2.0.3应力腐蚀开裂

在有水和硫化氢存在的情况下，与局部腐蚀的阳极过程 残留的或施加的拉应力相关的一种金属开裂。 注：氯化物和（或）氧化剂及高温能增加金属产生应力腐蚀开裂的敏感性。

水中铁离子的含量，通常用单位体积水中铁离子的质量数 (mg/L) 表示,

continuous injection

项目管理、论文continuous injection

为减缓钢质管道内表面腐蚀而向管道内连续注人缓蚀剂的 操作。

利用清管器把缓蚀剂涂敷在管道内壁形成一层持续实现缓 蚀性能的膜。可采用发送两个清管器，在两个清管器之间注入 段缓蚀剂溶液，清管器夹带缓蚀剂溶液涂敷到整个管道管壁 或发射一个带喷射孔的清管器推动注入的缓蚀剂溶液并涂敷到 整个管道管壁

2.0.7陶瓷聚合物涂层

一种由改性环氧酚醛树脂作为基料，并添加陶瓷纳米颗粒 作为填料或助剂聚合形成的陶瓷膜，具有抗硫化氢腐蚀、二氧

化碳腐蚀和氯离子等介质腐蚀的高固态聚合涂层

缓蚀剂加注有效性 inhibitor availability 注缓蚀剂后介质中的缓蚀剂浓度不低于其最低有效浓度 与被保护管道使用寿命之比。

2.0.8缓蚀剂加注有效性

加注缓蚀剂后介质中的缓蚀剂浓度不低于其最低有效 的时间与被保护管道使用寿命之比，

3集输系统内腐蚀控制设计

3.1.1设计前应搜集或测定输送介质中硫化氢、二氧化碳、氯 化物、含水量及其组分、元素硫、挥发性有机酸等腐蚀性组分 的含量，以及介质pH值、压力、温度等工艺参数。 3.1.2高含硫化氢气田集输系统应避免硫化物应力开裂和应力 腐蚀开裂，应控制腐蚀减薄、点蚀、冲蚀、氢鼓泡、氢致开裂。 3.1.3腐蚀控制设计应遵循以下原则： 1应对脱水、清管次数、缓蚀剂应用、耐蚀合金复合材料 或综合使用这些措施的方案进行技术经济评价，并可结合风险 评价结果，确定内腐蚀控制方案。 2腐蚀控制设计应满足管道在服役期内安全运行的要求。 3.1.4材料选择应符合以下要求： 1除常规设计要求外，应综合考虑材料的化学、物理、冶 金特性及其对高含硫化氢环境的腐蚀敏感性。 2金属材料的选择应符合国家现行标准《天然气地面设 施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》SY/T 0599或《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材 料》GB/T20972的有关规定。 3应选用经实验室评价合格或具备相应成功使用经验的 非金属材料。非金属材料实验室评定应符合现行国家标准《石 油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非金属材 料第1部分：热塑性塑料》GB/T34903.1和《石油、石化与 天然气工业与油气开采相关介质接触的非金属材料第2部 分：弹性体》GB/T34903.2的有关规定。

4对新选用的材料或已有成功应用经验但将在更加恶劣的 高含硫化氢环境中使用的材料，应对材料进行模拟现场环境的 耐蚀性评价。

3.2湿气输送管道设计

3.2.1高含硫化氢天然气湿气管输流速宜控制在3m/ 的范围内。

3.2.2湿气输送的集输系统应分析各种操作工况下段寒流白

3.2.3输送管道采用碳钢或低合金钢材料时，应采用缓蚀齐

3.2.5腐蚀裕量应根据腐蚀速率和设计寿命综合分析确定对

输送高含硫化氢天然气的管道和容器，可增加腐蚀裕量，碳钢 和低合金钢集气管道腐蚀裕量不宜低于3mm，管件腐蚀裕量应 与所连的管道保持一致，碳钢和低合金钢设备腐蚀裕量不宜低 于4mm。

3.2.6加注缓蚀剂应符合下列要

缓蚀剂选用应对以下因素进行评估： 1）腐蚀类型及起因。 2）缓蚀剂的缓蚀效率，当有元素硫存在时，缓蚀剂评 价应包括元素硫的影响。 3）与管输介质及水合物抑制剂和溶硫剂等添加剂的配 伍性。 4）管道流体流速变化的影响。 5）形成固体沉淀物的可能性。 6）形成稳定乳化的可能性。 7）储存、运输、使用和注入的工艺性能。 8）缓蚀剂对下游工艺可能造成的有害影响

9）费用、效果。 2涂膜用缓蚀剂宜选用油溶性缓蚀剂或油溶水分散型缓 蚀剂。 3用于加注的缓蚀剂应易于达到管壁表面，宜选用水溶性 缓蚀剂或分散型缓蚀剂（油溶水分散型缓蚀剂或水溶油分散型 缓蚀剂）。 4缓蚀剂的实验室评价宜按现行行业标准《酸性油气田用 缓蚀剂性能实验室评价方法》SY/T7025执行，缓蚀剂加注应 按现行行业标准《油气集输管道缓蚀剂涂膜及连续加注技术规 范》SY/T7408执行。 5在高含硫化氢湿气采、集气系统应设置缓蚀剂加注系 统。缓蚀剂的注入位置宜设置在井口和井口分离器后的采、集 气管道的起点。 6缓蚀剂可采用连续加注方式或连续加注与缓蚀剂涂膜处 理相结合的方式。对于管径不小于DN100的采、集气管道，宜 采用连续加注与缓蚀剂涂膜处理相结合的方式。 3.2.7对集气支、干线应设置清管设施，应满足管线缓蚀剂涂 膜处理加注工艺的要求，且清管设施的结构形式宜满足管道智 能检测的要求。

3.2.8应采取下列措施避免元素矿

1在原料气进入集输站场分离器前，以及吸附法脱水装置 的再生气冷却器前等预计可能形成元素硫的地方，应使用硫溶 剂，尽可能地避免元素硫的沉积使局部腐蚀加剧。 2设计应减少设置盲法兰、接头等构成的管道盲端或非流 动段。有盲端或非流动段应设置吹扫或排放装置定期排放积聚 的元素硫。 3经评估有元素硫沉积风险时，应预设溶硫剂加注口。

3.2.9应采取以下措施隔绝空气：

1设计时应避免在管输过程中空气进人管道的结构。 2气田含硫化氢污水应进行密闭收集、输送并集中处理

3.2.10经汽提或闪蒸处理的含硫化氢气田水输送管道，可

3.2.10经汽提或闪蒸处理的含硫化氢气田水输送管道，可采用 非金属管材、非金属复合管材或耐蚀合金复合管材，

满蚀监测和检测装置应符合下列要

1注入缓蚀剂的管道，应在缓蚀剂加注的下游设置腐蚀 监测装置，监测评价其缓蚀效果。腐蚀监测装置的选择及使用、 离蚀监测点位置的选择等应符合现行行业标准《高含硫化氢 气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY/T6970的有关 规定。 2在单井站分离器前的采气管道上和分离器排污钢管上应 选择具有代表性的腐蚀位置设置腐蚀监测装置，在高压采气管 道上宜采用固定式全周向腐蚀监测装置、在线超声波壁厚监测， 氢渗透等非插入式的监测装置。 3在较长距离集气管线的低洼地段、凝析水易聚集的部位 可设置固定式全周向腐蚀监测装置、在线超声波壁厚监测、氢 渗透等非插入式的监测装置。 4管道内腐蚀检测点宜设置在紧邻截流阀后的管段、弯 头、三通和处于低洼地段的管道上，容器的内腐蚀检测点宜设 置在进出气口四周、气液交界面、积液包等位置。 5如果一个管段同时设有检测段和腐蚀监测装置，腐蚀监 测装置所在管道的水力状态应与主管道一致，并能随时切断或 开通。

3.3于气输送管道设计

3.3.1高含硫化氢天然气干气输送管道材料宜选用抗HIC和 SSC的碳钢和低合金钢材料，且应符合国家现行标准《天然气 地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》 SY/T0599或《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境 的材料》GB/T20972的有关规定，腐蚀裕量宜取1mm。 3.3.2在脱水装置后应设置水露点连续监测装置，脱水后的天 然气水露点应比管道气体输送最低温度低5℃。 3.3.3在管道起始端可预设缓蚀剂加注点。 3.3.4在干气输送管线上应设置清管设施，其结构形式应满足 管道智能检测的要求。

3.4矿场天然气脱水装置的内腐蚀控制

3.4.1采用甘醇吸收法脱水，当富甘醇溶液系统采用碳钢或低 合金钢材料时，应控制溶液的pH值或加注缓蚀剂，也可采用耐 蚀合金材料。再生塔和塔顶管线存在冷凝液的区域，可采用耐 蚀合金材料。 3.4.2吸附法脱水所用的容器和再生气管线可采用耐蚀合金复 合材料或耐蚀合金材料。 3.4.3应在脱水装置中的管道和容器易发生腐蚀的位置设置明 显的记号标识，便于腐蚀检测。 3.4.4应避免氧气串入脱水系统。甘醇储罐的上部空间应用微 正压干燥的天然气或氮气密封。 3.4.5对脱水装置中存在腐蚀的管道和容器，可适当增加腐蚀 裕量

3.4.1采用甘醇吸收法脱水，当富甘醇溶液系统采用碳钢或低 合金钢材料时，应控制溶液的pH值或加注缓蚀剂，也可采用耐 蚀合金材料。再生塔和塔顶管线存在冷凝液的区域，可采用耐 蚀合金材料。

3.4.2吸附法脱水所用的容器和再生气管线可采用耐蚀合金

3.4.5对脱水装置中存在腐蚀的管道和容器，可适当增加腐蚀 裕量。

3.4.5对脱水装置中存在腐蚀的管道和容器，可适当增加屑

4.1.1应执行在设计中确定的腐蚀控制方法和内腐蚀控制技术， 内腐蚀控制技术应按附录A的规定执行。 4.1.2应定期检查缓蚀剂加注装置和缓蚀剂的保护效果，缓蚀 剂加注有效性应大于或等于95%，并根据检查结果优化缓蚀剂 加注工艺或重新选择缓蚀剂。 4.1.3设置有清管设施的管段应定期进行清管，宜记录清管时 从管道中排出的液体和固体量并进行腐蚀性分析。 4.1.4管道投产前，可采用缓蚀剂涂膜处理对管道内壁进行预 膜处理。缓蚀剂涂膜宜采用带喷射孔形式的清管器。 4.1.5采气、集气管线投运后，在清管作业时，应在清管后24h 内推入缓蚀剂进行涂膜处理，缓蚀剂应均匀分布在管壁上。 4.1.6对采用脱水工艺的管线系统，应进行水露点监测和控制。 气输送管道在投产运行前应对管道进行干燥，清除管道中的 存留水。 4.1.7应定期记录运行数据和腐蚀监测数据，腐蚀控制记录应 按附录B的要求执行，应对记录的运行数据和腐蚀监测数据进

按附录B的要求执行，应对记录的运行数据和腐蚀监测数据进 行检查和分析，评价腐蚀控制措施的效果

4.2腐蚀检测和腐蚀调查

4.2.1 应定期进行腐蚀检测和腐蚀调查。 4.2.2应定期对管道和容器进行壁厚检测，测量应具有连续性 和可比性。

4.2.1应定期进行腐蚀检测和腐蚀调查。

3设置了智能清管设施的管段宜定期进行智能清管，获取

4.2.3设置了智能清管设施的管段宜定期进行智能清管

4.2.4应对管输气体进行组分分析，应对清管、排污时从管线 和容器中放出的液体和固体进行组分分析，应对介质的腐蚀性 及管道和容器的腐蚀程度进行详细评估。 4.2.5腐蚀检测和腐蚀调查的周期根据内壁腐蚀状况和腐蚀速 率的变化来确定。

4.2.5腐蚀检测和腐蚀调查的周期根据内壁腐蚀状况和腐蚀速 率的变化来确定。

4.3.1腐蚀检测和腐蚀调查发现某处发生的腐蚀超过预计的腐 蚀程度时，应进行整体腐蚀评估

腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价》SY/T0087.2的 有关规定，容器内腐蚀评估应符合现行行业标准《钢质管道及 储罐腐蚀评价标准钢质储罐腐蚀直接评价》SY/T0087.3的有 关规定，

4.3.3腐蚀评估应根据本规范第5章的评价指标，重新评价管

4.3.3腐蚀评估应根据本规范第5章的评价指标，重亲

4.4元素硫沉积时采取的措施

4.4.1当发现管道中有元素硫沉积时，应提高清管频次或采用 其他针对性的措施。确认元素硫沉积持续增加时，可通过连续 注入溶硫剂或溶硫剂浸泡解堵。 4.4.2阀门、过滤网或管道内等出现元素硫堵塞，可采用机械 解堵或化学溶硫剂浸泡解堵。 4.4.3使用溶硫剂前，应充分评估该溶硫剂与系统的配伍性， 尤其是产出液体、加注的其他化学试剂、非金属材料

4.5停产阶段的内腐蚀控制

4.5.1采用加注缓蚀剂保护的管道停产之前，宜增加缓

4.5.1采用加注缓蚀剂保护的管道停产之前，宜增加缓蚀剂加

停产阶段应避免氧、微生物进入管道内部。 停产时间较长时，宜启动吹扫设施注入惰性气体或净化 术气，并有效封堵管道两端。

天然气，并有效封堵管道两端。

5.0.1在线腐蚀监测技术要求应按现行行业标准《高含硫化氢 气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY/T6970的规定 执行。

.0.2取样和化学分析应符合下列

1应定期对管输介质中的铁离子数、锰离子数、pH值、 腐蚀组分及其含量进行分析，根据需要可进行腐蚀性能试验。 2当输送介质中含有大量水和硫化铁时，应采用多个不同 样品的平均值评价系统的保护效果，同时应在开采初期测量介 质输送系统中的铁离子含量，并应定期、连续地测定铁离子数。 5.0.3应测定过滤器和捕集器中清除出来的腐蚀产物的体积和 质量，并进行化学分析和拍照。 5.0.4大口径管道宜采用智能清管等检测仪定期对管道进行检 测，小口径管道宜采用ICDA等方法进行内腐蚀控制效果评价， 站场内管道宜采用超声波C扫描、超声导波等方法进行检测。 5.0.5对于在线电子腐蚀监测系统，应按现行行业标准《高含 硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY/T6970 采样进行腐蚀数据分析。 5.0.6对于失重腐蚀挂片，在监测系统开始运行初期，宜每隔2 周回收一次失重挂片，在监测数据稳定后，宜每隔3～6个月 回收一次失重腐蚀挂片，并安装新的失重腐蚀挂片。现场取回 的失重腐蚀挂片的清洗、干燥、称重应按现行行业标准《酸性 油气田用缓蚀剂性能实验室评价方法》SY/T7025进行，并计 算平均腐蚀速率。对于点蚀的评价应按现行国家标准《金属和 合金的腐蚀点蚀评定方法》GB/T18590的要求执行。

周回收一次失重挂片，在监测数据稳定后，宜每隔3～6个月 回收一次失重腐蚀挂片，并安装新的失重腐蚀挂片。现场取回 的失重腐蚀挂片的清洗、干燥、称重应按现行行业标准《酸性 油气田用缓蚀剂性能实验室评价方法》SY/T7025进行，并计 算平均腐蚀速率。对于点蚀的评价应按现行国家标准《金属和 合金的腐蚀点蚀评定方法》GB/T18590的要求执行。

5.0.8 取样化学分析和腐蚀控制效果评定周期不宜超过6个月。 5.0.9 应对获得的各项数据进行综合分析，评价腐蚀控制效果。 5.0.10当腐蚀挂片的测试结果和腐蚀监测/检测测试结果显示 管道的腐蚀速率超过设计要求，或平均腐蚀速率超过0.1mm/年 或出现点蚀时，应采取调整缓蚀剂加注方案或重新选择缓蚀剂 等腐蚀控制措施。

5.0.11当发现清管排放出的腐蚀产物增多，铁离子数明显增加 时，应分析腐蚀产物的来源，并应调整腐蚀控制措施。

5.0.11当发现清管排放出的腐蚀产物增多，铁离子数明

水，应控制露点防止输送过程中水的析出。 .1.2添加的缓蚀剂应符合下列要求： 1应在实验室对缓蚀剂的缓蚀率等性能进行评价，在实验 评价的基础上，现场应对缓蚀剂的缓蚀率进行评价，并应根 居腐蚀监测的结果调整缓蚀剂的加注量和加注周期。 2应根据连续加注和涂膜处理加注缓蚀剂的工艺特点选择 同类型的缓蚀剂。 3应根据下列因素选择集输管道用缓蚀剂： 1）影响腐蚀性能的因素： a）缓蚀率或抑制后的腐蚀速率； b）溶解性； c）产出液中有油时的油水分配， d）优选出的加注浓度（根据抑制后的腐蚀速率、缓 蚀剂浓度、缓蚀剂费用）。 2）缓蚀剂的配伍性： a）与产出流体： b）与加注的其他化学品； c）与下游工艺； d）与加注和集输系统的所有材料（弹性体、非金属 内衬、密封件等）； e）与使用环境。 3）全寿命周期的费用。

2000mg/kg。 7）配伍性：加入的缓蚀剂应与系统内加入的其他化学 剂不影响相互的性能，不应影响与其接触的非金属 材料的性能，不应影响下游工艺。 8）热稳定性：加有缓蚀剂的试验溶液在最高使用温度 下密闭保持4d，缓蚀性能应满足本规范A.1.2中第5 款的要求。 9）闪点（闭口）：大于28℃（有特殊使用要求或需考虑 危险化学品运输、储存、使用限制时应提高到61℃ 以上）。 10）倾点：应比最低环境温度低5℃～10℃。 6缓蚀剂涂膜处理时，应能使缓蚀剂流经整个管道时与管 有一定的接触时间，加注的周期由输送介质流经整个管道或 寄器后所保持缓蚀剂的效力而定

容器后所保持缓蚀剂的效力而定。 A.1.3清管应符合下列要求： 1清管周期应保证污物在对管道内部产生腐蚀危害之前被 清除。 2定期观察被清除污物的类型和数量，为评估清管的效 果、调整清管周期提供依据。 A.1.4内涂层、衬里和耐蚀合金材料应符合下列要求： 1内涂层应具有长期抗输送介质、污物、硫化氢/二氧化 碳等腐蚀性杂质、缓蚀剂等浸蚀的能力。 2耐蚀合金复合或衬里产品应在工厂进行化学成分、结 合强度、抗腐蚀性能等检验。耐腐蚀合金复合钢管的技术要求 参见现行行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管》SY/I 6623，并应满足高含硫化氢气田的特殊腐蚀试验要求。

A.1.3清管应符合下列要求

1清管周期应保证污物在对管道内部产生腐蚀危害之前被 清除。 2定期观察被清除污物的类型和数量，为评估清管的效 果、调整清管周期提供依据。 A.1.4内涂层、衬里和耐蚀合金材料应符合下列要求： 1内涂层应具有长期抗输送介质、污物、硫化氢/二氧化 碳等腐蚀性杂质缓蚀剂等浸蚀的能力

A.2.1应联合使用多种监测方法来确定腐蚀的严重性，监测取 样周期应根据腐蚀速率和监测介质的改变来确定。

A.2.2目视检查：当管道停产检修时，应进行检查，确定如下 内容： 1观察腐蚀破坏的形态，鉴别腐蚀类型。 2观测腐蚀沿管道内表面圆周向和轴向的分布情况， 3测量单位面积的腐蚀坑数和坑深，测量壁厚即被腐蚀最 深部位的壁厚，计算年腐蚀率。 4石 确定被腐蚀管段的坡度与坡向，及与其相连管道的相对 位置。 5石 确定沉积物及沉积物下的腐蚀。 6对主要的腐蚀部位进行拍照。 A.2.3采用超声波或漏磁智能清管器能够检测记录管道内壁的 窝蚀状况，用于确定腐蚀速率。 A.2.4超声波C扫描可用作管道或容器体积型腐蚀缺陷的定 期、定点检测。 A.2.5测试短节是一段两端有法兰的短管，安装在主管线或旁 通上，可直观地得到有关管线系统的腐蚀性的信息。测试短节 长度一般为0.3m～1m。可定期拆卸下来进行内部检测。测试 短节的材质应与主管线的材质一致。 A.2.6采用在线超声波壁厚监测对一般腐蚀监测方法无法安装 的弯头和焊缝进行监测，测量均匀腐蚀、局部腐蚀。 A.2.7用来确定管输介质中的铁离子数、pH值、腐蚀产物组分 及其含量或（和）进行腐蚀性评价试验。取样和化学分析应满 足如下要求： 1提取的试样应具有代表性，能反映管输介质的真实情 况，腐蚀产物的采集应按现行行业标准《腐蚀产物的采集与鉴 定技术规范》SY/T0546进行操作。 2对管输介质中易沉积的物质，如元素硫也应定期分析。 A.2.8腐蚀挂片和探针用于确定腐蚀速率和腐蚀类型，并应符 合下列要求： 1每个监测点的设置位置应在流程图中标识出来。

2腐蚀监测点的上游若有弯头、减压器、阀门、孔板、金 寓热电偶等装置，腐蚀监测点宜设置在距离这些装置3倍管径 以外的位置。 3挂片和探针材质应与管道材质相同或相近。 4管输介质中含有易在探针上沉积的不溶性物质（如硫化 铁沉积物）时，应定期将探针取出进行清洗

所有管线或容器的腐蚀破环应进行彻底地调查、记录，并 应结合其他检测或监测结果进行分析

B.1腐蚀控制系统的基础资料记录

B.1.1管输介质中腐蚀性物质的含量。 B.1.2管道和容器的直径、壁厚、压力等级、流速、材质、内 涂层及类型。 B.1.3选用的腐蚀控制措施，如采用脱水、缓蚀剂、内涂（衬） 层和监测装置等。

B.2.1 所用缓蚀剂的名称、牌号、加注浓度和用量。 B.2.2 缓蚀剂的加注方式和加注周期， B.2.3缓蚀剂的残余浓度、铁离子含量

B.2缓蚀剂管理的记录

B.3管道清管作业的记录

B.3.1清管日期、清管器类型。 B.3.2清管过程中清出的水和固体物的数量、化学成分分析。 B.3.3清出的腐蚀产物照片。

B.4.1管道和容器进行目视检查的日期和部位，以及目视检查 的结果。 B.4.2腐蚀探针、腐蚀挂片、内腐蚀检测工具及其他检测方法 如取样、化学分析的运行情况。 B.4.3腐蚀探针、腐蚀挂片以及其他检测方法的检查结果和分 析结果。

B.4.1管道和容器进行目视检查的日期和部位，以及目视检查 的结果。 B.4.2腐蚀探针、腐蚀挂片、内腐蚀检测工具及其他检测方法 如取样、化学分析的运行情况。 B.4.3腐蚀探针、腐蚀挂片以及其他检测方法的检查结果和分 析结果。

B.5.1失效的时间、地点。 B.5.2失效的原因分析结果。 B.5.3失效的处理

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得” 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示允许有选择，在一定条件下可以这样做的用词 采用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为： “应符合…………·的规定”或“应按…·……·执行”。

《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711一 2017 《金属和合金的腐蚀点蚀评定方法》GB/T18590 《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料》 GB/T20972 《石油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非 金属材料第1部分：热塑性塑料》GB/T34903.1 《石油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非 金属材料第2部分：弹性体》GB/T34903.2 《钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接 评价》SY/T0087.2 《钢质管道及储罐腐蚀评价标准钢质储罐腐蚀直接评价》 SY/T0087.3 《钢质储罐液体涂料内防腐层技术标准》SY/T0319 《腐蚀产物的采集与鉴定技术规范》SY/T0546 《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材 料技术规范》SY/T0599 《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管》SY/T6623 《高含硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》 SY/T6970 《酸性油气田用缓蚀剂性能实验室评价方法》SY/T7025 《酸性环境下材料评价方法第2部分：设备内防腐涂层试 验评价方法》SY/T7406.2 《油气集输管道缓蚀剂涂膜及连续加注技术规范》SY/T7408

民共和国石油天然气行业

高含硫化氢气田集输系统

SY/T 06112018

3集输系统内腐蚀控制设计

3.1一般规定 29 3.2湿气输送管道设计 29 .· 3.3干气输送管道设计·： 32 3.4矿场天然气脱水装置的内腐蚀控制·…. 32 系统运行的腐蚀控制 33 4.1 腐蚀控制技术 33 4.2 腐蚀检测和腐蚀调查 33 4.3内腐蚀评估 33 4.4 元素硫沉积时采取的措施 33 4.5停产阶段的内腐蚀控制 34 腐蚀控制效果的评定 35 附录A内腐蚀控制技术， 36 附录B 腐蚀控制记录 37

1.0.1本规范适用范围包括高含硫化氢天然气采集气管道、气 田水管道和容器，因此本次修订时将“高含硫化氢气田集输管 道系统”修改为“高含硫化氢气田集输系统”。 1.0.2川渝地区自20世纪60年代以来，以川东卧龙河气田、 川西北中坝气田、川中磨溪气田为代表的HS含量为5%及其 以下的含硫气田开发技术已较为成熟可靠，并已安全平稳运行 多年。根据国内高含硫化氢气田开发技术现状与实际生产情况， 本规范的适用范围确定为天然气中H2S含量大于或等于5%（体 积分数）

2.0.6“涂膜”术语在SY/T06112008版的基础上，根据目前 国内外内部集输管道缓蚀剂涂膜通用做法，对其定义进行了修 改完善。 2.0.7“陶瓷聚合物涂层”术语为新增。根据国内外工程经验 陶瓷聚合物涂层在高含硫化氢气田已有成功应用经验，本次修 订新增了容器用陶瓷聚合物涂层的相关要求。 2.0.8“缓蚀剂加注有效性”术语为新增，其目的是为确保缓蚀 剂的保护效果。缓蚀剂的有效性不同于缓蚀效率，是指按规定 加注缓蚀剂后介质中的浓度不低于其最低加注浓度的时间与被 保护管道系统使用寿命之比。对高腐蚀性油气田，高缓蚀剂加 注有效性对内腐蚀控制尤为重要。

蝶阀标准3集输系统内腐蚀控制设计

3.1.1设计时，可根据提供的各种腐蚀性组分的含量以及对应 的工艺参数进行腐蚀风险评估，为最终确定内腐蚀控制方案提 供依据，

3.1.2材料出现硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂时一般发生时 间短，失效后损失大，应从材质本身避免这两种破坏形式。腐 蚀减薄、点蚀、冲蚀等腐蚀风险可通过工艺措施减缓其发生。 允许氢鼓泡和氢致开裂出现，但其应满足高含硫化氢环境下相 应的验收指标。

标准《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属 材料技术规范》SY/T0599或《石油天然气工业油气开采中 用于含硫化氢环境的材料》GB/T20972进行选择，以满足材料 在酸性环境中使用的抗开裂性能要求，同时设计应考虑采取腐 蚀控制措施来降低金属材料在高含硫化氢环境中的电化学失重 腐蚀。 非金属材料应由实验室按相关标准评价合格或该材料已具 备相应成功使用经验后方可使用。

3.2湿气输送管道设计

3.2.1气液两相混输管路的流动状态极为复杂，气体在管内的 流动速度除应考虑能带走管内的液体外，还应考虑流速过高对 管壁缓蚀剂保护膜的冲蚀破坏。 对于采用缓蚀剂的系统，由于缓蚀剂膜的保护作用，流速

3.2.6为合理选用缓蚀剂，结合缓蚀剂实际应用情况，

缓蚀剂加注的方法一般为间歇加注或连续加注，或者这两 种方法联合使用。当高含硫化氢气田产出水中氯离子浓度较高 时，建议采用缓蚀剂连续加注和涂膜处理联合使用。 对于设有气液分离器的井站，由于经过分离器后缓蚀剂随 液相分离建筑安全管理，损失较多，因此考虑在井口分离器后的出站采、集 气管道上设置缓蚀剂加注点以保护下游管道。 缓蚀剂涂膜前应清管，去除积液和杂质，有利于缓蚀剂有 管壁的附着，并应在清管24h内涂膜，避免再次积液加重腐蚀。 缓蚀剂的注入位置、加注量（加注周期）、加注方式应使与 输送介质接触的管道能得到充分的保护。

高，在输送过程中因压力、温度的剧烈变化，可能会有元素硫 析出并沉积在管道内，造成堵塞并加剧腐蚀。通过调研和分析， 在井口高压调节阀后、气液分离气排污管线以及分子筛脱水装 置中再生冷却气后易形成硫堵塞，在工艺设计时应考虑溶硫剂 的注人系统。