L245NS抗硫化氢腐蚀管材的焊接工艺

新疆哈拉哈塘油田二期产能建设工程地面输气管道含有H2S,为了避免地面输气管道发生硫化物应力腐蚀开裂(SSC)事故,分析了硫化物应力腐蚀开裂的特征及其影响因素,最终选用L245NS作为管道钢。对L245N2管材的焊接工艺及焊缝的力学性能、抗氢致裂纹(HIC)及抗硫化物腐蚀开裂性能(SSC)进行研究。对L245NS管材焊接选用的填充材料、坡口型式、焊接工艺参数、焊接操作、焊后热处理、焊缝质量检验等内容进行了研究。焊缝外观检验、无损检测、焊缝力学性能及抗硫化物应力腐蚀性能试验、抗氢致开裂试验结果表明选用的焊接工艺能够满足设计质量要求。最后通过工程施工的检验,其焊接质量得到了有效验证。     

液化气球罐裂纹分析及处理

针对液化气球罐检验中发现的表面裂纹,分析了裂纹成因是湿硫化氢应力腐蚀,由湿硫化氢引起腐蚀开裂的形式包括氢鼓泡(HB)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和应力导向氢致开裂(SOHIC),论证了氢致裂纹较易于硫化物应力腐蚀裂纹发生,氢致裂纹产生后,在随后的高应力作用下,转化为硫化物应力腐蚀裂纹。裂纹打磨消除后通过安全评定避免对球罐进行补焊处理,在球罐内表面喷涂稀土合金防腐层,有效地解决了湿硫化氢应力腐蚀问题。     

条形缺陷对L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响

通过抗硫化物应力腐蚀试验、慢应变速率拉伸试验、氢含量测试等方法研究条形缺陷对H₂S环境下L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响。结果表明,环焊缝在72%、85%和110%SMYS(最小屈服强度)应力水平下,热影响区出现裂纹且裂纹长度随加载应力增大而增大;条形缺陷环焊缝试样在屈服点后快速发生断裂,其断裂应变(0.024)仅为非缺陷环焊缝试样的21.05%;条形缺陷存在促进氢离子在裂纹尖端聚集从而加剧发生开裂倾向,消氢处理技术可以有效降低氢含量,降低环焊缝抗硫化物应力腐蚀开裂敏感性降低。     

天然气压力容器腐蚀原因分析及防范措施

1．天然气压力容器腐蚀的原因 天然气压力容器腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀由内部介质所导致，是目前的研究难点和重点。内腐蚀有三个显著特点：①气、水、烃固共存的多相流腐蚀介质；②高温或高压环境；③H2S、CO2、O2、Cl^-和水分是主要的腐蚀物质，其中H2S、CO2、O2是腐蚀剂，水是载体，Cl^-是催化剂。在三种腐蚀剂中H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀，H2S腐蚀类型除电化学腐蚀外，其最具危害的还是固体力学化学腐蚀，即硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂等，H2S可以导致五种开裂损伤：硫化物应力腐蚀开裂（SSC）；氢鼓泡（HB）；氢致开裂（HIC）；应力导向氢致开裂（SOHIC）.     

污水罐的腐蚀与防护

某污水罐投用不到1年,便在焊缝部位多处出现开裂,经分析为硫化物应力腐蚀开裂和氢致开裂。经试验,采用两底三面环氧玻璃鳞片涂料（漆膜总厚250～300μm）加牺牲铝合金阳极方案可达到理想的保护效果。     

炼油设备中的湿硫化氢腐蚀(2)

本文第(2)部分阐述硫化物应力腐蚀、氢诱导以及应力向氢诱导等3种开裂形式;从钢材的强度等级和化学成分、焊缝的硬度值、H_2S浓度、应力植水平和使用年限等方面分析了温硫化氢对压力容器开裂的影响;最后对限制焊缝硬度值、控制焊缝化学成分、焊后热处理以及湿硫化氢应力腐蚀开裂形成的条件等问题进行了讨论.     

H2S应力腐蚀开裂和氢致开裂的评定

在开发含H2S油气田中常接触含H2S介质。由于H2S存在,当采用碳钢时除考虑化学失重腐蚀外,压力容器和压力管道受压元件还存在硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC）,如处理不当,将会使压力容器和管道突然破裂,危及安全。本文从试验和工程实践中提出了硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC）评定、鉴定、评审和具体作法。     

论湿硫化氢环境下管道设计材料的选择

从炼油厂典型装置中产生湿H2S腐蚀的环境及部位着手,分析了因湿硫化氢腐蚀而引起的氢鼓泡、硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂和应力诱导氢致开裂等腐蚀形态,指出液相中硫化氢的浓度、溶液的pH值、温度以及材料的硬度、管道表面质量等与上述腐蚀有关。同时,从设计角度论述了不同情况下的选材原则。     

湿硫化氢环境用低合金高强度钢

低合金高强度钢在湿硫化氢环境中的开裂形式，目前一般认为有四种，即氢鼓泡（ＨＢ）、氢致开裂（ＨＩＣ）、硫化物应力腐蚀开裂（ＳＳＣＣ）和应力导向氢致开裂（ＳＯＨＩＣ）。文章介绍了国外关于低合金高强度钢在湿硫化氢环境中腐蚀开裂的实验研究情况，并简要介绍了国外抗湿硫化氢环境腐蚀用钢的发展情况。     

抗硫碳钢管道的焊接

高含硫天然气输送管道可能出现金属氢致开裂和硫化物应力开裂。由于氢的存在致使管道的断裂韧性及材料的物理、化学及机械性能下降,在运行中容易产生管道损伤现象,从而破坏管道的安全性,影响管道的使用寿命。酸气集输管道选用合适的碳钢管材经过相应的抗硫限定和试验,再配合缓蚀剂加注、腐蚀监测等措施是完全可行的。抗硫管道除了满足力学性能以外,还必须通过标准液的抗氢致开裂和抗硫化物应力开裂试验。焊接工艺中,焊后消氢处理是工序中的重中之重,直接影响着焊口氢致开裂和硫化物应力开裂。消氢处理的温度为250～350℃,恒温时间为2 h。     

N08825/L450MS复合管焊缝组织性能及抗腐蚀特性研究

为了解决油田严苛服役条件下管材的耐腐蚀问题,采用拉伸试验、夏比冲击试验、DWTT、弯曲试验、硬度测试、金相分析以及晶间腐蚀试验、HIC试验、SSCC试验等方法 ,对Φ610 mm×20.5(3+17.5)mm规格N08825/L450MS双金属复合管焊缝的力学性能、微观组织和耐腐蚀性能进行了研究。结果表明,试验焊缝的各项力学性能均满足相关标准要求;覆层焊缝中心区金相组织呈等轴状树枝晶形态,边缘呈柱状树枝晶形态,均为奥氏体+铁素体;复合管覆层母材和焊缝抗晶间腐蚀和点蚀性能优良,基层母材及焊缝对HIC和SSCC不敏感,可满足含有H2S和CO2等强腐蚀油气介质的集输要求。     

低Mn高Nb耐酸性X65MSHFW焊管性能研究

为了满足酸性载荷条件下管材能够承受高压、大流量酸性油气输送需要,采用抗酸性能优异的低Mn高Nb热轧板卷,经过优化和控制成型及焊接工艺,开发出耐酸性Ф323.9 mm×9.5 mm HFW焊管。力学性能检测结果表明,试制焊管的性能达到了X70钢级的标准要求,-40℃下焊缝冲击功大于136 J,管环压扁到平板相贴时焊缝区域未见任何裂纹,且管体最高硬度仅229 HV10。HIC腐蚀试验表明,管母和焊接接头表面均无氢鼓泡,剖面裂纹率均为零。SSCC腐蚀试验和沟槽腐蚀试验结果均符合相关要求。可见开发的X65MS耐酸性HFW焊管具有十分优异的抗HIC/SSCC性能和抗沟槽腐蚀性能,可以在含硫化氢的油气输送中安全服役。     

16Mn（HIC）钢在D405设备环境下的腐蚀行为研究

中国石化集团齐鲁石油化工公司胜利炼油厂1.40 Mt／a加氢裂化装置高压分离器D405存在设备制造问题,现场调查和介质环境的跟踪分析表明,D405设备腐蚀环境为碱性湿H_2S环境。实验室内选择16Mn(HIC)基材和焊接接头作为实验材质,在湿H_2S环境中进行了腐蚀实验。结果表明,16Mn(HIC)SSCC敏感性随硫化氢浓度的增加和pH值的降低而增加。焊缝处SSCC敏感性最高,经过热处理的焊缝其SSCC敏感性明显降低。因此,16Mn(HIC)在D405碱性湿H_2S环境下的腐蚀开裂敏感性很低,设备可以维持长周期运行。     

双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法

目的建立双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,为双金属复合管在高酸性气田现场应用提供依据。 方法针对双金属复合管环焊缝在高酸性环境中的主要腐蚀类型,参考标准Q/SY 06018-2016中冶金复合管直焊缝和堆焊层腐蚀评价内容,确定以晶间腐蚀、抗SCC/SSC性能、点腐蚀、模拟工况腐蚀为评价指标,并通过整管段试验验证评价结果的双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,同时以国产L360/825冶金复合管环焊缝为例对建立的评价方法进行验证。 结果通过使用建立的方法对L360/825双金属复合管环焊缝耐蚀性能进行评价,验证了评价方法有效可靠,评价结果显示L360/825双金属复合管环焊缝具有良好的耐蚀性能。 结论建立的评价方法可以直接应用于高酸性气田用双金属复合管的环焊缝耐蚀性能评价,为双金属复合管的现场应用提供依据。      

X60螺旋埋弧焊管抗H2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H2S...     

X65MS钢级Φ914 mm×19.8 mm耐蚀管线管的开发与生产

为了满足高要求耐蚀管线管的需求,通过优化炼钢工艺,改善钢中夹杂物和中心偏析,合理设定厚板工艺得到均匀的针状铁素体组织,并优化UOE成型和扩径工艺,成功开发并生产了X65MS钢级Φ914 mm×19.8 mm管线管,并对研制的管线钢管进行了理化性能试验及抗HIC和SSC性能试验。试验结果显示,82 ℃时的屈服强度和抗拉强度较常温分别下降25 MPa和32 MPa,屈强比低于0.90;焊缝、熔合线冲击功＞200 J,-20 ℃管体 SA均值为99%;附加UT定位试样缺陷后测得裂纹指标满足CLR≤10%;抗HIC、SSC、SOHIC试验均合格。试验结果表明,通过良好的成分和轧制工艺设计可获得高要求X65MS耐腐蚀管线管。     

管线钢管腐蚀坑焊接补强技术

通过对管线钢管腐蚀坑堆焊工艺试验,采用测量焊缝金相细晶区位置到试样背面的距离和硬度值,来预测是否有烧穿和氢致裂纹产生,从而选择合理的管道腐蚀坑堆焊工艺参数,并对管道腐蚀坑焊接补板的焊缝距离提出了技术要求.结果表明,采用直径为3.2 mm的低氢焊条,在105 A的焊接电流下,可以直接补焊的点腐蚀坑剩余壁厚为4.4 mm;采用补板焊接时,焊缝间距应大于100 mm.研究结果为在役管线腐蚀坑焊接维护提供了依据.     

管线钢耐酸性腐蚀的主要影响因素及测试方法

简要介绍了酸性服役环境下油气输送管线钢管的腐蚀行为,即硫化物应力腐蚀（SSC）开裂和氢致开裂（HIC）。从管线钢合金成分设计、冶炼控制、轧制工艺及显微组织控制等方面详细分析了影响管线铜抗腐蚀性能的主要因素。阐述了在酸性服役环境下所用油气输送管线钢管耐腐蚀性能的表征以及测试方法,并对酸性环境不同标准中管线钢的验收极限进行了比较分析,旨在为国内酸性环境用高钢级管线钢技术的开发提供借鉴与参考。     

X70MS螺旋埋弧焊管的研制

为了开发酸性服役条件下的管线用管,通过对耐酸管硬度控制的研究、X70MS钢级卷板化学成分的设计、焊接材料的合理匹配以及焊接工艺参数的调整,研制出了X70MS钢级Φ711 mm×9.5 mm规格耐酸性埋弧焊管,并对试制钢管进行了化学成分分析、显微组织分析、硬度测试、力学性能检验以及HIC和SSC试验。试验结果显示,焊管管体屈服强度为489～555 MPa、抗拉强度为597～607 MPa,焊缝抗拉强度为667～679 MPa,管体和焊缝硬度均小于250HV10,0 ℃下母材冲击功大于226 J,焊缝单个冲击功大于169 J;母材、焊缝和热影响区裂纹敏感率（CSR）、裂纹长度率（CLR）、裂纹厚度率（CTR）均为零;在72%SMYS、80%SMYS和90%SMYS三种载荷下SSC试样的拉伸面在10倍显微镜下均未发现断裂。试制结果表明,X70MS管材表现出良好的力学性能和耐酸性, 各项性能满足API SPEC 5L标准要求。     

集输管线用抗H2S腐蚀低锰X65MS焊管的开发

为满足含H2S介质油气集输管线用钢管的使用要求,采用w(Mn)=0.25%~0.5%抗H2S腐蚀卷板,通过成型和焊接工艺研究,成功开发出了低锰X65MS钢级HFW/螺旋/直缝抗H2S腐蚀用焊管,并对试制钢管进行了力学性能测试及HIC、SSCC试验。力学性能检测结果显示,HFW/螺旋/直缝焊管0℃下焊缝冲击功均大于80 J,且具有优异的焊缝低温韧性和抗弯性能,管体最高硬度仅239HV10;HIC试验结果显示,3种焊管管体和焊缝的CSR、CLR、CTR均为0;SSCC试验结果显示,3种焊管管体和焊缝试样在分别加载72%Re L和90%Re L载荷下,母材和焊接接头均未出现裂纹或断裂,表现出了良好的抗酸性。研究结果表明,开发的低锰X65MS钢级HFW/螺旋/直缝抗H2S腐蚀用焊管,完全可以在含H2S的油气输送中安全服役。