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造成海上采油平台设备腐蚀和储油轮工作区H2S污染的是原油和伴生气中含高浓度的H2S与水中的氯根和碳酸根阴离子综合作用的结果。（中国南海西部采油公司提供资料）在卤水/ H2S环境中，有H2S时腐蚀速度比无H2S时腐蚀速度高十几倍至二千倍。（NACE1989年年会报告）
这里，由于硫化氢而引起的对钢铁设备的损伤有两方面：均匀的化学和电化学腐蚀；以及由腐蚀过程中产生的氢渗入金属结构中产生的湿硫化氢应力腐蚀开裂。另外，酸性H2S气体溶于水后，在水相电离状态下形成微催化循环，在酸性介质中加速钢材腐蚀，过程如下：
H2S ? HS- + H+
Fe + HS- + H+ + 1/2O2 ? FeS + H2O
FeS + 2H+ ? Fe2+ + H2S
因此，介质中只要有一定浓度的H2S，钢材腐蚀就很难避免。
硫化氢不仅对金属设备有腐蚀性，而且对人员的健康有极大的损害。在统计资料中，石油化工行业中引起急性职业中毒死亡的有毒物质中以硫化氢居首位。下面是原油与相对应的溢散在空气中的H2S浓度数据表：
表二 原油中与空气中硫化氢浓度对照表
原油中H2S的浓度% 蒸汽中H2S的浓度 (ppm) 原油中H2S的浓度% 蒸汽中H2S的浓度 (ppm) 0.0001 5 0.0073 934 0.0002 10 0.0106 2100 0.0003 16 0.0126 303 0.0007 150 0.0137 5750 0.0026 294 0.0195 7480 0.0028 300 0.0200 18100 0.0040 645
人对H2S的嗅觉区域为0.012~0.03ppm，远低于H2S在空气中最低危害浓度10ppm。当H2S浓度相对较低时，人对H2S的嗅觉灵敏度较高；而当H2S浓度相对较高时，因很快很快引起人的嗅觉疲劳而不能察觉H2S的存在，以致中毒。所以它对人是十分危险的。以下是暴露于各种浓度的H2S后，对人体健康的影响：
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表三 各种浓度的H2S对人体健康的影响 H2S浓度 10 ppm 15 ppm 20 ppm 50 ppm 100 ppm 200 ppm 500 ppm 700 ppm 1000 ppm 对人体健康的影响 明显的不舒适气味，重复暴露没有进一步的影响。 短期暴露上限（15分钟）。 灼烧眼睛，呼吸接触部分疼痛（1小时）。 失去嗅觉（15分钟），头疼，眩晕，踉跄（1小时）。 咳嗽，眼睛疼痛，失去嗅觉（3~15分钟），呼吸急促，眼睛疼痛且晕晕欲睡（15~20分）， 咽喉疼（1小时）。 嗅觉迅速减弱，眼睛和咽喉烧伤。 短期暴露即失去知觉，若不快速处理则停止呼吸，眩晕，失去理智和平衡很快失去知觉，如不快营救会死去。 立刻失去知觉，几分钟后死亡。 经调查发现，有的油井中心平台设备管道中的硫化氢浓度在1000~4000ppm，若发生腐蚀穿透，硫化氢逸出在平台四周浓度的估计可达200ppm以上，这一浓度足以对平台工作人员健康和生命安全构成威胁。 3.2.3现有的解决措施
对于原油中的硫引起的诸多问题，石油化工行业中也采取了一系列的措施。现在炼油厂普遍采取的是加温、固体吸收剂等方法去除原油中的硫化氢，对于原油中的有机硫成分则采用Co-Mo/Al2O3催化剂上的加氢脱硫，脱出的H2S，用Claus法消除。另外，也有见其他脱硫剂的报道。针对设备的腐蚀，现在普片采用加入缓蚀剂，牺牲阳极保护法等来缓腐蚀。
这些方法的特点是：
方法 1．加温法 2．固体吸附法 3．CLAUS法 优点 缺点 步骤简单 。 硫化氢脱除不完全。 吸附剂可再生利用， 需要的设备昂贵，体积再含硫量不太高时，脱硫大，吸收容量有限。 效率高。 反应需要高温，能耗除硫相对彻底。 大，过程较复杂。 4．加螯合剂、掩设备简单，常温常压下进价格相对昂贵，需要消蔽剂等其他脱硫行反应。 耗量大。 剂
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3.3 产品介绍
在原油的开采和储运过程中由H2S带来的腐蚀是不容忽视的，而现有的脱硫方法几乎都是在原油进入炼油厂后才进行除硫。如果在原油开采出来后立即进行除硫，则可以大大减轻储运过程的设备腐蚀。但目前早期除H2S的方法还少有报道。针对这一实际情况，我们推出了ICP系列高效原油脱硫剂。
*作用原理
通过在采油平台上安装少量附加设备，当原油从油井中采出后，经过简单的物理方法处理后，立即加入脱硫剂进行脱硫，使硫化氢从油相转移至水相，经油水分离后，将硫化氢除去，然后再进入输油管道。流程如下：
图二 原油脱硫流程
脱硫剂入口 连续 高速 离心 机 油井 原油与脱硫剂混合 分离器 原油 水相
从已有的资料来看，目前国内大多采用活性固体吸附剂除H2S，而本产品采用了与此完全不同的非催化原理，用于原油中H2S的早期脱除。
根据已有的化学知识，含氮化合物中的N含有两个未配对电子，而硫原子有四个孤对电子，当N原子与H2S反应时，氮原子与硫容易形成配位键或较强的共价键。本产品是以若干稳定的低分子量含氮化合物作为脱硫母体，通过氮与硫的配位作用使脱硫剂与原油中的硫化氢及低碳有机硫成分结合，把硫从有机相里夺出，使原来易溶于油相中的H2S转移到水相之中，从而达到脱硫的目的。
单靠化学方法，对于高硫原油，要达到完全脱除硫化氢是有一定困难的。如果先采用物理方法，脱除原油中较易除去的部分H2S，使H2S的含量大幅度降低，再用化学方法，解决脱硫深度问题，就会使脱硫效率大大提高。经过实验，我们选择了离心分离法。通过高速分离后，原油中大部分的H2S逸出，而油相中的H2S含量大大降低。在油田中，由于要处理
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的是大量的原油，而且是大量生产，因此，我们采用自行设计的“连续高速离心机”。如下图所示意：
含H2S原油入口 H2S和油田气出口 脱H2S后的原油出口 图三 连续高速离心机及物理化学方法脱硫示意图 含有H2S的原油从离心机上口连续加入，经高速旋转分离后，顺内壁滑下，从下端出口流出，进行连续生产。
*产品性能指标
我们现已推出了两种脱硫效果较好的脱硫剂产品IPC-1和IPC-2：均为弱碱性液体，密度0.80g/ml,挥发性小。
脱硫效率：当原油中硫含量不太高时（<1300ppm），加入原油量的千分之五至千分之十，即可将原油中的硫含量降至“无硫”标准以下（<200ppm）。当硫含量高时，结合物理方法，可将浓度高达4000ppm的硫化氢除去。两种脱硫剂脱硫效果的测试数据如下表： 表四 IPC-1号脱硫剂的脱硫效率 例1． 样品 原油+ H2S 原油+ H2S+ 0.25%IPC-1 原油+ H2S+ 0.5%IPC-1 原油+ H2S+ 0.75%IPC-1 含H2S量 H2S减少量 4441ppm 3907ppm 534ppm 3232ppm 675ppm 2861ppm 371ppm 例2． 样品 含H2S量 H2S减少量 原油+ H2S 3761ppm 原油+ H2S+0.25%IPC-1 2747ppm 1014ppm 保密文件，请勿外传！ - 14 -
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表五 IPC-2号脱硫剂的脱硫效率 例1． 样品 含H2S量 H2S减少量 原油+ H2S 1237ppm 原油+H2S+0.25% IPC-2 712ppm 525ppm 原油+ H2S+ 0.25%IPC-2 2670ppm 496ppm 原油 +H2S+0.5% IPC-2 608ppm 104ppm 原油H2S+0.75% IPC-2 原油+H2S+1% IPC-2 0ppm 379ppm 原油+ H2S +1%IPC-2 1042ppm 409ppm 379ppm 229ppm 例2． 样品 含H2S量 H2S减少量 原油+ H2S 3166ppm 原油+ H2S+ 0.5%IPC-2 1937ppm 733ppm 原油+ H2S+ 0.75%IPC-2 1451ppm 486ppm
*产品特点
（1）与原油防腐剂、缓蚀剂、破乳剂等混合使用，互不影响，不引
入对原油质量不利的因素。
（2）产品为液态，可在管道中与原油发生作用，不影响原油连续生
产。
（3）除硫过程简单，无需在采油设备上附加大型设备，操作简单，
尤其适用于海上采油平台。
（4）产品稳定性好，不易挥发，无毒，无腐蚀性，运输、储存及使
用方便。
*产品优势
与市场上现有的一些除硫手段相比，本产品的突出优势为：
1．根据本产品为液态，稳定性好，运输方便等特点可以直接在油井上进行前期除硫，做到“既采既除”，有效防止硫化氢对采、输油设备的腐蚀和对环境的严重污染。
2．与催化脱硫、固体吸附等方法相比，不需要大型复杂设备，反应无需高温，能耗较低，处理能力强。
3．与其他催化脱硫方法相比，成本低廉，相对添加量少，并且脱除硫化氢效率高。
*产品生产
（1）本产品原料易得，成本低，销售价约10元/公斤，处理每吨原
油折合价为50元。
（2）生产设备简单，操作简便，生产能力强。
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