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渤海灣海底管道焊接及安全性控制技術(shù)研究

文檔作者： ?；⒗? 李春潤1 2 王志堅(jiān)3 呂忠義3 張瀟3 關(guān)幼耕3 文檔來源： 1．中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院 2．中國石油集團(tuán)海洋工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3．中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司海工事業(yè)部		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2021年07月07日
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第36卷第5期 石油工程建設(shè) 25
?；⒗?，2，李春潤L 2， 王志堅(jiān)3， 呂忠義3 張 瀟3，關(guān)幼耕3
(1．中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院，天津300451；2．中國石油集團(tuán)海洋工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津300451
3．中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司海工事業(yè)部，山東青島266555)
摘要：采用鋪管船法進(jìn)行海底管道的鋪設(shè)，要求鋪設(shè)速度快、焊接質(zhì)量高，文章根據(jù)工程要求，
結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，通過開展焊接工藝、噴淋工藝及CTOD斷裂力學(xué)安全性評(píng)價(jià)技術(shù)的研究，成功將鋪
管船法施工技術(shù)應(yīng)用于渤海灣NP1—29井組海底管道鋪設(shè)項(xiàng)目中，由于技術(shù)先進(jìn)，工藝恰"-3，海上
施工工期大大縮短，質(zhì)量提高，并形成了一套完整、高效、經(jīng)濟(jì)、可操作性強(qiáng)的海底管道焊接和安
全性控制技術(shù)。
關(guān)鍵詞：海底管道； 焊接；噴淋工藝； CTOD值；安全性控制
中圖分類號(hào)：TE973．3 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1001—2206(2010)05-0025-04
O 引言
海洋石油開發(fā)具有高投入、高風(fēng)險(xiǎn)的特點(diǎn)。海
底管道作為一種典型的海洋油氣設(shè)施，其鋪設(shè)施工
通常要求以盡可能高的鋪設(shè)速度最大限度地縮短海
上工期，以減少工程總投入，縮短油氣田開發(fā)周
期；同時(shí)海底管道鋪設(shè)還要求極高的鋪設(shè)質(zhì)量，以
最大限度地降低風(fēng)險(xiǎn)_l】。
在NP1—29井組海底管道鋪設(shè)施工項(xiàng)目中，由
于采用了先進(jìn)的焊接工藝和安全性控制技術(shù)，海上
施工工期大大縮短，質(zhì)量提高，并形成了一套完
整、高效、經(jīng)濟(jì)、可操作性強(qiáng)的海底管道焊接和安
全性控制技術(shù)。
1 海底管道焊接工藝技術(shù)
海底管道的管壁厚， 且材質(zhì)為低合金高強(qiáng)
鋼，同時(shí)焊接質(zhì)量要求很高。因此，對(duì)焊接工藝
技術(shù)的要求很高，尤其是焊縫力學(xué)性能指標(biāo)中的
低溫沖擊韌性。為使采用的焊接工藝達(dá)到API
1104技術(shù)規(guī)范的質(zhì)量要求，必然對(duì)焊接設(shè)備的選
擇、焊接材料的匹配、焊接工藝試驗(yàn)進(jìn)行深入研
究。
l-l 焊接設(shè)備
用于海上施工作業(yè)的焊接設(shè)備，一方面要考慮
設(shè)備的性能，另一方面還要考慮設(shè)備的可靠性和安
全性
鋪管船法進(jìn)行海底管道的鋪設(shè)，費(fèi)用高，對(duì)焊
接速度和質(zhì)量要求高，需進(jìn)行大規(guī)范、連續(xù)焊接，
這就要求所選擇的熔化極焊接設(shè)備，在負(fù)載持續(xù)率
為100％ 的情況下，具有較大的輸出功率，且性能
穩(wěn)定可靠；同時(shí)，在海面上作業(yè)，周圍的水汽環(huán)境
具有較強(qiáng)的腐蝕性，因此，要求設(shè)備的抗潮耐濕性
要好；另外，由于焊接在鋪管船上進(jìn)行，設(shè)備的放
置和操作空間小，要求設(shè)備盡可能體積小，重量
輕。
當(dāng)前，國內(nèi)外焊接電源很多，為滿足工程的使
用要求，項(xiàng)目組對(duì)國內(nèi)外現(xiàn)有品牌的電源進(jìn)行比
較、分析和試驗(yàn)，從中選擇確定了LINCOLN DC一
400、S1Tr等焊接電源。
1．2 焊材的匹配
通過對(duì)收集到的焊接材料進(jìn)行工藝性能和力學(xué)
性能對(duì)比篩選，確定采用如表1所示的焊接材料進(jìn)
行焊接工藝試驗(yàn)。
表1 焊接工藝試驗(yàn)用的焊材
焊道 型號(hào) 牌號(hào) 生產(chǎn)廠家
E6010 PIPELINER 6P+ LINC0LN
打底
ER70S-G JM一58 錦泰
E8O1O-P1 PIPELINER 8P+ LINC0LN
填充、蓋面
E81T8一G Primacore SW 一88P LINCOLN
￥ ￥ 羊 ￥ ￥
★ ★ ★
石油工程建設(shè) 2010年10月
1．3 焊接工藝試驗(yàn)
1．3．1 焊接工藝
根據(jù)依托工程的施工特點(diǎn)，結(jié)合施工單位現(xiàn)有
焊接設(shè)備的實(shí)際情況(無RMD焊接設(shè)備)，并結(jié)
合本課題的要求，采用以下幾種工藝組合。利用下
向焊方法進(jìn)行海底管道的焊接：
(1)S，rr打底+自保護(hù)藥芯焊絲半自動(dòng)焊填
充、蓋面。
(2)手工焊打底+自保護(hù)藥芯焊絲半自動(dòng)焊
填充、蓋面。
(3)手工焊打底+手工焊填充、蓋面。
執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)為API Std 1104 (2005年版)。
1．3．2 坡口型式
焊接過程中，采取同直徑、同壁厚鋼管對(duì)接，
鋼管水平固定(5G位置)方式。
對(duì)于手工焊打底，為方便焊工操作，提高焊
接質(zhì)量，采用如圖1所示60。V型坡口。由于纖
維素焊條具有較高的含氫量，若焊接產(chǎn)生的擴(kuò)散
氫無法及時(shí)排出，則容易出現(xiàn)延遲裂紋等焊接缺
陷。該坡口型式由于開口較大，有利于焊接過程
中擴(kuò)散氫的逸出，因此對(duì)于焊接質(zhì)量的控制具有
較好的作用。
圖1 手工焊打底坡口不意
1．3．3 焊接參數(shù)
試驗(yàn)管按圖1所示開坡口，預(yù)熱溫度為100～
200 oC，焊接方法為手工焊、S1Tr及RMD半自動(dòng)
根焊，手工焊和自保護(hù)藥芯焊絲半自動(dòng)焊填充、蓋
面，典型的焊接參數(shù)見表2和表3。
表2 典型的根焊焊接參數(shù)
焊材直徑 焊接電流 焊根焊方法 填充材料 極性 焊接方向 接 電壓 送絲速度 焊接速度 氣體流量
／mm ／A ／V ／(mm／min) ／(mr~min) ／(L／min)
手工 PIPELINER 6P+ 3．2 DCEN 下向 80～85 25～26 130～203
STT JM一58 1．2 DCEP 下向 55，38O 19 120～15O 68～114 l8～22
表3 典型的填充、蓋面焊接參數(shù)
填蓋方法 填充材料 焊材直徑／mm 極性 焊接方向 電流／A 電壓／V 送絲速度／(m／rain1 焊接速度／(mm／min)
手工 E8O108一P1 4．O DCEP 下向 l1O～116 25～26 13O～203
半自動(dòng) E81T8-G 2．O DCEN 下向 160～225 l9 6．O～8．O 68～114
1．3．4 焊接接頭力學(xué)性能試驗(yàn)
按照API 1 104(2005年版)，對(duì)焊縫進(jìn)行無損
檢測(cè)后，加工試樣，進(jìn)行力學(xué)及其他性能測(cè)試，典
型的結(jié)果見表4～6。
表4 典型的拉伸試驗(yàn)數(shù)據(jù)
拉伸強(qiáng)度／MPa 642 633
斷裂位置 母材 母材
表5 典型的低溫夏比沖擊試驗(yàn)數(shù)據(jù)
缺 口位置 焊縫 熔合線 距熔合線 距熔合線 溫度
2mm 5 mm ，℃
沖擊功／J 82，94， 58，156， 128，196， 292，252，
- 30
l10 120 158 290
最小沖擊功，J 82 58 128 252 -30
平均沖擊功，J 95 1ll 161 278 —30
表6 典型的日 。硬度試驗(yàn)數(shù)據(jù)
測(cè)量點(diǎn) 日 1o值 測(cè)量點(diǎn) H 10值
1 166 9 157
2 172 1O 171
3 173 1l 178
4 153 12 177
5 134 13 159
6 146 14 177
7 l76 l5 l86
8 164 16 181
試驗(yàn)結(jié)果證明，各項(xiàng)指標(biāo)符合標(biāo)準(zhǔn)要求，完成
的焊接工藝可以應(yīng)用于指導(dǎo)NP1—29井組海底管道
工程施工。為保證其質(zhì)量及安全性，在工藝試驗(yàn)中
邀請(qǐng)中國船級(jí)社的相關(guān)部門對(duì)工藝進(jìn)行全程監(jiān)控，
按CCS規(guī)定的技術(shù)規(guī)程，完成了焊接工藝的認(rèn)證。
2 噴淋工藝
采用鋪管船法進(jìn)行海底管道鋪設(shè)施工時(shí)，為保
第36卷第5期 ?；⒗淼龋翰澈澈５坠艿篮附蛹鞍踩钥刂萍夹g(shù)研究 27
證管道及時(shí)下水，提高施工效率，縮短施工周期，
在焊接完成后，需采用AUT (自動(dòng)超聲檢測(cè))立
即進(jìn)行無損檢測(cè)， AUT的探頭適用工作溫度范圍
一般為O 50℃，而剛剛完成焊接的焊縫邊緣仍具
有很高的溫度。此時(shí)無法直接進(jìn)行檢測(cè)，因此，需
采取措施對(duì)焊縫進(jìn)行冷卻降溫。
目前，在采用鋪管船法進(jìn)行海底管道鋪設(shè)施工
時(shí)，國內(nèi)外均采用噴淋工藝對(duì)焊接接頭進(jìn)行冷卻處
理。即通過設(shè)計(jì)合理的噴淋裝置，利用冷水噴淋，
使焊接接頭得到快速冷卻，從而保證后續(xù)探傷環(huán)節(jié)
的順利進(jìn)行。但是，在高溫狀態(tài)下，冷水噴淋有可
能對(duì)焊縫組織進(jìn)行淬火處理．從而影響其金相組織
及接頭性能，因此，需通過試驗(yàn)研究，確定噴淋水
的流量等工藝參數(shù)，控制冷卻速度，使焊縫組織合
理，進(jìn)而保證接頭性能達(dá)到規(guī)范的要求。
2．1 噴淋裝置
進(jìn)行噴淋工作，首先需自行設(shè)計(jì)噴淋裝置。研
制的噴淋裝置如圖2所示。
1．噴頭；2．水閥1；3．出水管；4．調(diào)節(jié)螺栓；5．水箱；6．進(jìn)水管；
7．支架；8．水槽；9．水閥2；10．水泵；11．流量計(jì)；12．水閥3。
圖2 試驗(yàn)用噴淋裝置示意
2．2 噴淋措施
對(duì)于X65和X70高強(qiáng)管道鋼，其典型的CCT
(連續(xù)冷卻轉(zhuǎn)變曲線)如圖3所示。
9oo
800
700
600
囂so0
贈(zèng)400
300
20O
100
7 10 100 1 0oo
冷卻時(shí)間／s(1 300℃開始)
圖3 典型的高強(qiáng)管道鋼CCT圖
由圖3可知．合理控制冷卻速度，可避免馬氏
體的出現(xiàn)．保證焊縫的韌性。當(dāng)焊接接頭在300 qC
以下時(shí)，無論多快的冷卻速度都不會(huì)導(dǎo)致馬氏體埠
硬組織的出現(xiàn)，因此，此時(shí)噴淋流量可盡量大，以
快速冷卻降溫，而不會(huì)降低焊接接頭的韌性。
試驗(yàn)過程中，首先將噴管支架架于兩根鋼管
的接頭處，然后將噴管平穩(wěn)地放在支架上，打開
水閥，并握緊噴管一端，在3O。角度范圍內(nèi)前后
轉(zhuǎn)動(dòng)噴管，以使鋼管沿軸向均勻冷卻。將水閥調(diào)
至2．4 ma／h流量時(shí)，噴淋時(shí)間4O～50 S，可使海底
管道焊接接頭從180～200 oC降至30℃ 。其冷卻
曲線如圖4所示。
25O
2【x】
足150
鬟lo0
50
0 2 6 10 14 18 22 26 30 34 38 42
時(shí)間／s
圖4 噴淋后的焊接接頭冷卻曲線
通過對(duì)比經(jīng)自然冷卻與噴淋冷卻的焊接接頭硬
度及金相組織可知，采取試驗(yàn)中確定的流量來進(jìn)行
冷卻，三種規(guī)格的鋼管，其金相組織和硬度等都基
本相同，不影響焊接接頭的韌性。并且由于焊后進(jìn)
行噴淋時(shí)，接頭溫度已降至300 以下，可適當(dāng)
加大噴淋水的流量，以提高冷卻速度，保證施工效
率，其結(jié)果對(duì)接頭的性能不會(huì)產(chǎn)生影響。
3 質(zhì)量及安全性控制
海底管道作為一種典型的焊接結(jié)構(gòu)，其焊接過
程常常使焊接接頭的組織性能劣化及產(chǎn)生缺陷。而
焊接缺陷處有較大的應(yīng)力集中，在使用過程中往往
成為裂紋的源頭，而管道一旦從焊接接頭處發(fā)生斷
裂，常常是突發(fā)性和災(zāi)難性斷裂。由此看來，焊接
接頭是管道系統(tǒng)的薄弱環(huán)節(jié)，嚴(yán)格評(píng)定其強(qiáng)度、壽
命和安全可靠性，對(duì)保證管道安全可靠的使用具有
重要的現(xiàn)實(shí)意義。
本文根據(jù)BS 7448t 】和API Std 1 104—2005[41
的標(biāo)準(zhǔn)，測(cè)試焊縫和熱影響區(qū)斷裂韌度CTOD值．
并以此為依據(jù)，通過對(duì)冀東南堡油田NP1—29P至
NP1—2D海底油氣混輸管道焊接接頭鋪設(shè)階段的安
全性分析，確定了平面缺陷的允許尺寸，為管道
鋪設(shè)時(shí)缺陷的驗(yàn)收提供依據(jù)。由文獻(xiàn)[5]可知，
28 石油工程建設(shè) 2010年10月
C D試驗(yàn)結(jié)果和允許的平面缺陷合格尺寸分別見
表7和表8。
表7 Cm D試驗(yàn)各試樣測(cè)試結(jié)果
缺口位置 試樣編號(hào) CToD|mIn
01一W 一1 0．601 2
焊縫 01一W一2 O．617 1
01一W 一3 0．525 8
01一H—l 1．306 9
熱影響區(qū) 01一H一2 1．420 8
01一H一3 1-31O 1
表8 平面缺陷合格尺寸
表面缺陷 埋藏缺陷
缺陷高度／mm 缺陷長度／ram 缺陷高度／mm 缺陷長度／ram
0～ 1．905 67_31 0 1．905 67_31
1．905 ～ 5．O8 48．01 1．905 ～ 5．08 48．01
>5．O8 0 >5．O8 0
4 -r-業(yè)應(yīng)用情況
4．1 工程簡(jiǎn)介
冀東南堡油田NP1—29P至NP1—2D海底管道
項(xiàng)目(南堡1—29井組海上集輸工程)于2009年5
月初開工鋪設(shè)。該工程包括如下海底管道：
(1)一條從NP1—29PRP至NP1—2D人工島海底
混輸管道，長2．36km，內(nèi)管D 168．3mmX 12．7 mm，
外管D 323．9 mm X 14．3 mm，材質(zhì)X65的雙層保溫
管，設(shè)計(jì)壽命15年。
(2)一條從NP1—29WHPC至NP1—2D人工島
海底供水管道，長2．45 km，D 168．3 mm×19．1 1Tim，
材質(zhì)X70的單層管，設(shè)計(jì)壽命15年。
由于鋪管船法具有較快的鋪設(shè)速度(大約是浮
拖法和牽引法的5～6倍)，焊接質(zhì)量平穩(wěn)可靠，
并且抗風(fēng)能力強(qiáng)(可抗陣風(fēng)1O級(jí))，綜合造價(jià)約
1 400～1 500萬元 m．相對(duì)浮拖法和牽引法1 700～
1 800萬元／km成本較低，再加上鋪設(shè)距離較短，
且冀東油田人工島場(chǎng)地有限，不適于建造岸邊臨時(shí)
場(chǎng)地，因此施工方?jīng)Q定租用中海油新改造的俊吳3
鋪管船進(jìn)行鋪設(shè)施工。
4．2 現(xiàn)場(chǎng)施工
現(xiàn)場(chǎng)焊接施工中，對(duì)于X65鋼混輸管道采用
《WPS一66》焊接工藝規(guī)程，X70注水管道采用
(WPS一67》焊接工藝規(guī)程。由勝利油田勝利建設(shè)監(jiān)
理有限責(zé)任公司進(jìn)行監(jiān)理，四川派普公司進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)
AUT探傷．施工依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)為DNV—OS—F101(主規(guī)
范)和API l104 (焊接規(guī)范)。
4．3 應(yīng)用結(jié)果分析
NP1—29井組海上集輸工程中，共計(jì)完成注水
管道節(jié)點(diǎn)焊接190道，長2 325 133，累計(jì)返修8道，
焊接一次合格率為95．8％ ；完成?昆輸管道節(jié)點(diǎn)焊接
184道，累計(jì)長2 257 m，外管累計(jì)返修1道，內(nèi)
管累計(jì)返修3道，內(nèi)管焊接一次合格率為97．8％ ，
外管焊接一次合格率為98．8％ ，完全達(dá)到預(yù)期目
標(biāo)。
由于焊接施工工藝合理，組織得當(dāng)，該工程得
以順利進(jìn)行。并提前完成，共計(jì)節(jié)約租船、培訓(xùn)、
返修等綜合成本1 015．2萬元，取得了明顯的經(jīng)濟(jì)
效益。
5 結(jié)論
(1)通過對(duì)X65及X70管道鋼焊接性的分析，
按照API 1104和船級(jí)社規(guī)范要求，開展了焊接工
藝技術(shù)研究，形成了一套適合于NP1—29井組海底
管道工程的焊接工藝技術(shù)。
(2)結(jié)合高強(qiáng)鋼的CCT曲線，設(shè)計(jì)研制了流
量可控的快速冷卻噴淋裝置，制訂出合理的噴淋工
藝，滿足了海底管道焊后AUT快速探傷的需要。
(3)依據(jù)API 1104和BS 7448標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)海底
管道焊接接頭的安全性進(jìn)行分析，確定了平面缺
陷的允許尺寸，為管道鋪設(shè)階段的安全性提供了
依據(jù)。
(4)通過技術(shù)研究，保證了“NP1—29井組集
輸工程” 的現(xiàn)場(chǎng)焊接質(zhì)量，并使工程提前完成，焊
接合格率提高到98．8％，節(jié)約了租船、返修等大量
綜合成本，取得了明顯的經(jīng)濟(jì)效益。
參考文獻(xiàn)：
[11李小?。椫?6—1油田II期工程海底管道鋪設(shè)新技術(shù)的開發(fā)和
應(yīng)用[J】．中國海上油氣(工程)，2001，13(1)：7-10．
【2]BS 7448：Part l：Method for determination of KIC，critical CTOD and
critical J values ofmetallic materials(1991)[s】．
【3】BS 7448：Part 2：Method for determination of KIC，critical CTOD and
critical J values of welds in metallic materials(1991)[S】．
『4】APIStd 1104，WeldingofPipelines andRelatedFacilities(2005)[S]，
【5]李春潤，?；⒗?，侯澤峰，等．南堡油田NP1—29P海底管道焊接接
頭安全性分析『JI．石油工程建設(shè)，2010，36(3)：37—4O．
作者簡(jiǎn)介：牛虎理(1978一)， 男， 河北石家莊人，工程師，
2005年畢業(yè)于天津大學(xué)，工學(xué)碩士， 現(xiàn)主要從事石油工程
焊接設(shè)備和技術(shù)的研究開發(fā)工作。
收稿日期：2010—05—31；修回日期：2010—07—26

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