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油气田地面测试系统中介质常含硫化氢，新疆和四川含量尤高，普光气田中高达15.5%~17%。高硫化氢往往会产生SSC和HIC，对设备和环境产生很大的危害。压力容器标准中多关注板材和锻件的选材，而钢管要求较少。本文以含硫介质下各钢管的标准要求为基础，介绍钢管HIC试验和钢管抗HIC如何选材
HIC成因主要是氢离子在钢中夹杂物表面析出形成原子，并渗人到钢中，在显微孔洞中形成氢分子，当分子的压力超过钢的强度极限时就产生裂纹。HIC的产生不需要施加外部的应力，此类开裂与焊接无关，影响HIC的因素主要是钢材中化学成分本身。
抗HIC管线钢的成分设计总原则是有效控制有害元素磷和硫的质量分数，一般要求P控制在0.015%以下以减少磷的富集;硫是极为有害的元素，减少硫质量分数可减少MnS的数量，因此要求S控制在0.002%以下。
(1)SH/T 3075：根据腐蚀机理的不同，将湿硫化氢腐蚀环境分为I类和I类。I类主要考虑SSC腐蚀，其要求基于NACE MR0175，限制许用应力、材料状态和碳当量CE;而I类明确提出在符合1类条件的基础上，增加P、S等化学成分以提高钢材抗HIC/SOHIC的能力(工程中往往难以区分发生HIC 或OSHIC条件，实际I类环境是按照SOHIC条件选材)。
虽然适用范围与GB150相同，但增加了腐蚀环境对压力容器用钢的要求，可作为特殊环境材料要求的依据。
(2)NACE MR0175/ISO 15156：MR0175 是油田设备防腐选材的重要依据，以PH值和H，S含量为基础将湿硫化氢环境进行分区，主要从硬度、化学成分和热处理方面进行控制。油田设备普遍要求符合NACE标准，认为符合此标准即可防止硫化氢腐蚀。但NACE标准是基于实验室得出的结果，且对HIC腐蚀处理的相对简单，没有进一步阐述。研究表明即使材料硬度达到NACE要求，HIC也可能发生。部分研究者认为HIC发生的情况下，往往伴随SSC腐蚀，所以考虑HIC时，NACE也是要求符合的标准。
(3)GB/T 9711：石油天然气工业中输送钢管订货技术条件制定主要依据API SPEC 5L，ISO3183 和GB/T 9711进行。
国标基本参照前者进行制定，将钢管分为PSL1和PSL2两个产品规范级别，附录H增加酸性服役条件PSL2钢管的订购要求，同时要求进行HIC试验。目前，X65，X70，X80，P110，L245等钢是油气采输过程中经常使用的管线钢，服役条件多为潮湿环境，输送介质含HS酸性物质较多。
国内压力容器标准为GB150，其中材料选择需在引用标准范围内，而对酸性环境GB150并没有如何规定，所以有必要在适用GB150的材料中增加特殊要求以满足抗HIC要求。
确定管道介质为I类HIC腐蚀时，材料需满足NACE MR0175 和GB/T 9711要求：选用正火钢管，焊缝进行整体热处理后包括管材的硬度<22RC，表面不得有大于0.5mm的尖锐缺陷存在(管道表面有不连续缺陷会增加SSC危险性);管材化学成分P <0.02%，S <0.003%;钢管按NACE TM-
0177的A溶液要求进行抗SSC试验，时间720h，温度24℃，采用四点弯曲法，施加载荷80%实测屈服强度，要求无开裂;同时钢管按照NACE TM-0284的A溶液进行抗HIC试验，时间96h，温度25℃，要求CLR <5%;CTR <1.5%;CSR <0.5%。
4、油田压力容器钢管HIC试验实际案例
地面测试系统中蒸汽换热器和水套炉用于对井内油气水进行加热，壳体内的蛇形盘管为DN80，长度90m，介质原油、天然气(含硫化氢5%，CO2和残酸)和水。鉴于介质压力和换热效率，采用Q345D(R-HIC)材料，符合标准GB 6479，同时增加上述特殊要求。接管按照进行抗SSC和HIC试验，且要求氢鼓泡面积比的平均值<1%。经试验，结果CLR=0，CTR=0，CSR=0，施加载荷后无开裂，符合要求。
HIC试验案例
5、结语
油气田介质复杂多变，很多时候都无法提供具体的成分，即便酸性环境下，HIC也只是酸性腐蚀中的一种。虽然增加钢管特殊要求可避免HIC发生，但考虑管材用量、HIC焊材、HIC腐蚀试验等会增加制作成本，设计者应与客户进行充分的沟通以确定是否按照抗HIC要求设计，毕竞选择适合预期使用环境的材料是设备使用者的责任。
