趙毅，許艷艷，朱原原，王毛毛，李大朋，王修云，肖雯雯

（1.中石化西北油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，烏魯木齊 830011；2.安科工程技術(shù)研究院（北京）有限公司，北京 100083）

近年來，隨著油氣資源的開發(fā)與注水、注氣、注聚等增產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用，油氣集輸管道的內(nèi)腐蝕環(huán)境日益惡化，腐蝕穿孔、結(jié)垢等問題突出。據(jù)統(tǒng)計，2001年我國石油石化行業(yè)因腐蝕造成的損失約為 700億人民幣[1]。油氣集輸管線是油氣輸送最重要的設(shè)施，其頻繁發(fā)生的腐蝕失效不僅會影響油氣田生產(chǎn)，造成巨大的經(jīng)濟損失，也會造成重大人員傷亡事故和嚴重的環(huán)境污染。

目前，國內(nèi)外常用的內(nèi)防腐技術(shù)主要包括耐蝕材料、襯里技術(shù)、涂鍍層技術(shù)與藥劑防腐技術(shù)[2-4]。現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，通過合理選擇內(nèi)防腐技術(shù)可以大幅度降低油氣集輸管道的腐蝕失效數(shù)量，保障油氣集輸管道的安全運行。受自身特點、加工工藝、服役工況與現(xiàn)場施工等因素的影響，各類內(nèi)腐蝕防護技術(shù)的應(yīng)用存在一定的局限性。通過介紹目前國內(nèi)外油氣田集輸管道主要的內(nèi)防腐技術(shù)，分析各類內(nèi)防腐技術(shù)的優(yōu)缺點與現(xiàn)場應(yīng)用效果，提出各類腐蝕防護技術(shù)的改進建議，指明了內(nèi)防腐蝕技術(shù)未來的發(fā)展方向，為油氣生產(chǎn)者科學(xué)合理選取內(nèi)防腐技術(shù)提供技術(shù)支撐。

1 耐蝕材料技術(shù)

油氣田常用的耐蝕材料可分為耐蝕金屬材料與耐蝕非金屬材料兩種。常用的耐蝕金屬材料包括不銹鋼、鎳基合金等材料，如316L與825等；非金屬材料包括工程塑料（玻璃鋼、高密度聚乙烯、聚酮等）、橡膠（丁腈橡膠、氫化丁腈橡膠、聚醚橡膠）、無機非金屬材料（混泥土、搪瓷）等。

1.1 耐蝕合金材料

目前，國內(nèi)外各大油氣田集輸管線用材主要為碳鋼、低合金鋼，耐蝕合金類管材應(yīng)用較少。隨著油氣集輸管道內(nèi)腐蝕環(huán)境的惡化，碳鋼與低合金鋼已無法滿足現(xiàn)有某些腐蝕環(huán)境的要求，必須選用耐蝕性能更好的金屬材料作為集輸管線用材。油氣工業(yè)中常用的耐蝕金屬材料主要有316L不銹鋼、2205雙相不銹鋼及 718、825鎳基合金等金屬材料，具體的材質(zhì)類型可參照NACE MR 0175、EFC 16、EFC 17、ANSI/NACE MR0175/ISO 15156等國內(nèi)外選材標(biāo)準(zhǔn)與鋼材生產(chǎn)商的選材圖譜進行選材設(shè)計。由于耐蝕金屬材料具有優(yōu)異的耐腐蝕性能、良好的力學(xué)性能、加工性能與焊接性能，可從根本上解決油氣管道出現(xiàn)的腐蝕失效問題，保障油氣集輸管道長期安全穩(wěn)定地運行。因此，2010年塔里木油田先后將 3條集氣站管線更換為316L不銹鋼，將克拉2氣田的6口單井管線更換為了2205雙相不銹鋼，用以解決高溫、高壓氣田的腐蝕問題。截止2013年，上述管線均未發(fā)生腐蝕失效。此外，中國石油天然氣集團公司還在克拉2氣田集輸管網(wǎng)與連接法蘭上應(yīng)用22Cr雙相不銹鋼，用于解決克拉2氣田苛刻腐蝕環(huán)境下的腐蝕問題[5-6]。

在實際應(yīng)用中，由于耐蝕金屬材料價格昂貴、投資過高，純耐蝕合金管材僅限于高產(chǎn)、腐蝕性強的油氣管網(wǎng)。為降低成本，油氣工業(yè)中多應(yīng)用雙金屬復(fù)合管。有文獻報道[7-8]，德國Butting公司生產(chǎn)的雙金屬復(fù)合管在歐洲、北美及亞洲等國的路上和海底管道中已有上千公里的應(yīng)用。國內(nèi)塔里木油田分公司牙哈凝析氣田與中石化西北油田分公司地面集輸管道多采用20#/316L雙金屬復(fù)合管。

雙金屬復(fù)合管是由兩種不同的金屬材料構(gòu)成，以價格低廉的碳素鋼管或合金鋼管為基管，在其內(nèi)表面覆襯一定厚度的不銹鋼、鎳基合金等耐蝕金屬材料，利用各類機械生產(chǎn)方法使兩種材料之間結(jié)合成一體，制得的一種新型金屬復(fù)合管材。自20世紀(jì)60年代開始，日本、美國、德國、英國等國家對雙金屬復(fù)合管的生產(chǎn)工藝、使用性能與檢測方法進行了大量研究，相繼開發(fā)出了多種雙金屬復(fù)合管制造方法（見表1），并編制了雙金屬復(fù)合管的制造標(biāo)準(zhǔn)。例如，美國石油學(xué)會的API 5LD為雙金屬復(fù)合管的專有標(biāo)準(zhǔn)，此標(biāo)準(zhǔn)涵蓋了機械復(fù)合管和冶金復(fù)合管兩大類復(fù)合管材，包括熱軋復(fù)合、堆焊、粉末冶金復(fù)合和爆炸復(fù)合等多種制造方法。挪威船級社的DNVOS F101則只對雙金屬復(fù)合管制造方法作了部分要求，而國內(nèi)頒布的SY/T 6623—2005，則等同于API 5LD。此外，還有部分標(biāo)準(zhǔn)分別針對雙金屬復(fù)合管的基管與襯管進行了規(guī)定，如API 5L與EEMUA 166為復(fù)合管外碳鋼管的制造標(biāo)準(zhǔn)，API 5LC與GB/T 12771則為雙金屬復(fù)合管內(nèi)襯管的制造標(biāo)準(zhǔn)。盡管雙金屬復(fù)合管具有優(yōu)異的力學(xué)性能、良好的耐蝕性能與顯著的經(jīng)濟優(yōu)勢，但是在現(xiàn)場施工過程中存在施焊困難、缺陷多、合格率低等焊接問題，特別是機械復(fù)合管采用封焊工藝易在焊縫及熱影響區(qū)產(chǎn)生腐蝕穿孔的現(xiàn)象，同時也會在應(yīng)用過程中出現(xiàn)內(nèi)襯層塌陷[9-11]。雖然現(xiàn)在對封焊工藝作了改進，采用堆焊工藝使得焊接缺陷造成焊縫處及其附近的穿孔現(xiàn)象大為減少，而內(nèi)襯塌陷問題還是無法避免。冶金復(fù)合管就很好地解決了這一問題，但也存在現(xiàn)場焊接的問題。因此，優(yōu)化現(xiàn)有的焊接工藝或研發(fā)出新型的連接方式，降低雙金屬管焊縫失效的風(fēng)險是雙金屬復(fù)合管未來的發(fā)展方向。

表1 雙金屬復(fù)合管制造方法及優(yōu)缺點

1.2 耐蝕非金屬材料

油氣工業(yè)中應(yīng)用最多的非金屬耐蝕材料主要為高分子材料，主要的管材類型有玻璃鋼管、塑料合金管、柔性復(fù)合連續(xù)管與鋼骨架增強復(fù)合管[12-15]。在這些非金屬管中，玻璃鋼是以玻璃纖維及其制品為增強材料，以環(huán)氧樹脂、聚酯樹脂、酚醛樹脂等合成樹脂作為基體材料的一種復(fù)合材料。塑料合金復(fù)合管是以氯化聚氯乙烯樹脂、聚氯乙烯樹脂、氯化聚乙烯樹脂等兩種或多種不同結(jié)構(gòu)單元的均聚物或共聚物的混合物為內(nèi)襯層，以連續(xù)纖維纏繞形成的增強層為結(jié)構(gòu)層的復(fù)合管[16]。由于玻璃鋼管與塑料合金管具有良好的耐腐蝕性，可用于含CO2、H2S的腐蝕環(huán)境中。此外，它們還具有內(nèi)壁光滑、輸送阻力小、不易結(jié)垢等優(yōu)點，廣泛用于油田注水管網(wǎng)、原油集輸及外輸系統(tǒng)。截止2006年1月，新疆油田應(yīng)用的非金屬管道中，塑料合金復(fù)合管使用了約2600 km[17]。盡管防腐效果顯著，但仍然存在接頭滲漏拉斷、熱熔接頭失效、管體破裂、內(nèi)襯管收縮變形等問題，這主要由于玻璃鋼與塑料合金管為熱固性塑料，彈性模量低，抗沖擊性能差，在運輸、安裝及服役過程中易發(fā)生破損。同時，現(xiàn)場操作不規(guī)范，存在野蠻操作的行為，也會導(dǎo)致金屬接頭部位被砸壞，管道接頭滲漏或拉斷[18]。此外，在長期服役期間，受自然環(huán)境、化學(xué)介質(zhì)、機械應(yīng)力等因素的影響，玻璃鋼容易出現(xiàn)色變、微裂紋等老化現(xiàn)象，尤其是玻璃鋼管與其他金屬鋼管的連接接頭處。

柔性復(fù)合連續(xù)管是主要由芯管、增強層、外包層組成。芯管為聚乙烯管、聚丁烯或改性的其他高分子聚合物；增強層為芯管上編織或纏繞的增強纖維絲或鋼絲，各增強纖維層間使用粘結(jié)劑粘結(jié)；外包層為聚乙烯防腐保護層[19]。鋼骨架增強復(fù)合管是以纏繞并焊接成型的管狀鋼絲網(wǎng)為增強體，以熱塑性塑料為連續(xù)基材，采用一次成型、連續(xù)生產(chǎn)工藝，將金屬和塑料兩種材料復(fù)合在一起成型的。鋼骨架增強復(fù)合管與柔性復(fù)合管等熱塑性塑料的管道連接采取法蘭連接和電熔連接兩種方式，具有可連續(xù)成型、柔性好、安裝方便等優(yōu)點，多用于單井注水、單井集油管道、伴生氣管道[20]。在現(xiàn)場應(yīng)用中，會出現(xiàn)爆管、熱熔接頭失效的問題，這主要是因為其耐溫與承壓能力低。以鋼骨架增強聚乙烯管為例，其最高使用溫度為70 ℃，最高使用壓力為4 MPa。研究表明[21]，在使用溫度范圍內(nèi)，每升高10 ℃，鋼骨架增強聚乙烯管的強度下降 5%。因此，在管材選用時應(yīng)充分考慮實際工況變化，避免因溫度升高造成管材性能下降，而引起最終失效。同時，現(xiàn)場施工時應(yīng)注意管材扭曲應(yīng)力的釋放，否則在后續(xù)施工完成后，管材一直處于扭曲狀態(tài)，其承壓能力大幅度降低，極易造成爆破失效。

2 襯里技術(shù)

目前，油氣集輸管道常用的襯里技術(shù)主要有水泥砂漿襯里、塑料襯里、橡膠襯里與陶瓷襯里等。

1）水泥砂漿。水泥砂漿襯里可采用各種成型工藝，將攪拌好的水泥砂漿在清理過的管道內(nèi)壁上按照設(shè)計厚度要求分一次或多次涂襯，經(jīng)養(yǎng)護后形成一個與管道內(nèi)壁緊密結(jié)合的高強度圓殼體內(nèi)襯層[22]。水泥砂漿襯里既可以通過阻隔腐蝕介質(zhì)與鋼管來抑制腐蝕，也可以通過硅酸鈣鹽水解產(chǎn)生Ca(OH)2，使鋼管表面pH增大，促使金屬管道鈍化來抑制腐蝕。相比于其他內(nèi)襯技術(shù)，水泥砂漿襯里是一種成本低、無污染、易施工的內(nèi)防腐技術(shù)，廣泛用于市政管道、油氣集輸管道防腐工程[22]。在現(xiàn)場應(yīng)用時，會發(fā)現(xiàn)水泥砂漿襯里出現(xiàn)開裂與剝落的現(xiàn)象，這既有可能是水泥砂漿在澆筑、硬化過程或外力作用下形成的，也有可能是水泥砂漿中的有效成分會與輸送介質(zhì)發(fā)生反應(yīng)，形成的物質(zhì)具有低溶解度與吸水功能，引起水泥砂漿內(nèi)襯的內(nèi)應(yīng)力增加，導(dǎo)致內(nèi)襯開裂與剝落[23-25]。針對上述問題，可通過添加聚合物對水泥砂漿進行改性或在其表面涂覆有機涂層以提高其防護效果。例如，江蘇油田采用聚合物砂漿內(nèi)襯對真武集輸干線進行了防腐層修復(fù)，防腐效果顯著。截止2013年，該油田已累計采用聚合物砂漿內(nèi)襯對 40 km的舊管線進行了修復(fù)[26]。

2）塑料襯里。目前，油氣田常用的塑料襯里有玻璃鋼、高密度聚乙烯、聚酰胺、聚酮、聚苯硫醚、聚丙烯、環(huán)氧塑料、酚醛塑料、氟塑料、尼龍等材料，具有質(zhì)量輕、化學(xué)穩(wěn)定性優(yōu)越、電氣絕緣性能佳以及耐磨性能優(yōu)良等特點，在油氣集輸系統(tǒng)及注水系統(tǒng)中應(yīng)用較多。據(jù)報道[27]，勝利油田臨盤采油廠共計使用了約20 km長的改性玻璃鋼內(nèi)襯油管，有效地解決了注水井油管腐蝕結(jié)垢的問題。中石化西北油田分公司在采用高密度聚乙烯內(nèi)襯管、耐高溫聚烯烴內(nèi)襯管對舊管線進行內(nèi)穿插整改后，腐蝕失效數(shù)量大幅度下降，防護效果顯著。盡管塑料內(nèi)襯管防腐效果顯著，但因其分子鏈較長，結(jié)晶度低，在長期使用過程中，H2S、CO2等腐蝕介質(zhì)會滲入襯里內(nèi)部，引起塑料內(nèi)襯發(fā)生鼓泡，在內(nèi)外壓差作用下可發(fā)生破裂失效。此外，在高溫條件下，非金屬內(nèi)襯管易發(fā)生脆化、脫落等現(xiàn)象。因此，在選用塑料襯里時應(yīng)考慮塑料襯里的力學(xué)性能、熱穩(wěn)定性、化學(xué)穩(wěn)定性及耐化學(xué)介質(zhì)腐蝕的性能[28]。

3）橡膠襯里。橡膠是一種化學(xué)穩(wěn)定性較高的高分子材料，只有少數(shù)強氧化性酸可使其發(fā)生膨潤現(xiàn)象。將橡膠貼附在金屬表面，形成一層連續(xù)、封閉的隔離層，可有效阻止腐蝕性介質(zhì)與金屬材料接觸，從而抑制腐蝕。目前，常用的橡膠材料主要有丁腈橡膠、氫化丁腈橡膠、聚醚橡膠三種，在油氣工業(yè)中主要作為密封制品使用，其作為內(nèi)襯使用主要應(yīng)用于容器設(shè)備的防護。盡管橡膠襯里具有較好的耐腐蝕性、耐磨性與較高的可靠性，可作為油氣設(shè)備內(nèi)腐蝕防護技術(shù)，但在油氣集輸管道中應(yīng)用較少。由于橡膠襯里會因材料質(zhì)量不合格、硫化過程不當(dāng)、服役環(huán)境苛刻與施工質(zhì)量不當(dāng)，出現(xiàn)起泡、龜裂、脫層、針孔等現(xiàn)象，失去對金屬基體的防護效果。因此，在選用橡膠內(nèi)襯防護技術(shù)時，一方面要嚴格把控原材料的質(zhì)量，另一方面要嚴格按照橡膠內(nèi)襯防護工藝進行施工[29]。

4）陶瓷襯里。目前，工業(yè)中應(yīng)用最多的是氧化鋁陶瓷襯里。一般采用“自蔓延高溫合成法”技術(shù)，將陶瓷氧化鋁襯在鋼管內(nèi)壁上的。氧化鋁陶瓷襯里具有優(yōu)異的耐磨損性能、良好的力學(xué)性能與耐蝕性能，適合用于沖刷磨損嚴重的管道或設(shè)備。例如，長慶油田利用自蔓延高溫合成法的原理，采用了陶瓷油管端口保護和密封防腐接箍等技術(shù)對 80%的失效油管進行修復(fù)，修復(fù)后的油管使用壽命是普通新防腐油管的3倍以上[30]。由于氧化鋁陶瓷襯里表層中含有鐵鋁尖晶石（FeAl2O4），不適用于CO2、H2S等酸性氣體含量較高的管道中[31-32]。

3 內(nèi)涂鍍層技術(shù)

內(nèi)涂鍍層是解決集輸系統(tǒng)和注水系統(tǒng)管道內(nèi)腐蝕問題的一種非常有效的措施。目前，常用的涂層類型主要有環(huán)氧樹脂、聚乙烯、聚氨酯、氫化橡膠、環(huán)氧酚醛、改性環(huán)氧樹脂、富鋅、玻璃鱗片環(huán)氧樹脂、聚苯胺、環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合涂層等。其中，環(huán)氧粉末涂料涂層具有優(yōu)異的力學(xué)性能與耐化學(xué)腐蝕性能，可提高管道內(nèi)壁的光潔度，降低摩阻，目前國內(nèi)新建的長輸管線幾乎全部采用環(huán)氧粉末涂料涂敷。此外，玻璃鱗片環(huán)氧樹脂涂層在塔河油田集油干線中也具有良好的應(yīng)用效果。截止目前，選用玻璃鱗片環(huán)氧樹脂涂層進行內(nèi)防的集油干線已運行5年，期間未發(fā)生過腐蝕失效。長慶油田在注水管線中探索使用的環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合涂層也同樣具有顯著的防護效果，環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合涂層內(nèi)防的管線運行 3年后均未發(fā)生腐蝕失效。為提高涂層的防護效果，美國King Industries公司與 Halox公司開發(fā)出了 NACORR 1151、Halox 750等多種涂層緩蝕劑，可以與多種涂層配合使用，增強涂料的耐蝕性能。

相比而言，目前油氣田中常用的鍍層主要為Ni-P合金化學(xué)鍍層[33-34]。與涂層技術(shù)相比，鍍層防護技術(shù)具有硬度高、不易磨損與脫落的優(yōu)點，既可用于管道防護，也可用于井下油套管的防護。因化學(xué)鍍 Ni-P合金鍍層的針孔缺陷無法得到有效控制，所以其不適合用于大型、長距離管道的防腐[35]。對此，日本國家石油公司和日本金屬研究與開發(fā)中心已開始探索使用化學(xué)蒸鍍法、物理蒸鍍法等高新技術(shù)進行涂鍍，以期獲得致密性更好的鍍層。國內(nèi)則開發(fā)出了三層復(fù)合涂鍍技術(shù)，即在碳鋼表面制成高耐蝕的鎳基合金底層，而后通過特殊的化學(xué)處理方法使底層合金表面長出致密且纖細的金屬絨毛形成復(fù)合的第二層，最后再浸涂一種具有特殊表面功能的有機聚合物產(chǎn)品，形成結(jié)構(gòu)封閉、無孔隙且具備特殊表面功能的復(fù)合涂鍍層。三層復(fù)合涂鍍技術(shù)在煉油廠試驗應(yīng)用的結(jié)果表明，其具有優(yōu)異的防腐、防垢的性能[36]。

4 藥劑防腐技術(shù)

緩蝕劑是一種能夠有效減緩金屬或合金腐蝕破壞過程的化學(xué)藥劑，通過緩蝕劑與腐蝕介質(zhì)的融合，從而抑制金屬或者其他腐蝕介質(zhì)的破壞，大大提高了金屬的耐蝕性能，從而降低腐蝕程度，延長管道壽命。在現(xiàn)場應(yīng)用前，緩蝕劑要進行室內(nèi)篩選，篩選出緩蝕效果顯著、經(jīng)濟效益突出的緩蝕劑類型。接著進行中試放大試驗，選取同種工況條件的管道或設(shè)備，利用腐蝕掛片法與緩蝕劑殘余濃度監(jiān)測對緩蝕劑的現(xiàn)場應(yīng)用效果進行評價，確定合適的緩蝕劑類型與加藥工藝。最后，根據(jù)中試試驗確定的加藥類型與加藥工藝開展緩蝕劑防護工作。同時，對腐蝕工況與緩蝕劑加藥濃度進行監(jiān)測，以便隨時調(diào)整加藥類型或加藥工藝。在進行緩蝕劑室內(nèi)評價時，可參照標(biāo)準(zhǔn) ASTM G170、ASTM G184、ASTM G185、SY/T 5273 中推薦的緩蝕劑評價方法進行。主要的緩蝕劑評價方法有旋轉(zhuǎn)圓盤電極/旋轉(zhuǎn)圓柱電極法、旋轉(zhuǎn)籠法、輪轉(zhuǎn)法、鼓泡法、沖擊濺射法及腐蝕環(huán)路法。其中，旋轉(zhuǎn)圓盤電極/旋轉(zhuǎn)圓柱電極法與鼓泡法都是利用電化學(xué)技術(shù)進行緩蝕劑效果評價的方法，操作簡單便捷。旋轉(zhuǎn)籠法、輪轉(zhuǎn)法、沖擊濺射及環(huán)路是利用腐蝕試片進行緩蝕劑效果評價的方法，除輪轉(zhuǎn)法外，其余均可模擬現(xiàn)場流體的流速與流態(tài)。

目前，國內(nèi)外油氣集輸管道內(nèi)防腐用的緩蝕劑的主要成分是咪唑啉、有機胺、季胺鹽類以及炔醇類等有機物[37]，相關(guān)的緩蝕劑型號為KY-5、CZ3、DPI、IMC、CT2、TG、WSI、GP-1等緩蝕劑，均取得了比較理想的防腐效果[38-39]。在進行緩蝕劑優(yōu)選時，除了通過室內(nèi)評價方法進行大規(guī)模的緩蝕劑評價外，還可以根據(jù)緩蝕劑的作用機理，進行緩蝕劑分子設(shè)計，獲得針對性的緩蝕劑。已有研究表明，同系列的有機緩蝕劑，分子中雜原子不同，其緩蝕效果也不同，一般遵循如下規(guī)律，即 P＞Se＞S＞N＞O。徐士祺[40]等根據(jù)延長油田注水管線的腐蝕工況環(huán)境，合成出了 LED、TC-610、CQ-HO2、HJF-94和ODD五種緩蝕劑，并通過靜態(tài)失重法和電化學(xué)方法對其緩蝕效果進行了評價。結(jié)果表明，TC-610、CQ-HO2和LED均具有很好的緩蝕效果。施寶昌等[41]針對油田井含水率不斷上升，礦化度達到 20～30萬 mg/L，pH 為 6.0～6.5，且存在CO2/H2S腐蝕，硫酸鹽還原菌的腐蝕工況，設(shè)計開發(fā)了一種具有緩蝕、阻垢和殺菌作用的高效緩蝕劑。

由于緩蝕劑防腐技術(shù)具有用量少、見效快、操作簡單、沒有設(shè)備需求、技術(shù)實用性較廣等優(yōu)點，因此其在油氣管道防腐工作中應(yīng)用廣泛。在不同腐蝕環(huán)境中，采用的緩蝕劑也是不一樣的，需要根據(jù)具體的生產(chǎn)工藝與工況條件確定緩蝕劑的加注類型、加注方式及添加量。同時需要說明的是，加注緩蝕劑的管道最好具有收發(fā)球裝置，定期進行清管和預(yù)膜作業(yè)，方可使緩蝕劑發(fā)揮最佳的效果。

5 結(jié)語

近年來，隨著管道內(nèi)腐蝕防治技術(shù)在各大油田的推廣應(yīng)用，油氣集輸管線的腐蝕失效問題得到了有效的控制，同時也產(chǎn)生了一些新的問題。比如，耐蝕合金管材投入成本太高，經(jīng)濟效益差；經(jīng)濟成本相對較低、耐腐蝕性強、力學(xué)性能優(yōu)異的雙金屬復(fù)合管又存在焊接困難與焊縫腐蝕風(fēng)險高的問題；非金屬材料雖具有良好的耐蝕性能，但強度與熱穩(wěn)定性較弱；襯里技術(shù)具有良好的現(xiàn)場應(yīng)用效果，現(xiàn)場施工方便、成本低，但熱穩(wěn)定性差，易發(fā)生老化失效；涂鍍層技術(shù)的防腐效果與涂鍍層材料、施工質(zhì)量密切相關(guān)；藥劑防護技術(shù)操作簡單，經(jīng)濟投入低，但需要根據(jù)管道內(nèi)腐蝕環(huán)境實時調(diào)整藥劑類型與配套的加注工藝。這些防腐措施一旦出現(xiàn)問題，不但無法保護金屬基體，還會加速其腐蝕。目前，尚無一種經(jīng)濟有效的內(nèi)防腐技術(shù)，可以解決各類工況環(huán)境下的腐蝕問題。因此，未來管道內(nèi)防腐技術(shù)的發(fā)展方向是立足于現(xiàn)在，改進現(xiàn)有內(nèi)防腐技術(shù)存在的不足，提升其防護效果。同時，要開發(fā)防腐效果顯著、經(jīng)濟成本低、施工簡便、易于推廣應(yīng)用的防腐材料與防腐工藝技術(shù)。

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