中华人民共和国国家标准
GB/T23258-2020代替GB/T23258-2009
钢质管道内腐蚀控制规范
Standard practice
国家标准化管理委员会 国家市场监督管理总局 发布
目次
前言.1范围2规范性引用文件3术语和定义4基本规定5工艺控制措施 25.1工艺控制5.3清管 5.2管输介质处理5.4砂粒冲刷控制6材料选择6.1 一般要求6.2油气管道 36.3海水管道7化学药剂及加注7.1 一般要求 67.2缓蚀剂 1117.3 杀菌剂7.4阻垢剂及其他药剂8涂层及内衬 8.1涂层8.2内衬耐蚀合金材料8.3内衬非金属材料8.4补口及接头工艺9腐蚀控制管理及评价 89.1腐蚀控制管理计划9.2 腐蚀监测和检测9.3 效果评价10记录附录A（资料性）油田集输及注水管道用糖玻璃内衬理化性能指标 10参考文献
前言
本文件按照GB/T1.1-2020（标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草.
改动外，主要技术变化如下：
a）修改了规范性引用文件（见第2章，2009年版第2章）；b）修订了工艺控制措施范围，增加了砂粒冲剧控制相关内容（见第5章，2009年版第4章、第5章）：c）增加了材料选择的相关内容，包括材料选择一般要求、油气集输和处理系统、注人系统和海水 管道系统的材料选择以及电偶腐蚀控制相关内容（见第6章）：d）增加了杀菌剂、阻垢剂等相关内容（见第7章）；e）修订了涂层及内衬控制措施的相关内容（见第8章，2009年版第5章）；1）增加了腐蚀控制管理及评价相关内容（见第9章）；
g）修订了在线腐蚀监测的相关内容（见第9章，2009年版第6章）.
本文件由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）提出并归口.
本文件起草单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中石化石油工程设计有限公司、中海油研究总院有限责任公司、西安长庆科技工程有限责任公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司天然气研究院.
李天雷、曹晓燕、鲜宁、孟波、傅贺平、杨朔、王雅熙、徐嘉爽. 本文件主要起草人：施岱艳、杜通林、张仁勇、欧莉、常炜、姜放、张志浩、李林辉、毛学强、李珊、
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
2009年首次发布为GB/T23258-2009；
本次为第一次修订.
钢质管道内腐蚀控制规范
1范围
本文件规定了钢质管道的内腐蚀工艺控制措施、材料选择、化学药剂及加注、涂层及内衬、腐蚀控制管理及评价等要求.
本文件适用于石油天然气生产中输送石油、天然气、水等介质的钢质管道.
2规范性引用文件
仅该日期对应的版本适用于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本（包括的修改单）适用于本 下列文件中的内容通过文中规范性引用面构成本文件必不可少的条款.其中，注日期的引用文件，文件.
GB/T20972（部分）石油天然气工业油气开采中用于含毓化氢环境的材料HG/T4375改性超高分子量聚乙烯管材衬里专用料SY/T0442钢质管道熔结环氧粉末内防腐层技术标准 SY/T0321钢质管道水泥砂浆衬里技术标准SY/T0457钢质管道液体环氧涂料内防腐技术规范SY/T0546腐蚀产物的采集与鉴定技术规范SY/T0599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/T0611高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范 SY/T4074钢质管道水泥砂浆衬里机械涂敷技术规范SY/T4076钢质管道液体涂料风送挤涂内涂层技术规范SY/T4110钢质管道聚乙烯内衬技术规范SY/T6623内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管 SY/T6856石油天然气工业复合材料内衬钢管SY/T6970高含硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范SY/T7408油气集输管道缓蚀剂涂膜及连续加注技术规范SY/T7415油气集输管道内衬用聚烯烃管
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件.
3.1
测试短节spoolpieces
安装在管路上用于腐蚀性测试的、可拆卸的短管.
3.2
场信号法field signature method
在管道的一段短管上施加电场，测量因腐蚀导致的电场变化，用于计算管道内腐蚀的方法.注：也称电子指纹.
GB/T 23258-2020
耐蚀合金corrosion-resistant alloy
在碳钢会受到腐蚀的环境中，用于抵抗腐蚀环境中的均匀腐蚀和局部腐蚀的合金.
塘玻璃内衬glasslining
通过高温熔覆在金属基体内表面形成的一层玻璃质袖.
4基本规定
4.1管道的内腐蚀控制包括工艺控制、选择耐蚀材料、添加化学药剂、采用内涂或内衬层等措施，宜采取一种或多种控制措施：内腐蚀控制措施应根据各腐蚀控制措施之间的相互关联和影响，以及适用性、可行性和经济性确定.
4.2内腐蚀控制方案和措施确定前，应进行腐蚀机理分析及腐蚀性评估，应根据输送介质的腐蚀性和 运行工况等因素进行综合评估：管道内腐蚀性评价应按表1指标进行分级，应以均匀腐蚀和点蚀两项中的最严重结果确定等级.
表1管道内腐蚀性评价指标
单位为毫米每年
项目 级别平均腐蚀率 0 025 ~0 12 0 13~0 20 8²0~12°0 >0 25 >0 38
4.3输送介质中腐蚀性组分及杂质的测定宜包括：水、二氧化碳、硫化氢、氯化物、氧、有机酸、元素硫、细菌、汞及其化合物、固体或沉淀物、其他含硫的化合物，运行工况参数的收集应包括：温度、压力、流速、 含水量、油气含量等.
4.4高含硫化氢气田集输系统的内腐蚀控制技术要求应符合SY/T0611的规定.
5工艺控制措施
5.1工艺控制
5.1.1油气水输送系统及处理工艺设计时，温度、压力、流速等工艺参数的选择和确定宜降低管道系统的腐蚀风险.
5.1.2管输介质流速范围选择宜满足缓蚀剂应用、减少沉积物和积液、避免磨损及空泡离蚀等要求.
5.1.3管道输送应避免间歇流：无法避免时，宜采取有效措施冲扫聚积在管内低注处的积液和沉积物.
5.1.4管道介质输送宜避免流态突变，变径方式应采用能平滑水力过渡的异径管连接.
5.1.5设计宜避免百法兰、盲管段以及构成死端液面的设置：无法避免时，应采取吹扫、收集或排放措施，并应定期排放沉积物.
5.1.6管道输送介质的水质分析结果有结垢趋势时，宜采取优化前端工艺流程、增加流速、调整温度/ 压力/pH值等工艺参数，降低管道内壁粗糙度，减少弯管、投加阻垢剂等方式阻止或减少管道内壁垢的产生和沉积.
5.2管输介质处理
5.2.1宜采用分离、脱水工艺降低管输油气介质含水量减少腐蚀.
