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油气田井下油管的防腐技术在石油工业中起着至关重要的作用，可以延长油管的使用寿命、提高生产效率，并保证油气的安全输送。
以下是一些常见的油气田井下油管防腐技术：
1. 油管涂层防腐技术
-环氧涂层：环氧涂层是最常用的油管防腐材料之一，具有良好的耐腐蚀性能和粘附性，可以有效防止金属表面受到腐蚀。
-聚乙烯涂层：聚乙烯涂层具有良好的机械性能和耐腐蚀性能，广泛应用于海底油气管道等环境中。
-聚胺脂涂层：聚胺脂涂层具有优异的耐化学腐蚀性能和耐磨损性能，适用于高腐蚀环境下的油管防腐。
2. 阴极保护技术
-镀锌：将油管表面镀上一层锌，利用锌的阳极保护作用保护油管不受腐蚀。
-牺牲阳极保护：在油管系统中加入一些更容易氧化的金属，如锌、铝等，使其成为“牺牲阳极”，保护油管不受腐蚀。
3. 管道涂层检测技术
-非破坏检测：采用超声波、X射线、磁粉探伤等非破坏检测技术对油管涂层进行定期检测，及时发现问题并进行修复。
-电化学阻抗谱分析：通过电化学阻抗谱分析技术，监测涂层的电化
学性能变化，评估防腐涂层的状况和耐腐蚀性能。
4. 管道防腐维护管理
-定期检查维护：定期对油管涂层进行检查和维护，及时修复涂层损坏或腐蚀部位。
-建立档案记录：建立完善的管道防腐维护档案，记录每次维护和检测的结果，制定科学的预防性维护计划。
通过以上技术手段和管理措施，可以有效延长油气田井下油管的使用寿命，确保油气输送系统的安全稳定运行。
同时，保障油气资源的开发利用，促进石油工业的持续发展。
油管腐蚀原因及控制对策研究1.引言油管作为能源运输的重要设施，在长期运行过程中容易受到腐蚀的影响，从而降低了设施的使用寿命，增加了维护成本，甚至可能导致严重的事故。
对油管腐蚀的原因及控制对策进行研究，对保障能源运输设施的安全稳定运行具有重要意义。
2.油管腐蚀原因2.1 环境介质油管在使用过程中受到的环境介质的影响是导致腐蚀的重要原因。
在海水中运行的海底油管受到海水中的氯离子、海洋微生物等的侵蚀；在油田中运行的地面管道则受到地下水、土壤中的酸性物质的侵蚀。
2.2 材料选择油管的材料选择也是导致腐蚀的重要原因。
如果油管的材料选择不当，或者在使用过程中受到磨损、损伤等影响，都会导致其表面发生腐蚀。
油管的制造工艺也会直接影响到材料的性能，从而影响到腐蚀的情况。
2.3 使用条件油管在使用过程中的工作温度、压力等条件也会影响到腐蚀的情况。
高温、高压的工况下，油管的金属结构容易发生相变，从而引起腐蚀的问题。
3.油管腐蚀控制对策研究3.1 材料改进针对油管腐蚀的原因，可以通过改进材料的选择、改进制造工艺等手段来提高油管的抗腐蚀性能。
选择抗腐蚀性能更好的材料，采用更加先进的制造工艺，可以显著降低油管的腐蚀问题。
3.2 附加保护层对油管的表面进行附加保护层的处理，可以有效减少腐蚀的发生。
对海底油管进行防腐蚀涂层的处理，可以降低海水中的氯离子对油管的侵蚀；对地面管道进行外绝热层的处理，可以降低地下水、土壤中酸性物质对油管的侵蚀。
3.3 监控与维护在油管的使用过程中，定期对油管进行检测、监控，发现问题及时进行维修、更换，可以有效减少腐蚀的影响。
通过无损检测技术对油管进行定期检测，发现问题及时进行修复，可以确保油管的安全运行。
3.4 环境保护尽可能保护油管周围的环境，减少环境介质对油管的侵蚀，也是减少油管腐蚀的重要手段。
加强对海洋环境的监测和保护，减少海水中的污染物，可以减少海水对海底油管的侵蚀。
4. 结语油管腐蚀是影响能源运输设施安全稳定运行的重要问题，针对油管腐蚀的原因及控制对策进行研究具有重要意义。
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。
海底管道气体运输的管道维护与修复技术海底管道气体运输是目前全球能源输送的主要方式之一。
作为一种高效、可靠的能源输送方式，海底管道具有长距离输送、运输成本低、环境友好等优势。
然而，由于海底环境的复杂性和外界因素的干扰，海底管道在使用过程中难以避免地会受到损坏和故障的影响，因此，管道的维护与修复技术显得尤为重要。
一、海底管道维护技术1.日常巡检与监测海底管道的日常巡检与监测是确保管道安全运行的重要环节。
通过定期巡视和监测技术，可以及时发现管道的异常情况，如漏气、腐蚀、破损等，并采取相应的措施进行维修和修复。
常用的巡检技术包括遥感监测、潜水员巡检、无人机巡检等，这些技术能够全面、准确地获取管道的状态信息。
2.防腐保护海底环境中存在着各种腐蚀因素，如盐度、温度、水质等，容易对管道产生腐蚀作用。
因此，对海底管道进行有效的防腐保护至关重要。
常见的防腐保护技术包括环氧涂层、阴极保护等，这些技术能够形成一层保护膜，阻止外界腐蚀因素对管道的侵蚀，延长管道使用寿命。
3.泄漏监测海底管道泄漏会对环境和人类造成严重的损害，因此，泄漏监测技术的应用具有重要意义。
泄漏监测装置通常安装在管道上，通过不断监测气体流量、压力和温度等参数变化，实时判断管道是否存在泄漏情况，并及时报警，为维护人员提供准确的信息，以便快速采取应对措施。
二、海底管道修复技术1.封堵修复对于海底管道的漏气或破损等问题，通常采取封堵修复技术。
这种技术主要包括抢修和临时修复两种方式。
抢修是指在发现问题后，迅速采取措施对破损部位进行封堵，以防止气体泄漏扩散；临时修复是对破损部位进行暂时性的修复，以便后续的正式修复。
2.牵引修复对于较为严重或长距离的管道损坏，需要采用牵引修复技术。
这种技术是将损坏的管道利用牵引装置进行拖拽，使其离开海床并升至海面，然后进行修复工作。
牵引修复技术需要专业的装备和操作人员，能够有效降低修复过程中对管道的损伤，并确保修复工作的顺利进行。
船舶海水管系的腐蚀与防护海水管系的腐蚀与防护湛江市吉达科技发展有限公司尹建平摘要:本文总结了船舶海水管系腐蚀的影响因素，分析了海水管系的防腐蚀方法，提出了目前船舶海水管系的防腐蚀对策。
关键词：船舶海水管系防腐蚀船舶海水管系的腐蚀问题一直存在。
尤其在南海海域海水盐分浓度大、温湿度高，海生物多，海水管系的腐蚀更为严重。
大型船舶上海水管系多，工况复杂，因更加重视腐蚀问题。
1．船舶海水管系腐蚀的影响因素分析1)管系选材管系材质的耐蚀性是影响船舶海水管系腐蚀破坏的主要因素，是管系的固有特性。
其耐蚀性取决于该材质的热力学、动力学的性能，如化学活性、电位势、达到钝化状态的可能性和腐蚀成膜的稳定性，并与材质的均匀性、内外表面的质量、热处理工艺、加工等有直接关系。
管系选材不当同时会造成严重的电偶腐蚀。
目前可供船舶海水管系选择的材质有：紫铜管、无缝钢管(含经热浸锌或涂塑的无缝钢管)、镍铜管(B10、B30)、不锈钢管及钛管等。
2)管系海水流速海水在管系中的流动，加速了管系的腐蚀，其主要原因为:(1) 加快空气中的氧扩散到管系的表面速度；(2) 海水中夹带泥砂等杂质，造成对管系表面的磨蚀；(3)“空蚀”，流速超过一定极限后，与海水接触的管系表面出现空泡，其冲击压力很大，造成对管系金属表面膜的撕裂。
紫铜(TUP)随海水流速的提高，其腐蚀速度呈现有规律的增大，主要是由于其保护膜和基体的硬度都较低，当流速超过某一临界值及含固体夹杂物时，保护膜破坏，且高流速海水带来充足的溶解氧，使其腐蚀速度急剧升高。
B10镍铜比TUP耐流动海水冲刷腐蚀，但其耐含砂海水腐蚀性能较差，腐蚀速度是同流速洁净海水的7倍，这可能由于其钝化膜的破坏加速了镍铜合金的腐蚀。
海水管系流速还与管径大小有直接的关系．一般说来，管径越小，允许设计的最大流速值越低。
3)管系结构设计管系构型是影响海水管系腐蚀情况的重要因素。
流体容易紊乱的地方最易发生冲刷腐蚀，如分流处、汇流处、弯管处、管径变化处等。
油气管道阴极保护系统运行管理现状综述摘要：由于我国幅员辽阔，管道在运行过程中面临着不同的环境，导致油气集输管道安全事故频发。
腐蚀是引起油气集输管道事故的主要原因，油气管道采用阴极保护和防腐层保护的措施有很多。
然而，在油气管道的运行过程中，腐蚀是不可避免的。
因此，对管道保护性老化问题及其解决办法进行深入研究，将确保管道充分发挥作用。
关键词：油气管道；防腐保护；阴极保护系统；措施管道外部腐蚀控制系统包括腐蚀保护层和防腐保护系统。
阴极防腐层是防腐线然而在建造和操作管道时，在管道建设和运行过程中，防腐层不可避免地会由于机械碰撞或土应力而出现一些泄漏点，从而导致与腐蚀环境接触的管体产生腐蚀威胁。
腐蚀性的阴极保护系统为管状体提供附加保护在这些泄漏点，以防止腐蚀管道阴极保护技术通过向管道表面提供阴极电流来消极地偏振地面电位管，从而控制管道表面的腐蚀。
一、油气长输管道与阴极保护技术对管道中预防腐败的重要性的分析有着丰富的地下资源，但其分布非常不均匀，而且差异很大。
因此，能源运输已成为能源管理企业的一个优先事项。
能量石油和天然气管道周围环境的复杂性，气候条件、土壤可能会腐蚀石油管道。
除此之外，管道部流动加速了远距离输油管道的腐蚀速度，加剧了输油管道的老化，扰乱了石油和天然气的运输，导致了长期的石油和天然气泄漏，造成资源和能源公司的大量浪费，造成巨大的经济损失，甚至威胁到能源安全。
因此，必须保护管道不受腐蚀，提高其耐腐蚀性，促进石油和天然气企业的长期发展。
阴极防护是防腐的主要技术。
管道需要使用阴极保护公式计算相关数据，并为应用提供有效的参考和指导。
保护技术的主要任务阴极系计算长管道中电位和电流的比分布，以减少外部环境造成的腐蚀。
我国主要采用以下公式计算管道表面潜力的分配，以防止长管道通过控制潜力而腐蚀：阴极保护的计算公式,Lp代表的实际长度管道保护两侧,V代表表面电位之间的差异和潜在的管道,DP代表的外直径管道,Js代表阴极保护电流的密度,和Ds 代表了管道的阻力值。
海底油气管线现场节点内部防腐施工及质量控制要点海底油气管线是海洋能源开发的重要设施，其长期处于高度腐蚀环境中，必须进行有效的防腐施工以保障管线的安全可靠运营。
下面将从内部防腐施工和质量控制两个方面介绍海底油气管线现场节点的防腐要点。
一、内部防腐施工要点1. 材料选择：选择适合海底环境的防腐材料，如环氧树脂、聚酰胺、氟碳漆等。
材料应具有良好的耐腐蚀性能和附着力，能够有效防止海水、盐雾和沉积物的侵蚀。
2. 表面处理：在施工前，要对管线的内壁进行彻底的清洁和处理，确保表面无污垢、油脂和锈蚀物，以保证防腐层能够牢固地附着在管线上。
3. 涂层施工：根据管线的材质和操作条件，选择适当的涂覆方法，如刷涂、喷涂、喷涂等。
施工时要注意涂层的均匀性和厚度，确保涂层的质量和防腐效果。
4. 预热和固化：涂层施工后，要及时进行预热和固化处理，以提高涂层的附着力和耐腐蚀性能。
预热温度和时间应根据涂层材料的要求进行控制。
5. 层间连接：不同涂层层间的连接处是防腐施工的重要部分，要确保涂层之间的质量和连续性，防止涂层的局部剥离和腐蚀。
二、质量控制要点1. 施工记录：在施工过程中要做好详细的记录，包括施工材料、施工方法、施工工艺参数等。
并对施工过程中的质量问题进行记录和整改，以便后期的追溯和评估。
2. 检验检测：要对管线内部的防腐层进行必要的检验和检测。
可采用现场测厚仪、附着力测试仪等检测工具，对防腐层的厚度和附着力进行定量测量。
3. 质量评估：对防腐施工的质量进行评估，包括涂层的均匀性、厚度、硬度和耐腐蚀性能等。
评估结果应与相关标准和要求进行比对，以确保防腐施工的质量符合规范要求。
4. 整改措施：如果发现防腐施工存在质量问题，要及时采取相应的整改措施，修复涂层的缺陷和损伤，以保证管线的防腐效果。
5. 质量保证：防腐施工完成后，要进行质量保证工作。
对防腐层进行长期的监测和维护，定期检验涂层的状况，并采取相应的维修和更换措施，确保管线防腐性能的持久有效。
海底天然气管道风险与防控措施海底天然气管道与陆地管道所处介质不同，风险因素有一定差别。
海底天然气管道不仅受海洋水文环境和海床变化影响，还可能受到各种人类水上水下活动的损害，失效后难于抢修，恢复时间长、社会影响大。
文章针对天然气海底管道面的风险进行分析，并提出防控措施。
概述海底天然气管道与陆地管道所处介质不同，天然气海底管道失效后难于抢修，恢复时间长、社会影响大。
1960-1995年英国、挪威、荷兰、丹麦、德国等国北海油气田的海底管道事故统计数据库，不同区域的管道运行量1189469km·a，事故率1.1×10-4/km·a。
1985-1994年美国管道事故数据库，其中海底管道运行量179270km·a，共发生84起事故，事故率4.7×10-4/km·a。
造成海底天然气管道失效的原因很多，不同的水域造成海底管道失效的原因各不相同。
海底天然气管道不仅受海洋水文环境和海床变化影响，还可能受到各种人类水上水下活动的损害。
天然气海底管道风险因素由于海洋环境的复杂性，海底管线在运行中承受自重、输送介质、设计内压、外水压等工作荷载，风、浪、流和地地质运动等环境荷载以及人类作业活动的综合作用。
导致海底管道失效一般为多种风险因素共同作用结果。
按风险性质可以分为内在风险和外在风险。
内在风险是指管道本体的缺陷所造成的风险；外在风险是指外在环境变化和第三方破坏等对管道所造成的风险。
1 海底天然气管道运行的内在风险（1）海底天然气管道存在设计、制造和安装不当风险。
设计、制造和安装不当主要指管道输气工艺计算不合理、管道强度计算不正确、材料选材和防腐设计不合理、安装和布置不合理以及施工质量不合格，会造成金属损伤、管道强度削弱、产生裂纹、断层、自然伸展、局部或全部弯曲变形、管道位移、内外防腐涂层和阳极损坏。
（2）结构缺陷造成的风险主要有管道曲率半径改变、末端移动、海底管道稳定性破坏、静态过载与金属疲劳。
浅谈油气管道阴极保护技术现状在目前，油气管道防腐控制系统，主要是由防腐层和阴极保护层组成，大部分款都要通过防腐程度可以与空气隔绝，作为第一道防线，有力地保护了管道，但是，有很多事情是不可避免发生的，如机械碰撞，就会出现很多漏点，使管道暴露在环境外面接触到空气，受到腐蚀的威胁。
针对这一情况就需要第二道防线，主要是对这些漏点进行附加保护，让管道无法进行腐蚀，这就是阴极保护系统。
阴极保护系统是通过管道的表面进行阴极电流的传送，使管体电位发生负向极化，从而控制住了管道的腐蚀。
一、阴极保护技术现状（一）阴极保护的核心指标主要是靠阴极保护准则，通过阴极保护准则的评判标准，能够进行执导阴极保护的设计，使阴极保护技术能够正常运行。
通过国家制定的有关规定，明确提出了阴极保护的电位值管、地界面极化电位，是评判阴极保护准则的指标。
管道阴极保护电位应该负于-850mv，正于-1200mv。
（二）在进行油气管道阴极保护建设的时候，还存在着不足方面，阴极保护准则应该适用于温度，国家规定，当管道高于40摄氏度的时候，不能进行管道的充分保护，因为在高温下，阴极保护可能会无效，或者丧失其功能，因此如果高于40℃的管道将不能满足阴极保护的要求，不能在其环境下生产运行，因此应该开展，高温度下阴极保护准则的研究。
许多油气管道存在动态直流干扰时的阴极保护，经济发展目前越来越迅速，对油气管道的干扰越来越严重，很多油气管道电位也出现了波动。
编剧有关国家规定，如果管道电位偏离，并且时间很长，这种情况下也没办法进行阴极保护，阴极保护系统无法正常运行。
阴极保护也存在着交流干扰，在这种情况下，如果进行阴极保护，就会出现加速腐蚀、自然腐蚀、阻碍腐蚀，使阴极保护水平降低，不能起到预期的效果，金属会有明显的腐蚀反应。
所以，在目前应该注意交流干扰时腐蚀机理的研究，能够在交流干扰下正常运转，并建立在交流干扰下管道保护的相应准则。
二、管道管理现状（一）通过油气管道阴极保护的目标不同，可以分成阴极线路和区域阴极两个保护系统。
油气管道常见腐蚀原因及防护措施应用摘要：油气管道运输是石油或者成品油、天然气等最基础的运输手段，但是因为管道铺设在地下，所以它很容易遭受到物理腐蚀，再加上石油和天然气自身的化学腐蚀等因素，很可能会导致石油和天然气的泄漏、爆炸、火灾等事故发生，所以，要保证石油和天然气的安全输送，必须要对石油和天然气管道进行防腐处理。
本文从油气管道常见的腐蚀原因入手，并介绍相应的防护措施。
关键词：油气管道；腐蚀原因；防护措施石油和天然气是非常重要的能源，在我国经济不断发展的过程中，对于能源的需求也在不断地增加，油气管道是石油和天然气输送的重要工具，其重要性不言而喻。
油气管道在运输过程中会受到很多因素的影响，如介质、温度、压力、杂散电流等。
在油气管道运输过程中，如果发生了管道腐蚀，就会导致管道失效，给油气生产带来严重损失。
因此，在运输油气管道的时候必须要采取有效的防腐措施，避免发生更多的管道腐蚀事故[1]。
一、常见油气管道腐蚀原因（一）土壤腐蚀土壤中含有很多腐蚀性物质，如水、二氧化碳等。
这些腐蚀性物质与土壤接触后，会对管道造成腐蚀。
此外，土壤中还含有各种离子，如钠、钾、钙、镁等元素以及硫离子等，这些元素都会对金属产生化学作用，进而使金属材料受到腐蚀。
同时，土壤中有的还存在少量的杂散电流，比较容易发生电解质作用。
（二）大气腐蚀大气中含有大量水分和氧气，这些物质与油气管道接触后会对其产生腐蚀作用。
另外，空气中的水蒸气、二氧化碳和其他气体也会对油气管道造成影响。
（三）微生物腐蚀微生物腐蚀是指在各种原因（如温度、湿度等）的作用下，土壤中的微生物将金属材料或其他非金属材料分解的过程。
这些分解反应可能是化学反应（如氧化）或物理反应（如电化学反应），也可能是化学反应（如生物作用）。
（四）水腐蚀一些管道由于地域原因，会将其放置在海河当中，也会造成管道的腐蚀。
由于一些水的溶氧浓度、酸碱度、水的硬度、水流快慢、水的温度等等一系列因素都会影响管道的使用寿命。
海上油气田的腐蚀与防护【摘要】由于海上油气田作业平台所处环境恶劣，平台设施发生腐蚀的可能性大大增加，而海上工程投资昂贵，并且要求有较长的使用年限，同时需要尽可能减少维修的可能，因此海上平台的腐蚀防护问题就成为确保平台安全可靠长期运行的重要关键。
本文通过介绍了海洋环境对海上油气田设施的腐蚀情况，切实可行的提出了海洋环境中海上石油平台的腐蚀防护对策，以保证海上油气田设施的使用安全性及可靠性。
【关键词】海上油气田腐蚀防护＜b＞ 1 海上石油平台的腐蚀环境＜/b＞开发海洋石油，主要是战胜海洋环境所造成的困难，海洋环境与内陆环境有着显著的不同，其对钢铁的腐蚀是内陆的4—5倍，主要原因有：（1）海上石油作业平台所在的海域一般都在距离港口较偏远的地方，那里没有防风浪设施对其进行保护，除此之外，各种潮流、地震和大块的浮冰也会对平台产生破坏。
各种因素的综合作用使得平台潮差区腐蚀加剧，结构物上所承受的巨大冲击也导致应力腐蚀和腐蚀疲劳破坏的产生。
（2）海上石油平台具有复杂的结构，平台处在潮湿的大气和海水的共同作用下，会出现腐蚀现象，同时由于海水飞溅、潮汐、海泥等的作用，特别是海水飞溅所造成的腐蚀及保护问题已经引发越来越多的关注了。
（3）海上石油平台是由焊接而成的管桩式结构支撑着，但是由于焊接结点的特殊性，其容易产生腐蚀现象，因而对焊接结点的维护就显得更加重要。
（4）海上石油平台大多是固定的，不能像船舶那样可以定期进港维护，海上石油平台寿命一般为20—30年，这就需要保护系统的寿命与之相适应。
防腐蚀的措施要能保持如此之久，在实际应用上会有难度。
＜b＞ 2 海上石油平台的腐蚀特点＜/b＞2.1 平台腐蚀分区通过开展的许多研究，人们对海洋环境中的腐蚀特征已经有相当的了解了。
根据环境介质的差异，飞溅区、潮差区、海洋大气区、全浸区和海泥区等构成了海洋腐蚀环境。
2.1.1 飞溅区飞溅区也称为浪花飞溅区，位于高潮位之上，因此常受海浪溅泼而得名。
油气管道及储运设施安全保障技术发展现状及展望石油与天然气的贮存与运输，作为中国能源产业链中的重要环节之一，其对我国社会稳定和谐有着至关重要的意义。
由于中国幅员辽阔，油气资源十分丰富。
但是与日渐成熟的勘探和开采技术相比较，石油的存储与运输技术还存在一定不足，有待进一步完善。
随着我国“一带一路”发展规划的提出，加速了区域经济之间进步的同时，实现了我国能源产业的有效融合，这就对当前石油与天然气的储运基础提出了更高的要求。
因此，为了有效保障油气管道及储运设施的安全，务必要对当前技术进行不断研究。
标签：油气管道;储运设施;安全保障技术;展望引言：现阶段为了提升油气管道事故防控以及应急技术和管理水平，进而确保国家的安全，国家着重研究了“油气长输管道及储运设施检验评价与安全保障技术”项目。
这个项目为了给油气管道以及储存设施提供安全保障，并且比较详细的分析了油气管道以及储运设施损伤和事故处理系统等方面。
不同的项目有关的科学技术也各不相同，現阶段依据油气管道以及储运设施防灾减灾为基础，进行讨论理论研究，技术研究，装备研究和工作研究工作，进而成立油气管道以及储运设施安全保障系统，进而增强管道以及储运设备的安全管理水平。
1、当前油气管道及储运设施的安全保障技术现状1.1 运输过程损耗严重在油气的实际运输过程中，从油气的生产，到随后的存储，再到最后的终端使用，通常在储运环节会经历从油田到炼油厂再到使用者的漫长过程。
由于整体过程十分复杂，需要加以控制管理的环节数量较多，加之在各环节运输都会存在一定的油气损耗。
因此，借助油气罐等运输工具进行储运与转运，各个步骤都会有所蒸发浪费，无形之中增加了天然气的泄露风险。
若运输当中一旦出现破损，损耗能量也就会随之增加，无形之中增加了事故的发生几率。
基于当前的储运工作而言，不仅无法实现理想的运输效果，同时也对其安全造成严重影响。
损耗能源越多，危险因素也随之升高。
因此，若想有效降低油气储运过程的损失，就要对当前的储运设施与技术进行全面改造与升级，切实减小国家经济负担，以此实现我国经济的健康可持续发展。
油气输送管道腐蚀因素与防护对策摘要：对于油田安全生产问题而言，管道腐蚀的隐患时有发生，同时，输送介质大多都为容易爆炸的油气，倘若管道出现被腐蚀的情况，油气会泄露到地面，若与火源接触，爆炸就会发生。
此外，高压注水管道的危险性也较大，如若发生穿孔，会对人们与周围物品造成严重伤害，此类现象应受到管理人员的高度重视。
关键词：油气输送；管道腐蚀；防护效果引言长距离油气输气管道一般埋藏于地下，结合地层土壤的状况，极易导致金属管道的腐蚀，而出现穿孔泄漏的状况，影响到油气的正常输送，严重的情况甚至导致环境污染事故，给人类的生产和生活带来危害。
应强化输气管道的腐蚀管理，延缓腐蚀的速度，提高长距离输气管道系统的服役年限，以降低输气的成本，提高油气生产企业的经济效益。
1 油气输送管道腐蚀因素1.1 地理环境地理环境的不断变化会使油气管道发生改变，如环境温度、土壤类型等，如果外界环境中存在较多的不安全气体，当管道与其接触，容易出现各种危险事件，严重的情况下，将会酿成不可挽回的后果。
此外，部分油气管道还需要进行二次完善，物力资源将实施重复维修，后续的施工量增大，且焊接质量影响最终油气输送的效果，一旦焊接质量不佳，将会出现油气泄漏等现象，地面管道施工质量受到较为严重的影响，造成安全事件频发。
1.2 腐蚀防护效果现在常用的防护手段采用双重措施，即防腐覆盖层与阴极保护层相互结合。
此种方法能对外界环境中的不利因素进行全面的阻挡，倘若产生局部剥离情况时，阴极保护层的电流会具备良好的畅通性，保证防护效果较佳，管道被腐蚀的概率大幅度下降。
合理的防护手段将保证油气的正常输送，为我国油气管道输送的安全性获得有效的保障。
同时应对地面管道施工过程提出高标准的要求，倘若处理不当，就会造成重大的人员与设备伤害事件，监管人员应对管道材料进行严格要求，不得使用劣质产品进行管道施工，否则会具有较大的安全隐患。
1.3 钢管材质与制造钢管组成成分中的非金属元素占据较大的比例，S、P等元素都比较容易造成腐蚀，C等元素多造成脆性开裂现象，而微晶细度的等级比较低，当裂纹顺着水晶粒逐步延伸的时候，开裂现象会逐渐频发，一旦其中具有铜等元素的时候，防腐蚀性能会显著的提升。
油气田地面管道内腐蚀现状及防腐技术研究摘要：针对我国油气田地面管道腐蚀穿孔失效频发的难题，首先介绍了几种不同材质管道腐蚀和开裂失效案例，然后基于我国油气田大量地面管道腐蚀失效分析，总结了内腐蚀研究需关注的重点问题。
综述了缓蚀剂、内涂层、双金属复合管、非金属复合管等油气田地面管道常见的内腐蚀控制技术，以及内穿插修复、风送挤涂修复和局部补强修复等内腐蚀治理技术的原理、研究进展、现场应用效果等。
最后分析了油气田地面管道内腐蚀面临的难题和挑战。
关键词：油气田；地面管道；内腐蚀；原因防腐对策1管道内腐蚀原因及影响因素1.1内腐蚀原因管道内腐蚀主要是因为管道内的水分和微生物等物质的存在会与管道的油气混合物产生化学反应从而造成的管道内腐蚀。
油气中具有腐蚀性的气体主要有H2S、CO2、SO2及各种气体的混合物等，对于硫化氢气体，这种气体溶于水中会生成硫酸，硫酸具有强腐蚀性。
聚合物管道被H2S腐蚀后容易导致局部氢脆。
CO2溶于水后使得溶液PH值降低，产生HCO3-、CO32-离子，这些酸性物质容易与管道的铁质物质反应生成碳酸铁、碳酸亚铁等沉淀，不仅腐蚀铁还产生污垢堵塞管道。
二氧化硫与二氧化碳的腐蚀原理基本相同，二氧化硫溶于水与管道内的铁反应，生成硫酸亚铁可水解成三氧化二铁和硫酸根离子（SO42-），产生的硫酸根离子也具有腐蚀性。
同时，管道的内部中流体，在输送过程中也能对管内壁产生冲刷腐蚀，流体中含有沙块、碎屑等固相颗粒对管道内部磨蚀，结合腐蚀性气体，加速了管道内部的腐蚀。
1.2管道内腐蚀影响因素1.2.1硫化氢腐蚀硫化氢会在输送过程中离析出HS-和S2-等，其会吸附在金属的表面，这就增加了吸附复合物的含量，由于相应离子会造成金属点位移动，并且向着负值位移，这就会增加阴极释放出氢气的速度，获得电子的过程就削弱了金属键的强度，使得金属位置出现了腐蚀现象。
1.2.2二氧化碳腐蚀在集输管道内，二氧化碳气体和水发生反应，此时就会产生一定量的碳酸，碳酸在作用下电离出H+，电离后的H+直接还原，析出氢气值是，金属表面的HCO3-则处于浓度较低的状态，水也会被还原，析出氢气，形成点蚀作用。
油气储运过程中管道腐蚀的原因及防腐措施摘要：一个国家的工业发展离不开能源的支持，而油气的运输又跟人们的日常生活和国家发展显得那么密不可分，但是在油气储运过程中遇到的管道腐蚀问题却给能源运输带来了极大的难题。
所以在现在的油气储运过程中，必须对能源运输的关键提高重视。
本文主要分析了一下油气储运过程中导致管道腐蚀的原因和一些相关处理办法。
关键词：管道防腐；油气储运；能源发展1.在油气储运中做好管道防腐工作的必要性首先，从能源的角度来讲，现阶段我们每个人都意识到了能源的重要性，能源充足的国家其发展程度也相对较高，而且各个国家都已经制定了相应的能源开发和储备战略。
油气能源作为一种重要的能源资源，其需求量越来越广泛，所以这就给能源储运工作带来了极大的挑战。
从某种意义上讲，油气能源的安全储运既能够保证国家经济平稳快速地发展，又能提升我国人民的生活水平。
从地理环境的角度来看，我国的地理面积十分广阔，用地大物博来形容再贴切不过。
然而，由于辽阔的地理面积，在能源的分配上也出现了相应的问题：各个地区的能源分配不均。
现阶段，由于科学技术的提升和普遍应用，能源分配不均的制约作用也逐渐被缩小，我国在均衡能源、合理配置能源方面已经取得了一定的进展，比如说：北煤南运、西气东输工程等，这些都是我国在能源分配方面的有效尝试，这些工程极大地造福了我国大部分地区的人民群众。
2.油气储运过程中管道被腐蚀的原因2.1外界因素油气储运过程中管道被腐蚀的原因通过对国内外油气储运行业在管道应用中的实践分析,可以发现油气储运过程中导致管道受到腐蚀的原因主要有三个方面即外界因素、油气的性质以及防腐措施不当。
外界因素油气管道布放在特殊的环境中,其周围的各种因素和介质的性质各不相同,对管道的影响也大小不一,在外界环境中影响较大的主要有温度、介质的腐蚀性、介质的物理性状以及施工因素等。
温度,是指在油气储运过程中管道的温度以及外界环境的温度,管道铺设深度是决定油气温度的主要方面,一般而言,腐蚀速度会随着温度的逐渐上升而有所加快。
油气管道腐蚀原因及主要防护办法分析摘要：油气管道腐蚀问题在化工生产中较为常见。
一旦油气管道出现腐蚀，如果不及时解决，为化工生产埋下巨大的安全隐患。
理清油气管道腐蚀的原因，采取有效的防护办法，可降低因油气管道腐蚀问题引发的安全事故。
以下就是本文对油气管道腐蚀原因及主要防护办法的分析，所述如下。
关键词：油气管道；腐蚀原因；防护措施油气管道容易发生腐蚀问题，尽管我国油气管道均采用了一定的防腐技术，但是管道在运行的过程中受到其他因素的影响，腐蚀问题也时有发生，给化工生产带来了巨大的安全隐患。
对此工作人员需要全面分析引起油气管道腐蚀的原因，采取与之对应的防护方法，尽可能降低油气管道腐蚀率，确保生产安全有序进行。
1 导致油气管道腐蚀的原因分析1.1 化学腐蚀所谓化学腐蚀就是油气管道和环境中存在的介质发生了化学反应，导致油气管道外层被破坏。
其中气体腐蚀和非电解质溶液腐蚀是化学腐蚀的两种形式。
油气管道裸漏的金属暴漏在周围环境中，空气中的气体与裸漏的油气管道发生氧化反应形成化合物。
在温度较高的情况下，氧化膜生长速度较快，进一步加剧了油气管道腐蚀的程度。
油气管道内存在的水分较多，同样也含有很多腐蚀油气管道的物质，这些化学物质与油气管道内壁产生化学反应，进而促使油气管道出现腐蚀情况。
1.2 电化学腐蚀电化学腐蚀也是导致油气管道腐蚀问题的重要原因。
油气管道在腐蚀过程中会形成电流，所形成的电流是导致油气管道腐蚀的重要原因。
油气管道电化学腐蚀过程中流进电流的一方为阴极，流出电流的一方为阳极。
其中电化学腐蚀主要包括两种，分别是电解腐蚀和原电池腐蚀。
所谓电解腐蚀就是金属处在电解质溶液中，外界杂散电流作用在金属上，进而发生电解反应导致金属被腐蚀。
所谓原电池腐蚀就是电解质溶液中的金属产生原电池而出现的腐蚀反应。
电解质溶液出现的环境较多，包括油气管道外围潮湿的空气、土壤等。
1.3 细菌腐蚀据调查细菌也是引起油气管道腐蚀情况的原因之一。
