水下管匯閥門的選型和材料要求

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(海洋石油工程股份有限公司, 天津塘沽 300451)

在油氣田水下生產系統中，水下管匯是常見的水下設施，其規模大，接口多，常集成各類水下閥門。水下閥門在國外應用較為成熟，而國內研究和應用剛剛起步。作為水下管匯內部最重要的隔離設備和功能單元，水下閥門運行可靠與否直接關系管匯及整個油氣田的生產和系統的安全。本文通過技術攻關并結合實際水下工程設計經驗，對水下管匯閥門的選型和材料技術進行研究，總結形成水下管匯閥門的選型設計流程以及水下閥門材料的技術指標要求，以期供水下管匯的設計、設備選型以及水下生產設施的共性技術的研究參考。

1 水下管匯閥門規范要求和選型

水下管匯中最常用的閥門為球閥、閘閥和單向閥，管匯吸力錨基礎上還會采用蝶閥。閥門的主要作用是隔離水下設備和管道系統，防止回流、調節和排泄壓力。水下閥門工作壓力最高至137.8 MPa(20 000 psi)，工作溫度范圍為-60～182 ℃。適用介質為水、原油、天然氣、化學藥劑(如乙二醇)等。操作方式主要有手輪操作、ROV操作和液壓執行器操作。典型水下球閥的圖片見圖1。

水下管匯閥門所遵循的標準一般有API6DSS[1]、API 6A[2]和API 17D[3]。

圖1 帶ROV操作接口的水下球閥

API 6DSS是專門針對海底管道閥門的標準，其基于API 6D規范，并加入了水下閥門的相關要求。API 6DSS規定了球閥、止回閥和閘閥在設計、制造、測試和文件方面的要求，并提供了建議，使其適用于滿足石油和天然氣工業國際標準ISO13623或類似要求的水下管線系統。適用閥門尺寸范圍為2″至60″，壓力等級為ANSI 150LB至2500LB。閥門分為全通徑和縮徑兩種。球閥有3種閥體形式：頂裝式、三片式和焊接閥體式。止回閥分為旋啟式縮口式、旋啟式全通徑式、對夾式單閥瓣長形和對夾式雙閥瓣長形。閥門的端面連接形式有焊接式和法蘭連接式。

API 6A是針對井口和采油樹裝置的規范，包括的具體設備如下：井口裝置、連接裝置及附件、套管懸掛器和油管懸掛器、閥門和節流器、單件連接裝置[法蘭式、螺紋式、其它端部連接裝置(O.E.C)和焊接式]、其它裝置。API 17D是專門針對水下井口和采油樹設備的規范。API 6A和API 17D對設備，包括閥門，定義了不同技術要求的產品規范級別(PSL)，每一個產品規范級別，有著不同的材料、試驗要求。

管匯主管一般有清管要求，球閥相對于閘閥更宜于進行清管操作。另外從閥門尺寸結構方面，球閥開啟一次只需閥桿轉動1/4圈，而閘閥由于結構限制，啟閉一次需要較長時間，且大尺寸閘閥需要更大的執行機構。且隨著金屬密封技術的不斷發展，水下球閥在海底管道輸送系統中得到越來越廣泛的應用。綜合考慮口徑和清管因素，水下管匯主管閥門宜選擇球閥。

對于水下管匯閥門，應首先考慮閥門與管道焊接來減少泄露途徑。由于最初設計時沒有考慮到管線閥門的要求，API 6A和17D閘閥有兩個方面的限制。①它們使用高強度，低合金鋼閥體，要求應力釋放，這可能導致內襯的扭曲和損壞，因此其測試要求比API 6D嚴格;②API 6A和17D閘閥依靠非常平整且平行的袋形底座來進行有效的密封，由于焊接可能造成閥體的扭曲，所以水下焊接端閥門需要帶一定長度的直管短節，短節長度一般為200 mm或更長。

API 6A、17D和API6D在壓力測試方面有所不同，對一個API 6A、17D閘閥進行低壓測試時壓力為5%～10%的工作壓力，而API 6D的低壓測試指標為551.2 kPa(80 psi)氣壓測試。

表1 典型API 6A閥門和管道尺寸

水下管匯閥門的主體特性一般有兩種，使用特性和結構特性。使用特性確定了閥門的主要使用性能和使用范圍，屬于閥門使用特性的有閥門的類別(隔離閥門、安全閥門等)、產品類型(球閥、閘閥等)、閥門主要零件(閥體、閥蓋、閥桿、閥瓣、密封面)的材料、閥門傳動方式等。 結構特性確定閥門的安裝、操作、回收等方法的一些結構特性，屬于結構特性的有閥門的結構長度和總體高度、與管道的連接形式(法蘭連接、焊接端、卡箍連接等)、密封面的形式(堆焊、噴焊、鍍層、閥體本體等)、球體結構形式(固定球、浮動球)、閥門操作形式、ROV接口形式、總體重量、執行器的可回收性等。

基于以上分析和實際工程經驗，總結水下管匯閥門選型設計流程見圖2。

圖2 水下管匯閥門選型設計流程

2 水下管匯閥門材料要求

水下管匯閥門的材料選擇一般依據規范API 6A和API 6DSS要求。材料的選擇應綜合考慮材料的抗拉強度、屈服強度、斷面收縮率、硬度、沖擊韌度及抗腐蝕能力等機械材料性能，使用中應滿足海水環境、介質條件、設計壓力、設計溫度及可靠性的要求。

水下閥門所有材料應滿足油、氣田全生命周期的試壓、清管、生產、停輸等各種不同工況的要求。

如在工作過程中有滑動接觸，應選擇有硬度差的部件以防止擦傷，要求所有奧氏體不銹鋼和雙相不銹鋼、鎳基合金應滿足NORSOK標準的M-650和ISO 9001認證的要求。

閥門組件的化學成分和制造應按照ASTM規定，不允許對鑄造或鍛造部件進行補焊。一般不得使用等效材料進行材料替換。

水下管匯閥門的材料等級應不小于API 6A的EE等級，承壓和控壓部件的材料應滿足CO2環境要求。接觸流體和化學藥劑的閥門部件應由滿足工況條件的材料組成。螺栓材料應依據ASTM A320 L7、L43，并進行PTFE涂層。所有非金屬密封件應為減壓防爆材料。

2.1 碳鋼

水下管匯閥門用碳鋼鍛件材料的最低等級應為ASTM A694 Grade F60、ASTM A694 Grade F65或ASTM A350 LF2。碳鋼鑄件材料的最低等級應為ASTM A352 Grade LCC 和 MDS C12。鍛件的最大碳含量一般為0.20%的成品分析，最大碳當量值(CEV)一般為0.42%，其中CEV= C +Mn/ 6 +(CR +Mo+ V)/ 5+(Cu+Ni)/15%。鑄件的最大碳含量一般為0.20%的成品分析，最大碳當量值(CEV)一般為0.45%。鑄件或鍛件的最大含硫量不超過0.020 %。碳鋼和低合金鋼部件的硬度最大一般不能超過250 HV10。對于ASTM A694 F60、F65材料應依照ASTM A370進行夏比沖擊試驗。

2.2 22% Cr雙相不銹鋼

水下管匯閥門用22%Cr 雙相不銹鋼鍛件的最低等級為ASTM A182 Grade F51。22%Cr 雙相不銹鋼鑄件的最低等級為ASTM A995 Grade 4A(UNS J92205)。鍛件或鑄件應進行固溶退火然后迅速水淬。耐點蝕當量數(PREN )應不小于35，應在最大設計溫度下進行拉伸試驗。最小屈服強度和最小抗拉強度應根據22% Cr雙相不銹鋼在高溫下的強度降低進行調整(見文獻[5]的圖5-1)。本體金屬硬度最大不超過286 HV10 。應依照ASTM A370進行夏比沖擊試驗。

鐵素體含量應根據ASTM E562測定，并須在35%～55%范圍內。焊縫金屬和熱影響區金屬的鐵素體含量范圍應在35%～65%之間。應根據ASTM G48方法A進行腐蝕試驗。

2.3 25% Cr雙相不銹鋼

水下管匯閥門用25% Cr 雙相不銹鋼鍛件的最低等級為ASTM A182 Grade F55。鍛件應進行固溶退火然后迅速水淬。耐點蝕當量數(PREN )應不小于40 ，應在最大設計溫度下進行拉伸試驗。最小屈服強度和最小抗拉強度應根據25% Cr雙相不銹鋼在高溫下的強度降低進行調整。本體金屬硬度最大不得超過330 HV10 。應依照ASTM A370進行夏比沖擊試驗。

鐵素體含量應根據ASTM E562測定，并須在35%～55%范圍內。焊縫金屬和熱影響區金屬的鐵素體含量范圍應在35%～65%之間 ，根據ASTM G48方法A進行腐蝕試驗。

2.4 鎳基合金

水下管匯閥門用鎳基合金鍛件的最低等級為ASTM B637。鍛件應經過退火或固溶處理，并進行沉淀硬化。

2.5 非金屬密封材料

所有非金屬密封材料，在閥門中永久使用的聚合物和彈性密封和閥座密封材料(即暴露于工藝介質的材料，保壓材料等)，應符合NORSOK M-630要求的材料特性、材料證書、老化要求和氣體急速失壓測試要求?？赡芙佑|到的碳氫化合物的彈性密封件應為減壓防爆材料且應適用于最低設計溫度。外部密封件應采用環保材料。

2.6 材質證書

水下管匯閥門閥體、閥蓋、內件以及其他承壓部件，包括螺栓和介質濕潤部件應提供BS EN10204 類型 3.2的材質證書。其他部件例如補償系統應提供BS EN10204 類型 3.1的材質證書。對于其他的螺栓應提供BS EN10204 類型2.2的材質證書。對于操作器或執行器承壓部件應提供BS EN10204類型3.1的材質證書。

3 結論

1)目前國內尚無文獻對水下閥門選型設計流程進行系統梳理，有些研究工作集中在水下球閥的結構特點和主體材料選擇方面，未描述閥門材料的性能指標要求。本文結合水下管匯的功能結構特點和水下閥門相關規范要求，對水下管匯閥門的技術要求進行總結，梳理形成了水下管匯閥門選型設計流程。同時對水下管匯閥門組成材料的技術要求和參數進行研究，結合實際工程經驗形成了水下管匯閥門常用材料的技術性能指標要求。

2)水下管匯閥門所遵循的標準一般為API 6DSS、API 6A和API 17D，管匯主管閥門由于清管需要，且尺寸較大，一般選用水下球閥，而管匯支管閥門一般選擇閘閥。

3)水下閥門材料的選擇應綜合考慮材料的抗拉強度、屈服強度、斷面收縮率、硬度、沖擊韌度及抗腐蝕能力等機械材料性能，使用中應滿足海水環境、介質條件、設計壓力、設計溫度及可靠性的要求。

[1] API 6DSS Specification for subsea pipeline valves[S].2010.

[2] API 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment[S].2010.

[3] API 17D Specification for Subsea Wellhead and Christmas Tree Equipment[S].2005.

[4] DNV OS-F101 Submarine Pipeline Systems[S].2008.

[5] 祝曉丹,王國富.淺談水下球閥的選用[J].中國造船,2012，53(A02)：423-428.