陈意深

中国石油工程建设公司，北京 100120

0 引言

近年来，随着天然气在国民经济中各个行业的广泛应用，与天然气相关的管道、场站工程建设越来越多。通常，天然气中硫化氢体积分数为0.5%时划为含硫化氢天然气，该体积分数大于或接近2%时划归为高含硫化氢天然气。根据上述分类标准，很多原料天然气属于高含硫，天然气中含有的硫化氢是导致焊接接头应力腐蚀失效的主要原因之一，直接威胁到设备及管道的安全运行。因此，需针对硫化物应力开裂（SSC）来开展此类管道的焊接工艺技术研究。

中国石油工程建设公司承揽的国外某天然气处理厂及集输工程，建设规模为110亿m3/a，天然气中硫体积分数为3.7%，其中含硫天然气管道全长124.58 km，主要的材质有：20R、 20G、 20GK、 L245NCS、L360QCS、L360MS、L360QS。由于硫体积分数高，需针对现场施工条件和标准规范的要求，通过焊接工艺试验，确定施工方案和具体的焊接工艺参数，提出合格的焊接工艺评定及工艺规程，指导施工。

1 高含硫天然气管道焊接技术要求

根据设计规格书及相关标准规范要求，该高含硫天然气管道工程对焊接接头提出以下要求：

（1）对于酸性环境的焊接工艺评定中的硬度试验，焊接区域的最大硬度值不应超过250HV10。

（2） 抗氢致开裂（HIC） 试件在NACE TM 0177标准A溶液中浸泡96 h，每个试件三个断面的平均值不超过下列指标。

裂纹长度率（CLR）≤15%

裂纹厚度率（CTR）≤5%

裂纹敏感率（CSR）≤2%

（3）抗硫化物应力腐蚀开裂（SSC）试验必须满足标准规定。采用四点弯曲试件，且施加90%屈服强度的应力，在A溶液中浸泡720 h，在放大10倍的显微镜下检查根焊面，无开裂或任何表面破坏裂纹。

2 焊接工艺试验

2.1 试验用管材

试验所用的钢管材质为20G，管径168mm，壁厚14 mm。表1和表2所示为试验用管材的化学成分和机械性能。

表1 管材化学成分/%

表2 管材机械性能

2.2 焊接材料的选择

焊接过程本身是在一定介质保护下的一个由固态向液态、再由液态向固态、进而在固态下相变控制的转变过程。在由较高温度时的固态奥氏体（一般700℃以上）向趋向常温的铁素体的转变过程中，由于组织形态的不同，加之温度区间的差异，氢在这两种组织中的溶解度和扩散速度差别很大，而且组织本身的变形能力差别也很大。氢在奥氏体中的扩散速度很慢（800℃时约为8m L/（cm2s），只有在1 000℃以上，扩散速度才大大加快）；而在铁素体中扩散速度很快（200℃时可达8 m L/（cm2s），800℃ 则达 100m L/（cm2s） ）。焊接时如果上述固态相变过程中高温奥氏体阶段（1 000℃左右）的存留时间过短，焊缝中大量的氢来不及扩散析出，就会造成常温下铁素体焊缝中扩散氢大量存在并迅速扩散，并在该过程中容易在焊缝中的夹渣和微气孔处汇聚结合成为氢分子，从而加大从焊缝中析出的难度，导致“鱼眼”或“白点”的形成[1]。

而镍是一种强烈的奥氏体化元素，焊缝中一定镍含量的存在（如超过1%）并和其他合金元素共同作用，会使焊缝金属相变过程中由奥氏体向铁素体转变的临界温度趋于更低，所以上述现象会更明显。这就是所谓的镍对氢的吸附作用，也是NACEMR0175等标准中要求限制母材以及焊接材料中镍含量的原因。综上所述，焊接材料中镍含量应低于1%。

另外，为保证焊接质量，减少焊材中扩散氢含量，手工焊应选择超低氢型碱性焊条，由于熔渣属于碱性，并且氧化性极低，对于去氢和脱硫有良好的效果，不易在焊缝中形成残留物，焊缝组织良好，综合力学性能优越。

此外，还可选择钨极氩弧焊丝、药芯焊丝和金属粉芯焊丝。

本文试验用根焊材料为CHG-56氩弧焊丝，直径为2.5mm；填充、盖面焊材为CHE 507焊条，直径为4.0mm。

2.3 坡口型式

坡口型式如图1所示，采用60°V型坡口利于熔敷金属填充焊缝，避免出现未熔合的焊接缺陷。

图1 坡口型式

2.4 焊接工艺参数

焊接过程中，采取同直径、同壁厚钢管对接，6G位置焊接。预热温度为100～150℃，层间温度在100～200℃之间，焊接方法为钨极氩弧焊打底，手工焊填充、盖面，焊接方向均为上向焊。典型的焊接工艺参数如表3所示。

2.5 焊后热处理

（1）未加热至400℃时，升温速度不限。

（2）400～600℃时，升温速度为110℃/h。

（3）600℃时，保温1 h。

（4）600～400℃时，降温速度为88℃/h。

（5）400℃以下时，自然冷却。

热处理曲线如图2所示。

3 焊接接头力学性能试验

3.1 常规力学性能试验

合格的焊接接头必须保证接头的力学性能满足标准规定的要求。按照NB/T 47014-2011《承压设备焊接工艺评定》，对焊缝作无损检测后，加工试样，进行常规力学及其他性能测试，典型的常规力学性能试验结果如表4～6所示。

表3 典型的焊接工艺参数

图2 焊后热处理曲线

表4 拉伸试验

表5 低温夏比冲击试验

表6 HV10硬度试验数据

3.2 HIC和SSC试验

HIC试验和SSC试验分别参照美国腐蚀工程师协会标准NACE TM 0284-2011和NACE TM 0177-2005[2]进行，试验介质采用A溶液，即5%NaCl+0.5%CH3COOH的水溶液，H2S气体通入维持饱和，溶液初始pH值为2.9，溶液温度为22～26℃。

按NACE TM 0284-2011标准（A溶液）和NACE TM 0177-2005标准（B法四点弯曲，A溶液）分别对热处理前后，环焊缝方向0点钟、3点钟、6点钟3个位置的试样进行抗氢致开裂（HIC）试验和抗硫化氢应力腐蚀开裂（SSC-B）试验。加载应力为名义最小屈服强度（σsmin，245MPa） 的90%。

如图3所示，经过96 h抗氢致开裂（HIC）试验，试样表面均未发现氢鼓泡现象，裂纹长度率CLR、裂纹厚度率CTR、裂纹敏感率CSR均为零。经过720 h抗硫化氢应力腐蚀开裂（SSC-B）试验，试样均未发生断裂，表现出良好的抗H2S腐蚀能力，确保管道钢能够适应更为恶劣的服役环境。

图3 20G管线钢HIC试验试样表面形貌

4 结束语

通过对H2S对腐蚀开裂的影响分析，确定了高含硫管道焊接的技术要求。通过优选焊材、坡口及焊接方法设计，制订了适当的焊接工艺参数，结合合理的焊后热处理工艺，获得了符合标准要求的焊接工艺。开发的焊接工艺技术成功地应用于中国石油工程建设公司承担的某海外重点工程，应用效果良好。

[1]郑照东，佟雷.泰国WANGNOIKAENGKOI酸性天然气输送管道焊接问题研究[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，张长征，等.普光气田耐高压高含硫酸气管道的焊接及热处理工艺[J].石油工程建设，2010，（1）：119-121.