道腐蚀的影响因素，引出开展管道防腐措施的重要性。
一、案例分析我国A油气企业的管道系统设计压力为10Mpa，同时存在压力为12Mpa的管道，该企业中，天然气中硫化氢分压在1.705Mpa，对天然气开展集中脱酸施工，去除天然气中大部分的硫化氢气体，但是仍有一部分残留。
随着我国油气田开发力度不断加深，开发天然气中的硫化氢气体含量不断升高，导致其腐蚀性加强，在天然气运输中对管道的腐蚀影响较为明显，导致管道出现穿孔，造成天然气泄漏,影响企业的稳定发展[1]。
在发展中A油气企业对管道腐蚀重视程度提升，针对S区集气站管道开展质量检测，通过检测数据可以看出，管道存在厚度异常情况，将管道剖开，内部的腐蚀非常严重，同时腐蚀后产生大量的硫化物。
180研究与探索Research and Exploration ·智能检测与诊断中国设备工程 2024.04（下）应立即修复。
YS5002井RI =7.9，MI =5.05，该井存在重大结构性缺陷，井的整体结构受损严重，应立即修复；该井影响行车舒适度以及积泥，缺陷慢性积累，需尽快对功能性缺陷进行养护。
5 结语（1）关于检查井的检测技术已较为成熟，但对检查井的缺陷描述和评估方法较为模糊，制定一套适用于我国检查井状况评估的体系迫在眉睫。
（2）结合国内规范对管道缺陷的评分制度，贴合工程实际和缺陷产生原因，将检查项目划分为结构性和功能性2类，共15项缺陷内容，并建立对检查井的评分规则，可最大限度地消除主观判断造成的偏差，为实施决策提供有效参考。
（3）通过计算RI 和MI 可定量的评估检查井结构性缺陷和功能性缺陷修复的急迫性，同时可根据数值进行排名，合理决策修复队伍和布置修复力量，确保建设单位和管养单位制定最佳的资源分配方案。
参考文献：[1]杨雪梅,唐心红.宁波地区城市排水管道现有缺陷评估及防治对策研究[J].给水排水,2021.57(07):102-107．[2]邬星伊,王和平,郑以微．美国《检查井评估与认证程序》简介 [J].给水排水,2013,39(8):104-107．[3]邬星伊.城镇排水检查井评估方法的研究[D]. 广东工业大学,2013:20-21． [4]胡晓健.城市排水管道检测评估与非开挖修复工艺研究 [J].市政技术,2015,33(3):107-114．[5]王海蓝,陈威,王万琼.排水管道缺陷成因分析及修复方案选择[J].净水技术,2023,42(3):136-142.表5 检查井修复决策建议表序号井编号下游管径（mm）井体材质井盖材质井深（m）结构性功能性缺陷深度（m）缺陷名称缺陷等级缺陷深度（m）缺陷名称缺陷等级1WS9022400钢筋混凝土混凝土 2.860井周路面破损20.2防坠装置缺损40井框破损2——0.8～2.2爬梯松动、锈蚀或缺损32YS5002800砖砌体球墨铸铁2.321.8井壁损坏22.32井底沉积22.1渗漏10盖框高差21.92流槽破损4——集输管道和各类设施设备是采油厂生产经营依赖的主要内容。
浅论油气田开发中硫化氢对钢材的腐蚀及对策摘要本文从材料因素和使用环境因素分析了油气田开发中硫化氢对钢材的腐蚀问题．提出了在实践中钢材从选择材料及其热处理方法、合理选择工艺及设计思路和其它方法防止预防对策进行探讨，以期对油气田生产、科研中对刚才的选择有所参考。
关键词钢材硫化氢防腐蚀对策油气田生产中起腐蚀作用的主要是盐水、硫化氢、二氧化碳和有机酸。
在各种腐蚀介质中硫化氢的腐蚀最为严重，它是造成材料快速破裂的主要原因之一。
本文试从钢材硫化氯腐蚀的因素进行分析并对预防对策进行探讨，以期对油气田生产、科研中对钢材的选择有所参考。
1 钢材硫化氢腐蚀的因素分析1.1材料因素在油气田开发、使用过程中发生的腐蚀类型里面，以硫化氢腐蚀时材料因素的影响较大，材料因素主要有材料的显微组织、机械性能指标及合金元素等。
l.1.1 材料的机械性能指标一般认为，强度越高的钢材对腐蚀的敏感性越大。
在含硫化物的介质中，屈服点高于630Mpa的钢管由介质引起的性质改变会突然发生破裂，随着拉伸性能的增加，即使硫化氢含量减少到极小的数量，也会引起突然破坏。
在很大的应力作用下，只需有低达千万分之一的硫化氢就足以使抗拉强度为1050Mpa的钢管产生脆性破坏。
同样，在没有一点硫化氢存在的情况下，当二氧化碳的分压力为0．21kg／mm2时，也可以引起脆性状态而使钢材破坏，因此材料强度的提高对硫化物应力腐蚀的敏感性越高，材料的断裂大都出现在硬度大于HRC22(当于HB200)的情况下，因此通常HRC22可能作为判定钻柱材料是否适合于含硫油气井钻探的标准。
1.1.2 材料的显微组织材料的性能是由它内部的组织和相结构决定的。
有些科研人员认为，钢的组织比成分对在硫化物中应力腐蚀开裂的稳定性的影响要大。
组织为马氏体或铁素体的钢在高应力及高的含氢条件下对硫化物中的腐蚀开裂是高度敏感的，尤其是马氏体对硫化氢应力腐蚀开裂（以下简称SSCC）和氢致开裂非常敏感，但在其含量较少时，敏感性相对较小，随着含量的增多，敏感性增大，严重时即时加上百分之几屈服强度的应力也可能发生断裂。
SSC及HIC标准实验方法的选择和应用随着高硫高酸原油加工量的增加，硫化氢对设备的腐蚀也愈加严重，已成为石化行业较为突出的问题，特别是湿H2S应力腐蚀开裂和氢致开裂，所引起的事故往往是突发的、灾难性的。
因此，开展H2S腐蚀的相关研究对于确保石化设备的安全运转以及提高石化行业的生产效率具有重大的理论和实际意义。
一、基本性能研究1、输气管线环焊接头抗HIC性能研究氢致裂纹（HydrogenInducedCracking，缩写为HIC），作为一种缺陷存在于管线钢及焊缝中，其对输气管线使用性能的影响至今尚无全面的认识。
但大量的研究表明，HIC对钢材的常规强度指标影响不大，但对韧性指标影响较大，会使钢材的脆性倾向增大。
在四川境内含硫化氢酸性输气管线中，已经发现因HIC引起破裂的多起事故，给国家带来了严重的经济损失。
目前，我国对管线钢正在做比较系统的抗HIC 性能倾向研究，环焊缝在整条管线中占相当大的比重，但我国对其焊接头抗HIC性能的研究还基本上处于空白。
近几年正值我国天然气管道建设的高潮，为保证输气管线环焊缝质量的可靠性，开展对输气管线环焊接头抗HIC性能研究是非常必要的，研究的成果直接用于工程实际，为输油输气管线的施工建设可提供技术保障。
2、输气管道的硫化物应力腐蚀（SSC）问题早在40年代末，美国和法国在开发含H2S酸性油气田时，发生了大量的硫化物应力腐蚀（SulfideStressCorrosionCracking,简写SSCC或SSC）事故，我国输气管道主要集中在四川省，其中H2S含量偏高，表1[1]的统计结果表明：SSC是输气管道最主要的失效形式。
目前我国输送净化天然气（即含H2S<20mg/m3）的输气干线，绝大多数采用16Mn、X56、X60等级螺旋缝埋弧焊管，输送含H2S脱水干气采用大口径20号钢无缝钢管。
由于管输天然气中H2S的含量偏高，最高可达400〜500mg/m3，使天然气中H2S分压达0.0003MPa或更高，具备了发生SSC的条件。
L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究的开题报告一、研究背景和意义随着石油和天然气的开发和利用，管道输送成为了常见的方式。
而管道输送过程中，管线钢及其焊接接头在介质中的腐蚀问题是一大难点，特别是在含二氧化碳和硫化氢的介质中，可能会出现严重的腐蚀现象，从而引发生产事故，造成重大经济损失和环境污染。
因此，开展L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究，对于提高管道输送的安全性和稳定性，推动我国石油和天然气产业的持续健康发展具有重要意义。
二、研究内容和步骤1. 研究对象：L360管线钢和其焊接接头。
2. 系统地分析CO2/H2S介质对L360钢和其焊接接头腐蚀的影响机理。
3. 研究L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，包括腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物等。
4. 探究不同因素对L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为的影响，包括介质参数、材料表面状态等。
5. 提出相应的防腐措施和维护方法，以降低L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀风险和损害程度。
三、研究方法和技术路线1.术前研究与资料调研，获取相关问题的最新信息和研究进展。
2.采用电化学方法研究样品在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，并进行扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表征手段的表征。
3.将电化学方法和表征手段相结合，探寻不同腐蚀因素的影响机理和作用方式，建立相应的腐蚀模型。
4.优化防腐措施和维护方法，包括采用防腐涂料进行保护，提高设备可靠性等。
四、研究成果与预期目标1.建立L360管线钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀评价体系。
2.明确CO2/H2S介质对L360管线钢和其焊接接头腐蚀的机理和影响因素。
3.提出相应的防腐措施和维护方法，从根本上解决管线腐蚀问题。
4.该研究结果预计能为CO2/H2S介质下管线生产和运输提供技术支持，从而提高石油和天然气工业的发展水平，减少生产事故和环境污染问题。
管线钢抗硫化氢腐蚀研究进展程鹏;黄先球【摘要】在石油天然气开采和储运过程中由于硫化氢的存在,对油气田管线会产生严重的腐蚀和重大的经济损失.针对管线钢特定的腐蚀环境,总结了当前H2S腐蚀在反应机理上的研究,简要介绍了H2S浓度、温度、pH值和流速等多种因素对管线钢在H2S环境中腐蚀的影响,综述了近年来国内外管线钢在H2S环境中的腐蚀问题研究现状,并对抗H2S腐蚀管线钢的研究趋势进行了展望.【期刊名称】《武汉工程职业技术学院学报》【年(卷),期】2015(027)001【总页数】4页(P32-35)【关键词】管线钢;硫化氢腐蚀;腐蚀机理;影响因素【作者】程鹏;黄先球【作者单位】武汉钢铁(集团)公司研究院湖北武汉 430080;武汉钢铁(集团)公司研究院湖北武汉 430080【正文语种】中文【中图分类】TG172.3+3随着我国经济的快速发展，以及对石油天然气等能源需求的不断增长，油气开采与储运用管线钢的研究取得了飞速的发展[1-3]。
这些管线钢除了因交变应力而产生疲劳失效问题外，还会由于承受应用环境中的腐蚀介质而出现腐蚀问题。
在石油天然气开采与储运过程中，管线钢内部的硫化氢腐蚀问题是一个主要而且广泛存在的问题。
管线钢在遭受硫化氢腐蚀破坏后容易产生全面腐蚀、点蚀、氢脆、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂等，并且这些不同的腐蚀形式由于相互间的促进作用，最终导致管线钢发生严重穿孔、开裂、燃油泄漏爆炸等重大安全事故和社会经济损失[4-6]。
因此，开展管线钢的H2S腐蚀行为的研究对石油天然气行业具有重要的经济效益和现实意义。
国内外已经有很过研究工作者对金属材料在硫化氢环境下的腐蚀机理进行了研究[9-10]，材料在硫化氢溶液中会发生物理变化和化学变化。
前者属于材料与气相之间的物理过程，环境中的H2通过物理吸附等方式吸附在材料表面，而分解产生的活化氢原子则通过吸附在材料的内表面而成为金属中的溶解氢。
另一方面，硫化氢由于其较高的水溶性，在溶于水后易形成弱酸氢硫酸，它在溶液中由于电离产生H+、S2-等腐蚀性离子，使金属发生均匀腐蚀和局部腐蚀。
钢铁材料的硫化氢腐蚀研究表明，H2S浓度对应力腐蚀的影响明显，湿H2S引起的开裂不仅有硫化氢应力腐蚀（SSCC），氢诱导（HIC）和应力导向氢致开裂（SOHIC）及氢鼓泡（HB）等，其破坏敏感度随H2S浓度增加而增加，在饱和湿硫化氢中达最大值。
液体介质中硫化氢浓度对低碳钢而言，当溶液中H2S浓度从2PPm增加到150PPm时，腐蚀速度增加较快，但只要小于50PPm，破坏时间较长，H2S浓度增加到1600PPm时，腐蚀速度迅速下降，当高于1600PPm——2420PPm时腐蚀速度基本不变，这表明高浓度硫化氢腐蚀并不比低浓度硫化氢腐蚀严重；但对于低合金高强度钢，即使很低的硫化氢浓度，仍能引起迅速破坏。
因此在湿化氢腐蚀环境中，选择设备的各受压元件材料将十分重要，尤其是当硫化氢中含有水份时，决定腐蚀程度的是硫化氢分压，而不是硫化氢的浓度，目前国内石化行业将0.00035Mpa(绝)作为控制值，当气体介质中硫化氢分压大于或等于这一控制值时，就应从设计、制造或使用诸方面采取措施和选择新材料以尽量避免和减少碳钢设备的硫化氢腐蚀。
从材料化学成份方面来说，钢中影响硫化氢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，低韧性的显微金相组织，表现出极高硬度，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，致使局部显微组织疏松，在湿硫氢环境下诱发HIC或SOHIC。
故对用于湿硫化氢环境的压力容器用钢，其锰、硫含量及非金属夹杂级别都应非常注意，不允许超标。
为提高钢的抗湿硫化氢性能，法国压力容器标准CODAP-90的附录MA3中提出以下推荐：（1）减少夹杂物，限制钢中硫含量，使S≤0.002％,如果能达到≤0.001％则更好。
（2）限制钢中的含氧量，使其≤0.002％。
（3）限制钢中的磷含量，尽量使其≤0.008％。
（4）限制钢中的镍含量。
（5）在满足钢板的力学性能条件下，应尽可能降低钢的碳含量。
