王 帥，張金星，李紀朋，朱明杰，宋成立，林冠發(fā)

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室 陜西 西安 710077；2.中國石油股份公司塔里木油田分公司 新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

油田地面集輸系統(tǒng)是指油氣生產過中石油及天然氣的收集、處理和輸送的流程，包括了油氣井采出介質從井口輸送至處理站進行分離、計量以及處理后凈化油氣的輸送過程。由于采出介質中地層水、CO2、H2S等腐蝕介質的存在，油田地面集輸系統(tǒng)管道及設備腐蝕失效風險較大。根據2021年國內16家油氣田的地面系統(tǒng)管道失效率統(tǒng)計，管道失效率最高為0.368次/(km·a)，其中，因腐蝕原因導致的失效次數占比可達90%以上。

近年來，油田地面管道與設備腐蝕防護相關研究與應用發(fā)展較快，及時了解最新研究動態(tài)對油田地面防腐工作具有重要意義。根據油田地面腐蝕與防護的特點，針對國內地面腐蝕與防護的研究與應用現狀，主要從管道與設備選材、緩蝕劑、內涂層、雙金屬復合管、非金屬材料等內防腐技術，外防腐層、陰極保護等外防腐技術以及腐蝕監(jiān)檢測、清管、管道修復補強等防腐輔助技術，分3個方面來概述油田地面系統(tǒng)防腐研究與應用的進展情況。

1 管道與設備內腐蝕控制技術進展

1.1 管道與設備選材

地面管道與設備選材方面，主要是針對含硫環(huán)境的選材以及非金屬管材的擴大應用方面的進展。中海油周愛徽[1]報道了伊拉克境內一油田介質中，CO2含量為5% mol，H2S含量為16.21% mol，原油含水率高達63%，含鹽241 g/L，運行溫度25～65 ℃，腐蝕環(huán)境特別苛刻。其集中處理站自進站匯管至脫水泵前的原油管線API 5L-PSL2-BNS無縫鋼管頻繁泄漏。對此，通過分析比選，最終現場將管線更換為Alloy 825復合管,目前已投產2 a運行良好。中海油惠寧[2]等人分析了按標準進行選材的316L內覆生產分離器底部一側在正式投產兩個月后發(fā)生內襯腐蝕穿孔的原因，是由于316L內襯層在投產之前表面局部酸洗鈍化處理不達標，以及在焊接過程中碳鋼焊渣、電弧擦傷和內襯層焊接過程中溫度過高導致敏化現象，從而造成對內襯層的破壞。因此建議對于不銹鋼類材質，應加強施工過程管控，優(yōu)選技術過硬的焊接施工人員，嚴格執(zhí)行焊接程序、檢驗程序等，保證產品質量達到要求。中石化西北油田分公司的張菁[3]等人證實在塔河油田集輸管線發(fā)生了腐蝕穿孔以及溝槽腐蝕，通過檢測分析，在腐蝕產物中發(fā)現存在SRB。隨后建議開展含銅抗菌碳鋼在該腐蝕環(huán)境下應用的適用性分析，評價含銅抗菌碳鋼在有細菌腐蝕油氣田的應用效果。中石化何慧[4]針對某油田采出水輸送管道的介質礦化度高、輸送壓力較高、口徑較大的工藝條件，選取多種目前工程常用的成熟材料進行優(yōu)缺點比較分析，確定管線選材最優(yōu)方案為玻璃鋼管，對油田采出水管道具有較好的安全性和經濟性。

總之，在地面管道與設備選材方面，對于高含硫化氫介質環(huán)境，選材更需要謹慎，同時針對產能較大的集輸管線或其它站內管線要選擇高抗硫材質(包括鎳基合金如825等)，可長期保障管線的安全運行。316L不銹鋼作為耐蝕合金材料常用來作為容器的內襯，但實際應用過程中往往發(fā)生腐蝕穿孔的現象，與使用前的酸洗鈍化不合格有關，也與焊接人員及其執(zhí)行焊接程序、工藝條件和檢驗程序以及野蠻施工等有關。地面管線發(fā)生細菌腐蝕在各油田普遍存在，是造成管線腐蝕失效的另一重要原因，采用殺菌劑是常規(guī)減緩細菌腐蝕的方法，也可考慮從材質上采用含銅抗菌碳鋼解決該問題。

1.2 緩蝕劑

加注緩蝕劑是簡便易行、效果顯著的防腐措施，一直以來受到防腐技術人員的高度重視，應用范圍也越來越廣。

中海油徐興恩[5]以海上某油田的海水及采出水為研究對象，通過開展緩蝕效果評價、優(yōu)化復配比例，研究出適合海上油田的高效復配緩蝕劑FHSJ-1，結果表明，該緩蝕劑在溫度20～100 ℃，礦化度10 000～80 000 mg /L的海上環(huán)境中緩蝕率高于90%。

劉貴賓[6]等人報道了與中石油管材研究所聯合研制開發(fā)一種咪唑啉型抗硫緩蝕劑，用于長慶油田含硫區(qū)塊20#碳鋼的集輸管線及閥組。該管線高含水、高含H2S、高礦化度、高含CO2，腐蝕穿孔泄漏頻繁，采用該抗硫緩蝕劑進行現場應用試驗，其緩蝕率達到99.87%，點蝕速率降低兩個數量級。

中海油袁宏強[7]等人開發(fā)了一種嗎啉類緩蝕劑，復配出了嗎啉、咪唑啉、無機鹽等混合型緩蝕劑，并現場應用于某油田三相分離器的氣相管道，結果表明，該緩蝕劑YFHG-01應用效果較好，緩蝕效率達到90%以上，滿足了現場防腐需求。

譚曉林[8]等人針對勝利油田污水高含氧導致的腐蝕問題，合成了以羥基、N-C=S和O=C-N等多吸附中心的葡萄糖硫代胺基甲酸鹽作為主劑，以有機羧酸鹽、硫脲和有機膦酸(ATMP)為輔劑，并開發(fā)了以主劑占比60%、硫脲占比6%、羧酸鹽占比4%、ATMP占比10%為配方的緩蝕劑PTT-20。在含0.6～1.4 mg/L溶解氧的現場環(huán)境中，以30 mg/L的濃度加注緩蝕率可達90%以上。

長慶油田苗萬春[9]等人以葵二酸、三乙烯四胺和氯化芐為原料，合成了雙咪唑啉緩蝕劑，并對兩口由于CO2導致嚴重腐蝕的油井進行了現場試驗，其腐蝕速率大幅下降，緩蝕率可達85%以上，現場使用效果良好。

中石化姚彬[10]等人通過將咪唑啉類緩蝕劑FJH-08改性得到新的咪唑啉類硫脲衍生物QYH-09，通過高溫高壓釜模擬CO2/H2S環(huán)境和電化學方法評價兩種緩蝕劑的緩蝕性能，結果對管線的緩蝕率均在80%以上，同時改善了加注FJH-08緩蝕劑仍存在局部腐蝕(點蝕)的問題。

從以上油田地面集輸系統(tǒng)用緩蝕劑的研究與應用進展來看，目前緩蝕劑分子主體結構仍是咪唑啉，通過對其雜環(huán)上的基團替換進行改性，針對不同的腐蝕環(huán)境取得了較好的緩蝕效果。同時也可看出，單一類型緩蝕劑的緩蝕效果不是很理想，通過多組分多類型不同比例進行復配可提高緩蝕效果。在油氣田的生產過程中，某些工況下介質中會滲入一定的氧氣或空氣，氧氣的進入會大大加重管道與設備的腐蝕程度，因此開發(fā)針對含氧環(huán)境的緩蝕劑具有非常重要的意義。

1.3 內涂層

納米材料改性是目前研究最為熱門的涂層改性方法之一，其改性后的涂層性能得到了很大提高。中石化西北局肖雯雯[11]等人與廣東石化局及中石油管材所聯合研究了納米材料改性涂層的防腐性能，模擬現場腐蝕環(huán)境的試驗證明，在CO2、CO2/H2S、H2S分別存在的油氣水三相環(huán)境中，該改性納米涂層均具有良好的防腐效果，但在強堿或強酸條件下卻有明顯的鼓泡或脫落現象。

川慶鉆探陸永生[12]報道了在長慶油田腐蝕嚴重區(qū)塊井下現場試驗了油管內外表面稀土鈦納米防腐涂層的防腐性能，該涂層具有耐蝕、耐磨、不易結垢、附著力強等性能，油管使用壽命延長了2～3倍，但最大的劣勢就是價格相對普通涂料過高。

陶瓷具有耐酸耐堿的良好特性，近年來陶瓷在油田集輸管線內防腐涂層的應用越來越多，甚至改性陶瓷材料也可直接應用管道內防腐上，但總體上距離在油田的規(guī)模應用還有許多問題需進一步研究解決。長慶油田彭沖[13]等人用無機微納米陶瓷粉為填料，加入溶劑、稀釋劑、固化劑，涂刷在金屬表面制備出柔性陶瓷復合涂層。油田管道現場掛片試驗證實，該復合涂層可有效降低材料表面能，減小成垢離子在涂層表面沉積，展現出良好的防垢效果。

西南石油大學毛金成[14]等人報道了改性聚酰亞胺用作管道內涂層具有較好的防腐性能，通過了擊穿電壓測試、強酸強氧化劑或有機溶劑的浸泡測試、耐高溫高壓腐蝕、耐鹽霧、附著力測試、耐磨等性能檢測試驗，表現出良好的耐磨、耐蝕和附著力強的特性。

內涂層施工特別是現場內涂層補口是管線內涂層的薄弱環(huán)節(jié)，也是長期困擾技術人員的難題。中石油李國民[15]等人報道了在冀東油田集輸管道上應用了一種旋轉氣流法內涂層。該技術屬于一種原位管道內涂層技術，其優(yōu)勢在于，在管道鋪設完成后，在不移動管道的情況下，以非開挖的方式可對管道內壁完成清垢除銹、涂層防腐作業(yè)，該技術一次作業(yè)長度可達200～1 000 m。

針對管道涂層內補口困難和焊縫處涂層容易失效導致焊縫發(fā)生失效的問題，利用316L不銹鋼耐蝕性能較好的特點，中石油蔡彪[16]提出在每根鋼管兩端焊接與管道本體等徑、等壁厚的316L不銹鋼短節(jié)，現場對不銹鋼短節(jié)進行焊接，不需做內補口防腐，其管道結構如圖1所示。該結構的防腐技術在解決現場內涂層管接頭及其補口問題取得了較好的防腐效果，值得推廣與應用。

圖1 內外層防腐管道結構

從以上內涂層研究現狀來看，新型涂料的研究主要集中在納米材料的應用或改性以及改性聚酰亞胺涂料和陶瓷復合涂料等方面。從改性的角度來說，石墨烯改性、聚丙烯酸酯改性、聚氨酯改性、納米技術或材料的改性等方法，都取得了不錯的防腐效果，因此改性涂層成為油田用防腐涂料提高防腐性能的主要途徑。同時，解決涂層應用過程中補口問題的新方法，即不銹鋼短節(jié)連接法和原位管道內涂層技術，值得深入分析研究。

1.4 雙金屬復合管

國內油氣集輸選用雙金屬復合管首先在塔里木油田現場應用，目前在新疆油田呼圖壁、遼河油田雙6等儲氣庫注采管線、中石化部分酸性油氣田集輸管線等油田現場大量使用。從現場使用效果來看，雙金屬復合管失效形式主要包括環(huán)焊縫腐蝕、環(huán)焊縫開裂以及內襯塌陷等形式，原因多是由于雙金屬復合管應用初期管端焊接工藝不成熟造成。焊接問題一直是雙金屬復合管應用過程中需要著重考慮的難題，為此相繼開發(fā)出管端封焊、管端堆焊、過渡接頭連接等技術進行解決。

雙金屬復合管內襯層材料的選擇較多，目前有316L、904、2205、825、625等襯層材料，總體上內襯層材料逐步向耐蝕性更優(yōu)良同時更昂貴的材料發(fā)展。目前還出現新型的雙金屬復合管，如錳-鋁、銅-鋁雙金屬管具有重量輕、耐腐蝕性強等優(yōu)點，可應用于油田地面系統(tǒng)的特殊部位；還有學者研究了非晶-晶體雙金屬復合材料，這種復合方式可以使得非晶體及晶體材料各自的優(yōu)勢形成互補，從而使復合材料具有更好的性能。

雙金屬復合管內檢測方面，目前還沒有成熟的方法檢測到基管和內襯的全部缺陷。目前可用于雙金屬復合管檢測的技術有內部渦流檢測+漏磁檢測技術和電磁超聲內檢測技術(EMAT)。中石油管材研究所劉琰[17]等人建立了雙金屬復合管漏磁內檢測試驗系統(tǒng)，對預制含內、外壁缺陷的雙金屬復合管樣品進行了牽拉試驗，結果顯示在雙金屬復合管上可檢測到刺漏、內襯塌陷等管道缺陷以及碳鋼管壁上的人工缺陷，無法檢測出處于不銹鋼內襯上的人工缺陷。

西安石油大學閆可安[18]等人認為與陸地上埋地(雙金屬復合)管線不同，海底管道服役環(huán)境特殊，特別是輸送高溫(可達150 ℃)高壓油氣的長懸跨段海底復合管會受到內壓、彎曲載荷(局部屈曲等)及熱載荷的聯合作用。西安交通大學郭奕蓉[19]等人研究后認為機械型復合管在受到多種類載荷時，會出現基襯分離、內襯起皺等現象，管道會產生屈曲乃至失效。雙金屬復合管發(fā)生的局部腐蝕主要有6種類型：應力腐蝕、點腐蝕、疲勞腐蝕、晶間腐蝕、縫隙腐蝕、電偶腐蝕。

華東理工大學王學生[20]等提出了一種雙金屬復合管新型熱液壓成型技術，其工藝流程為內管水冷+外管加熱-裝配-管內加壓-泄壓冷卻，該工藝使界面接觸熱阻除了受壓力影響外，還受內外管溫差影響。溫差的存在使得降溫過程中溫度較高的基管收縮量大于溫度較低的襯管，使復合管結合力得到大幅提升。通過試驗證明了熱液壓復合管具有熱阻小、結合力大和傳熱效率高的優(yōu)勢。

西安石油大學張閣[21]等人基于滿足工程實際的有限元模型，采用不同的脹形壓力、初始間隙和襯管壁厚進行了雙金屬復合管液壓成型過程的模擬試驗，確定了脹形壓力170 MPa、初始間隙2 mm、襯管壁厚3 mm為最優(yōu)工藝參數。

從上述調研結果來看，目前雙金屬復合管的研究與應用主要集中在以下幾個方面。首先是雙金屬復合管的選材問題，碳鋼基管的選材目前應用較多的是20#、20G、X65、L360等，襯管材質多選用316L、2205、826或625等，還有Mg/Al、Cu/Al復合管材也具有性能上的優(yōu)勢，也可以考慮在油田應用。其次，雙金屬復合管不論是機械復合還是冶金復合，其焊接工藝條件特別是現場焊接問題通過多種方法、多種材料和多種工藝已得到很好的解決，目前焊接研究主要是新材料的復合管焊接工藝探索。第三是內外管缺陷的檢測問題，目前為止沒有一種成熟方法可以同時檢測出內外管的所有缺陷，較好的手段是將電磁渦流與漏磁內檢測相組合的檢測技術。第四是雙金屬復合管制造工藝的改進，主要是提高內外層的結合力、生產過程節(jié)能、優(yōu)化生產工藝流程等方面的研究。

1.5 非金屬材料

非金屬管道具有耐蝕性好、不需陰極保護等優(yōu)點。但是，作為一種新型的油田用管材同樣也存在不少缺點，與鋼制管材相比，主要有管道強度不夠、管道轉接處易滲漏、維修需專業(yè)隊伍、管道解堵困難等方面劣勢[22]。因此應用運行維護時，需要在管材的驗收及施工方面加強管理。

勝利新大陶佳棟[23]等人報道了針對注水井金屬油管腐蝕、結垢嚴重及現有內防腐技術存在的問題，研發(fā)了玻璃鋼長效分層注水井管柱，壓力等級10～25 MPa，在油田分層注水井進行了工業(yè)試驗，并規(guī)?；茝V應用，實現了油田分層注水井管柱防腐防結垢技術的新突破。

西安摩爾公司嘗試在某油田聯合站生產污水處理單元容器沉降罐的內部內襯玻璃鋼[24]，并進行了1 a多的現場應用。經檢測，沉降罐未出現明顯腐蝕滲漏，防腐效果良好，具有較好應用前景。

綜上所述，可以看出非金屬管材具有許多金屬管材沒有的優(yōu)勢，具有廣泛的應用前景?？捎糜谖鬯⒓斢偷鹊孛嫦到y(tǒng)，具有耐蝕性好等優(yōu)點，并且取得了較好的經濟效益。當然也有其缺點，比如管道強度不夠，易滲透；管道受溫度、壓力不能太高的限制；管道轉接處滲漏；穿孔或剌漏后維修困難，需專業(yè)維修隊伍；管道解堵困難等。目前非金屬管材不僅可用于地面集輸系統(tǒng)，也可用于井下采油氣和注水系統(tǒng)，如玻璃鋼敷纜復合連續(xù)油管結構，另外，油田分層注水井管柱防腐防垢技術、污水處理容器內壁采用玻璃鋼內襯提高防腐性能等都是值得推廣的。

2 管道與設備外腐蝕控制技術進展

2.1 外防腐層

使用外防腐層是防止或減緩管道及設備外表面腐蝕的主要方法，根據文獻調研情況來看，近年來油田管道的外防腐的研究與應用不多，大都是成熟的外防腐技術的應用經驗總結。

勝利油田楊風斌[25]等人通過綜合分析對比認為，相比于其他防腐層，擠壓聚乙烯(2PE、3PE)外防腐層具有絕對優(yōu)勢，因此建議在滿足技術要求的前提下鋼制管道采用3PE防腐層，補口采用輻射交聯聚乙烯熱收縮套，而埋地保溫管線選用3PE+30 mm厚聚氨酯泡沫黃夾克。

大慶油田張書新[26]針對管道外防腐層修復時間長、低溫適應性差、工藝復雜的問題，通過試驗篩選涂料和膠帶，優(yōu)選低溫快速修復結構為聚脲+低溫超韌聚乙烯熱收縮帶組合；常溫快速修復結構為無溶劑環(huán)氧涂料+聚乙烯冷纏帶組合。與原修復流程相比，時間節(jié)省30 min以上。

大慶油田汪飛[27]介紹了針對大慶油田冬季低溫環(huán)境下的污水管線外防腐措施，一般采用JS-1系列低溫固態(tài)防腐涂料，搭配使用底漆涂料和低溫狀態(tài)下的高密度聚乙烯。在選用油田污水管線外防腐材料時，可以采用T-150型防腐膠帶，搭配P19底漆以及低壓狀態(tài)下具有高密度的聚乙烯使用。

2.2 陰極保護

目前，我國油氣田普遍使用的陰極保護裝備難以精確測量出其斷電電位,隨著現代自動化技術的快速發(fā)展，陰極保護自動測量技術也取得了較大進步。比如，在進行斷電測量的時候，可以利用檢查片使得電位瞬間斷開，從而使斷電電位測量操作更加簡單[28]。

目前油氣管道外防腐主要通過外防腐層與陰極保護系統(tǒng)結合使用的方法。如果外防腐層出現漏點就可以利用陰極保護系統(tǒng)來提供保護，因此油氣管道的陰極保護系統(tǒng)與具有較高電阻率的防腐層可形成促進作用。需要通過深入研究陰極保護與防腐層之間的兼容性，對管道防腐系統(tǒng)進行不斷的優(yōu)化和完善。王繼偉[29]分析了大慶油田使用陰極保護存在問題主要有恒電位儀損壞和故障多、管線維修時防腐破壞造成陰保不到位、回路中絕緣接頭絕緣性能不良等，造成了陰極保護效果不理想。

3 管道與設備腐蝕控制輔助技術現狀

3.1 腐蝕監(jiān)檢測

管道與設備的腐蝕監(jiān)檢測技術是檢測腐蝕損傷或缺陷大小的重要手段，可以直接為管道與設備的完整性評價提供第一手資料。目前管道與設備的腐蝕監(jiān)檢測研究取得了一些新進展，有些新技術和方法已成功應用于油田現場。

大慶油田張書新[26]介紹了應用于管道內腐蝕檢測的耦合多電極法(CMAS)。該方法通過對從被腐蝕電極通過零電阻電流計流入腐蝕嚴重電極的微電流的測量，可快速給出定量的腐蝕速度。應用該技術可有效評價注入介質對管道及儲罐等金屬設備的腐蝕性。

勝利油田孫振華[30]等報道了與清華大學聯合研制的一種基于磁致伸縮的EMAT-GW-02電磁超聲導波檢測儀，可適用于不同管徑油氣管道的有效檢測，檢出的腐蝕缺陷分別是最小和最大管道橫截面損失量的約2%和5%。通過現場開挖驗證，確定檢測精度滿足現場技術要求。

中石油朱培珂[31]等人設計并加工了一種特殊的腐蝕檢測裝置，如圖2所示，其管段的直徑與實際管道的直徑相同，PTFE(聚四氟乙烯)試樣架上可同時平行放置(用膠水粘合)5個試樣，通過法蘭直接連接到實際的管道上，同時可檢測幾種不同材質的試樣在同一種介質和流態(tài)下的腐蝕速率、腐蝕形態(tài)和點蝕情況。

圖2 一種特殊的腐蝕檢測裝置

李佳林[32]報道了將導波檢測技術應用到油田常壓儲罐的檢測中，該方法既能滿足檢測的覆蓋率，可以對保溫層下壁板和頂板的腐蝕情況進行完整性檢測評估，又能避免搭設腳手架和拆除保溫層，具有較好的經濟性和適用性。

勝利油田黃曉亮[33]等將電位梯度檢測和金屬磁記憶結合起來，通過探測與高精度測繪等技術手段確認管道可能存在的管體嚴重腐蝕等重點安全隱患，并制定檢測方案流程。將該方法應用于某條原油外輸管道，根據管道防腐層破損情況和埋深數值綜合分析，最后確定了3處存在異常信號的疑似盜油點，開挖驗證得到了確認。

管道內腐蝕監(jiān)測除常用的掛片失重法、電阻探針法、電感法、電化學極化法和氫滲透法等已普遍應用外，還有聲發(fā)射法在國內還未見報道，但在國外已有成品樣機。目前，先進的連續(xù)在線腐蝕監(jiān)測技術是Integriti Solutions公司成功開發(fā)的電化學噪聲腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)(EN)，不僅可以對腐蝕速度進行有效監(jiān)測，還可以通過噪聲形式的不同來判斷腐蝕類型。

3.2 清管

孫艷彬[34]等人根據以往清管的實際操作經驗提出，對于復雜工藝流程的場站，如果越站旁通沒有完全關閉等情況可能導致清管器無法從發(fā)球筒發(fā)出。為防止此現象發(fā)生，提出了復查工藝流程、清管器啟動速度不能過快等6個方面的預防措施。

采用計算機軟件模擬清管過程及其相關因素的影響規(guī)律，對實際生產過程的清管操作具有很好的指導和支持作用。謝小波[35]通過研究模擬得到清管球在管道內的運行位置和速度，判斷清管時段塞對管道及下游設施的影響程度，為現場清管操作提供參考。刁永強[36]等人采用多相流動態(tài)模擬仿真(OLGA)軟件對濕氣(伴生氣)管道影響管內積液量的因素進行了分析，對4種不同的吹掃和清管方案進行了模擬，最后得到合理的清管方案，為現場的清管作業(yè)提供了技術支撐。

清管周期也是油田清管操作一個重要指標?？悼※i[37]等人通過分析管道內雜質的形成原因，認為影響清管周期的因素分別是管道中水和凝析液的析出、水合物的生成以及管道腐蝕的發(fā)生；以管道最小允許輸送效率為衡量標準，建立方程求解管道輸送效率，以此來確定清管周期。湯丁[38]等人結合管道實際運行壓力、輸量等參數，基于氣液兩相流動仿真方法(多相流動態(tài)仿真軟件OLGA)，確定了管道清管周期的計算方法。

大港油田于興才[39]等人發(fā)明一種新型的清管器，其結構上主要包括芯體、膠筒、芯軸、刮削器、渦扇(A/B)、螺母(2個)、鍵槽(2個)、連接鍵(2個)、凸臺、墊板、通液孔、緊固螺栓。該清管器的原理是依靠來液沖擊渦扇使其帶動刮削器旋轉，對管壁進行刮削，通液孔能增加液體通過面積，讓刮削下的污垢隨液體流走，使清管器順利前進。與現有技術相比，該技術可以達到縮短清管時間、降低勞動強度的目的。

3.3 管道修復補強

管道在服役過程中，腐蝕嚴重的缺陷泄漏風險較大。管道缺陷處的補強可采用在管道外纏繞碳纖維與環(huán)氧樹脂的方法，樹脂固化后生成碳纖維復合材料，可以分擔管道內壓，同時可實現降低管壁的應力、限制管道缺陷處應力集中的目的，從而實現對管道缺陷的補強修復[40]。

余東亮[41]等人在X80管道人工焊接兩道含相同缺陷的環(huán)焊縫，在其中一道環(huán)焊縫上采用鋼制環(huán)氧套筒做補強處理。通過開展壓力波動、彎曲等試驗，證明了補強后的管件抗彎承載力顯著增強，建議可將鋼制環(huán)氧套筒作為X80管道缺陷補強的有效手段。

4 結束語

油田地面系統(tǒng)管道與設備的防腐一直都是油田特別是一些老油田必須面臨的問題。對于油田地面系統(tǒng)腐蝕與防護方面的研究，近幾年取得了一些進展，但仍存在不少問題需要進一步攻關研究。在油田管道和設備內腐蝕控制方面，下步可在高性能、低成本的新型復合材料的研發(fā)與現場應用、適應復雜工況的新型緩蝕劑、納米材料或陶瓷復合涂料等新型涂層的研發(fā)等方面開展攻關研究；油田管道和設備外腐蝕控制方面，可在新型外防腐材料、智能陰保方面開展研究；腐蝕控制輔助技術方面，需要在智能化腐蝕監(jiān)測、智能清管器以及新型補強材料的研發(fā)等方面開展研究。同時，研發(fā)的新材料、新技術應結合油田現場試驗效果及經濟性進行合理優(yōu)化，從而更有效地解決地面系統(tǒng)的防腐問題，為油田的安全生產保駕護航。