海底输油管道的腐蚀与防护措施
输油管道防腐
输油管道防腐随着国民经济的发展，管道输油的优点日益突显出来。
输油管道基本上都采用碳素钢无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋焊缝钢管。
输油管道的敷设一般采用地上架空或埋地两种方式。
但无论采用那种方式，当金属管道和周围介质接触时，由于发生化学作用或电化学作用而引起其表面锈蚀。
这种现象是十分普遍的。
金属管道遭到腐蚀后，在外形、色泽以及机械性能方面都将发生变化，影响所输油品的质量，缩短输油管道的使用寿命，严重可能造成泄漏污染环境，甚至不能使用。
由于金属腐蚀而引起的损失是很大的，因此，了解腐蚀发生的原因，采取有效的防护措施，有着十分重大的意义。
根据金属腐蚀过程的不同点，可以分为化学腐蚀和电化学腐蚀两种。
1.化学腐蚀单纯由化学作用而引起的腐蚀叫化学腐蚀。
例如，金属裸露在空气中，与空气中的O2 、H2S、 SO2、 CI2等接触时，在金属表面上生成相应的化合物（如氧化物、硫化物、氯化物等）。
通常金属在常温和干燥的空气里并不腐蚀，单在高温下就容易被氧化，生成一层氧化皮（由FeO、Fe2O3、Fe3O4组成），同时还会发生脱碳现象。
此外，在油品中含有多种形式的有机硫化物，环烷酸它们对金属输油管道也会产生化学腐蚀。
2.电化学腐蚀当金属和电解质溶液接触时，由电化学作用而引起的腐蚀叫做电化学腐蚀。
它和化学腐蚀不同，是由于形成了原电池而引起的。
金属管道与含有水分的大气，土壤、湖泊、海洋接触。
这些介质中含有CO2、SO2、HCI、NaCI及灰尘都是不同浓度的电解质溶液，金属本身由于含有杂质，由于铁元素和杂质元素的电位不同，所以当钢铁暴露于潮湿空气中时，由于表面的吸附作用，就使铁表面上覆盖一层极薄的水膜。
水的电离度虽小，但仍能电离成H+离子和OH–离子，在酸性介质的大气环境中H+的数量由于水中溶解了CO2、SO2等气体而增加。
因此，铁和杂质就好像放在含有H+、OH–、HCO3、HSO3-等离子的溶液中一样，形成了原电池。
铁为阳极，杂质为阴极。
油管腐蚀原因及控制对策研究
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。
浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施
浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施随着石油工业的迅速发展，埋设在地下的油、气、水管道等日益增多。
地埋管道会因为土壤腐蚀形成管线设备穿孔，从而造成油、气、水的跑、冒、滴、露。
这不仅造成直接经济损失，而且可能引起爆炸、起火、环境污染等，产生巨大的经济损失。
本文对管道腐蚀危害做了简要说明，并结合日常生产中管道腐蚀的情况，对其腐蚀机理做了进一步的阐述。
结合腐蚀机理提出防腐应对措施，并进一步介绍了新型防腐技术，为今后油田管道设备防腐工作提供了一定的工作方向。
标签：腐蚀;腐蚀危害;腐蚀机理;防腐措施一、石油管道腐蚀的危害我们把石油生产过程中原油采出液、伴生气等介质在集输过程中对油井油套管、油站内、回注管网等金属管线、设备、容器等形成的内腐蚀以及由于环境，例如土壤、空气、水分等造成的外腐蚀统称为油气集输系统腐蚀。
油气集输系统腐蚀中的内腐蚀一般占据腐蚀伤害的主要地位。
针对腐蚀研究，在整个生产系统中，不同的位置及生产环节其所发生的的腐蚀也有所不同，并且腐蚀特征及腐蚀影响因素也有所不同。
因此防腐工作是油田生产中的重要措施。
据不完全统计截止目前，我国输油管道在近20年的时间里，共发生大小事故628起，其中包括线上辅助设备故障190 起，其它自然灾害70 起，有368 起属管体本身的事故。
根据近年的调查发现：影响管线寿命和安全性的因素中，腐蚀占36.4%，机械和焊缝损伤占14.4%，操作失误占35.0%，第三方破坏占14.2%.因此，腐蝕是事故的主要原因。
[1]二、管道腐蚀的机理理论（1）土壤腐蚀土壤腐蚀是电化学腐蚀的一种，土壤的组成比较复杂，其多为复杂混合物组成。
并且土壤颗粒中充满了空气、水及各类盐从而使土壤具有电解质的特征，根据土壤腐蚀机理，我们将土壤腐蚀电池大致分为两类：第一种为微电池腐蚀，也就是我们常说的均匀腐蚀。
均匀腐蚀是因为微阳极与微阴极十分接近，这样的距离在腐蚀过程中不依赖土壤的电阻率，只是由微阳极与微阴极决定电极过程。
油气集输管道腐蚀的原因与对策
油气集输管道腐蚀的原因与对策随着石油和天然气资源的不断开发利用，油气集输管道作为能源运输的重要通道，承载着国民经济的发展重任。
管道的腐蚀问题一直是困扰着管道运输行业的难题。
管道腐蚀不仅会导致能源泄漏事故，对环境和人类安全造成严重的威胁，也会造成经济和资源的浪费。
对管道腐蚀问题进行深入的研究和控制至关重要。
本文将主要从油气集输管道腐蚀的原因和对策两个方面进行探讨。
一、腐蚀的原因1. 外部环境因素管道腐蚀的原因之一是受到外部环境因素的影响，例如土壤条件、气候等。
土壤中的酸性物质、含盐成分等都可能对管道产生腐蚀作用。
而气候方面，长期的高温、高湿、强光等也会对管道产生腐蚀影响。
管道受到机械摩擦、撞击等外部作用也会导致管道的腐蚀。
2. 内部介质管道腐蚀的原因之二是受到内部介质的影响。
输送的油气介质中可能含有一定的腐蚀性物质，例如硫化氢、氯化物等。
这些物质在管道内部长期的作用下，会对管道产生腐蚀作用。
输送介质中的杂质、悬浮颗粒物也会对管道产生腐蚀影响。
3. 材料因素管道腐蚀的原因之三是受到材料因素的影响。
管道的材料选择和质量直接关系到管道的抗腐蚀能力。
若材料的选择不当、质量不过关，就容易造成管道的腐蚀。
金属材料容易受到电化学腐蚀的影响，而非金属材料则容易受到化学侵蚀的影响。
二、腐蚀的对策1. 选择合适的材料为了减少管道的腐蚀，首先需要选择抗腐蚀性能好的管道材料。
要根据输送介质的特性，选择相应的耐腐蚀材料，如不锈钢、合金钢等。
而且，在材料的选择上还要考虑管道的工作环境、工作温度等因素，确保材料的抗腐蚀性能符合使用要求。
2. 表面处理管道腐蚀的对策之一是对管道表面进行适当的处理。
可以采用镀锌、喷涂等方式对管道表面进行防护，形成一层保护膜，防止外部环境的侵蚀。
还可采用防腐漆、防腐涂料等防护材料进行表面涂覆，提高管道的抗腐蚀性能。
3. 抗腐蚀涂层在谈论管道腐蚀的对策时，抗腐蚀涂层是一个非常重要的技术手段。
抗腐蚀涂层是一种混合型材料，可以形成一层致密的防护膜，能有效隔绝介质与管壁的接触，减少腐蚀的发生。
输油管道的腐蚀与防护
水性 ， 价格较低 ， 补， 易施 对 定影响 ， 不耐 紫外线 。一般用 于地下 水位高 和沼泽 地段 的土壤环境 ，
一
适用温度 一５８ ２ ～ ０摄 氏度 。 （） ２ 管道的 防腐绝缘 ， 一般分三级 ； 当土壤电阻 率 ＜ ０ 时采用特 ２ｎ 加强绝缘 ；０ｑ≤当土壤电阻率 ＜ Ｏ 时采用加强绝缘 ；当土壤 电阻 ２ａ ５ｎ 率 ≥５ ０Ｑ采用普通绝缘 ； 施工 中按国标 除锈 ， 采用环氧煤沥青和玻璃丝
量 应 达 到 国 标 Ｓ２５级 （ Ｂ ９ ３ ８ ） ａ． Ｇ ８ ２ — ８ 。做 两 道 ０ ６ １ 漆 ，再 涂 两 道 ３— 底 ０６ ２面漆。按 规定严格控制涂漆厚度。 ３— （） ３ 介质处理 。主要是去除介质 中促进腐蚀的有害成分 ， 调节介质 的Ｐ Ｈ值 ， 降低介质的含水率等以降低介质的腐蚀性。 （ ） 加 化 学 药 剂 ， 介 质 中 添加 少 量 阻 止或 减 缓 金 属腐 蚀 的 物 质 ， ４添 在 如缓蚀剂 ， 杀菌剂和阻垢剂等 ， 以减少介质对金属的腐蚀 。 （） ５ 合理的防腐蚀设计及改进生产工艺流程 ， 以减轻或防止金属的 腐蚀 。 ２２外 腐 蚀 防 护措 施 ． 外防腐层一般分为普通 级和加 强级 ， 选择防腐 层时 ， 应根据环境的 腐蚀 因素 ， 管道的运行参 数 ， 使用 寿命等来确定。根据环境条件因素的 影响可选择如下防腐措施 。 （ ） 焦油挖漆， １煤 耐化 学 介 质 能 力 强 ， 细 菌 和植 物 根 系 。 良的抗 抗 优
况。 内壁腐蚀 由于输送介质 中的水灾 内壁生成水膜 ， 形成原电池腐蚀 条
件所发生 的电化学腐蚀 ；而外壁腐蚀主要是 Ｈ Ｓ和 Ｃ ２ Ｏ 与金属发生 反 应， 引起化学腐蚀。一般情况下两者同时存在 ， 可能存在一种。 也
输油管道采用的防腐措施
根据以往的经验，我们一般会采用红丹油防锈漆和红丹醇酸防锈漆作为底漆。
这些涂料具有良好的耐腐蚀性，与钢表面附着力强。
在施工现场，樟脑和清油的配比是非常重要的。
一般按以下比例配制:樟脑丹56.6%，清油37.8%。
另外，加入5.6%左右的汽油或煤油，便于搅拌和快速干燥。
底漆干后，均匀涂两层面漆。
涂饰材料种类繁多，但以铝粉涂料为主。
铝漆膜光滑、坚韧、附着力强，有金属光泽。
在施工现场配制时，其配比为:铝粉:清漆油或清漆:溶剂汽油(重量比为1:15 .5:1.5)。
由于油品的清洁度不同，油品中会残留一些杂质、水分和微生物。
如前所述，由于这些残留物的存在，管道内壁也会形成一次电池，从而造成防腐，产生的锈蚀会严重影响油品的质量。
036耐油防腐涂料一般用于内部防腐。
该涂料化学稳定性好，机械性能高，对油品无污染，使用方便。
我们都知道埋地输油管道的防腐保温一般分为三个层次:当土壤电阻率小于20Ω,特别加强绝缘的使用;当土壤电阻率小于20Ω,加强绝缘使用;当土壤电阻率超过50Ω,使用常见的绝缘;采用环氧煤焦油沥青和玻璃纤维布进行防腐保温时，其耐油性、耐细菌腐蚀性能和优良的阴极剥离性能适用于各种环类环境。
除了上述涂层的防腐保护外，我们还可配合牺牲阳极保护。
在电化学腐蚀中，高电位的金属为阴极，低电位的金属为阳极。
当电流从高电位变为低电位时，低电位的金属失去电子并被氧化，导致腐蚀。
如果我们发现其他一些金属的电势比管道的电势低，这些电势低的金属就会失去电子并被腐蚀。
这种方法称为牺牲阳极保护。
一般采用镁阳极和锌阳极。
牺牲阳极保护方法是石油管道阴极保护中常用的一种保护方法。
在金属管道上连接低电位金属或合金以保护其形成新的腐蚀单元。
该方法以电极电位低于被保护金属的金属或合金为阳极，固定在被保护金属上形成腐蚀电极，以被保护金属为阴极进行保护。
适用于电流要求小的裸露或涂覆管道外露部分的阴极保护。
原油管道腐蚀因素分析与防护
原油管道腐蚀因素分析与防护原油管道是原油运输方式中最安全、最便捷的一种，具有输送量大、成本低、能耗低、不受气象条件的干扰和影响等特点，远距离运输的优势更加明显。
近年来原油管道输送技术不断发展，对原油的超长距离输送发挥了重要的作用。
但由于不间断的对原油进行输送，原油中的杂质及腐蚀性物质、原油在输送至与管道壁之间的摩擦，施工中施工机械对管道外部防腐层的碰撞等，都会使原油管道防腐层发生损坏并腐蚀，进而发生重大安全隐患。
为此，本文对原油管道的腐蚀因素进行分析，并提出相应的防护对策，以供参考。
标签：原油管道;腐蚀;防护措施原油是工农业生产和日常生活中的重要能源，由于地质储藏的特殊性，开采后通常需要进行远距离运输，管道则是最便捷、最安全的方式。
但是，由于原油在管道中的不间断输送，原油中的杂质、腐蚀性物质以及在输送至原油与管道壁之间的摩擦，都会对原油管道防腐层损坏并腐蚀，在铺设施工中，施工机械对管道外部防腐层的碰撞以及意外损伤等，也会形成腐蚀作用。
本文对原油管道的腐蚀因素进行分析，并提出相应的防护措施，以供参考。
1 原油管道的腐蚀因素分析1.1管道内壁腐蚀原油管道内壁腐蚀是比较常见的，开采过程中由于水驱因素原油中都有一定的含水量，如果在管道输送前脱水不彻底，进入管道后在摩擦的作用下逐步转化为水汽并在原油管道内壁形成一层较薄的亲水膜，这种亲水膜能够加快原油管道原电池腐蚀速度。
在原油管道输送过程中，有时管道内壁压力过大会加速对防腐层的损坏而形成腐蚀[1]。
如果原油中的二氧化碳、氧以及硫化物等有害化学物质超标，会与管道内壁防腐层破损处的金属发生化学反应并对管道内壁造成腐蚀。
如果原油在的杂质过多、颗粒过大，在输送过程中长时间与管道内壁摩擦会加速防腐层的破损而使管道内壁腐蚀。
1.2 土壤腐蚀通常情况下原油管道的输送距离都比较远，需要深埋在地下并穿越各种地质条件下的土壤及各种气象环境，原油管道大多是由钢制材料制造而成，沿途的地下水位、土壤类型、气象条件以及土壤中的杂散电流都会对钢制管道造成腐蚀作用。
深海环境碳钢的腐蚀与防护
1.1
图1 南海海水环境含氧量与水深的变化规律
温度的影响
图2 南海某海域温度和水深的变化规律
如图2所示，南部某海域温度随海水深度的增加逐渐降低，最后趋于平稳。
海水温度的变化是影响海水
腐蚀过程的重要的参数之一，对腐蚀的影响是一个极其复杂的过程[3]。
温度升高会加速阴极和阳极过程的反应速度。
温度升高，氧的扩散速度加快，海水电导率
图3 南海某海域盐度的变化规律流速的影响
处和1/8。
我国杭州湾和镇海海底管线项目的海底管线全部采用熔结环氧粉末外涂层和混凝土配重涂层管线
道存在的应力，管道在运行过程中产生的应力对腐蚀。
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海底输油管道的腐蚀与防护措施
摘要：腐蚀是引起管道破坏的主要因素之一，而石油天然气的管道运输被称为“能源血脉”。
近几年，随着我国海洋油气田的开发，海底输送石油天然气管道的
腐蚀问题越来越突出，导致事故的数量明显上升。
一旦发生海底腐蚀管道失效事故，将影响整个油气管道运输的生产运营并给国家造成重大的经济损失。
开展海
洋油气管道腐蚀失效分析，对保障管道的安全运行具有十分重大的意义。
关键词：腐蚀；防护措施；海洋；输油管道
1腐蚀机理分析
1.1输送介质腐蚀
通常海底管道输送的介质主要有天然气、原油、地层水及其混合物，有些管
道还输送缓蚀剂、乙二醇等其他物质。
一般来说，原油不会对碳钢管线造成腐蚀，附着在碳钢表面的油膜甚至对腐蚀有抑制作用，而复杂的输送介质常常对管道发
生腐蚀。
1.2酸腐蚀
（1）电化学腐蚀
干燥的CO2或H2S气体自身没有腐蚀性，但在溶于水后均会形成弱酸，对钢
铁造成电化学腐蚀。
钢铁的电化学腐蚀分为阳极过程和阴极过程，阳极过程为铁
的溶解并形成FeCO3或FexSy腐蚀产物，阴极过程则主要为氢离子还原反应。
腐
蚀过程中形成的腐蚀产物膜覆盖于钢铁表面，可对腐蚀起到一定阻碍作用，但在
油气等流动介质中，流体的壁面剪切应力又会破坏腐蚀产物膜，可能引起钢铁局
部裸露并形成更为严重的局部腐蚀。
（2）应力腐蚀开裂
在含H2S酸性油气田生产中，常见的金属设施腐蚀破坏除了电化学反应过程
中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和局部腐蚀（表现为金属设施的壁厚减薄和点蚀穿
孔等局部腐蚀破坏），还可能发生H2S应力腐蚀开裂（电化学反应过程中阴极析
出氢原子，由于H2S的存在会阻止其结合成氢分子逸出而进入钢中，导致钢材
H2S环境开裂）。
（3）竞争与协同效应
CO2与H2S共存条件下，二者的腐蚀存在竞争与协同效应。
当CO2和H2S共
存时，在H2S分压小于0.00069MPa时，腐蚀类型以CO2腐蚀为主，H2S对CO2
腐蚀没有实质性影响。
如果输送介质同时符合H2S分压小于0.00069MPa，CO2
与H2S分压比值大于200时，甚至可能会在钢铁表面形成一层FeS膜而对CO2腐
蚀起到减缓作用。
（4）其他腐蚀
油气管道内的固体颗粒，如砂、淤泥以及腐蚀产物（FeS、FeCO3等）、碳酸钙、硫酸钙等难溶颗粒，通常会在流体流动速率较低及清管不充分的条件下发生
沉积。
固体颗粒沉积后往往会导致局部产生较为严重的沉积物下腐蚀（俗称垢下
腐蚀）。
固体颗粒沉积物还可能会促进细菌生长，增大细菌腐蚀的可能性。
2防腐类型特点
根据海底钢制管道所处的设计环境和管道输送介质的特性与输送条件（温度、压力等），钢制管道存在着内腐蚀和外腐蚀。
国外统计资料显示，内腐蚀是引起
海洋石油生产中海底管道失效的最主要的因素。
海底管道内腐蚀主要有二氧化碳
腐蚀和酸性气体腐蚀等。
目前，海洋工程上海底管道的内腐蚀主要以在输送介质
中添加缓蚀剂和增加管线腐蚀裕量的方法为主，这主要是因为现阶段国内海洋工
程上应用的海底管道的管径通常较小，其内壁上很难通过其他方法来进行防腐处理。
对于外腐蚀特点及常规防腐措施，由于海底管道铺设于海床上，根据所处海
域环境、结构稳定性等要求，采取挖沟埋设和不埋设的铺设形式。
铺设时没有埋
设的海底管道，在海流等的作用下，部分管道会沉人泥中，因而海底管道所处外
部腐蚀环境为海底沉积物和（或）海水。
海底沉积物环境复杂，其物理性质、化
学性质和生物性质均会影响腐蚀性。
影响因素主要包括沉积物类型、含水率、温度、电阻率、pH值、硫酸盐还原菌含量、氧化还原电位等。
3海底管道腐蚀的防护方法
3.1加强集输管道表面的处理
防腐质量决定油气集输管路的使用寿命，而涂层和基体的黏结力会决定防腐
的质量，而黏结力取决于管道表面处理的质量，因此应加强海底集输管道的表面
处理。
在表面处理这一方面，尤其要注意除锈质量，大量事实已经证明，除锈质
量好的管道可以使其寿命延长3-5倍。
因此，在海底管道的制造过程中，必须把
表面的铁锈完全除去。
3.2电化学保护
不管是海底集输管道还是陆地集输管道，所遭受的腐蚀中电化学腐蚀都是最
主要的，根据电化学腐蚀的原理，金属的电极行为取决于它的电极电位。
因此，
对电化学腐蚀，都可以采用电化学保护。
电化学保护一般可以分为阳极保护和阴
极保护2种类型，海底油气集输管路一般都采用外加电流阴极保护法。
根据电化
学腐蚀的原理可知，腐蚀电池的阴极是不会被腐蚀的，阳极才会遭到腐蚀。
因此，通过外加电流，使得要保护的金属变为阴极，这样保护方法称为阴极保护。
尽管
在油气集输管道建设中都会采用涂层对管道进行保护，但是海底情况特殊，海水
还不断地对涂层进行冲刷，使得涂层破坏，而且涂层本身难以做到完整无损，使
得管道在涂层漏敷处发生腐蚀。
目前，国内外均通过涂层和阴极保护2种措施，
防止腐蚀，这在海洋石油输油输气管道中是比较有效的手段。
3.3使用专用的缓蚀剂
专用的缓蚀剂不仅可以有效控制海底油气集输管路的腐蚀，而且比较经济。
对于海洋环境而言，油、气、水并存是最大的特征，因此缓蚀剂必须做到无气泡、乳化倾向，不然会使得油、气、水三项分离的成本和难度增大。
在温度较低时，
缓蚀剂应具有流动性好、不沉积的优点，这样不会引起堵塞。
在环境保护要求较
高时，缓蚀剂必须做到无毒、易降解。
在油气混输时，缓蚀剂应与防冻剂相结合，防止缓蚀剂水相腐蚀。
3.4合理设计
在海底集输管道的设计中，应尽量减少管路沿线的接头数量，尽量少用套的
方式连接管路，禁止使用卷边的法兰连接，禁止采用2种不同金属材料的管子连接，不使用粗制滥造管配件，尽可能使用标准异型管配件。
3.5加强维修、保护及宣传
海底石油管道路由复杂多变，需要全面做好系统控制，在使用过程中需要做
好实时监督，加大海底管道保护与维护力度，建立完善管道保护机制，及时发现
周边的安全隐患，及时发现、及时控制。
要定期进行海管内检测，检测内腐蚀、
海管壁厚剩余、凹坑等情况，发现后及时维修采取维护措施，如断管修复，打卡
子修复等工作，确保海底管道安全运行。
政府机构、海洋石油系统、海事部门也
需积极采取措施进行安全保护宣传，对海上航行船只进行相关通告，从全社会推
进海底管道的保护工作。
确保海底石油管道输送安全，保障海底管道的运行效率
和长期运行。
4结语：
近几年，海底管道的发展逐渐进入高峰，海底管道可以连续输送几乎不受环
境条件的影响，不会因海上储油设施容量限制或穿梭油轮的接运不及时而迫使油
田减产或停产，故输油效率高，运油能力大。
另外海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费用低。
所以海底管道的防腐还需进一步进行研究探索，如何延
长管道寿命，增加防腐强度将会是我们一直需要去研究的论题。
参考文献：
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[3]孙海星.输油管道腐蚀泄漏失效原因分析[J].中小企业管理与科技(上旬
刊),2017(09):135-136.。