天然气采输作业硫化氢防护措施

第2章　采输作业中硫化氢危害因素分析

石油天然气勘探开发属于高危行业，而含有硫化氢和二氧化碳等气体的存在，大大增加了这一行业的风险。在含硫天然气气田的钻井施工、采气开发、集输储运，直至最后的脱硫净化等所有生产过程中，无一不存在众多的风险因素，而硫化氢和二氧化碳等气体的泄露风险无疑位列首位，这是由于两种物质固有的危险特性所决定的。其次是环境保护方面的问题，高含硫化氢和二氧化碳的天然气，无论排入大气还是混入水中，这一重大风险始终伴随在整个天然气的生产过程中。本章主要分4节介绍采输作业中硫化氢的危险有害因素分析。

2.1　硫化氢的泄露和溢出

在含硫化氢的天然气气田勘探开发及净化过程中，发生硫化氢泄漏的方式很多，但基本是以天然气混合气体的方式泄露出来的。造成泄露的原因较多，既有地质的原因，也有工程施工的原因，还有其他方面的原因。本节主要介绍工艺和施工作业过程中可能导致硫化氢泄漏的方式和原因。

2.1.1　集输气场站及管道有毒气体泄漏

集气、输气场站及湿气管道发生泄漏所造成的危害，并不一定小于钻井施工和井下作业油气泄漏的危害。以下逐一分析输气井站及管线几个重点部位的主要泄漏方式及原因。

1.井口装置泄漏及原因分析（气井采气树漏气的原因及对策）

含H2S气井的采气井口装置主要依据气井最高关井压力及流体性质选定，应能满足API6A和NACE MR-0175标准的要求，且具有远程控制的功能。由于气井压力一般较高，故对井口侵蚀也较油井井口严重许多，因此井口发生泄漏的可能性也较大。井口发生泄漏的方式较多，造成泄漏的原因也不尽相同。主要可以划分为4个原因：

（1）井口设计缺陷

如未充分考虑井下气体中H2S酸性介质的因素，材质选用不当，制造工艺未按照相关抗硫标准执行，造成应用中发生氢脆、应力开裂；或是井口装置结构设计不合理，以致在应用一段时间后出现密封失效。因此《石油天然气建设工程施工质量验收规范　高含硫化氢气田集输场站工程》（SY 4212—2010）规定：高含硫化氢气田集输场站工程及与高含硫化氢气体介质相接触的净化装置工艺安装工程采用的原材料、半成品、成品、构（配）件、设备、容器、仪器和仪表等应进行现场验收，凡验收或抽样检验的样品中，若有一件不符合设计文件或国家现行有关标准规定的合格要求时，应全部检查。同时，不合格的原材料、半成品、成品、构（配）件、设备等不应使用。

（2）人为操作失误

如未对井场操作人员进行井口装置结构知识、操作规范、维护保养等方面的知识培训，造成操作人员不了解井口基本原理，未按照规定的操作规范和维护要求对阀门进行定期维护保养等。

（3）其他原因造成

如在生产期间，由于井内泥浆和岩屑未排放干净，因而不断随气流冲蚀井口，造成井口阀门本体损坏而泄漏；突发情况下，井口紧急截断阀未正常动作，更易造成井口天然气泄漏失控。

2.湿气管道泄漏及原因分析

湿气管道输送的是刚从井口采出，未经脱水和净化处理的含H2S酸性介质的混合气体，内腐蚀现象较输送纯净天然气或原油管道严重许多。特别是当管道中有游离水存在时，如果在水的露点温度以下运行，腐蚀现象会更加严重。另外，管道的工作环境也千差万别，不可避免地要经过河流、湿地或潮湿区域，外腐蚀现象也较严重。

（1）腐蚀原因造成的泄漏

管材的内腐蚀和外腐蚀是管道集输无法规避的自然现象。如果在材质选用时，未严格按照输送含H2S和CO2酸性气体的标准设计，合理布设阴极保护或牺牲阳极保护，管道组对、焊接或热处理等工序质量不合格，就会造成运行过程中严重泄漏的风险。

（2）运行原因造成的泄漏

管道运行中的泄漏主要有三种：一是缓蚀剂选择不当或未按规定加注，达不到缓蚀效果而加剧内腐蚀；二是不按规定定期清管，使得管道转弯处或死角积液严重而造成腐蚀或破裂；三是管道流速控制不当，过快或过慢均容易造成积液和过度冲刷，从而在管道的转弯处或死角造成腐蚀、破裂。

（3）操作失误造成的泄漏

如果井（场）站操作人员违章操作或操作失误，极易造成管道损坏，或是造成下游阀门通径减小或关闭，导致管线憋压、爆裂泄漏。

（4）自然灾害造成的泄漏

雷击、洪水、地震和山体滑坡等自然灾害，无疑会严重危害管道安全运行，甚至引起管道泄漏。

（5）人为破坏造成的泄漏

含H2S天然气管道如果遭受打孔盗窃，势必引发大面积的人员伤亡，后果是灾难性的。另外，在埋地管道上方建筑房屋或修建公路等非法占压活动，也是一个久难根治的顽症，一旦因此而造成高含H2S管道的断裂，危害也将大大高于普通油气管道。

3.集输气场站泄漏及原因分析

与井口和管道相比，集输气场站的泄漏方式和原因更加复杂，这是由于其生产设施多、工艺较复杂所决定的。

一般天然气站场的设备主要有分离器（有立式和卧式两种），收、发球筒、阀门（包括：球阀、旋塞阀、闸阀等）、汇气管、管线（主要有正常外输管线、放空管线、排污管线等）。其他的如变送器（温度变送器、压力变送器等）、清管球通过指示器、温度表、压力表等，这些设备和仪器、仪表之间的连接形式主要是法兰连接、焊接和螺纹连接。在天然气站场，最常漏气的位置就是静密封点处，如法兰、螺纹接口处的，但管线穿孔泄漏也时有发生，主要是管线弯头处，特别是排污管线和放空管线的弯头处，在线路上最常见的泄漏是由第三方破坏和管道穿孔引起的。

根据现场实际常见的泄漏有：法兰之间的泄漏、管道泄漏、螺纹泄漏和阀门泄漏等。

（1）法兰间泄漏

法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式，其泄漏也是天然气站场泄漏的最为主要的形式。法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力，通过垫片达到足够的工作密封比压，来阻止天然气外漏。对于天然气管道，由于其输送介质具有腐蚀、高压以及输送过程中产生的振动等特点引起天然气管道法兰密封失效，造成泄漏。天然气站场法兰泄漏主要有以下原因：

①密封垫片压紧力不足，法兰结合面粗糙，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产施压阶段。

②由于脉冲流、工艺设计不合理，减振措施不到位或外界因素造成管道振动，致使螺栓松动，造成泄漏。

③管道变形或沉降造成泄漏。

④螺栓由于热胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的。

⑤密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏，这种泄漏在老管线上比较常见。

⑥天然气腐蚀，造成泄漏，这种情况比较少见，但由于垫片和法兰质量问题可能会产生此种泄漏。对于法兰泄漏，一旦发现，应采取相应的措施及时处理，否则会造成刺漏，严重影响安全生产。对于法兰泄漏，首先通过降压和放空采用重新拧紧螺栓得方法进行处理。对于采用这种方法处理效果不好的，根据生产情况分别加以处理：如果可以停输，则关闭泄漏处两边阀门，进行放空置换后更换新垫片，重新拧紧。对于不可停输的，则要及时采用法兰堵漏技术进行处理。根据现场使用情况，为了减少泄漏，法兰垫片最好根据法兰结构使用缠绕式金属垫片、金属圆环垫片或金属八角垫片。

（2）管道泄漏

1）夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少。

2）腐蚀引起的泄漏

天然气站场管道引起腐蚀的原因很多，常见的有：

①周围介质引起的均匀腐蚀：这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生。

②应力引起的腐蚀：金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故。

③氧和水引起的腐蚀：氧和水的存在是造成管道内部腐蚀的主要原因之一。钢管中焊有铁元素，它会与水和氧发生化学作用，最后生成三氧化二铁，并放出氢气，造成管道内部腐蚀。

减少水的措施：做好施工期的管理工作和投产时的清管工作。投产时，对管道进行干燥处理；做好运行期的脱水和脱氧工作。

④硫和细菌引起的腐蚀：天然气中含有硫化氢等硫化物，在运输时和管道反应，生成硫化亚铁，并在管内活化剂（氧气）的作用下，产生腐蚀，其反应如下：

管道中还有一种细菌存在，这种细菌叫硫酸盐还原菌，它一般附着于管线的内表面，利用硫酸盐类进行繁殖。管道硫酸盐的生成反应式如下：

上式中的硫酸盐在还原菌的作用下，生成腐蚀生成物四氧化三铁，反应如下：

⑤氢引起的腐蚀：目前，除去H2S的技术较高，但由于输送压力的提高，造成硫化氢的分压提高，从而使HIC（氢脆）更为突出。其产生的机理如下：

天然气中所含的硫化氢遇水形成硫和氢的离子：

铁夺取H的正电荷，形成Fe2+以及H原子：

生成硫化亚铁：

H原子的体积很小，根据分压的大小向钢中扩散。H原子首先聚集于非金属夹杂物，气孔及偏析中。在存留处，H原子变成氢分子，体积增大20倍，体积增大的过程中，存留处压力急剧增大，如超过金属开裂应力时，造成裂纹扩展；如在内表面，形成鼓泡，在内侧则形成平行于金属表面的裂纹。同时，H原子与钢中不稳定的碳化物起反应生成CH4，造成钢局部脱碳，CH4在缺陷或晶界处聚集，产生大量的晶界裂纹和鼓泡，使钢材变得松、脆，最后造成破毁。

⑥其他常见的还有原电池腐蚀、晶界腐蚀等。

3）冲刷引起的泄漏

由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：

①从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量。

②天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏。

对于下游站场的弯头，由于上游的硫化亚铁、铁粉等杂质跟随管线到达下游，这些杂质的存在，加速了磨损速度。天然气站场排污管线靠近排污池的弯头最容易穿孔，这也是因为排污管线排污频繁、气质脏，靠近排污池的气流速度非常快，造成磨损严重，因而造成穿孔泄漏。此种情况已经在多个站场都发生过，应给予重视。

③调压阀的阀体也是容易被刺坏的地方。

预防措施：周期性清管，减少硫化亚铁、铁粉；根据下游用气量做好管道末端气量的储存，尤其在冬季大气量来临之前，以备用气充分，避免气流速度过快，导致管道里边扬尘，造成很大的磨损；做好设计，弯头厚度要加厚。

4）振动引起的泄漏

管道的振动使法兰的连接螺栓松动，垫片上的密封比压下降，振动还会使管道焊缝内缺陷扩展，最终导致严重的泄漏事故。天然气管道振动的成因有：

①管线内压力脉动引起管道的振动：气流的脉动是引起天然气管道振动的最主要的原因，在长输天然气管道上常用压缩机给天然气加压，压缩机周期性地、间歇地进气和排气，结果引起管路内气流压力的脉动，当脉动气流在管线内传播碰到弯头、变径管、汇管以及盲板等时，管道系统受到周期性的激振力，在激振力的作用下引起管道及其附属设备的振动。

②压缩机的振动引起管线的振动：当压缩机工作时，由于活塞组存在往复惯性力及力矩的不平衡、旋转转惯性力及力矩的不平衡、连杆摆动惯性力的存在以及机器重心的周期性移动等各种复杂合力的作用，使压缩机工作时产生机械振动，从而引起和其相连的管道的振动。

③风力引起的振动：当裸露的管子在受到风力时，会产生卡曼涡流效应，引起管子的振动。所谓卡曼涡流是指当流体垂直于管子流动时，在管子的背面将产生有规则的涡流，因而出现交替的横向力，称为卡曼涡流。

④共振引起管道剧烈振动：当激振力的频率和管道以及设备的固有频率相同时，会引起管道和设备强烈的振动。如：卡曼涡流的频率、脉动流的频率以及压缩机的振动频率和管道的固有频率相同时，会产生共振，有可能引起管子和设备的破毁。

管道减振可以通过两条途径来解决：一是控制管流的压力脉动；二是调整管系的结点，改变固有频率，减少振动，避免产生共振。

（3）螺纹泄漏

目前，天然气站场常采用用的API锥管螺纹连接，锥管螺纹包括圆螺纹、偏梯形螺纹，设计锥度为1／8（半径方向），其密封是由内、外螺纹啮合的紧密程度决定的。由于结构设计的原因，啮合螺纹间存在一定的间隙。圆螺纹主要在啮合螺纹齿顶和齿底形成螺旋形通道，偏梯形螺纹主要在啮合螺纹导向面间，以及螺纹齿顶和齿底之间存在螺旋形通道。由于泄漏通道的存在，严重影响了API螺纹的密封性。在名义尺寸下，圆螺纹齿顶和齿底之间的间隙为0.076 2 mm，偏梯形螺纹在齿导向面的间隙为0.025 mm，远大于天然气分子直径。所以从本质上讲，API螺纹不具备密封能力，其密封性是通过使用螺纹脂里的一些固体物质（如铜、铅、锌和石墨等）来堵塞这些通道来获得的，或通过表面处理（如镀铜、锌、锡等软金属）来减小间隙。要提高密封性能，必须有足够大的接触压力和足够小的螺纹间隙。温度变化时，螺纹连接部位可能发生应力松弛，也可能造成接触压力下降，使密封性能下降，振动也造成螺纹连接变松。

管螺纹密封的泄漏跟使用的密封材料有直接关系。我国普遍使用铅油麻丝、聚四氟乙烯胶带密封。铅油麻丝等溶剂型填料在液态时能填满间隙，固化后溶剂挥发，导致收缩龟裂，而且耐化学性能差，很容易渗漏。聚四氟乙烯胶带不可能完全紧密填充，调整时容易断丝，易堵塞管路阀门，而且聚四氟乙烯和金属摩擦系数低，管螺纹很容易松动，密封效果也不是很好。为了减少螺纹连接泄漏，可采取以下措施：①建议采用具有弹性密封环结构的螺纹连接；②对于主干线连接的地方，建议采用焊接。

（4）阀门泄漏

阀门由于受到天然气的温度，压力、冲刷、振动腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏，常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。

①连接法兰及压盖法兰泄漏：这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决。

②焊缝泄漏：对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见。

③阀体泄漏：阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，当然，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。

④填料泄漏：阀门阀杆采用填料密封结构处所发生的泄漏，长时间使用填料老化、磨损、腐蚀等使其失效，通过更换填料或拧紧能够得以解决。

⑤注脂嘴的泄漏：一般是由于单向阀失效造成的，在压力不高的情况下注入密封脂可得到解决。

⑥排污嘴泄漏，一旦发现及时更换。

另外，针对具体的站场工艺装置，站场的泄漏还有可能是由于以下原因造成的：

（1）站场流程引发的泄漏

站场设计未按标准进行设计选材，或由于站场设备质量存在问题，施工质量不达标，均可成为生产站场泄漏的原因；未对井场操作人员进行安全阀工作原理、操作规范、维护保养等方面的知识培训，造成操作人员不了解安全阀基本原理，未按操作规范要求对安全阀进行定期维护保养。特别是在泄漏突然发生的情况下，地面安全控制系统出现故障，以致不能控制安全阀的运行，其后果将十分严重。

（2）站场加热炉引发的泄漏

站场加热炉出现故障，也可能诱发气体泄漏。例如，加热炉选型不当，压力等级不匹配；加热炉熄火连锁保护功能出现故障；或是燃料气系统发生故障，造成调压装置失灵、管路堵塞或超压，均有可能诱发气体泄漏。另外，燃料气含硫超标，将会造成水套炉燃烧燃料系统腐蚀，而引起燃料气泄漏。

（3）站场分离和计量装置引发的泄漏

站场分离器存在超压或腐蚀的风险，易造成含H2S酸性气体突然释放。计量装置如果孔板阀上下腔密封不严，则在清洗或更换孔板时可能发生孔板导板飞出伤人和含硫天然气泄漏。

（4）清管装置引发的泄漏

清管装置的球阀如果发生内漏，则会造成收发球筒长期带压导致密封失效而引起含H2S气体的泄漏；在清管过程中，由于操作不当，在筒内压力未完全放空的情况下打开盲板，则会导致含H2S气体的泄漏；同时，由于维护不到位而导致关闭不到位，则密封效果不好时，必然引起H2S气体的泄漏。

（5）放空排污系统引发的泄漏，可能出现的故障和泄漏有：

①放空系统出现串压、堵塞和放空排污阀故障。

②放空系统可能因阀门密封不严或破裂，而导致含硫天然气泄漏。

③排污管线腐蚀，引起排污时出现泄漏。

④排污时，由于液位过低而造成含硫天然气窜入污水系统。

（6）缓蚀剂加注装置引发的泄漏

缓蚀剂加注装置是减缓内腐蚀的关键装置，应随时处于完好状态。如注入系统设备材质选择不当，工艺设计不合理，或是缓蚀剂加注装置突然停泵、管路堵塞、加注量不稳，以及操作不当造成加注管路超压等故障时，均会加快装置和管道的内腐蚀速度。

（7）检修作业引发的泄漏

检修作业是预防泄漏、消除泄漏的有效措施。但如果操作不当，同样存在诱发泄漏的可能。特别是装置停产检修前，如果置换不彻底，或检修部位与有毒介质隔离不好，则危险性极大。检修作业时，如果站场预留空间较小，极易对生产设备、管道产生如重物撞击等影响，进而引发设备、管道破裂导致泄漏。

（8）自然灾害因素引发的泄漏

与湿气管道一样，雷击、洪水和地震等自然灾害也可引起采气场站发生泄漏，其中危害最大的要数地震或场地下陷等。

2.1.2　净化厂装置有毒气体泄漏

净化厂设备较多、工艺复杂，因此其泄漏的方式和原因也就十分复杂。但按其工艺划分，净化厂主要可以分为脱硫工艺单元、脱水单元、硫黄回收单元、尾气处理、酸性水汽提、硫黄成型和辅助生产设施及公用工程等7大组成部分。无论是哪一个工艺单元，都存在发生泄漏的风险。

1.脱硫工艺单元泄漏及原因分析

在脱硫工艺单元生产运行中，应重点预防压力管道和压力容器因窜气、超压或腐蚀而引发的有毒有害气体泄露。

（1）窜气引起的泄漏风险

在脱硫工艺单元中，容器分别在不同的工作压力下运行。生产运行时，如果联锁阀门发生失效或失灵等情况，则额定工作压力较高的容器内的气体，便极有可能窜入额定工作压力较低的容器内，从而引发管线或压力容器破裂泄漏。

（2）腐蚀引起的泄漏风险

设备、管线及其焊缝、接头、垫圈，以及仪表、阀门等最易受到H2S和CO2和MDEA碱液的腐蚀而造成泄漏。

（3）其他原因引起的泄露

例如，过滤分离器更换滤芯料时，可能出现阀门泄漏。

2.脱水单元泄漏及原因分析

脱水塔液位过低，且在联锁阀损坏或联锁阀元气源的情况下，有可能导致脱水塔内天然气窜入闪蒸罐。此时如果安全阀再发生失效，必会导致闪蒸罐爆炸；另外，脱水塔超压运行，也可能发生物理性爆炸。

3.硫黄回收单元

酸气分离器液位较低时，酸气可能经排污管线窜入污水池，从而致使酸气通过污水池发乍泄漏。高压天然气窜入酸气分离器时，可能引发爆炸并导致酸气大量泄漏。硫黄回收装置中，硫雾沫捕集器液位控制阀一旦失效，极易造成H2S气体的泄漏而产生危害。

4.尾气处理

还原工序的SO2和单质硫，如果还原不彻底，将会使后续的急冷及选吸工序产生严重腐蚀、堵塞等问题，可能引发酸气泄漏；冷换设备易于受到腐蚀而引起泄漏。另外，制氢在线炉的耐火材料如果出现局部脱落，将会发生烧穿炉壳的事故。

5.酸性水汽提

酸性水汽提单元的进料水储罐，以及酸水汽提塔可能因腐蚀引起酸气泄漏事故。酸气放空管线、设备、仪表管线上的焊缝或接头处，也会因腐蚀而发生泄漏。

6.硫黄成形

在硫黄成形单元中，如果液硫脱气效果不良，将会导致H2S气体从液硫槽处向外泄露。

7.辅助生产设施

净化厂一般都拥有较为庞大的辅助生产设施和公用工程系统，同样也存在一定的泄漏风险。当然与生产设施相比，这一风险要小得多。但由于H2S的剧毒性，同样不能等闲视之。

（1）分析化验室

分析化验在取用原料气、酸气、过程气等含高浓度H2S的样品时，可能因操作不当，导致H2S泄露。

（2）火炬及放空系统

点火系统或长明灯出现故障，放空气未能及时点燃，会造成酸性气下沉，就会造成严重的人员中毒事故。因放空火炬气体中含有一定的H2S气体，在火炬底部凝液罐进行排液时，如果操作不当或防护措施不到位，会发生H2S中毒事故。

（3）储运

储运设施内存的介质主要是CH4、C2H6及H2S，储罐和管线如果在设计、选材、制造、安装或操作等阶段出现失误，必然会造成先天性的缺陷或隐患，导致设备损坏或泄漏，这些都有可能引发事故。

8.装置和管道的检维修作业

装置和集输系统在检维修作业过程中，如果吹扫不彻底而存在死角，当打开塔器和法兰时，其中含有的H2S将随之释放出来而造成伤害。

2.1.3　钻井施工硫化氢泄漏与外溢

正常钻井施工作业过程中，地层中的硫化氢等有毒有害气体混杂在天然气中，在泥浆重力的作用下，通常不会冒出地面。只有当井筒中的泥浆液柱压力低于地层压力，发生气侵或井涌的情况下，才会冒到地面上来。另一方面，也有可能是由于施工操作、生产工艺等方面的原因，也会把少量的有害气体携带到地面上来。

1.方式和途径

正常钻井施工过程中，H2S气体溢出井筒的方式和原因多种多样，其中以井喷失控危害最大，其次要数气侵和井涌。因为两者均能造成有害气体的大量外溢，其他方式一般仅能造成“微量泄漏”。一般性的泄漏方式和原因如下：

（1）岩屑携带

在钻井作业过程中，钻头钻遇含H2S油气地层时，地层中固有的H2S气体，其中一小部分不可避免地将随破碎的岩屑一同进入井筒并溶入泥浆，最终被带至地面。

（2）重力置换

当钻遇漏失层位并发生井漏时，其他层位中的含H2S气体在泥浆重力的作用下，被置换出来而进入井筒。

（3）自动扩散

当井内液柱压力无法平衡地层压力时，地层内的H2S气体便大量涌入井筒，并随之喷至地面。即使液柱压力能够平衡地层压力，如果长时间的不循环或关井，含H2S和CO2的气体也会慢慢扩散并集聚成气柱，当气柱上移到一定高度后，便会引发溢流或井喷。

（4）起钻抽吸

钻井队在起钻作业过程中，如果钻头“泥包”严重，或是起钻速度过快，井筒中的钻具便成了一个大“活塞”，从而引发抽吸作用，将地层中的含H2S的混合气体一并“抽”入井筒内。

（5）岩心携带

在高含H2S和CO2地层，无论是进行取心钻进，还是井壁取心作业，地层中的含H2S混合气体，都会随着岩心一道来到地面。不仅从取心筒内出心时风险较大，而且在岩心存放处也会形成一个小范围的积聚、挥发区。

（6）测井携带

进行测井作业时，含H2S的泥浆或泥饼被测井电缆带到井口，以及测井车电缆滚筒处或地面。

（7）固井原因

如果固井质量不好，或是套管出现断裂、脱开，未能有效封堵住含H2S地层，将会造成地下流体沿着地层裂缝窜至地面。

（8）完井阶段(www.xing528.com)

完井后，在泥浆处理过程中也存在H2S积聚的可能。如运输泥浆的容器和管线，处理存放过泥浆的容器和地点等，也都一定程度地存在此风险。

2.主要危害

就钻井施工作业的生产过程和工艺而言，H2S气体最大的危害主要体现在污染泥浆、腐蚀钻具和危及人体健康等方面。因为H2S气体具有可溶性，易溶解于水和水基流体。H2S溶入水基泥浆时，污染程度比溶入油基泥浆严重，会使泥浆性能发生较大变化，如密度下降，pH值下降，黏度上升等，甚至形成不能流动的冻胶，其颜色变为瓦灰色、墨色或墨绿色。

上述所提到的井涌或气浸在未达到井喷或井喷失控的情况下，所能造成的含有H2S的气体泄漏至地面的量十分有限。但对于毒性极强的H2S气体来讲，这一“微量”的泄漏，可能在振动筛、泥浆罐、灌浆罐、钻台上和钻台下，或是井场的低洼处等部位形成气体集聚，足以达到致人不同程度的伤害。

3.取心作业的H2S特殊风险

根据钻探的需要，钻井施工作业通常需要进行取心作业。在含有H2S气体的地层进行取心，主要在取心钻进，起钻、岩心出筒、岩心存放与运输等环节存在着H2S泄漏的风险。

（1）在取心作业的各个环节中，出心作业过程的H2S伤害风险最大

因为岩心出筒时，取心筒已经离开了泥浆液面，筒内聚集的岩心挥发出的H2S气体便会一下子释放出来，从而在出心作业区形成一个小范围较高浓度的H2S气体聚集区，对作业人员造成危害。因此，出心作业时，钻台人员必须佩戴好空气呼吸器。

密闭取心和保压取心在出心时，会比其他几种取心作业释放出更多、更高浓度的H2S气体，故危害更为突出。因此，在高含H2S井段取心，应尽量避免采用保压取心或密闭取心工艺。

（2）岩心运移和晾晒作业

岩心出筒后，岩心中残存的H2S气体会继续释放一段时间，并在小范围内形成聚集，因此在运移、晾晒、存放岩心及进行岩性描述时，仍需采取相应的防护措施，防止中毒死亡事故发生。

2.1.4　试气与井下作业有毒气体泄漏与外溢

在含H2S气田进行试气与井下作业过程中，发生泄漏或溢出的方式和原因也较多，比较集中地出现在循环出口，钻台上下，放喷管线口等处。特别是在酸洗或除垢作业时，还存在FeS反应生成H2S的风险。由于这种化学反应带有一定的隐蔽性，故其危害性更大。另外，试气与井下作业施工的工序也较多，如：替浆、通井、射孔、测试、诱喷、压裂、酸化、压井、冲铣打捞、挤注水泥、套磨铣捞等。

1.射孔作业

气井射孔一般有三种方式，即电缆输送射孔、过油管输送射孔和油管输送射孔。第一种和第二种危险性较大，主要是因为在起电缆作业时无法采取井控措施，易使有毒气体附在电缆上并随电缆向上漂移，从而对地面人员造成伤害。油管输送射孔方式安全性较大，但也存在泄漏的可能，如起油管时压井液密度不合适或灌浆不及时，均可造成气体外溢井口。因此，H2S气井的射孔作业，应优先采取油管输送射孔的作业方式。

2.压裂和酸化

压裂酸化是气井开发中的主要增产措施之一，特别是酸压，具有酸量大，井口压力高，施工时间长，施工车辆多等特点，因而对井口、油管和套管的抗腐蚀性，以及抗压能力的要求更高，施工管理的难度也相对较大。在酸化排液过程中，往往伴有H2S气体的释放。特别是排液初期，放喷口不易点燃，导致H2S气体扩散，这是造成人体伤害和环境污染的最主要因素。

3.放喷泄压

在试气、测试和压井过程中，一般采取的是针阀或油嘴控制放喷。经过节流管汇和分离器到放喷口，由于井内有地层砂或压井液含固相颗粒，如果控制不当，可能会造成管线、阀门的损坏，导致有毒气体溢出。

4.循环洗井

在井下作业过程中，无论是钻水泥塞，还是冲砂、压井、套磨铣捞，都必须不停地循环洗井，大量的混合液体被循环出来，压井液携带出含有H2S的有毒气体，可能会在循环口和井口溢出。

5.起下管柱作业

在试气和井下作业过程中，如果压井液不能中和附着在油管上的有毒气体，则会带至井口。特别是起下带有大直径的井下工具，如通井规、封隔器、测试仪器、桥塞及打捞工具等，如果起钻速度过快，便易发生“抽吸”作用，造成地层中的含H2S的混合气体吸入井筒。如果起钻时水眼堵塞，则在卸油管扣时，管内的混合液体会全部溢在钻台上，亦是H2S外泄的途径。

6.诱喷作业

在试气作业过程中，如果要降低井筒内的液面高度，经常需要抽汲排液或液氮助排。抽汲时钢丝绳密封器不密封极易造成井口泄漏，所以一般采用液氮助排工艺。同样在排液初期，出液口气液混合体有不易点燃的风险。

7.地层原因

由于地层压力系数不同，有高压层也有低压层。在井下作业时，如果多个产层同时开采，当压井液密度过高时，必然会引起低压产层发生漏失。当液面降至一定高度时，其他层位的高压气体就会自动涌进井筒，造成气浸。如果此现象不断重复，洗井或灌浆时就会溢出大量混合气体，大量的H2S气体便会随之溢出。

8.设备因素

试气和井下作业一般采取单机单泵作业，如动力设备发生问题不能连续作业时，则会造成施工中止，此时就要及时关井。当压力升高时，如果井口、防喷器、节流管汇或旋塞阀等部位因质量问题发生渗漏，就必须配备相应的耐压等级和抗硫等级的井控设备。

2.2　井喷与井喷失控

井喷和井喷失控在油气钻井施工、试油（气）和井下作业，以及油气井正常开采阶段屡见不鲜。无论是钻进施工井、试油（气）和井下作业井，还是正常开采井，其井喷失控的原理都是相同的“三步曲”，即首先是井下地层流体压力高于井筒液柱压力，发生了井涌；紧接着，井涌处理不及时或方式不当，发生了井喷；最后，猛然喷出的流体破坏了井口和井控设备，酿成了井喷失控。

本节主要介绍钻井施工过程、试油（气）和井下作业过程，以及正常开采期间的井喷与井喷失控事故的方式与主要危害。

2.2.1　井喷与井喷失控简述

1.钻井施工过程井喷与井喷失控

在钻井施工作业中，通常在钻进、起下钻具、下套管和测井阶段存在井喷和井喷失控的风险。

（1）钻进

正常钻进时，由于地层压力预报不准，泥浆密度选择不当，井控管理不到位等元凶，易引发井喷或井喷失控。

（2）起下作业

起下作业有起下钻杆和起下钻铤两种工况，井喷的原因基本相同。主要是由于起钻灌浆不及时，造成井筒液柱压力低于地层压力；或是起钻速度过快，再加上钻头泥包等原因，因抽吸严重而造成井喷；或是由于泥浆性能差，井眼严重缩径，井漏等井下复杂情况诱发井喷或井喷失控。

（3）固井

固井工况下的井喷与井喷失控，主要是由于下套管操作不当、水泥浆密度和性能不好、水泥候凝期间的失重等原因而引起。

（4）测井和空井

测井是在敞开井口状况下进行的，属于空井工况的特殊形式。测井作业过程发生的井喷，基本是由于测井工具抽汲严重，或是空井的时间过长而导致井内气体向井筒内扩散，加之又未能及时处理而造成井内液柱压力下降，从而引起井喷或井喷失控。

（5）关井工况

关井后，如果套管被腐蚀坏，或是地层被压漏，含H2S的油、气、水及泥浆必将窜入地层的其他层位，甚至通过地层裂缝、溶洞等通道，而远距离地窜出地面，形成地下井喷失控。

2.试气与井下作业井喷与井喷失控

在试气与井下作业过程中，地层原因、措施方案有误、施工中防范措施不到位，或违反操作规程等因素，都有可能造成井喷事故，严重时将发展成为失控井喷。试气与井下作业时，井喷事故多发生在以下工序：

（1）射孔作业

如果射孔作业的目的层是高压气层，且在起下作业时未采取相应的井控措施，未能及时发现溢流情况，易导致井喷事故发生。

（2）放喷泄压

放喷泄压过程中，如果放喷管线连接不合理，或是井口装置额定工作压力不足，或是气密封、抗高温、抗硫、防腐等性能指标达不到要求，都有可能引发井喷与井喷失控事故。

（3）压井、冲砂、洗井、套磨铣

在这四类工序中，井喷与井喷失控事故的发生，多由压井液密度未达到压井要求，或者在施工中压井液气侵严重，导致密度下降，加之处理不及时而引发。

（4）起下管柱作业

起下带有大直径工具的管柱易产生抽汲作用，造成诱喷；还有起钻时不及时灌修井液或没有灌满，都会造成井喷事故发生。

（5）钻水泥塞或桥塞

在钻水泥塞或桥塞时，尤其是钻浅层水泥塞时，钻具的总重量一般较轻，如果下部被封的井段内因憋压时间过长而存有高压气体，当水泥塞被打开时，高压气体会瞬间释放出来，甚至会把钻具顶出井内，而造成井喷事故。

（6）换井口作业

在压裂酸化等特殊施工时，往往需要更换采气井口。如果更换井口作业时间过长，且又未采取其他封井措施，则会导致气体突然喷出而造成井喷失控。

（7）特殊情况作业

如果空井筒时间过长，长期不循环，又无人观察井口，将会造成井内修井液发生气侵。而侵入的气体一旦慢慢地运移到井口，就有可能引发井涌和井喷事故。

3.采气生产期间井喷与井喷失控

（1）井口装置泄漏引起井喷

由于腐蚀和密封失效等的原因，井口装置存在泄漏的可能，泄漏问题若不能得到及时处理和控制，便会造成井喷甚至失控。

（2）井下安全截断阀故障引起井喷

井下安全截断阀具有在超压或失压情况下自动快速关断井筒的功能，以保护气井和地面人员和设施的安全。如果在使用过程中，井下安全截断阀出现故障，便不能在超压或失压情况下自动快速截断，就极有可能出现井喷及井喷失控情况。

（3）井下安全阀控制系统故障引起井喷

如果井下安全阀液压控制系统出现故障，或其失效不能在超压或失压情况下对井下安全阀进行控制，就极有可能出现井喷及井喷失控情况。

（4）井口紧急切断阀故障引起井喷

一般情况下，采气井口装置紧急截断阀都安装在进站管线上，属于独立的控制系统，由液压、气压或气液联动操作器进行控制。当井场出现紧急情况时，安全阀系统可自动关闭。如果液压、气压或气液联动系统出现了故障，安全阀系统不能自动关闭时，也会引发井口失控现象。

2.2.2　井喷与井喷失控的主要危害

1.酸性气体对人类生命的危害

首先受到井喷或井喷失控伤害的，无疑是井场的施工作业人员；随着气体的迅速飘移、扩散，接下来受到伤害的便是井场周边的居民和流动人员，然后再是数千米范围内的普通群众。如果地下喷出大量的CO2气体，其后果同样严重，完全有可能造成一定范围内空气中氧含量的大幅下降，如遇“逆温”条件，甚至可能造成地面人员的大量窒息死亡。

2.酸性气体对自然环境的危害

井喷和井喷失控可造成植被的严重破坏，可导致牲畜、家禽和水产品等的大量死亡。大量的H2S气体通过沉积和积聚，不断向低洼处、顺风方向扩散、飘移，可以“毒死”一定范围的植被。如果在扩散过程中，遇有明火并发生爆炸，则爆炸区域内的所有生产、生活设施会受到重大破坏。在井口点火时，H2S混合气体燃烧后将产生SO2，而SO2易溶于水，在火气中即可形成酸雨，对植被、土壤产生严重破坏。

2.3　采输作业天然气火灾爆炸

在含H2S天然气的钻井、开发、集输、储运和净化过程中，天然气、H2S始终存在于生产施工的全过程。混合气体当中，天然气和H2S都属于易燃易爆气体，火灾爆炸的风险无疑存在于所有生产环节。

2.3.1　天然气火灾爆炸风险及其危害

1.天然气燃烧的三种形式

按照天然气与空气（氧气）的混合方式划分，天然气主要有稳定燃烧、动力燃烧和喷流式燃烧三种形式。

（1）稳定燃烧

如果天然气与空气（氧气）混合发生在燃烧过程中，那么所发生的燃烧称为稳定燃烧，又称扩散燃烧。这种燃烧的特点是可燃气体从容器内出来多少，就与空气混合多少，自然也就烧掉多少，而且燃烧的速度取决于可燃气体的流出速度。燃烧时有火焰，而且持续燃烧。但只要控制得好，就不至于造成爆炸。发生火灾时，也相对容易扑救。

（2）动力燃烧

动力燃烧即常说的爆炸。如果天然气与空气（氧气）的混合发生在燃烧之前，此种情况下的燃烧便是动力燃烧。动力燃烧的破坏力极大，会造成重大的人员伤亡和经济损失。形成动力燃烧需要满足一个充分必要的浓度条件，也就是我们常说的爆炸极限。只有处于爆炸极限值范围内，可燃气体才能发生爆炸，高于或低于这个极限值范围均不会发生爆炸。可燃气体的爆炸极限值不是一个固定值，除与混合气体中的化学成分有关外，还受温度、压力和惰性气体等因素的影响。

纯净天然气的爆炸浓度通常为4.3%～15%，H2S的爆炸浓度为4.6%～46%。而对于含H2S的混合气体来说，H2S气体的爆炸极限较大，会使混合气体的爆炸危险性增加。可以看出，我们在生产施工过程中大量发生的先泄漏后突遇明火燃烧，均属于动力燃烧。井喷过程中，由于井场先充满大量的天然气体，此时偶遇明火的燃烧，自然也属于动力燃烧。

（3）喷流式燃烧

天然气处于压力条件下发生的燃烧属于第三种燃烧形式，叫喷流式燃烧。这种燃烧的特点是火焰高、燃烧强度大，发生火灾时不易扑救。通常采取的灭火方式是首先设法关闭天然气的出口，迅速冷却出口，然后再用氮气、干粉进行灭火，也可用几只高压水枪交叉灭火。

2.生产施工现场的燃烧类型分析

对于天然气钻井、开发、集输和净化生产过程来讲，稳定燃烧、动力燃烧和喷流式燃烧三种形式都有可能发生。例如，油气集输场站和净化厂火炬在生产过程中或是维修过程中的放空燃烧，属于稳定燃烧。假设油气集输场站集输设施、集输管道，以及净化厂生产装置发生穿孔泄漏，如果发现不及时，产生大量混合可燃气，突遇火源而引起的燃烧，则属于动力燃烧；如果发生泄漏的装置是压力容器设备，天然气从高压容器内喷出，此时发生的燃烧，则属于喷流式燃烧类型。

天然气发生燃烧，应该把不安全的动力燃烧变为安全的稳定燃烧。这也是我们在对油气管道（容器）进行焊接补漏时，为什么往往优先选择带压不置换动火的原因，其目的就是防止形成动力燃烧条件。

就钻井施工作业出现的井涌现象而言，在压井抢险过程中，为防止井口压力持续升高，通常要在放喷口进行放喷点火，并将喷出的天然气燃烧掉，这属于稳定燃烧。当发生井喷失控时，地下的高压可燃气体自井内猛烈喷放出来，只好在井口点火燃烧，此时则属于喷流式燃烧。喷流式燃烧虽然不如稳定燃烧安全，但“两害相较取其轻”，在井口点火燃烧，虽然天然气资源会同钻井设备一起烧掉，但却有效避免了H2S中毒引起的人身伤亡事故发生。

2.3.2　含H2S天然气火灾爆炸特殊风险

1.SO2的形成及其危害

与普通天然气不同的是，高含H2S的天然气在燃烧过程中会同时生成SO2这一化学危险品，这是天然气中的H2S组分在燃烧过程中氧化反应的必然产物。SO2的性质以及对人体的危害等方面的内容在1.4节已有叙述。

2.铁的硫化物生成及其危害

在生产设备或容器中加工或储存含有硫、H2S和有机硫化物时，硫元素与器壁上的铁元素长期相互作用，便生成了FeS和Fe2S3，其主要危害特性是具有较强的自燃性。高含H2S的天然气在集输、储存和净化生产过程，不可避免地要与硫元素频繁接触，而集输、储存和净化天然气的设备又都是铁制品，完全不生成FeS 和Fe2S3是不现实的。所以，只有在生产设备的内表面涂刷防腐涂料，防止产生FeS和Fe2S3。如果器壁上已生成FeS和Fe2S3，就必须及时予以清除，免得自燃条件的形成。

应该特别强调的是，硫化物自燃时并不出现火焰，只发热到炽热状态，就足以引起可燃物质着火。尤其是当容器中还有少量的石油产品，其蒸气浓度达到爆炸极限时，或是在混有可燃气体的空气中，便可发生自燃而引起火灾或爆炸。

2.4　采输作业硫化氢腐蚀

2.4.1　腐蚀定义及分类

广义的腐蚀定义为：材料在环境的作用下引起的功能失效。金属及其合金的腐蚀主要是化学、电化学引起的破坏，有时伴随有机械、物理或生物作用，不包含化学变化的纯机械破坏不属于腐蚀范畴。目前广泛接受的材料腐蚀定义是：材料因受环境介质的化学作用而破坏的现象。

常见的腐蚀按其作用原理分为化学腐蚀和电化学腐蚀。

1.化学腐蚀

化学腐蚀指金属与非电解质直接发生化学作用而引起的破坏。化学腐蚀是在一定的条件下，非电解质中的氧化剂直接与金属表面的原子相互作用，即氧化—还原反应是在反应粒子相互作用的瞬间于碰撞的那一个反应点上完成的。在化学腐蚀过程中，电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行，因而没有电流发生。金属的高温氧化和钢水表面的氧化皮都属于化学腐蚀。

2.电化学腐蚀

电化学腐蚀指金属与电解质发生电化学反应而产生的破坏。任何一种按电化学机理进行的腐蚀反应至少包括一个阳极反应和一个阴极反应，并与流过金属内部的电子流和介质中定向迁移的离子联系在一起。阳极反应是金属原子从金属转移到介质中并放出电子的过程，即氧化反应；阴极反应是介质中的氧化剂夺取金属的电子发生还原反应的还原过程。例如碳钢在酸中腐蚀时，在阳极区Fe原子被氧化成Fe2+，所放出的电子由阳极通过钢本身流到钢表面的阴极区（如Fe3C）上，与介质中的H作用还原成H2，反应式如下：

阳极反应：

阴极反应：

总反应：

由此可见电化学腐蚀的特点是：

①介质为离子导电的电介质。

②金属-电解质界面反应过程因电荷转移而引起的电化学过程必须包括电子和离子在界面上的转移。

③界面上的电化学过程可以分为两个相互独立的氧化和还原过程，金属-电解质界面上伴随电转移发生的化学反应称为电极反应。

④电化学腐蚀过程伴随电子在金属内的流动，即电流的产生。

硫化氢引起的油气生产设备的腐蚀都属于电化学腐蚀。

2.4.2　硫化氢腐蚀

硫化氢对金属的腐蚀是氢去极化过程，反应式如下：

阳极：

阴极：

Fe与H2S总的腐蚀过程的反应：

上述反应式简化表述了硫化氢对金属材料的电化学失重腐蚀机理，而实际腐蚀机理要复杂得多。FexSy表示各种硫化铁通式，钢材受到硫化氢腐蚀以后阳极的最终产物就是硫化铁。该产物通常是一种混合物，包括硫化亚铁（FeS）、二硫化铁（FeS2）、三硫化二铁（Fe2S3）等物质。它是一种有缺陷的结构，与钢铁表面的黏结力差，易脱落，易氧化，且电位较高，于是作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，其电位差可达0.2～0.4 mV，对钢铁基体继续进行腐蚀，导致油气田设备、工具产生很深的“溃烂”。金属的电化学失重腐蚀是集中在金属局部区域——阳极区，阴极区没有金属腐蚀，因此硫化氢引起的电化学失重腐蚀实质上是局部腐蚀。局部腐蚀是设备腐蚀破坏的一种常见形式，工程中重大突发腐蚀事故多是由于局部腐蚀造成的。

由此可见，硫化铁是一种硫化氢与铁或者废海绵铁（一种处理材料）的反应产物，当暴露在空气中，会自燃或燃烧。当硫化铁暴露在空气中时，要保持潮湿直到其按适用的规范要求进行了废弃处理。硫化铁垢会在容器的内表面和脱硫过程的胶溶液的过滤元件上积累下来，当暴露在大气中时，就有自燃的危险。硫化铁的燃烧产物之一是二氧化硫，必须采取正确的安全措施处理这些有毒物质。

硫化铁自燃现象在装置检修、清管等作业时最容易发生。因此，在含硫天然气生产及输送设备开、停、检修及清管等过程中，应采取有效措施，防止发生硫化铁自燃并引发火灾、爆炸事故发生。

2.4.3　硫化氢腐蚀的类型

在常温常压下，干燥的硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用，但是硫化氢易溶于水而形成湿硫化氢环境，钢材在湿硫化氢环境中才易引发腐蚀破坏，影响油气田开发和石油加工企业正常生产，甚至会引发灾难性的事故，造成重大的人员伤亡和财产损失。

硫化氢水溶液对钢材发生电化学腐蚀的产物之一就是氢。反应产物氢一般认为有两种去向，一是氢原子之间有较大的亲和力，易相互结合形成氢分子排出；另一个去向就是由于原子半径极小的氢原子获得足够的能量后变成扩散氢而渗入钢的内部并溶入晶格中，固溶于晶格中的氢有很强的游离性，在一定条件下将导致材料的脆化（氢脆）和氢损伤。目前氢脆较公认的机理是氢压理论，一般认为，湿H2S环境中的开裂有氢鼓泡（HB）、氢致开裂（HIC）、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）、应力导向氢致开裂（SOHIC）4种形式。

1.氢鼓泡

氢鼓泡（HB）腐蚀过程中析出的氢原子向钢中扩散，在钢材的非金属夹杂物、分层和其他不连续处易聚集形成分子氢，由于氢分子较大难以从钢的组织内部逸出，从而形成巨大内压导致其周围组织屈服，形成表面层下的平面孔穴结构称为氢鼓泡，其分布平行于钢板表面。它的发生无需外加应力，与材料中的夹杂物等缺陷密切相关。

2.氢致开裂

氢致开裂（HIC）在氢气压力的作用下，不同层面上的相邻氢鼓泡裂纹相互连接，形成阶梯状特征的内部裂纹称为氢致开裂，裂纹有时也可扩展到金属表面。HIC的发生也无需外加应力，一般与钢中高密度的大平面夹杂物或合金元素在钢中偏析产生的不规则微观组织有关。

3.硫化物应力腐蚀开裂

硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）湿H2S环境中腐蚀产生的氢原子渗入钢的内部固溶于晶格中，使钢的脆性增加，在外加拉应力或残余应力作用下形成的开裂，叫做硫化物应力腐蚀开裂。SSCC通常发生在中高强度钢中或焊缝及其热影响区等硬度较高的区域。硫化氢应力腐蚀开裂和硫化氢引起的氢脆断裂没有本质的区别，不同的是硫化氢应力腐蚀开裂是从材料表面的局部阳极溶解、位错露头和蚀坑等处起源的，而应力导向氢致开裂裂纹往往起源于材料的皮下或内部，且随外加应力增加，裂源位置向表面靠近。

4.应力导向氢致开裂

应力导向氢致开裂（SOHIC）（氢脆）在应力引导下，夹杂物或缺陷处因氢聚集而形成的小裂纹叠加沿着垂直于应力的方向（即钢板的壁厚方向）发展导致的开裂称为应力导向氢致开裂，即氢脆。

2.4.4　影响硫化氢腐蚀的主要因素

1.硫化氢浓度（或分压）

图2.1　软钢在不同浓度硫化氢水溶液中的腐蚀速率

硫化氢浓度对金属电化学失重腐蚀的影响如图2.1所示。当硫化氢浓度由2 ppm增加到150 ppm，金属腐蚀速率迅速增加；硫化氢浓度增加到400 ppm，腐蚀速率达到高峰；但当硫化氢浓度继续增加到1 600 ppm时，腐蚀速率反而下降（由于金属材料表面形成硫化铁保护膜）；当硫化氢浓度在1 600～ 2 400 ppm时，则腐蚀速率基本不变。

在涉及硫化氢浓度对金属氢脆和硫化物应力腐蚀开裂的影响时，往往以含硫化物气体的总压力和硫化氢分压作为衡量指标。

因此，标准规范要求：天然气的总压等于或大于0.4 MPa（60Psi），而且该天然气中硫化氢分压等于或大于0.000 3 MPa，或硫化氢含量大于75 mg／m3（50 ppm）的天然气属酸性环境，必须考虑使用抗硫金属材料。

2.细菌腐蚀

在细菌腐蚀中，危害最大的是硫酸盐还原菌和硫菌，80%生产井的设备腐蚀都与硫酸盐还原菌有关。细菌腐蚀易发生在积水的设备、管柱部位，如容器、油井套管柱、冷却冷凝设备底部等。硫酸盐还原菌不断氧化水中的分子氢，从而使亚硫酸盐和硫酸盐转变成硫化氢：

介质中仅有硫化氢时，铁的腐蚀速度为0.3～0.5 mm／a，而硫酸盐还原菌的存在则会加剧油气田设备、管材的腐蚀。

图2.2　温度对硫化物应力腐蚀的影响

3.温度

温度对硫化物应力腐蚀开裂的影响较大，在一定温度范围内，温度升高，硫化物应力腐蚀开裂倾向减小。如图2.2所示，在25℃左右，金属被破坏所用的时间最短，硫化物应力腐蚀最为活跃；当温度升高到一定值（93℃）以上，氢的扩散速度极大，反而从钢材中逸出，不会发生硫化物应力腐蚀。

因此，当井下温度高于93℃时，油气井中的套管和钻挺可以不考虑其抗硫性能。对电化学失重腐蚀而言，温度升高则腐蚀速度加快。研究表明，温度每升高10℃，腐蚀速度增加2～4倍。

4.pH值

pH值对电化学失重腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂的影响都大。随pH值的降低，电化学失重腐蚀加剧；当pH＜6时，硫化物应力腐蚀开裂严重，pH＞9时，就很少发生硫化物应力腐蚀开裂。故而在钻开含硫地层后，钻井液的pH值应始终控制在9.5以上。