随着高硫高酸原油加工量的增加，硫化氢对设备的腐蚀也愈加严重，已成为石化行业较为突出的问题，特别是湿H2S应力腐蚀开裂和氢致开裂，所引起的事故往往是突发的、灾难性的。因此，开展H2S腐蚀的相关研究对于确保石化设备的安全运转以及提高石化行业的生产效率具有重大的理论和实际意义。

一、基本性能研究： 输气管道的硫化物应力腐蚀(SSC)问题

早在40年代末，美国和法国在开发含H2S酸性油气田时，发生了大量的硫化物应力腐蚀(Sulfide Stress Corrosion Cracking，简写SSCC或SSC)事故，我国输气管道主要集中在四川省，其中H2S含量偏高，表1[1]的统计结果表明：SSC是输气管道最主要的失效形式。目前我国输送净化天然气(即含H2S<20mg/m3)的输气干线，绝大多数采用16Mn、X56、X60等级螺旋缝埋弧焊管，输送含H2S脱水干气采用大口径20号钢无缝钢管。由于管输天然气中H2S的含量偏高，最高可达400～500mg/m3，使天然气中H2S分压达0.0003MPa或更高，具备了发生SSC的条件。加上管材质量性能不佳，使输气干线破裂事故不断。根据1993年一份报告的统计，到1993年底，四川石油管理局输气公司经管的输气干线共发生78次因H2S偏高引起的SSC破裂事故。四川石油管理局川东开发公司经管的输气干线，共发生28次SSC破裂事故，如：威成线(φ630×8mm,16Mn螺旋埋弧焊管)1968年9月投产，1971年在同一位置上，先后发生两次SSC断裂事故；佛纳线(φ720×8mm，16Mn螺旋埋弧焊管)1978年投产，输送低含H2S的天然气，H2S的最高含量可达400～500mg/m3，天然气中H2S分压达到0.0003MPa或更高，1979年8月至1987年3月共发生12次SSC爆管事故，破裂均起源于螺旋焊缝，总共损失700多万元。据测四川气田产出的天然气中有70%以上含有H2S和CO2，其中多数气井H2S含量为1%～13%。湿H2S对钢材有很强的腐蚀性。由此可见，在开发富含H2S酸性油气田过程中，为防止H2S腐蚀破裂，了解有关H2S腐蚀问题，对采取经济、可靠的防护措施是很必要的，如拟建的出川输气管道工程项目，必须进行抗H2S应力腐蚀试验。

二、实验方法的选择与应用

SSC试验：依据美国腐蚀工程师协会推荐使用NACE国际测试标准，SSC测试主要采用恒负荷应力腐蚀实验和四点弯曲法测试实验，主要依据NACE TM0177-2005，该标准均为目前世界最新且通用标准。

2.1、方法的适用性

在硫化物腐蚀环境和静态拉应力同时作用下产生的开裂称硫化物应力腐蚀开裂(SSC)。模拟由外力或应力引起的硫化物应力腐蚀开裂的实验，可作为压力容器等产品的标准检验方法，同时可研究H2S对不同材料和不同工艺性能的影响。一般情况推荐使用美国腐蚀工程师协会NACE TM0177标准中的A法，即恒负荷拉伸实验法，实验采用饱和的H2S水溶液(质量浓度约3250mg/L)，配制时应注意使用冰乙酸(冰醋酸)，其积体分数为99.5%。当强调选用与实际工况条件相同的环境溶液时，可采用欧洲腐蚀协会EFC标准，这时规定碳钢和低合金钢H2S应力腐蚀开裂门坎值σth≥0.9σs为合格。

2.2、确定对SSC的敏感性

用在表H-9中确定的环境苛刻度以及在表H-8中得到的有关最大布氏硬度和焊件焊后热处理的基础数据，从表H-10中确定对SSC的敏感性。按图1中流程来确定硫化物应力腐蚀的敏感性。

表H-8　分析硫化物应力腐蚀所需的基础数据

表H-9　环境苛刻度

表H-10　SCC敏感度

2.3 样品的制备

一般情况下，要求试样管材取纵向，板材取横向。在保证试样表面积上溶液量达到(30±10)ml/cm2的基础上，减少试样长度可保证加工精度，提高实验准确性。2005版NACE TM0177标准将试样的R值由90版6.4mm修改为15mm，R增大后减少了试样在该处引起应力集中造成的实验失败的几率。

【主要备注：目前标件尺寸要求精确到0.001mm,制作难度很高】

图2 SSC实验标件形貌

2.4 应力值和时间的确定

实验过程中，对于施加的应力可参考GB/T15970.1-1995标准的二元搜索法来确定临界应力，实验后的应力腐蚀数据采用统计方法进行处理。不论施加应力或试样暴露到腐蚀环境的顺序如何，都以试样暴露到腐蚀环境开始计时。确定应力与断裂时间曲线时，需10~15支应力腐蚀试样，实验周期约45天，测定不同应力下的断裂时间，试样720h仍不发生断裂的应力定为应力腐蚀门坎值σth。【主要备注：实验试样多，时间长达720小时，设备损耗大，实验后需更换实验套筒】