工艺站场作为长输油气管道的接力站，在油气输送中起着至关重要的作用。大量长输管线在投产运行过程中，其工艺站场埋地管线会由于各种不同的影响因素而出现腐蚀穿孔现象，从而造成天然气泄漏，进而影响管线的安全输送。《特殊地质条件下的管道施工与管理》一书基于国内外长输油气管道工艺站场埋地管线腐蚀及控制现状，分析了造成站场埋地管线腐蚀的主要因素及腐蚀机理，介绍了埋地管道最新腐蚀检测手段，结合国内站场埋地管线具体腐蚀情况，提出了相应地腐蚀控制措施及建议。本书具有较强的理论性和适用性，可为长输油气管道工艺站场埋地管线防腐研究提供一定的技术参考。
　　工艺站场埋地管线，顾名思义大多数为埋地敷设，而埋地所处土壤环境复杂多变，不同地段的环境存在较大差异，造就了埋地管线的腐蚀概率远大于地面管线。一方面，土壤环境中存在大量水分及腐蚀离子等，金属材质的管线会在此环境下极易发生电化学腐蚀，同时土壤中微生物的存在也会引起管线腐蚀;另一方面，埋地管线在施工设计阶段，会采用较均匀一致的防腐涂层及保护层构造工艺，不能应对不同地段环境的相異性，即潮湿地区与干旱地区的差异、盐碱地区与酸性地区的差异等，进而导致初始设计的防腐失效。工艺站场的管线通常多有弯管、接头等类型，其口径大小不一、结构外形复杂。这些因素使其只能在野外现场环境下进行埋地设施的防腐层涂敷施工，然而标准的涂敷工程往往需要适宜的环境，这可能会受到外界环境影响，如温度、湿度、压力及灰尘杂质等。一般情况下，压缩机出口温度较高的汇管，高温下氧气浓度差较大的立管弯头接口与管体部位均易发生腐蚀现象，因为此处温度可高达60℃，会加速沥青类防腐层的老化，致使其性能下降或失效。此外，压缩机工作时的长时间振动会增大管线与周边土壤的摩擦，从而造成防腐层机械损伤。站场埋地管线防腐材料的低性能也会引起管线腐蚀，主要是由于目前防腐材料密封防水性较差，且耐腐介质渗透能力不足。同时，站场内电气接地系统的材质往往与管线不同，也就是不同金属材质之间的互相接触，但由于其间存在电位差，进而导致电偶腐蚀现象的发生，尤其是钢材质管线的电位较低，便更容易发生腐蚀，这些主要是由于在埋地管线敷设设计阶段，不同行业的专家沟通不当导致选材不当。此外，不合格的施工质量及操作会导致埋地管线防腐层的涂敷存在问题，且设计员的经验不足也会使埋地管线在初始设计阶段存在一定缺陷。国内在多数站场仅采取了防腐层保护的措施，很少采取阴极保护设计，主要是因为该种系统设计存在诸多难点：首先，站场内管线敷设较密集，阴极保护的实施很难全面进行;其次，站场内电气设备众多，其相应存在不同种类的接地保护，这会显著影响阴极保护，造成电流漏失;再者，站场内空间不足以承受占地较大的阴极保护系统，也就是为阳极床的布置带来了限制;此外，站场管线阴极保护系统会对站场外管道的初始防腐保护造成较大干扰，且这种干扰影响难以消除和避免。
　　综上内容均在《特殊地质条件下的管道施工与管理》一书中得以详细论述分析。在此主要提出以下应对措施及建议：①设计施工阶段应针对性地选取适宜的防腐涂层，现场进行涂层施工，涂敷时应严格进行表面处理，使其满足涂敷要求，且涂敷工作的进行必须注意天气环境等因素的影响;②完善埋地管线防腐设计，加强施工质量的监督，提高施工员的技术操作，尽可能地避免设计施工阶段的人为因素;③合理设计区域性的阴极保护措施，针对电气接地系统影响、电位差及站场外管道的干扰应相应采取不同类型的阴极保护形式，如强制电流深井阳极、强制电流柔性阳极及牺牲阳极等方式，结合适宜的方式达到防腐目的;④作业期间，应加强各施工单位及不同专业人员的沟通协调，合理选取相关材料，极大程度上避免杜绝施工设计阶段的腐蚀隐患，尽可能消除埋地管线腐蚀诱发因素，降低腐蚀事故的发生可能性。