SSC試驗方法的選擇

    隨著高硫高酸原油加工量的增加，硫化氫對設備的腐蝕也愈加嚴重，已成為石化行業較為突出的問題，特別是濕H2S應力腐蝕開裂和氫致開裂，所引起的事故往往是突發的、災難性的。因此，開展H2S腐蝕的相關研究對于確保石化設備的安全運轉以及提高石化行業的生產效率具有重大的理論和實際意義。

一、基本性能研究： 輸氣管道的硫化物應力腐蝕（SSC）問題

       早在40年代末，美國和法國在開發含H2S酸性油氣田時，發生了大量的硫化物應力腐蝕(Sulfide Stress Corrosion Cracking，簡寫SSCC或SSC)事故，我國輸氣管道主要集中在四川省，其中H2S含量偏高，表1[1]的統計結果表明：SSC是輸氣管道最主要的失效形式。目前我國輸送凈化天然氣(即含H2S<20mg/m3)的輸氣干線，絕大多數采用16Mn、X56、X60等級螺旋縫埋弧焊管，輸送含H2S脫水干氣采用大口徑20號鋼無縫鋼管。由于管輸天然氣中H2S的含量偏高，最高可達400～500mg/m3，使天然氣中H2S分壓達0.0003MPa或更高，具備了發生SSC的條件。加上管材質量性能不佳，使輸氣干線破裂事故不斷。根據1993年一份報告的統計，到1993年底，四川石油管理局輸氣公司經管的輸氣干線共發生78次因H2S偏高引起的SSC破裂事故。四川石油管理局川東開發公司經管的輸氣干線，共發生28次SSC破裂事故，如:威成線(φ630×8mm,16Mn螺旋埋弧焊管)1968年9月投產，1971年在同一位置上，先后發生兩次SSC斷裂事故；佛納線(φ720×8mm，16Mn螺旋埋弧焊管)1978年投產，輸送低含H2S的天然氣，H2S的最高含量可達400～500mg/m3，天然氣中H2S分壓達到0.0003MPa或更高，1979年8月至1987年3月共發生12次SSC爆管事故，破裂均起源于螺旋焊縫，總共損失700多萬元。據測四川氣田產出的天然氣中有70%以上含有H2S和CO2，其中多數氣井H2S含量為1%～13%。濕H2S對鋼材有很強的腐蝕性。由此可見，在開發富含H2S酸性油氣田過程中，為防止H2S腐蝕破裂，了解有關H2S腐蝕問題，對采取經濟、可靠的防護措施是很必要的，如擬建的出川輸氣管道工程項目，必須進行抗H2S應力腐蝕試驗。

二 實驗方法的選擇與應用

     SSC試驗：依據美國腐蝕工程師協會推薦使用NACE國際測試標準，SSC測試主要采用恒負荷應力腐蝕實驗和四點彎曲法測試實驗，主要依據NACE TM0177-2005，該標準均為目前世界最新且通用標準。

2.1 方法的適用性

在硫化物腐蝕環境和靜態拉應力同時作用下產生的開裂稱硫化物應力腐蝕開裂(SSC)。模擬由外力或應力引起的硫化物應力腐蝕開裂的實驗，可作為壓力容器等產品的標準檢驗方法，同時可研究H₂S對不同材料和不同工藝性能的影響。一般情況推薦使用美國腐蝕工程師協會NACE TM0177標準中的A法，即恒負荷拉伸實驗法，實驗采用飽和的H₂S水溶液（質量濃度約3250mg/L），配制時應注意使用冰乙酸（冰醋酸），其積體分數為99.5%。當強調選用與實際工況條件相同的環境溶液時，可采用歐洲腐蝕協會EFC標準，這時規定碳鋼和低合金鋼H₂S應力腐蝕開裂門坎值σ_th≥0.9σ_s為合格。

2.2 確定對SSC的敏感性

用在表H-9中確定的環境苛刻度以及在表H-8中得到的有關最大布氏硬度和焊件焊后熱處理的基礎數據，從表H-10中確定對SSC的敏感性。按圖1中流程來確定硫化物應力腐蝕的敏感性。

表H-8　分析硫化物應力腐蝕所需的基礎數據

表H-9　環境苛刻度

表H-10　SCC敏感度

2.3 樣品的制備

一般情況下，要求試樣管材取縱向，板材取橫向。在保證試樣表面積上溶液量達到(30±10)ml/cm²的基礎上，減少試樣長度可保證加工精度，提高實驗準確性。2005版NACE TM0177標準將試樣的R值由90版6.4mm修改為15mm，R增大后減少了試樣在該處引起應力集中造成的實驗失敗的幾率。

【主要備注：目前標件尺寸要求精確到0.001mm,制作難度很高】

圖2  SSC實驗標件形貌

2.4 應力值和時間的確定

實驗過程中，對于施加的應力可參考GB/T15970.1-1995標準的二元搜索法來確定臨界應力，實驗后的應力腐蝕數據采用統計方法進行處理。不論施加應力或試樣暴露到腐蝕環境的順序如何，都以試樣暴露到腐蝕環境開始計時。確定應力與斷裂時間曲線時，需10~15支應力腐蝕試樣，實驗周期約45天，測定不同應力下的斷裂時間，試樣720h仍不發生斷裂的應力定為應力腐蝕門坎值σ_th。

【主要備注：實驗試樣多，時間長達720小時，設備損耗大，實驗后需更換實驗套筒】

2.5 實驗過程及主要設備

圖3 恒負荷實驗過程示意圖

圖4恒負荷應力測試儀