L245NS抗硫化氫腐蝕管材的焊接工藝

2018-04-26 03:39:10閆光寧張西雷唐遠剛

石油工程建設 2018年2期

關鍵詞：焊縫

閆光寧，王強，張西雷，唐遠剛

1.中國石油天然氣管道第二工程有限公司培訓中心，江蘇徐州 221008

2.中國石油天然氣管道第二工程有限公司特種作業分公司，江蘇徐州 221008

管道鋼腐蝕是管道失效事故的主要原因，管道腐蝕及隨后造成的泄漏和斷裂所占比例很高，世界上第一次由于H2S引起的失效事故出現在波斯灣的海底管道。隨著新鉆井技術的采用以及原有技術的提高，油氣井深度越來越深，腐蝕性介質含量越來越高。在引起酸性油氣田管道腐蝕的眾多因素中，H2S是最危險的，由于管輸天然氣中H2S的含量偏高，最高可達400～500 mg/m3，使天然氣中H2S分壓達0.003 MPa或更高，具備了發生硫化物應力開裂（以下簡稱SSC）的條件，使輸氣管道破裂事故不斷，而且H2S的毒性也嚴重威脅著人身安全[1]。普通的碳鋼類材質已經無法滿足要求，因此，國內外油氣田在對腐蝕性介質含量較高的管道進行設計中，越來越多地采用了抗硫化氫腐蝕的管材。

1 H2S應力腐蝕開裂的特征

管道鋼在含有H2S、CO2及水分的油氣環境中，因H2S和H2CO3解離、腐蝕而產生的氫，侵入鋼內并在非金屬夾雜物和偏析帶聚集，從而引起氫致鼓泡，甚至開裂。硫化物應力腐蝕破壞多表現為突發性，裂紋的產生和擴展非常迅速，腐蝕斷口一般為脆性斷口，裂紋源及穩定擴展區呈灰黑色，從其貝氏體組織可發現覆蓋的腐蝕產物[2]。

新疆哈拉哈塘油田二期產能建設工程地面輸氣管道的設計輸量為8.53萬m3/d，管道規格D323.9mm×7.1 mm，設計壓力4.0 MPa。由于輸送氣體中含有H2S氣體，會對管道產生嚴重腐蝕，因此管道設計中采用了抗硫化氫腐蝕的L245NS管材。

2 硫化物應力腐蝕開裂的影響因素

影響H2S應力腐蝕開裂的因素主要有材料、環境和結構設計及制造缺陷等。材料因素包含材料的化學成分、強度、硬度、冷加工量、熱處理狀態、顯微組織、材料的潔凈度等。環境因素包含介質中H2S分壓、pH值、溫度、介質的流速、氯離子濃度以及氫氰酸、二氧化碳、氨等介質的含量。結構設計及制造缺陷因素包含產生應力集中區、表面缺陷等[3]。因此在焊接操作中要注意質量過程控制，減小硫化物應力腐蝕開裂傾向。

3 抗硫化氫腐蝕材料的選用

L245NS PSL2管材是根據GB/T 9711-2011《石油天然氣工業管線輸送系統用鋼管》的要求生產制造的，是用于酸性服役條件的PLS2鋼管，屈服強度245～450 MPa，抗拉強度415～760 MPa，以正火組織狀態交貨。L245NS鋼管的化學成分及碳當量見表1。其碳當量不超過0.4%，焊接性好。

表1 L 245NS鋼管的化學成分（質量分數）及碳當量

為確保L245NS管材的焊接質量，選用焊接質量好、適用于現場施工的“鎢極氬弧焊（根焊）+焊條電弧焊（填充、蓋面焊）組合”焊接方法。填充材料除了考慮強度符合要求外，還應考慮其化學成分及耐腐蝕性能，因此選用抗硫化氫腐蝕的專用焊材進行焊接，根焊層焊接材料采用ER50-G焊絲，填充層、蓋面層焊接材料采用E4315P焊條。焊材的熔敷金屬化學成分質量分數符合要求，熔敷金屬力學性能見表2。

表2 熔敷金屬的力學性能

4 焊接工藝

4.1 坡口型式及焊接順序

根據設計要求，采用的坡口型式為V型，管道壁厚為7.1 mm，坡口角度為60°±5°，根部間隙為2.5 ～ 3.5 mm，鈍邊為 0.5 ～ 1.0 mm，坡口型式及尺寸見圖1。

圖1 坡口型式及尺寸

4.2 焊接工藝參數

經過不斷的焊接試驗調試，確定了合適的焊接工藝參數，具體的焊接工藝參數見表3。

表3 L 245NS管材焊接工藝參數

4.3 焊接操作要領

4.3.1 焊前準備

管口組對前應將管內的雜物徹底清除干凈，用角向磨光機打磨坡口，清除坡口內外表面至少20 mm之內氧化層、油漆、油污等雜物。同時對焊絲表面的鐵銹等污物用砂紙打磨露出金屬光澤。焊接設備采用林肯DC-400直流電源或具有陡降外特性的直流電源，裝配鎢極氬弧焊槍，采用直流正接分別在3、9、12點鐘位置對管件進行定位焊，定位焊長度15～20 mm。

4.3.2 焊前預熱

普通的L245N鋼管可以不預熱直接焊接，但為減小L245NS鋼管焊縫的硫化物應力腐蝕開裂傾向，焊前必須預熱以降低接頭冷卻速度，減小焊接應力和淬硬傾向，加速焊接接頭中氫的逸出。預熱方式為火焰加熱，預熱溫度控制在100～150℃。

4.3.3 根焊層的焊接

采用手工鎢極氬弧焊，焊接電流100～120 A，電壓10～13 V，焊接速度5～8 cm/min，焊接氣體流量8～12 L/min。焊接采用連續送絲外填絲，引燃電弧形成熔池，當熔池被電弧加熱到呈現白亮將要流動時，將焊絲送入，靠熔池的熱量將焊絲熔化，確保每次送絲都要送在熔池內，避免造成根部穿絲現象。焊槍保持后傾角在70°～85°，小幅度均勻做橫向擺動，焊接速度控制在5～8 cm/min，擺幅過大會降低焊接速度，熔化金屬溫度過高會造成根部內凹。焊絲送入角度、送入方式與熟練程度有關，直接影響到焊縫的幾何形狀。焊絲應低角度送入，一般為10°～15°，通常不大于20°。這樣有助于熔化端被保護氣體覆蓋并避免碰撞鎢極，使焊絲以滴狀過渡到熔池中的距離縮短。送絲動作要輕，不要攪動氣體保護層，以免空氣侵入。焊絲在進入熔池時，要避免與鎢極接觸短路，以免鎢極燒損落入熔池，引起夾鎢。焊接時觀察熔孔大小，保持較快的焊接速度，確保仰位根焊時，內部成型良好，無咬邊、內凹、穿絲等缺欠。平焊位為避免根焊內部過熘，應減小焊槍后傾角度，適量加大運條擺敷寬度。

4.3.4 填充層的焊接

填充層采用焊條電弧焊，焊接電流80～110 A，電壓18～28 V，焊接速度6～16 cm/min。確保根焊清理干凈，填充層1采用短弧焊接，鋸齒形或月牙形運條方法，坡口兩側稍停留使焊道間溫度均勻，焊縫平整，選擇合適的較小的電流和較快的焊接速度，以保證根焊內部不會被熱熔擊穿。填充層2采用與填充層1相同的運條方式，適當增加焊接電流，減小焊接速度，以保證填充層厚度達到蓋面焊條件，仰位填充預留要小于0.5 mm，盡量填的飽滿平整，其他位置預留0.5～1 mm 即可。

4.3.5 蓋面層的焊接

蓋面層焊接電流為85～95 A，電壓18～23 V，焊接速度6～13 cm/min，運條方式和填充層基本相同。由于E4315P焊條焊接時熔池鐵水發黏，易下墜，流動性較差，外觀成型不易控制，焊接時適當加快橫向擺動運條速度，注意焊道兩側停留時間，控制好熔池溫度，防止熔池中間鐵水過熱下墜影響外觀成型。需要注意的是，母材與焊縫表面不得有深度大于0.5 mm尖銳缺陷存在，應與母材圓滑過渡。

5 外觀檢查及無損檢測

焊縫外觀應整齊、均勻，無裂紋、表面氣孔、表面夾渣等缺欠，焊縫余高0～3 mm，焊縫外表面寬度應比坡口寬度每側增加0.5～2.0 mm。

所有抗硫化氫腐蝕管材的環焊縫應進行100%射線和100%超聲波檢測，無損檢測標準采用NB/T 47013-2015《承壓設備無損檢測》，Ⅱ級合格。

6 焊后熱處理

焊后熱處理不僅能消除殘余應力，還可以降低硬度，提高塑性，提高焊縫抗硫化物應力開裂的能力[4]，從而降低產生硫化物應力腐蝕的可能性。L245NS管材焊縫經無損檢測合格后，應進行焊后熱處理。熱處理應按焊接工藝規程規定的焊后熱處理溫度進行升溫、恒溫和降溫操作。升溫速度不大于200℃/h，加熱到600℃～640℃后保溫0.5 h以上，緩冷（冷卻速度不應大于250℃/h）。

熱處理完成后，應對焊縫及熱影響區進行硬度檢測，焊縫及熱影響區任何測試點最大硬度值不得超過HV10 248。當硬度檢測不合格時，可再進行一次熱處理。進行第二次熱處理后應按規定進行硬度檢測。如硬度檢測仍不合格，則該焊口應從管道上割除。

7 焊縫力學性能及耐腐蝕性

L245NS管材焊接工藝評定根據SY/T 0452-2012《石油天然氣焊接管道工藝評定》和SY/T 4117-2010《高含硫化氫氣田集輸管道焊接集輸規范》的要求進行力學性能試驗、硬度試驗、抗氫致裂紋試驗及抗硫化氫應力腐蝕試驗等。

7.1 力學性能試驗

按SY/T0452-2012《石油天然氣焊接管道工藝評定》要求進行焊縫力學性能試驗，試驗結果見表4。

7.2 硬度試驗

材料的耐蝕性能與材料的硬度密切相關，按照SY/T4117-2010《高含硫化氫氣田集輸管道焊接集輸規范》的要求取樣，對焊接接頭不同區域進行硬度測試。共計測試19點（見表5），HV10197最大硬度值為，符合焊縫及熱影響區任何測試點HV10197最大硬度值不得超過HV10248的要求，硬度測試點位置如圖2所示。