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SY／T 0611-2018 高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范.pdf简介：

SY/T 0611-2018《高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范》是由中国石油天然气行业标准制定的，主要针对高含硫化氢的气田集输系统内的腐蚀控制进行了详细的规定。这个规范的出台，是为了应对高含硫化氢环境下的腐蚀问题，提高管道、设备的使用寿命，保障气田集输系统的安全运行，防止因腐蚀导致的事故。

该规范主要包括以下几个方面内容：

1. 硫化氢腐蚀的原理和影响：解释了硫化氢对金属材料的腐蚀机理，以及在高含硫化氢环境下，金属材料可能出现的腐蚀类型，如应力腐蚀、局部腐蚀等。

2. 风险评估：对高含硫化氢集输系统的腐蚀风险进行评估，包括腐蚀环境的评估、腐蚀速率的评估和腐蚀防护措施的评估。

3. 腐蚀控制策略：提出了针对不同腐蚀类型和风险的控制措施，如选用耐硫、耐腐蚀的材料，实施腐蚀监测，定期进行维护和防腐处理等。

4. 安全防护措施：强调了对操作人员的安全防护，包括个人防护装备的使用、应急处理程序的制定等。

5. 规范实施与监督：规定了规范的实施步骤、监督方法和效果的评价标准。

总之，SY/T 0611-2018是指导高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制的重要技术文件，对于保障气田生产安全、延长设备寿命具有重要意义。

SY／T 0611-2018 高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范.pdf部分内容预览：

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GB／T 39284-2020 硫酸镁生产滤泥的处理处置方法.pdf， 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。

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，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。

好的抗电化学失重腐蚀的性能，同时应符合国家现行标准《天 然气地面设施抗硫化物应力升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对材料抗开裂的要求。对于腐蚀 风险较高的输送介质，考虑材料的耐蚀性、经济性、可加工性， 焊接性等指标，可选用目前应用较为成熟的UNSN08825或 UNSN06625合金复合材料。根据现行行业标准《内覆或衬里 耐腐蚀合金复合钢管》SY/T6623以及国内外相应工程应用经 验，本规范对UNSN08825和UNSN06625合金复合钢管基层 材料钢级及其要求、耐蚀合金层厚度、衬里复合钢管管端形式 进行了规定，并提出了与耐蚀合金复合钢管相连的管件、弯管 和法兰的基本要求，以满足耐蚀合金复合材料设计、制造、检 验、施工等方面的要求。 3.2.12对于高含硫化氢气田压力容器用内涂层，根据国内川东 北罗家寨高含硫气田实际工程应用经验和雪佛龙、阿美等国防 大型石油公司企业标准的规定，本规范推荐陶瓷金属聚合物涂 层可作为高含硫气田压力容器的设备内涂层进行使用，并要求 进行实验室评价。根据国内川东北罗家寨高含硫气田实际工程 应用经验，陶瓷聚合物涂层的附着力远大于常规涂层，川东北 罗家寨高含硫气田现场测试时，涂层附着力大于20MPa。涂层 使用前，应按现行行业标准《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进行性能评 定，涂层的施工和其他质量检验应符合现行行业标准《钢质储 罐液体涂料内防腐层技术标准》SY/T0319的规定。在容器检维 修期或每隔两年应对容器内部陶瓷金属聚合物涂层的完整性进 行检测与评估，一且发现涂层出现局部鼓包等现象，应进行修 补和重涂，并在质量检验合格后才能重新投入使用。 3.2.13在高压采气管道上设置腐蚀监测装置时，应考虑带压口 收安装监测探针时的高硫化氢带来的风险，推荐采用非插入式 的腐蚀监测或检测装置。

好的抗电化学失重腐蚀的性能，同时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对材料抗开裂的要求。对于腐蚀 风险较高的输送介质，考虑材料的耐蚀性、经济性、可加工性， 焊接性等指标，可选用目前应用较为成熟的UNSN08825或 UNSN06625合金复合材料。根据现行行业标准《内覆或衬里 耐腐蚀合金复合钢管》SY/T6623以及国内外相应工程应用经 验，本规范对UNSN08825和UNSN06625合金复合钢管基层 材料钢级及其要求、耐蚀合金层厚度、衬里复合钢管管端形式 进行了规定，并提出了与耐蚀合金复合钢管相连的管件、管 和法兰的基本要求，以满足耐蚀合金复合材料设计、制造、检 验、施工等方面的要求。

3.3干气输送管道设计

3.3.1高含硫化氢天然气于气输送时，为防止管道内部

3.3.1高含硫化氢天然气干气输送时，为防止管道内部在停产、 异常工况等情形下析出水进而造成HS开裂风险和腐蚀，管道 材质应按国家现行标准《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进行 选择。另外根据近年高含硫化氢气田如川东北气田干气输送工 艺下材质选择以及腐蚀控制措施，管材除应满足抗硫化物应力 腐蚀开裂要求外，其腐蚀裕量宜取1mm。 3.3.2对于高含硫化氢的干气输送管线，应严格控制水露点达 到设计要求，加强对水露点的监控

3.4矿场天然气脱水装置的内腐蚀控制

3.4.1再生塔和塔顶管线存在冷凝液的区域，难以采用缓蚀剂 并行保护，只能从材质本身解决管道的内腐蚀问题。此区域管 道可根据其腐蚀风险评估结果，在腐蚀风险较高时合理选用耐 蚀合金材料。 3.4.3应定期对脱水装置中的管道和容器进行腐蚀检测。在管 道和容器上选定的测量位置应固定并有明显的记号标识，使测 具右连结性和可比性

3.4.4此条内容为新增。在脱水系统，甘醇储罐存在弓入空气 进入脱水系统的可能性，空气的引人会加速腐蚀，因此需要采 取措施隔绝空气，此条与现行行业标准《天然气脱水设计规范》 SY/T 0076 的要求一致。

4.1.1高含硫化氢集输系统在投入运行后应执行设计中确定的 腐蚀控制方法和内腐蚀控制技术，并定期进行腐蚀检测和腐蚀 调查，对腐蚀控制效果进行评估，根据评估结果调整防腐方案。 4.1.2缓蚀剂加注有效性对确保缓蚀剂保护效果影响较大。对 高含硫化氢的腐蚀工况，国外油气公司对缓蚀剂的有效性要求 在95%以上，以保证缓蚀剂的保护效果，因此，应连续注入缓 蚀剂，停泵或其他原因造成缓蚀剂停止注入管道系统一段时间， 会达不到预期的保护效果。

CJ∕T 545-2021 城市运行管理服务平台数据标准4.2腐蚀检测和腐蚀调查

4.2.4随着高含硫化氢气田开采时间的延续，天然气中硫化氢、 二氧化碳以及产出水中的氯离子等腐蚀性组分的含量有可能发 生变化，影响介质的腐蚀性，因此应定期对管输气体进行组分 分析，确定腐蚀性物质含量的变化。

4.3.2，4.3.3内腐蚀评价方法是一个连续、循环、不断修正趋 准的过程，通过识别、评价已经发生的腐蚀部位和趋势，以便 提出维护建议，达到不断改进的目的。内腐蚀评价方法应用日 趋广泛，管道以及容器内腐蚀评估应满足相应标准规范的要求。

4.4元素硫沉积时采取的措施

4.2基于物理溶硫剂溶解速率较慢，且较难解决阀门、过滤

4.4.2基于物理溶硫剂溶解速率较慢，且较难解决阀

网或管道内等出现的元素硫堵塞，因此工具不能直接解堵时DBJ61∕T 120-2016 石油类污染场地勘查与修复技术规范， 推荐机械解堵或化学溶硫剂浸泡解堵

4.5停产阶段的内腐蚀控制

4.5.1～4.5.3此部分内容为新增。高含硫化氢气田集输系统内 腐蚀不仅应考虑系统运行阶段，还应包含停产检修阶段。根据 国内外油气田成功运行经验，本节补充了相应内腐蚀控制措施， 尽量降低停产阶段管道系统内腐蚀风险。