水下管汇阀门的选型和材料要求

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(海洋石油工程股份有限公司, 天津塘沽 300451)

在油气田水下生产系统中，水下管汇是常见的水下设施，其规模大，接口多，常集成各类水下阀门。水下阀门在国外应用较为成熟，而国内研究和应用刚刚起步。作为水下管汇内部最重要的隔离设备和功能单元，水下阀门运行可靠与否直接关系管汇及整个油气田的生产和系统的安全。本文通过技术攻关并结合实际水下工程设计经验，对水下管汇阀门的选型和材料技术进行研究，总结形成水下管汇阀门的选型设计流程以及水下阀门材料的技术指标要求，以期供水下管汇的设计、设备选型以及水下生产设施的共性技术的研究参考。

1 水下管汇阀门规范要求和选型

水下管汇中最常用的阀门为球阀、闸阀和单向阀，管汇吸力锚基础上还会采用蝶阀。阀门的主要作用是隔离水下设备和管道系统，防止回流、调节和排泄压力。水下阀门工作压力最高至137.8 MPa(20 000 psi)，工作温度范围为-60～182 ℃。适用介质为水、原油、天然气、化学药剂(如乙二醇)等。操作方式主要有手轮操作、ROV操作和液压执行器操作。典型水下球阀的图片见图1。

水下管汇阀门所遵循的标准一般有API6DSS[1]、API 6A[2]和API 17D[3]。

图1 带ROV操作接口的水下球阀

API 6DSS是专门针对海底管道阀门的标准，其基于API 6D规范，并加入了水下阀门的相关要求。API 6DSS规定了球阀、止回阀和闸阀在设计、制造、测试和文件方面的要求，并提供了建议，使其适用于满足石油和天然气工业国际标准ISO13623或类似要求的水下管线系统。适用阀门尺寸范围为2″至60″，压力等级为ANSI 150LB至2500LB。阀门分为全通径和缩径两种。球阀有3种阀体形式：顶装式、三片式和焊接阀体式。止回阀分为旋启式缩口式、旋启式全通径式、对夹式单阀瓣长形和对夹式双阀瓣长形。阀门的端面连接形式有焊接式和法兰连接式。

API 6A是针对井口和采油树装置的规范，包括的具体设备如下：井口装置、连接装置及附件、套管悬挂器和油管悬挂器、阀门和节流器、单件连接装置[法兰式、螺纹式、其它端部连接装置(O.E.C)和焊接式]、其它装置。API 17D是专门针对水下井口和采油树设备的规范。API 6A和API 17D对设备，包括阀门，定义了不同技术要求的产品规范级别(PSL)，每一个产品规范级别，有着不同的材料、试验要求。

管汇主管一般有清管要求，球阀相对于闸阀更宜于进行清管操作。另外从阀门尺寸结构方面，球阀开启一次只需阀杆转动1/4圈，而闸阀由于结构限制，启闭一次需要较长时间，且大尺寸闸阀需要更大的执行机构。且随着金属密封技术的不断发展，水下球阀在海底管道输送系统中得到越来越广泛的应用。综合考虑口径和清管因素，水下管汇主管阀门宜选择球阀。

对于水下管汇阀门，应首先考虑阀门与管道焊接来减少泄露途径。由于最初设计时没有考虑到管线阀门的要求，API 6A和17D闸阀有两个方面的限制。①它们使用高强度，低合金钢阀体，要求应力释放，这可能导致内衬的扭曲和损坏，因此其测试要求比API 6D严格;②API 6A和17D闸阀依靠非常平整且平行的袋形底座来进行有效的密封，由于焊接可能造成阀体的扭曲，所以水下焊接端阀门需要带一定长度的直管短节，短节长度一般为200 mm或更长。

API 6A、17D和API6D在压力测试方面有所不同，对一个API 6A、17D闸阀进行低压测试时压力为5%～10%的工作压力，而API 6D的低压测试指标为551.2 kPa(80 psi)气压测试。

表1 典型API 6A阀门和管道尺寸

水下管汇阀门的主体特性一般有两种，使用特性和结构特性。使用特性确定了阀门的主要使用性能和使用范围，属于阀门使用特性的有阀门的类别(隔离阀门、安全阀门等)、产品类型(球阀、闸阀等)、阀门主要零件(阀体、阀盖、阀杆、阀瓣、密封面)的材料、阀门传动方式等。 结构特性确定阀门的安装、操作、回收等方法的一些结构特性，属于结构特性的有阀门的结构长度和总体高度、与管道的连接形式(法兰连接、焊接端、卡箍连接等)、密封面的形式(堆焊、喷焊、镀层、阀体本体等)、球体结构形式(固定球、浮动球)、阀门操作形式、ROV接口形式、总体重量、执行器的可回收性等。

基于以上分析和实际工程经验，总结水下管汇阀门选型设计流程见图2。

图2 水下管汇阀门选型设计流程

2 水下管汇阀门材料要求

水下管汇阀门的材料选择一般依据规范API 6A和API 6DSS要求。材料的选择应综合考虑材料的抗拉强度、屈服强度、断面收缩率、硬度、冲击韧度及抗腐蚀能力等机械材料性能，使用中应满足海水环境、介质条件、设计压力、设计温度及可靠性的要求。

水下阀门所有材料应满足油、气田全生命周期的试压、清管、生产、停输等各种不同工况的要求。

如在工作过程中有滑动接触，应选择有硬度差的部件以防止擦伤，要求所有奥氏体不锈钢和双相不锈钢、镍基合金应满足NORSOK标准的M-650和ISO 9001认证的要求。

阀门组件的化学成分和制造应按照ASTM规定，不允许对铸造或锻造部件进行补焊。一般不得使用等效材料进行材料替换。

水下管汇阀门的材料等级应不小于API 6A的EE等级，承压和控压部件的材料应满足CO2环境要求。接触流体和化学药剂的阀门部件应由满足工况条件的材料组成。螺栓材料应依据ASTM A320 L7、L43，并进行PTFE涂层。所有非金属密封件应为减压防爆材料。

2.1 碳钢

水下管汇阀门用碳钢锻件材料的最低等级应为ASTM A694 Grade F60、ASTM A694 Grade F65或ASTM A350 LF2。碳钢铸件材料的最低等级应为ASTM A352 Grade LCC 和 MDS C12。锻件的最大碳含量一般为0.20%的成品分析，最大碳当量值(CEV)一般为0.42%，其中CEV= C +Mn/ 6 +(CR +Mo+ V)/ 5+(Cu+Ni)/15%。铸件的最大碳含量一般为0.20%的成品分析，最大碳当量值(CEV)一般为0.45%。铸件或锻件的最大含硫量不超过0.020 %。碳钢和低合金钢部件的硬度最大一般不能超过250 HV10。对于ASTM A694 F60、F65材料应依照ASTM A370进行夏比冲击试验。

2.2 22% Cr双相不锈钢

水下管汇阀门用22%Cr 双相不锈钢锻件的最低等级为ASTM A182 Grade F51。22%Cr 双相不锈钢铸件的最低等级为ASTM A995 Grade 4A(UNS J92205)。锻件或铸件应进行固溶退火然后迅速水淬。耐点蚀当量数(PREN )应不小于35，应在最大设计温度下进行拉伸试验。最小屈服强度和最小抗拉强度应根据22% Cr双相不锈钢在高温下的强度降低进行调整(见文献[5]的图5-1)。本体金属硬度最大不超过286 HV10 。应依照ASTM A370进行夏比冲击试验。

铁素体含量应根据ASTM E562测定，并须在35%～55%范围内。焊缝金属和热影响区金属的铁素体含量范围应在35%～65%之间。应根据ASTM G48方法A进行腐蚀试验。

2.3 25% Cr双相不锈钢

水下管汇阀门用25% Cr 双相不锈钢锻件的最低等级为ASTM A182 Grade F55。锻件应进行固溶退火然后迅速水淬。耐点蚀当量数(PREN )应不小于40 ，应在最大设计温度下进行拉伸试验。最小屈服强度和最小抗拉强度应根据25% Cr双相不锈钢在高温下的强度降低进行调整。本体金属硬度最大不得超过330 HV10 。应依照ASTM A370进行夏比冲击试验。

铁素体含量应根据ASTM E562测定，并须在35%～55%范围内。焊缝金属和热影响区金属的铁素体含量范围应在35%～65%之间 ，根据ASTM G48方法A进行腐蚀试验。

2.4 镍基合金

水下管汇阀门用镍基合金锻件的最低等级为ASTM B637。锻件应经过退火或固溶处理，并进行沉淀硬化。

2.5 非金属密封材料

所有非金属密封材料，在阀门中永久使用的聚合物和弹性密封和阀座密封材料(即暴露于工艺介质的材料，保压材料等)，应符合NORSOK M-630要求的材料特性、材料证书、老化要求和气体急速失压测试要求。可能接触到的碳氢化合物的弹性密封件应为减压防爆材料且应适用于最低设计温度。外部密封件应采用环保材料。

2.6 材质证书

水下管汇阀门阀体、阀盖、内件以及其他承压部件，包括螺栓和介质湿润部件应提供BS EN10204 类型 3.2的材质证书。其他部件例如补偿系统应提供BS EN10204 类型 3.1的材质证书。对于其他的螺栓应提供BS EN10204 类型2.2的材质证书。对于操作器或执行器承压部件应提供BS EN10204类型3.1的材质证书。

3 结论

1)目前国内尚无文献对水下阀门选型设计流程进行系统梳理，有些研究工作集中在水下球阀的结构特点和主体材料选择方面，未描述阀门材料的性能指标要求。本文结合水下管汇的功能结构特点和水下阀门相关规范要求，对水下管汇阀门的技术要求进行总结，梳理形成了水下管汇阀门选型设计流程。同时对水下管汇阀门组成材料的技术要求和参数进行研究，结合实际工程经验形成了水下管汇阀门常用材料的技术性能指标要求。

2)水下管汇阀门所遵循的标准一般为API 6DSS、API 6A和API 17D，管汇主管阀门由于清管需要，且尺寸较大，一般选用水下球阀，而管汇支管阀门一般选择闸阀。

3)水下阀门材料的选择应综合考虑材料的抗拉强度、屈服强度、断面收缩率、硬度、冲击韧度及抗腐蚀能力等机械材料性能，使用中应满足海水环境、介质条件、设计压力、设计温度及可靠性的要求。

[1] API 6DSS Specification for subsea pipeline valves[S].2010.

[2] API 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment[S].2010.

[3] API 17D Specification for Subsea Wellhead and Christmas Tree Equipment[S].2005.

[4] DNV OS-F101 Submarine Pipeline Systems[S].2008.

[5] 祝晓丹,王国富.浅谈水下球阀的选用[J].中国造船,2012，53(A02)：423-428.