近年来,随着我国油气田的不断开发和利用,管道输送技术也得到了飞速的发展。由于我国多数油田面临着高含硫、高含水,腐蚀介质种类繁多的情况,使输油管线钢的腐蚀不断的加重。原油中经常出现多种介质共存的现象,使管线钢腐蚀的影响因素变得复杂起来。我国针对单一介质条件下的腐蚀已经进入深入的研究和数据的累积,但对于H₂S、CO₂、Cl^-等多种介质共存条件下管线钢的应力腐蚀开裂及氢渗透行为的研究还相对落后。因此,系统的研究输油管线钢在H₂S、CO₂、Cl^-共存条件下的腐蚀规律和机理,为保证管线钢的安全与可靠运行有着重要的实际意义。本文以15#钢为研究的对象,采用了电化学实验、慢应变速率拉伸实验（SSRT）以及氢渗透实验,对15#钢在H₂S、CO₂、Cl^-共存条件下的应力腐蚀开裂及氢渗透行为进行了研究。实验结果表明,由极化曲线可以看出15#钢在实验介质中的电化学行为只表现出活化溶解状态,而没有出现活化-钝化转变区。由交流阻抗结果可以看出,从NaCl^-CO₂溶液到NaCl^-CO₂-H₂S溶液再到NaCl^-H₂S溶液,电化学阻抗谱的高频区容抗弧直径愈来愈小,腐蚀电流密度越来越大,腐蚀速率越来越快。由氢渗透实验可以看出,材料表面氢的浓度对氢致开裂（HIC）有密切的关系,进入金属内部的氢浓度越大,材料发生氢致开裂的机率越大。由于H₂S的毒化作用,以及Cl^-对CO₂的缓蚀程度比对H₂S的缓蚀程度要强,因此15#钢在NaCl^-H₂S溶液中的氢渗透行为及氢鼓泡现象最严重,稳态渗氢电流P∞和氢脆敏感性最大。慢应变速率拉伸实验结果表明,当溶液中加入H₂S时,材料的脆性系数、应力腐蚀开裂敏感性都有所增加,但当介质中加入CO₂时,这些参数反而有所下降。在自腐蚀电位下,15#钢在NaCl溶液、NaCl^-CO₂溶液、NaCl-CO₂-H₂S溶液和NaCl-H₂S溶液中的延伸率、断面收缩率逐渐减小,断裂时间和脆性系数逐渐增大,应力腐蚀开裂敏感性越来越大,越易发生开裂现象,实验结果与电化学及氢渗透实验结果一致