蒋 志 张昌会 杜 涓 沈武冬 唐 诗 马 蠡 何 沫

（1. 中国石油 西南油气田分公司川中油气矿工艺研究所，四川 遂宁 629000；2. 中国石油西南油气田分公司川中油气矿管道与销售部，四川 遂宁 629000；3. 中国石油 西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院，四川 成都 610040）

0 引言

随着外防腐层加外加电流（或牺牲阳极）阴极保护[1,2]的防腐技术在管道保护的广泛运用，有些管线采用了采用了联合阴保，但由于各种原因，忽视了牺牲阳极对外加电流阴保系统的影响，相应在保护电位检测方法、牺牲阳极性能检测方面存在一些缺陷。同时，由于外防腐层破损，在硫酸盐还原菌腐蚀作用下，以及局部阴保屏蔽影响下，保护电位即使负于-850mV，但局部管段仍存在较严重的外腐蚀。本文拟通过调查管线外腐蚀现状，分析外腐蚀主要因素，提出了相应的解决措施和技术思路。

1 腐蚀概况

根据智能检测，该管线外腐蚀比较普遍，个别管段还比较严重。2016年3月智能检测该管线共检测到11213个金属损失异常特征，其中8794处为外部金属损失特征，且最集中的外部金属损失位于44～48km之间的管道上，如图1所示。

图1 2016年检测外部金属损失图

且通过与2010年智能检测对比，外腐蚀有加重的趋势。其中有增长迹象占31.4%，新增金属损失占5.9%，如图2所示。

2 原因分析

通过对可能造成管线外腐蚀的因素进行检测分析，其中管线材质、土壤腐蚀性、阴保有效性评价中阴保机测试、绝缘接头测试、杂散电流测试等未发现明显问题……