管道腐蚀是当今石油和天然气行业面临的主要挑战。目前，全球70%以上正在开发的石油和天然气田具有高度腐蚀性，这种环境不仅提高了油气田的开发成本，还使得设施维护和管理成本进一步攀升[1]。根据欧洲天然气管道事故数据组在2020年发布的第11份报告，26.63%的管道事故是由腐蚀引起的，这些事故不仅造成了严重的经济损失，还对人类安全和环境构成了重大威胁[2]。因此，国内外针对油气管道的腐蚀原因及防护措施开展了大量研究，旨在通过优化操作环境和采取有效的防护手段，降低腐蚀风险，保障管道的安全运行。
1. 油气管道腐蚀类型
油气管道的腐蚀主要包括点蚀、微生物腐蚀（MIC）、应力腐蚀开裂（SCC）、氢诱导开裂（HIC）、硫化物应力开裂（SSC）等类型。
点蚀是发生在油气管道表面的局部腐蚀，以空腔或凹坑等形式存在[3]。这种腐蚀可能发生在管道的内部或外部的任何一个面上，且可以被直接观察到，严重的点蚀还可能导致管壁穿孔。点蚀发生的原因主要包括[4]：管道材料存在缺陷；保护性钝化膜发生机械损坏；侵蚀性化学物质渗透；材料选择不当。选择适用于腐蚀环境的管道材料或使用阴极保护措施可以避免点蚀的发生。
MIC是一种较严重的结构腐蚀[5]，常出现于石油和天然气管道中。MIC与管道内介质的静态流动情况有关，还可能会引起严重的点蚀。图1为某一出现MIC的油气管道。该管道的MIC是液体沉积在管道顶部表面引起的，腐蚀位置通常在十点钟至两点钟之间[6]。影响管道MIC的因素有硫酸盐、营养物质、细菌类型、pH、流速、温度和盐度等。
SCC是油气管道另一种常见的腐蚀类型，由腐蚀介质和金属材料内部的残余应力共同导致。SCC发生前没有明显的预兆，因此很难预测。金属材料内部存在残余应力的根本原因是制造过程中冷却阶段即淬火阶段的传热不均匀。SCC在油气管道中是缓慢渐进的，其裂纹扩展速率一般为10-9~10-6m/s。当裂纹达到某一临界尺寸时，剩余的材料断面因不能承受外载而发生断裂。图2总结了管道SCC的主要影响因素，涵盖材料特性（如微观结构、合金成分、残余应力、表面状态）、环境条件（如盐水介质、pH、温度等）和受力状态等。这些因素共同影响了SCC的萌生与扩展行为。SCC裂纹的扩展模式由应力强度因子主导：低应力条件下倾向于沿晶界萌生（晶间型）；随应力增大，裂纹尖端塑性区扩展可能引发穿晶扩展；当裂纹分叉导致局部应力强度下降时，会再次回归晶间扩展路径[7]。这种模式转变与材料-环境-力学条件的协同作用密切相关。研究人员针对裂纹扩展提出了多种机理，如滑脱机理、吸附诱导脱聚机理、吸附诱导位错发射（AIDE）机理、空位机理、表面迁移机理、薄膜诱导裂解机理、腐蚀增强局部可塑性机理等[8]。
HIC是由于氢原子扩散并聚集在钢结构的缺陷处（如夹杂物或晶界），导致局部脆化并形成裂纹的现象，也是敏感管道最常见的腐蚀类型之一。图3为管道钢发生HIC后的典型形貌[9]。当管道所处环境存在氢原子时，就有可能会发生HIC现象。氢原子主要来自于石油和天然气管道中的H2S。H2S与钢的腐蚀反应同时产生氢原子和硫化物离子，其中硫化物离子通过吸附在钢表面抑制氢原子复合为氢分子，从而促进氢原子向钢中渗透扩散，最终加剧氢致损伤[10]。图4为金属内部形成氢压的机理。由图4可见，H2S与金属的腐蚀反应产生的氢原子渗入金属晶格，在缺陷处（如空位、夹杂物界面）聚集重组为氢分子。由于氢分子无法扩散逸出，在密闭空间内形成局部高压。这种氢压是导致氢鼓泡和HIC的关键力学驱动因素。HIC现象的发生是没有任何内部或外部应力的，裂纹的萌生和扩展机理尚不清楚。目前，内部压力理论最常用于解释HIC现象的发生，当金属内部氢压升高到临界值时，就会出现HIC现象。HIC从裂纹萌生到开裂一般需要几年时间。因此，需要对长时间暴露在酸性环境中的设备采取一定的预防措施。同时，使用硫质量分数在0.003%以下的钢材，也可以降低管道发生HIC的风险[9]。
SSC是金属在水和H2S共存的环境中发生的一种开裂现象，通常由腐蚀和拉应力共同作用引起。其机理涉及阴极反应产生的氢原子在拉伸应力（包括残余应力或外加应力）作用下渗透进入金属晶格，氢原子在金属内部富集，降低金属的延展性和变形性并导致金属脆化，从而增加金属应力开裂敏感性，促使硫化物应力裂纹萌生和扩展，最终引发SSC失效[11]。SSC的失效过程极为迅速，从裂纹萌生至完全失效通常以小时计。该过程主要包含以下关键步骤：首先是H2S腐蚀环境中的氢气阴极还原反应；随后氢原子在金属表面吸附并扩散至内部；接着氢原子被位错等晶体缺陷捕获；最终裂纹沿晶界处的碳化物或其他脆弱路径扩展，完成SSC的全程演变。
2. 油气管道腐蚀的影响因素
2.1 外部腐蚀
导致埋地石油和天然气管道的外表面出现腐蚀的原因很多，其中土壤腐蚀是主要原因之一。在土壤环境中，当埋地管道外表面在特定情况下形成阴阳极区域时，就会构成电化学腐蚀电池，如图5所示[12]。土壤类型、pH、含水量、电阻率、厌氧菌的存在、温度、暴露时间及曝气的类型等因素均会影响埋地油气管道土壤腐蚀的腐蚀速率，且各影响因素之间的关系复杂，如图6所示。图7总结了裸露和涂层油气管道外部腐蚀的特征形式。
研究表明，土壤pH是影响埋地管道腐蚀的关键因素。大量管道腐蚀研究证实，土壤pH与管道腐蚀速率存在显著相关性。然而，由于天然土壤体系具有高度复杂性，直接在实验室条件下研究埋地管道的腐蚀行为存在较大困难。为此，研究人员通常采用模拟土壤环境的人工溶液进行腐蚀试验，以尽可能减小试验误差，提高研究结果的可靠性。WANG等[14]在酸性红壤模拟溶液中通过电化学测试系统分析了pH对X80钢腐蚀过程的影响。研究发现，X80钢的腐蚀行为受溶液pH与溶解氧（DO）含量的协同作用控制：在低pH（3.0~3.5）、缺氧条件下，试样表面形成细小而致密的点蚀坑；当pH升高至5.5时，点蚀坑数量减少但尺寸增大，同时氧还原反应开始主导腐蚀过程。LIU等[15]通过U型弯管试样和缺口裂缝试样的暴露试验，对比研究了X70、X80、X100、X120四种高强管线钢在酸性土壤、碱性土壤和干燥沙质土壤中的腐蚀行为。结果表明，四种管线钢在上述三种典型土壤环境中均表现出不同程度的SCC敏感性，且SCC敏感性随管线钢强度的增加和土壤pH的降低而增加。
土壤含水量是影响其腐蚀性的关键参数之一。研究表明，随土壤含水量增加，金属在土壤中的腐蚀速率先快速上升，当含水量达到临界值时腐蚀速率达到峰值，含水量超过该临界值后，由于氧扩散受阻导致腐蚀速率逐渐降低[13，16]。此外，不同土壤类型具有特定的临界含水量。需特别注意的是，高含水量环境会促进腐蚀细菌的繁殖，增加MIC风险，干燥的环境则能显著降低土壤的腐蚀性。
土壤氧含量是影响管道腐蚀的关键环境参数，其分布特征与腐蚀行为密切相关。管道埋深直接影响土壤溶解氧含量，进而改变腐蚀动力学过程。在潮湿土壤环境中，氧含量与水分共同构成电化学腐蚀的必要条件。土壤氧含量的空间异质性会导致管道表面不同区域氧含量存在差异，形成宏观腐蚀电池发生局部腐蚀：高氧区作为阴极发生氧还原反应，低氧区作为阳极发生金属溶解。影响土壤中氧含量的因素包括土壤类型、含水量和压实程度，另外，土壤局部的干扰也会产生不同的氧含量。
2.2 内部腐蚀
油气管道的内腐蚀与外腐蚀往往同时存在。输送介质中的腐蚀性成分是内腐蚀主要原因。另外，管道承受的内部压力以及空气环境中的水分和CO2，都是内腐蚀的重要原因。腐蚀活性和速率主要取决于流体的化学成分，其中水相的化学反应是决定流体腐蚀性的关键特征。因此，在分析管道腐蚀问题时，必须首先检测管道内的水相成分[17]。管道内可能因氯化钠、硫酸钡、硫酸钠和碳酸钙等溶解盐的存在而形成结垢物，这些化合物与H2S共同作用会导致裂纹产生。此外，某些油田中含有的乙酸会显著提高含CO2系统的腐蚀速率[18]。
3. 油气管道防腐蚀技术
3.1 外腐蚀防护技术
3.1.1 外涂层
在过去几十年中，为了满足安全和环境的需求，油气管道涂层不断发展优化。目前工程应用的主要涂层体系包括：传统煤焦油瓷漆（CTE）、熔结环氧粉末涂层（FBE）以及高性能复合涂层（HPCC）等[19]。煤焦油作为填料掺入交联环氧基体所形成的复合涂层薄膜，兼具优异的力学性能和耐环境特性。该材料不仅保留了环氧树脂固有的高韧性和强附着力，同时展现出卓越的抗紫外线性能、热稳定性以及极高的耐湿性。
YIN等[20]在模拟土壤溶液中研究了煤焦油搪瓷（CTE）涂层对阴极保护（CP）电流的渗透特性。研究结果显示：当CTE涂层厚度为2.3 mm时，CP渗透率仅为0.541%，且随着涂层厚度的增加，CP渗透率迅速降低；CTE涂层中的缺陷为CP电流提供了流动途径，当缺陷尺寸达到4 mm时，CP电流可穿透缺陷达到管道表面对管道进行保护。但需指出的是，煤焦油中含有的多环芳烃等致癌物质可能对施工人员健康和环境造成危害，这在一定程度上限制了该涂层的推广应用。
自FBE涂层技术应用于管道防护领域以来，其配方体系经过了持续优化与创新。现代FBE涂层系统已发展出适用于管道主体、内壁、环焊缝及各类配件的系列化产品。该技术通过在分子层面与钢材基体形成强结合力，即使在长期恶劣工况下仍能保持优异的屏障性能，为钢制构件提供可靠的腐蚀防护。相较于传统液体涂料，FBE技术具有施工便捷（可实现快速固化和高效生产）、经济性高（材料利用率高）和环境适应性强（在较宽温度范围内保持稳定性能）等显著优势。这些特性使FBE成为当前管道防腐蚀工程的首选涂层技术之一。WANG等[21]将石墨烯纳米片（GNPs）作为添加剂掺入环氧黏合剂中开发了一种高性能复合涂层。结果表明，添加0.5%~1.0%石墨烯纳米填料的复合涂层在力学和电化学性能方面得到较大改善。BENABIDA等[22]开发了一种基于八官能团环氧树脂分子的新型防腐蚀涂层。在0.5 mol/L H2SO4酸性介质中，该涂层通过化学吸附机制在金属表面形成稳定的保护膜，展现出优异的防腐蚀性能，其缓蚀效率高达98%。KUMAR等[23]将聚苯胺（PANI）、壳聚糖（CS）和氧化石墨烯（rGO）结合制备三元复合材料，所得纳米复合材料掺入环氧树脂中获得多功能PANI/CS/rGO涂层。该涂层在NaCl溶液中浸泡45 d后显示出低吸水率（8.79%），阻碍了侵蚀性离子的渗透，减缓了金属/涂层界面处的腐蚀过程。
HPCC是一种由FBE底漆层、化学改性聚乙烯黏结中间层以及中密度聚乙烯外防护层组成的多组分、三层涂层体系。该涂层体系采用独特的粉末喷涂工艺和专有淬火技术制备。HPCC通过其独特的多层结构设计，有效解决了单层涂层系统在复杂工况下易失效问题，在油气管道腐蚀防护领域展现出显著的技术优势和应用价值。ZHANG等[24]采用化学镀-电沉积两步工艺合成具有疏水性能的Ni-Cu-P复合薄膜，其结构均匀致密，有效提高了L360管线钢的耐蚀性，电化学腐蚀速率从0.417 mm/a降低到0.025 mm/a。MACLEAN等[25]合成一种新型Ni-P-纳米NiTi涂层并成功电镀在API X100管钢上，发现加入2 g NiTi涂层的性能最佳，具有最低体积损失。
3.1.2 阴极保护技术
除保护涂层外，阴极保护（CP）是防止管道外腐蚀的另一种重要技术手段。该技术通过施加外加电流或采用牺牲阳极，使管道表面发生阴极极化，从而抑制金属的氧化反应，避免管道外部受到腐蚀[26]。CP成本较低，可保护防腐蚀涂层遗漏的部位，为提升防腐蚀效果，也可将CP和防腐蚀涂层结合使用。
ABATE等[27]提出一种新型的阴极保护网格控制系统（CPNCS），该系统将低成本电位监测仪表布置在管道电位分布最薄弱区域，通过模糊逻辑控制器实时调节外加电流输出，利用无线通信将控制信号传输至整流器，实现管网全域电位的动态均衡控制。HE等[28]针对阴极保护电位区间（-1.15~-0.85 V）内天然气管道防腐蚀层破损处的腐蚀行为开展了试验研究。168个埋地钢试样和28个土壤样品在三个测试周期内的分析结果表明：所有测试点均未出现在最高风险区，多数分布在亚风险及最低风险区域；三个周期对应的平均阴极保护效率分别为69.51%、81.27%和80.17%，证实了该阴极保护系统的有效性。
OGHLI等[29]提出一种基于分布式等效电路模型的新型油气管道CP系统，并通过计算模拟验证了模型的有效性。该系统采用实际测量的土壤电阻数据替代传统的固定平均值进行系统建模，显著提升了管道阴极保护系统的保护效果。
3.2 内腐蚀防护技术
3.2.1 内部纳米复合涂层
纳米复合涂层具有良好的耐蚀性，其防腐蚀机理包括两个方面：一方面纳米复合涂层作为物理隔离层阻挡腐蚀介质渗透；另一方面通过高介电常数抑制电化学腐蚀过程。WU等[30]研制了一种新型纳米复合防腐蚀内涂层。该涂层与金属基体结合较好，通过腐蚀介质物理阻隔、钝化保护膜形成和电化学保护作用实现对金属基体的保护。CHIONG等[31]采用溶剂浇注法以氧化石墨烯（GO）和3-氨基丙基三乙氧基硅烷-氧化石墨烯（APTES-GO）为纳米填料成功制备了聚偏氟乙烯（PVDF）纳米复合涂层PVDF/APTES-GO，该涂层具有高强度、显著的耐化学腐蚀性（酸和碱）、优异的电化学和热稳定性等非凡特性。研究还发现，在腐蚀环境中，PVDF/APTES-GO纳米复合涂层比纯PFDF和PVDF/GO纳米复合涂层表现出更优异的防腐蚀性能，具有良好的商业应用潜力，可作为天然气管道的防腐蚀涂料。MOHAMED等[32]采用核壳技术在铝箔废料表面析出锌和钴氧化层，合成一种基于两种黏合剂体系（聚氨酯和丙烯酸乳液）的聚合物涂料，并将其用于钢管道的CO2腐蚀防护中。结果显示，涂层的附着力、延展性和抗冲击性较母体聚合物均有所改善。
3.2.2 缓蚀剂
在管道中引入合适的缓蚀剂可有效防止管道腐蚀。由于作用机制和组成的不同，缓蚀剂可以分为成膜剂、中和剂和清除剂三种[33]。油田中使用的缓蚀剂大多为成膜剂。膜既可以是薄的（单层）也可以是厚的（多层），该类缓蚀剂通过在金属表面形成油性保护层，减少腐蚀性物质的渗透，同时在阴极产生氢气。目前，研究较多的有咪唑啉缓蚀剂、胺类缓蚀剂及酰胺类和酰胺基缓蚀剂等[34]。
陈庆国等[35]研发了一种混合型二酰胺基吡啶季铵盐缓蚀剂，当该缓蚀剂的加量为50 mg/L时，缓蚀率可达95%，对点蚀具有良好的抑制效果。张捷舒等[36]合成了一种新型季铵盐咪唑啉缓蚀剂，研究显示当缓蚀剂的加量在1.0%（质量分数）时，其缓蚀率最高达96.5%。
化学缓蚀剂在使用的过程中不可避免会带来环境或健康问题，因此对天然无毒的绿色缓蚀剂的需求日益提高[37]。绿色缓蚀剂可分为有机和无机两类[38]。有机绿色缓蚀剂是由对环境无毒无害的物质合成的，如黄铜类化合物、植物副产物和生物碱等[39]。无机绿色缓蚀剂因具有高生产率而在水体系中被广泛应用[40]，如铬酸盐。此外，镧系元素盐也可作为环保缓蚀剂的替代品[41]。DEHGHANI等[42]利用新塔花叶提取物作为一种新型环保绿色缓蚀剂。电化学阻抗谱分析表明，当新塔花叶提取物的质量浓度为800 mg/L时，缓蚀率可提高到93%（2.5 h后）。SOTELO-MAZON等[43]以鳄梨油为原料合成了一种N-羟乙基咪唑啉绿色缓蚀剂，该缓蚀剂具有较好的缓蚀性能，缓蚀率最高达99.6%。WANG等[44]合成4种壳聚糖衍生物的新型绿色缓蚀剂，并研究了其在15%HCl溶液中对P110钢的缓蚀性能。结果表明，4种壳聚糖衍生物作为绿色缓蚀剂，在15%HCl溶液中对钢材有良好的缓蚀效果，所合成的缓蚀剂为混合型缓蚀剂，缓蚀剂加量和缓蚀率呈负相关关系。
3.3 加强管道检测
漏磁检测（MFL）技术通过感应管壁厚度变化引起的磁场畸变来识别管道腐蚀缺陷。当磁场作用于管壁时，不同的腐蚀形状会导致磁场分布的变化，进而引起检测信号的特异性响应[45]。其检测精度高，但空间分辨率低。杨理践等[46]基于二维磁偶极子模型，建立管道内壁缺陷漏磁场空间分布的三维解析模型，对磁化方向垂直缺陷时磁荷产生漏磁场的变化规律进行研究。该模型可描述管道内外壁缺陷漏磁场信号特征。张雪伟等[47]提出了一种直流磁轭式非饱和漏磁检测技术。该监测技术可有效区分油气管道的腐蚀和机械损伤，为非饱和漏磁检测技术在油气管道腐蚀和机械损伤划痕的检测与识别中的应用提供技术支撑。王锋等[48]通过分析漏磁信号发现，被检测的管道存在大面积腐蚀，部分管段金属损失程度较大，建议对此类管道进行定期清理、设置腐蚀监控点、定期测试壁厚。
由于超声波在材料中的传播速度取决于其密度和弹性模量，因此可通过分析试样返回的超声信号来评估材料特性。该技术广泛应用于厚度测量和腐蚀检测等领域[49]。传统超声波检测方法通常依赖耦合介质来实现换能器与材料之间的声学耦合，这在某些应用场景中存在局限性。近年来，研究人员开发了无需表面处理的非接触式超声技术，为缺陷检测提供了新的解决方案[50]。LI等[51]介绍了一种利用超声聚焦检测技术检测油气管道水合物堵塞物的新装置和分析方法。该方法利用超声波的穿透性来测量管道内部水合物堵塞的厚度，有效避免了沿管壁的接触反射衰减。
3.4 油气管材选择
目前常用的管道材料有碳钢与低合金钢、不锈钢、耐腐蚀合金及非金属材料等，但不同的管道成本差异大，需要结合使用环境选择合适的管道材料。耐腐蚀合金（镍基合金等）成本较高，适用于深海、高温高压以及酸性气田等极端环境。双相不锈钢（DSS）兼具奥氏体和铁素体特性，抗腐蚀能力强。汪海涛等[52]开发的2205双相不锈钢连续管，在国内某油田实际工况下，焊缝腐蚀速率为0.003 8 mm/a，母材腐蚀速率为0.004 2 mm/a，显著优于该油田现用80S碳钢油管（腐蚀速率0.045 8 mm/a）。在常规环境中，一般采用碳钢作为管材，并对管道进行防腐蚀涂层及阴极保护联合保护，这种组合成本最优；在高腐蚀性环境中，宜采用双相不锈钢或非金属复合材料作为管材，虽然管材的投资成本高，但维护成本低，同时结合监测技术可以显著提升管道耐腐蚀性。
3.5 油气管道的全流程管理
油气管道全过程的完整性管理也是腐蚀防护的重要组成部分，涵盖设计、施工到运行、维护及退役的全过程管理。在设计规划阶段通过地质数据分析，避开高腐蚀风险区域，选择最佳管道铺设路径，结合腐蚀环境选择合适的材料并进行腐蚀防护集成设计；在施工阶段要做好防腐蚀涂层的完整性管理及焊缝检测，采用合适技术加强焊缝处理；在运行阶段要加强管道的检查、维修和保养工作，加强管道腐蚀监测，及时发现存在的问题，并采取有效的措施进行改善和解决。同时结合腐蚀速率、载荷变化等进行管道剩余强度评估和剩余寿命预测等，避免出现泄漏事故。管道完整性技术可以实现管道风险动态管控，提升油气管道使用的安全性[53]。
4. 结束语
在油气成分、外界环境等因素的影响下，油气管道容易产生不同程度的腐蚀现象，进而引发油气泄漏、火灾和爆炸等安全事故，未来主要防腐蚀技术的发展仍会聚焦于智能监测、新型材料、防护技术等方面。
（1）在腐蚀监测方面，应注重智能化技术及先进检测技术的开发应用，通过检测、监测、评估的多技术融合，推动物联网技术、数字孪生技术用于腐蚀监测，通过部署分布式传感器、电化学噪声传感器，实时监测管道的腐蚀速率，在提升腐蚀检测效率的同时提升腐蚀定位的精确性。
（2）加强新型耐腐蚀材料及涂层技术研发，开发高性能、低成本的管道材料及耐蚀材料，可在源头上阻止腐蚀现象的发生，如开发适用于高腐蚀环境的非金属复合耐蚀材料以及具备自修复功能的纳米涂层，可以大幅度降低后续维护频率和成本。
（3）开发更经济可行且环境兼容的绿色缓蚀剂，从植物提取物或微生物代谢产物中开发可降解的缓蚀剂，或者通过微生物调控技术减少微生物腐蚀，为解决油气管道腐蚀问题提供更多更有效的解决途径。
文章来源——材料与测试网