在我国某内陆大型油田，由于采出液中含有大量腐蚀性介质，油井管长期以来频繁出现腐蚀失效现象，不仅严重缩短设备寿命，还导致油田运维成本居高不下，频繁更换油井管已成为制约生产效率的重要因素。
油气田集输管网是指从井口至主输管道之间分布的小口径埋地集输管道。集输管网的腐蚀机理是比较复杂的，但归纳起来无外乎来自两方面的因素：一是化学腐蚀；二是电化学腐蚀。
化学腐蚀主要是酸性介质的腐蚀。以往的防腐涂层大都是由环氧树脂作为成膜物防腐涂料，但实践经验证明，环氧类防腐涂料的耐酸性介质不如它耐碱性介质性能。尤其是用户要求内壁涂装采用无溶剂环氧防腐涂料设计时，为了降低涂料体系粘度，生产制造上选用的成膜树脂都是低粘度小分子量的双酚A128(E51)型环氧树脂。而小分子量的环氧树脂比起大分子量的环氧树脂(如601亦即E-20或609亦即E-03)的防腐性能相差甚远。 因此，无溶剂环氧防腐涂层无法长期耐受酸性介质的腐蚀，涂层失效就是从局部开始点蚀，逐渐演变成孔蚀和大面积均匀腐蚀。
电化学腐蚀主要是由管道材质不均匀性(例如新旧管道焊接、焊条材质)而引起焊道与管道之间的电位差异，形成原电池腐蚀。焊缝形成阳极区(高电位)，管材成为阴极(低电位)，阳极电流向阴极输送电子，首先引起焊缝腐蚀。
埋地管道的常见腐蚀形态
- 均匀腐蚀：腐蚀均匀分布于整个金属表面，即腐蚀面比较大，而且腐蚀深度比较均匀，没有大的突变。
- 孔蚀：腐蚀以小孔的形式分布于管道表面，表面积比较小，且其直径与深度尺寸相近，点蚀的失效形式是穿孔泄漏失效。
- 局部腐蚀：腐蚀集中在金属表面某些区域(其它区域则几乎不受腐蚀或轻微腐蚀)，其失效形式也主要是破裂失效。
- 电化学腐蚀：地层下无机盐离子的水溶液充当了电解质的作用，与埋地管道构成了类似于原电池的结构，阳极表面的铁原子失去电子成为离子进入电解质溶液被氧化，电子流向阴极表面被还原消耗，形成氧化还原反应。
埋地集输管道典型的腐蚀类型
- 土壤的微生物腐蚀：当埋地管道出现点状腐蚀时，会产生黑色硫化亚铁围着白色糊状氢氧化亚铁的现象，这是硫酸盐还原反应产物，而厌氧菌特别喜好这种透气性差、潮湿、有硫酸盐和腐烂植物的土壤环境。细菌将硫酸盐还原成硫化物，消耗掉表面氢膜，从而使得金属溶解，导致管道壁逐渐变薄而失效。
- 氧气浓度差腐蚀：埋地管道因土壤密度的差异，导致管道周围氧气浓度存在不同，氧浓度差是引起管道局部腐蚀的主要因素。由于输送介质中氧的浓度不同而产生电位差，贫氧区的管道电位较负，则构成原电池的阳极加速腐蚀。
- 材料不均匀性腐蚀：管材的不均匀性会造成电位差。例如新旧管道对接，材质成分上存在着差异，新管道或焊材的电位比旧钢管材的电位负，就会产生电位差而形成阳极区域，造成电化学腐蚀。
- 杂散电流腐蚀：埋地管道常受地下杂散电流的干扰(变电所附近或高压线下)，电流从管道的某一部位B进入管道，该部位称为阴极，电流沿管道流动从某C位流出，称为阳极，发生阳极氧化反应，称为杂散电流腐蚀。
- 其它原因的腐蚀：石油的主要组成是各种烷烃，环烷烃和芳香烃等，它们并不腐蚀金属设备，但是石油中若含有杂质，如无机盐、硫化物、氮化物、有机酸、氧、二氧化碳和水分等，尽管含量很少，危害却很大。
腐蚀环境及工况：井下最高温度可达250℃，深井4000~8000m、矿化度可达3000mmg/L、原油中含有大量氨离子、碳酸离子、氟离子、硫酸根离子，油田采水可达pH=5、呈中等酸性、对碳钢的腐蚀极其严重可达2mm/a。
为解决油田防腐这一难题，该油田技术团队引入陕西至强重防材料有限公司基于“纳米有机钛聚合物”技术研发的钛基高分子合金涂层材料，首次对油井管内壁进行系统化涂装防护处理。
涂层服役26个月后，油田委托国家石油专用管材质量监督检验中心对下井服役样管进行全面检测。在严苛实验条件下——模拟现场工况，压力高达74MPa，5% NaOH强碱性腐蚀环境，温度达148℃，样管先后经历了拉伸、扭转弯曲、展平等破坏性测试。
检测结果显示，样管内壁涂层未出现起泡、脱落、龟裂等失效现象，涂层附着力强，完整性良好。并且该产品顺利通过《SY/T 0544 石油钻杆内涂层技术条件》《SY/T 6717 油管和套管内涂层技术条件》等多项行业标准认证。
这一成果充分证明了陕西至强研发的钛基高分子合金涂层具有优异的耐高温、耐碱、耐压、耐腐蚀性能，特别适用于油田严苛工况下的防护需求，不仅有效延长了油井管的使用周期，也大幅降低了更换频率与运维成本。
未来，陕西至强将继续推动“纳米有机钛聚合物”涂层技术在石油、化工、海洋等重腐蚀行业的广泛应用，为国家能源资源开发提供更加坚实的材料保障。
