4.1.4.1在腐蚀与防护方面仍存在的问题

    1.技术问题

    CO2腐蚀一直是困扰油气田发展的一个重要问题。各大油气田和科研机构在这方面都进行了大量的研究，取得了较大成果，但还存在一些不足，主要表现在：（1）CO2腐蚀机理研究不成熟，从而导致了CO2腐蚀规律还不够明确；（2）对CO2腐蚀影响因素的探讨存在一些矛盾的地方，不能很好地为CO2腐蚀的防护技术研究提供指导；（3）防腐蚀的室内模拟落后，许多短期的室内防腐蚀实验结果与实际油气田中的CO2腐蚀情况不符。这些问题都制约着油气田CO2腐蚀的防护技术的发展。

    硫化氢引起的管线钢腐蚀是一个复杂的过程，其腐蚀形式多种多样，而且影响因素也较多，这些因素相互作用，使得H2S环境中管线钢的腐蚀机理十分复杂，为了有效防止管线钢的H2S腐蚀，必须对其腐蚀机理进行更深入的研究，分析考虑多种因素的协同作用，通过耐蚀设计和采用经济环保的防腐技术，有效解决管线钢抗H2S腐蚀问题。

    由电力线路、电气化铁路产生的杂散电流会对埋地金属管线产生巨大的危害，严重威胁埋地金属管线的运行安全和人身的安全，开展杂散电流引起的埋地金属管线的腐蚀防护研究，对保障埋地金属管线的安全运行具有十分重要的意义。虽然杂散电流腐蚀和干扰的威胁由于合理的采用了现代排流措施，从而在很大程度上得到抑制，但是由于杂散电流的影响是非常巨大、非常普遍的，杂散电流腐蚀和干涉的危险程度依然很强烈，依然是一个值得关注的热点问题。有待进一步的工作应根据埋地环境中杂散电流的特点和分布规律，采用智能化的杂散电流腐蚀在线监测系统，预测埋地金属结构的杂散电流腐蚀情况；研究设计智能排流装置，进行电流自动排流调节；对杂散电流的排流应采取“源控制”的方法，在工程设计和建设过程中，应采取措施尽量减小电流的外泄。

    2.管理问题

    与发达国家相比，国内油气管道的腐蚀情况显然要严重得多。主要存在以下问题：

    1）老管道进入腐蚀事故多发期。日前在运营的大多数老管道建于20世纪70年代前后，受当时技术水平的限制，管道的防腐蚀设计特别是防腐涂层的选型缺乏科学性，几乎无一例外地选用了石油沥青防腐涂层，经过20多年的运行，大多数石油沥青涂层已经老化，特别是运行温度较高的管道。而目前管道防腐大修技术相对落后，致使涂层维修滞后，管道保护不足，进入腐蚀事故高发期。

    2）腐蚀防护专业人员相对欠缺。特别是管道运营与维护操作层面的技术人员、防腐蚀施工及管理人员大多没有经过腐蚀防护专业方面的技术培训，对管道腐蚀控制中出现的问题不能及时察觉并处理。即便是防腐蚀设计人员也主要集中在阴极保护设计方面，涂层选型与设计既没有相应的指导性文件，也缺少科学的评价与决策过程。

    3）没有系统的腐蚀控制管理规程。虽然相关技术规范与标准较多，但大多针对防腐蚀设计、施工与材料的实验室测试，且相对零散，而有关腐蚀控制系统管理方面的标准和规程较少。