油氣管道的CO2腐蝕及防護研究進展

李佳航，王丹，謝飛，王月，陳一鳴，楊海燕

油氣管道的CO2腐蝕及防護研究進展

李佳航1，王丹1，謝飛1，王月1，陳一鳴1，楊海燕2

（1.遼寧石油化工大學 石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001；2.中石油遼河油田油氣集輸公司，遼寧 盤錦 124010）

腐蝕控制是石油天然氣管輸過程中的一個重要問題。CO2是石油天然氣管道中最常見的腐蝕介質，研究CO2腐蝕機制和防護措施具有重要科學意義和經濟價值。綜述了CO2的腐蝕機理，包括化學反應、電化學反應和傳質過程。對現有的腐蝕理論進行了深入討論，發現陰極反應對CO2腐蝕具有重要影響，CO2對陽極過程的影響尚未明確。在腐蝕機理的基礎上，考慮管道實際工況，結合電化學實驗結果闡述了各影響因素對CO2腐蝕行為的影響，并結合CO2腐蝕的影響因素討論了常用管道防護措施的缺陷：陰極保護系統受電位影響較大，應確立新的陰極保護電位，以保證在雜散電流作用下的陰極保護效果；防護涂層容易在雜散電流干擾下發生降解，失去保護性；多數緩蝕劑對環境有害。最后，展望了未來CO2腐蝕和防護的發展方向：為進一步了解CO2腐蝕機理，需要對CO2的電化學腐蝕行為進行系統地實驗測試。研究不同緩蝕劑的協同效應，使用環境友好型綠色緩蝕劑，利用新材料開發智能涂層和新型陰極保護系統，也是未來的研究方向之一。

油氣管道；內腐蝕；CO2腐蝕機理；影響因素；防護技術

腐蝕問題是石油天然氣工業中的常見問題，其中內腐蝕占腐蝕事故的50%以上，是油氣管道最常見的失效形式[1]。在油氣開采的過程中，CO2幾乎總是作為副產物存在，而當管道中有積水存在時，CO2會對管道造成嚴重腐蝕[2]。有研究表明，由于管道中存在CO2而造成的腐蝕速率最高可達20 mm/a[3]。自20世紀70年代以來，國內外學者對CO2腐蝕展開了深入研究[4-7]，近年來對CO2腐蝕的研究有了新的進展[8-10]。

目前，我國的管道多為低碳鋼制成。雖然相比于不銹鋼和合金鋼，低碳鋼的抗腐蝕性能較差，但是由于成本低廉、力學性能良好，因而被廣泛應用[2]。盡管腐蝕是一個不可避免的問題，但是采用適當的防護措施可以降低腐蝕速率，延長管道的使用壽命[11-12]。目前常用的防護措施主要包括：電化學防護、涂層防護和添加緩蝕劑[13]。隨著近年來科技的進步，關于太陽能陰極保護系統、新的涂層材料和新型緩蝕劑的研究逐漸成為腐蝕界的熱門領域[14-15]，這些研究對于合理保護管材、延長管道使用壽命和減少災害事故的發生具有重要意義。

本文歸納了包括化學反應、電化學反應和傳質過程的CO2腐蝕機理，并討論了CO2腐蝕的影響因素及作用機制。分析了腐蝕防護技術的最新進展，針對現行研究的缺陷和不足進行了討論，并對未來的研究方向進行了展望。

1 CO2腐蝕機理

CO2腐蝕，又稱甜腐蝕，是油氣管道發生內腐蝕的重要原因之一。為了更好地理解管道的CO2腐蝕，首先需要確定CO2飽和水溶液中的物質，在其基礎上分析管道內壁的電化學腐蝕過程。前者采用化學反應來闡述，而后者屬于電化學領域。同時，由于管道表面與溶液間存在濃度梯度，離子發生遷移的現象可以通過傳質過程來描述。

1.1 均相化學反應

與CO2溶解相關的化學平衡反應已經得到了廣泛的研究[16-17]。在腐蝕過程中，CO2在水中發生式(1)—(5)的化學反應：

其中，反應(3)是速度控制步驟，CO2的水合反應對腐蝕過程有重要影響[18]。當溶液中離子濃度超過鹽的溶解度時，將沉淀出可能形成保護膜的物質，如式(6)—(7)所示，其中最常見的腐蝕產物是FeCO3。

FeCO3腐蝕產物膜的生長及其保護性主要取決于（但不僅限于）沉淀速率，為了獲得可觀的沉淀水平，必須超過對應條件下FeCO3的過飽和度。在室溫下，沉淀過程非常緩慢，即使在非常高的過飽和度下，通常也只能獲得無保護性的產物膜。相反，在高溫條件下，沉淀過程較快，在低過飽和度下也可以形成具有很強保護作用的產物膜[18]。關于腐蝕產物膜的作用，在下文中進行了詳細地說明。

1.2 陰極反應

眾所周知，CO2是通過增加陰極析氫的反應速率來提高金屬的腐蝕速率[2]。鐵在完全解離強酸中的腐蝕速率受傳質過程影響，即生成H2的速率不能超過H+從本體溶液中轉移到鐵表面的速率。但是在弱酸存在時，特別是在碳酸存在的條件下，陰極反應的確切機理還存在爭議。目前有三種可能的反應機理被提出，分別是：1）直接還原機制；2）水還原機制；3）緩沖作用。

Dewaard和Milliams[19]是最早試圖闡明CO2腐蝕機理的研究人員之一，他們通過定量分析提出了一種CO2腐蝕機制，其中主要的陰極反應是未解離碳酸發生直接還原，如式(8)所示。這種直接還原機制也是過去幾十年CO2腐蝕研究的基礎[19]。

Nesic[20]提出在pH≥5且CO2分壓非常低的情況下，由水直接還原產生氫氣的過程，在較低的電勢下變得很重要，即水還原機制（式(9)）：

近些年來，有學者提出在弱酸條件下CO2腐蝕速率較高，是由于擴散邊界層內H2CO3均勻解離，為還原H+提供了平行反應，如式(10)—(11)所示[21]。

1.3 陽極反應

Bockris等人[25]提出了最公認的鐵在酸性介質中的溶解機理，這也被認為是低碳鋼在CO2腐蝕中的主要陽極反應，即BDD機理（式(12)—(13)）：

但是，最近有研究發現，在CO2環境中，鐵的溶解機理與BDD機理有所不同[20,26]。有學者提出CO2參與了鐵的陽極溶解反應，并在反應過程中與鐵形成了一種配合物[20]。因此，CO2對鐵陽極溶解的作用機理還需進一步研究確認，這也是今后CO2腐蝕的研究重點之一。

1.4 傳質過程

傳質過程通過以下三種機制發生：因流體的（湍流）運動而產生的對流；因物種的濃度梯度產生的分子擴散；離子的電遷移。雖然相比于強酸，低碳鋼的CO2腐蝕對流速變化不敏感（CO2腐蝕的極限電流受水化學反應的控制，而水化學反應主要受溫度和CO2分壓的影響，與流速無關[27]），但是也有研究表明，完全忽略傳質限制將導致腐蝕速率計算結果偏大[28]。

以上對CO2的腐蝕機理的回顧，是理解CO2腐蝕過程、制定防護措施的基礎。深入了解CO2的腐蝕機理，探尋腐蝕過程的反應機制，也是進行CO2腐蝕與防護研究的首要任務。

2 CO2腐蝕的影響因素

影響CO2腐蝕的因素多種多樣，溫度、CO2分壓、pH、流速及腐蝕產物膜等都會影響管道的腐蝕。許多情況下，很難將一種影響因素的效果與另一種影響因素的效果完全分開，沒有一種理想的方式可以呈現總體情況。在下面的討論中，將在上述腐蝕機理的背景下考慮各個因素對CO2腐蝕的影響，對于每個參數，都會考慮最常見的條件范圍，并且在合理的情況下，引入關鍵的次要參數。此外，還分析了各因素對防護措施的影響。

2.1 溫度

溫度加速了腐蝕的所有過程。在沒有產生保護性沉淀時，腐蝕速率隨溫度的增加而增加[29]。當溶液內Fe2+和CO32?的濃度積超過碳酸亞鐵的溶解度時（通常在較高的pH下），腐蝕速率的情況會發生變化：溫度升高會迅速加速沉淀，并形成致密保護層，從而減緩腐蝕速率的增長速度[30]。但也有學者提出腐蝕速率高峰通常在60~80 ℃之間，具體取決于水的化學性質和流動條件[31]。目前，關于溫度對CO2腐蝕速率的影響的理解基本統一：在一定溫度以下，提高溫度會加快反應進程，從而提高腐蝕速率；但超過一定溫度時，由于腐蝕產物的快速沉淀，在金屬表面形成了致密的腐蝕產物膜，會使腐蝕速率快速降低。但需要特別指出的是，溫度的升高將使CO2溶解度降低，從而導致溶液中CO2分壓的降低。此外，溫度升高同樣會降低CO2的腐蝕速率，而這往往會被研究人員忽視。

同時，已有研究表明，大多數緩蝕劑的性能隨溫度的升高而增強。有學者在1 mol/L HCl中觀察到緩蝕效率隨溫度的升高而升高，并且緩蝕劑在60 ℃的1 mol/L H2SO4中也保持了非常好的緩蝕性能[32]。

2.2 CO2分壓

圖1 CO2分壓對裸鋼腐蝕速率的影響[31]

圖2 對管道頂部和底部的腐蝕速率的影響[34]

圖3 不同陰極反應機理的預期腐蝕電流[24]

2.3 pH

較低的pH值會導致較高的腐蝕速率，反之亦然。pH的另一個重要影響與改變形成碳酸亞鐵層的條件有關：較高的pH值會導致碳酸亞鐵的過飽和度增加。如圖4所示，在pH值為6時，碳酸亞鐵的過飽和度很小（SS=7），此時腐蝕速率的變化很小，這表明在pH較低時，形成了相對多孔的無保護層。較高的pH值會導致較高的過飽和度（SS=150），從而有更快的沉淀速度，并形成更多的保護性碳酸亞鐵，反映為腐蝕速率隨時間的快速下降[36]。

圖4 FeCO3過飽和度SS對腐蝕速率的影響[36]

現有的研究結果表明，較高的pH會導致腐蝕速率降低，從而使“pH穩定化”技術成為控制CO2腐蝕的一種方法，但是該技術會導致結垢過多?？刂苝H來提供中性環境，并刺激形成腐蝕保護膜，會增加局部腐蝕的風險。在管道中也很難做到調節pH值，因此管道的防護措施中往往不考慮調節pH的方法。

2.4 流速

當形成保護膜時（通常在具有較高pH值的環境下），流速對腐蝕的影響還不清楚。一方面，來自現場的經驗表明，保護膜在高流速下可能會破裂[38]，而壁面剪應力（WSS）通常被認為是主要的破壞原因[39]；另一方面，研究發現，在湍流條件下的WSS不會影響腐蝕產物層[40]。

同時，湍流下的高流速還會影響到緩蝕劑的效果。在許多情況下，湍流會使緩蝕劑性能略有改善[41]。同時一些現場和實驗室的證據表明，緩蝕劑無法在某些“臨界”流速以上提供保護，此時可以通過增加緩蝕劑濃度來抑制腐蝕[42-43]。但是，有一些在高流速條件下進行的研究表明，緩蝕劑的性能不受高WSS的影響[44]。

迄今為止，關于管道內流動效果對腐蝕產物膜影響的研究還很少，影響機理也不明確。而研究流速的影響對油氣管道的剩余壽命預測和防護工作具有重要意義，這是今后的一個重點方向。

2.5 腐蝕產物膜

從上述討論中可以發現，保護膜往往會改變其他因素對CO2腐蝕行為的影響趨勢，所以在CO2腐蝕機理的研究過程中，關于腐蝕產物膜對腐蝕過程的影響機制一直是熱點研究問題。

如上所述，CO2腐蝕中最常見的腐蝕產物是FeCO3。當FeCO3沉淀在鋼表面時，它可以通過以下方式減緩腐蝕過程：1）阻礙物質擴散；2）阻止鐵與腐蝕介質接觸。FeCO3膜的結構如圖5所示。

圖5 含有FeCO3腐蝕產物膜的鋼試樣橫截面的SEM圖像[30]

有許多因素會影響膜的形成，最重要的是均相化學反應。為了形成產物膜，溶液內Fe2+和CO32?的濃度必須超過對應條件下的飽和度。室溫下的沉淀過程非常緩慢，即使在非常高的過飽和度下，也通常會獲得無保護性的膜。相反，在高溫條件下，即使在低過飽和度下，也可以形成保護膜。實際上，過飽和度無法持久在高溫下長期保持穩定，因為加速沉淀過程將使溶液迅速返回熱力學平衡狀態[27]。

3 防護方法

在石油天然氣行業中，管道的腐蝕破壞隨處可見，腐蝕事故頻頻發生。除了低碳鋼本身耐蝕性較差的原因外，很大程度上還因為人們對腐蝕的危害性估計不足，對腐蝕防護科學的認識不深。常見的管道腐蝕防護技術主要包括：電化學保護技術、表面保護技術和添加緩蝕劑。

3.1 電化學保護

電化學保護（也稱陰極保護，CP）是利用外部電流使管道的電位發生改變，從而防止管道腐蝕的一種方法。管道行業推薦CP電位標準為?850 mV（CSE）[45]，但在實際工程中，管線鋼的實際電勢經常偏離標準值，并且已經有學者發現，雜散電流會影響CP系統的性能[46]。

盡管管道在外加電位時處于宏觀陰極極化狀態，但是雜散電流引起的電位波動會在表面缺陷處造成陽極臨時溶解，從而引發點蝕[47-48]。Liu等人[49]研究了X80鋼在酸性環境中不同電位條件下的電化學和應力腐蝕開裂行為，發現不穩定的陰極極化加速了鋼的腐蝕。Dai等人[50]利用方波極化技術（SWP）對電位波動引發點蝕的機理進行了深入研究，發現當低電位恒定時，凹坑密度隨高電位的增加而線性增加，如圖6所示。當高電位固定時，凹坑密度隨低電位的增加而線性減小，如圖7所示，同時發生均勻腐蝕。

雜散電流的干擾分為交流干擾和直流干擾。在存在交流干擾的情況下，無法保持施加在鋼上的CP電位，無論施加的交流電勢是正向移動還是負向移動，鋼都會遭受腐蝕的加劇[51]。D. Kuang等人[51]研究發現，在交流電流密度為10 A/m2的情況下，所施加的標準CP電位無法使鋼發生陰極極化，并且無法保護其免受交流干擾的腐蝕。當施加?0.925 V（CSE）的CP電位時，增強的陰極極化可以保護鋼在小于50 A/m2的交流電流下不受腐蝕。隨著交流電流密度的增加，CP的保護性越來越差[51]。

而直流電通常會比交流電對管道鋼造成更嚴重的腐蝕。已有研究表明，在60 Hz的交流電（AC）干擾下，鋼的腐蝕約為當量的直流電（DC）引起腐蝕的1%[52]。與交流干擾類似，在直流干擾下，CP電位也未保持在施加值，而是分別在陽極和陰極區域向正和負方向移動。管道同時受到陽極和陰極直流干擾，受保護的鋼也不能完全避免腐蝕。如圖8所示，國際上推薦的標準CP電位在0.1 A/m2的直流電條件下便失去了保護性。當陰極保護電位為?1 V（CSE）時，可保護鋼在直流電流密度高達1 A/m2時免受腐蝕[45]。顯然，在存在直流干擾的情況下，用于防腐的CP效果顯著降低。

圖6 固定下限電勢（?0.93 V(SCE)）下各種上限電勢的腐蝕坑SEM圖[50]

圖7 固定上限電勢（?0.65 V(SCE)）下各種下限電勢的腐蝕坑SEM圖[50]

從上述討論中可以發現，在管道受到雜散電流干擾時，國際推薦陰極保護電位?850 mV（CSE）的保護效果大大降低，因此應當綜合考慮管道土壤環境，采用更低電位的陰極保護措施，但是目前還沒有統一的標準來規定存在雜散電流時的陰極保護電位。

在偏遠地區，電源限制了CP的應用。近年來，利用太陽能作為CP電源的新型CP系統引起了人們的廣泛關注[54]。在光致CP系統中，由光敏材料制成的光電極充當陽極，并在光照下產生光致電子空穴對。有學者通過溶膠-凝膠法和微乳液法制備了雙層CeO2/SrTiO3納米復合光電極[55]，該電極可以分別通過法拉第反應和離子的非法拉第吸附還原內CeO2層，并在光照下充電，其原理如圖9所示。在沒有照明的情況下，光電極可以通過將CeO2層中存儲的電荷（光電子）釋放到鋼中，來保持其抗腐蝕性能。國際上，光致CP系統是一個新興的綠色能源系統，尤其是對新型光敏材料的開發，是今后研究的重點。

圖8 鋼在不同直流電流密度下于土壤溶液中測試48 h后的腐蝕形貌[53]

圖9 雙層CeO2/SrTiO3納米復合光電極的原理示意圖[55]

3.2 表面保護

表面保護是指利用涂層避免管道和腐蝕介質直接接觸，從而使管道得到保護的技術。迄今為止，已經開發了各種表面技術來提高工程材料在使用中的性能穩定性和耐用性[56-59]。

盡管管道涂層已經發展了60年，但是常規涂層還是具有很多缺點，例如在使用過程中，發生由結構或降解引起的損壞，使它們無法保護管道。如上所述，雜散電流不僅會引起鋼管的腐蝕，還會影響涂層性能。目前已經發現雜散電流會對多種涂層性能造成影響。土壤中存在的直流電流會增加水滲入涂層的能力，降低涂層的防護能力[60]，一旦涂層失效，流經涂層缺陷的直流電流會導致陽極區的鋼加速腐蝕，并增強陰極區中去極化劑的還原[61]。Qian等人[60]研究發現，當將涂有FBE涂層的地下管道與直流電源并置時，直流干擾的存在會增加涂層中的水滲透和離子擴散，并造成FBE涂層降解，隨著直流電壓的增加，影響變得更加明顯。圖10為涂層降解的模型。

圖10 用于說明存在直流干擾時FBE涂層降解的概念模型[60]

目前，智能涂層是涂層防護的熱門研究方向。智能涂層是指具有“腐蝕感應”和“自我修復”特性的涂層系統。智能涂層不僅提供了屏障，還提供了緩蝕劑的自釋放性（緩蝕劑已預先加載到涂料中）。但是，如果涂層直接與緩蝕劑混合，則緩蝕劑分子很容易溶解在水溶液中，從而在涂層中產生微孔[62]。有學者提出將緩蝕劑包封在對主體涂層呈惰性的微容器或納米容器中[63]，即預先添加到納米容器中的緩蝕劑可以“感知”腐蝕環境的產生，并且自動釋放響應觸發機制來抑制管道腐蝕。例如，Andreeva等[64]制備了內含緩蝕劑的多層聚電解質納米容器，這些緩蝕劑會隨著溶液pH的變化而釋放，從而迅速降低管道的陽極活性。Feng和Cheng[65]基于BTA抑制劑在制備的SiO2納米顆?；垭娊赓|納米容器中的封裝及其自釋放性，以及可抑制氯化物溶液中管線鋼的腐蝕，從而開發出智能涂層。所開發的一種智能涂層的機理如圖11所示。

但是，雖然目前有多種基于在微容器或納米容器中封裝腐蝕緩蝕劑，并基于適當的觸發機制使緩蝕劑自我釋放的智能涂料已經被開發，但它們都尚未在工業規模上開發，特別是難以用于管道腐蝕。迄今為止，大多數相關研究都是在實驗室中進行，而開發一種技術上可行且具有較低經濟成本的智能涂層技術對保證管道的完整性具有重要意義，未來納米容器的研發將會是一個熱門的研究領域。

3.3 緩蝕劑防護

緩蝕劑是一種可以減緩腐蝕的化學物質或幾種化學物質的混合物。一般認為緩蝕劑的緩蝕機理分為兩種：1）緩蝕劑吸附在管道內壁，阻止腐蝕介質與管壁接觸；2）緩蝕劑與腐蝕介質發生反應，阻止腐蝕的發生。目前，隨著環保意識的提高，緩蝕劑的效果和成本已經不是評價緩蝕劑的唯一指標，緩蝕劑對環境的影響也是一個重要的評價因素。在緩蝕劑的最新進展中，多種緩蝕劑和表面活性劑的協同作用和有機綠色緩蝕劑的研究已經被重點關注[66-69]。

在20世紀80年代就有研究表明，可以將緩蝕劑與其他化合物組合使用，以改善其性能或減少用量[70]。在飽和CO2的鹽水溶液中，咪唑啉（IM）和L-半胱氨酸（CYS）之間的協同作用可以保護低碳鋼免受CO2引起的腐蝕。此外，Tang等[66]證明4-甲基吡啶季銨鹽（PQ）、喹啉季銨鹽（QQ）和硫脲（TU）之間存在協同作用，三種緩蝕劑PQ+QQ+TU（1.5∶1.5∶1）組合表現最佳。Qian等[67]發現，咪唑啉和十二烷基苯磺酸鈉對X52碳鋼在CO2飽和氯化物溶液中的緩蝕作用存在協同效應。

圖11 智能涂層示意圖[65]

緩蝕劑對環境的影響遠大于其他兩種防護方法，環境友好型緩蝕劑已經成為腐蝕防護領域的熱門領域，而不同綠色緩蝕劑結合使用的效果還有待進一步研究。

4 結論與展望

CO2腐蝕是石油天然氣管道中長期存在的問題，對CO2腐蝕機理的研究已經持續了近50年，對現有的研究進行回顧后發現，目前關于CO2腐蝕已經形成了一套完整的腐蝕理論體系，然而具體的反應過程仍然還不是很明確，尤其是腐蝕過程中的電化學反應還沒有一個統一的理論。

在管道防護方面，目前已經開發出了許多防護手段，并取得了良好的防護效果。但是目前各種防護手段都還存在一定的局限性（成本、環境等問題），導致不能大規模使用。基于上述研究現狀，針對保護管道的完整性，未來管道的CO2腐蝕與防護研究應關注以下三個方向：

1）在現有研究的基礎上，深入研究CO2腐蝕過程中的電化學行為，針對不同機制進行大量實驗研究，確定CO2的腐蝕機理。

2）完善現有防護手段，建立新的陰極防護電位和涂層材料選用標準，深入研究不同緩蝕劑（尤其是綠色緩蝕劑）的協同作用，開發新的組合方式。

3）借助新能源、新材料，研發新的防護手段，如智能涂層和太陽能陰極保護系統等。

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Research Progress on CO2Corrosion and Protection of Oil and Gas Pipelines

1,1,1,1,1,2

(1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering, Liaoning Petrochemical University, Fushun 113001, China; 2.Liaohe Oil Field of CNPC, Panjin 124010, China)

Corrosion control is an important issue in the process of oil and gas pipeline transportation. CO2is the most common corrosion medium in oil and gas pipelines. It is of great scientific significance and economic value to study the corrosion mechanism and protective measures of CO2. The corrosion mechanism of CO2is reviewed, including chemical reaction, electrochemical reaction and mass transfer process. The existing corrosion theories are discussed in depth, and it is found that the cathodic reaction has an important effect on CO2corrosion, while the effect of CO2on the anodic process is not clear. On the basis of the corrosion mechanism, in view of the actual working conditions of the pipeline, combined with the electrochemical experimental results, the influence of various factors on the corrosion behavior of CO2is expounded. Combined with the influencing factors of CO2corrosion, the defects of common pipeline protection measures are discussed: the cathodic protection system is greatly affected by potential, so a new cathodic protection potential should be established to ensure the cathodic protection effect under the action of stray current. Coating protection is easy to degrade and lose protection under the interference of stray current. Most corrosion inhibitors are harmful to environment. Finally, the development direction of CO2corrosion and protection in the future is prospected: in order to further understand the corrosion mechanism of CO2, systematic experimental tests on the electrochemical corrosion behavior of CO2are needed. It is also one of the future research directions to study the synergistic effect of different corrosion inhibitors, the use of environment-friendly green corrosion inhibitors, the use of new materials to develop intelligent coatings and new cathodic protection systems.

oil and gas pipelines; internal corrosion; mechanism of CO2corrosion; influence factors; corrosion protection method

2020-08-15；

2021-03-04

LI Jia-hang (1997—), Male, Master, Research focus: prediction of residual life of pipeline.

謝飛（1983—），男，博士，副教授，主要研究方向為油氣管道腐蝕與防護。郵箱：xiefei0413@163.com

Corresponding author：XIE Fei (1983—), Male, Ph. D., Associate professor, Research focus: corrosion and protection of oil and gas pipeline. E-mail: xiefei0413@163.com

李佳航, 王丹, 謝飛, 等.油氣管道的CO2腐蝕及防護研究進展[J]. 表面技術, 2021, 50(4): 172-183.

TG172

A

1001-3660(2021)04-0172-12

10.16490/j.cnki.issn.1001-3660.2021.04.016

2020-08-15；

2021-03-04

遼寧省“興遼英才計劃”資助項目（XLYC1807260）；遼寧省自然科學聯合基金資助項目（2020-HYLH-14）

Fund：Liaoning Province “Plan of Rejuvenating Liao Talents” Project (XLYC1807260), Liaoning Natural Science Joint Foundation (2020-HYLH-14)

李佳航（1997—），男，碩士研究生，主要研究方向為管道剩余壽命預測。

LI Jia-hang, WANG Dan, XIE Fei, et al. Research progress on CO2corrosion and protection of oil and gas pipelines[J]. Surface technology, 2021, 50(4): 172-183.