针对油气田集输管道的内腐蚀问题，分别介绍了耐蚀材料、衬里技术、涂镀层技术与药剂防腐技术等管道内防腐技术及其现场应用效果，指出了耐蚀金属材料防腐效果非常明显，但存在经济效益差的缺点。为减少相关成本，选用双金属复合管替代耐蚀金属材料，但其焊缝位置腐蚀失效频发，成为制约其应用的薄弱环节。耐蚀非金属材料防腐效果非常明显，但耐高温性能与力学性能较差，受温度、压力与CO2、H2S、固体颗粒等介质成分的影响，衬里技术与涂镀层技术的应用场景范围受到限制。药剂防腐技术的防护效果与药剂类型、加药工艺紧密关联，应该要依据腐蚀工况监测结果进行实时调整。针对上述内防腐技术存在的问题，提出了未来内防腐技术的发展趋势为改进现有内防腐技术存在的不足，提升其防护效果。同时，应开发防腐效果非常明显、经济成本低、实施工程简单方便、易于推广应用的防腐材料与防腐工艺技术。
近年来，随着油气资源的开发与注水、注气、注聚等增产技术的应用，油气集输管道的内腐蚀环境日益恶化，腐蚀穿孔、结垢等问题突出。据统计，2001年我国石油石化行业因腐蚀造成的损失约为700亿人民币。油气集输管线是油气输送最重要的设施，其频繁发生的腐蚀失效不仅会影响油气田生产，造成巨大的经济损失，也会造成重大人员受伤或死亡事故和严重的环境污染。
目前，国内外常用的内防腐技术最重要的包含耐蚀材料、衬里技术、涂镀层技术与药剂防腐技术。现场应用效果表明，通过合理选择内防腐技术能大幅度降低油气集输管道的腐蚀失效数量，保障油气集输管道的安全运行。受自身特点、加工工艺、服役工况与现场施工等因素的影响，各类内腐蚀防护技术的应用存在一定的局限性。通过介绍目前国内外油气田集输管道主要的内防腐技术，分析各类内防腐技术的优缺点与现场应用效果，提出各类腐蚀防护技术的改进建议，指明了内防腐蚀技术未来的发展趋势，为油气生产者科学合理选取内防腐技术提供技术支撑。
油气田常用的耐蚀材料可分为耐蚀金属材料与耐蚀非金属材料两种。常用的耐蚀金属材料包括不锈钢、镍基合金等材料，如316L与825等；非金属材料包括工程塑料（玻璃钢、高密度聚乙烯、聚酮等）、橡胶（丁腈橡胶、氢化丁腈橡胶、聚醚橡胶）、无机非金属材料（混泥土、搪瓷）等。
目前，国内外各大油气田集输管线用材主要为碳钢、低合金钢，耐蚀合金类管材应用较少。随着油气集输管道内腐蚀环境的恶化，碳钢与低合金钢已不足以满足现有某些腐蚀环境的要求，必须选用耐蚀性能更好的金属材料作为集输管线用材。油气工业中常用的耐蚀金属材料主要有316L不锈钢、2205双相不锈钢及718、825镍基合金等金属材料，具体的材质类型可参照NACEMR0175、EFC16、EFC17、ANSI/NACEMR0175/ISO15156等国内外选材标准与钢材生产商的选材图谱进行选材设计。由于耐蚀金属材料具备优异的耐腐蚀性能、良好的力学性能、加工性能与焊接性能，可从根本上解决油气管道出现的腐蚀失效问题，保障油气集输管道长期安全稳定地运行。因此，2010年塔里木油田先后将3条集气站管线口单井管线双相不锈钢，用以解决高温、高压气田的腐蚀问题。截止2013年，上述管线均未发生腐蚀失效。此外，中国石油天然气集团公司还在克拉2气田集输管网与连接法兰上应用22Cr双相不锈钢，用于解决克拉2气田苛刻腐蚀环境下的腐蚀问题。
在实际应用中，由于耐蚀金属材料价格昂贵、投资过高，纯耐蚀合金管材仅限于高产、腐蚀性强的油气管网。为降低成本，油气工业中多应用双金属复合管。有文献报道，德国Butting公司生产的双金属复合管在欧洲、北美及亚洲等国的路上和海底管道中已有上千公里的应用。国内塔里木油田分公司牙哈凝析气田与中石化西北油田分公司地面集输管道多采用20#/316L双金属复合管。
双金属复合管是由两种不同的金属材料构成，以价格低廉的碳素钢管或合金钢管为基管，在其内表面覆衬一定厚度的不锈钢、镍基合金等耐蚀金属材料，利用各类机械生产方法使两种材料之间结合成一体，制得的一种新型金属复合管材。自20世纪60年代开始，日本、美国、德国、英国等国家对双金属复合管的生产工艺、使用性能与检测方法进行了大量研究，相继开发出了多种双金属复合管制造方法（见表1），并编制了双金属复合管的制造标准。例如，美国石油学会的API5LD为双金属复合管的专有标准，此标准涵盖了机械复合管和冶金复合管两大类复合管材，包括热轧复合、堆焊、粉末冶金复合和爆炸复合等多种制造方法。挪威船级社的DNV-OS-F101则只对双金属复合管制造方法作了部分要求，而国内颁布的SY/T6623—2005，则等同于API5LD。此外，还有部分标准分别针对双金属复合管的基管与衬管进行了规定，如API5L与EEMUA166为复合管外碳钢管的制造标准，API5LC与GB/T12771则为双金属复合管内衬管的制造标准。尽管双金属复合管具备优秀能力的力学性能、良好的耐蚀性能与显著的经济优势，但是在现场施工过程中存在施焊困难、缺陷多、合格率低等焊接问题，特别是机械复合管采用封焊工艺易在焊缝及热影响区产生腐蚀穿孔的现象，同时也会在应用过程中出现内衬层塌陷。虽然现在对封焊工艺作了改进，采用堆焊工艺使得焊接缺陷造成焊缝处及其附近的穿孔现象大为减少，而内衬塌陷问题还是无法避免。冶金复合管就很好地解决了这一问题，但也存在现场焊接的问题。因此，优化现有的焊接工艺或研发出新型的连接方式，降低双金属管焊缝失效的风险是双金属复合管未来的发展方向。
油气工业中应用最多的非金属耐蚀材料主要为高分子材料，主要的管材类型有玻璃钢管、塑料合金管、柔性复合连续管与钢骨架增强复合管。在这些非金属管中，玻璃钢是以玻璃纤维及其制品为增强材料，以环氧树脂、聚酯树脂、酚醛树脂等合成树脂作为基体材料的一种复合材料。塑料合金复合管是以氯化聚氯乙烯树脂、聚氯乙烯树脂、氯化聚乙烯树脂等两种或多种不同结构单元的均聚物或共聚物的混合物为内衬层，以连续纤维缠绕形成的增强层为结构层的复合管。由于玻璃钢管与塑料合金管具有良好的耐腐蚀性，可用于含CO2、H2S的腐蚀环境中。此外，它们还具有内壁光滑、输送阻力小、不易结垢等优点，广泛用于油田注水管网、原油集输及外输系统。截止2006年1月，新疆油田应用的非金属管道中，塑料合金复合管使用了约2600km。尽管防腐效果显著，但仍然存在接头渗漏拉断、热熔接头失效、管体破裂、内衬管收缩变形等问题，这主要由于玻璃钢与塑料合金管为热固性塑料，弹性模量低，抗冲击性能差，在运输、安装及服役过程中易发生破损。同时，现场操作不规范，存在野蛮操作的行为，也会导致金属接头部位被砸坏，管道接头渗漏或拉断。此外，在长期服役期间，受自然环境、化学介质、机械应力等因素的影响，玻璃钢容易出现色变、微裂纹等老化现象，尤其是玻璃钢管与其他金属钢管的连接接头处。
柔性复合连续管是主要由芯管、增强层、外包层组成。芯管为聚乙烯管、聚丁烯或改性的其他高分子聚合物；增强层为芯管上编织或缠绕的增强纤维丝或钢丝，各增强纤维层间使用粘结剂粘结；外包层为聚乙烯防腐保护层。钢骨架增强复合管是以缠绕并焊接成型的管状钢丝网为增强体，以热塑性塑料为连续基材，采用一次成型、连续生产工艺，将金属和塑料两种材料复合在一起成型的。钢骨架增强复合管与柔性复合管等热塑性塑料的管道连接采取法兰连接和电熔连接两种方式，具有可连续成型、柔性好、安装方便等优点，多用于单井注水、单井集油管道、伴生气管道。在现场应用中，会出现爆管、热熔接头失效的问题，这主要是因为其耐温与承压能力低。以钢骨架增强聚乙烯管为例，其最高使用温度为70℃，最高使用压力为4MPa。研究表明，在使用温度范围内，每升高10℃，钢骨架增强聚乙烯管的强度下降5%。因此，在管材选用时应充分考虑实际工况变化，避免因温度升高造成管材性能下降，而引起最终失效。同时，现场施工时应注意管材扭曲应力的释放，否则在后续施工完成后，管材一直处于扭曲状态，其承压能力大幅度降低，极易造成爆破失效。
目前，油气集输管道常用的衬里技术主要有水泥砂浆衬里、塑料衬里、橡胶衬里与陶瓷衬里等。
1）水泥砂浆。水泥砂浆衬里可采用各种成型工艺，将搅拌好的水泥砂浆在清理过的管道内壁上按照设计厚度要求分一次或多次涂衬，经养护后形成一个与管道内壁紧密结合的高强度圆壳体内衬层。水泥砂浆衬里既可以通过阻隔腐蚀介质与钢管来抑制腐蚀，也可以通过硅酸钙盐水解产生Ca(OH)2，使钢管表面pH增大，促使金属管道钝化来抑制腐蚀。相比于其他内衬技术，水泥砂浆衬里是一种成本低、无污染、易施工的内防腐技术，广泛用于市政管道、油气集输管道防腐工程。在现场应用时，会发现水泥砂浆衬里出现开裂与剥落的现象，这既有可能是水泥砂浆在浇筑、硬化过程或外力作用下形成的，也有可能是水泥砂浆中的有效成分会与输送介质发生反应，形成的物质具有低溶解度与吸水功能，引起水泥砂浆内衬的内应力增加，导致内衬开裂与剥落。针对上述问题，可通过添加聚合物对水泥砂浆进行改性或在其表面涂覆有机涂层以提高其防护效果。例如，江苏油田采用聚合物砂浆内衬对真武集输干线进行了防腐层修复，防腐效果显著。截止2013年，该油田已累计采用聚合物砂浆内衬对40km的旧管线）塑料衬里。目前，油气田常用的塑料衬里有玻璃钢、高密度聚乙烯、聚酰胺、聚酮、聚苯硫醚、聚丙烯、环氧塑料、酚醛塑料、氟塑料、尼龙等材料，具有质量轻、化学稳定性优越、电气绝缘性能佳以及耐磨性能优良等特点，在油气集输系统及注水系统中应用较多。据报道，胜利油田临盘采油厂共计使用了约20km长的改性玻璃钢内衬油管，有效地解决了注水井油管腐蚀结垢的问题。中石化西北油田分公司在采用高密度聚乙烯内衬管、耐高温聚烯烃内衬管对旧管线进行内穿插整改后，腐蚀失效数量大幅度下降，防护效果显著。尽管塑料内衬管防腐效果显著，但因其分子链较长，结晶度低，在长期使用过程中，H2S、CO2等腐蚀介质会渗入衬里内部，引起塑料内衬发生鼓泡，在内外压差作用下可发生破裂失效。此外，在高温条件下，非金属内衬管易发生脆化、脱落等现象。因此，在选用塑料衬里时应考虑塑料衬里的力学性能、热稳定性、化学稳定性及耐化学介质腐蚀的性能。
3）橡胶衬里。橡胶是一种化学稳定性较高的高分子材料，只有少数强氧化性酸可使其发生膨润现象。将橡胶贴附在金属表面，形成一层连续、封闭的隔离层，可有效阻止腐蚀性介质与金属材料接触，从而抑制腐蚀。目前，常用的橡胶材料主要有丁腈橡胶、氢化丁腈橡胶、聚醚橡胶三种，在油气工业中主要作为密封制品使用，其作为内衬使用主要应用于容器设备的防护。尽管橡胶衬里具有较好的耐腐蚀性、耐磨性与较高的可靠性，可作为油气设备内腐蚀防护技术，但在油气集输管道中应用较少。由于橡胶衬里会因材料质量不合格、硫化过程不当、服役环境苛刻与施工质量不当，出现起泡、龟裂、脱层、针孔等现象，失去对金属基体的防护效果。因此，在选用橡胶内衬防护技术时，一方面要严格把控原材料的质量，另一方面要严格按照橡胶内衬防护工艺进行施工。
4）陶瓷衬里。目前，工业中应用最多的是氧化铝陶瓷衬里。一般采用“自蔓延高温合成法”技术，将陶瓷氧化铝衬在钢管内壁上的。氧化铝陶瓷衬里具有优异的耐磨损性能、良好的力学性能与耐蚀性能，适合用于冲刷磨损严重的管道或设备。例如，长庆油田利用自蔓延高温合成法的原理，采用了陶瓷油管端口保护和密封防腐接箍等技术对80%的失效油管进行修复，修复后的油管使用寿命是普通新防腐油管的3倍以上。由于氧化铝陶瓷衬里表层中含有铁铝尖晶石（FeAl2O4），不适用于CO2、H2S等酸性气体含量较高的管道中。
内涂镀层是解决集输系统和注水系统管道内腐蚀问题的一种非常有效的措施。目前，常用的涂层类型主要有环氧树脂、聚乙烯、聚氨酯、氢化橡胶、环氧酚醛、改性环氧树脂、富锌、玻璃鳞片环氧树脂、聚苯胺、环氧玻璃纤维复合涂层等。其中，环氧粉末涂料涂层具有优异的力学性能与耐化学腐蚀和抗老化性能，可提高管道内壁的光洁度，降低摩阻，目前国内新建的长输管线几乎全部采用环氧粉末涂料涂敷。此外，玻璃鳞片环氧树脂涂层在塔河油田集油干线中也具有良好的应用效果。截止目前，选用玻璃鳞片环氧树脂涂层进行内防的集油干线年，期间未发生过腐蚀失效。长庆油田在注水管线中探索使用的环氧玻璃纤维复合涂层也同样具有显著的防护效果，环氧玻璃纤维复合涂层内防的管线年后均未发生腐蚀失效。为提高涂层的防护效果，美国KingIndustries公司与Halox公司开发出了NACORR1151、Halox750等多种涂层缓蚀剂，可以与多种涂层配合使用，增强涂料的耐蚀性能。
相比而言，目前油气田中常用的镀层主要为Ni-P合金化学镀层。与涂层技术相比，镀层防护技术具有硬度高、不易磨损与脱落的优点，既可用于管道防护，也可用于井下油套管的防护。因化学镀Ni-P合金镀层的针孔缺陷无法得到有效控制，所以其不适合用于大型、长距离管道的防腐。对此，日本国家石油公司和日本金属研究与开发中心已开始探索使用化学蒸镀法、物理蒸镀法等高新技术进行涂镀，以期获得致密性更好的镀层。国内则开发出了三层复合涂镀技术，即在碳钢表面制成高耐蚀的镍基合金底层，而后通过特殊的化学处理方法使底层合金表面长出致密且纤细的金属绒毛形成复合的第二层，最后再浸涂一种具有特殊表面功能的有机聚合物产品，形成结构封闭、无孔隙且具备特殊表面功能的复合涂镀层。三层复合涂镀技术在炼油厂试验应用的结果表明，其具有优异的防腐、防垢的性能。
缓蚀剂是一种能够有效减缓金属或合金腐蚀破坏过程的化学药剂，通过缓蚀剂与腐蚀介质的融合，从而抑制金属或者其他腐蚀介质的破坏，大大提高了金属的耐蚀性能，从而降低腐蚀程度，延长管道寿命。在现场应用前，缓蚀剂要进行室内筛选，筛选出缓蚀效果显著、经济效益突出的缓蚀剂类型。接着进行中试放大试验，选取同种工况条件的管道或设备，利用腐蚀挂片法与缓蚀剂残余浓度监测对缓蚀剂的现场应用效果进行评价，确定合适的缓蚀剂类型与加药工艺。最后，根据中试试验确定的加药类型与加药工艺开展缓蚀剂防护工作。同时，对腐蚀工况与缓蚀剂加药浓度进行监测，以便随时调整加药类型或加药工艺。在进行缓蚀剂室内评价时，可参照标准ASTMG170、ASTMG184、ASTMG185、SY/T5273中推荐的缓蚀剂评价方法进行。主要的缓蚀剂评价方法有旋转圆盘电极/旋转圆柱电极法、旋转笼法、轮转法、鼓泡法、冲击溅射法及腐蚀环路法。其中，旋转圆盘电极/旋转圆柱电极法与鼓泡法都是利用电化学技术进行缓蚀剂效果评价的方法，操作简单便捷。旋转笼法、轮转法、冲击溅射及环路是利用腐蚀试片进行缓蚀剂效果评价的方法，除轮转法外，其余均可模拟现场流体的流速与流态。
目前，国内外油气集输管道内防腐用的缓蚀剂的主要成分是咪唑啉、有机胺、季胺盐类以及炔醇类等有机物，相关的缓蚀剂型号为KY-5、CZ3、DPI、IMC、CT2、TG、WSI、GP-1等缓蚀剂，均取得了比较理想的防腐效果。在进行缓蚀剂优选时，除了通过室内评价方法进行大规模的缓蚀剂评价外，还可以根据缓蚀剂的作用机理，进行缓蚀剂分子设计，获得针对性的缓蚀剂。已有研究表明，同系列的有机缓蚀剂，分子中杂原子不同，其缓蚀效果也不同，一般遵循如下规律，即PSeSNO。徐士祺等根据延长油田注水管线的腐蚀工况环境，合成出了LED、TC-610、CQ-HO2、HJF-94和ODD五种缓蚀剂，并通过静态失重法和电化学方法对其缓蚀效果进行了评价。结果表明，TC-610、CQ-HO2和LED均具有很好的缓蚀效果。施宝昌等针对油田井含水率不断上升，矿化度达到20~30万mg/L，pH为6.0~6.5，且存在CO2/H2S腐蚀，硫酸盐还原菌的腐蚀工况，设计开发了一种具有缓蚀、阻垢和杀菌作用的高效缓蚀剂。
由于缓蚀剂防腐技术具有用量少、见效快、操作简单、没有设备需求、技术实用性较广等优点，因此其在油气管道防腐工作中应用广泛。在不同腐蚀环境中，采用的缓蚀剂也是不一样的，需要根据具体的生产的基本工艺与工况条件确定缓蚀剂的加注类型、加注方式及添加量。同时需要说明的是，加注缓蚀剂的管道最好具有收发球装置，定期进行清管和预膜作业，方可使缓蚀剂发挥最佳的效果。
近年来，随着管道内腐蚀防治技术在各大油田的推广应用，油气集输管线的腐蚀失效问题得到了有效的控制，同时也产生了一些新的问题。比如，耐蚀合金管材投入成本太高，经济效益差；经济成本相对较低、耐腐蚀性强、力学性能优异的双金属复合管又存在焊接困难与焊缝腐蚀风险高的问题；非金属材料虽拥有非常良好的耐蚀性能，但强度与热稳定性较弱；衬里技术具有良好的现场应用效果，现场施工方便、成本低，但热稳定性差，易发生老化失效；涂镀层技术的防腐效果与涂镀层材料、施工质量密切相关；药剂防护技术操作简单，经济投入低，但需要根据管道内腐蚀环境实时调整药剂类型与配套的加注工艺。这些防腐措施一旦出现问题，不但无法保护金属基体，还会加速其腐蚀。目前，尚无一种经济有效的内防腐技术，可以解决各类工况环境下的腐蚀问题。因此，未来管道内防腐技术的发展方向是立足于现在，改进现有内防腐技术存在的不足，提升其防护效果。同时，要开发防腐效果非常明显、经济成本低、施工简便、易于推广应用的防腐材料与防腐工艺技术。
