高含硫天然氣管道的焊接技術

陳意深

中國石油工程建設公司，北京 100120

0 引言

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

中國石油工程建設公司承攬的國外某天然氣處理廠及集輸工程，建設規模為110億m3/a，天然氣中硫體積分數為3.7%，其中含硫天然氣管道全長124.58 km，主要的材質有：20R、 20G、 20GK、 L245NCS、L360QCS、L360MS、L360QS。由于硫體積分數高，需針對現場施工條件和標準規范的要求，通過焊接工藝試驗，確定施工方案和具體的焊接工藝參數，提出合格的焊接工藝評定及工藝規程，指導施工。

1 高含硫天然氣管道焊接技術要求

根據設計規格書及相關標準規范要求，該高含硫天然氣管道工程對焊接接頭提出以下要求：

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

（2） 抗氫致開裂（HIC） 試件在NACE TM 0177標準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。

裂紋長度率（CLR）≤15%

裂紋厚度率（CTR）≤5%

裂紋敏感率（CSR）≤2%

（3）抗硫化物應力腐蝕開裂（SSC）試驗必須滿足標準規定。采用四點彎曲試件，且施加90%屈服強度的應力，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成分和機械性能。

表1 管材化學成分/%

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保護下的一個由固態向液態、再由液態向固態、進而在固態下相變控制的轉變過程。在由較高溫度時的固態奧氏體（一般700℃以上）向趨向常溫的鐵素體的轉變過程中，由于組織形態的不同，加之溫度區間的差異，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8 m L/（cm2s），800℃ 則達 100m L/（cm2s） ）。焊接時如果上述固態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合成為氫分子，從而加大從焊縫中析出的難度，導致“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變的臨界溫度趨于更低，所以上述現象會更明顯。這就是所謂的鎳對氫的吸附作用，也是NACEMR0175等標準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低于1%。

另外，為保證焊接質量，減少焊材中擴散氫含量，手工焊應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，綜合力學性能優越。

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，避免出現未熔合的焊接缺陷。

圖1 坡口型式

2.4 焊接工藝參數

焊接過程中，采取同直徑、同壁厚鋼管對接，6G位置焊接。預熱溫度為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 焊接接頭力學性能試驗

3.1 常規力學性能試驗

合格的焊接接頭必須保證接頭的力學性能滿足標準規定的要求。按照NB/T 47014-2011《承壓設備焊接工藝評定》，對焊縫作無損檢測后，加工試樣，進行常規力學及其他性能測試，典型的常規力學性能試驗結果如表4～6所示。

表3 典型的焊接工藝參數

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硬度試驗數據

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會標準NACE TM 0284-2011和NACE TM 0177-2005[2]進行，試驗介質采用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標準（A溶液）和NACE TM 0177-2005標準（B法四點彎曲，A溶液）分別對熱處理前后，環焊縫方向0點鐘、3點鐘、6點鐘3個位置的試樣進行抗氫致開裂（HIC）試驗和抗硫化氫應力腐蝕開裂（SSC-B）試驗。加載應力為名義最小屈服強度（σsmin，245MPa） 的90%。

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

圖3 20G管線鋼HIC試驗試樣表面形貌

4 結束語

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要求。通過優選焊材、坡口及焊接方法設計，制訂了適當的焊接工藝參數，結合合理的焊后熱處理工藝，獲得了符合標準要求的焊接工藝。開發的焊接工藝技術成功地應用于中國石油工程建設公司承擔的某海外重點工程，應用效果良好。

[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，2010，（1）：119-121.