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【摘要】随着油田行业的快速发展，原油输送需要高效能保质保量。本文简要的分析了油田埋地管线的腐蚀类型和原因，并針对这些原因提出了管线腐蚀的治理相关策略。
【关键词】油田埋地管线 腐蚀 检测 分析 防护
1 综合分析埋地管线失效的原因
1.1 分析管线外防腐层老化被破损原因
施工时的缺陷。油田埋地管线施工过程中，管线的接头处、弯头、三通等处没有做好防腐层处理；在铺设管线时，防腐层受到硬物的破坏或者损伤形成破损；管线交汇时，受到挤压而造成防腐层的磨损和变形；管线埋设较浅时，长时间受到阳光的照射将会导致防腐层的老化，或者受到冷热交替而导致管线腐蚀。
选取的防腐层不恰当。当前，防腐层的种类很多，因此，选择防腐层时一定要结合埋地环境的地形、地貌具体特点，做出科学的选择。例如：在外界破坏频繁的区域，防腐层不易选择黄夹克类的，这是由于这类防腐层不会进行自我修复，还能够将破坏力进一步传递，使破坏点越来越大，导致管线裸露，最终管线腐蚀穿孔。
第三方的破坏。有些埋地管线经常会受到外力的挤压或承重，久而久之，管线承受能力下降，结构发生变化，很容易出现变形腐蚀穿孔；新管线铺设时造成管体的损伤，或者是管线二次连头时，不注意连接处的二次防腐，人们往往忽略这些，长时间埋地后，管线就会在损伤部位和连接处慢慢出现腐蚀，穿孔也最快；一些恶意的人为破坏，如盗油者的打孔，都将会导致防腐层的破坏，丧失保护作用。
缺乏管理观念。在油田埋地管线施工过程中，仅仅是对管体维护的高度重视，但是却没有充分的重视管线的防腐层的保护。在管线遇到穿孔补漏时，往往只修复了管线的漏洞，却没有将防腐层及时的修复，进而造成维护成本的增加，导致管线的腐蚀程度更加恶化。
1.2 分析管体腐蚀原因
油田埋地管线在水的质量分数低于30%时，管体腐蚀主要为外腐蚀。当埋地管线没有或者失去阴极保护系统时，防腐层受到多方面因素破坏、老化后，埋地管线管防腐层破坏的部位将直接、长期裸露在腐蚀性强的环境下，这样就会对管体造成严重的腐蚀；特别是个别存在较重阳极倾向的管段，当防腐层受到破坏后将可能在很短的时间内形成强烈的管体腐蚀，甚至形成管体的穿孔，导致管线内介质的泄露。
埋地管线在水的质量分数超过70%时，将同时受到内外腐蚀的作用。导致管线出现内腐蚀的因素有：管线内防腐蚀层缺陷处有小阳极、大阴极的腐蚀电荷存在，出现电荷腐蚀，导致腐蚀穿孔速度的加快；管线的输送介质污水、清水混合时，杂质较多，导致管线形成较为严重的结垢腐蚀；单井采出液中存在大量的砂砾，未采取任何措施而直接汇入外输干线，进而导致管线底部出现冲刷腐蚀。在更换管线时，选用不同材质的两种管线实施焊接，从而导致电偶腐蚀的形成。
不当的生产工艺或施工工艺，也会导致埋地管线出现局部腐蚀的现象。如焊条和母材材质不匹配，进而导致在焊缝临近的位置出现电偶腐蚀；线缆局部加热的方式常常会使线缆和管线接触的部位产生温差腐蚀；当H2S、CO2以及硫酸盐还原菌存在与管输介质中时，却没有进行任何防护措施，则导致局部的化学腐蚀。
2 腐蚀防护措施2.1 选材和设计
采用具备较强抗腐蚀能力的管线，对含有较强腐蚀性离子的物质进行传输。如新型的稀土铝合金管线、镍基合金复合管等。用含铬钢输送CO2含量高的物质，要根据腐蚀介质中CO2的实际含量来确定钢中铬的含量，从而达到防腐蚀和节约成本的目的。在管线的更换或者施工中，必须要确保管线材质的一致性，进而使管线的腐蚀速度降低。污水存在很强的腐蚀性，甚至会高于一般水质的20倍，因此在这种情况下要选取符合强度要求的非金属材质管线，如玻璃钢管、钢骨架复合管。对于管线曲率的设计，还要遵循不小于三倍管径的规定，从而使湍流对管线产生的腐蚀减低。在进行防腐层选择时，对于有较多芦苇、杂草、水位较高的地区，外防腐剂应当选用沥青；对于容易受到外力破坏的区域，通常不选取黄夹克类防护层，对于重要的输气或者输油管道，则可采用PE类防腐层。
2.2 注重防腐蚀技术管理
在管线防腐蚀技术管理过程中，使用最多的防腐技术有阴极保护、涂层防护、添加缓冲剂等等，这些均为环保且有效的防腐形式。药剂的防腐性能，如果环境中的CO2含量过高，则可以根据温度先用9H或9BS；倘若管线是在常温注水系统的环境中，溶解有氧加速下的HCO3-或Ca2+时，则选取IMC-07型缓蚀剂。关于涂层防护技术的应用，则是根据管线使用的具体环境决定的，以试验和评价作为基础，然后在完成涂层技术的确定，避免形成盲目的投资。做好施工时的把关工作，确保被保护区域存在有效地阴极保护。油田防腐工程中MMO涂层的应用效果十分明显，应用前景广阔。
2.3 定期检测管线
通过对在役管线的定期检查，能够将存在的问题和腐蚀程度及时的发现，并予以解决。如及时的发现破损点和盗油点，降低腐蚀损失；将老化、损坏较大的防腐层。检测管体的腐蚀程度，能够将轻度的腐蚀阳极点、腐蚀威胁等及时的发现，在对腐蚀位置、程度确定后，采取针对性的治理措施，最终将防腐蚀工作做到有的放矢，不仅降低了防腐蚀工作投入，同时取得了良好的防腐蚀效果。
3 结论
在我国，陆上油田各类输送介质的管线，在地下形成传输管线管网，起着至关重要的作用。油田的大部分油、气、水都是通过管线来进行传送的，埋于地下需要很高的安全性和连续性，所以，一旦管线出现腐蚀，带来的麻烦是很大的，同时，因管线腐蚀导致的油气泄露造成的经济损失也非常严重。在油田提液强度不断增大的状况下，在一定程度上也增大了埋地管线的负荷量，这样就要求管线有更高的耐腐蚀性，更可靠更安全的进行传送，有效的达到防腐的目的，成了当前形势下急需解决的一个问题。
参考文献
[1] 余小波.油田管线的腐蚀与防护方法探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2012（12）
[2] 张雪明.油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析[J].石油和化工设备，2012（3）
【关键词】油田埋地管线 腐蚀 检测 分析 防护
1 综合分析埋地管线失效的原因
1.1 分析管线外防腐层老化被破损原因
施工时的缺陷。油田埋地管线施工过程中，管线的接头处、弯头、三通等处没有做好防腐层处理；在铺设管线时，防腐层受到硬物的破坏或者损伤形成破损；管线交汇时，受到挤压而造成防腐层的磨损和变形；管线埋设较浅时，长时间受到阳光的照射将会导致防腐层的老化，或者受到冷热交替而导致管线腐蚀。
选取的防腐层不恰当。当前，防腐层的种类很多，因此，选择防腐层时一定要结合埋地环境的地形、地貌具体特点，做出科学的选择。例如：在外界破坏频繁的区域，防腐层不易选择黄夹克类的，这是由于这类防腐层不会进行自我修复，还能够将破坏力进一步传递，使破坏点越来越大，导致管线裸露，最终管线腐蚀穿孔。
第三方的破坏。有些埋地管线经常会受到外力的挤压或承重，久而久之，管线承受能力下降，结构发生变化，很容易出现变形腐蚀穿孔；新管线铺设时造成管体的损伤，或者是管线二次连头时，不注意连接处的二次防腐，人们往往忽略这些，长时间埋地后，管线就会在损伤部位和连接处慢慢出现腐蚀，穿孔也最快；一些恶意的人为破坏，如盗油者的打孔，都将会导致防腐层的破坏，丧失保护作用。
缺乏管理观念。在油田埋地管线施工过程中，仅仅是对管体维护的高度重视，但是却没有充分的重视管线的防腐层的保护。在管线遇到穿孔补漏时，往往只修复了管线的漏洞，却没有将防腐层及时的修复，进而造成维护成本的增加，导致管线的腐蚀程度更加恶化。
1.2 分析管体腐蚀原因
油田埋地管线在水的质量分数低于30%时，管体腐蚀主要为外腐蚀。当埋地管线没有或者失去阴极保护系统时，防腐层受到多方面因素破坏、老化后，埋地管线管防腐层破坏的部位将直接、长期裸露在腐蚀性强的环境下，这样就会对管体造成严重的腐蚀；特别是个别存在较重阳极倾向的管段，当防腐层受到破坏后将可能在很短的时间内形成强烈的管体腐蚀，甚至形成管体的穿孔，导致管线内介质的泄露。
埋地管线在水的质量分数超过70%时，将同时受到内外腐蚀的作用。导致管线出现内腐蚀的因素有：管线内防腐蚀层缺陷处有小阳极、大阴极的腐蚀电荷存在，出现电荷腐蚀，导致腐蚀穿孔速度的加快；管线的输送介质污水、清水混合时，杂质较多，导致管线形成较为严重的结垢腐蚀；单井采出液中存在大量的砂砾，未采取任何措施而直接汇入外输干线，进而导致管线底部出现冲刷腐蚀。在更换管线时，选用不同材质的两种管线实施焊接，从而导致电偶腐蚀的形成。
不当的生产工艺或施工工艺，也会导致埋地管线出现局部腐蚀的现象。如焊条和母材材质不匹配，进而导致在焊缝临近的位置出现电偶腐蚀；线缆局部加热的方式常常会使线缆和管线接触的部位产生温差腐蚀；当H2S、CO2以及硫酸盐还原菌存在与管输介质中时，却没有进行任何防护措施，则导致局部的化学腐蚀。
2 腐蚀防护措施2.1 选材和设计
采用具备较强抗腐蚀能力的管线，对含有较强腐蚀性离子的物质进行传输。如新型的稀土铝合金管线、镍基合金复合管等。用含铬钢输送CO2含量高的物质，要根据腐蚀介质中CO2的实际含量来确定钢中铬的含量，从而达到防腐蚀和节约成本的目的。在管线的更换或者施工中，必须要确保管线材质的一致性，进而使管线的腐蚀速度降低。污水存在很强的腐蚀性，甚至会高于一般水质的20倍，因此在这种情况下要选取符合强度要求的非金属材质管线，如玻璃钢管、钢骨架复合管。对于管线曲率的设计，还要遵循不小于三倍管径的规定，从而使湍流对管线产生的腐蚀减低。在进行防腐层选择时，对于有较多芦苇、杂草、水位较高的地区，外防腐剂应当选用沥青；对于容易受到外力破坏的区域，通常不选取黄夹克类防护层，对于重要的输气或者输油管道，则可采用PE类防腐层。
2.2 注重防腐蚀技术管理
在管线防腐蚀技术管理过程中，使用最多的防腐技术有阴极保护、涂层防护、添加缓冲剂等等，这些均为环保且有效的防腐形式。药剂的防腐性能，如果环境中的CO2含量过高，则可以根据温度先用9H或9BS；倘若管线是在常温注水系统的环境中，溶解有氧加速下的HCO3-或Ca2+时，则选取IMC-07型缓蚀剂。关于涂层防护技术的应用，则是根据管线使用的具体环境决定的，以试验和评价作为基础，然后在完成涂层技术的确定，避免形成盲目的投资。做好施工时的把关工作，确保被保护区域存在有效地阴极保护。油田防腐工程中MMO涂层的应用效果十分明显，应用前景广阔。
2.3 定期检测管线
通过对在役管线的定期检查，能够将存在的问题和腐蚀程度及时的发现，并予以解决。如及时的发现破损点和盗油点，降低腐蚀损失；将老化、损坏较大的防腐层。检测管体的腐蚀程度，能够将轻度的腐蚀阳极点、腐蚀威胁等及时的发现，在对腐蚀位置、程度确定后，采取针对性的治理措施，最终将防腐蚀工作做到有的放矢，不仅降低了防腐蚀工作投入，同时取得了良好的防腐蚀效果。
3 结论
在我国，陆上油田各类输送介质的管线，在地下形成传输管线管网，起着至关重要的作用。油田的大部分油、气、水都是通过管线来进行传送的，埋于地下需要很高的安全性和连续性，所以，一旦管线出现腐蚀，带来的麻烦是很大的，同时，因管线腐蚀导致的油气泄露造成的经济损失也非常严重。在油田提液强度不断增大的状况下，在一定程度上也增大了埋地管线的负荷量，这样就要求管线有更高的耐腐蚀性，更可靠更安全的进行传送，有效的达到防腐的目的，成了当前形势下急需解决的一个问题。
参考文献
[1] 余小波.油田管线的腐蚀与防护方法探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2012（12）
[2] 张雪明.油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析[J].石油和化工设备，2012（3）