硫化氢对气田钢材的腐蚀影响及防治

油气田硫化氢腐蚀浅析摘要：在油气田生产运输的过程中，H2S会对管线设备等金属材料造成严重的腐蚀，从而导致管线设备的磨损和报废，造成重大的经济损失。

此外，由于管线设备受到严重腐蚀而使H2S泄漏，容易引起人员伤亡。

本文从油气田硫化氢腐蚀现状出发，对硫化氢腐蚀机理及防护进行浅析。

关键词：硫化氢腐蚀机理影响因素防腐1.硫化氢腐蚀机理研究国外包括Keddamt等建立的H2S水中铁溶解的反应模型;Armstrong和Henderson对电极反应分两步进行的理论描述; Bai和Conway对一种产物到另一种产物进行的还原反应机理进行了系统的研究；Sardiseo，Wright和Greeo研究了30℃时H2S—CO2—H2O系统中中碳钢的腐蚀，说明了H2S在两种分压下金属表面形成的不同硫化物膜及腐蚀速率随H2S浓度和溶液pH的影响。

Hausler 等人研究表明腐蚀中的速率控制步骤是通过硫化物膜的电荷的传递。

Ramanarayanan和Smith研究了4130钢在220℃含Cl-的饱和H2S溶液中的腐蚀，发现生成以Fe1-xS为主的硫化物膜，总的腐蚀速率控制步骤是铁离子通过不断增长的Fe1-xS膜，最终硫化物膜增长与溶解速率达到稳定。

Sardiseo和pitts观察到溶液在不同pH时金属表面形成了不同的硫化物膜。

Petelotetal研究表明了金属浸入含H2S溶液中硫化铁膜的增长随时间变化的情况。

另外Tewari和Campbell也有类似的研究。

Iofa等提出了H2S溶液中铁的腐蚀反应式依次为化学吸附反应(l.1式)和阳极放电反应(1.2式)。

Fe+H2S+H2O→FeSH-ads+H3O+ (1.1) FeSH-ads →FeSH-ads +2e- (1.2)Shoesmith则给出了FeSH-ads+继反应(1.2)后的不同转变情况：FeSH-ads →FeS+H+ (1.3) FeSH-ads +H3O+→Fe+2+H2S+H2O (l.4)H.Maetal得出H2S抑制腐蚀的反应式：Fe+H2S+H2→FeSH-ads +H3O+ (1.5)FeSH-ads →FeSHads +e - (1.6) FeSHads →FeSH++e -(1.7)Bolmer认为在H2S环境中阴极反应机理为: 2H2S+2e→H2+2HS- (1.8)在国内张学元先生研究硫化氢腐蚀机理反应式：H2S→H++HS- (1.9) HS-→H++S2- (1.10)2.硫化氢腐蚀的影响因素影响H2S腐蚀的因素主要可分为材料因素、环境因素。

钻井试气中硫化氢的腐蚀及防治钻井试气中硫化氢的腐蚀及防治张照鸿（陕西延长石油集团油气勘探公司天然气勘探开发部，陕西延安716000）【摘要】针对气田钻井试气中钢材在湿硫化氢环境中的腐蚀现象，通过对硫化氢腐蚀机理的探讨，分析了气田钢材在制造、使用中腐蚀的影响因素，提出了气田钢材腐蚀防治的一些措施，确保气田钢材的安全正常使用。

关键词：硫化氢腐蚀防治1 引言近年，在鄂尔多斯盆地油气勘探中，在某些层位或多或少的有硫化氢显示，硫化氢是一种无色、臭鸡蛋气味的有毒气体，在钻井作业时循环的钻井液中一旦发生H2S气侵，就会对钻井液组成产生严重污染，导致钻井液的流变性能变差，如影响携带岩屑、井壁稳定、造成起下钻压力激动等，增加钻井成本[1]。

而硫化氢对钻具的副作用，则引起氢脆和金属变质的危害更是不可忽视。

由腐蚀造成的经济损失很大,据统计,全国钻杆的平均耗量为4kg/m以上,即每钻进1m,损耗钻杆4kg以上[2]。

2 钻井过程中硫化氢来源2.1 油气井中H2S的来源石油中的有机硫化物热作用分解产生H2S气体，H2S含量将随地层埋深增加而增加,在井深2600米，H2S含量在0.1-0.5%之间，而超过2600米时含量超过2-23%，当地温超过200-250℃时，热化学作用将加剧而产生大量H2S。

石油中的烃类和有机质通过储集层水中的硫酸盐的高温还原作用而产生H2S，下部地层中硫酸盐层通过裂缝等通道，使H2S上窜而来，含硫的地层流体（油、气、水）流入井内。

而在非热采区，因底水运移，将含H2S地层水推入生产井而产生H2S。

还有某些深井泥浆处理剂高温热分解和厌氧菌作用于有机硫或无机硫产生H2S。

2.2 钻井泥浆高温分解磺化酚醛树脂100℃分解，三磺（丹煤、褐煤、环氧树脂）150℃分解，磺化褐煤130℃分解，本质素硫酸铁铬盐180℃分解，丝扣油高温与游离硫反应，某些含硫原油或含硫水被用于泥浆系统。

3 硫化氢的腐蚀机理、危害及影响因素3.1 硫化氢腐蚀机理硫化氢的水溶液是弱酸，其作为弱酸离解为离子：H2S=HS-+ H+，HS-=S2-+2H+。

有关硫化氢油气田腐蚀及缓蚀剂防护的综述摘要：在天然气集输过程中，H2S引起的管线内腐蚀问题普遍存在，往往导致管道发生严重局部减薄，甚至穿孔，引发事故。

同时，指出H2S腐蚀机理复杂，影响因素众多，通常多种因素协同作用,采用缓蚀剂是油田设备防腐的最有效手段之一。

本文概述了油田腐蚀的影响因素、缓蚀剂的类型、缓蚀机理及其缓蚀剂性能影响因素，着重介绍了近几年新型油田缓蚀剂的研究开发，最后提出了油田缓蚀剂的研究发展方向。

关键词:H2S; 内腐蚀; 影响因素; 腐蚀机理；缓蚀剂1 H2S腐蚀产物宏观及微观形貌对管件试样进行轴向剖切，观察内壁面腐蚀产物宏观形貌，如图1所示。

观察发现:试样内壁呈不均匀腐蚀，腐蚀坑呈片状和点状分布，片状腐蚀坑大而浅，点状腐蚀坑小而深。

外层腐蚀产物多呈黑色，极易脱落，而腐蚀坑内产物多呈黄色，覆盖腐蚀坑内表面。

对管件试样腐蚀内壁面取样，观察其内壁面腐蚀产物微观形貌。

2 H2S腐蚀的影响因素H2S腐蚀的影响因素包括环境因素和材料因素。

其中环境因素主要包括H2S分压、CO2分压、介质温度、pH值、矿化度、流速及流动状态等;材料因素包括管材种类，合金元素Cr、Ni、Si、Mo、Cu等的含量，材料覆盖层等。

3 油田缓蚀剂类型根据缓蚀剂中主要缓蚀成分，目前，油田常用的缓蚀剂主要有膦酸盐、锌盐、唑类和炔醇类等，使用最多的是膦酸盐和唑类。

3.1 膦酸盐油气井的水中存在大量的Ca、Mg和Fe等金属离子，并常以碳酸盐、硫酸盐等形式析出，使得管道和设备结垢和腐蚀，严重影响设备的正常使用。

膦酸盐缓蚀剂的种类很较多，但有许多相似之处：一般认为膦酸盐与碳钢作用形成以沉积膜为主的混合膜，在成膜过程中需要一定浓度的二价金属离子参与，常常与阻垢分散剂配合使用，不但具有优良的缓蚀效果，而且具有良好的阻垢效果，且与聚羧酸类阻垢分散剂有良好的协同作用。

3.2 唑类唑类缓蚀剂是通过氮原子吸附成膜，主要分为油溶型和水溶型两类。