Q/SY 06018.7-2016 油气田地面工程防腐保温设计规范 第7部分：内腐蚀控制

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06018.7-2016
油气田地面工程防腐保温设计规范
第7部分：内腐蚀控制
Specification for anti-corrosion and insulation design of oil and gas field surface engineering-Part 7:Internal corrosion control

2016一01一27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06018的本部分规定了油气田地面工程内腐蚀控制设计的技术要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目
油、气、水管道的内腐蚀控制。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日明的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T20972(所有部分)石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料
SY/T0599天然气地面设施抗疏化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求
SY/T0611高含硫化氢气田集输管道系统内腐蚀控制要求
SY/T6623内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范
Q/SY06018.6油气田地面工程防腐保温设计规范第6部分：内腐蚀监测
3输送介质的腐蚀性评估
3.1应根据腐蚀性介质含量和气体或液体组分及工况条件，预测可能造成的有害影响，必要时可对
其腐蚀性进行评价。应考虑的腐蚀危害主要有：
a)由于减薄、点蚀、氢脆、氢致开裂、硫化物应力开裂或应力腐蚀开裂等导致管体的损害。
b)腐蚀产物对管输介质的污染。
3.2需要搜集的输送介质中腐蚀性杂质及其含量包括：
a)细菌。
b)二氧化碳。
c)氯化物。
d)硫化氢，
e)有机酸。
f)氧。
g)固体或沉淀物。

3.3二氧化碳腐蚀的影响因素包括二氧化碳分压、水润湿度、温度、H值、流速等。可按表1采
用二氧化碳分压进行腐蚀程度划分，并注意特定温度范围内的腐蚀速率显著增大的风险。
3.4金属材料在硫化氢腐蚀环境中，易发生氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力开裂等。疏化氢腐蚀环
境按照GB/T20972,SY/T0599的规定进行评价。
3.5氯离子腐蚀环境下应重点考虑点蚀、氯化物应力腐蚀。

3.6在密闭环境下，应考虑硫酸盐还原菌引起的腐蚀。
3.7当油气系统中有氧气存在时，应考虑氧腐蚀的影响。
3.8当异种金属连接时，应考忠电偶腐蚀的影响。
3.9在螺栓、垫片、阀座、沉积物等相接触形成的缝隙的部位，应考虑缝隙腐蚀的影响。
3.10若油气田输送介质含有固体颗粒时，对于除砂器前端的管线、阀门、弯头、三通、大小头等管
网中流场突变区域，应考虑神刷腐蚀的影响。
3.11管道内介质腐蚀性的评价，可根据表2所给出的评价指标进行判断。

4内腐蚀控制设计原则和控制方法
4.1内腐蚀控制设计的一般原则
4.1,1当管输介质中含的腐蚀性杂质可导致管道腐蚀时，内腐蚀控制方案应根据工程规模、设计寿
命和介质腐蚀性等因素综合考虑确定。
4.1,2对于高含硫化氢气田的内腐蚀控制技术要求，应执行SY/T0611的规定。
4.2内腐蚀控制方法
4.2.1材料选择
4.2.1.1当环境属于GB/T20972中规定的酸性环境时，地面集输系统的金属材料的选择应遵循GB/T20972的要求.
4.2.1.2一般碳钢管道内腐蚀裕量宜取1mm一3mm;当腐蚀裕量为3mm以上时，宜对“碳钢+腐蚀裕量+相应防腐措施”方案与其他方案进行整个设计生产周期内技术经济方案对比。
4.2.1.3当腐蚀环境比较复杂，碳钢材质和其他腐蚀控制方法雅以实现或效果达不到要求时，可采用耐腐蚀合金或非金属材料进行内腐蚀控制。耐腐蚀合金内覆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照SY/T6623。在酸性环境中耐蚀合金材料应符合GB/T20972.3的要求。

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