L245NS抗硫化氢腐蚀管材的焊接工艺

2018-04-26闫光宁张西雷唐远刚

石油工程建设 2018年2期

闫光宁，王强，张西雷，唐远刚

1.中国石油天然气管道第二工程有限公司培训中心，江苏徐州 221008

2.中国石油天然气管道第二工程有限公司特种作业分公司，江苏徐州 221008

管道钢腐蚀是管道失效事故的主要原因，管道腐蚀及随后造成的泄漏和断裂所占比例很高，世界上第一次由于H2S引起的失效事故出现在波斯湾的海底管道。随着新钻井技术的采用以及原有技术的提高，油气井深度越来越深，腐蚀性介质含量越来越高。在引起酸性油气田管道腐蚀的众多因素中，H2S是最危险的，由于管输天然气中H2S的含量偏高，最高可达400～500 mg/m3，使天然气中H2S分压达0.003 MPa或更高，具备了发生硫化物应力开裂（以下简称SSC）的条件，使输气管道破裂事故不断，而且H2S的毒性也严重威胁着人身安全[1]。普通的碳钢类材质已经无法满足要求，因此，国内外油气田在对腐蚀性介质含量较高的管道进行设计中，越来越多地采用了抗硫化氢腐蚀的管材。

1 H2S应力腐蚀开裂的特征

管道钢在含有H2S、CO2及水分的油气环境中，因H2S和H2CO3解离、腐蚀而产生的氢，侵入钢内并在非金属夹杂物和偏析带聚集，从而引起氢致鼓泡，甚至开裂。硫化物应力腐蚀破坏多表现为突发性，裂纹的产生和扩展非常迅速，腐蚀断口一般为脆性断口，裂纹源及稳定扩展区呈灰黑色，从其贝氏体组织可发现覆盖的腐蚀产物[2]。

新疆哈拉哈塘油田二期产能建设工程地面输气管道的设计输量为8.53万m3/d，管道规格D323.9mm×7.1 mm，设计压力4.0 MPa。由于输送气体中含有H2S气体，会对管道产生严重腐蚀，因此管道设计中采用了抗硫化氢腐蚀的L245NS管材。

2 硫化物应力腐蚀开裂的影响因素

影响H2S应力腐蚀开裂的因素主要有材料、环境和结构设计及制造缺陷等。材料因素包含材料的化学成分、强度、硬度、冷加工量、热处理状态、显微组织、材料的洁净度等。环境因素包含介质中H2S分压、pH值、温度、介质的流速、氯离子浓度以及氢氰酸、二氧化碳、氨等介质的含量。结构设计及制造缺陷因素包含产生应力集中区、表面缺陷等[3]。因此在焊接操作中要注意质量过程控制，减小硫化物应力腐蚀开裂倾向。

3 抗硫化氢腐蚀材料的选用

L245NS PSL2管材是根据GB/T 9711-2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》的要求生产制造的，是用于酸性服役条件的PLS2钢管，屈服强度245～450 MPa，抗拉强度415～760 MPa，以正火组织状态交货。L245NS钢管的化学成分及碳当量见表1。其碳当量不超过0.4%，焊接性好。

表1 L 245NS钢管的化学成分（质量分数）及碳当量

为确保L245NS管材的焊接质量，选用焊接质量好、适用于现场施工的“钨极氩弧焊（根焊）+焊条电弧焊（填充、盖面焊）组合”焊接方法。填充材料除了考虑强度符合要求外，还应考虑其化学成分及耐腐蚀性能，因此选用抗硫化氢腐蚀的专用焊材进行焊接，根焊层焊接材料采用ER50-G焊丝，填充层、盖面层焊接材料采用E4315P焊条。焊材的熔敷金属化学成分质量分数符合要求，熔敷金属力学性能见表2。

表2 熔敷金属的力学性能

4 焊接工艺

4.1 坡口型式及焊接顺序

根据设计要求，采用的坡口型式为V型，管道壁厚为7.1 mm，坡口角度为60°±5°，根部间隙为2.5 ～ 3.5 mm，钝边为 0.5 ～ 1.0 mm，坡口型式及尺寸见图1。

图1 坡口型式及尺寸

4.2 焊接工艺参数

经过不断的焊接试验调试，确定了合适的焊接工艺参数，具体的焊接工艺参数见表3。

表3 L 245NS管材焊接工艺参数

4.3 焊接操作要领

4.3.1 焊前准备

管口组对前应将管内的杂物彻底清除干净，用角向磨光机打磨坡口，清除坡口内外表面至少20 mm之内氧化层、油漆、油污等杂物。同时对焊丝表面的铁锈等污物用砂纸打磨露出金属光泽。焊接设备采用林肯DC-400直流电源或具有陡降外特性的直流电源，装配钨极氩弧焊枪，采用直流正接分别在3、9、12点钟位置对管件进行定位焊，定位焊长度15～20 mm。

4.3.2 焊前预热

普通的L245N钢管可以不预热直接焊接，但为减小L245NS钢管焊缝的硫化物应力腐蚀开裂倾向，焊前必须预热以降低接头冷却速度，减小焊接应力和淬硬倾向，加速焊接接头中氢的逸出。预热方式为火焰加热，预热温度控制在100～150℃。

4.3.3 根焊层的焊接

采用手工钨极氩弧焊，焊接电流100～120 A，电压10～13 V，焊接速度5～8 cm/min，焊接气体流量8～12 L/min。焊接采用连续送丝外填丝，引燃电弧形成熔池，当熔池被电弧加热到呈现白亮将要流动时，将焊丝送入，靠熔池的热量将焊丝熔化，确保每次送丝都要送在熔池内，避免造成根部穿丝现象。焊枪保持后倾角在70°～85°，小幅度均匀做横向摆动，焊接速度控制在5～8 cm/min，摆幅过大会降低焊接速度，熔化金属温度过高会造成根部内凹。焊丝送入角度、送入方式与熟练程度有关，直接影响到焊缝的几何形状。焊丝应低角度送入，一般为10°～15°，通常不大于20°。这样有助于熔化端被保护气体覆盖并避免碰撞钨极，使焊丝以滴状过渡到熔池中的距离缩短。送丝动作要轻，不要搅动气体保护层，以免空气侵入。焊丝在进入熔池时，要避免与钨极接触短路，以免钨极烧损落入熔池，引起夹钨。焊接时观察熔孔大小，保持较快的焊接速度，确保仰位根焊时，内部成型良好，无咬边、内凹、穿丝等缺欠。平焊位为避免根焊内部过熘，应减小焊枪后倾角度，适量加大运条摆敷宽度。

4.3.4 填充层的焊接

填充层采用焊条电弧焊，焊接电流80～110 A，电压18～28 V，焊接速度6～16 cm/min。确保根焊清理干净，填充层1采用短弧焊接，锯齿形或月牙形运条方法，坡口两侧稍停留使焊道间温度均匀，焊缝平整，选择合适的较小的电流和较快的焊接速度，以保证根焊内部不会被热熔击穿。填充层2采用与填充层1相同的运条方式，适当增加焊接电流，减小焊接速度，以保证填充层厚度达到盖面焊条件，仰位填充预留要小于0.5 mm，尽量填的饱满平整，其他位置预留0.5～1 mm 即可。

4.3.5 盖面层的焊接

盖面层焊接电流为85～95 A，电压18～23 V，焊接速度6～13 cm/min，运条方式和填充层基本相同。由于E4315P焊条焊接时熔池铁水发黏，易下坠，流动性较差，外观成型不易控制，焊接时适当加快横向摆动运条速度，注意焊道两侧停留时间，控制好熔池温度，防止熔池中间铁水过热下坠影响外观成型。需要注意的是，母材与焊缝表面不得有深度大于0.5 mm尖锐缺陷存在，应与母材圆滑过渡。

5 外观检查及无损检测

焊缝外观应整齐、均匀，无裂纹、表面气孔、表面夹渣等缺欠，焊缝余高0～3 mm，焊缝外表面宽度应比坡口宽度每侧增加0.5～2.0 mm。

所有抗硫化氢腐蚀管材的环焊缝应进行100%射线和100%超声波检测，无损检测标准采用NB/T 47013-2015《承压设备无损检测》，Ⅱ级合格。

6 焊后热处理

焊后热处理不仅能消除残余应力，还可以降低硬度，提高塑性，提高焊缝抗硫化物应力开裂的能力[4]，从而降低产生硫化物应力腐蚀的可能性。L245NS管材焊缝经无损检测合格后，应进行焊后热处理。热处理应按焊接工艺规程规定的焊后热处理温度进行升温、恒温和降温操作。升温速度不大于200℃/h，加热到600℃～640℃后保温0.5 h以上，缓冷（冷却速度不应大于250℃/h）。

热处理完成后，应对焊缝及热影响区进行硬度检测，焊缝及热影响区任何测试点最大硬度值不得超过HV10 248。当硬度检测不合格时，可再进行一次热处理。进行第二次热处理后应按规定进行硬度检测。如硬度检测仍不合格，则该焊口应从管道上割除。

7 焊缝力学性能及耐腐蚀性

L245NS管材焊接工艺评定根据SY/T 0452-2012《石油天然气焊接管道工艺评定》和SY/T 4117-2010《高含硫化氢气田集输管道焊接集输规范》的要求进行力学性能试验、硬度试验、抗氢致裂纹试验及抗硫化氢应力腐蚀试验等。

7.1 力学性能试验

按SY/T0452-2012《石油天然气焊接管道工艺评定》要求进行焊缝力学性能试验，试验结果见表4。

7.2 硬度试验

材料的耐蚀性能与材料的硬度密切相关，按照SY/T4117-2010《高含硫化氢气田集输管道焊接集输规范》的要求取样，对焊接接头不同区域进行硬度测试。共计测试19点（见表5），HV10197最大硬度值为，符合焊缝及热影响区任何测试点HV10197最大硬度值不得超过HV10248的要求，硬度测试点位置如图2所示。