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摘 要：管道作为大量输送石油、水、气体等介质的最为安全经济的方式在油田得到广泛应用，截止到2011年底，采油九厂共建设埋地管道3419.46km。管道穿孔造成漏油、漏水、漏气等情况发生，不仅造成巨大的经济损失，而且对生态环境造成影响。本文对采油九厂延长埋地管道使用寿命的方法进行阐述，并对今后工作提出建议。
关键词：埋地管道 腐蚀穿孔 管道修复
一、建设现状
自2004年以来，采油九厂逐年安排对运行年限超过10年的管道以及处于腐蚀严重区块的埋地金属管道进行检测，共检测管道352.45km；2005年以来因腐蚀更新管道277.92km，概算投资10434.1万元。为保证管道安全运行，采油九厂建立了较为完善的阴极保护系统和管理制度，全厂共有恒电位仪22台，运行21台，运行率达到95%以上，保护管道长度达到834.87km，转油站以上外输管道全部得到保护，206.7km的阀组间至转油站的管道及平台间的管道采用牺牲阳极保护。
管道穿孔原因主要为三种，其中腐蚀穿孔约占96%，施工质量造成穿孔约占3%，打孔约占1%。腐蚀穿孔中主要是外腐蚀，内腐蚀相对较轻，但随着油田综合含水进一步升高，管道（特别是采出部分的管道）的内腐蚀有加重的趋势；从穿孔率统计看，各系统中污水处理系统、油系统穿孔频率较高，气系统、注入系统穿孔频率相对较低。
近几年，我厂通过采取技术改造和加大管理力度有效地降低了管道穿孔率，管道穿孔率由2005年的0.18次/km·年下降到2011年的0.12次/km·年。
二、延长管道使用寿命的方法
管道作为大量输送石油、水、气体等介质的最为安全经济的方式在油田得到广泛应用。但由于施工质量、外力破坏、长期使用及地下环境等因素造成管道防腐层破损、管道老化，严重时导致管道穿孔，造成漏油、漏水、漏气等情况发生，不仅造成巨大的经济损失，而且对生态环境造成影响。采油九厂一直坚持技术与管理同步跟进，努力延长管道使用寿命。
1.开展土壤腐蚀性研究
由于土壤的腐蚀作用，随着使用时间的延长，造成埋地管道防腐层老化损坏、管道老化，直至管道穿孔。采油九厂油田所辖范围较广，油田多位于农场、林场、稻田地、渔场以及江湾等环境敏感区域，只有清楚了解土壤的腐蚀特性，才能为防腐规划设计、工程建设和维修提供基础依据，减少因腐蚀带来的损失。目前，已经完成龙虎泡油田、敖古拉油田、新站油田以及新肇油田的土壤腐蚀性检测。
1.1现场部分
由于土壤的腐蚀等级确定无法靠单一检测来确定，因此采用从“面→点→面”方式，即先对油田土壤腐蚀性进行普查掌握其腐蚀强弱分布规律，再根据该规律布检测点确定腐蚀等级，最后根据布点检测结果确定范围检测确定出分级边界。
1.1.1普查
以测土壤电阻率为主，反映土壤腐蚀性的强弱分布情况。主要在油田边界、外输线沿线以及油田区域内典型地类进行土壤腐蚀性普查。如龙虎泡油田区域（总面积333km2）及敖一联—杏西、龙二联—杏西联两条输油管道（总长度61.8km）沿线土壤腐蚀性检测，普查测试300点。
1.1.2布点
根据普查结果进行布点检测，土壤检测深度以管道埋地深度为准。选取典型土壤类型，开展现场测试、取样及挂片试验，进一步测试试验区典型土壤类型的腐蚀性和分布规律。
现场检测：包括土壤电阻率的测定（精度0.1Ω/m）、土壤中金属腐蚀电位的测定（精度±1mv）、土壤电位梯度的测定（精度±0.1mv/m）、土壤氧化还原电位的测定（精度±2mv）、土壤温度的测定（精度±1℃）、土壤PH值的测定（精度 0.02PH）、土壤均质性测定等。
土壤取样分析：内容包括土壤样品含气率、土壤容重、CO32-、HCO32-、SO42-、Cl-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、SRB的测定。
土壤腐蚀性测试：采用埋片法，通过挂片的埋设时间、试验后测量金属腐蚀失重及腐蚀速率验证检测结果。
1.1.3范围检测。根据布点检测结果分析区域内土壤腐蚀性分布，对边界点进行现场测试检验并GPS定位。
1.2室内研究
主要是为现场测试提供依据，并根据现场测试结果进行分析。
1.2.1普查点布置。基本原则是按1点/平方公里进行分布，结合3S一体化卫星成像技术对环境相似的点进行简化及位置调整，从而选出既能反映土壤腐蚀特性，又方便检测的点进行布置。
1.2.2布点结果分析。分析普查数据后，选取具有代表性的土壤进行合理布点检测，如龙虎泡布点18个。根据取得的参数，对土壤腐蚀性进行多项因素打分法综合评价，确定土壤腐蚀等级。
1.2.3范围检测参数。根据布点检测分析结果，确定范围检测的参数。范围检测以现场操作简便，能反映腐蚀状况为标准，选取几组参数进行检测。
1.2.4检测结束后编制检测报告，利用图象处理技术绘制土壤分级图。
龙虎泡油田内分布较多的水泡子，新站油田和新肇油田内稻田地较多，这3个油田的土壤腐蚀等级较高，大多为四级；敖古拉油田内多为旱地及草场，土壤腐蚀等级较低，大多为二级。
2.建设阴极保护系统
阴极保护是最有效的控制金属腐蚀措施之一，即通过施加外部电流，使被保护金属结构的电位向着减小氧化反应的方向偏移，从而减小腐蚀速率。阴极保护的基本原理很简单，其复杂性在于阴极保护的应用过程中。
2.1选择阴极保护方式
根据检测结果来看，两种保护方法都能对管道起到保护作用，但对于牺牲阳极法保护的管道来说，阳极保护体丢失严重，且运用6年以上的管道阴极保护已经基本失效。深井阳极法的外加电流保护法技术成熟，管理维修方便，通过较少检测桩的检测就可以掌握管道保护情况。 采油九厂阴极保护建设采取两种方法相结合的方式，即对较为集中、距离较长的站间管道和外输管道采取外加电流保护，以一个深井保护多条管道的方式达到降低投资的目的；对于管道分散的阀组间至转油站的管道、平台之间的管道采用牺牲阳极保护；同时在节省建设投资的情况下，对外加电流保护不到的管道使用牺牲阳极保护。
2006年以来陆续在敖一联、龙一联、龙一转、龙二转、新肇联、新一联、敖南联及敖南二转建设、恢复深井阳极保护装置18座，并对丢失和遭到破坏的测试桩进行恢复。
2.2加强阴极保护系统化管理
阴极保护系统对管道的保护有着至关重要的作用，结合生产实际和人员情况，制定了“3、1、1”管理模式。
3.三级管理。制定并完善了《第九采油厂油气田管道、容器防腐保温管理规定》，确立了厂、作业区、小队三级管理模式。厂级职责，规划设计研究所负责全厂阴极保护现场资料管理，防腐方案、综合调整方案、措施方案的编制和分析工作，油田管理部负责全厂防腐日常管理工作，组织好各类检查及考核工作；作业区职责，负责阴极保护系统日常生产的过程管理，协调、处理出现的生产问题及现场资料检查工作；基层队职责，对所辖管道进行巡线，发现测试桩破损或丢失、管道裸露等问题及时上报，恒电位仪岗位员工负责对电器设备进行日常管理，每天记录恒电位仪的输出电压、输出电流、保护电位等参数，发现异常及时上报。
3.1一年一次电位检测。为了提高阴极保护设备的使用效率，最大限度延长管道的使用寿命，实现设备的科学运行、精细管理，自2008年开始，规划设计研究所每年对全厂在用的阴极保护系统进行一次电位检测，检测中发现过末端电位达不到最小保护电位、阳极地床失效接地电阻增大、系统效率降低等问题，通过生产维修等方式进行维修改造，目前恒电位仪22台，运行21台，运行率达到95%以上。
3.2调整每一台设备的运行参数。依据每年的检测结果，以各恒电位仪所保护管道的最远端电位值达到-0.85V以下为标准，调节末端检测电位及首端电位，最终确定了各机器保护电位范围。在调整电位时还需注意，在保护电位处于规定范围内的同时，电流、电压值不可超过机器的额定值。
三、开展管道修复现场试验
更换金属管道不但投资较高，而且需要征地破坏植被，给环境带来影响。管道不开挖修复技术，既可以降低维护费用又可以减少对环境的影响。
软管翻衬法是当前公认的适用范围广、施工简便、辅助设施少、社会效益好、应用较广泛的管道不开挖修复技术。国内的软管翻衬修复技术的水平日趋成熟，可修复管径为60～1000mm的管道，适用于钢筋混凝土管、铸铁管、螺旋焊接管等各类管材。
选择龙虎泡油田3#-3阀组间至龙75-201油井集油管道（管道规格φ89×4.5mm，长度1075m）进行软管反衬法修复现场试验。该管道处于低洼地，2002年9月份投产，2007年10月份至2008年9月份共穿孔9次，影响了油田的正常生产。
施工工艺
1.施工准备
3#3阀组间至龙75-201油井管道长度为1075m，管径为φ89mm， 因此选用规格为φ89mm的玻璃钢软管；将管道分割为5段，长度在200m～240m，挖1.5m×2m×1.5m的作业坑5个；在管内清理之前，对该环加大了掺水量，进行冲环工作，将一些凝固在管壁上的残油、油污提前进行清理。
2.管段内部清理
使用皮克进行管道内壁油污的清洗，以管道出口没有油污为标准，进入下一清理步骤；将浸满丙酮溶液的泡沫放入管道内，对管壁进一步进行清理；用干燥的泡沫对管道内壁进行擦干；用压风机对管道内壁进行吹扫，使管道内壁尽快干燥，没有水分。
3.玻璃钢软管浸胶
软管翻衬所用的胶主要有三种成分：分别是3201乙烯基酯树脂、固化剂、促进剂。将3201乙烯基酯树脂按4小时凝胶时间配比，经搅拌机拌合均匀后利用气动胶料泵灌入软管内，再经浸胶机碾压浸透软管，留有一定胶量缠入翻转器内。软管浸胶——缠入翻转器是用人工连续一次完成。
4.内衬玻璃钢翻衬
装入翻转器内的浸胶软管在压缩空气作用下实现翻衬，进入被修钢管内，浸胶层朝外紧贴钢管内壁，防渗透层朝里成为衬里管内壁，构成钢塑复合管。采取加油润滑，加绳牵引等措施，确保一次翻衬300m。翻衬结束后进行管段的封口、憋压，使软管、胶体、管道三者进行充分的自然固化，2～3天后衬里层形成自然支撑强度。
5.管段组装
将两段修复管道之间用相应长度的管道进行对接，在接口处涂有胶粘剂。然后用卡箍将接口处封死，在卡箍两端与管道用电焊相连。卡箍上有一小孔，用胶粘剂进行灌注，再将小孔焊死，最后做好防腐保温工作，完成整个管段连接。
2008年10月对该管道进行修复，投资为12.5万元，而更换管道的费用是20.14万元，节省了7.65万元，取得了良好的经济效益。修复后运行至今，运行压力为0.70MPa，运行状况良好，未出现任何异常情况。
四、几点认识
管道的失效模式是一种时间依赖的模式，腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种过程，随着时间的延长不断地侵蚀着管道，必须持续不断地对管道以及管道所处的环境进行风险分析、检测、完整性评价以及维修等。
管道管理是一个与时俱进的连续过程，也是一个复杂的、庞大的系统工程，必须树立“站线并重”的思想，为尽可能延长管道使用寿命，有以下几点认识：
1.将采油九厂所辖全部油田的土壤腐蚀评价补充完整，为规划设计、生产维修提供依据。
2.对管道实施终身检测，对于新建管道，为了掌握整个管道系统质量状况，整个管道进行全面检测；投入运行一定时期的管道，主要针对特殊环境的管段或管件（如弯头）进行检测；临近报废年限的管道，进入事故多发期，应进行全面检测。
3.延长管道寿命应做到防治结合，治是被动措施，治标不治本；防才是根本，规划时多与地方沟通协调，明确近几年土地使用方向，尽可能减少出现管道占压；设计时，因地制宜选择管材和防腐方式。
4.改变目前的管理模式，对正在服役的埋地管道定期进行外防腐保温层的检测，在管道腐蚀穿孔前，实施外防腐保温层的破损点以及管体本身腐蚀点的修复，恢复管道自身强度，延长管道的使用寿命，降低管道的更换投资。
作者简介：高翔，男，1977年9月出生，助理工程师，大庆油田有限责任公司第九采油厂敖古拉采油作业区 从事生产管理工作。
关键词：埋地管道 腐蚀穿孔 管道修复
一、建设现状
自2004年以来，采油九厂逐年安排对运行年限超过10年的管道以及处于腐蚀严重区块的埋地金属管道进行检测，共检测管道352.45km；2005年以来因腐蚀更新管道277.92km，概算投资10434.1万元。为保证管道安全运行，采油九厂建立了较为完善的阴极保护系统和管理制度，全厂共有恒电位仪22台，运行21台，运行率达到95%以上，保护管道长度达到834.87km，转油站以上外输管道全部得到保护，206.7km的阀组间至转油站的管道及平台间的管道采用牺牲阳极保护。
管道穿孔原因主要为三种，其中腐蚀穿孔约占96%，施工质量造成穿孔约占3%，打孔约占1%。腐蚀穿孔中主要是外腐蚀，内腐蚀相对较轻，但随着油田综合含水进一步升高，管道（特别是采出部分的管道）的内腐蚀有加重的趋势；从穿孔率统计看，各系统中污水处理系统、油系统穿孔频率较高，气系统、注入系统穿孔频率相对较低。
近几年，我厂通过采取技术改造和加大管理力度有效地降低了管道穿孔率，管道穿孔率由2005年的0.18次/km·年下降到2011年的0.12次/km·年。
二、延长管道使用寿命的方法
管道作为大量输送石油、水、气体等介质的最为安全经济的方式在油田得到广泛应用。但由于施工质量、外力破坏、长期使用及地下环境等因素造成管道防腐层破损、管道老化，严重时导致管道穿孔，造成漏油、漏水、漏气等情况发生，不仅造成巨大的经济损失，而且对生态环境造成影响。采油九厂一直坚持技术与管理同步跟进，努力延长管道使用寿命。
1.开展土壤腐蚀性研究
由于土壤的腐蚀作用，随着使用时间的延长，造成埋地管道防腐层老化损坏、管道老化，直至管道穿孔。采油九厂油田所辖范围较广，油田多位于农场、林场、稻田地、渔场以及江湾等环境敏感区域，只有清楚了解土壤的腐蚀特性，才能为防腐规划设计、工程建设和维修提供基础依据，减少因腐蚀带来的损失。目前，已经完成龙虎泡油田、敖古拉油田、新站油田以及新肇油田的土壤腐蚀性检测。
1.1现场部分
由于土壤的腐蚀等级确定无法靠单一检测来确定，因此采用从“面→点→面”方式，即先对油田土壤腐蚀性进行普查掌握其腐蚀强弱分布规律，再根据该规律布检测点确定腐蚀等级，最后根据布点检测结果确定范围检测确定出分级边界。
1.1.1普查
以测土壤电阻率为主，反映土壤腐蚀性的强弱分布情况。主要在油田边界、外输线沿线以及油田区域内典型地类进行土壤腐蚀性普查。如龙虎泡油田区域（总面积333km2）及敖一联—杏西、龙二联—杏西联两条输油管道（总长度61.8km）沿线土壤腐蚀性检测，普查测试300点。
1.1.2布点
根据普查结果进行布点检测，土壤检测深度以管道埋地深度为准。选取典型土壤类型，开展现场测试、取样及挂片试验，进一步测试试验区典型土壤类型的腐蚀性和分布规律。
现场检测：包括土壤电阻率的测定（精度0.1Ω/m）、土壤中金属腐蚀电位的测定（精度±1mv）、土壤电位梯度的测定（精度±0.1mv/m）、土壤氧化还原电位的测定（精度±2mv）、土壤温度的测定（精度±1℃）、土壤PH值的测定（精度 0.02PH）、土壤均质性测定等。
土壤取样分析：内容包括土壤样品含气率、土壤容重、CO32-、HCO32-、SO42-、Cl-、Ca2+、Mg2+、K+、Na+、SRB的测定。
土壤腐蚀性测试：采用埋片法，通过挂片的埋设时间、试验后测量金属腐蚀失重及腐蚀速率验证检测结果。
1.1.3范围检测。根据布点检测结果分析区域内土壤腐蚀性分布，对边界点进行现场测试检验并GPS定位。
1.2室内研究
主要是为现场测试提供依据，并根据现场测试结果进行分析。
1.2.1普查点布置。基本原则是按1点/平方公里进行分布，结合3S一体化卫星成像技术对环境相似的点进行简化及位置调整，从而选出既能反映土壤腐蚀特性，又方便检测的点进行布置。
1.2.2布点结果分析。分析普查数据后，选取具有代表性的土壤进行合理布点检测，如龙虎泡布点18个。根据取得的参数，对土壤腐蚀性进行多项因素打分法综合评价，确定土壤腐蚀等级。
1.2.3范围检测参数。根据布点检测分析结果，确定范围检测的参数。范围检测以现场操作简便，能反映腐蚀状况为标准，选取几组参数进行检测。
1.2.4检测结束后编制检测报告，利用图象处理技术绘制土壤分级图。
龙虎泡油田内分布较多的水泡子，新站油田和新肇油田内稻田地较多，这3个油田的土壤腐蚀等级较高，大多为四级；敖古拉油田内多为旱地及草场，土壤腐蚀等级较低，大多为二级。
2.建设阴极保护系统
阴极保护是最有效的控制金属腐蚀措施之一，即通过施加外部电流，使被保护金属结构的电位向着减小氧化反应的方向偏移，从而减小腐蚀速率。阴极保护的基本原理很简单，其复杂性在于阴极保护的应用过程中。
2.1选择阴极保护方式
根据检测结果来看，两种保护方法都能对管道起到保护作用，但对于牺牲阳极法保护的管道来说，阳极保护体丢失严重，且运用6年以上的管道阴极保护已经基本失效。深井阳极法的外加电流保护法技术成熟，管理维修方便，通过较少检测桩的检测就可以掌握管道保护情况。 采油九厂阴极保护建设采取两种方法相结合的方式，即对较为集中、距离较长的站间管道和外输管道采取外加电流保护，以一个深井保护多条管道的方式达到降低投资的目的；对于管道分散的阀组间至转油站的管道、平台之间的管道采用牺牲阳极保护；同时在节省建设投资的情况下，对外加电流保护不到的管道使用牺牲阳极保护。
2006年以来陆续在敖一联、龙一联、龙一转、龙二转、新肇联、新一联、敖南联及敖南二转建设、恢复深井阳极保护装置18座，并对丢失和遭到破坏的测试桩进行恢复。
2.2加强阴极保护系统化管理
阴极保护系统对管道的保护有着至关重要的作用，结合生产实际和人员情况，制定了“3、1、1”管理模式。
3.三级管理。制定并完善了《第九采油厂油气田管道、容器防腐保温管理规定》，确立了厂、作业区、小队三级管理模式。厂级职责，规划设计研究所负责全厂阴极保护现场资料管理，防腐方案、综合调整方案、措施方案的编制和分析工作，油田管理部负责全厂防腐日常管理工作，组织好各类检查及考核工作；作业区职责，负责阴极保护系统日常生产的过程管理，协调、处理出现的生产问题及现场资料检查工作；基层队职责，对所辖管道进行巡线，发现测试桩破损或丢失、管道裸露等问题及时上报，恒电位仪岗位员工负责对电器设备进行日常管理，每天记录恒电位仪的输出电压、输出电流、保护电位等参数，发现异常及时上报。
3.1一年一次电位检测。为了提高阴极保护设备的使用效率，最大限度延长管道的使用寿命，实现设备的科学运行、精细管理，自2008年开始，规划设计研究所每年对全厂在用的阴极保护系统进行一次电位检测，检测中发现过末端电位达不到最小保护电位、阳极地床失效接地电阻增大、系统效率降低等问题，通过生产维修等方式进行维修改造，目前恒电位仪22台，运行21台，运行率达到95%以上。
3.2调整每一台设备的运行参数。依据每年的检测结果，以各恒电位仪所保护管道的最远端电位值达到-0.85V以下为标准，调节末端检测电位及首端电位，最终确定了各机器保护电位范围。在调整电位时还需注意，在保护电位处于规定范围内的同时，电流、电压值不可超过机器的额定值。
三、开展管道修复现场试验
更换金属管道不但投资较高，而且需要征地破坏植被，给环境带来影响。管道不开挖修复技术，既可以降低维护费用又可以减少对环境的影响。
软管翻衬法是当前公认的适用范围广、施工简便、辅助设施少、社会效益好、应用较广泛的管道不开挖修复技术。国内的软管翻衬修复技术的水平日趋成熟，可修复管径为60～1000mm的管道，适用于钢筋混凝土管、铸铁管、螺旋焊接管等各类管材。
选择龙虎泡油田3#-3阀组间至龙75-201油井集油管道（管道规格φ89×4.5mm，长度1075m）进行软管反衬法修复现场试验。该管道处于低洼地，2002年9月份投产，2007年10月份至2008年9月份共穿孔9次，影响了油田的正常生产。
施工工艺
1.施工准备
3#3阀组间至龙75-201油井管道长度为1075m，管径为φ89mm， 因此选用规格为φ89mm的玻璃钢软管；将管道分割为5段，长度在200m～240m，挖1.5m×2m×1.5m的作业坑5个；在管内清理之前，对该环加大了掺水量，进行冲环工作，将一些凝固在管壁上的残油、油污提前进行清理。
2.管段内部清理
使用皮克进行管道内壁油污的清洗，以管道出口没有油污为标准，进入下一清理步骤；将浸满丙酮溶液的泡沫放入管道内，对管壁进一步进行清理；用干燥的泡沫对管道内壁进行擦干；用压风机对管道内壁进行吹扫，使管道内壁尽快干燥，没有水分。
3.玻璃钢软管浸胶
软管翻衬所用的胶主要有三种成分：分别是3201乙烯基酯树脂、固化剂、促进剂。将3201乙烯基酯树脂按4小时凝胶时间配比，经搅拌机拌合均匀后利用气动胶料泵灌入软管内，再经浸胶机碾压浸透软管，留有一定胶量缠入翻转器内。软管浸胶——缠入翻转器是用人工连续一次完成。
4.内衬玻璃钢翻衬
装入翻转器内的浸胶软管在压缩空气作用下实现翻衬，进入被修钢管内，浸胶层朝外紧贴钢管内壁，防渗透层朝里成为衬里管内壁，构成钢塑复合管。采取加油润滑，加绳牵引等措施，确保一次翻衬300m。翻衬结束后进行管段的封口、憋压，使软管、胶体、管道三者进行充分的自然固化，2～3天后衬里层形成自然支撑强度。
5.管段组装
将两段修复管道之间用相应长度的管道进行对接，在接口处涂有胶粘剂。然后用卡箍将接口处封死，在卡箍两端与管道用电焊相连。卡箍上有一小孔，用胶粘剂进行灌注，再将小孔焊死，最后做好防腐保温工作，完成整个管段连接。
2008年10月对该管道进行修复，投资为12.5万元，而更换管道的费用是20.14万元，节省了7.65万元，取得了良好的经济效益。修复后运行至今，运行压力为0.70MPa，运行状况良好，未出现任何异常情况。
四、几点认识
管道的失效模式是一种时间依赖的模式，腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种过程，随着时间的延长不断地侵蚀着管道，必须持续不断地对管道以及管道所处的环境进行风险分析、检测、完整性评价以及维修等。
管道管理是一个与时俱进的连续过程，也是一个复杂的、庞大的系统工程，必须树立“站线并重”的思想，为尽可能延长管道使用寿命，有以下几点认识：
1.将采油九厂所辖全部油田的土壤腐蚀评价补充完整，为规划设计、生产维修提供依据。
2.对管道实施终身检测，对于新建管道，为了掌握整个管道系统质量状况，整个管道进行全面检测；投入运行一定时期的管道，主要针对特殊环境的管段或管件（如弯头）进行检测；临近报废年限的管道，进入事故多发期，应进行全面检测。
3.延长管道寿命应做到防治结合，治是被动措施，治标不治本；防才是根本，规划时多与地方沟通协调，明确近几年土地使用方向，尽可能减少出现管道占压；设计时，因地制宜选择管材和防腐方式。
4.改变目前的管理模式，对正在服役的埋地管道定期进行外防腐保温层的检测，在管道腐蚀穿孔前，实施外防腐保温层的破损点以及管体本身腐蚀点的修复，恢复管道自身强度，延长管道的使用寿命，降低管道的更换投资。
作者简介：高翔，男，1977年9月出生，助理工程师，大庆油田有限责任公司第九采油厂敖古拉采油作业区 从事生产管理工作。