中文摘要：

高含硫气田含H2S湿天然气管道存在管壁冷凝液膜下的氢致开裂风险，给天然气安全运输带来极大隐患。高含H2S湿气冷凝液膜下的氢损伤敏感性甚至高于溶液介质中，给管道风险部位评估和寿命预测提出新的挑战。本课题针对高含H2S湿气管道内壁冷凝液膜下的氢衍生、氢吸附和氢渗透行为开展研究,利用湿气腐蚀环境模拟、湿气渗氢实验和高含硫气田现场实验，研究湿气冷凝液膜中物理和化学效应对H2S溶解-电离-析氢反应的影响、液膜凝结换热和物质更新的动态平衡过程对金属表面氢吸附的影响、湿气腐蚀引起的液膜微区环境演化及腐蚀产物膜生长过程对氢渗透动力学的影响等问题，着重揭示含H2S湿气液膜这一特殊环境对钢铁表面氢衍生、氢吸附、氢渗透及宏观氢损伤的本征影响机制，明确湿气冷凝液膜下的氢渗透动力学过程和氢损伤风险。为正确评价高含硫气田湿气环境中的氢致开裂风险，建立有效判据和理论模型。

结论摘要：

为探索高含H2S天然气管道湿气冷凝腐蚀下可能引起的开了风险及其背后的深层次科学问题，本项目围绕湿天然气输送过程中H2S在冷凝液膜环境下引起的氢渗透行为，基于H2S既引起腐蚀又造成开裂的特殊性和冷凝液膜环境与溶液环境的差异，一方面将腐蚀和氢损伤两类材料失效风险结合起来，一方面将液膜环境和近表面腐蚀产物累积形成的物理化学效应结合起来，逐渐认识和澄清了氢衍生、氢吸附和氢渗透的动力学规律和关键机制。同时，结合天然气管道现场监测实验研究，将理论探索与工程实践应用结合，为我国高含硫油气田开发的安全保障奠定了良好的理论基础。首先探索了湿气冷凝液膜的物理和化学效应对H2S溶解、电离和析氢反应等氢衍生过程的影响机制。针对天然气管道湿气冷凝液膜凝结换热与物质更新过程开展了理论分析和实验研究，构建了湿气冷凝率和近壁面温度的计算方法。利用高温高压冷凝反应釜，开展了大量湿气H2S环境下的腐蚀模拟实验工作，获得了在宏观环境条件影响下的含H2S湿气腐蚀规律，探索了腐蚀产物膜类型差异和覆盖差异引起的电偶效应。在模拟湿气冷凝液膜条件下进行腐蚀电化学测试，阐明了湿气H2S腐蚀的阴极过程及影响因素。其次探索了含H2S湿气液膜在冷凝过程中的动态环境特点对钢铁表面氢吸附和氢渗透过程的影响机制。获得了湿气冷凝条件下的氢渗透规律及氢在钢铁表面的吸附情况，通过氢平衡关系进一步关联H2S腐蚀过程和阴极析氢和渗氢行为。通过氢渗透的原位调制实验研究，HS-和S2-离子等关键毒化剂对氢复合的抑制和氢渗透的促进机制。再次探索了湿气H2S腐蚀过程中液膜微区环境演化和腐蚀产物形成对氢渗透控制步骤的影响机制。通过H？2S氢渗透的原位长周期实验，研究了腐蚀时域过程对腐蚀规律和氢渗透规律的宏观影响。对腐蚀初期腐蚀产物快速形成阶段的微区环境演化进行了探索，对腐蚀中后期腐蚀产物稳定形成演化进行了系统研究，并基于长期氢渗透监测研究了腐蚀产物演化对氢渗透过程控制步骤的影响。最后结合川东北高含硫天然气现场实验工作，利用缓蚀剂预膜处理的契机，通过氢通量监测探索了湿气天然气管道现场腐蚀过程与氢渗透行为的关联，为研究成果的应用奠定了实践基础。通过逐步探索解决高含H2S湿气冷凝液膜下的氢渗透和氢致开裂的关键科学问题，为高含硫气田湿气环境中的氢致开裂风险评价提供理论依据，为合理选择措施抑制湿气氢致开裂奠定科学基础。