李寧

（山東省天然氣管道有限責(zé)任公司，濟(jì)南250101）

天然氣管道的內(nèi)腐蝕是指由H2S，CO2等酸性氣體和水汽共同引起的發(fā)生在管道內(nèi)壁的腐蝕現(xiàn)象。內(nèi)腐蝕是影響天然氣管道安全的主要因素之一，它能在局部使厚壁減薄，從而降低管道強(qiáng)度，嚴(yán)重時(shí)可能導(dǎo)致泄漏事故。內(nèi)腐蝕引起的事故大都具有隱蔽性和突發(fā)性，后果十分嚴(yán)重。我國(guó)大部分長(zhǎng)輸管道使用年限已超過20年［1］，逐步進(jìn)入事故高發(fā)階段。我國(guó)新疆雅克拉氣田集輸管道于2005年投用，因所輸氣體含CO2，2007年1月開始發(fā)現(xiàn)大面積腐蝕穿孔，同年3月發(fā)現(xiàn)局部管道腐蝕斷裂，截至2009年5月，氣田集輸系統(tǒng)共腐蝕穿孔28次［2］。目前，天然氣長(zhǎng)輸管道外腐蝕的研究及評(píng)價(jià)已相對(duì)成熟，對(duì)于管道的內(nèi)腐蝕，同樣需要做出相對(duì)準(zhǔn)確的評(píng)價(jià)。本文總結(jié)了天然氣管道內(nèi)腐蝕的發(fā)生條件、控制以及評(píng)價(jià)方法，為進(jìn)一步探討防治措施提供幫助。

1 內(nèi)腐蝕發(fā)生的條件

目前，國(guó)內(nèi)所輸天然氣大多都含有H2S，CO2等酸性氣體和水汽，且天然氣管道距離普遍較長(zhǎng)，經(jīng)過區(qū)域環(huán)境氣候多樣，內(nèi)腐蝕十分常見。干燥的氣體不會(huì)造成內(nèi)腐蝕，當(dāng)H2S，CO2等酸性氣體溶解在水中時(shí)會(huì)具有較強(qiáng)的腐蝕性。

1.1 影響內(nèi)腐蝕的介質(zhì)

（1） 水汽 管道內(nèi)部的水只以氣態(tài)存在時(shí)，不會(huì)造成嚴(yán)重的內(nèi)腐蝕。液態(tài)水是發(fā)生較嚴(yán)重內(nèi)腐蝕的必要條件。在一定條件下，管道中的水汽會(huì)液化形成水膜吸附在管道表面，這時(shí)輸送介質(zhì)中的H2S，CO2等酸性氣體會(huì)溶解在管道內(nèi)壁表面的水中，水膜吸附處的管道被腐蝕。

目前管道輸送的天然氣大部分都經(jīng)過處理成為干氣，常溫常壓下不易析出游離水。但在一定的溫度壓力下，天然氣具有一定的飽和含水率，在相同條件下，飽和含水率低的氣體較容易出現(xiàn)液態(tài)水。當(dāng)壓力高、溫度低時(shí)，天然氣的飽和含水率就低。不同溫度和壓力下天然氣的飽和含水率見表1［3］。

表1 不同壓力和溫度下的天然氣飽和含水率

（2） 二氧化碳 CO2是天然氣管道內(nèi)部最主要的腐蝕性介質(zhì)。影響CO2腐蝕的主要因素有腐蝕性介質(zhì)濃度、溫度、壓力和pH等。CO2腐蝕主要是天然氣中的CO2溶于液態(tài)水中生成碳酸引起的電化學(xué)腐蝕。CO2腐蝕有多種形式，可能出現(xiàn)的類型有無(wú)碳酸鹽覆蓋膜情況下的均勻腐蝕、有碳酸鹽覆蓋膜情況下的均勻腐蝕、流動(dòng)引起的臺(tái)面狀腐蝕和無(wú)膜區(qū)局部腐蝕等。目前，通常采用以下經(jīng)驗(yàn)規(guī)律對(duì)天然氣管道內(nèi)部的CO2腐蝕程度進(jìn)行初步判斷［4］。

當(dāng)pCO2≤0.021MPa時(shí)，不發(fā)生CO2腐蝕；當(dāng)0.021MPa＜pCO2≤0.21MPa時(shí)，發(fā)生中等腐蝕；當(dāng)0.21MPa＜pCO2時(shí)，發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。

（3） 硫化氫 GB 17820-1999對(duì)管道輸送天然氣的H2S含量有嚴(yán)格的規(guī)定，所以管輸天然氣H2S含量一般都非常低。在實(shí)際生產(chǎn)中腐蝕性介質(zhì)以CO2為主。由于天然氣長(zhǎng)輸管道含H2S較少，明顯的H2S腐蝕一般只發(fā)生在氣田開采、集輸?shù)壬嫌紊a(chǎn)過程中。H2S在液態(tài)水中的溶解度較高，引起的腐蝕類型主要有電化學(xué)失重腐蝕、氫鼓泡和氫脆、硫化物應(yīng)力腐蝕開裂等。試驗(yàn)證明，當(dāng)溶液中H2S質(zhì)量濃度在0150mg·L-1之間時(shí)，管道鋼發(fā)生腐蝕的速率隨H2S質(zhì)量濃度的增加而提高，在H2S質(zhì)量濃度為150mg·L-1左右達(dá)到最大值。質(zhì)量濃度大于150mg·L-1后腐蝕速率開始隨H2S質(zhì)量濃度的增加而降低，超過600mg·L-1后腐蝕速率基本不變［5］。當(dāng)CO2和H2S共同存在時(shí)，H2S對(duì)管道鋼腐蝕的發(fā)生有一定的抑制作用［6］。

（4） 其他介質(zhì) 除CO2和H2S外，聚集在管道內(nèi)部的液態(tài)水的礦化度對(duì)管道內(nèi)腐蝕也有一定影響。影響因素主要為Cl-的質(zhì)量濃度。天然氣本身不含氯，Cl-只存在于管道內(nèi)部的液態(tài)水中。我國(guó)西部某輸氣管道內(nèi)部液態(tài)水中Cl-的含量較高，管道受到的內(nèi)腐蝕較嚴(yán)重。Cl-半徑較小，活性高，易穿透、破壞腐蝕產(chǎn)物膜（主要為FeCO3），并吸附在管道表面阻礙產(chǎn)物膜的形成，導(dǎo)致腐蝕性介質(zhì)持續(xù)與管道接觸。當(dāng)Cl-質(zhì)量濃度高于30g·L-1時(shí)，可明顯加劇產(chǎn)物膜下管道的點(diǎn)蝕。同時(shí)，當(dāng)NaCl，MgCl2等在高溫下水解時(shí)，可導(dǎo)致液態(tài)水酸性增加，管道腐蝕加劇。但當(dāng)Cl-達(dá)到一定質(zhì)量濃度時(shí)，可降低CO2在水中的溶解度，從而對(duì)CO2腐蝕有一定的抑制作用。

有的氣田集輸管道內(nèi)壁有一定質(zhì)量的結(jié)蠟（如我國(guó)新疆雅克拉氣田），對(duì)內(nèi)腐蝕也有一定影響。若蠟層較厚，分布均勻，可隔絕管道鋼與腐蝕性介質(zhì)，減緩腐蝕；若蠟層較薄，分布不均，則易加速局部腐蝕，一般形成小孔狀腐蝕。蠟本身不具有腐蝕性，但一定條件下可能成為腐蝕反應(yīng)的催化劑?？偠灾?，蠟對(duì)管道內(nèi)腐蝕的影響較小，作用機(jī)制主要取決于天然氣的輸送參數(shù)、蠟層的分布等因素。

1.2 影響內(nèi)腐蝕的材料因素

（1） 管材 不同鋼材具有不同的耐腐蝕性，實(shí)際生產(chǎn)中管材的選用對(duì)內(nèi)腐蝕的發(fā)生有較大影響。目前我國(guó)常采用碳鋼作為天然氣管道管材，其生產(chǎn)、施工等技術(shù)都十分成熟，但其耐腐蝕性并不高。對(duì)于氣質(zhì)較好的天然氣，管材選用碳鋼較為經(jīng)濟(jì)。

13Cr馬氏體不銹鋼具有較好的抗CO2腐蝕的能力。在管道內(nèi)部Cl-濃度較低時(shí)可選用13Cr馬氏體不銹鋼。鉻能在管道鋼表面生成一層致密的鈍化膜，鉻的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高，抵御Cl-破壞鈍化膜的能力就越強(qiáng)。傳統(tǒng)的13Cr馬氏體不銹鋼現(xiàn)場(chǎng)焊接施工難度較大，實(shí)際應(yīng)用很少。近年來(lái)，國(guó)外研究人員開發(fā)出了新型的耐腐蝕、焊接較容易、強(qiáng)度較高、低溫韌性好的馬氏不銹鋼，但目前未在實(shí)際生產(chǎn)中得到應(yīng)用。

在含有CO2和Cl-的天然氣管道中，管材可采用雙相不銹鋼。雙相不銹鋼抗CO2腐蝕能力優(yōu)良，且不需添加緩蝕劑，安全性高，但實(shí)際生產(chǎn)中投資較高，目前實(shí)際應(yīng)用不多。

雙金屬?gòu)?fù)合管是一種在普通鋼管內(nèi)壁覆襯一層其他耐腐蝕性較高的合金材料的鋼管。雙金屬?gòu)?fù)合管具有較高的耐腐蝕性，且生產(chǎn)成本比純不銹鋼低，但現(xiàn)場(chǎng)焊接難度很高，施工速度較慢，目前未得到廣泛應(yīng)用。

（2） 焊接工藝 焊接工藝對(duì)管道焊口部分的耐腐蝕能力影響很大。若有焊渣殘留，則會(huì)加速焊口部分的腐蝕。焊渣的電位比鋼管更負(fù)，易發(fā)生腐蝕，且焊渣可能使氣體通過時(shí)變?yōu)槲闪?，產(chǎn)生液擊現(xiàn)象，發(fā)生沖刷腐蝕。

（3） 管道內(nèi)壁防腐蝕 管道內(nèi)壁的防腐蝕情況對(duì)內(nèi)腐蝕有一定影響。目前主要通過管道內(nèi)涂層對(duì)管道做投產(chǎn)前的內(nèi)壁防腐蝕處理。內(nèi)涂層不可避免地會(huì)在施工、運(yùn)行中出現(xiàn)缺陷，從而降低管道內(nèi)壁的耐腐蝕能力。

1.3 管道埋深等因素對(duì)內(nèi)腐蝕的影響

管道埋深、管徑等因素發(fā)生變化時(shí)，較易形成積液，積液處為內(nèi)腐蝕發(fā)生概率較高處。管道埋澡改變時(shí)，可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的區(qū)域見圖1。目前國(guó)內(nèi)管道輸送天然氣流速基本都小于7m·s-1，且一般為層流，根據(jù)層流理論，積液大都發(fā)生在管道底部［7］。當(dāng)管道上升角大于或等于某一特定值時(shí)，在該處發(fā)生積液的幾率將增加。

若壓力較高，氣體流速較大，在管道埋深、管徑改變和彎頭處容易發(fā)生沖刷腐蝕。該處管道內(nèi)壁受到氣體對(duì)管道的剪切力和沖擊力，曲率半徑越小，管道內(nèi)壁受到的沖擊力越大，沖刷腐蝕也越嚴(yán)重。

圖1 管道埋深改變時(shí)可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的區(qū)域

1.4 輸送工藝對(duì)內(nèi)腐蝕的影響

（1） 溫度 天然氣在輸送過程中一般不易析出液態(tài)水，但當(dāng)溫度低于水露點(diǎn)時(shí)，管壁較容易形成積液，內(nèi)腐蝕發(fā)生的幾率增加；當(dāng)溫度升高時(shí)，若其他條件不變，腐蝕反應(yīng)速率同樣也會(huì)加快。實(shí)際生產(chǎn)中天然氣的輸送溫度一般在1028℃之間，在20℃左右時(shí)，管道鋼對(duì)應(yīng)力腐蝕最為敏感。

（2） 壓力 天然氣輸送壓力越大，越易出現(xiàn)液態(tài)水。同時(shí)，當(dāng)壓力增加時(shí)，H2S分壓增大，在液態(tài)水中的溶解度增大，腐蝕速率加快。

（3） 流速 氣體流速較低時(shí)管道內(nèi)壁較易出現(xiàn)積液，但氣體流速過高，管道內(nèi)壁又會(huì)受到較嚴(yán)重的沖刷腐蝕。流速是影響氣體流態(tài)的重要因素。在不同流態(tài)中，沖擊流對(duì)管道內(nèi)腐蝕的影響最大。若氣體流速過高，則可能產(chǎn)生沖擊流。沖擊流會(huì)使管道內(nèi)壁發(fā)生嚴(yán)重的沖刷腐蝕。

2 內(nèi)腐蝕的分類

內(nèi)腐蝕從腐蝕發(fā)生的形式上主要分為均勻腐蝕、坑蝕、應(yīng)力腐蝕、沖刷腐蝕4類。

（1） 均勻腐蝕 管道內(nèi)壁有積液時(shí)發(fā)生的腐蝕大部分為均勻腐蝕。均勻腐蝕由H2S、CO2等酸性氣體溶于管道內(nèi)壁的水膜中引起。

（2） 坑蝕 管道在氣相和液相中都有可能發(fā)生坑蝕。管壁腐蝕物不均勻、硫化物的沉積、腐蝕產(chǎn)物保護(hù)膜出現(xiàn)結(jié)晶剝裂等都會(huì)引起坑蝕。我國(guó)塔中油田某井1996年5月投產(chǎn)，由于高質(zhì)量濃度H2S，2003年8月氣舉作業(yè)時(shí)發(fā)生管道斷裂落井事故，斷裂處管道穿孔，管壁變薄，腐蝕呈坑蝕狀。

（3） 應(yīng)力腐蝕開裂 在含H2S的濕天然氣中，應(yīng)力腐蝕主要是硫化物應(yīng)力腐蝕開裂。H2S水解后，吸附在管道表面的HS-會(huì)加速陰極析氫，從而導(dǎo)致管材韌性降低，脆性增加，在應(yīng)力遠(yuǎn)低于材料屈服強(qiáng)度的情況下發(fā)生滯后斷裂。我國(guó)塔里木油田在含H2S區(qū)域鉆井時(shí)，多次發(fā)生鉆桿應(yīng)力腐蝕斷裂事故［8］。

（4） 沖刷腐蝕 在氣體流速較高，壓力較大時(shí)，管道受沖刷腐蝕比較嚴(yán)重。由于腐蝕產(chǎn)物被氣流帶走，新的金屬面不斷裸露，加速了腐蝕。沖刷腐蝕多發(fā)生在管道埋深處、管徑改變處和彎頭處。我國(guó)雅哈凝析氣田集輸管道含二氧化碳，由于氣體壓力大，流速高，管道內(nèi)壁發(fā)生沖刷腐蝕較為嚴(yán)重［9］。

3 內(nèi)腐蝕的常用控制措施

3.1 管道內(nèi)涂層

管道內(nèi)涂層可以增加管壁的光潔度，降低摩阻，提高輸送效率，同時(shí)也可起到隔絕管壁和腐蝕介質(zhì)的作用。內(nèi)涂層可分為有機(jī)涂層和無(wú)機(jī)涂層兩類，無(wú)機(jī)涂層又分為耐腐蝕金屬涂層和陶瓷類涂層。相比無(wú)機(jī)涂層，有機(jī)涂層因價(jià)格低廉，涂覆工藝簡(jiǎn)單，涂覆效率高和易實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化等優(yōu)點(diǎn)應(yīng)用更加廣泛。但有機(jī)涂層極易老化剝落，一般使用壽命低于20年。管道內(nèi)涂層是一種降低管道粗糙度的過渡技術(shù)，由于內(nèi)涂層在運(yùn)行過程中的老化脫落，有時(shí)可能導(dǎo)致管道增壓系統(tǒng)或渦輪葉片等設(shè)備損壞，目前已趨于淘汰［10］。

3.2 投放緩蝕劑

緩蝕劑由于使用方便、投資少、收效快，有很廣闊的前景。1949年，美國(guó)首先提出了抗CO2的緩蝕劑技術(shù)［11］。研究認(rèn)為緩蝕劑的作用機(jī)理主要有三類：吸附理論，成膜理論和電化學(xué)理論。目前常用的天然氣管道緩蝕劑多為含氮、氧、硫、磷等原子的極性基團(tuán)和碳、氯原子構(gòu)成的非極性基團(tuán)，以化學(xué)鍵的形式與金屬表面結(jié)合。低毒性咪唑啉類緩蝕劑以其在酸性介質(zhì)環(huán)境中優(yōu)良的緩蝕能力得到廣泛應(yīng)用［12］。緩蝕劑本身是一種危害環(huán)境的物質(zhì)，且對(duì)氣質(zhì)有一定影響，新型綠色高效緩蝕劑方面的相關(guān)研究已取得了一定進(jìn)展［13］。

4 對(duì)內(nèi)腐蝕的直接評(píng)價(jià)

常用的內(nèi)腐蝕控制方法都只能降低內(nèi)腐蝕的速率，并不能真正地避免發(fā)生內(nèi)腐蝕。目前天然氣管道的內(nèi)檢測(cè)成本較高并且只能檢測(cè)已有的腐蝕點(diǎn)，檢測(cè)工具不易進(jìn)入管道內(nèi)部。由于管道走向、管徑及管道內(nèi)部不可預(yù)知的情況，內(nèi)檢測(cè)往往伴隨著相當(dāng)大的風(fēng)險(xiǎn)。目前只有約50%的管道可以在線清管檢測(cè)［14］。對(duì)于不能停輸或風(fēng)險(xiǎn)較大的管道，可采用內(nèi)腐蝕的直接評(píng)價(jià)技術(shù)（DG-ICDA）對(duì)管道進(jìn)行完整性評(píng)價(jià)。

根據(jù)NACE SP0206-2006“干線管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)方法”［15］，DG-ICDA可對(duì)管道內(nèi)部可能出現(xiàn)積液位置的詳細(xì)檢查，并借此推斷管道的完整性。DG-ICDA包括四個(gè)步驟：預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、直接檢查和后評(píng)價(jià)。

4.1 預(yù)評(píng)價(jià)

DG-ICDA是一種基于風(fēng)險(xiǎn)的評(píng)價(jià)方法。在預(yù)評(píng)價(jià)階段，需要收集管道歷史和當(dāng)前的運(yùn)行數(shù)據(jù)、管道的設(shè)計(jì)資料、建設(shè)資料、運(yùn)行維護(hù)記錄、線路圖紙、腐蝕情況調(diào)查報(bào)告、氣質(zhì)分析報(bào)告、以前的完整性評(píng)價(jià)報(bào)告和維修記錄等管道基本資料，進(jìn)行綜合分析和風(fēng)險(xiǎn)量化，以此確定可行性并對(duì)評(píng)價(jià)對(duì)象進(jìn)行分區(qū)。為降低對(duì)管道運(yùn)行的影響，一般只收集所需的最低數(shù)量的數(shù)據(jù)列表。

4.2 間接評(píng)價(jià)

間接評(píng)價(jià)也稱ICDA計(jì)算，目的是在一定的ICDA管段范圍內(nèi)，通過流動(dòng)模擬推斷管道內(nèi)壁可能發(fā)生腐蝕的位置。管道內(nèi)腐蝕的間接評(píng)價(jià)一般分為兩個(gè)步驟：①通過收集的管道運(yùn)行資料，進(jìn)行多相流計(jì)算，得出積液的最大臨界傾角，繪制出高程剖面圖和傾角分布圖；②將計(jì)算結(jié)果與繪制的高程剖面圖和傾角分布圖進(jìn)行對(duì)比分析，得出腐蝕可能發(fā)生的位置。NACE SP0206-2006推薦的臨界角計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式為：

式中：θ——臨界角，°；ρ1——積液密度，kg·m-3；ρg——?dú)怏w密度，kg·m-3；did——管道內(nèi)徑，mm；vg——?dú)怏w表觀速率，m·s-1。

在計(jì)算過程中，需保持液體和氣體的密度單元一致，同時(shí)保持氣體流速、管道內(nèi)徑和重力加速度的單位一致，還要考慮非理想狀態(tài)的壓縮因子z，通過非理想狀態(tài)下的氣體狀態(tài)方程進(jìn)行轉(zhuǎn)換，對(duì)比得到的傾角和通過流動(dòng)模擬得出的液體聚集臨界角，大于聚集臨界角的第一個(gè)傾角為液體首先聚集的位置，即最有可能發(fā)生腐蝕的位置。

4.3 直接檢查

直接檢查即選取一個(gè)大于最大臨界角的管道傾角位置進(jìn)行開挖檢查，驗(yàn)證前兩個(gè)步驟得出的內(nèi)腐蝕可能發(fā)生位置，并對(duì)整個(gè)ICDA區(qū)段的內(nèi)腐蝕情況進(jìn)行評(píng)價(jià)。如果所有管道實(shí)際傾角都不大于計(jì)算得到的最大臨界角，則選管道實(shí)際最大傾角開挖。如果所查位置發(fā)現(xiàn)腐蝕，則選相鄰的最大傾角位置繼續(xù)開挖檢查。當(dāng)相鄰兩個(gè)最大傾角位置都未發(fā)現(xiàn)腐蝕，則檢查結(jié)束。直接檢查時(shí)應(yīng)采用無(wú)損檢測(cè)方法，同時(shí)在發(fā)生腐蝕的高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域安裝監(jiān)測(cè)設(shè)備。

4.4 后評(píng)價(jià)

后評(píng)價(jià)是將發(fā)現(xiàn)的腐蝕位置與通過ICDA預(yù)測(cè)的位置進(jìn)行對(duì)比分析，評(píng)價(jià)ICDA的有效性，并整理記錄，作為再次評(píng)價(jià)的背景資料。若在任意位置都發(fā)現(xiàn)大面積腐蝕，則證明ICDA對(duì)該管段無(wú)效，可依照相關(guān)的檢測(cè)頻率規(guī)定、監(jiān)測(cè)結(jié)果、室內(nèi)流體性質(zhì)測(cè)試和腐蝕速率模型等來(lái)確定再次評(píng)價(jià)的時(shí)間間隔。

4.5 案例分析

在此選取某國(guó)外天然氣管道的ICDA案例，分析其主要過程。

某天然氣管道于1954年投產(chǎn)運(yùn)行，運(yùn)行壓力3.456.7MPa，可假設(shè)輸送介質(zhì)溫度為15.6℃。氣體組分為：水汽質(zhì)量分?jǐn)?shù)3296mg·m-3，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.1%2.25%，H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)0 5.5mg·m-3。在預(yù)評(píng)價(jià)階段，通過對(duì)該管道基本資料分析可得，ICDA可行性評(píng)級(jí)為I級(jí)。管道為雙向輸送，且途中有較多出（入）口，所以對(duì)每個(gè)方向進(jìn)行單獨(dú)分區(qū)。管道由南至北和由北至南分別分為8個(gè)區(qū)域，以里程為坐標(biāo)。在間接評(píng)價(jià)和直接評(píng)價(jià)階段，檢查該管道在每個(gè)分區(qū)內(nèi)的實(shí)際流量并計(jì)算臨界傾角。由表2可知，最大臨界傾角為6°。根據(jù)美國(guó)地質(zhì)勘查局

（USGS）提供的管道剖面圖，對(duì)比各分區(qū)的管道實(shí)際傾角和計(jì)算得到的最大臨界傾角，對(duì)管道實(shí)際傾角大于最大臨界傾角的位置進(jìn)行開挖驗(yàn)證。通過近期對(duì)該管段內(nèi)檢測(cè)得到的數(shù)據(jù)可知，用ICDA進(jìn)行直接評(píng)價(jià)的準(zhǔn)確率最高為87.9%，見表3。

表2 該管道在各分區(qū)內(nèi)的實(shí)際流量和臨界傾角

表3 該管道利用ICDA評(píng)價(jià)的準(zhǔn)確率

5 結(jié)束語(yǔ)

近年來(lái)，天然氣管道的內(nèi)腐蝕越來(lái)越受到重視，相關(guān)的理論研究也取得了一定進(jìn)展。通過投放緩蝕劑等措施能減緩內(nèi)腐蝕的發(fā)生，要更加有效地減小內(nèi)腐蝕的危害，最重要是從氣質(zhì)本身和輸送工藝入手。內(nèi)腐蝕的直接評(píng)價(jià)技術(shù)（DG-ICDA）能較有效地判斷普通輸氣管道的內(nèi)腐蝕情況。國(guó)外對(duì)該技術(shù)的研究較為成熟，且已開展?jié)裉烊粴夤艿赖膬?nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)（WG-ICDA）和液體管道的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)（LP-ICDA）的相關(guān)研究。目前國(guó)內(nèi)在該領(lǐng)域的研究還剛起步。未來(lái)，一方面需要對(duì)管材、氣體質(zhì)量、輸送工藝和新型緩蝕劑等方面作進(jìn)一步研究，另一方面需要進(jìn)一步完善內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)，以最大限度地減小內(nèi)腐蝕對(duì)天然氣管道的危害。

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