SSC/HIC检测硫化氢检测

SSC/HIC检测硫化氢检测
石油加工过程中的H2S主要来源于含硫原油中的有机硫化物，如硫醇和硫醚等。这些有机硫化物在原油加工过程中受热会分解出H2S。干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中，才具有腐蚀性。在ATK-101B天然气液体球罐的检测中发现，应力腐蚀不同于一般性腐蚀引起的机械破损，也不是整个储罐的大面积减薄，而是发生在局部的罐体区域，具有较大的突然性。
对于输气管道,产生SSC的基本条件:一是输送介质中酸性H2S含量超过临界值,二是拉应力的存在,两者相符相成,缺一不可。输气管道主要腐蚀介质是H2S的水溶液(石油气中的水汽),H2S只有融入水,才具有酸性,发生SSC的临界值为12个ppm,参照图1[3],脱水干燥过的H2S,可视为无腐蚀性;应力主要为输送工作应力、焊接残余应力。美国一篇调研报告指出,90%以上的SSC发生在管线的出站端,原因就在于这里有较大的应力。
硫化物应力腐蚀（Sulfide Stress Corrosion Cracking，SSCC或SSC）是应力腐蚀（SCC）中的一个特殊类型，但与通常所说的应力腐蚀有所区别，在通常所说的应力腐蚀中，环境所起的作用是以阳极溶解为主，而SSC则是以阴极充氢为主。目前SSC机理尚未被完全揭示，但目前大多数学者倾向于这种开裂是由氢导致，并且硫离子或硫化氢对氢向材质内的扩散有一定的促进作用。在石油、天然气（尤其是天然气）长输管道中，高压高强度管道的硫化物应力腐蚀开裂会引发重大的安全事故，因此需要评价管线钢的抗SSC性能，保证管道的安全。
SSC硫化氢应力腐蚀测试标准有：
NACE TM 0177-2016：金属在H2S环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀。
NACE MR 0175-2009：石油和天然气工业 油、气生产中含硫化氢(H2S)环境下使用的材料 耐裂化材料选择的一般原则。
GB/T4157-2006：金属在硫化氢环境中抗特殊形式环境开裂实验室试验。
ISO 15156-1-2009：石油和天然气工业 油、气生产中含硫化氢(H2S)环境下使用的材料 耐裂化材料选择的一般原则。
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。
腐蚀条件 ：
1.腐蚀环境。a.介质中含有液相水和H2S，且H2S浓度越高，应力腐蚀引起的破裂越可能发生。b.一般只发生在酸性溶液中，pH小于6容易发生应力腐蚀破裂；pH大于6时，硫化铁和硫化亚铁所形成的膜有较好的保护性能，不易发生应力腐蚀破裂。当系统中存在氰根离子时，氰根离子将与亚铁离子结合生成络合离子，其浓度比FeS小得多，因此FeS失去了成膜条件，使该系统发生应力腐蚀破裂。c.腐蚀环境温度为0～65℃。
2.结构材料中（壳体及其焊缝、接管等）必须存在应力。
3.材料同腐蚀环境的相互搭配，如湿环境下H2S对高强度钢的应力腐蚀。