陳意深

中國石油工程建設(shè)公司，北京 100120

0 引言

近年來，隨著天然氣在國民經(jīng)濟中各個行業(yè)的廣泛應(yīng)用，與天然氣相關(guān)的管道、場站工程建設(shè)越來越多。通常，天然氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)為0.5%時劃為含硫化氫天然氣，該體積分?jǐn)?shù)大于或接近2%時劃歸為高含硫化氫天然氣。根據(jù)上述分類標(biāo)準(zhǔn)，很多原料天然氣屬于高含硫，天然氣中含有的硫化氫是導(dǎo)致焊接接頭應(yīng)力腐蝕失效的主要原因之一，直接威脅到設(shè)備及管道的安全運行。因此，需針對硫化物應(yīng)力開裂（SSC）來開展此類管道的焊接工藝技術(shù)研究。

中國石油工程建設(shè)公司承攬的國外某天然氣處理廠及集輸工程，建設(shè)規(guī)模為110億m3/a，天然氣中硫體積分?jǐn)?shù)為3.7%，其中含硫天然氣管道全長124.58 km，主要的材質(zhì)有：20R、 20G、 20GK、 L245NCS、L360QCS、L360MS、L360QS。由于硫體積分?jǐn)?shù)高，需針對現(xiàn)場施工條件和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范的要求，通過焊接工藝試驗，確定施工方案和具體的焊接工藝參數(shù)，提出合格的焊接工藝評定及工藝規(guī)程，指導(dǎo)施工。

1 高含硫天然氣管道焊接技術(shù)要求

根據(jù)設(shè)計規(guī)格書及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范要求，該高含硫天然氣管道工程對焊接接頭提出以下要求：

（1）對于酸性環(huán)境的焊接工藝評定中的硬度試驗，焊接區(qū)域的最大硬度值不應(yīng)超過250HV10。

（2） 抗氫致開裂（HIC） 試件在NACE TM 0177標(biāo)準(zhǔn)A溶液中浸泡96 h，每個試件三個斷面的平均值不超過下列指標(biāo)。

裂紋長度率（CLR）≤15%

裂紋厚度率（CTR）≤5%

裂紋敏感率（CSR）≤2%

（3）抗硫化物應(yīng)力腐蝕開裂（SSC）試驗必須滿足標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。采用四點彎曲試件，且施加90%屈服強度的應(yīng)力，在A溶液中浸泡720 h，在放大10倍的顯微鏡下檢查根焊面，無開裂或任何表面破壞裂紋。

2 焊接工藝試驗

2.1 試驗用管材

試驗所用的鋼管材質(zhì)為20G，管徑168mm，壁厚14 mm。表1和表2所示為試驗用管材的化學(xué)成分和機械性能。

表1 管材化學(xué)成分/%

表2 管材機械性能

2.2 焊接材料的選擇

焊接過程本身是在一定介質(zhì)保護下的一個由固態(tài)向液態(tài)、再由液態(tài)向固態(tài)、進(jìn)而在固態(tài)下相變控制的轉(zhuǎn)變過程。在由較高溫度時的固態(tài)奧氏體（一般700℃以上）向趨向常溫的鐵素體的轉(zhuǎn)變過程中，由于組織形態(tài)的不同，加之溫度區(qū)間的差異，氫在這兩種組織中的溶解度和擴散速度差別很大，而且組織本身的變形能力差別也很大。氫在奧氏體中的擴散速度很慢（800℃時約為8m L/（cm2s），只有在1 000℃以上，擴散速度才大大加快）；而在鐵素體中擴散速度很快（200℃時可達(dá)8 m L/（cm2s），800℃ 則達(dá) 100m L/（cm2s） ）。焊接時如果上述固態(tài)相變過程中高溫奧氏體階段（1 000℃左右）的存留時間過短，焊縫中大量的氫來不及擴散析出，就會造成常溫下鐵素體焊縫中擴散氫大量存在并迅速擴散，并在該過程中容易在焊縫中的夾渣和微氣孔處匯聚結(jié)合成為氫分子，從而加大從焊縫中析出的難度，導(dǎo)致“魚眼”或“白點”的形成[1]。

而鎳是一種強烈的奧氏體化元素，焊縫中一定鎳含量的存在（如超過1%）并和其他合金元素共同作用，會使焊縫金屬相變過程中由奧氏體向鐵素體轉(zhuǎn)變的臨界溫度趨于更低，所以上述現(xiàn)象會更明顯。這就是所謂的鎳對氫的吸附作用，也是NACEMR0175等標(biāo)準(zhǔn)中要求限制母材以及焊接材料中鎳含量的原因。綜上所述，焊接材料中鎳含量應(yīng)低于1%。

另外，為保證焊接質(zhì)量，減少焊材中擴散氫含量，手工焊應(yīng)選擇超低氫型堿性焊條，由于熔渣屬于堿性，并且氧化性極低，對于去氫和脫硫有良好的效果，不易在焊縫中形成殘留物，焊縫組織良好，綜合力學(xué)性能優(yōu)越。

此外，還可選擇鎢極氬弧焊絲、藥芯焊絲和金屬粉芯焊絲。

本文試驗用根焊材料為CHG-56氬弧焊絲，直徑為2.5mm；填充、蓋面焊材為CHE 507焊條，直徑為4.0mm。

2.3 坡口型式

坡口型式如圖1所示，采用60°V型坡口利于熔敷金屬填充焊縫，避免出現(xiàn)未熔合的焊接缺陷。

圖1 坡口型式

2.4 焊接工藝參數(shù)

焊接過程中，采取同直徑、同壁厚鋼管對接，6G位置焊接。預(yù)熱溫度為100～150℃，層間溫度在100～200℃之間，焊接方法為鎢極氬弧焊打底，手工焊填充、蓋面，焊接方向均為上向焊。典型的焊接工藝參數(shù)如表3所示。

2.5 焊后熱處理

（1）未加熱至400℃時，升溫速度不限。

（2）400～600℃時，升溫速度為110℃/h。

（3）600℃時，保溫1 h。

（4）600～400℃時，降溫速度為88℃/h。

（5）400℃以下時，自然冷卻。

熱處理曲線如圖2所示。

3 焊接接頭力學(xué)性能試驗

3.1 常規(guī)力學(xué)性能試驗

合格的焊接接頭必須保證接頭的力學(xué)性能滿足標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的要求。按照NB/T 47014-2011《承壓設(shè)備焊接工藝評定》，對焊縫作無損檢測后，加工試樣，進(jìn)行常規(guī)力學(xué)及其他性能測試，典型的常規(guī)力學(xué)性能試驗結(jié)果如表4～6所示。

表3 典型的焊接工藝參數(shù)

圖2 焊后熱處理曲線

表4 拉伸試驗

表5 低溫夏比沖擊試驗

表6 HV10硬度試驗數(shù)據(jù)

3.2 HIC和SSC試驗

HIC試驗和SSC試驗分別參照美國腐蝕工程師協(xié)會標(biāo)準(zhǔn)NACE TM 0284-2011和NACE TM 0177-2005[2]進(jìn)行，試驗介質(zhì)采用A溶液，即5%NaCl+0.5%CH3COOH的水溶液，H2S氣體通入維持飽和，溶液初始pH值為2.9，溶液溫度為22～26℃。

按NACE TM 0284-2011標(biāo)準(zhǔn)（A溶液）和NACE TM 0177-2005標(biāo)準(zhǔn)（B法四點彎曲，A溶液）分別對熱處理前后，環(huán)焊縫方向0點鐘、3點鐘、6點鐘3個位置的試樣進(jìn)行抗氫致開裂（HIC）試驗和抗硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂（SSC-B）試驗。加載應(yīng)力為名義最小屈服強度（σsmin，245MPa） 的90%。

如圖3所示，經(jīng)過96 h抗氫致開裂（HIC）試驗，試樣表面均未發(fā)現(xiàn)氫鼓泡現(xiàn)象，裂紋長度率CLR、裂紋厚度率CTR、裂紋敏感率CSR均為零。經(jīng)過720 h抗硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂（SSC-B）試驗，試樣均未發(fā)生斷裂，表現(xiàn)出良好的抗H2S腐蝕能力，確保管道鋼能夠適應(yīng)更為惡劣的服役環(huán)境。

圖3 20G管線鋼HIC試驗試樣表面形貌

4 結(jié)束語

通過對H2S對腐蝕開裂的影響分析，確定了高含硫管道焊接的技術(shù)要求。通過優(yōu)選焊材、坡口及焊接方法設(shè)計，制訂了適當(dāng)?shù)暮附庸に噮?shù)，結(jié)合合理的焊后熱處理工藝，獲得了符合標(biāo)準(zhǔn)要求的焊接工藝。開發(fā)的焊接工藝技術(shù)成功地應(yīng)用于中國石油工程建設(shè)公司承擔(dān)的某海外重點工程，應(yīng)用效果良好。

[1]鄭照東，佟雷.泰國WANGNOIKAENGKOI酸性天然氣輸送管道焊接問題研究[J].焊管，2006，29（5）:69-71.

[2]NACETM 0177-2005，Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking in H2S Environments[S].

[3]朱好林，李秀芹，張長征，等.普光氣田耐高壓高含硫酸氣管道的焊接及熱處理工藝[J].石油工程建設(shè)，2010，（1）：119-121.