油套管腐蚀与防护技术发展现状

油气管道腐蚀检测技术发展现状与思考摘要：本文介绍了油气管道腐蚀检测结果影响因素，主要包括动态变化情况、内部检测环境特殊、结蜡等。

同时，文中阐述了油气管道腐蚀检测技术，包括超声波检测技术、漏磁检测技术、涡流检测技术等。

通过分析油气管道腐蚀检测技术影响因素与相关技术，从不同角度对油气管道腐蚀技术发展方向进行思考，希望可以为油气管道腐蚀技术相关研究提供一点帮助，为后续技术操作提供文献材料。

关键词：油气管道；检测技术；发展情况；腐蚀引言在油气运输过程中，管道运输是当前常见运输方式，该种运输方式在性价比、运输安全性方面有着较好优势。

随着油气管道使用年限逐渐延长，导致其使用风险也在逐渐增加。

虽然目前国内运输交通行业发展日趋成熟，但是依旧存在意外交通事故风险，不能在最大程度上保证运输质量。

为了保证油气管道的长时间安全、正常使用，管道腐蚀检测技术受到了重视，相关文献围绕技术优化提供了不同的研究方向，希望通过不断提高技术水平，保证油气管道使用安全[1]。

1 油气管道腐蚀检测技术的发展现状在实际检测工作中，为了保证油气管道使用安全性、延长其使用寿命，工作人员往往会定期开展油气管道内部腐蚀程度检测工作，但目前检测技术精准度并不能在最大程度上满足实际要求，检测过程中会受到多种因素影响，如下：1.1 动态变化情况影响油气管道检测结果油气管道在运输过程中自身腐蚀情况与内部压力条件十分复杂，由于温度、天气、深度、附近土质等一系列内外因素不断变化，其管道内腐蚀检测的结果精准度明显降低。

1.2 内部检测环境特殊影响油气管道检测结果油气管道运输过程中，其内部的环境较为特殊，在开展检测工作时，定位准确度得不到保障，加上当前油气管道腐蚀技术检测自身存在缺陷与不足，导致管道内部腐蚀结果检验精准度达不到相关标准[2]。

1.3 结蜡影响油气管道检测结果我国石油在运输过程中经常存在稠油问题，导致管道内壁发生结蜡，使得大多数原油含蜡比较高，且大部分开采原油含蜡均在20%以上，含蜡量超过10%的原油占整个产出原油的90%，此情况直接影响到油气管道使用情况。

与其他的油气运输模式相比，管道运输是油气藏以及成品油运输中，最具性价比，安全性也最高的一种运输方式。

依据国内权威机构统计出的数据显示，到2018年12月止，我国的油气长输管道的总长度已高达3.8×104km，并且预计还会以每年1200~2500km的速度逐年递增。

值得注意的是，虽然我国的油气运输管较为成熟，但是其中的绝大多数油气运输管线的使用年限超过了25年，并开始步入事故多发期。

油气运输管道会因为受到腐蚀破坏，导致泄漏问题严重，而产生的污染不但破坏了周围的自然生态环境，还给国家与人民造成严重的经济损失，因此要怎么样才能够做好油气管道内腐蚀检测，就成为广大油气从业人员亟待解决的难题。

1 当前油气管道内腐蚀检测技术中存在的问题（1）由于管道测量的目标与环境存在复杂的变化（管道内的压力以及腐蚀的情况等等），而且还受到一些外界因素的影响（比如管道周边的土质或者第三方干扰等等）导致检测所得的精确度下降。

（2）因为管道的内检测环境的特殊性，使得管道的内检测缺陷的探测、定位以及安全性存在一定的问题，导致最终的检测效果受到不同程度的影响，检测设备和技术上仍然存在改进空间。

（3）我国的石油开采主要是以稠油为主，而稠油在管道内所产生的结蜡厚度大，而且在探测之前都必须要对管道进行严格的清洁，可是在检测时仍然会有残存的蜡质，导致检测结果的准确性，无法得到保障。

2 管道内腐蚀检测技术当油气管道出现腐蚀问题时，通常会出管壁变薄，伴有蚀损斑以及应力腐蚀裂纹等现象。

管道内腐蚀检测技术是对油气管道的管壁进行测量与数据分析，并从中获取管道腐蚀的情况与信息。

经过了长期的发展，我国在油气管线内腐蚀问题上做出了大量的技术研究，并开创了不同的检测技术，而且有一些技术受到了世界范围的关注。

2.1 漏磁检测技术漏磁检测技术主要是以钢管或者钢棒等一些具有强磁性材料来作为导体，并通过自身具备的强磁导率来对油气管道的完整性进行检测。

油气管中因为腐蚀而产生的导磁率，会比原油气管的导磁率要小，如果油气管当中没有缺限，那么磁力线就会呈现出均匀分布的情况。

管道外防腐层的国内外现状与发展趋势摘要：简要介绍油气管道外防腐层的发展简史，国外3PE防腐技术的开发、应用以及我国3PE防腐设备的引进、吸收、国产化的发展过程和在石油天然气管道建设中的使用情况。

阐述了干线管道涂层、站场管道涂层、管道涂层补口、管道涂层修复、管道内涂层的国内外现状，以及新型防腐涂层的发展趋势。

关键词：油气长输管线防腐涂层 3PE FBE 3LPE一发展简史20世纪80年代初,德国曼内斯曼公司推出了该公司研究所与巴斯夫化学工业公司共同研制的3层结构聚烯烃防腐涂层(MAPEC结构),该防腐层集中了熔结环氧粉末(FBE)和挤压聚烯烃涂层的性能优势,克服了两种涂层单独使用时性能上的不足。

它首先在欧洲广泛应用，深受用户好评，是使用最多的管线涂层体系。

在北美，有关学者指出，熔结环氧涂层在近期内将继续占有主导地位，但是会举荐与改进的挤压聚烯烃涂层体系和多涂层体系（环氧粉末-挤压聚烯烃体系）分享管线防腐市场。

中国石油天然气集团公司于1994年夏决定引进3PE涂敷作业和涂敷技术，用于即将开工的陕京输气管道和库鄯输油管道的外防腐涂层。

同年12月，由中石油基建局、管道局、四川石油设计院、西北管到指挥部专家联合组团赴美国、意大利、土耳其等国考察3PE涂敷作业线。

1995年5月，由辽河油建一公司负责招标从加拿大根劳公司引进了我国第一条3PE涂敷作业线。

1996年初投入正常生产。

1996年意大利索克萨姆公司与哈尔滨塑料六厂合资建设的朔州防腐厂经改造于5月投入正常生产。

西北管道指挥部与港商合资从荷兰引进的3PE涂敷作业线，于1996年在宝鸡亚东防腐公司建成投产，至此，3PE防腐在中国得到关注和应用。

从涩宁兰管道建设开始，通过招标，加之3PE防腐材料全部国产化，3PE防腐的预制价格大幅下降，从此开始了国内3PE防腐广泛应用的时代，迄今已有20000KM 埋地钢管外防腐采用3PE防腐涂层。

目前国内已有数十条3PE涂敷作业线，具有加工Φ25-2800mm钢管3PE涂层的能力，加工方式既有缠绕式，也有圆模包覆式。

试论油气储运管道防腐技术的应用现状油气储运管道是连接油气生产地和消费地的重要交通线，其安全运行对于国家能源安全具有重要意义。

油气储运管道在运输过程中面临着诸多挑战，其中包括管道防腐技术问题。

本文将就油气储运管道防腐技术的应用现状进行论述和分析。

1. 油气储运管道防腐技术的意义油气储运管道的防腐技术是指通过对管道材料进行防腐涂覆或防腐处理，以延长管道的使用寿命并保证管道的安全运行。

管道防腐技术的重要性主要体现在以下几个方面：（1）延长管道寿命：油气储运管道的建设和维护费用都非常昂贵，一旦管道发生腐蚀破坏将会造成重大经济损失。

通过有效的防腐技术可以延长管道的使用寿命，降低运营成本。

（2）保障石油和天然气的安全运输：管道腐蚀会导致管壁变薄，从而增加了管道的脆弱性，一旦出现泄漏，将对周边环境和人员造成严重的危害。

防腐技术可以有效提高管道的安全性，保障石油和天然气的安全运输。

（3）环境保护：管道泄漏不仅会对人员安全构成威胁，也会对周边环境造成污染。

采用有效的防腐技术可以最大限度地减少管道泄漏，保护环境。

目前，油气储运管道的防腐技术主要包括物理防腐和化学防腐两种类型。

物理防腐主要是通过对管道表面进行防腐镀锌、热浸镀锌、热喷涂等方式，形成一层防腐保护膜，阻隔空气和水分对管道金属的腐蚀，从而延长管道使用寿命。

这种技术具有经济、耐久的优势，但是在特殊环境（如海水、酸雨等）下的防腐效果并不理想。

化学防腐则是通过对管道表面进行化学涂覆、喷涂或浸渍等方式，形成一层具有优良防腐性能的薄膜。

该薄膜能够有效隔绝氧气和水分的侵蚀，同时具有耐酸碱、耐腐蚀、耐高温等特性。

化学防腐技术的防腐效果更加稳定和持久，但是投入成本较高，施工难度也较大。

在实际应用中，一般会综合考虑物理防腐和化学防腐两种技术，选择合适的防腐方式进行管道防腐处理，并根据不同地区、不同介质的特点进行相应的调整，以实现最佳的防腐效果。

随着科学技术的不断发展，油气储运管道防腐技术也在不断进行创新和改进。

油气集输管网腐蚀现状及防腐蚀技术探索摘要：随着我国经济的快速发展，各方面水平都有所提高。

石油和天然气作为我国重要的产业组成部分，具有一定的特殊点，在石油与天然气输送过程中，由于受到多方面因素的影响，很容易造成生产设备及管道、管线的腐蚀现象，对石油、天然气的输送带来很大困扰。

基于此，本文对油气集输管道腐蚀的原因进行分析，并提出具体的解决对策，希望能够避免管道泄露事故的发生，推动我国油气集输系统的安全发展。

关键词：油气集输；管道腐蚀；腐蚀问题；腐蚀对策1油气集输管道腐蚀的重要性新时期发展以来，我国经济呈现出快速发展的趋势，在这种环境下，对于油气的需求量不断上涨。

油气集输管道主要的作用是用来输送石油与天然气，由于物质自身的特点，管道极易产生腐蚀变化。

造成油气集输管线发生腐蚀问题的主要原因是由于油气中所含有的二氧化碳、氧、硫化氢、氯离子等化学成分，这些物质与金属管道的内部直接接触，就会发生化学反应，在长期作用下管道内部逐渐出现沙眼、穿孔等问题，如果严重的话就会产生泄露，这给油气集输工作带来很大的安全隐患，不仅容易引发安全事故造成人员伤亡，还会产生巨大的经济损失。

通过多年的研究与分析发现，造成管道腐蚀问题容易产生以下几方面的危害：第一，对设备、管道造成极大的损坏；第二，威胁油气输送工作的顺利进行，甚至引发污染问题；第三，威胁工作区域的环境安全，打扰员工的生命健康；第四，造成严重的流失浪费，产生一定的经济损失。

总而言之，油气集输管道腐蚀问题的发生危害是非常严重的，必须认清产生腐蚀的主要因素，从根本出发解决管道腐蚀问题，这对于油气集输管道的运输安全具有重要意义。

2油气集输管道腐蚀原因2.1管道外部腐蚀油气集输管道在输送过程中管道外部所处的环境不容乐观，与腐蚀性物质接触的可能性比较大，这加剧了管道腐蚀问题的产生。

管道外部腐蚀主要原因有原电池侵蚀、侵蚀反应、溶解等几方面。

对于深埋于地下的管道来讲，土壤中存在多种化学成分，其具有的腐蚀性物质是造成管道腐蚀的主要因素，土壤中含有大量的气体、固体、液体等物质，当油气集输管道是钢制金属管道时，在水和空气中容易形成道体系作用，在土壤中氧气分布不均衡的情况下，浓度差引发原电池效应，加快了金属腐蚀的速度。

油气储运管道防腐技术的现状与应用下文首先探讨了油气储运管道自身具备的特点以及存在的危害性，另外对储运管道进行防腐的这项技术现状，展开了简单的论述。

最后，对其实际应用实施了探索。

以期可以为管道实施的防腐保护工作提供一定的理论支持。

标签：油气；储运管道；防腐技术；现状与应用油气储存管道对于油气资源有着重要意义。

在油气储运管道当中，开展防腐这项技术的实际使用，能够保证能源在进行使用时的安全性，降低由于管道出现的泄漏问题，导致的重大危害以及损失。

因此，对储运管道进行防腐这项技术的实际使用势在必行。

一、特点及危害（一）特点油气储运管道存在的意义，是为了让大容量、长距离的能源能够得到有效的输送，因为其自身所具备的特殊性，所以在安全方面提出了较高的要求。

油气主要是指石油以及天然气，这两种物质属于储运管道当中的主要介质，他们被包含在高危险的化学品领域当中，另外还有极易燃烧、爆炸的性能，在进行实际输送期间，若是发生泄露以及碰撞等容易造成火灾、爆炸。

还有因为这两类物质具有易挥发这一特性，若是发生了泄露情况，极易聚集到一些低洼位置，造成火灾、甚至是爆炸等这类严重的事故发生[1]。

还有，其自身具备相对较为强大的毒副作用，对于动物以及植物会产生相对较大的不利影响，等到发生泄漏现象之后，遇热出现膨胀，同样极易造成大量隐患问题的存在。

（二）危害油气储运管道假如自身不具备极高的安全性，防腐方面的工作开展不合理，就会导致油气出现泄漏问题，资源产生浪费现象。

由于这两类能源属于不可再生的能源，所以在进行运输期间，由于管线方面存在的问题导致的浪费情况，不仅是不能挽回的对环境造成危害，还有由于掩埋的深度过大，进行输送的线路太大，加大了排查工作、处理工作进行开展过程中存在的难度。

例如，掩埋在的地下区域的储运管线，若是发生了泄漏问题，或导致土地以及水资源出现严重的污染，地上区域的管线会导致环境污染以及不同类型的问题发生，对于环境以及人体的健康情况造成十分严重的威胁。

套管腐蚀井的预防与治理技术1套管防腐工艺套管防腐工艺研究应用了电化学防腐和提高固井质量两种方法。

1.1区域性阴极保护技术区域性阴极保护技术是采用外加电流防止套管及地面管线产生电化学腐蚀,是国内外已经应用的一项技术。

它适用于老油田大面积套管防腐，可以有效地减缓和防止老油田套管的继续腐蚀破坏。

自1987年在宁夏王家场油田建成第一个外加电流阴极保护区后，近年来先后在宁夏大东、摆宴井、胧东马岭南一区、南二区、元城等六个老油田建立了阴极保护区，并在樊家川、元城东区、安塞等油田产能建设中得到推广。

已累计保护油井346口，集输管线382km，保护后效果十分明显，如王家场油田保护后三年未出现套损井，地面管线穿孔频率也明显减少。

1.2隆管涂层与井下牺牲阳极联合防腐技术为解决在注水开发区内新钻调整更新井固井质量难于保证的技术难题，通过试验及专家技术论证，1991年提出了采用涂层与牺牲阳极联合的防腐思路。

它的基本原理是采用性能优良的有机涂料隔绝腐蚀介质，同时利用比钢铁活泼、电极电位低的钱基、铝基、锌基等有色金属合金作为阳极，它在腐蚀过程中首当其冲，产生的电流使钢铁极化而免遭腐蚀，这样的组合一旦涂层遭受破坏，阴极就可以提供保护。

它的优点在于：可以避免涂层破损后造成的大面积阴极与小面积阳极的局部加速腐蚀，同时还可以弥补单独采用牺牲阳极，有效电位差小，保护范围不足的问题。

通过室内试验筛选认定：1.2.1铝锌钢镐阳极在洛河污水40℃条件下工作电位稳定，溶解均匀，适合洛河层环境。

1.2.2用J-55管材在洛河水中做极化试验，稳定工作电位—1.06～1.02V，防腐效果为98%；一根套管安装一只阳极，其寿命可达30年。

1.2.3涂层选用SYJ28—87环氧煤沥青，具有耐酸、碱、盐特点，室内长期浸泡无脱落现象。

具有附着力强，抗冲击力高的特性。

为进一步说明该技术方案的可行性，1992年8月4日～6日，在长庆钻采工艺研究院召开了国内专家论证会。

阐述石油天然气长输管道腐蚀现状及修复技术导致管道无法发挥出自身作用的因素包括很多，腐蚀是最为严重的一项，管道在其长时间的应用之中，就会产生腐蚀的问题，且还会日益加重。

当防腐层以破损、老化以及剥离等的缺陷形式遭到破坏之后，管道主体会逐渐的发生腐蚀，甚至造成应力腐蚀开裂、腐蚀穿孔等严重事故的发生。

随着现代工业的不断发展，管道在目前已经成为最为理想的运输工具，是较为经济、有效、安全的运输手段。

其中关于管道防腐层性能检测的方法有多种，但是始终都没有一个统一的评定标准。

腐蚀检测是依据其检测工具来检测出管壁上的腐蚀缺陷，从而了解管道的腐蚀状况，以便于管道的风险评估和维护维修，从而为管道的安全运行提供一个可靠的保障。

1、石油天然气管道的腐蚀现状石油天然气管道是从油气的供应点到油气的使用场所，在经过多种复杂的地形，管道所处的环境更是千变万化，输送介质中含有腐蚀性的水和气体，这就造成了对输气管道的腐蚀危害。

其中大庆油田每年会由于腐蚀而更换管道近700公里；而天津的燃气管线近38公里，在近十年的时间里，管线由于多次被腐蚀穿孔已经更换了近6公里。

按管道的壁厚资料与投产的时间来计算，穿孔约为5-17年，其腐蚀的速度0.30-1.22毫米/年。

这可以充分的看出来，在国内的腐蚀现象有多么的触目惊心。

其中国外的防腐工作開展得比较早，但依然也存在腐蚀的现象。

与此同时，在目前的城市石油天然气管道的管线已经趋向于采用无腐蚀的塑料管，但是其所能承受的工作压力相对比较低，特别是在低温的条件下，其抗拉的度也会随之削弱，容易老化变脆，所以还不能被用作高、中压系统的集输气管线，特别是在高寒地区的集输管线。

也就是说，管材中的钢管依旧会占一个相当大的比例，其腐蚀始终是我们迫切要解决的问题。

2、石油天然气管道腐蚀的检测方法2.1、管道内检测管道内检测是指依据多样的检测技术，将管道腐蚀的严重程度及其基本信息是否会出现断裂和焊接的缺陷等相继检测出来，并详细的做好相关记录。

油井的腐蚀及防护技术[摘要]：目前文南油田综合含水已高达80.3%，油井在严重腐蚀的环境条件下生产，井下工具、油管、抽油杆、套管等都存在不同程度的腐蚀，影响油田的正常生产。

通加研究并推广应用固体防腐剂技术、阴极保护器与井口加药技术等多种防腐蚀技术，在一定程度上减轻了管、杆的腐蚀现象。

从应用效果来看，油井加缓蚀剂技术是目前应用比较成熟的防腐蚀技术。

[关键词]：腐蚀缓蚀剂中图分类号：o346.2+1 文献标识码：o 文章编号：1009-914x （2012）20- 0050 -01随着油田的不断开发和利用，综合含水率不断上升，目前文南油田综合含水已高达80.3%，产出液大多为游离水，且矿化度为6～16×104mg/l不等，油井在严重腐蚀的环境条件下生产，井下工具、油管、抽油杆、套管等都存在不同程度的腐蚀，有的腐蚀还相当严重，直接影响油田的正常生产。

油井腐蚀已是制约油田生产开发的一个重要因素。

因此，如何依靠新工艺新技术遏制腐蚀，最大限度的减少和避免因腐蚀造成的各项经济损失，是油田防腐蚀工作面临的重要课题。

1.文南油田油井的腐蚀现状文南油田产出液呈弱酸性，ph值为6，成酸性腐蚀，2010年1月～2011年5月，文南油田抽油井开井435口，通过对躺井的腐蚀情况的调查统计，存在腐蚀现象的躺井多达96口，因腐蚀造成躺井25井次，腐蚀躺井共影响产量180余吨，管杆损坏更换费用90余万元，合计经济损失140余万元。

因此，治理油井的腐蚀是文南油田迫切需要解决的问题。

（1）抽油杆的腐蚀：由于介质的腐蚀性和冲刷作用，抽油杆及接箍出现不同程度的腐蚀现象。

抽油杆接箍偏磨腐蚀严重，抽油杆腐蚀后呈现麻斑，严重的有深坑。

抽油杆偏磨破坏其表面的保护层，而抽油杆表面腐蚀后材质变得疏松，又使得磨损更容易，腐蚀与偏磨相互促进，使得腐蚀加剧。

在含水高且成酸性腐蚀的油井中，由于腐蚀疲劳、氢脆、应力腐蚀等原因，经常出现抽油杆断裂。

（2）井下工具的腐蚀：油井井下工具是在油井出现游离水后腐蚀才严重的。

石油管道的防腐现状及对策探析摘要：在我国自然资源开发下经济与科技水平都得到了提升，石油管道是在规模采取之后发展的工程建设，在石油运输过程中石油管道起了重要作用。

管道运输是输送石油和天然气的最安全、有效、经济的方法，但石油管道的腐蚀问题长期以来备受各方面关注，管道腐蚀容易造成管道穿孔、破损、泄漏介质等严重问题，引发重大安全事故，所以在这样的情况之下，需要加强石油管道防腐能力。

本文分析了石油管道的防腐现状，提出了解决对策。

关键词：石油管道；防腐现状；对策引言这些年来，我国城市化建设在不断加速中，资源的需求也越来越多，尤其在石油开采方面明显增加。

油管道防腐工程也在大规模建设当中，石油管道防腐的问题也在关注中不断提高。

我国石油天然气工业的迅速发展，使得油气输送管道已成为保障油气资源顺利输送、配给及使用的重要基础。

但无论何种类型的管道，只要是输送液体均会发生管道腐蚀问题，且埋地管道因环境潮湿，加剧了腐蚀作用。

为此，针对当前普遍存在的石油管道腐蚀问题，采用适宜的管道防腐技术非常必要。

1石油管道防腐的重要性在对石油资源进行运输的过程当中管道运输是最主要的方式。

通常情况下石油运输管道是由钢结构组成的，钢结构材料在外界环境的影响下会产生各种各样的问题，从而就会导致石油运输管道出现腐蚀的情况。

当石油运输管道出现腐蚀的情况之后，不管是因为管道的外形还是色泽，或者是石油运输管道的机械性能都会产生一定的变化，而且这些变化非常不利于石油运输管道的正常运营，而且在一定程度上还会缩短石油运输管道的使用寿命。

不仅如此，当石油管道出现腐蚀的情况之后，还会影响到所运输的石油质量，严重情况下还会出现石油泄漏的情况，污染到环境。

所以，在对石油运输管道进行管理的过程中，需要加强对石油运输管道腐蚀的处理，否则会增加石油运输的成本，并且产生非常大的安全影响。

2石油管道防腐工作中存在的问题2.1防腐设备使用不合理目前，大部分石油管道均由国家项目统一铺设完成，但是在管道运营时大多采用承包方式，其关注重点在输送介质的数量和效益，疏于对石油管道的维护与保养。

国 内 外 管 道 防 腐 的 现 状 与 发 展宋 秀 丽摘 要 :管道工程市场的日趋扩大 ,为管道防腐技术提出了越来越高的要求 。

针对现阶段国内外管道防腐技术的状况 ,提出了今后的研究和发展方向 。

指出在不久的将来 ,管道防腐技术会有新的突破 。

关键词 :管道腐蚀 ,防腐涂料 ,粘结力 ,塑料 中图分类号 : T U991138文献标识码 :A蚀 ,耐石油及其产品溶解 ,抗土壤应力 ,抗植物根茎穿透 ,耐阴极剥离 ,使用寿命长 ,防腐性能优于石油沥青 。

117 熔结环氧能阻挡氧的传输 ,能透过阴极保护电流 ,与钢铁基 体有良好的粘结力 ,特别是在较低温度和较高温度下仍具有较好的抗物理损伤 、耐腐蚀和抗水渗透性能 。

管道的内腐蚀在我国刚刚起步 ,与发达国家相比还有一定差 距 。

管道内腐蚀不仅保护管道不受腐蚀介质的侵害 ,而且改善管 道内部流体运动状态 ,提高管内表面光洁度 ,减少水力摩阻 ,从而使输送动力降低 ,输送量增加 ,降低运输成本 。

内防腐主要有聚 乙烯粉 、环氧聚乙烯双涂层 、POA 、POE 、POF 、环氧粉末 ( F BE ) 。

2 对管道防腐层性能评估与比较管道的腐蚀在内外壁都会发生 ,外壁腐蚀主要是土壤腐蚀 、 硫酸还原菌腐蚀及管道附近杂散电流腐蚀造成的 ,腐蚀过程基本 属于化学腐蚀 ,内腐蚀主要取决于输送介质 。

目前大部分输送介 质中含水量及 C l 、H 2 S 、CO 2 腐蚀介质等的含量较高 ,管道的内腐 蚀速度不断增加 ,防止管道腐蚀的有效方法就是利用保护涂层隔 离管道与腐蚀介质的接触 ,屏蔽腐蚀环境 ,隔断阴极与阳极之间 的联系 ,使电路中断 。

基于上述原因对各防腐层可按 10 个考察因素进行评估 , 以10 分为满分 。

考察因素及满分标准如下 (有代表性的) :211 土壤应力 :管道埋地后 ,周围土壤在季节性的板结溶解和气候干湿交替变化过程中 ,发生相对移动 ,对防腐层表面产生推拉应力 ,可能导致防腐层褶皱 、下垂或开裂 。

油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施1前言注水采油技术是国内各大油田提高原油采收率的主要方法，随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的顽症，所造成的严重损失令人触目惊心。

据2003年9月对我国第二大油田胜利油田的调查发现，11个采油厂8000余口注水井、总长度1583万m的统计，平均腐蚀速度达1．5mm／a，平均穿孔率达2．4次／(kma)。

在部分严重损失区块，管线换新周期不足3a，最短的仅(3～4)个月，所报废的注水管柱中有90％以上是因腐蚀、结垢而造成，整个胜利油田由于腐蚀引起的管柱、管线材料费直接经济损失就达3亿元，并由于更换管柱、管线影响作业和生产，导致间接经济损失达10亿元左右。

而全国各大油田的管线和管柱到2001年年底，总计高达10亿余米，这方面的损失更分别高达100亿元和1000亿元之多。

因此，研究注水系统的腐蚀规律及防腐蚀措施刻不容缓，具有重要的意义。

2油田注水管道腐蚀的影响因素油田注水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，主要影响因素有：(1)pH值。

一般情况下，当pH值在4～10时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，腐蚀速率不受PH值影响。

在PH值不大于4的酸性范围内，碳钢表面的氧化物覆盖膜将完全溶解，致使钢铁表面和酸性介质直接接触。

因此，提高注水PH值，可以解决酸蚀问题，但不一定能解决其它腐蚀类型。

从理论上讲，注水的最佳pH值应为7。

当pH值在10～13的碱性范围内时，随碳钢表面的pH值升高，Fe2O3覆盖膜逐渐转化为具有钝化性能的rFe2O3保护膜，腐蚀速率会有所下降。

但是当pH值过高时，腐蚀速率又会上升，其原因是碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的铁酸钠(NaFeO2)。

(2)溶解氧。

氧腐蚀是油田注水系统的主要腐蚀形式之一。

溶液中含有极低浓度的氧(低于1mg／L)就可造成极为严重的腐蚀，如果同时有H2S或CO2气体存在，腐蚀速度会急剧升高。

石油管道的防腐工作现状以及解决对策摘要：在输油管道运输过程中，腐蚀不可避免地会导致泄漏，从而造成严重的环境污染，这将对企业的发展产生一定的影响，甚至给人们的生命安全带来一定的风险。

本文主要论述了输油管道防腐存在的问题及相应的解决措施。

关键词：石油管道；防腐工作；现状；解决对策引言：近年来，随着我国城市化进程的加快和石油资源需求的增加，石油运输安全问题日益突出。

因此，有效地解决输油管道的防腐问题，可以有效地提高输油管道运行的安全性。

1地面工程管道腐蚀原因分析1.1油品自身原因分析油田采出的原油成分复杂，在管道输送过程中，各种腐蚀性杂质与金属管道直接接触，造成金属管道的腐蚀，由于原油输送管道通常比较宽敞，管道结构比较复杂，一些原油管道节点、阀门等部位在输油过程中很容易产生结垢现象，这将进一步加剧原油管道的腐蚀速率，使管道腐蚀泄漏问题更加严重。

1.2管道外部影响因素分析近年来，我国石化工业发展迅速，油田地面工程管道建设取得了很大进展。

原油输送管道的总体建设规模不断扩大，管道结构体系更加复杂，在原油管道的实际运行中，不可避免地会受到外界环境因素的干扰，使原油管道的腐蚀问题更加严重。

此外，在原油输送管道的实际运行中，管道运行和维护管理作为一个破坏性因素，将导致原油输送管道腐蚀的进一步恶化，对原油管道运输的安全构成巨大威胁。

2油田地面工程管道防腐施工技术应用分析2.1防腐涂层应用分析2.1.1合理选择防腐涂层防腐涂层技术是目前原油管道防腐工程实践中应用最早、最广泛的防腐施工技术。

利用防腐胶带从金属管道表面分离出腐蚀因素，在此基础上对原油管道进行了良好的保护。

由于防腐蚀涂层在原油输送管道中的广泛应用，防腐蚀涂层材料的选择已成为一个非常重要的环节，不同防腐蚀涂层材料的实际性能也有很大差异，随着材料科学的快速发展，许多新型防腐蚀涂层材料在油田管道防腐工程中得到了应用。

有鉴于此，优化防腐涂层材料的选择是当前石油管道防腐施工中相关技术人员的基本要求。

油⽓⽥管道防蜡、减阻、防腐技术的发展及现状中国⽯油⼤学（北京）研究⽣考试答题纸姓名：_____________ 学号：_____________ 所属专业：___________________________考试课程：_________________________ __装订线油⽓⽥管道防蜡、减阻、防腐技术的发展及现状摘要随着新油、⽓⽥的不断开发利⽤, 长距离管道输送时, 管道防蜡、减阻及腐蚀防护技术变得越来越重要。

本⽂概述了⼏⼗年来国内外油⽓⽥输送埋地管道的防蜡、减阻和管道内外壁防腐技术发展情况, 并对各种⽅法的利弊作了分析介绍。

关键词⽯油; 天然⽓; 管道; 防蜡; 减阻; 防腐1 前⾔随着⽯油及天然⽓⼯业的发展, 原油、天然⽓多采⽤管道输送, 由于受到温度及本⾝组成的影响, 原油在输送过程中会在管道内壁上发⽣蜡沉积随即导致管道输送阻⼒增⼤。

此外, 由于原油(天然⽓) 中的某些成份(如硫化物等) 对管道的腐蚀不容忽视, 管道内壁的防蜡减阻、防腐显得极为必要。

与此同时, 埋地管道外壁由于受到⼟壤盐分、酸度、湿度、电场、有机质、微⽣物等因素的综合作⽤会发⽣腐蚀。

⼟壤种类及不均匀性使⾦属管道外壁腐蚀情况异常复杂。

随着⽯油、天然⽓的⼲线管道输运和强化开采的发展, ⼯作载荷和输运产物的腐蚀性质都增⼤了。

由于近年来在⽓候条件恶劣地区使⽤⼤直径管道和环境保护要求, 管道防腐具有特别重要的意义。

本⽂对国内外油⽓⽥管道内外壁防腐和防蜡减阻技术的发展及现状作了综述。

2 油⽓⽥管道防蜡减阻技术2．1 热处理输送加热输送是世界上实施最早、应⽤最⼴的⼀种含蜡原油输送⼯艺。

我国通常采⽤沿线逐站加热管道进⾏输送, 通过热处理可促成原油中蜡晶形态结构的相应变化, 从⽽达到改善原油低温流动性的⽬的。

但加热输送能耗多、设备投资和管理费⽤⾼, 且存在停输再启动困难等问题。

2.2 添加化学添加剂在原油中加⼊⼏⼗⾄⼏百ppm 的减阻剂可降低原油的流动阻⼒, 提⾼输量百分之⼏⼗。