石油、天然气行业是设施和管道腐蚀问题比较突出的行业，行业本身决定了其危害性、复杂性和普遍性。石油天然气属于易燃易爆介质，一旦由于腐蚀引起设施和管道的泄漏或开裂，将带来极大的危害，造成人员伤亡、环境污染和财产损失，因此成为行业关注的重点。无论是墨西哥湾漏油事故还是青岛11.22管道事故，都是一直在警示整个油气生产运输行业，必须不遗余力的确保设施和管道的服役安全。而腐蚀问题，恰恰是设施和管道服役安全的最重要威胁，与第三方破坏、误操作、地质灾害，并列为油气设施和管道的主要风险源，同时，腐蚀问题也是其中唯一可以进行防护和管控的。为了更全面地向人们科普石油、天然气行业的设施和管道防腐方面的相关知识、最新技术，提醒人们采取有力的措施防患于未然。国家材料腐蚀与防护科学数据中心记者特采访到了北京科技大学张雷教授。
张雷，副教授，工学博士，现任北京科技大学新材料技术研究院材料失效与控制研究所副所长，中国腐蚀与防护学会环境敏感断裂专业委员会秘书长，美国腐蚀工程师协会（NACE）中国学生分会指导教师。主研方向为油气田高温高压H2S-CO2腐蚀、氢脆及应力腐蚀开裂、不锈钢及耐蚀合金选材、管道及结构失效分析、管道腐蚀完整性管理、管道内腐蚀直接评估等。
张雷教授
中腐蚀与防护网记者：请您谈谈目前国内石油天然气设施腐蚀现状？实施腐蚀控制的意义？
张教授：石油天然气行业的腐蚀问题比其他行业更为复杂，一是油气设施和管道内部输送的油气介质具有腐蚀性，二是油气设施和管道所处的外部空间环境涉及地层、土壤、海水、大气等，也均具有腐蚀性，三是油气生产设施的运行工况往往具有较高的温度和压力，同时需要承受不同的力学载荷，这进一步增加了服役环境的苛刻性。同时，石油天然气行业的腐蚀问题往往量大面广，例如，一个油田区块可能有上百口油井，每口井可能需要数千米的油管和套管管柱，管材用量极大，且钻探和开采成本往往以亿元计，一旦发生局部的腐蚀损伤，导致故障或大大缩短使用寿命，将带来极大的损失和危害，直接影响油气生产效益；再如，石油天然气长距离输送依赖管道运输，往往横跨我国不同地域，我国陆上管道里程已经超过12万公里，还有大量海底管道和城市燃气管网，管材用量极大，覆盖地域复杂，影响十分广泛。因此，石油天然气行业的腐蚀问题，具有与其他行业不同的特点和意义。
就石油天然气行业的腐蚀现状而言，可以根据油气生产的上下游关系分为这么几个方面。对油气开采的上游而言，需要利用油气井筒将油气资源由地层开采到地面，并通过集输管道进行汇集计量，再进行脱水净化，使油气达到商品级的原油或天然气的状态，以便向外输送。由于在整个流程中，油气介质中含水率较高，因此，腐蚀主要由于油气介质中的CO2、H2S等引起的设施和管材内腐蚀为主，并可能在油气多相流体作用下，以不同形式表现出来，是我国各大油田普遍需要面临的问题。同时，随着我国高含硫油气田的开发，由于H2S引起的硫化物应力腐蚀开裂和氢致开裂问题，也是近十年我国油气田面临的主要难题。由于页岩气、稠油热采等新工艺的应用，腐蚀问题变得更加具有挑战性。由于集输管线一般采用埋地的方式，上游生产设施和管道的外腐蚀主要还是土壤腐蚀，但由于油田区块地域跨度不大，往往远离城市和人口密度较大的区域，因此外部腐蚀和损伤的比重远低于内部。但海洋油气开发稍有不同，大量海底管道既具有同陆上集输管道相同的内腐蚀风险，也会遭受海水引起的外腐蚀威胁以及渔业作业等引起的第三方损伤。
对于油气生产的中游，也就是长距离输送和储备，主要依赖管道将已经处理过的油气介质运输至炼厂或城市门站，以及现在大量兴建的储气库和LNG液化天然气设施。由于经过了脱水脱硫等处理，油气介质本身的腐蚀性大大降低，内腐蚀威胁的比重减小，主要腐蚀问题往往集中在管材的外腐蚀，也就是土壤腐蚀、杂散电流腐蚀等。由于地域跨度大、与交通电力设施存在大量并行穿越跨越等，且管道容易遭受第三方损伤，防腐涂层容易遭受破坏，阴极保护效果容易遭受各类电磁干扰等，外腐蚀威胁的复杂程度十分突出。
对于油气生产的下游，一方面是石油炼厂，由于炼化设施的复杂性，服役温度和压力的增加，油气介质在炼制过程中引起的腐蚀威胁更为突出。腐蚀问题由于各类炼化装置的不同情况而不同，对炼厂的监测和检修要求十分严格。另一方面是城市管网，主要腐蚀威胁来自于城市复杂地下空间的复杂性，一方面是基本的土壤腐蚀，另一方面还要考虑地铁等引起的杂散电流的干扰，还要考虑地面建筑交通的力学载荷的影响，以及城市公共地下走廊中其他基础设施的干扰和影响。
中腐蚀与防护网记者：您的主研方向是油气设施和管道内腐蚀，请您谈谈这方面常遇到的腐蚀类型和特点？
张教授：油气设施和管道的内腐蚀是个综合的概念，并非简单的CO2腐蚀或者H2S腐蚀，实际涉及到油气生产的各个工艺环节和很多跨专业的知识。在十余年的研究过程中，我个人感觉，油气设施和管道的内腐蚀研究离不开现场实践和理论的密切结合。
油气管材的腐蚀问题由于其接触介质的多样性，腐蚀形式复杂，往往给工程技术人员带来诸多疑问，因此，有必要从多个层次认识油气管道和设施的腐蚀风险。
油气田设施
可以根据管道环向上发生腐蚀的部位认识腐蚀问题。例如，对于水平输送管线，往往在管道底部由于连续的水相引起的腐蚀，对于未脱水的湿天然气，则可能在管道顶部发生腐蚀。在这个层次判断，实际上看到的是腐蚀发生的部位。
从人肉眼可直观区分的腐蚀失效宏观形态上来看，油气管材的腐蚀包括均匀腐蚀和局部腐蚀，广义上还包括以氢致开裂和应力腐蚀开裂为代表的环境敏感断裂。在石油天然气管材应用过程中，局部腐蚀种类很多，包括在碳钢甚至不锈钢表面形成的小孔状点蚀、台地腐蚀，也包括螺纹丝扣、法兰面、沉积物下方等间隙结构引起的缝隙腐蚀等。石油管材可能遭受的典型应力腐蚀开裂往往由H2S和氯化物引起。在这个层次判断，实际上看到的是腐蚀给管材带来的直观后果。
从腐蚀发生的局部环境可以更细致深入的层次了解油气管材的腐蚀问题。绝大部分腐蚀问题发生的前提条件是有液态水，即构成腐蚀原电池中的电解质的存在，水相存在的状态直接影响了腐蚀发生的机制和形态，由此带来许多腐蚀类型的分支。一方面这些分支使得认识腐蚀过程更为容易，另一方面也给工程技术人员带来一定的困惑。以管道内腐蚀为例，根据管道内部水的存在形式不同，腐蚀类型以不同的形态体现。如果管道输送介质中含水率较高且为层流，或者由于含水的输气管道在管道底部形成积水，均使得管道底部金属内壁接触连续的水相，为介质中的CO2、H2S等腐蚀性物质提供了腐蚀环境。如果管道输送过程中，在管道底部存在结垢、砂沉积或细菌菌落的附着滋生，则此时水相往往处于垢下环境或类似缝隙环境，往往引起严重的垢下腐蚀或细菌腐蚀。另外，还有高流速下的冲刷腐蚀，油水界面的水线腐蚀等等不同形式。从这个层次判断，实际体现了腐蚀发生的真实局部环境和环境促进腐蚀的机制。
当腐蚀过程具有适宜的环境时，腐蚀的发生就依赖所谓的“腐蚀剂”，这也是许多文献和经验中经常论及的腐蚀概念，如CO2腐蚀、H2S腐蚀、溶解氧腐蚀、元素硫腐蚀、有机酸腐蚀、细菌腐蚀等，实际上体现的是谁直接导致了腐蚀。
油气管材某一部位腐蚀的发生，多数情况下是有多个因素或者机制协同作用产生。因此，综合考虑各层次的腐蚀问题和腐蚀因素，在腐蚀选材、腐蚀预测和腐蚀控制各环节综合应对腐蚀风险，是控制腐蚀的关键。
中腐蚀与防护网记者：在管道内腐蚀控制的方面有哪些有效的方法和创新？请分享一下您印象深刻的案例？
张教授：在管道内腐蚀控制方面，主要的方法可以分为选材、涂层、药剂、工艺等不同方面。首先是选材和腐蚀裕量设计，也就是说，如果我们能够判断某条管道的内腐蚀风险较高，那么就应该根据相关标准和方法，选择不锈钢或者耐蚀合金作为管材，本质上提高管道的耐蚀性，达到腐蚀控制目的。有时候，为了成本考虑，也可以采用双金属复合管，以碳钢作为本体，在内表面通过机械或冶金方式复合一层不锈钢或耐蚀合金层，达到腐蚀控制目的。其次是内涂层，有油气田使用内涂层技术控制储罐等静态设备，再配合牺牲阳极阴极保护，可以取得良好效果。但内涂层的应用，特别对于管道而言，有一定的限制，必须确保涂层的完整性，避免由于涂层局部破损或剥落，引起更严重的局部腐蚀。药剂，包括缓蚀剂和杀菌剂等，是碳钢类管道内腐蚀控制的最有效措施，通过连续加注或批处理加注，改善管道内部流体的腐蚀性或在管道内壁表面形成保护性膜层，达到腐蚀控制的目的。但缓蚀剂的应用也依赖对于现场工况条件和介质条件的良好把握和评估，否则即使添加缓蚀剂，也仍然有可能出现严重的内腐蚀问题。
天然气管道
除了这些已经成熟的方法和技术，从油气生产工艺方面进行腐蚀控制或管理，也一直是油气田生产业主和现场人员不断努力的方向。例如，加强管道内部的清理，也就是“清管”，是十分重要的改善内部腐蚀环境的措施。又如，为了避免管道内部积水，通过适当提产以增加流动性，也是一类措施。除此之外，加强现场腐蚀监测、防砂、杀菌等，也都是基于管道生产实际过程，所开展的有效方式。这实际上是管道腐蚀完整性管理的概念，也是目前我国油气生产单位在积极推动的技术创新。
由于石油天然气工业的腐蚀介质复杂，影响因素繁多，虽然人们已探索出许多解决腐蚀问题的控制措施，但还没有一种包治百病的良方。将各种腐蚀控制技术综合利用，对油气田腐蚀进行综合管理和治理是较为普遍的作法。
中腐蚀与防护网记者：石油管道的安全性举足轻重，请谈谈您对管道安全评价技术研究的看法？
张教授：在石油天然气工业，特别是油气管道设施的腐蚀管理过程中，往往要将对腐蚀环境特点和腐蚀原因的分析，获得对腐蚀状况的认识和判断，同时借助腐蚀监测技术、腐蚀检测技术获取腐蚀缺陷的信息与数据，利用风险评估、腐蚀预测，与现场腐蚀控制措施的实施相结合，借助安全评价和腐蚀完整性管理的理念，进行积极的腐蚀控制和腐蚀防御。
腐蚀安全评估是了解油气管道腐蚀状况和潜在风险的重要渠道，国际上目前主要包括腐蚀风险评价、腐蚀直接评估、含缺陷管道安全评价等几类不同的方式。腐蚀风险评价是利用风险评价的一般原理和方法，根据腐蚀状况的调查确定腐蚀风险的一种方法，多为定性或半定量评价。腐蚀直接评估是通过数据分析和一定的间接检查，更为定量的评价管道不同部位的腐蚀风险等级，是腐蚀完整性管理的重要工具之一。含缺陷管道安全评价则是利用一定的缺陷检测结果，结合腐蚀发展预期，估算管道剩余强度和剩余寿命。
目前国内较为迫切需要了解和推广的是腐蚀直接评估的方法，也就是针对大量无法进行直观检测的管道，运用从管道间接调查和直接检查中获取的信息以及所有其它相关信息，对管道的完整性进行评价。该方法一般包含预评价、间接检测、直接检查和后评价四个步骤，方法简单明了，便于实施，且有较为全面的标准可以参考，已成为国际上公认较为成熟的腐蚀完整性管理技术。可使用三种直接评估的方法查找随时间变化的腐蚀缺陷类型：内腐蚀直接评估（ICDA）、外腐蚀直接评估（ECDA）和应力腐蚀开裂直接评估（SCCDA）。
通过科学的管道安全评价，获取与专业管理相结合的管道完整性信息，对可能造成管道失效的腐蚀因素进行综合分析，才能更加科学的指导腐蚀控制决策。
中腐蚀与防护网记者：请您谈谈对国内石油产业发展的未来展望？关于国内石油设施防腐方面谈谈您的建议和看法？
张教授：石油天然气行业的发展是我国能源安全的保障，也是我国经济可持续发展的关键依托。随着我国超深井气田的开发、深水油气田的开发、高含硫油气田的开发等，我们不断在克服国际同行面临的类似挑战，同时也对材料学者和腐蚀学者提出了更加迫切的要求，对于腐蚀控制技术的发展也是前所未有的挑战和机遇。
对于我国的石油天然气设施和管道的腐蚀控制，一是建议加大科普和培训力度，让更多的从业人员具有一定的材料和腐蚀的专业知识，才能在现场更为有效的将腐蚀控制技术发挥出其优势。二是建议从国家到行业，重视类似深水、超深井、高含硫等高难度油气资源开发过程中的材料和腐蚀研究匹配，避免由于腐蚀控制研究的脱节而影响油气生产安全。三是加强国家和行业标准的编制和建设，通过标准的发展来推动我国油气设施和管道腐蚀控制和安全保障的水平的进一步提升。
后记：追求卓越，开拓创新！以科技实力保石油天然气设施安全运行，降设备材料腐蚀至接近零界限，是腐蚀学科追求的最终目标，大家为着这一目标共同努力吧！
人物简介：
张雷，副教授，工学博士，现任北京科技大学新材料技术研究院材料失效与控制研究所副所长，中国腐蚀与防护学会环境敏感断裂专业委员会秘书长，美国腐蚀工程师协会（NACE）中国学生分会指导教师。获北京市青年英才计划资助，曾于英国利兹大学进行访问学者研究，曾任华人腐蚀工程师协会（ACCE）副主席（2013-2014），并先后获得国家注册安全工程师、安全评价师、NACE CP Technologist（阴极保护技术专家），NACE PCIM（管道腐蚀完整性专家）等系列认证。研究方向为油气田高温高压H2S-CO2腐蚀、氢脆及应力腐蚀开裂、不锈钢及耐蚀合金选材、管道及结构失效分析、管道腐蚀完整性管理、管道内腐蚀直接评估等。先后承担国家自然科学基金项目3项、国家科技重大专项3项，以及中石油、中石化、中海油和各大钢铁公司相关科研项目八十余项，在石油石化行业中具有良好的口碑。发表SCI/EI论文四十余篇，获国家发明专利三项、行业科技奖二项，国际会议主题报告二十余次。