5.3.1存在易引发腐蚀的沉积物的管道，宜采用清管措施，清除沉积物。 5.3.2应根据沉积物、细菌等对管道的腐蚀情况确定合理的清管周期。 5.3.3清管措施宜与添加缓蚀剂和脱水等其他腐蚀控制措施结合使用；清管时，应避免对内涂层产生 不利影响

1对输送含有砂粒的油气管道，宜在前端设置除砂器， 对于输送含有砂粒的液态介质管道，宜控制液体流速 3 易发生冲刷腐蚀的管段和管件，宜采用以下一种或多种控制冲刷腐蚀的措施： a）长半径的弯头、盲三通等管件； b）抗冲刷腐蚀金属材料； c）涂覆抗冲刷涂层

6.1.1材料选择应依据工艺设计要求、介质的腐蚀性及腐蚀控制措施，通过技术经济比选确定。

6.1.1材料选择应依据工艺设计要求、介质的腐蚀性及腐蚀控制措施行业分类标准，通过技术经济比选确定。 6.1.2用于含硫化氢酸性环境的金属材料的选择应符合GB/T20972或SY/T0599的规定。 6.1.3在腐蚀环境中选用碳钢及低合金钢材料时宜设计腐蚀裕量，腐蚀裕量宜根据腐蚀预测速率、预 期使用年限和其他腐蚀控制措施综合确定；耐蚀合金材料用于具有均匀腐蚀倾向环境时，宜设计腐蚀 裕量。

6.1.4在有氧连续水相及海水系统中异种金属接触时，宜采用以下方法防止电偶腐蚀：

b）法兰密封面涂敷涂层或堆焊耐蚀合金； c）绝缘管段的耐蚀合金材料侧涂覆涂层。 6.1.5油水输送管道可选用玻璃纤维增强热固塑料管、聚乙烯塑料管、聚氯乙烯塑料管、聚丙烯塑料管 等非金属材质管道控制腐蚀

输和处理系统选材宜按表2进行选择，产出水系纟

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表2油气管道及连接件材料选择

表3产出水系统材料选择

6.2.2含硫化氢酸性环境用密封件不宜选用铜和铝合金。

6.3.1脱氧处理后海水系统材料选择宜符合表4的要求

表4脱氧处理后海水系统

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6.3.2未处理和经过氯化处理后海水系统及苦威水系统材料选择宜符合表5的要求

表5未处理和经过氯化处理后海水系统

表6氯化海水输送系统材料的缝隙腐蚀温度限制

6.3.4耐蚀合金材料管道及配件的连接不宜使用螺纹连接方式 6.3.5金属海水管道系统中不应使用含石墨的垫片

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7.1.1缓蚀剂、条菌剂、除氧剂、阻垢剂等用于腐蚀控制的化学药剂应根据工况条件和介质腐蚀性 选用。 7.1.2化学药剂的类型、加注量应通过筛选、实验室评价、现场验证等方式确定。 7.1.3化学药剂加注前,应进行系统内加注的各种药剂间的配伍性评价

7.2.1缓蚀剂应根据以下因素选择

腐蚀类型及腐蚀因素； b 与管输介质及其他化学药剂的配伍性； 缓蚀剂的缓蚀性能、理化性能及使用条件； d 储存、运输、使用和加注的可操作性； e 对后续工艺的影响。 7.2.2油气管道缓蚀剂的性能评价宜符合SY/T7025的规定，采出水用缓蚀剂的性能评价宜符合 SY/T5273的规定， 7.2.3油气管道缓蚀剂的加注方式及技术要求应符合SY/T7408的规定。 7.2.4缓蚀剂加注装置的材质应适应连续与缓蚀剂接触的工作条件，宜使用碳钢或不锈钢材质，小口 经的管道宜采用不锈钢材质；当添加胺类、氨基化合物、亚硝酸盐类等氮基缓蚀剂时，不应使用铜和铜基 合金材质；缓蚀剂加注装置的非金属密封件及填料应与缓蚀剂组分具有相容性。 7.2.5应根据腐蚀监测和检测结果，评价缓蚀剂的保护效果

7.3.1存在细菌腐蚀的油水管道和天然气管道宜进行杀菌剂处理。 7.3.2应根据管道运行工况、介质中细菌腐蚀、腐蚀监测和检测等综合分析结果，确定杀菌剂加注位 置、加注量、加注周期。 7.3.3杀菌剂的加注宜采用间款式加注或连续加注方式， 7.3.4杀菌剂使用前，应进行溶解性、配伍性、腐蚀性和抑菌性评价，技术要求宜符合SY/T5757的 规定。

7.3.1存在细菌腐蚀的油水管道和天然气管道宜进行杀菌剂处理。 7.3.2应根据管道运行工况、介质中细菌腐蚀、腐蚀监测和检测等综合分析结果，确定杀菌剂加注位 置、加注量、加注周期。 7.3.3杀菌剂的加注宜采用间款式加注或连续加注方式， 7.3.4杀菌剂使用前，应进行溶解性、配伍性、腐蚀性和抑菌性评价，技术要求宜符合SY/T5757的 规定。

7.4阻垢剂及其他药剂

7.4.1输送管道内出现结垢并存在垢下腐蚀风险时，应根据管道类型、工况条件、垢的类型、成垢机理、 输送介质腐蚀性确定投加阻垢剂或缓蚀阻垢剂或除垢剂。 7.4.2阻垢剂的性能评定宜符合SY/T5673的规定， 7.4.3阻垢剂的加注位置、加注工艺应通过现场试验确定，没有试验条件的情况下，可按相似工况工程 运行经验确定

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8.1.1内涂层应根据以下因素进行选择

管输介质的腐蚀性： b）污物、杂质、添加剂等的侵蚀性； c）与管壁的粘接力、韧性和延展性； d）对管输介质的影响。 8.1.2应按输送介质的腐蚀程度确定内涂层种类、结构及厚度。 8.1.3内涂层管宜在工厂预制。内涂层采用液体环氧涂料时，材料性能、施工涂敷及质量检测应符合 SY/T0457的规定。内涂层采用环氧粉末涂料时，材料性能、施工涂敷及质量检测应符合SY/T0442 的规定。 8.1.4内涂层采用施工现场整体挤涂工艺时，应符合SY/T4076的规定。 8.1.5当管输温度高于80℃时，应选择耐高温型涂料品种，长期使用温度应结合现场工况通过试验 确定。 8.1.6高于12MPa的高压输送管道内防腐涂层应进行模拟工况耐高压试验，试验后涂层渗透性、附着 力应满足工况使用要求。

8.2内衬耐蚀合金材料

3.2.1耐蚀合金复合管包括内覆或衬里两种形式，站场工艺管道宜采用内覆复合管，线路管道宜采用 对里复合管或内覆复合管；管件、开孔管道、弯管、切割用管道宜采用内覆复合管 8.2.2耐腐蚀合金复合管应在工厂进行化学成分、结合强度、抗腐蚀性能等检验，复合管技术要求应符 合SY/T6623的规定。 8.2.3酸性环境中使用的耐腐蚀合金复合管技术要求应符合SY/T0599的规定

8.3.1管道内防腐非金属内衬材料类型可选用聚乙烯、聚丙烯、尼龙、芳纶、复合材料、水泥砂浆、塘玻 璃等。 8.3.2水泥砂浆内衬使用温度不宜超过60℃，技术性能及涂覆工艺应符合SY/T0321和SY/T4074 的规定。 8.3.3玻璃纤维增强聚合物内衬管道技术性能要求应符合SY/T6856的规定。 8.3.4长期使用温度不超过75℃的聚乙烯内衬管，技术要求应符合SY/T7415的规定；长期使用温度 高于75℃的超高分子量聚乙烯，维卡软化点（A50）应不低于130℃，熔体质量流动速率（190℃、 21.6kg)应小于0.1g/10min，其他性能应符合HG/T4375的规定，超高分子量聚乙烯长期使用温度不 宜高于95℃。 8.3.5管道现场内穿聚乙烯内衬的技术要求应符合SY/T4110的规定。 8.3.6油田集输及注水管道用塘玻璃内衬不应用于长期使用温度超过300℃的输送管道，内衬厚度不 应小于0.5mm，不宜用于螺旋焊缝管的涂覆，塘玻璃内衬理化性能指标参见附录A

.1内涂层和及非金属内衬防腐管连接时，应进行内补口或采取其他方式满足接头处内防腐层的 性要求。

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3.4.2补口方式包括喷焊、堆焊、内衬接头、活接头、承捕、采用目动补口机补口等方式，应根据管道规 格、类型、输送压力、组对及机械强度要求、管体内防腐层、补口位置、施工环境等选择， 8.4.3现场内涂层补口施工时，应对选定的补口材料和施工方式进行工艺评定，编制相应的内涂层补 施工方案和质量控制措施，内涂层补口处的质量不应低于管体内涂层。 8.4.4内防腐层为液体/固体涂料涂层的小口径管道、金口宜采用管端耐蚀合金堆焊和内衬接头补口 方式；堆焊材料应根据介质腐蚀性选择，宜选用316L、双相不锈钢、镍基合金等；内衬接头宜选用防腐 钢短接、玻璃钢、聚四氟乙烯等材料

9.1腐蚀控制管理计划

9.1.1管道易发生内腐蚀时，宜编制内腐

a） 管道概况； b） 腐蚀控制目标及指标； ） 内部腐蚀及相关参数测量与分析； d） 腐蚀机理及腐蚀特征； e） 腐蚀风险评估； f） 内腐蚀控制措施现状和计划； g） 腐蚀控制工程施工质量及设计修改； h） 检测/监测计划； i） 腐蚀控制效果的评定及对策； ） 反馈和持续改进； k） 数据记录与存储。 1.3 内腐蚀控制管理计划采用的措施、对策和方法应基于与管道内相关的腐蚀机理和操作条件、流 本成分、物理监测和（或）检查结果或其他影响因素确定，检测/监测计划应包括检测/监测及取样的位置 和频率。 9.1.4内腐蚀控制管理计划宜结合完整性管理要求编制

9.2.1在管道腐蚀比较严重的位置宜设置腐蚀监测点，腐蚀监测点的位置应具有代表性 9.2.2加注缓蚀剂的管道应设置腐蚀监测装置，监测管输介质的腐蚀性和评价缓蚀效果。 9.2.3监测装置设在旁通管路时，旁通管道的水力状态宜与主管道相似，并应能随时切断或开通， 9.2.4在线腐蚀监测方法包括腐蚀挂片、腐蚀测试短节、电阻探头、线性极化探头、电感探头、电化学噪 声探头、氢探头、场信号法、在线超声波壁厚监测系统等，应根据不同的操作环境、安装和操作方式等 选用。 9.2.5高含硫化氢气田地面集输系统的在线腐蚀监测技术要求应符合SY/T6970的规定。 9.2.6腐蚀挂片、探头及测试短节材质应与管道内表面材质相似。 9.2.7海底管道宜采用场信号法、在线超声波壁厚监测系统或其他非插人式腐蚀监测方法进行内腐蚀 监测。 9.2.8应定期对输送介质取样并分析，检测项目宜符合4.3要求。 9.2.9过滤器和捕集器中清除出来的腐蚀产物应进行取样测试分析，腐蚀产物的采集与鉴定应符合 SY/T0546的规定

9.2.10内腐蚀检测方法包括超声波测厚、电磁超声测厚、超声波C扫描、X射线、超声导波、漏磁检测、 超声波检测等，应根据管道的具体情况选用

9.3.1管道内腐蚀控制效果应根据腐蚀监测、内检测、内腐蚀直接评价等结果，并结合生产运行工况、 介质性质变化等情况进行评价。 9.3.2管道内腐蚀控制效果评价应周期性开展，效果评价应基于上一周期评价结果，并制定下一周期 评价计划。

a） 管输介质组分及腐蚀性介质； b) 管道材质、管径、壁厚、长度、压力等级、温度、内涂层与内衬等管 c) 选用的腐蚀控制措施石油天然气标准规范范本，如脱水、脱氧、缓蚀剂加注等控制措施； d) 内涂层或内衬的类型、结构、技术要求及施工工艺 e 补口和接头的材料和工艺技术的要求； f) 腐蚀控制措施的施工工艺及质量控制记录： g) 其他与材料选择和工艺控制有关的资料。 10.3与运行维护相关的资料和记录应包括以下内容： a） 运行阶段介质及工艺参数变化情况； b) 腐蚀控制措施的运行及变化情况； c) 清管的作业情况； d) 缓蚀剂及其他化学药剂的名称、加注等作业情况； e) 泄漏、失效及维护更换记录； f) 其他与运行维护有关的资料。 10.4与腐蚀管理及评价相关的资料和记录主要包括以下内容： a) 腐蚀管理计划； b) 腐蚀监测信息及分析； c) 历次腐蚀检测信息及分析； d) 管道内腐蚀风险评估与评价记录

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（资料性） 油田集输及注水管道用塘玻璃内衬理化性能指标 油田集输及注水管道用内衬用携玻璃内衬，性能指标见表A.1

A.1糖玻璃内衬理化性能指标

糖玻璃内衬理化性能指

L1JGB/T 7987 塘玻璃层耐温差急变性试验方法 [2] GB/T 7988 糖玻璃釉耐碱性溶液腐蚀性能的测定 [3] GB/T 7989 塘玻璃釉耐沸腾酸及其蒸气腐蚀性能的测定 [4] GB/T 7990 塘玻璃层耐机械冲击试验方法 [5] GB/T 16920 玻璃平均线热膨胀系数的测定 [6] QB/T 1547 陶瓷材料烧结温度范围测定方法 [7] SY/T 5273 油田采出水处理用缓蚀剂性能指标及评价方法 [8] SY/T 5673 油田用防垢剂性能评定方法 [9] SY/T 5757 油田注人水杀菌剂通用技术条件 『10]SY/T 7025 酸性油气由用缓蚀剂性能实验室评价方法

隧道标准规范范本GB/T232582020