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摘要：现阶段，在石油设备投入使用的过程中，受到湿硫化氢环境的影响，导致设备容易遭受腐蚀性破坏，进而影响设备性能，使其难以发挥出效用。为此，我们必须加强对湿硫化氫环境下石油设备防护的研究，积极分析设备腐蚀影响因素，提出有效防护措施，使设备得到有效保护，进而为石油生产活动的顺利开展提供强有力的保障，最终推动我国社会经济的发展与建设。本文对湿硫化氢进行了简单的介绍，阐述了湿硫化氢对设备腐蚀的过程，提出湿硫化氢环境下设备腐蚀的影响因素，并针对湿硫化氢环境下石油设备的防护措施提出几点建议，以供参考。
关键词：石油设备；湿硫化氢环境；腐蚀影响因素；防护措施
1 硫化氢概述
正常条件下，硫化氢是一种无色的易燃易爆气体，并且具有臭鸡蛋味，其密度为空气的 1.19 倍，分子量为 34.08，具有较强的水溶性。常温条件写，一体积水能够溶解 2.6 体积的 H2S，水溶谢呈弱酸性，对于金属材料而言，除了干燥条件，硫化氢会对其造成腐蚀。同时，H2S 属于剧毒性气体，会威胁到人体的生命安全。实验室对 H2S的质量密度范围一般会控制在 10mg/m3 以下。对于石油工业而言，除了地层之外，油气中的 H2S 还会通过硝酸盐还原菌对地层与其他化学添加剂中存在硝酸盐的转化而得。在干燥条件下，H2S 是不会对金属造成腐蚀作用的，因此，本文主要以湿 H2S 为研究对象，对其腐蚀性作用进行分析，针对湿 H2S对石油设备的腐蚀性进行探讨。关于湿 H2S 的定义，国际上将其定义为气体总压不小于 0.4M Pa，H2S 分压不小于 0.0003M Pa；如果处理的原油中有两相或者三相介质，即油、气、水，那么其气相总压则不小于 1.8M Pa，H2S 分压不小于 0.0003M Pa。我国对湿 H2S 的定义则为：对于水与硫化氢同时存在的一个环境中，如果硫化氢分压比0.00035M Pa大，那么其就被成为湿硫化氢环境，或者水与硫化氢同时存在的液化石油气中，如果液相的硫化氢含量达到了 10×10-6 及以上，那么也可成为湿硫化氢环境。
2 湿硫化氢对设备的腐蚀过程
湿硫化氢环境下，H2S 与水接触发生反应，对设备造成腐蚀，具体过程可以分为两类，即阳极过程与阴极过程，介绍如下：
2.1 阳极过程
发生一般性腐蚀，形成 FeS 的膜，金属表面发生膜膜破裂或者腐蚀性坑，进而使电池阴极产生较大的闭塞，在坑底形成裂纹源，其影响得到扩展变化成为应理性腐蚀，导致裂缝的产生。
2.2 阴极过程
对于阴极过程而言，随着阴极反应的发生，一种具有较强的[H ]扩散到钢铁当中，并集聚在不同的冶金设备存在的缺陷或者焊接缺陷中，进而导致氢鼓包的发生，产生裂缝。对于高强度的钢铁设备而言，其中存在的应力是造成氢致开裂或者应力腐蚀开裂的主要诱因。
3 湿硫化氢环境下的腐蚀影响因素
3.1 H2S 浓度大小。对于低碳钢而言，当介质中含有 2～150m g/L的 H2S 时，就会加速腐蚀；若 H2S 浓度小于 50m g/L，就会造成较长时间的破坏；若 H2S 浓度在 150～400mg/L 的范围内，那么其具有恒定不变的腐蚀速度；当 H2S 增加至 1600m g/L 时，腐蚀速度开始下降，到了 1600～2420m g/L 时，其腐蚀速度基本不再发生变化。对于高强钢而言，H2S 就算小于 1m g/L 也会产生较强的腐蚀性破坏。就整体而言，H2S 的浓度与氢致开裂的敏感性成正比，与断裂时间成反比。并且钢材自身强度与焊接接头硬度与氢致开裂速度成正比。
3.2 温度环境因素。对于常温条件下（20～40℃），湿 H 2 S 环境中金属会吸入更多的氢量，氢致开裂的敏感性最强，当温度超过70℃，其敏感度逐渐减小，对于常温条件而言，断裂时间很快，甚至1～2 个小时就又发生断裂的可能。
3.3 湿 H2S 环境下的 pH 值。在 pH 值较低时，湿 H2S 环通过离解生产越来越多的 H+ ，并向钢中渗透，导致材料氢损伤。相关试验表明，如果处于 pH 大于 5 的环境，氢致开裂的敏感性相对较低，对介质中 pH 的合理调节，能够使湿 H2S 环境下氢腐蚀得到有效缓解。
3.4 其他腐蚀因素。对于炼油的二次加工而言，不同的加工系统呈现的酸碱性各有不同，其中催化裂化吸收解析系统、脱硫装置再生及冷凝系统等呈碱性；常减压蒸馏塔顶系统、液化石油与轻质油贮存系统等成酸性。通常情况下，这部分系统的湿 H2S 腐蚀问题各有差异。
关于这些部分的腐蚀原理，一方面是由于 H2S 的离解生产 S2- ，使得金属表面[H]向 H2分子的结合被阻止，导致钢中深入了[H]；另一方面是工艺过程中分解的 CN- 与 FeS 膜随着络合溶解作用的发生使[H]扩散到金属被推动，对于冶金设备而言，其聚集在轧制缺陷处使得氢腐蚀损伤的过程加快。
4 湿硫化氢环境下石油设备防护措施
4.1 对介质中 H2S 浓度加以严格控制。为了实现在湿硫化氢环境下对石油设备的有效防护，就必须加强对介质中 H2S 浓度的制。对于化工原料为液化石油气，轻石脑油时，应对脱硫处理加以严格控制。若选用的零部件的强度比较高，那么更要降低 H2S 含量。在脱硫过程中，应对脱硫塔后部及溶剂回收系统中残留的湿 H2S-CO2的再腐蚀予以高度重视，应选用合适的缓蚀剂，使脱后设备的腐蚀得以缓解。
4.2 加强湿硫化氢环境下 pH 值的控制。若 pH 值呈酸性，那么氢鼓包、氢致开裂以及应力诱导氢致开裂的腐蚀就会加快，特别是对于高强度钢而言，其敏感性更高。因此，为了有效缓解湿硫化氢环境下对石油设备的腐蚀破坏，就必须加强对 pH 值的控制，要尽将 pH 值控制在 7 左右。
4.3 应力处理的消除。对于焊制设备及构件而言，必须做好焊后热处理，以此才能够确保表面残余应力得以消除，使焊接接头的硬度不超过 200。对于局部补焊而言，可采用锤击法来使残余应力消除。如此才能够在湿硫化氢环境下实现对石油设备的有效防护。
4.4 选用合适的材料。在湿硫化氢环境下，为了加强对石油设备的防护，以避免其受到腐蚀性破坏，就必须选用合适的材料，具体应选择低强度材料，而不是高强钢。以某厂脱硫系统中换热器的小浮头螺栓为例，在改良前选用的为 35 号钢，短期内其普遍发生脆性断裂，导致小浮头的密封性丧失。而经过改良后采用了 A3 钢螺栓，情况有所好转。此外，钢材的冶炼质量也是抗腐蚀的关键。
4.5 减少其他腐蚀影响因素。除了上述强化石油设备的防护措施，还应对湿硫化氢环境下的其他腐蚀因素进行处理。对于催化裂化加工而言，应采取科学的工艺措施，湿吸收解吸系统的稳定性得以提高。可在工艺过程中加入一定的试剂，使环境得到改善，进而有效避免氢鼓包、氢致开裂的发生。
参考文献
[1]姚艾.石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护[J].石油化工设备，2017，37（5）：96-97.
[2]李亚菲，吴璐君，孙永烨等.浅析湿硫化氢对石油设备的腐蚀与防护[J].中国西部科技，2014（8）：65-66.
[3]李祖贻.湿硫化氢环境下炼油设备的腐蚀与防护[J].石油化工腐蚀与防护，2016，18（3）：1-5.
关键词：石油设备；湿硫化氢环境；腐蚀影响因素；防护措施
1 硫化氢概述
正常条件下，硫化氢是一种无色的易燃易爆气体，并且具有臭鸡蛋味，其密度为空气的 1.19 倍，分子量为 34.08，具有较强的水溶性。常温条件写，一体积水能够溶解 2.6 体积的 H2S，水溶谢呈弱酸性，对于金属材料而言，除了干燥条件，硫化氢会对其造成腐蚀。同时，H2S 属于剧毒性气体，会威胁到人体的生命安全。实验室对 H2S的质量密度范围一般会控制在 10mg/m3 以下。对于石油工业而言，除了地层之外，油气中的 H2S 还会通过硝酸盐还原菌对地层与其他化学添加剂中存在硝酸盐的转化而得。在干燥条件下，H2S 是不会对金属造成腐蚀作用的，因此，本文主要以湿 H2S 为研究对象，对其腐蚀性作用进行分析，针对湿 H2S对石油设备的腐蚀性进行探讨。关于湿 H2S 的定义，国际上将其定义为气体总压不小于 0.4M Pa，H2S 分压不小于 0.0003M Pa；如果处理的原油中有两相或者三相介质，即油、气、水，那么其气相总压则不小于 1.8M Pa，H2S 分压不小于 0.0003M Pa。我国对湿 H2S 的定义则为：对于水与硫化氢同时存在的一个环境中，如果硫化氢分压比0.00035M Pa大，那么其就被成为湿硫化氢环境，或者水与硫化氢同时存在的液化石油气中，如果液相的硫化氢含量达到了 10×10-6 及以上，那么也可成为湿硫化氢环境。
2 湿硫化氢对设备的腐蚀过程
湿硫化氢环境下，H2S 与水接触发生反应，对设备造成腐蚀，具体过程可以分为两类，即阳极过程与阴极过程，介绍如下：
2.1 阳极过程
发生一般性腐蚀，形成 FeS 的膜，金属表面发生膜膜破裂或者腐蚀性坑，进而使电池阴极产生较大的闭塞，在坑底形成裂纹源，其影响得到扩展变化成为应理性腐蚀，导致裂缝的产生。
2.2 阴极过程
对于阴极过程而言，随着阴极反应的发生，一种具有较强的[H ]扩散到钢铁当中，并集聚在不同的冶金设备存在的缺陷或者焊接缺陷中，进而导致氢鼓包的发生，产生裂缝。对于高强度的钢铁设备而言，其中存在的应力是造成氢致开裂或者应力腐蚀开裂的主要诱因。
3 湿硫化氢环境下的腐蚀影响因素
3.1 H2S 浓度大小。对于低碳钢而言，当介质中含有 2～150m g/L的 H2S 时，就会加速腐蚀；若 H2S 浓度小于 50m g/L，就会造成较长时间的破坏；若 H2S 浓度在 150～400mg/L 的范围内，那么其具有恒定不变的腐蚀速度；当 H2S 增加至 1600m g/L 时，腐蚀速度开始下降，到了 1600～2420m g/L 时，其腐蚀速度基本不再发生变化。对于高强钢而言，H2S 就算小于 1m g/L 也会产生较强的腐蚀性破坏。就整体而言，H2S 的浓度与氢致开裂的敏感性成正比，与断裂时间成反比。并且钢材自身强度与焊接接头硬度与氢致开裂速度成正比。
3.2 温度环境因素。对于常温条件下（20～40℃），湿 H 2 S 环境中金属会吸入更多的氢量，氢致开裂的敏感性最强，当温度超过70℃，其敏感度逐渐减小，对于常温条件而言，断裂时间很快，甚至1～2 个小时就又发生断裂的可能。
3.3 湿 H2S 环境下的 pH 值。在 pH 值较低时，湿 H2S 环通过离解生产越来越多的 H+ ，并向钢中渗透，导致材料氢损伤。相关试验表明，如果处于 pH 大于 5 的环境，氢致开裂的敏感性相对较低，对介质中 pH 的合理调节，能够使湿 H2S 环境下氢腐蚀得到有效缓解。
3.4 其他腐蚀因素。对于炼油的二次加工而言，不同的加工系统呈现的酸碱性各有不同，其中催化裂化吸收解析系统、脱硫装置再生及冷凝系统等呈碱性；常减压蒸馏塔顶系统、液化石油与轻质油贮存系统等成酸性。通常情况下，这部分系统的湿 H2S 腐蚀问题各有差异。
关于这些部分的腐蚀原理，一方面是由于 H2S 的离解生产 S2- ，使得金属表面[H]向 H2分子的结合被阻止，导致钢中深入了[H]；另一方面是工艺过程中分解的 CN- 与 FeS 膜随着络合溶解作用的发生使[H]扩散到金属被推动，对于冶金设备而言，其聚集在轧制缺陷处使得氢腐蚀损伤的过程加快。
4 湿硫化氢环境下石油设备防护措施
4.1 对介质中 H2S 浓度加以严格控制。为了实现在湿硫化氢环境下对石油设备的有效防护，就必须加强对介质中 H2S 浓度的制。对于化工原料为液化石油气，轻石脑油时，应对脱硫处理加以严格控制。若选用的零部件的强度比较高，那么更要降低 H2S 含量。在脱硫过程中，应对脱硫塔后部及溶剂回收系统中残留的湿 H2S-CO2的再腐蚀予以高度重视，应选用合适的缓蚀剂，使脱后设备的腐蚀得以缓解。
4.2 加强湿硫化氢环境下 pH 值的控制。若 pH 值呈酸性，那么氢鼓包、氢致开裂以及应力诱导氢致开裂的腐蚀就会加快，特别是对于高强度钢而言，其敏感性更高。因此，为了有效缓解湿硫化氢环境下对石油设备的腐蚀破坏，就必须加强对 pH 值的控制，要尽将 pH 值控制在 7 左右。
4.3 应力处理的消除。对于焊制设备及构件而言，必须做好焊后热处理，以此才能够确保表面残余应力得以消除，使焊接接头的硬度不超过 200。对于局部补焊而言，可采用锤击法来使残余应力消除。如此才能够在湿硫化氢环境下实现对石油设备的有效防护。
4.4 选用合适的材料。在湿硫化氢环境下，为了加强对石油设备的防护，以避免其受到腐蚀性破坏，就必须选用合适的材料，具体应选择低强度材料，而不是高强钢。以某厂脱硫系统中换热器的小浮头螺栓为例，在改良前选用的为 35 号钢，短期内其普遍发生脆性断裂，导致小浮头的密封性丧失。而经过改良后采用了 A3 钢螺栓，情况有所好转。此外，钢材的冶炼质量也是抗腐蚀的关键。
4.5 减少其他腐蚀影响因素。除了上述强化石油设备的防护措施，还应对湿硫化氢环境下的其他腐蚀因素进行处理。对于催化裂化加工而言，应采取科学的工艺措施，湿吸收解吸系统的稳定性得以提高。可在工艺过程中加入一定的试剂，使环境得到改善，进而有效避免氢鼓包、氢致开裂的发生。
参考文献
[1]姚艾.石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护[J].石油化工设备，2017，37（5）：96-97.
[2]李亚菲，吴璐君，孙永烨等.浅析湿硫化氢对石油设备的腐蚀与防护[J].中国西部科技，2014（8）：65-66.
[3]李祖贻.湿硫化氢环境下炼油设备的腐蚀与防护[J].石油化工腐蚀与防护，2016，18（3）：1-5.