SY／T 7619-2021标准规范下载简介
SY／T 7619-2021 二氧化碳环境油管和套管防腐设计规程.pdfICS75.020 CCS E 13
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二氧化碳环境油管和套管防腐设计规
集中供热管网工程施工组织设计SY/T 76192021
范围 规范性引用文件 术语和定义 防腐设计要求及流程 4.1 设计要求 4.2 设计流程 腐蚀因素及腐蚀判定 5.1 腐蚀因素 5.2 二氧化碳分压计算 5.3 腐蚀程度判定 二氧化碳腐蚀条件下的管材选择与壁厚确定 6.1 材质选择 6.2 壁厚确定 组合管柱防腐方法 7.1基于分压剖面的组合管柱防腐 7.2基于封隔器屏障的组合管柱防腐 7.3基于风险可控的组合管柱防腐 7.4组合管柱电偶腐蚀 其他腐蚀防护方法 8.1缓蚀剂防护措施 8.2内涂层防护 8.3内衬管防护 防腐设计的校对与审核 9.1 校对 9.2审核 附录A（资料性） 二氧化碳腐蚀影响因素 衬录B（资料性） 二氧化碳腐蚀环境油管和套管腐蚀裕量计算及壁厚选择方法 付录C（资料性） 二氧化碳腐蚀环境组合管柱防腐设计示例
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本文件按照GB/T1.1一2020《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 草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本文件起草单位：中海石油（中国）有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油大 ）、中原油田石油工程技术研究院。 本文件起草人，董星亮、刘书杰、邓金根、孙东征、范白涛、闫伟、邢希金、张诚、冯桓楷。
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草 定起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本文件起草单位：中海石油（中国）有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油大学 （北京）、中原油田石油工程技术研究院。 本文件起草人董星亮、刘书杰、邓金根、孙东征、范白涛、闫伟、邢希金、张诚、冯桓椿。
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化碳环境油管和套管防腐设计规
本文件规定了含二氧化碳腐蚀气体、不含硫化氢油气井油管和套管的防腐设计要求、流程和 方法。 本文件适用于二氧化碳分压小于4MPa、温度小于170℃、地层水氯离子含量小于25000mg/L的 井下环境条件。 本文件不适用于作为油管或套管使用的直缝焊管
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单） 适用于本文件。 GB/T35509 油田用缓蚀剂的应用和评价 SY/T6717 油管和套管内涂层技术条件 SY/T6856 5石油天然气工业复合材料内衬钢管 SY/T6947石油天然气工业聚乙烯内衬复合油管 NACERPO775油田腐蚀挂片准备、安装、分析和解释规程（Preparation，installation，analysis and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations)
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4.1.1防腐设计应满足油气井寿命期内安全生产作业要求。
a）管材腐蚀裕量满足设计的使用年限； b）管材失效产生的潜在风险和管材失效弥补措施的难易程度； c）油气井寿命期的综合成本因素； d）油气井弃置的难易程度。 4.1.5含腐蚀性流体的油气井设计流速应不超过冲蚀的临界流速。 4.1.6含腐蚀性流体且预测有出砂风险的油气井宜采取防砂措施。 4.1.7确保生产安全前提下可采用组合管柱防腐方案。
二氧化碳环境油管和套管防腐设计主要包括腐蚀因素分析、材质选择、壁厚确定、组合管柱设计 及经济性评估五个步骤。按本文件流程设计，经评估经济性不可接受，则选择其他腐蚀防护方法。 蚀环境条件不适用于本文件范围，宜开展验证性实验等专项研究。防腐设计流程如图1所示。
图1二氧化碳环境油管和套管防腐设计流程
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对腐蚀环境工况，应评估二氧化碳分压、环境温度、含水量、矿化度（氯离子、氢氧根离子及碳 酸氢根离子含量等）、流速、pH值、出砂情况等因素的影响，具体影响参考附录A判定。
5.2二氧化碳分压计算
气井工况下，二氧化碳分压按公式（1）计算：
式中： P—泡点压力，单位为兆帕（MPa
P一——泡点压力，单位为兆帕（MPa）
表1。 一油管和车 AE
5二氧化碳腐蚀条件下的管材选择与壁厚确定
1.1地层水氯离子含量小于25000mg/L、液相流速小于2.0m/s、初始溶液为中性的条件下，根 温度和二氧化碳分压，依据图2选择油管和套管材质。
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6.1.3当工况超出6.1.1条件时，应根据实际情况开展专题研究确定合适管材
二氧化碳腐蚀条件下油管和套管材质选择图版
根据6.1.1选择的材质，参照附录B列出的方法计算油管和套管在期望使用年限内需要的腐蚀 进行腐蚀后油管和套管强度校核，确定油管和套管的壁厚
7.1基于分压剖面的组合管柱防腐
油气井生产过程中从井底到井口温度降低、 分压变小，宜根据油气井高峰配产建立井筒温度、
7.2基于封隔器屏障的组合管柱防腐
利用生产封隔器在并中形 可降低封隔器以上套管材质级 参见C.3
7.3基于风险可控的组合管柱防腐
对于有侧钻需求的油气井，上部套管宜采用满足工况的防腐材质，下部套管选择服役年限的 示意图参见图C.1c），设计示例参见C.4。
7.4组合管柱电偶腐蚀
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通常井下环境两种金属的电 环境腐蚀的比例较小，组合管柱防腐设计可以
含二氧化碳油气井油管和套 采用缓蚀剂防腐，按GB/T35509的规
含二氧化碳油气井油管和套管采用内涂层防护，按SY/T6717的规定执行
9防腐设计的校对与审核
防腐设计文件一般由所在单位与设 及以上的专业技术人员负责校对，校对内容主 始数据来源的真实性、计算取值及计算过程的正确性等
防腐设计文件一般由所在单位技术主管或技术专家负责审核，审查内容主要为防腐设计方案 性及可能存在的风险等。
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二氧化碳腐蚀环境下，对于普通碳钢和低铬钢，当温度低于60℃时不能形成有效保护性腐蚀产 物膜；温度介于60℃～150℃时腐蚀产物膜厚而松，易点蚀；温度高于150℃时腐蚀产物膜细密，有 减缓腐蚀的作用
DB34／T 3174-2018标准下载A.2二氧化碳分压的影响
二氧化碳腐蚀环境下，对于普通碳钢油管 当分压超过0.21MPa时，有腐蚀；分压为 0.02MPa～0.21MPa时，可能有腐蚀，分压小于0.02MPa时，视为无腐蚀。
A.3地层水及氯离子含量影响
A.3.1在无水环境下不发生二氧化碳电化学腐蚀，一般当原油中含水率超过25%时腐蚀加剧。 A.3.2地层水中的氯离子促进腐蚀产物膜之下油管钢的点蚀，氯离子含量大于30000mg/L时加剧 点蚀。
A.4地层出砂及流速冲蚀影响
A.4.1地层出砂会对腐蚀产物膜产生较大的冲蚀作用，易造成腐蚀产物膜的全面脱落和局部脱落， 加速油管和套管的全面腐蚀和局部腐蚀，同时流体含砂会影响腐蚀产物膜的成膜过程，导致产物膜疏 松、多孔，加速腐蚀进程。 A.4.2腐蚀性流体流速超过冲蚀的临界流速时腐蚀加剧，同时，由于腐蚀会导致管壁的粗糙度增大， 进一步增加流体与管壁界面的剪切力 发生商 中迎帮合效应 加速油管和套管损坏。
A.5.1在二氧化碳腐蚀环境下，随着pH值的增大，普通碳钢和低铬钢腐蚀形成的产物碳酸亚铁 FeCO，）的溶解度降低，产物膜保护性增强，腐蚀将趋缓。 A.5.2在二氧化碳腐蚀环境下，地层水的pH值一般为4～6，随着温度升高pH值升高，对不锈钢 表面形成钝化膜的稳定性影响较小。
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天柱县锦绣花园小区高层住宅楼建筑工程施工组织设计附录B （资料性） 二氧化碳腐蚀环境油管和套管腐蚀裕量计算及壁厚选择方法