损伤控制：湿H2S损坏检测

介绍

含有硫的水相处理环境，具体地，硫化氢（H.₂s），通常被称为酸环境或酸性服务^[1]。H₂S是一种易燃，无色的气体，由于其毒性而对植物人员构成过程安全风险。此外，H.₂S（和硫）可以自然发生，也可以从普通的油和天然气生产/精炼方法产生。H₂S有助于腐蚀机制，例如高温硫化（H.₂/H₂S腐蚀）和酸性酸性水腐蚀;然而，与湿H氢充电相关的裂缝机制₂S环境是该损坏控制系列的焦点。湿H.₂S损坏会不利地影响压力保持设备的承载能力，并且可以在许多形式的材料降解中表现出来，包括以下内容：

• 氢气泡出来
• 氢诱导裂解（HIC）
• 面向应力的氢诱导裂解（SOHIC）
• 硫化物应力裂解（SSC）

湿H.₂由于这些损坏机制的整体倾向，因此损坏是复杂的并且经常被误解，这些损坏机制的整体倾向由不同的控制冶金和环境变量控制。此外，每种形式的湿H₂伤害表现出鲜明的形态，引入不同的风险水平，最终可以促进不同的失效模式。损坏传播速率也可能难以预测，并且可以通过过程环境的微小变化来加速。本文将总结这些湿润的基本面₂与S相关损伤机制，讨论影响损伤进展的操作条件和其他因素，并呈现每个机制的典型损伤特征和形态。此外，本文将提供一些实际检查指导，并将讨论倾向于湿润的普通地点₂典型压力设备损坏。用不同形式的湿H引起的标记产业失败的案例研究₂也将审查损坏。

一般来说，湿了₂虽然h₂S还可以在采矿，食品加工，纸浆和纸张，废水处理和发电行业中存在于工艺环境中。H₂S比水在原油中更溶于水，而H₂在典型的伪造中，浓度为100-200ppm是相对常见的^[2]。此外，任何受湿湿的设备₂在某些情况下，■工艺条件可能易受损坏。据信，一些具有不同形式的湿H的行业经历₂在美国和加拿大油田中的20世纪50年代发生了伤害^[1]。在这些早期记录的案例中的一些情况下，酸环境腐蚀发生在大约一个月的设备安装中。这些不利的操作经验导致使用腐蚀抑制剂来扩展设备使用寿命。即使今天，湿了₂伤害继续折磨油气和有关行业的压力容器，罐，管道和其他设备。了解不同类型的湿H₂S损坏，识别哪些过程单位和设备最容易出现这种损坏，并建立适当的维修设备的检查计划可以减轻昂贵的计划内的中断和设备故障。

湿H.₂S化学反应和损伤力学

导致H存在的主要反应₂石油和天然气储层中的S是细菌硫酸盐还原（BSR）和热化学硫酸盐还原（TSR）^[3]。在高压下，通过元素硫的溶解，在气相中形成磺酸。当压力降低（例如，在油/气体萃取和生产过程中）时，这些气态磺烷分离以形成元素硫，在水存在下，形成H.₂S.硫也可以由于H的氧化反应而形成₂通过空气或其他氧化物（例如，氧化铁）。这种反应可能对钢有害，因为硫可以有助于腐蚀，并且产生水，这增加了H的腐蚀性₂S.^[1]。另外，硫在水中的溶解度通常随温度增加：例如，在77°F（25℃）下约10ppm -20ppm，在122°F（50℃）下约50ppm^[1]。此外，水中硫的溶解产生H.₂S和硫酸。该反应趋于在环境温度下相对缓慢发生，但尽管可以产生足够的H.₂s造成伤害。