长庆油田套管防腐新技术

长庆油田套管防腐新技术

由于鄂尔多斯盆地大范围存在洛河水，水层厚且水量大、易引起套管外腐蚀穿孔，造成井网破坏，产能损失。长庆油田坚持“工艺技术成熟可靠，兼顾地区应用适应性与技术经济性”的原则，形成了以丛式井组套管阴极保护、环氧冷缠带牺牲阳极为主的套管防腐工艺技术。

标签：长庆油田；套管；防腐

根据洛河水的变化趋势、腐蚀特点和套损井规律，将油田防腐区域划分为三类，见表1。

丛式井组阴极保护主要是以丛式井组为单元，被保护的套管与直流电源负极相连，充当阴极保护系统的阴极，辅助阳极与电源正极相连，经过低电阻地层构成回路的一种新技术，见图1。其防腐剂机理主要是利用深井阳极采用外加电流实现腐蚀电位平衡。因外加电流与原电池阳极电流方向相反，使原电池阳极对套管的腐蚀电流减小，套管腐蚀速率下降，当整个套管表面达到等电位时，套管表面原电池就不能形成，达到防止套管腐蚀的目的。截至目前共实施的5600多口井中，靖安油田实施15年无套损，陇东北三区实施后未出现套损井，各井保护电位均在正常指标，井组均未出现套损。

而锌阳极+环氧冷缠带+内涂层技术则是在在井口至1000米以上使用环氧冷缠带套管，并间隔150米增下锌阳极，对1000米以下套管内壁喷涂PC-400防腐层，通过以上三个环节的强化保护措施，提高套管抵抗洛河水及地层水电化学腐蚀的能力。以环氧冷缠带牺牲阳极为主的套管防腐主体技术规模应用超过2万口井，而针对陇东油田历年总井数及历年套损井井数的统计见表2和表3，陇东地区防腐前套管平均寿命6～7年，采取防腐措施井至今未出现套管破损，大幅度延长了套管寿命。据现场实际测试结果显示，该工艺防腐效果较好，见图2和图3。

参考文献：

[1]周宗强.长庆油田油水井套管腐蚀机理及防腐工艺技术研究[D].四川：西南石油大学，2009.

[2]张智.恶劣环境油井管腐蚀机理与防护涂层研究[D].四川：西南石油學院，2005.

[3]郭明.阴极保护技术的研究与应用[D].黑龙江：大庆石油大学，2006.

[4]王麗娟，田军，薛群基.油气田管道防蜡、减阻、防腐技术的发展及现状[J].天然气与石油，2000，9（04）：11-15.

油田套管防腐技术

油田套管防腐技术 【摘要】随着经济不断发展，科学技术不断更新。科技技术的生产已经应用于生活每一方面。当前，资源使用范围越来越大，资源利用途径越来越广，石油已成为世界一项最重要的有限资源。石油的有效开发，带来可观的经济利益。在石油不断开发中，如何有效使用是当今能源使用的一重要方面。针对我国在开发石油过程中出现的问题，笔者对油田管道的防腐技术进行分析，并对此归纳出油田防腐措施。 【关键词】油田管道；防腐技术；分析 0.引言 长期以来，油田开发中的油田套管腐蚀是石油生产过程中一道技术难题。从油田长期开发而言，油井低产和低渗的特点，要求油田套管的防腐技术既要长效又要经济。目前，各国在油田开发中使用的防腐技术各不相同。有些国家利用高成本来达到石油开发中防腐的效果，如使用耐蚀合金钢管材。在使用高成本防腐技术时，需要在该技术基础中弄清油田套管损坏的原因，以便在实际操作过程中能够选择经济实用型的防腐技术。石油开发是一项长期操作的过程，防腐技术始终运用于整个石油开发的过程。 1.油田套管腐蚀原理 油田开发地多属于结构简单、岩性稳定地区，且沉积厚度需要达一定标准。根据我国长庆油田的地质可知，井水中的腐蚀物中含有大量的CL-、CO2溶解气体，硫酸盐还原菌SRB（102～103个/L）。在CO2溶解水以后会生成大量的H2CO3，同时在高温条件下会发水解，释放出来更多的氢离子。氢离子由于是极强的催化剂，以夺取其他电子而还原，连续不断的化学反应加速溶解腐蚀套管。CO2和H2S在油井环境下随着温度和分压的升高而逐渐升高。油田开发的地质含有SO2-4和硫酸盐还原菌（SRB），SRB在一定环境下腐蚀钢材。点腐蚀是在该水环境腐蚀的另一特点，其中含有CL-，钢材在水体开始腐蚀，CL-在该环境下会加速移动，原子内部发生变化，造成钢材管内部的结构发生变化，这就是油田套管发生穿孔的主要原因。 2.油田套管防腐技术主体探究 在油田开发过程中，防腐技术需运用于油田套管中，根据近几年的实践经验，我国在石油套管防腐技术中不断创新。在对油田套管腐蚀技术探究的问题中，先后分别采取加厚套管、区域性阴极保护措施对油田套管实施防腐技术处理。 2.1陈旧的加厚套管措施 在石油开发地区中，油井内的水分具有高强的腐蚀效果。基于该理论，为了

管道内喷涂防腐技术的应用

管道内喷涂防腐技术的应用 一、概述 80年代初，国外已淘汰了空气喷涂装置，取而代之的是高压无空气喷涂、静电喷涂、电泳喷涂、静电粉末喷涂，高温离子喷涂等新工艺，其中高压无空气喷涂占80 ％以上。国外石油天然气管道内壁涂料现已广泛采用多元树酯改性重防腐蚀漆。90年代初，任丘、胜利、大庆等油田，先后从美国、日本、加拿大引进管道喷涂自动线，采用烘炉固化和先进的检测自控设备，对管道预制取得了良好的效果。但是现场焊接口的修补施工尚未完全解决，其施工严格复杂，施工周期长，成本高，这些已成为石油天然气管道、油管套管内外防腐蚀工程亟待解决的课题。当务之急要求开发适用各油田的投资小、能耗和成本低，涂装质量好的涂料品种，以及与之配套的涂装工艺。 含硫、含水、含氯盐水天然气的开采，在四川天然气田所占比例越来越大，特别是各气田开始进入中后期，排水找气工艺的相继推广，此类气井和油、气管道、气田水管道的腐蚀相当严重，未经内壁防腐的输卤管道，一般在1～2年内就基本穿孔、泄漏，不仅使管道停产，同时对环境造成极大的污染。 川西南矿区为解决酸性天然气和输卤管道内的严重腐蚀及结垢，先后采用内衬工艺塑料玻璃钢，钢质管道内覆盖层拖涂、揽涂、整体挤涂等内管处理，玻璃钢输卤管，以及外包扎玻璃钢加强管等防腐措施，取得了不少的经验。但实际预制和修补中采用落后的拖涂预制、现场焊口修补揽涂的方式，致使漆膜均匀度差，出现漏涂，涂装质量得不到保证，同时造成环境污染。另外，涂料用环氧树酯漆(底漆和面漆)常温固化缓慢，特别是冬季施工困难，固化剂量难以准确控制，导致漆膜变脆，漆膜柔韧性差，易粉蚀，流动差等缺点。 为了更新涂装工艺和改进涂料品种，川西南矿区工程设计研究所与自贡利达来实用化工研究所共同研究开发了高压无气喷涂新工艺及相适用涂料新品种的筛选，并在1995年5月至1997年4月现场应用试验。 二、管道内外防腐蚀覆盖层试验 1、重防腐蚀涂料品种的筛选及性能 根据矿区天然气管道内外腐蚀介质，以及管内工况条件：天然气和 气田水中主要含有硫化氢(H 2S)、氯化钠(NaCl 2 )、二氧化碳（CO 2 ）、有 机硫酸、C 2 以上烷烃以及泥砂。管道输送压力3～4 MPa，工作温度小于150 ℃。要求涂料耐高温，在较高的温度 下耐硫化氢（H 2S）、氯离子（Cl－）、二氧化碳（CO 2 ）的 643000，四川省自贡市；电话：(0813)4611063。腐蚀，漆膜附着力、强度、韧性好，具有良好的润滑性能及耐溶剂，阻燃性好。经过比

油管防腐技术的研究及应用

油管防腐技术的研究及应用 摘要：文章在对油管腐蚀状况进行调查、研究的基础上，总结出了油管腐蚀的一般规律和腐蚀的典型性，并在对腐蚀的类型、机理以及对腐蚀的影响因素的研究基础上，提出了有效的防腐工艺技术措施，这对于提高油气田的防腐工艺技术水平有一定的实用及参考价值。 关键词：腐蚀；油管腐蚀；油管；防腐工艺 修复油管在经过加热、清洗、探伤和试压等工序后，由于油管内外表面的油污被清洗掉，金属本体直接与空气接触，现场露天存放，腐蚀速度很快。一般经过一个小时后，内外表面便开始出现红色锈斑，随着时间的推移，腐蚀面积会逐步扩大，一周以后，金属表面裸露处将大面积腐蚀，伴有铁红色锈沫出现。时间再往后延长，腐蚀向深度扩展，原来未裸露的部分，出现内部腐蚀，形成锈皮脱落，导致修复油管不能下井使用，只能再次修复后使用。因此，正确认识油管防腐知识，增加油管使用年限，是一项急需而重要的工作，它直接关系着原油生产能否正常进行。 1腐蚀因素分析 ①油管材质的影响。对中原油田采油六厂马厂、桥口及白庙油区的10口油气井油管的腐蚀资料进行了分析，它表明在同种情况下，油管材质不同，油管受腐蚀的程度也会有所不同。从油管材质的化学成分分析来看，我们发现油管材质中铬含量增加，会增加油管表面钝化膜的稳定性，而钼含量的增加，会减少Cl-的破坏作用，从而使油管的耐点蚀性能增强。 ②H2S、Cl-、CO2的影响。对发生腐蚀油气井的腐蚀环境及腐蚀因素进行分析后可以看出，油管在使用过程中，受腐蚀性气体H2S、CO2、Cl-和硫酸盐还原菌（SRB）等共同作用发生腐蚀。 ③腐蚀类型的影响。油管在含酸气气井的腐蚀属电化学腐蚀。即：金属与电解质溶液接触时，由于金属表面的不均匀性，在金属表面出现阳极和阴极区，阳极和阴极区通过金属本身互相闭合而形成许多腐蚀微电池，电化学腐蚀就是通过这些阳极和阴极区反应过程进行的。 H2S在溶解在水中立即电离，使水有酸性，同时对油管产生电化学腐蚀，它的反应式表示为: H2S=H++HS-，HS-=H++S2-。阳极反应:Fe-2e→Fe2+；阴极反应:2H++2e→H2；阳极反应产物:Fe2++S2-→FeS↓。 电化学腐蚀阳极反应的产物是硫化铁，它与油管表面的粘结差、易脱落、易氧化，对油气井的正常生产有着严重的危害。

钢管防腐涂层工艺

钢管防腐涂装工艺 1、油套管防腐涂装工艺现状 近期国内外常用的石油套管等无缝钢管的工厂化自动涂装工艺主要有以下四种： ——工艺一：采用淋涂法，涂敷前、后及中间辊道直线输送，以形成涂膜。然后拨叉转移，勾状链条滚动输送，钢管横向进入蒸汽烘箱， 加热干燥。 ——工艺二：采用静电涂装法，涂敷前、后及中间应用斜置辊道螺旋输送，以形成涂膜。然后螺旋升降机转移提升至料架凉置，进行自然 干燥。 ——工艺三：钢管直线输送，采用UV涂料体系，真空涂装法，加之气流冲刷，以形成涂膜。涂敷后马上进行UV辐射固化涂膜。特点是涂膜 的形成和固化都在两个辊轮之间完成。 ——工艺四：涂装采用加热无气喷涂法，涂敷前应用辊道输送，涂敷后应用分段同步“V形齿”链条输送，以形成涂膜。涂敷后钢管由步进 机转移至横向“V形齿”链条输送机进入蒸汽烘干箱，加热干燥。2、各种涂装工艺的比较 ——工艺一：由于采用淋涂法，涂膜流挂严重。又由于辊道及链条设计不合理，涂膜存在两道纵向和多处环状擦伤。这种工艺正在被淘汰。 此工艺的唯一可取之处是涂敷后进行了加热干燥。 ——工艺二：涂膜存在流挂、通体螺旋擦伤和泛白的质量缺陷。尤其严重的是螺旋擦伤处的涂层厚度只有规定厚度的五分之一，而且外观 感觉很差。同时该工艺存在静电打火的工艺火灾隐患，近几年已经 发生了几起着火事故，对安全生产构成威胁。没有烘干工序也是该 工艺的重要缺陷。由于这种工艺存在许多难以克服和相互制约的矛 盾，使其日趋显得陈旧，已不能适应现代工厂化自动涂装的要求， 将逐步退出钢管涂装领域。

——工艺三：是一种技术先进但又不很成熟的工艺。在两个辊子之间瞬间完成喷涂及固化，其优点不言而喻。但也存在难以克服的弱点， 如：钢管表面的前处理要求极为严格，稍有不慎，附着力明显下降； UV涂料和设备价格昂贵，技术管理要求高；涂层脆，传输过程中如 受磕碰，容易局部脱落，且难以补涂。由于存在如此诸多问题使这 种工艺的推广受到制约。 ——工艺四：是一种近些年发展起来的技术上比较先进且相对成熟的工艺。它克服其它工艺存在的涂膜严重流挂、擦伤、泛白、脆弱等弊 病。其产生的涂膜附着力强、柔韧、防锈效果好、极少流挂、美观 完整。该工艺还具有操作简便，配套齐全、技术管理要求低和安全 的特点。由于技术完善称之为“钢管加热无气喷涂成套技术”。 3、“钢管无气加热喷涂成套技术”的先进性 “工艺一”至“工艺三”体现了传统工艺普遍存在的涂装缺陷，即涂膜严重“流挂”、擦伤、“泛白”等。而最新“工艺四”综合地解决了这一系列问题，并形成了完善的“钢管加热无气喷涂成套技术”。该技术具有下列技术优势。 (1)避免涂膜条状或螺旋状擦伤 九十年代后期，在国内最早由北京波罗努斯涂装设备有限公司会同北京钢铁设计研究总院的有关专家分析了钢管涂装的擦伤问题。当时的擦伤主要表现为钢管表面宽40毫米两条纵向全长的擦伤。针对当时引进国外的钢管涂装生产线采用涂装前后辊道输送，而且淋涂箱中部也安装辊道的设计，双方提出涂装前部辊道后部采用同步链条输送的传输方式进行无气喷涂的技术方案。这一方案在二十一世纪初，由北京波罗努斯涂装设备有限公司在大庆总机械厂油管分厂实现，并投入生产应用。通过实际应用证明，此工艺可有效防止钢管的纵向擦伤，涂装后只存在间隔600毫米分布的两小点齿印，加上涂料本身的自愈性，所以形成的涂膜宏观完整，用户反映很好。进一步改进后的工艺（采取了喷涂前后段同步带齿链条的分段输送的工艺），使钢管始终与链条的“V”形齿局部接触，而且前后链条同步运动，保证了喷涂表面与支点之间的最小接触，避免了辊道输送条状擦伤的弊病，涂膜美观完整。目前

长庆油田套管防腐新技术

长庆油田套管防腐新技术 由于鄂尔多斯盆地大范围存在洛河水，水层厚且水量大、易引起套管外腐蚀穿孔，造成井网破坏，产能损失。长庆油田坚持“工艺技术成熟可靠，兼顾地区应用适应性与技术经济性”的原则，形成了以丛式井组套管阴极保护、环氧冷缠带牺牲阳极为主的套管防腐工艺技术。 标签：长庆油田；套管；防腐 根据洛河水的变化趋势、腐蚀特点和套损井规律，将油田防腐区域划分为三类，见表1。 丛式井组阴极保护主要是以丛式井组为单元，被保护的套管与直流电源负极相连，充当阴极保护系统的阴极，辅助阳极与电源正极相连，经过低电阻地层构成回路的一种新技术，见图1。其防腐剂机理主要是利用深井阳极采用外加电流实现腐蚀电位平衡。因外加电流与原电池阳极电流方向相反，使原电池阳极对套管的腐蚀电流减小，套管腐蚀速率下降，当整个套管表面达到等电位时，套管表面原电池就不能形成，达到防止套管腐蚀的目的。截至目前共实施的5600多口井中，靖安油田实施15年无套损，陇东北三区实施后未出现套损井，各井保护电位均在正常指标，井组均未出现套损。 而锌阳极+环氧冷缠带+内涂层技术则是在在井口至1000米以上使用环氧冷缠带套管，并间隔150米增下锌阳极，对1000米以下套管内壁喷涂PC-400防腐层，通过以上三个环节的强化保护措施，提高套管抵抗洛河水及地层水电化学腐蚀的能力。以环氧冷缠带牺牲阳极为主的套管防腐主体技术规模应用超过2万口井，而针对陇东油田历年总井数及历年套损井井数的统计见表2和表3，陇东地区防腐前套管平均寿命6～7年，采取防腐措施井至今未出现套管破损，大幅度延长了套管寿命。据现场实际测试结果显示，该工艺防腐效果较好，见图2和图3。 参考文献： [1]周宗强.长庆油田油水井套管腐蚀机理及防腐工艺技术研究[D].四川：西南石油大学，2009. [2]张智.恶劣环境油井管腐蚀机理与防护涂层研究[D].四川：西南石油學院，2005. [3]郭明.阴极保护技术的研究与应用[D].黑龙江：大庆石油大学，2006. [4]王麗娟，田军，薛群基.油气田管道防蜡、减阻、防腐技术的发展及现状[J].天然气与石油，2000，9（04）：11-15.

钢管防腐技术

1.2PE/3PE防腐 3PE防腐: 管道三层PE防腐结构：第一层环氧粉末（FBE＞100um），第二层胶粘剂（AD）170～250um,第三层聚乙烯（PE）2.5～3.7mm。三种材料融为一体，并与钢管牢固结合形成优良的防腐层。 管径范围Φ60～Φ1420 2PE防腐: 管道二层PE防腐结构,第一层胶粘剂（AD）,第二层聚乙烯（PE）,二种材料融为一体,各层厚度同三层PE相同. 3PE防腐(三层聚乙烯)工艺是上世纪90年代后期从国外引进的先进防腐技术，它的全称为熔结环氧/挤塑聚乙烯结构防护层。3PE防腐技术综合了环氧涂层与挤压聚乙烯两种防腐层的优良性能，将环氧涂层的界面特性和耐化学特性与挤压聚烯防腐层的机械保护特性等优点结合起来，从而显著改善了各自的性能。其特点:机械强度高、耐磨损、耐腐蚀、耐热、耐冷、可应用于150度介质中，在寒冷地带均适应。因此，3PE防腐层是理想的埋地管线外防护层。据权威部门检测，用3PE防腐技术的埋地管道寿命可长达50年。 2PE防腐(二层聚乙烯)管道二层PE防腐结构,第一层胶粘剂（AD）,第二层聚乙烯（PE）,二种材料融为一体,各层厚度同三层PE相同. 由此看出区别在于：3PE防腐多了一个环氧粉末层，而环氧粉末耐腐蚀性能好、力学性能好、抗阴极剥离强，虽然它有表面处理严格、耐候性差、吸水率偏高等优点，但它适用于埋地管道海底管道，包覆层厚度仅为0.3～0.5毫米，使用寿命可达40～50年。 2.预制聚氨酯保温管 保温层材料为密度60kg/m3至80kg/m3的硬质聚氨酯泡沫，充分添满钢管与套管之间的间隙，并具有一定的粘接强度，使钢管、外套管及保温层三者之间形成一个牢固的整体。 聚氨酯泡沫具有良好的机械性能和绝热性能，通常情况下可耐温120℃,通过改性或与其它隔热材料组合可耐温180℃。 硬质聚氨酯保温管是黑料和白料混合发泡而成的一种绝热管壳。 （1）白料的主要成分是含磷聚醚树脂、甘油聚醚树脂、乙二醇聚醚树脂，另外还需要加入阻燃剂、稳泡剂和催化剂。 （2）黑料主要成分就是多苯基多异氰酸酯，纯度在90%。 （3）外面那层玻璃钢是保温结构中的防潮层，是用玻璃丝布浸渍树脂制作成的，具有较强的耐候性和耐腐蚀性，也具有较强的硬度 3.单层环氧粉末防腐 单层环氧粉末防腐是近30年来发展起来的新型防腐层，采用静电喷涂工艺涂敷环氧粉末涂料，一次成膜。该涂层具有涂敷操作简单、无污染、涂层抗冲击和抗弯曲性能好、耐温性高等特点，在国外得到了广泛的应用。 单层环氧粉末管道防腐钢管产品应用于： 煤矿：适用于煤矿井下供排水、井下喷浆、正负压通风、抽放瓦斯、消防洒水等管网。 电厂：热电厂工艺用水废渣、回水输送管道。 消防：对于防喷淋、洒水系统的给水管路具有卓越的适用性。 高速公路：电力、通讯、高速公路等电缆保护套管。 市政工程：适用高层建筑给水、热网供热、自来水工程、燃气输送、埋地输水等管道。 石油：石油输送管道、化工制药、印染等行业输送腐蚀性介质的工艺管道。 污水处理：污水处理排放管、污水管以及生物池防腐工程。 农业：农业灌溉用管、深井管、排水管等网路。 4.2PP/3PP防腐

【CN109692769A】石油套管外壁防腐喷涂装置及使用该装置的喷涂生产线【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910171732.X (22)申请日 2019.03.07 (71)申请人 西安诚浩喷涂设备有限公司 地址 710000 陕西省西安市经开区北二环 与开元路交汇处水晶宫大厦1幢21302 室 (72)发明人 狄亚丰　许涛　张博　 (74)专利代理机构 西安东灵通专利代理事务所 (普通合伙) 61242 代理人 朱玲 (51)Int.Cl. B05B 13/04(2006.01) B05B 16/20(2018.01) (54)发明名称 石油套管外壁防腐喷涂装置及使用该装置 的喷涂生产线 (57)摘要 本发明公开了一种石油套管外壁防腐喷涂 装置，包括可升降支撑托辊、抓管车、三爪卡盘、 喷涂枪及喷涂枪滑动装置；所述抓管车上安装三 爪卡盘，三爪卡盘伸入待喷涂石油套管的一端内 部，使待喷涂石油套管径向旋转，待喷涂石油套 管的另一端放置于可升降支撑托辊上，所述喷涂 枪设置于喷涂枪滑动装置上，喷涂枪沿待喷涂石 油套管的轴向往复运动。本发明还公开了使用上 述石油套管外壁防腐喷涂装置的喷涂生产线。本 发明用三爪卡盘卡紧套管内壁，使得待喷涂石油 套管沿其径向旋转，同时，喷涂枪沿待喷涂石油 套管轴向往复喷涂，使得待喷涂石油套管的两端 都能均匀的涂满涂料，喷涂时雾化均匀，涂层厚 度一致，无漏点， 喷涂效果好。权利要求书1页 说明书3页 附图2页CN 109692769 A 2019.04.30 C N 109692769 A

权　利　要　求　书1/1页CN 109692769 A 1.石油套管外壁防腐喷涂装置，其特征在于，包括可升降支撑托辊、抓管车、三爪卡盘、喷涂枪及喷涂枪滑动装置；所述抓管车上安装三爪卡盘，三爪卡盘伸入待喷涂石油套管的一端内部，使待喷涂石油套管径向旋转，待喷涂石油套管的另一端放置于可升降支撑托辊上，所述喷涂枪设置于喷涂枪滑动装置上，喷涂枪沿待喷涂石油套管的轴向往复运动。 2.根据权利要求1所述的石油套管外壁防腐喷涂装置，其特征在于，所述抓管车包括车体、旋转装置及升降装置；升降装置安装于车体上，旋转装置设置于升降装置顶端，旋转装置的旋转轴上设置三爪卡盘。 3.根据权利要求2所述的石油套管外壁防腐喷涂装置，其特征在于，包括移动导轨及滚轮；所述移动导轨沿待喷涂石油套管的轴向设置，所述滚轮设置于车体底端，滚轮位于移动导轨内，沿移动导轨滚动。 4.根据权利要求1～3任一项所述的石油套管外壁防腐喷涂装置，其特征在于，所述喷涂枪滑动装置包括两个垂直设置的垂向支杆及与两个垂向支杆顶端连接的水平导杆，所述喷涂枪安装于水平导杆上，在电机的带动下沿水平导杆往复运动。 5.石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，包括输送装置及沿输送装置的输送方向依次设置的加热除湿机、抛丸机、喷涂室、烘干机及检测装置；所述喷涂室内设置如权利要求1～4任一项所述的石油套管外壁防腐喷涂装置。 6.根据权利要求5所述的石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，所述输送装置为V型辊或传动链条。 7.根据权利要求5所述的石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，包括上料管架；所述上料管架为斜坡架体，斜坡架体的坡底与加热除湿机前端的输送装置连接，使待喷涂石油套管滚动上输送装置后进入加热除湿机。 8.根据权利要求7所述的石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，包括下料管架；所述下料管架为斜坡架体，斜坡架体的坡顶与检测装置后端的输送装置连接，使待喷涂石油套管从输送装置上滚落。 9.根据权利要求8所述的石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，包括3个翻管器；一个所述翻管器设置于上料管架与输送装置之间，一个所述翻管器设置于输送装置与下料管架之间，一个所述翻管器设置于抛丸机与喷涂室之间。 10.根据权利要求5～9任一项所述的石油套管外壁防腐喷涂生产线，其特征在于，所述检测装置包括依次设置的全自动涂层测厚仪、全自动涂层检漏仪及喷码机。 2