4.1.4气举和速度管柱

4.1.5有杆采油系统

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购方负责询问受雇执行检测、维护和维修服务的公司是否有符合本标准的质量体系。这里的“体 系”是指设备、设备性能、人员培训和公司运营的质量体系的综合。质量体系应包括设备操作和重新 校准书面规范、人员培训和认证铁路工程施工组织设计，并应将APISpecQ1或ISO9000系列质量标准的要求作为模板

4.2.2.1有权使用质量体系

购方有权使用服务供应商的质量体系，并可对其进行定期审核，以便对服务供应商进行资格认 重新认定。

4.2.2.2有权使用供应商设备

经协商，购方有权监督供应商的工作，但购方的代表应在供应商的支持下，同意并遵守操作中所 需的所有安全标准和任何法律和政府要求。

连续油管性能的信息参见附录A。

连续油管焊接用于修补和改进连续油管，例如延长长度，去除连续油管的损坏部分，或用于连接 临时或永久端部附件。与管道或油管的传统焊接工艺的焊缝不同，连续油管的管与管间的环焊缝（对 接焊缝）承受周期性的塑性弯曲，因此焊缝应具有足够的强度和塑性，以提供可接受的LCF性能。 经验表明，根据使用的焊接工艺，对接焊缝的LCF寿命可达到母管LCF寿命的25%～75%不等。因 为对接焊缝的LCF寿命高度依赖于WPS和工艺质量，因此应特别注意焊接过程控制，例如坡口组 对，坡口加工，填充金属的选择，热循环控制和焊接接头修整。本章旨在指导碳钢连续油管的焊接操 作以获得良好的对接焊缝，重点强调获得可接受的塑性弯曲疲劳性能。 按照SY/T6895制造的连续油管的焊接宜满足表1的要求。 本章仅涉及不同或相同的强度级别、壁厚和/或载荷的新管和在役连续油管的管一管对接焊缝， 以及新旧管与其他可热处理的高强度低合金碳钢配件焊接连接的角焊缝。 本标准不包括耐蚀合金连续油管的焊接，也不包括非焊接的连接方式。如果寻找本标准未提及的 其他附加信息，参考ASMEBPVC第九分册。

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表1填充金属焊缝（管一管对接焊缝）

5.2连续油管产品中使用的焊缝类型

5.2.1管一管对焊焊缝

管一管对焊焊缝指将现有的两段外径相等的连续油管连接的环形对接焊缝。将对接的两端成直角 切开，仔细地对齐，从一端沿着圆周焊接，最终焊缝垂直于连续油管管柱的轴心。连续油管的对接焊 缝宜满足SY/T6895的要求

5.2.2连续油管与端部配件焊缝

连接。通常由制造商进行旋转接头配件的焊接，因此制造商操作的规范性和质量控制确定了焊接的 生能。涉及滑动类型配件时，推荐采用两角焊。 由于配件通常是由包括空冷硬化合金在内的不同钢级所制造，因此其连接需要特殊的WPS

5.2.3连续油管的标记焊缝

直焊制的焊缝。这些焊缝可降低连续油管局部波劳寿 俊性服役条件下优先腐蚀，不推荐使用标记焊缝

连续油管焊接通常包括手工和轨道GTAW，也称为TIG。手工GTAW是管一管对接连接最常见 的焊接方法。由于轨道GTAW焊接方法成本较高，对坡口尺寸及管口组对质量要求苛刻，且需要专 业的操作人员培训，所以此方法现场不太常用。但是，在具有精细控制，可重复性和一致性的自动化 操作条件下，采用轨道GTAW焊接的疲劳寿命预期约为手工GTAW焊接的两倍。由于手工焊接质量 不可控制，采用轨道GTAW或其他焊接方法，焊制的焊缝具有更好的LCF性能，是管一管对接焊缝 的首选。 手工电弧焊是另一种连续油管常用的焊接方法，但不建议用于管一管对接焊缝

所有碳钢连续油管焊缝宜仅由具有资质的焊工按照书面WPS进行焊制。由PQR验证WPS的符 合性。连续油管服务提供者应维护所有焊接工艺、工艺评定试验结果及PQR的永久性档案。根据客 户要求宜提供拷贝整个或部分文件。

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WPS由一组能够使焊工焊接出良好焊缝的书面说明和焊接参数组成，包含WPS数据表和焊接工 程标准。对于给定的焊接方法，WPS包含如下详细信息： a）母材材质。 b）适用的标准和规范。 c）接头类型。 d）壁厚范围。 e）坡口加工。 f）焊接位置和方向。 g）填充金属（可熔化嵌条）分类和尺寸。 h）焊接送丝速度（适用时）。 i）预热和层间温度。 j)PWHT。 k）保护气体类型和流量。 1）电特性（极性、电流、电压）。 m）焊接速度。 n）焊接技巧。 o）焊道顺序。 P)PQR。 q）其他相关信息。 管一管对接焊需要的文件中的典型WPS格式，已由国际连续油管协会（ICoTA）（见参考文献 30]）发布，为连续油管管柱推荐详细的WPS。 WPS宜由焊接工程师参照参考文献【30]、[36]、[37】和[52]进行编制。

5.4.3.1PQR是焊接工艺规范（WPS）符合性的证明文件，通过特定WPS数据表来焊接试件并测试 其结果，验证焊件的物理性能和材料性能。连续油管的焊接PQR宜包括以下内容： a）屈服强度和抗拉强度。 b）延性试验（延伸率、侧弯试验）。 c）微观和宏观腐蚀金相照片。 d）显微硬度测试。 e）无损检测。 f）疲劳试验（管一管对接焊缝）。 5.4.3.2在特殊情况下，如低温或腐蚀性环境中，业主也可有以下要求： a）夏比冲击试验。 b）断裂韧性试验。 c）疲劳试验。 d）耐腐蚀性试验。 5.4.3.3PQR验证了WPS的符合性。建议所有盘卷连续油管只有在通过初审的WPS下进行焊接。连 卖油管的关键焊缝的所有WPS应通过PQR的初审评定。典型PQR格式和记录单在参考文献【30] 和[52]】已给出。宜由焊接工程师参照参考文献[30]、[34]、[36］和[52】监督下进行焊接程序 评定。

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5.5管一管对接WPS

除根据参考文献[52]要求编制连续油管管一管对接焊WPS外，连续油管环焊缝对接焊的准备 宜注意以下几个方面： a）管端准备： 连续油管端部可用火焰切割或锯切。火焰切割的端部宜采用机械方式充分去除因火焰切割对 管段造成热影响部分，切除长度宜不小于76.2mm。坡口加工或管端处理之前，宜采用切管器或 类似工具将初步切割的管口加工平齐且与管体轴线垂直。宜采用直角尺以管口圆周方向均匀分布 4个或更多测量点进行测量管口与管体轴线垂直度。当管口端面出现超过0.79mm的突出时，宜 重新加工管口直至满足要求。 坡口加工（焊接坡口）宜距离火焰切割端部至少76.2mm。焊接坡口的加工宜符合预先评定 过的WPS和焊接工程标准的规定。 b）内毛刺去除： 宜去除连续油管两端电阻焊缝内毛刺，去除长度不少于25.4mm，且去除段与未去除部分呈 斜角过渡。 宜采用适当工具去除内毛刺，该工具不会引起管体内表面周向磨痕和热裂纹。使用直磨机 操作可能会导致电阻焊缝附近连续油管表面出现沟槽。尤其是研磨连续油管时也会引起热裂纹缺 陷，导致疲劳裂纹的产生。去除内毛刺后的内表面不宜有任何横向刮伤痕迹，且表面粗糙度应小 于或等于Ral.6mm。 c）退磁： 受到磁化的材料焊接时可能会由于磁偏吹造成焊接缺陷。如有必要，宜采用直流或交流线圈 对需要焊接的两个管端焊接处各两侧至少1m范围内进行退磁。不允许使用交流磁轭法进行MT。 通过高斯计（特斯拉计）来测量磁通量密度的最大值。退磁后采用高斯计（特斯拉计）测量 管口各位置剩磁，且不宜大于0.5mT。宜在所有准备工作结束后进行退磁。 在连续油管电磁方法检查完后，通常需要对管一管焊接的部位进行退磁。 d）不同钢级的焊接： 连续油管的钢级由规定最小屈服强度确定。连续油管强度等级包括CT70、CT80、CT90 CT100和CT110等。 允许不同钢级连续油管的管一管对接焊，但应按照预先评定过的WPS进行焊接。然而，疲 劳性能可能发生一定的损失，取决于两个对接的管段之间局部屈服强度的差异（参见参考文献 [52] 的3.3.1] 。 不建议对不同钢级的连续油管进行管一管对接焊。 e）焊接材料： 对于承受弹性应力载荷的焊件，通常采用符合GB/T8110，或AWSA5.18和AWSA5.28 的氩弧焊丝作为填充金属，其抗拉强度与母材相配。研究表明，对于承受塑性应变的轨道焊接 方式焊接的连续油管对接环焊缝，通过采用匹配的焊丝熔敷金属抗拉强度与连续油管规定最小 屈服强度，可改善LCF寿命。而LCF寿命增加的原因是，管一管对接接头轴向屈服强度降低约 10%。 在采用手工对接焊时，不推荐采用这种低强匹配方式，其原因在于手工对接焊缝根部与母材 过渡不均匀性抵消了低强匹配带来的均匀塑性应变分布的益处，这种益处来自于焊接接头的塑性 变形过程中。 f）焊接技巧、焊道顺序： 推荐采用多层多道焊进行连续油管管一管对焊，原因是，通过多层多道煌接方式能够获得较

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低的热输入，同时还可以细化焊缝晶粒。采用轨道TIG焊能够控制焊层厚度，使焊缝晶粒得到 细化，甚至可以获得与母材晶粒度等级相近的焊缝。焊道层与层之间的起弧和熄弧处宜错开。 g）预热和焊接层间温度（只保留公制）： 连续油管一管对焊通常在室温（通常为21℃）及以上温度进行，不需要预热以预防氢致冷 裂纹的产生。如果在更低环境温度焊接时，建议将管端坡口两侧至少各76.2mm范围内管段预热 至10℃。当在0℃以下环境温度焊接时，建议连续油管端部预热至36.5℃，预热宽度为坡口两侧 至少各76.2mm。 层间温度应控制在WPS允许的最高温度以内，防止焊缝熔敷金属和HAZ屈服强度降低。可 以通过在焊道两侧夹持冷却块来控制层间温度。 当焊接ASTMA606或ASTMA607改良型以外的其他合金成分的连续油管用钢时，宜采用 热蜡笔或类似方法确定预热温度和层间温度。 h)PWHT： 通常情况下，采用符合ASTMA606或ASTMA607的改良型钢制造连续油管，在其对接焊 后不建议进行PWHT。如果需要进行PWHT，宜通过WPS进行控制

对于连续油管焊接接头的端部配件，要求有单独的预先评定的焊接工艺规范。端部配件与连 勺焊接通常涉及不同类型合金的对焊及在搭接结构中使用角焊缝。因此，不要求加工坡口和去阴 油管高频焊缝内毛刺，

5.6.2预热和层间温度（管端配件）

根据所使用管端配件合金 度。如果必须预热，

5.6.3PWHT（端头配件）

由于PWHT对ASTMA606或ASTMA607改良型连续油管用钢有害，一旦连接在一起，在不 影响连续油管性能的前提下，端部配件不能进行选择性热处理，因此宜选择不要求PWHT的端部配 件材质。常用的空冷硬化合金配件，例如4130/4140钢焊后宜包裹在保温材料中，并在保温材料中缓 冷至93.5℃，然后在空气中冷却。宜在WPS中规定PWHT工艺

5.7焊接工艺规范评定

参考文献「30]和[52]给出了基本的焊接PQR要求。不必对每一种连续油管对接焊进行单独 的工艺评定。焊接工艺规范中包含的许多焊接参数可以通过一个焊接PQR进行评定。当一个或多个 重要变素发生改变时需重新进行工艺评定。连续油管管一管对接焊变素见参考文献【52】中的表3.1。 除参考文献【52]给出的重要变素外，以下焊接PQR中的测试项目和重要变素也应适用于连续 油管的焊接： a）轨道焊接方法：应单独对手工GTAW和轨道GTAW方法进行工艺评定。 b）拉伸试验：全管体连续油管拉伸试验试样应按照1%预应变方法进行试验。 c）硬度试验：对于连续油管管一管对接接头、管线管对接接头及管端配件对接接头，宜对其焊 缝区HAZ及母材进行硬度测试对于现场连续油管管一管对接接头应采用便携式硬度计

测试硬度。对于连续油管新管，所测硬度值应低于相应钢级成品管的最大允许硬度值。 d）管一管对焊PQR：在疲劳工况下设计使用焊接接头时，工艺评定中可包括多个焊接接头的低 周塑性弯曲疲劳循环测试，试样取自该连续油管母管。 连续油管管一管对接接头的工艺评定试验应包括低周塑性弯曲疲劳循环测试。一般来说，手工 对接焊接头的工作疲劳寿命为正常连续油管管体工作疲劳循环寿命的四分之一到三分之一。轨道TIG 焊接接头工作疲劳循环寿命能够达到大约相当于正常连续油管管体工作疲劳循环寿命的一半。可接受 的连续油管管一管对接接头的超低循环疲劳寿命属于连续油管管柱管理方面的事情，连续油管制造商 和/或客户及连续油管服务商之间应协商确定。

5.8焊工或焊机操作工评定

对于钢制连续油管焊接，焊工和焊机操作工应具有较高级别资质并经专业的技能培训。 焊工操作评定的目的是，验证焊工具有按照以下书面WPS焊接出与PQR测试要求相同质量的焊 头的能力。焊工还应定期证明其保持对连续油管焊接的熟练程度，该证明还宜作为焊工资格再评 参考。 除焊接操作评定外，连续油管焊工也应清晰地理解影响焊缝完整性的关键因素。通常包括：正确 坡口加工、焊缝修整及常规的确定焊接成败的工艺质量。 参考文献【52]】的第4章宜作为评定或再次评定焊工从事连续油管焊接工作的要求。除这些要求 下列内容适用： a）连续油管管一管对接的焊工或焊机操作工评定： 评定时，一名焊工或焊机操作工应在连续油管全管体试样间制备至少3个完整的连续油管 管一管对接环焊缝，并且焊接条件应能代表实际作业时的焊接条件。通常采用射线或横波超声方 法检查焊接接头的体积型缺陷，同时采用磁粉或渗透方法检查焊接接头表面和近表面缺陷，以此 来判断所测试的焊接接头试样是否合格。 6）不合格： 如果不满足5.8a）规定的测试要求，允许该焊工或焊机操作工重新制备一个连续油管管一管 环向焊接接头用来对其焊接资格再次评定。如果重新测试失败，则取消该焊工或焊机操作工的连 续油管管一管对接焊作业资质，并对该焊工进行再次培训直到其完全满足评定要求。 c）焊接工程标准： 宜按照一组一致的焊接工程标准焊接所有的连续油管。每个焊接机构或者组织机构可以有自 已的专用焊接标准。焊接制造机构的施焊者应具有相应的焊接资质，并严格按照批准的焊接标准 进行焊接作业。至少，连续油管焊接工程标准宜包括以下方面。 d）对齐和管口组对： 焊接前，正确的对齐和组对准备对管一管对接接头的最大LCF寿命次数具有显著影响，因 比焊接夹具应能够将两个需要对接的连续油管管段牢牢固定在水平（5G）位置。焊接夹具不应 对连续油管施加过度的轴向约束，以减小焊后冷却过程中产生的高收缩应力。任何刚性夹具的夹 紧位置应尽可能距离焊接坡口边缘远。 需要对接的两个管段端部宜各至少1m长度范围内进行校直。管口组对平直度测量时，将 直尺平行手管体轴向紧贴坡口两侧放置，调整夹紧装置，并观察直尺与管体之间的间隙不大于 2.38mm。 如有可能，管口组对时宜将两段连续油管的高频焊缝错开，避免高频焊缝与环焊缝交叉处产 生较高的应力。 e）直径：

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只有相同管径的连续油管和管线管才能进行对焊。组对时连续油管外径偏差不宜超过 0.25mm。为使管口外径达到对齐要求，如有可能，可通过旋转管体来实现外径更好的匹配以减 小组对偏差，同时沿管口周向均匀分布4个位置测量组对平直度。管口椭圆度较差时，宜切除影 响组对质量的该管段。 对于两个等壁厚连续油管管段的对接，由于管口椭圆度不同也可能引起组对时的内径产生错 边，允许内径错边量不大于规定壁厚的10%。 壁厚： 组对处的连续油管管段的壁厚宜尽可能相等，且壁厚偏差不宜超过规定壁厚的5%。如 果不符合该规定，制造商宜明确告知连续油管业主这将导致连续油管焊接接头疲劳寿命显著 下降。 名）椭圆度： 宜切除连续油管椭圆度较大的管段，这对轨道GTAW尤其重要。可对端部变形的管段进行 整圆，或者可切除该管段，直到椭圆度达到要求。 由椭圆度引起的组对最大壁厚错边不宜大于0.25mm。如果不符合该规定，宜对管一管对接 接头进行测试，以确定其LCF性能是否满足要求。至少宜告知连续油管业主该对接接头的疲劳 寿命可能会降低到不可接受的水平。 h）表面处理及清理（焊接前）： 测试表明：管一管对接焊缝的LCF性能对表面光洁度、清洁度、焊接坡口与去除毛刺处的 剩余壁厚高度敏感。横向（环形）磨痕和锉痕易导致疲劳裂纹萌生。同样，高速修磨而导致管口 内表面局部过热处也会成为疲劳裂纹源。因此应特别注意避免过多的锉、磨、刨引起的表面损伤 和防止其他形式的内表面机械损伤。 待焊部位不宜存在锉屑等其他杂质。宜采用钢丝刷、砂布或类似方法清除坡口两侧各约 152.4mm范围内管体表面的油污、铁锈等杂物。施焊前，应采用工业酒精等能够快速挥发的溶剂 清洗坡口表面，以消除碳氢化合物和含氢有害杂质的影响。 焊接过程中，每道焊缝完成后且在下一道焊缝焊接之前，应采用钢丝刷或修磨方式进行清理 以消除焊缝层间缺陷。 i）焊缝外表面修整处理（焊接后）： 在超声和RT前，管一管对接焊缝的外表面宜去除焊缝余高，以使焊缝与母材平滑过渡。与 焊前内表面处理一样，还应特别注意防止外表面损伤，或过度磨、锉引起的壁厚减薄。横向和圆 周方向的磨痕应采用精锉沿轴向或纵向去除，随后采用砂纸、砂布打磨光滑。应完全清除焊接飞 溅。焊接飞溅表明不当的焊接条件如缺乏气体保护或不当的电弧电流/电压特性，因此应进行工 艺调整。根部焊道应保持较低的余高，通常只有在轨道TIG焊的理想情况下，根部焊道形貌可 以达到与油管内表面平整。不应存在咬边。 角焊缝形貌应保证足够的焊接厚度，以满足角焊缝的强度要求，避免咬边和过度的凸起。油 管端部与管端配件的角焊缝应符合相关标准对角焊缝的要求。 i）施焊环境： 由于气体保护电弧焊，如GTAW对侧向强风（干扰保护气流）、雨、雪反应敏感，因此应选 择合适的施焊环境，避免恶劣天气条件对焊件及焊工的影响。 k）冷却块： 由于连续油管钢材一般为热处理合金钢，焊接热输入可能导致HAZ的屈服强度的降低，通 常降低量大约为管体屈服强度5%～10%。手工钨极氩弧焊可能还会导致屈服强度更大幅度的降 低。为避免这种不利情况出现，焊接时可采用铜合金材质的散热片或“冷却块”夹持在焊道两侧

h）表面处理及清理（焊接前）

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以加强对HAZ的冷却。由于冷却块不能很好地在轨道TIG焊中应用，因此焊接接头HAZ屈服 强度仍会降低。另外，在没有使用冷却块的情况下并考虑焊接接头性能能够达到PQR试验要求， 可在现场进行连续油管对接焊作业。 使用时，冷却块宜放置距离焊接电弧足够远以防止铜块对焊缝的污染。冷却块的位置、大小 和辅助冷却的方法宜包含在WPS中。

5.9连续油管焊缝检验

对焊缝中的缺欠或缺陷进行无损检测是十分必要的，特别是关键焊缝的无损检测，以确保焊 的完整性和预期的性能。对于特定的连续油管焊接接头，制造商应与客户协商确定无损检测方 型。连续油管焊接接头的无损检测包括外观检查、渗透检测（PT）、磁粉探伤（MT）、超声波 T）和射线检测（RT)。

5.9.2管一管对接焊缝无损检测

管一管对接焊缝宜采用肉眼对宏观缺陷和缺欠进行外观检查，同时借助放天镜进行外观检查，以 确保无横向（周向）磨痕或锉痕。宜使用直尺检查焊缝平直度。 管一管对接接头宜至少采用超声或射线方法的一种方法进行全厚度检验。建议同时采用超声和放 时方法，因为一种方法通常可以发现另一种方法不能发现的其他缺陷。还宜包括对环焊缝两侧至少各 76.2mm范围内的壁厚变化情况进行超声检验。 经连续油管服务商和客户协商，管一管对接焊缝无损检测还可包括焊接接头横截面的硬度测试， 确认焊接接头是否符合焊接工艺评定的要求。

5.9.3油管端部配件无损检测

宜对连续油管与端部配件的角焊缝进行外观检查，包括宏观缺欠或缺陷、咬边、焊角尺寸、焊缝 厚度及焊缝形貌。宜采用磁粉或渗透方法检测焊接接头表面或近表面裂纹。 通常情况下很难对角焊缝进行超声检验，一般采用射线方法检测连续油管与端部配件连接焊缝。 经连续油管服务商和客户协商，油管端部配件角焊缝的无损检测还可包括硬度测试，确认其是否 符合焊接工艺评定的要求。

5.9.4工程评价分析

应根据指定的准则或标准对无损检测的定量结果进行评估。目前还没有被普遍接受和已发行的准 则或标准可以用作评估连续油管管一管对接焊缝无损检测结果。 推荐对连续油管对接接头的无损检测结果进行工程评价分析以确定其是否合格、废弃或修复。可 参考GB/T31032，或ASMEBPVC第九分册和/或APIStd1104的验收准则和标准发表可以有助于 工程评价分析。 通过连续油管行业持续性的支持研究，正在量化表面损伤对连续油管（包括环焊缝接头）的疲劳 寿命的影响。无论研究结果在什么地方获得，宜将这些研究成果用来指导工程评价分析。 应由连续油管服务商和客户协商确定使用哪一种准则、标准或工程评价分析。

5.9.5局部焊缝和磨痕修补

研究表明[39]，对于连续油管管体或焊缝区的任何缺欠的局部修补，不会提升超LCF性能。

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此，任何管一管对接焊缝不宜磨光和局部焊接修复。有缺陷的焊缝宜完全切除，并重新焊接。 研究同样表明，较小的表面缺欠能够通过将其打磨成光滑过渡浅坑而进行修复，但不能造成壁厚 的明显减薄。应注意初始缺陷会降低连续油管的疲劳寿命。连续油管柱的净疲劳寿命与修磨后的剩余 壁厚连续油管的疲劳寿命相当。因此，可通过仔细修磨，去除连续油管焊缝的表面缺陷，修磨的最小 壁厚应协商，见9.21

5.10连续油管焊缝的现场管理

5.10.1连续油管焊缝的标识和定位

管一管对接焊缝表示连续油管管柱上的不均匀性。与原管相比，管一管对接焊缝降低了连续油管 的疲劳寿命并有可能首先被腐蚀【37]。宜准确监测每个环焊缝的载荷历史数据，防止管柱意外失效。 宜对焊缝、焊工或焊机操作工及焊接分包商进行记录。焊缝标识包括但不限于日期、地点、焊接 环境条件、连续油管柱编号、剩余疲劳寿命和WPS、环焊的工艺评定编号。建议借助计算机管理这 些程序文件。 如有可能，作业时管一管对接焊缝宜位于连续油管承受弯曲载荷较少的部位

5.10.2焊接失效调查

焊缝标识将有助于焊缝失效之后的任何调查。任何焊缝失效的原因宜用于修改WPS的数据表单 提升焊工培训和/或资格认证水平，或帮助纠正任何与焊缝失效原因相关的焊接操作。 为维护连续油管持续性的焊接质量、管一管对接接头性能及改进焊接接头作业次数统计，在其作 业一定的周期后，连续油管服务公司应切除连续油管管柱上的所有管一管对接焊缝并用类似方法重新 对焊。重新焊接前，应切除对接焊缝两侧各大约2.13m管段，其中一段包含环焊缝，另一段不包含环 悍缝。为提高对接接头质量和性能，应持续性地监测并记录每一段管段的剩余疲劳寿命与管一管对接 接头疲劳寿命对比结果

5.10.3安全操作注意事项

应充分重视与连续油管焊接操作相关联的所有安全事项。宜参照参考文献【52】中第6章的内容 对连续油管焊接安全进行更详细的讨论。 为达到连续油管焊缝性能和质量，焊工或焊接操作工应有足够的时间来确保施工质量，并确保焊 工或焊机操作工有足够的休息时间且在没有过度压力下进行焊接操作。

5.11酸性服役条件的连续油管焊缝

酸性环境可能会导致管一管对接焊缝的SSC。对于涉及酸性井况作业的连续油管，不建议使用手 工管一管对接焊。轨道TIG和其他自动或半自动焊接工艺可用于除了欠平衡的钻井之外的酸性井况 连续油管的修复焊接，但前提是焊接作业应符合预先评定合格的WPS的要求。

5.12对接焊缝和配件

5.12.1管一管对接焊缝

可提供含有管一管对接焊缝并符合环焊书面WPS要求的连续油管。这些焊缝的弯曲疲劳寿台 明显小于管体本身疲劳寿命。CT70～CT110连续油管的分类，不受其管柱中管一管对接焊终 响。

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通常由于维护不当或缺之保养，连续油管在作业期间会发生腐蚀。与此同时，服役作业中接触并 筒流体、井壁或者处于井筒环境中，也会引起腐蚀。腐蚀会产生有害影响，如降低轴向承载能力、降 低压力完整性（挤毁或爆裂）、降低疲劳寿命，增加了失效的概率。本章描述了钢制连续油管中出现 腐蚀的类型和腐蚀控制措施。

连续油管腐蚀应注意以下几点： a）良好的存储和维护可降低腐蚀危害。这些措施有助于完成作业，并延长管柱寿命。 b）暴露在潮湿环境中，未受保护的连续油管表面会生成氧化铁（锈）。这些腐蚀产物可能会妨碍 注入头夹块和井口BOP的正常运行，并加速连续油管的腐蚀。 c）作业后残留在油管内部的流体可引起内部点蚀。用清管球不可能清除所有的流体。这些残存 的液体在重力作用下回到最低点；聚集的小液池具有很强的腐蚀危害。 d）连续油管存储保护不当会造成腐蚀，尤其是长期存放而不使用时。 e）操作者宜了解作业工况并采取适当措施。若并内有HS，不宜使用高强度的连续油管，或者 宜添加应力一开裂缓蚀剂。 f）宜使用有效的库存管理办法，来确保其随时处于可使用状态并进行定期监测。 g）这些措施宜根据地域和环境调整

6.3连续油管的腐蚀和环境开裂

据统计，碳钢连续油管现场事故中腐蚀损伤和应力腐蚀开裂占主要部分，尤其是与疲劳（如腐蚀 疲劳）、过载（如壁厚变薄）、制造缺陷（如焊缝局部腐蚀）等因素共同作用时。由于腐蚀失效所涉及变 量的复杂性，即使进行了全长的无损检测，在腐蚀环境下系统性下调连续油管的寿命是困难的而且没有 依据的。因此，本节只提供了指导原则和方法，这会降低在腐蚀性环境中钢制连续油管失效的风险。

连续油管的腐蚀损伤类型如下： a）均匀腐蚀： 这表现为连续油管的壁厚均匀减薄。通常在短期（小于30h）作业时不考虑均匀腐蚀，冷加 工和电耦腐蚀可加速壁厚减薄腐蚀。焊缝处的焊缝组织流线会引起均匀腐蚀的加速现象，即沟 魔蚀。 b）电化学腐蚀： 与均匀腐蚀一样，碳钢连续油管在低合金钢部件的井内作业时一般不考虑电化学腐蚀。当低 合金钢连续油管用于含有耐蚀合金部件，如双相不锈钢、镍基合金和钛合金的腐蚀性井时，将有

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6.4腐蚀对连续油管性能的影响

6.4.1腐蚀对材料的腐蚀会造成如下影响，俊

蚀对材料的腐蚀会造成如下影响，例如

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a）由于壁厚减薄和点蚀，降低了连续油管的可用强度。 b）降低了承压完整性一挤毁、爆裂和屈服。 c）腐蚀疲劳降低了服役寿命。 d）由于腐蚀和凹坑能成为与H,S和/或CO2相关的应力腐蚀开裂的起因，从而增加了早期断裂 敏感性。 e）由于冲蚀一腐蚀的增加，降低了在斜井中的服役寿命。 6.4.2外表面的腐蚀和生锈会引起以下不良影响： a）在防喷盒和BOP中密封不良。 b）连续油管表面的恶化削弱了机械完整性，且给随后暴露在并筒或工作液中产生腐蚀提供了 温床。 c）并口控压设备中使用的弹性体可能因粗糙的连续油管表面而受损或降低有效性。 d）堆积的铁锈或垢影响深度测量和连续油管监测。 e）在高压井中、因粗糙的连续油管表面，极大地增加了连续油管通过防喷盒的摩擦力

6.5连续油管作业中的腐蚀性流体

连续油管暴露于湿硫化氢（HS）环境中，其强度和可靠性会大大降低。在于燥的情况下硫化 是没有腐蚀性的，所以在含HS的干燥气井内腐蚀或开裂的风险很低。潮湿时，会形成高腐蚀环境 这会影响连续油管的完整性。一般来说，H2S+Fe+H2O=FeS,+2H+H,O。 释放出的氢原子可进入钢铁基体，并造成与氢相关的损伤，包括氢鼓泡和各种形式的氢裂，包 括HIC，SOHIC，表面微裂纹和SSC。钢铁基体中的氢也可导致脆化，从而降低钢的延展性，促进脆 生断裂，并可能降低连续油管的疲劳寿命。当然，高强度连续油管比低强度连续油管更易受环境开裂 的影响。通过多年的经验和实验室试验表明，在含HS的水溶液中，与连续油管开裂相关的主要环 境变量是水相原位pH值及H,S分压。低pH值（酸性更强）和高HS分压增加了连续油管环境开裂

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的可能性。连续油管在湿H,S环境中开裂可表现为不同的方式，取决于环境的恶劣程度、暴露持续时 间、钢和焊接冶金方法、强度、化学成分、热处理、残余应力、已存在的机械损伤或冷变形和服役主 应力。 建议用户在使用前检查连续油管的酸性服役性能。 在酸性环境中作业，极大降低了连续管的使用寿命，降至约非酸性应用时使用寿命的1/3。 不建议用户对用于酸性作业的连续油管进行现场修复

表面凸起是由于堆积的氢分子引起的，它在表面下形成狭长的孔洞。在腐蚀过程中产生的氢原子 积聚形成氢分子，侵入到钢内。鼓泡和外加应力无关。其敏感性随着钢内非金属夹杂（硫化锰）、带 状组织和分层的增加而增加。这种损伤在低强度连续油管等级（CT70）中是很普遍的，可通过选择 连续油管用钢和/或使用缓蚀剂来进行控制

与鼓泡相似，但HIC只存在于表面下，并沿着贯穿壁厚的方向以阶梯式相连导致连续油管失效。 HIC是造成连续油管轴向（纵向）失效、爆裂和挤毁性能降低的主要原因，且与主应力无关。对于中 强度至高强度连续油管级别（CT80及以上）和含已存在机械损伤或严重冷变形的连续油管，HIC是 很常见的（但不排它的）。通过以下进行控制： 限制连续油管中Mn（<1.2%）、S和C的质量分数； 限制连续油管中偏析带的显微硬度不大于300HV； 使用缓蚀剂来限制对氢的吸收。

6.6.4 SOHIO

SOHIC和HIC相似，HIC裂纹长度较短，SOHIC在穿壁方向上堆叠而非阶梯式，沿主应力和 或残余应力的方向扩展。不同于HIC，含有夹杂物的管柱不需要开裂起始点，而晶界、偏析带和显微 组织的不均匀性可引起SOHIC裂纹。尽管控制HIC的措施对控制SOHIC是有利的，但焊接残余应 力和工作应力也是主要因素，宜保持其总和远小于规定屈服强度的80%

表面微裂纹与SSC一样，由湿HS腐蚀引发的，但仅侵入连续油管管壁约0.13mm深度，且根 部因腐蚀而变弱。表面微裂纹表现为垂直于应用拉伸载荷的浅平行面。 这种类型的开裂受连续油管中残余应力、工作应力及表面冷变形的影响，并出现在连续油管的内 表面和外表面。这种开裂也会沿着连续油管的焊缝有选择性地出现

SSC是与氢相关的开裂中最严重的形式，脆性失效，其主要原因在于主应力或残余应力和湿H,S 腐蚀中的显著氢吸收。 高强度等级的连续油管比低强度等级的连续油管更易受SSC的影响。试验【44]表明焊缝（缝焊、 斜焊，尤其是对焊）比连续油管母材或管体更易受SSC的影响。连续油管暴露于H2S之前经受的应 变循环（LCF）量也是一个因素，但在未超过50%使用率之前不是很重要[33]。另一项研究[30】得出 结论，在规定最小屈服强度的50%～100%之间完成的横向SSC试验结果显示，在循环冷作硬化中， 没有观察到SSC敏感性的增加。

6.8与注入物相关的腐蚀

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连续油管可携带电缆或其他注入物。例如，电缆泵送至连续油管内时，水可能留在连续油管内 部。滞留在电缆或其他注入物旁边的液体可导致管内壁腐蚀。 如果带有注入物的连续油管长期存放时，宜从连续油管中清除注入物。宜用清管球驱除油管内表 面大部分流体，然后钝化油管内表面，并用干燥、温暖的氮气吹干。 在可能情况下，电缆应在与油管进行作业前，重新注入管柱中。常见的做法是在泵入电缆和用氮 气置换后，使用时在管内注人缓蚀剂。

连续油管使用之后，为了利于保存，建议用氮气吹扫管内液体。使用的氮气体积（V）可以 （1）计算。

V一一氮气的体积，单位为立方米（m）； L一一连续油管的长度，单位为米（m）； d一连续油管最大内径，单位为毫米（mm）。 对于吹扫管内液体所需氮气的最小量推荐为连续油管内管柱体积的2倍。此外，用相对湿度计测 量从连续油管内排除的氮气中所含水蒸气的含量，与进人管内的氮气的干燥度进行比较。 氯气吹扫完成后，连续油管的两端应使用封帽或堵头封堵

7.1.2防冻和内部防护

运往寒冷地区的连续油管应用防冻剂进行冲洗。装货后，长时间存储的连续油管应采用适当的 寸管子内表面进行处理，以对其内部进行保护。通过在封隔塞之间密封一部分涂层液，并用氮 风吹，穿过在存储滚筒上的整个管子，这样就能实现对管子内部的防护。

连续油管应涂覆非永久性的外部涂层。经过一段时间或是在转运途中，这些涂层能从管子表面 成蒸发掉。

在连续油管外部包上塑料薄膜和在运输滚筒的外边缘四周增加板条进行包装防护。运输时滚筒应 采用防移动附件进行保护。 需要将运输滚筒吊装到船上或者海上钻并平台上时玻璃钢管标准，保证有起吊装置和滚筒的起吊点是非常必 要的。

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压力表，必要时应补充惰性气体。

7.2连续油管滚简尺寸影响

给排水图纸7.2.1屈服半径（Ry）和滚筒尺寸

在制造、检验、测试、清除缺陷、涂覆和使用的过程中，连续油管管柱会从一个滚筒移到另 筒，在这些过程中还要受到超LCF的影响。当连续油管在滚筒上发生弯曲的时候，它的弯曲会 屈服曲率半径，屈服曲率半径由公式（2）定义。

Ry=(E/S)(D/2)