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[摘 要]当今世界能源多数使用石油天然气此类化工能源，而现在原油内含硫、酸性值增高，采取有效措施降低石油天然气等此类化工能源中的硫物质与酸性值，减少对石油化工设备的破坏，保证生产安全与设备能够长久运行成为重中之重。本文分析了H2S对天然气处理设备的腐蚀，提出了一些相应的应对之策。
[关键词]天然处理设备；H2S；腐蚀；预防
中图分类号：TE986 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0104-01
一、H2S对天然气处理设备维护
当今世界能源大多数是使用石油天然气，随着我国经济的发展，勘探开采的工艺也得到飞速发展。我国在上世纪六十年代开始，发现了大庆、胜利、克拉玛依等多个大油气田，伴随着这一大发现，我国的勘探技术也开始变得越来越先进。随着我国勘探开采技术越来越成熟，程度越来越大，开采出的天然气中CO2、H2S、H2O含量也越来越多，原油内含硫、酸性值增高。在石油化工这个行业，设备的腐蚀严重影响着生产与运输的正常运行。同时由于近年来原油的含硫度、酸性值逐渐增高，原油性质的恶化造成生产与运输装置设备更易受到腐蚀与破坏。在石油化工的运输中要在高温高压环境下进行，这会对生产、运输设备造成一定的腐蚀。这不仅影响装置的正常运行，还对开采、运输的工作人员的人身安全带来隐患。至今为止，还没有研究出一种能够对硫化氢的腐蚀免疫的钢铁可以用在天然气的开采与运输上。这一腐蚀是在设备的某一处产生，会经过潜伏期、裂纹出现期、裂纹扩展期、直至断裂四个阶段，这种损坏一般难以预测，是一种破坏力极大的损害形式。这种破坏产生的因素有以下几个条件：
1.介质中含有较多的液态水及浓度高的H2S，在这种腐蚀环境下较容易引起应力腐蚀，造成破裂。环境中H2S浓度越高，那么由于应力腐蚀产生的破裂倾向就会越大；此种破裂在通常情况下只发生在酸性溶液中，PH值小于6、温度为0～65℃时，最容易发生H2S应力腐蚀破裂。
2.在结构材料如壁管、接头等存在应力。
3.材料在高酸度的腐蚀环境下会出现应力腐蚀，比如湿H2S与高强度钢的相互搭配处出现应力腐蚀此类损坏。
二、H2S对设备的应力腐蚀
在腐蚀环境下一些材料也会出现应力腐蚀，比如湿的H2S与高强度钢就会出现此类损坏。我国多数油气资源含硫量高，一些油气的二氧化硫含量已经达到了1.2-7.8g/m3，CO2含量在1.25-4.57g/m3。这么高的酸性值是破坏石油化工生产与运输设备产生应力腐蚀断裂的重要原因，氢致开裂与H2S应力腐蚀断裂是两种最基本的“氢脆”形式，在酸性环境中，腐蚀的产生通常还有原子氢，因此当阴极反应是析氢反应时，观察者可以通过这个现象来测量设备的腐蚀速度。除此之外，阴极反应产生的氢本身是可以引起生产设备的腐蚀与断裂，在析氢过程中会产生的问题有氢脆、氢鼓泡和应力破裂几种，这些问题一般会在集输管线和一些化工过程设备装置中产生。
1.氢致开裂
在含有H2S、CO2及H2O的油氣环境中，管线用钢会因为H2S解离和H2CO3腐蚀中产生的氢造成开裂，究其原因就是形成了氢致鼓泡。我们在大量的研究与实践中发现，环境与材料的因素是形成开裂的重要影响因素。H2S分压会受到碳酸根与氯离子等PH值制约。材料的碳含量，硫、磷的偏析以及非金属夹杂物、组织类型也会影响开裂的产生与扩展。因此应将管线用钢中的Mn含量控制在最低水平上，同时还要降低钢中硫、氧的含量。
2.H2S应力腐蚀断裂
在化学知识中可以知道硫化氢在水溶液中可以离解出硫离子与氢离子，经过一系列化学反应在钢的夹杂物、偏析带等多个缺陷处富集、形成氢分子，然后在受到外力的作用下会产生开裂的现象。这种断裂形式与上述的氢致开裂不尽相同。这种断裂形式要满足三个条件：足够的氢分压、受到一定应力及敏感的金相组织。
三、天然气处理设备腐蚀应对策略
1.合理选择材料
首先要明白材料的强度、硬度、化学成分等因素影响着H2S应力腐蚀破裂的产生。
1.1 材料的强度与硬度
材料的强度与应力腐蚀破裂的敏感性密切相关，材料强度提高，其敏感性也随之提高。材料强度越大，越容易发生破裂。除此之外，材料的硬度也是影响破裂的一个重要因素，并且还存在不发生破裂的极限硬度值。我们在大量的实践中证明了，当材料HB≤235（HRC≤22，HV10≤247），采用了1.65%以下含量的Mn的碳素结构钢和低合金高强度钢制管线，经过焊接之后，消除了应力热处理，这就不容易产生H2S的应力腐蚀破坏。
1.2 材料的化学成分
Ni、Mn、Si、S、P等元素对产生应力腐蚀裂纹的属于有害的元素。因此在进行管道材料的选择时应要限制这些元素的含量。
Ni元素易与H2S水溶液发生反应，生成一种十分特殊的硫化物。这种硫化物因组织疏松的特质使得氢极其容易渗透从而产生裂纹，因此该种元素要控制在0.5%以下使用。Mn、Si元素含量偏高的时候，焊接和热影响区的硬度就会比较高，且Si元素易偏析于晶粒边界使得晶间裂纹更容易形成。元素S、P容易引起层状撕裂裂纹和焊道尾部裂纹，与应力腐蚀裂纹相重合后会加速裂纹的扩大。Cr、Mo、Ti、B等元素可以有效防止H2S应力腐蚀，因此在钢中加入少量的Cr、Mo、Ti、B元素可以细化晶粒，同时提高钢材相变点温度与钢板的淬透性，使得晶粒细化的回火马氏体组织比较容易形成。
2.降低焊缝与热影响区硬度，减少壳体及焊缝区的残余应力
降低焊缝区的硬度除了要进行焊前预热之外，还应该要加大管道上上环焊缝的焊接线能量。原因是线能量增大后可以降低焊缝区冷却速度和硬度，达到稳定金相组织的目的。在许多实践中发现，输入线能量小，冷却速度快而引起硬度增加是造成环焊缝附近（气相区）产生裂纹的重要原因，同时，此处吸附的水蒸汽与H2S气体产生了电化学反应，使得该部位裂纹的扩展加速。
3.降低介质腐蚀性
生产企业应该按照有关质量标准的规定，严格控制石油化工中H2S含量，并且还应该加大研究力度，研究出更好更有效的脱硫、脱水工艺，使硫化氢含量减少，延缓其腐蚀速度。
四、结束语
综上所述，H2S由于自身带有腐蚀性，因而其常常会导致天然气处理设备出现腐蚀，如不及时采取有效的应对策略，那么极易诱发安全生产事故。为此，上文就H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策谈了谈自己的一些认识。另外除了上述提到的措施，如果要真的提高石油化工生产与运输的防腐质量，还要通过相关部门加大对该领域的管理力度，企业按规定规范操作，注意科学发展，努力研究、采用新技术、新材料，以延长设备的使用寿命。
参考文献
[1] 田苗.探究H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策[J].中国化工贸易，2016，8（7）.
[2] 李杰，翟博.H2S对天然气处理设备的腐蚀及其防治对策研究[J].中国化工贸易，2015（5）.
[3] 孙皓，伍雪宁.探索涩宁兰天然气管道的腐蚀因素及其防护处理[J].当代化工研究，2016（8）：42-44.
[关键词]天然处理设备；H2S；腐蚀；预防
中图分类号：TE986 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0104-01
一、H2S对天然气处理设备维护
当今世界能源大多数是使用石油天然气，随着我国经济的发展，勘探开采的工艺也得到飞速发展。我国在上世纪六十年代开始，发现了大庆、胜利、克拉玛依等多个大油气田，伴随着这一大发现，我国的勘探技术也开始变得越来越先进。随着我国勘探开采技术越来越成熟，程度越来越大，开采出的天然气中CO2、H2S、H2O含量也越来越多，原油内含硫、酸性值增高。在石油化工这个行业，设备的腐蚀严重影响着生产与运输的正常运行。同时由于近年来原油的含硫度、酸性值逐渐增高，原油性质的恶化造成生产与运输装置设备更易受到腐蚀与破坏。在石油化工的运输中要在高温高压环境下进行，这会对生产、运输设备造成一定的腐蚀。这不仅影响装置的正常运行，还对开采、运输的工作人员的人身安全带来隐患。至今为止，还没有研究出一种能够对硫化氢的腐蚀免疫的钢铁可以用在天然气的开采与运输上。这一腐蚀是在设备的某一处产生，会经过潜伏期、裂纹出现期、裂纹扩展期、直至断裂四个阶段，这种损坏一般难以预测，是一种破坏力极大的损害形式。这种破坏产生的因素有以下几个条件：
1.介质中含有较多的液态水及浓度高的H2S，在这种腐蚀环境下较容易引起应力腐蚀，造成破裂。环境中H2S浓度越高，那么由于应力腐蚀产生的破裂倾向就会越大；此种破裂在通常情况下只发生在酸性溶液中，PH值小于6、温度为0～65℃时，最容易发生H2S应力腐蚀破裂。
2.在结构材料如壁管、接头等存在应力。
3.材料在高酸度的腐蚀环境下会出现应力腐蚀，比如湿H2S与高强度钢的相互搭配处出现应力腐蚀此类损坏。
二、H2S对设备的应力腐蚀
在腐蚀环境下一些材料也会出现应力腐蚀，比如湿的H2S与高强度钢就会出现此类损坏。我国多数油气资源含硫量高，一些油气的二氧化硫含量已经达到了1.2-7.8g/m3，CO2含量在1.25-4.57g/m3。这么高的酸性值是破坏石油化工生产与运输设备产生应力腐蚀断裂的重要原因，氢致开裂与H2S应力腐蚀断裂是两种最基本的“氢脆”形式，在酸性环境中，腐蚀的产生通常还有原子氢，因此当阴极反应是析氢反应时，观察者可以通过这个现象来测量设备的腐蚀速度。除此之外，阴极反应产生的氢本身是可以引起生产设备的腐蚀与断裂，在析氢过程中会产生的问题有氢脆、氢鼓泡和应力破裂几种，这些问题一般会在集输管线和一些化工过程设备装置中产生。
1.氢致开裂
在含有H2S、CO2及H2O的油氣环境中，管线用钢会因为H2S解离和H2CO3腐蚀中产生的氢造成开裂，究其原因就是形成了氢致鼓泡。我们在大量的研究与实践中发现，环境与材料的因素是形成开裂的重要影响因素。H2S分压会受到碳酸根与氯离子等PH值制约。材料的碳含量，硫、磷的偏析以及非金属夹杂物、组织类型也会影响开裂的产生与扩展。因此应将管线用钢中的Mn含量控制在最低水平上，同时还要降低钢中硫、氧的含量。
2.H2S应力腐蚀断裂
在化学知识中可以知道硫化氢在水溶液中可以离解出硫离子与氢离子，经过一系列化学反应在钢的夹杂物、偏析带等多个缺陷处富集、形成氢分子，然后在受到外力的作用下会产生开裂的现象。这种断裂形式与上述的氢致开裂不尽相同。这种断裂形式要满足三个条件：足够的氢分压、受到一定应力及敏感的金相组织。
三、天然气处理设备腐蚀应对策略
1.合理选择材料
首先要明白材料的强度、硬度、化学成分等因素影响着H2S应力腐蚀破裂的产生。
1.1 材料的强度与硬度
材料的强度与应力腐蚀破裂的敏感性密切相关，材料强度提高，其敏感性也随之提高。材料强度越大，越容易发生破裂。除此之外，材料的硬度也是影响破裂的一个重要因素，并且还存在不发生破裂的极限硬度值。我们在大量的实践中证明了，当材料HB≤235（HRC≤22，HV10≤247），采用了1.65%以下含量的Mn的碳素结构钢和低合金高强度钢制管线，经过焊接之后，消除了应力热处理，这就不容易产生H2S的应力腐蚀破坏。
1.2 材料的化学成分
Ni、Mn、Si、S、P等元素对产生应力腐蚀裂纹的属于有害的元素。因此在进行管道材料的选择时应要限制这些元素的含量。
Ni元素易与H2S水溶液发生反应，生成一种十分特殊的硫化物。这种硫化物因组织疏松的特质使得氢极其容易渗透从而产生裂纹，因此该种元素要控制在0.5%以下使用。Mn、Si元素含量偏高的时候，焊接和热影响区的硬度就会比较高，且Si元素易偏析于晶粒边界使得晶间裂纹更容易形成。元素S、P容易引起层状撕裂裂纹和焊道尾部裂纹，与应力腐蚀裂纹相重合后会加速裂纹的扩大。Cr、Mo、Ti、B等元素可以有效防止H2S应力腐蚀，因此在钢中加入少量的Cr、Mo、Ti、B元素可以细化晶粒，同时提高钢材相变点温度与钢板的淬透性，使得晶粒细化的回火马氏体组织比较容易形成。
2.降低焊缝与热影响区硬度，减少壳体及焊缝区的残余应力
降低焊缝区的硬度除了要进行焊前预热之外，还应该要加大管道上上环焊缝的焊接线能量。原因是线能量增大后可以降低焊缝区冷却速度和硬度，达到稳定金相组织的目的。在许多实践中发现，输入线能量小，冷却速度快而引起硬度增加是造成环焊缝附近（气相区）产生裂纹的重要原因，同时，此处吸附的水蒸汽与H2S气体产生了电化学反应，使得该部位裂纹的扩展加速。
3.降低介质腐蚀性
生产企业应该按照有关质量标准的规定，严格控制石油化工中H2S含量，并且还应该加大研究力度，研究出更好更有效的脱硫、脱水工艺，使硫化氢含量减少，延缓其腐蚀速度。
四、结束语
综上所述，H2S由于自身带有腐蚀性，因而其常常会导致天然气处理设备出现腐蚀，如不及时采取有效的应对策略，那么极易诱发安全生产事故。为此，上文就H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策谈了谈自己的一些认识。另外除了上述提到的措施，如果要真的提高石油化工生产与运输的防腐质量，还要通过相关部门加大对该领域的管理力度，企业按规定规范操作，注意科学发展，努力研究、采用新技术、新材料，以延长设备的使用寿命。
参考文献
[1] 田苗.探究H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策[J].中国化工贸易，2016，8（7）.
[2] 李杰，翟博.H2S对天然气处理设备的腐蚀及其防治对策研究[J].中国化工贸易，2015（5）.
[3] 孙皓，伍雪宁.探索涩宁兰天然气管道的腐蚀因素及其防护处理[J].当代化工研究，2016（8）：42-44.