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在線客服 SSC試驗(yàn)方法的選擇
隨著高硫高酸原油加工量的增加，硫化氫對(duì)設(shè)備的腐蝕也愈加嚴(yán)重，已成為石化行業(yè)較為突出的問題，特別是濕H2S應(yīng)力腐蝕開裂和氫致開裂，所引起的事故往往是突發(fā)的、災(zāi)難性的。因此，開展H2S腐蝕的相關(guān)研究對(duì)于確保石化設(shè)備的安全運(yùn)轉(zhuǎn)以及提高石化行業(yè)的生產(chǎn)效率具有重大的理論和實(shí)際意義。
一、基本性能研究： 輸氣管道的硫化物應(yīng)力腐蝕（SSC）問題
早在40年代末，美國(guó)和法國(guó)在開發(fā)含H2S酸性油氣田時(shí)，發(fā)生了大量的硫化物應(yīng)力腐蝕(Sulfide Stress Corrosion Cracking，簡(jiǎn)寫SSCC或SSC)事故，我國(guó)輸氣管道主要集中在四川省，其中H2S含量偏高，表1[1]的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：SSC是輸氣管道最主要的失效形式。目前我國(guó)輸送凈化天然氣(即含H2S<20mg/m3)的輸氣干線，絕大多數(shù)采用16Mn、X56、X60等級(jí)螺旋縫埋弧焊管，輸送含H2S脫水干氣采用大口徑20號(hào)鋼無縫鋼管。由于管輸天然氣中H2S的含量偏高，最高可達(dá)400～500mg/m3，使天然氣中H2S分壓達(dá)0.0003MPa或更高，具備了發(fā)生SSC的條件。加上管材質(zhì)量性能不佳，使輸氣干線破裂事故不斷。根據(jù)1993年一份報(bào)告的統(tǒng)計(jì)，到1993年底，四川石油管理局輸氣公司經(jīng)管的輸氣干線共發(fā)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(fā)公司經(jīng)管的輸氣干線，共發(fā)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(chǎn)，1971年在同一位置上，先后發(fā)生兩次SSC斷裂事故；佛納線(φ720×8mm，16Mn螺旋埋弧焊管)1978年投產(chǎn)，輸送低含H2S的天然氣，H2S的最高含量可達(dá)400～500mg/m3，天然氣中H2S分壓達(dá)到0.0003MPa或更高，1979年8月至1987年3月共發(fā)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(wàn)元。據(jù)測(cè)四川氣田產(chǎn)出的天然氣中有70%以上含有H2S和CO2，其中多數(shù)氣井H2S含量為1%～13%。濕H2S對(duì)鋼材有很強(qiáng)的腐蝕性。由此可見，在開發(fā)富含H2S酸性油氣田過程中，為防止H2S腐蝕破裂，了解有關(guān)H2S腐蝕問題，對(duì)采取經(jīng)濟(jì)、可靠的防護(hù)措施是很必要的，如擬建的出川輸氣管道工程項(xiàng)目，必須進(jìn)行抗H2S應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)。
二 實(shí)驗(yàn)方法的選擇與應(yīng)用
SSC試驗(yàn)：依據(jù)美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)推薦使用NACE國(guó)際測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)，SSC測(cè)試主要采用恒負(fù)荷應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)和四點(diǎn)彎曲法測(cè)試實(shí)驗(yàn)，主要依據(jù)NACE TM0177-2005，該標(biāo)準(zhǔn)均為目前世界最新且通用標(biāo)準(zhǔn)。
2.1 方法的適用性
在硫化物腐蝕環(huán)境和靜態(tài)拉應(yīng)力同時(shí)作用下產(chǎn)生的開裂稱硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSC)。模擬由外力或應(yīng)力引起的硫化物應(yīng)力腐蝕開裂的實(shí)驗(yàn)，可作為壓力容器等產(chǎn)品的標(biāo)準(zhǔn)檢驗(yàn)方法，同時(shí)可研究H2S對(duì)不同材料和不同工藝性能的影響。一般情況推薦使用美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)NACE TM0177標(biāo)準(zhǔn)中的A法，即恒負(fù)荷拉伸實(shí)驗(yàn)法，實(shí)驗(yàn)采用飽和的H2S水溶液（質(zhì)量濃度約3250mg/L），配制時(shí)應(yīng)注意使用冰乙酸（冰醋酸），其積體分?jǐn)?shù)為99.5%。當(dāng)強(qiáng)調(diào)選用與實(shí)際工況條件相同的環(huán)境溶液時(shí)，可采用歐洲腐蝕協(xié)會(huì)EFC標(biāo)準(zhǔn)，這時(shí)規(guī)定碳鋼和低合金鋼H2S應(yīng)力腐蝕開裂門坎值σth≥0.9σs為合格。
2.2 確定對(duì)SSC的敏感性
用在表H-9中確定的環(huán)境苛刻度以及在表H-8中得到的有關(guān)最大布氏硬度和焊件焊后熱處理的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，從表H-10中確定對(duì)SSC的敏感性。按圖1中流程來確定硫化物應(yīng)力腐蝕的敏感性。
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表H-8 分析硫化物應(yīng)力腐蝕所需的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
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基礎(chǔ)數(shù)據(jù) |
說 明 |
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是否存在凝結(jié)水（是或否） |
確定設(shè)備和管線中是否有新鮮水存在。不僅要考慮正常操作條件，還要考慮開工、停工及波動(dòng)的情況等。 |
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水中的H2S含量 |
確定水中的H2S含量。如果不能容易地得到分析結(jié)果，可以用Petrie&Moore方法（參考資料2）來估算。 |
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水的pH值 |
確定水的pH值。如果不能容易地得到分析結(jié)果，則由一個(gè)經(jīng)驗(yàn)豐富的工藝工程師來估計(jì)。 |
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是否存在氰化物（是或否） |
通過樣品和（或）區(qū)域分析確定是否存在氰化物。不僅要考慮正常操作條件，還要考慮開工、停工及波動(dòng)的情況等。 |
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最大布氏硬度 |
確定設(shè)備和管線焊縫的實(shí)測(cè)最大布氏硬度。如果實(shí)際布氏硬度無法測(cè)定，則按照制造時(shí)的最大布氏硬度來確定。 |
|
是否經(jīng)過PWHT（是或否） |
確定設(shè)備和管線焊縫是否經(jīng)過焊后熱處理。 |
表H-9 環(huán)境苛刻度
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水的pH值 |
水的H2S含量 |
|||
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＜50ppm |
50～1000ppm |
1000～10000ppm |
＞10000ppm |
|
|
＜5.5 |
低 |
中 |
高 |
高 |
|
5.5-7.5 |
低 |
低 |
低 |
中 |
|
7.6-8.3 |
低 |
中 |
中 |
中 |
|
8.4-8.9 |
低 |
中 |
中 |
高 |
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＞9.0 |
低 |
中 |
高 |
高 |
表H-10 SCC敏感度
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環(huán)境苛刻度 |
焊接時(shí)焊縫最大布氏硬度 |
PWHT后最大布氏硬度 |
||||
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＜200 |
200-237 |
＞237 |
＜200 |
200-237 |
＞237 |
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|
高 |
低 |
中 |
高 |
無 |
低 |
中 |
|
中 |
低 |
中 |
高 |
無 |
無 |
低 |
|
低 |
低 |
低 |
中 |
無 |
無 |
無 |
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(dá)到(30±10)ml/cm2的基礎(chǔ)上，減少試樣長(zhǎng)度可保證加工精度，提高實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)確性。2005版NACE TM0177標(biāo)準(zhǔn)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(yīng)力集中造成的實(shí)驗(yàn)失敗的幾率。
【主要備注：目前標(biāo)件尺寸要求精確到0.001mm,制作難度很高】
圖2 SSC實(shí)驗(yàn)標(biāo)件形貌
2.4 應(yīng)力值和時(shí)間的確定
實(shí)驗(yàn)過程中，對(duì)于施加的應(yīng)力可參考GB/T15970.1-1995標(biāo)準(zhǔn)的二元搜索法來確定臨界應(yīng)力，實(shí)驗(yàn)后的應(yīng)力腐蝕數(shù)據(jù)采用統(tǒng)計(jì)方法進(jìn)行處理。不論施加應(yīng)力或試樣暴露到腐蝕環(huán)境的順序如何，都以試樣暴露到腐蝕環(huán)境開始計(jì)時(shí)。確定應(yīng)力與斷裂時(shí)間曲線時(shí)，需10~15支應(yīng)力腐蝕試樣，實(shí)驗(yàn)周期約45天，測(cè)定不同應(yīng)力下的斷裂時(shí)間，試樣720h仍不發(fā)生斷裂的應(yīng)力定為應(yīng)力腐蝕門坎值σth。
【主要備注：實(shí)驗(yàn)試樣多，時(shí)間長(zhǎng)達(dá)720小時(shí)，設(shè)備損耗大，實(shí)驗(yàn)后需更換實(shí)驗(yàn)套筒】
2.5 實(shí)驗(yàn)過程及主要設(shè)備
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圖3 恒負(fù)荷實(shí)驗(yàn)過程示意圖
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圖4恒負(fù)荷應(yīng)力測(cè)試儀