无缝管线管主要用于井口附近输 送高压油气。硫化氢是石油和天然气中最具腐蚀作用的有害介质之一，在天然气输送过程中，硫化氢对输送管线的应力腐蚀占很大比重。在湿硫化氢环境中使用时，能导致碳钢内部出现氢鼓泡（HB）、氢致开裂（HIC）和应力导向的氢致开裂（SOHIC）。管材在含硫化氢等酸性环境中，因腐蚀产生的氢侵入钢内而产生的裂纹成为氢致开裂（HIC）。

　　

　　1 试验方法根据ISO3183标准，采用浸入法，在实验室冶炼7炉1 t钢锭，经过锻造、穿孔、顶管及张减制造成管，在钢管上截取20 mm×100 mm×5 mm板厚或管厚试样，将其浸入按标准规定配置的溶液中，96 h后取出并垂直轧向取截面，用金相法计算3个参量（裂纹长度率CLR、裂纹厚度率CTR、开裂敏感率CSR），以此来比较抗氢致裂纹（HIC）敏感性。

　　

　　2 影响HIC性能的因素2.1 介质因素1） pH值。大量的研究结果表明，在pH为1～6的范围内，氢鼓泡的敏感性随pH的增加而降低，当pH＞6时，则不发生氢鼓泡［1］。

　　

　　2） H2S浓度。硫化氢的浓度愈高，则氢鼓泡的敏感性愈大。

　　

　　3） 氯离子。在pH 值为3.5～4.5 的范围内，Cl-的存在，使腐蚀速度增加，氢鼓泡的敏感性增加。

　　

　　4） 温度。25℃时CLR最大，氢鼓泡的敏感性最大。低于25℃时，升温使腐蚀反应及氢扩散速度加快，从而氢鼓泡的敏感性增加。而高于25℃以后，由于H2S浓度的下降，反而使氢鼓泡的敏感性下降。

　　

　　5） 时间。试验采用96 h作为对比，一般情况下随试验时间的增加，腐蚀程度趋向严重。

　　

　　2.2 材料因素化学成分的影响在实验室冶炼了一轮根据不同级别设计的钢种，具体成分见表1，并对其进行HIC浸泡试验。从浸泡后的试样表面观察，B2、B6、B7的鼓泡面积明显多于B9、B10，裂纹敏感性指标结果见表2。从表2 可看出，B2、B6、B7 的抗HIC 性能明显劣于B9、B10。表1 中B2、B6、B7 钢种不含Cu、Ni，而B9、B10 钢种则含有Cu、Ni。由此可见，Cu、Ni 的加入，使腐蚀产物在钢的表面形成了保护膜，抑制了表面的腐蚀反应，从而降低氢的逸出，减少了氢从环境中进入钢的基体，降低氢鼓泡敏感性，增加了抗HIC 的性能，这与Oriani 的研究结果［2］ 非常吻合，而且Oriani 还指出只有加入0.2 %的Ni 及大于0.2 %的Cu才能产生效果。上海墨钜整理资料