劉文廣

（中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司）

在開發(fā)含H2S油氣田中常接觸H2S介質(zhì)，在壓力容器和壓力管道設計選材為碳鋼時，除考慮化學失重腐蝕外，受壓元件還存在硫化物應力腐蝕開裂（SSC）和氫致開裂（HIC），國內(nèi)外對此都高度重視，因為這直接涉及到壓力容器和壓力管道的安全。如何防止此類問題的發(fā)生，國內(nèi)外都有相關標準和推薦規(guī)范，但是設計和工程實施中如何做，則無明確規(guī)定。本文從設計和工程實踐中的成功作法提出了具體作法和技術規(guī)定，這些作法和規(guī)定可確保壓力容器和壓力管道的安全，為裝置長周期安全運轉取得可靠保證。

1 國內(nèi)外標準的解讀和具體規(guī)定

對含H2S介質(zhì)采用的材料在美國腐蝕工程師協(xié)會（NACE）、國際標準（ISO）和石油行業(yè)（SY）都有相關的標準和規(guī)范，這些標準是NACE MR 0175/ISO 15156《石油天然氣工業(yè)——油氣開采中用于含H2S環(huán)境的材料》［1］（下文簡稱“標準1”）、SY/T 0599－2006《天然氣地面設施抗硫化物應力腐蝕開裂和抗應力腐蝕開裂的金屬材料要求》［2］（下文簡稱“標準2”）。

國外標準“標準1”其要點為引證標準、術語，給出了H2S、CO2不同百分數(shù)、pH值。以pH值按PH2S（H2S分壓）＝0.0003MPa～1.0MPa劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ區(qū)，定義了硫化物應力腐蝕開裂（SSC）和氫致開裂（HIC），評判規(guī)定以及按ASTM、ASME推薦使用材料和其化學成分，硬度限制等。

國內(nèi)標準“標準2”基本為移植國外標準，所不同的是推薦材料以國產(chǎn)材料為準。

“標準1”和“標準2”中均不涉及到PH2S＞1.0 MPa時，例如工作壓力P＝32MPa，H2S含量為10%，PH2S＝3.21MPa工況如何實施和評定，使用“標準1”和“標準2”可能會出現(xiàn)什么問題，此類工程設計該怎樣作，防止SSC和HIC的問題等這些問題，是壓力容器和壓力管道領域關心的問題，也是迫切需要解決的實際問題，只有這些問題解決才能確保工程設計和裝置長周期安全運行。

2 如何確定SSC和HIC的評定及具體作法

按照“標準1”和“標準2”，對推薦的材料并沒有要求強行評定，推薦的材料是經(jīng)長期實際工程驗證過，是安全可靠的。因此，我們認為SSC和HIC的評定是驗證評定，而不是選材評定。目的是驗證原材料生產(chǎn)過程及制造檢驗工藝作法，經(jīng)SSC和HIC評定合格，確保工程投產(chǎn)后安全生產(chǎn)運行。在四川開發(fā)含H2S天然氣的過程中，曾由于材料使用不當或施工制作過程未按設計要求進行熱處理，使得硬度超標造成設備和部件破裂，雖經(jīng)及時補救，未造成重大事故，但后經(jīng)分析屬硫化物應力腐蝕開裂（SSC），這就是說硫化物應力腐蝕開裂（SSC）是突發(fā)的，事先無任何預兆，設計中安全分析應引起高度重視。

通過四川含硫天然氣田近40多年開發(fā)，先后對威遠氣田（天然氣中H2S含量1%，CO2含量5%）、臥龍河氣田（天然氣中H2S含量4.5%～5%）、中壩氣田（天然氣中H2S含量7%）、臥63井（天然氣中H2S含量17.5%），大天池、沙坪壩、峰－4、峰－5井（H2S含量＞7.8%，CO2含量≥5%）以及高酸性氣田的在線實驗裝置、集輸站、凈化廠（裝置壓力從0.4MPa～35MPa）進行調(diào)研和收集資料［3］，對設計、工程實施和生產(chǎn)運行方面進行詳細分析總結。同時收集了標準A溶液和模擬PH2S＞1.0MPa、PCO2實際工況的SSC和HIC的評定［4］，對照國外作法，如臥龍河脫硫裝置引進資料［5］，羅家寨凈化廠3 ×300×104m3/d裝置JACOBS公司基礎設計［6］等，提出對H2S介質(zhì)的SSC和HIC評定應按如下作法進行：

（1）含H2S介質(zhì)的壓力容器和壓力管道所選用材料為“標準1”和“標準2”推薦材料，在無實際經(jīng)驗和從未接觸此類容器、管道時，應作SSC和HIC驗證評定，通過驗證評定，了解鋼廠所提供材料抗硫性能、制作工藝，從而形成一個從材料制備和制作工藝的完整控制體系。

（2）SSC和HIC的評定不僅包括材料，同時對焊縫亦應做驗證評定，因為壓力容器和壓力管道真正薄弱部分在焊接。

（3）SSC和HIC的評定不以H2S摩爾分數(shù)為判定基準，應以PH2S分壓為準，凡PH2S≤1.0MPa應作標準A溶液評定，當PH2S＞1.0MPa，應作模擬PH2S、PCO2實際工況的評定。

（4）SSC評定中加載應力：壓力容器為標準規(guī)定材料屈服限的80%（SAYS80%），壓力管道為標準規(guī)定材料屈服限的90%（SAYS90%）。之所以不同于“標準1”中規(guī)定實際屈服限作為加載應力，因為強度設計時采用標準中最低值，實際加載應力與容器、管道計算應力留有25%～40%裕量。

（5）HIC評定的判定指標應略高于“標準1”和“標準2”中規(guī)定底限，確定CLR≤10%、CTR＜3%、CSR＜1%。

（6）鋼廠或制造廠具有類似H2S工況兩年或兩年以上相應材料使用成功業(yè)績，并經(jīng)鑒定合格，材料可免作SSC和HIC評定［6］。

（7）標準A溶液和模擬工況的SSC評定，H2S高分壓可覆蓋低分壓，材料和焊縫厚度以厚覆蓋薄。

（8）對材料要求除相應標準和“標準1”、“標準2”規(guī)定外，對高壓，PH2S＞1.0MPa的設備和管道的材料，應對晶粒度、非金屬夾雜物、偏析等提出要求，保證所用材料為純凈度高的細晶粒結構全鎮(zhèn)靜鋼。

3 結論

（1）接觸含H2S介質(zhì)的壓力容器和壓力管道會出現(xiàn)硫化物應力腐蝕開裂（SSC）和氫致開裂（HIC），其中硫化物應力腐蝕開裂是突發(fā)性的，事先無任何預兆，直接影響安全，此項應高度重視。

（2）防止SSC和HIC引起事故除選材符合“標準1”和“標準2”規(guī)定外，熱處理和焊縫硬度檢測，控制HB≤235是必不可少措施。

（3）如何認識SSC和HIC驗證評定，本文提出了明確意見，按本文2中的8項作法是必要的，在實際工程中具有可操作性，能保證安全。

（4）對高壓、高H2S分壓的壓力容器和壓力管道，在設計中增加必要技術規(guī)定，使用細晶粒結構全鎮(zhèn)靜鋼，焊縫增加必要超聲波、磁粉或滲透檢測，保證全焊透及容器和管道無裂紋。

［1］NACE MR 0175 /ISO 15156 .石油天然氣工業(yè)－油氣開采中用于含H2 S環(huán)境的材料［S］.

［2］SY/T 0599 －2006 .天然氣地面設施抗硫化物應力開裂和抗應力腐蝕開裂的金屬材料要求［S］.

［3］中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司.四川含H2 S天然氣集輸、凈化裝置調(diào)研匯總［R］.成都：中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，2008 .

［4］四川石油管理局酸性油氣田材料腐蝕檢測評價中心.20 R、20 G、20 Ⅲ、16 MnR、16 MnⅢ及焊縫在標準A溶液和模擬PH2 S＝3 .5 MPa、PCO2 ＝3 .1 MPa工況抗硫評定檢測報告匯總［R］.成都：四川石油管理局酸性油氣田材料腐蝕檢測評價中心/四川化工裝備公司，2005 .

［5］日本千代田株式會社.臥龍河脫硫裝置引進資料［G］.成都：四川石油勘察設計研究院，1982 .

［6］JACOBS公司.羅家寨3 ×300 ×104 m3 /d天然氣處理廠基礎設計［R］.田納西州：JACOBS公司，2005 .