H2S应力腐蚀开裂和氢致开裂的评定

刘文广

（中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司）

在开发含H2S油气田中常接触H2S介质，在压力容器和压力管道设计选材为碳钢时，除考虑化学失重腐蚀外，受压元件还存在硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC），国内外对此都高度重视，因为这直接涉及到压力容器和压力管道的安全。如何防止此类问题的发生，国内外都有相关标准和推荐规范，但是设计和工程实施中如何做，则无明确规定。本文从设计和工程实践中的成功作法提出了具体作法和技术规定，这些作法和规定可确保压力容器和压力管道的安全，为装置长周期安全运转取得可靠保证。

1 国内外标准的解读和具体规定

对含H2S介质采用的材料在美国腐蚀工程师协会（NACE）、国际标准（ISO）和石油行业（SY）都有相关的标准和规范，这些标准是NACE MR 0175/ISO 15156《石油天然气工业——油气开采中用于含H2S环境的材料》［1］（下文简称“标准1”）、SY/T 0599－2006《天然气地面设施抗硫化物应力腐蚀开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》［2］（下文简称“标准2”）。

国外标准“标准1”其要点为引证标准、术语，给出了H2S、CO2不同百分数、pH值。以pH值按PH2S（H2S分压）＝0.0003MPa～1.0MPa划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区，定义了硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC），评判规定以及按ASTM、ASME推荐使用材料和其化学成分，硬度限制等。

国内标准“标准2”基本为移植国外标准，所不同的是推荐材料以国产材料为准。

“标准1”和“标准2”中均不涉及到PH2S＞1.0 MPa时，例如工作压力P＝32MPa，H2S含量为10%，PH2S＝3.21MPa工况如何实施和评定，使用“标准1”和“标准2”可能会出现什么问题，此类工程设计该怎样作，防止SSC和HIC的问题等这些问题，是压力容器和压力管道领域关心的问题，也是迫切需要解决的实际问题，只有这些问题解决才能确保工程设计和装置长周期安全运行。

2 如何确定SSC和HIC的评定及具体作法

按照“标准1”和“标准2”，对推荐的材料并没有要求强行评定，推荐的材料是经长期实际工程验证过，是安全可靠的。因此，我们认为SSC和HIC的评定是验证评定，而不是选材评定。目的是验证原材料生产过程及制造检验工艺作法，经SSC和HIC评定合格，确保工程投产后安全生产运行。在四川开发含H2S天然气的过程中，曾由于材料使用不当或施工制作过程未按设计要求进行热处理，使得硬度超标造成设备和部件破裂，虽经及时补救，未造成重大事故，但后经分析属硫化物应力腐蚀开裂（SSC），这就是说硫化物应力腐蚀开裂（SSC）是突发的，事先无任何预兆，设计中安全分析应引起高度重视。

通过四川含硫天然气田近40多年开发，先后对威远气田（天然气中H2S含量1%，CO2含量5%）、卧龙河气田（天然气中H2S含量4.5%～5%）、中坝气田（天然气中H2S含量7%）、卧63井（天然气中H2S含量17.5%），大天池、沙坪坝、峰－4、峰－5井（H2S含量＞7.8%，CO2含量≥5%）以及高酸性气田的在线实验装置、集输站、净化厂（装置压力从0.4MPa～35MPa）进行调研和收集资料［3］，对设计、工程实施和生产运行方面进行详细分析总结。同时收集了标准A溶液和模拟PH2S＞1.0MPa、PCO2实际工况的SSC和HIC的评定［4］，对照国外作法，如卧龙河脱硫装置引进资料［5］，罗家寨净化厂3 ×300×104m3/d装置JACOBS公司基础设计［6］等，提出对H2S介质的SSC和HIC评定应按如下作法进行：

（1）含H2S介质的压力容器和压力管道所选用材料为“标准1”和“标准2”推荐材料，在无实际经验和从未接触此类容器、管道时，应作SSC和HIC验证评定，通过验证评定，了解钢厂所提供材料抗硫性能、制作工艺，从而形成一个从材料制备和制作工艺的完整控制体系。

（2）SSC和HIC的评定不仅包括材料，同时对焊缝亦应做验证评定，因为压力容器和压力管道真正薄弱部分在焊接。

（3）SSC和HIC的评定不以H2S摩尔分数为判定基准，应以PH2S分压为准，凡PH2S≤1.0MPa应作标准A溶液评定，当PH2S＞1.0MPa，应作模拟PH2S、PCO2实际工况的评定。

（4）SSC评定中加载应力：压力容器为标准规定材料屈服限的80%（SAYS80%），压力管道为标准规定材料屈服限的90%（SAYS90%）。之所以不同于“标准1”中规定实际屈服限作为加载应力，因为强度设计时采用标准中最低值，实际加载应力与容器、管道计算应力留有25%～40%裕量。

（5）HIC评定的判定指标应略高于“标准1”和“标准2”中规定底限，确定CLR≤10%、CTR＜3%、CSR＜1%。

（6）钢厂或制造厂具有类似H2S工况两年或两年以上相应材料使用成功业绩，并经鉴定合格，材料可免作SSC和HIC评定［6］。

（7）标准A溶液和模拟工况的SSC评定，H2S高分压可覆盖低分压，材料和焊缝厚度以厚覆盖薄。

（8）对材料要求除相应标准和“标准1”、“标准2”规定外，对高压，PH2S＞1.0MPa的设备和管道的材料，应对晶粒度、非金属夹杂物、偏析等提出要求，保证所用材料为纯净度高的细晶粒结构全镇静钢。

3 结论

（1）接触含H2S介质的压力容器和压力管道会出现硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC），其中硫化物应力腐蚀开裂是突发性的，事先无任何预兆，直接影响安全，此项应高度重视。

（2）防止SSC和HIC引起事故除选材符合“标准1”和“标准2”规定外，热处理和焊缝硬度检测，控制HB≤235是必不可少措施。

（3）如何认识SSC和HIC验证评定，本文提出了明确意见，按本文2中的8项作法是必要的，在实际工程中具有可操作性，能保证安全。

（4）对高压、高H2S分压的压力容器和压力管道，在设计中增加必要技术规定，使用细晶粒结构全镇静钢，焊缝增加必要超声波、磁粉或渗透检测，保证全焊透及容器和管道无裂纹。

［1］NACE MR 0175 /ISO 15156 .石油天然气工业－油气开采中用于含H2 S环境的材料［S］.

［2］SY/T 0599 －2006 .天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求［S］.

［3］中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司.四川含H2 S天然气集输、净化装置调研汇总［R］.成都：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，2008 .

［4］四川石油管理局酸性油气田材料腐蚀检测评价中心.20 R、20 G、20 Ⅲ、16 MnR、16 MnⅢ及焊缝在标准A溶液和模拟PH2 S＝3 .5 MPa、PCO2 ＝3 .1 MPa工况抗硫评定检测报告汇总［R］.成都：四川石油管理局酸性油气田材料腐蚀检测评价中心/四川化工装备公司，2005 .

［5］日本千代田株式会社.卧龙河脱硫装置引进资料［G］.成都：四川石油勘察设计研究院，1982 .

［6］JACOBS公司.罗家寨3 ×300 ×104 m3 /d天然气处理厂基础设计［R］.田纳西州：JACOBS公司，2005 .