海管是海上油气田能源运输的主动脉，随着我国海洋石油天然气的不断开发，海洋油气管道建设发展迅速，保证海底油气管道安全运行的重要性也日益凸显。其中，海管内腐蚀的影响因素众多、机理复杂，属于腐蚀风险管控的重点和难点工作。

本文尝试去解读一篇行业内重要的管线系统内腐蚀管理标准，即NACE SP0106-2018 Control of Internal Corrosion in Steel Pipelines and Piping System，并结合借鉴海管的实际情况，学习分享下管线系统内腐蚀控制“设计、检测、控制方法、评价、记录”闭环管理思路，以期有所收获。

管道设计阶段腐蚀控制考虑的几个关键因素如下：

气体/液体中各成分含量及流速对测量、运行、管道效率都会产生影响，因此设计阶段要考虑到气体/液体的质量，同时将流速控制在腐蚀速率相对最低范围。

复杂几何形状过流部件会造成物流流态、流速的显著改变，可能会聚集或沉积腐蚀产物。因此设计时尽可能避免出现盲法兰、支管或接头构成的盲端情况。

内腐蚀控制会使用到挂片、探针或旁路等其他方式监测，因此管道设计时要考虑到对内腐蚀情况进行有效监测与控制装置的安装位置，如化学药剂添加位置和挂片探针安装位置等。

对于一些可预见的特殊腐蚀问题，采用合适的内涂层，也是设计时防腐思路之一。

为了更好掌握管道内腐蚀程度及腐蚀原因，会通过直接或间接手段对管道腐蚀检测，主要采取以下方法：

对平台上部设施管道系统检修时，可直接观察管道表面腐蚀状态、沉积物分布及其下部腐蚀，也是对海管腐蚀可能机理的一种辅助手段。

合理分布挂片和探针位置，获取相对准确稳定的腐蚀信息，并累积获取管道腐随时间的演变规律。

合理选点，对管道沉积物、输送介质中的水或气体进行代表性取样，并进行组分和腐蚀因子分析，从而了解管道腐蚀环境变化规律。

对管道两端的压力变化来判断是否存在腐蚀产物、结垢、结拉等沉积物。

当确认管线内部存在腐蚀并对原因综合分析判断后，主要采用如下手段控制腐蚀：

合理的清管器可高效清除管内垢、砂、蜡等沉积物及细菌生物膜层等。定期清管时，将清管器和防腐药剂缓解措施结合使用效果更佳，如添加批处理药剂等。

当所输送的气体或液体中存在可导致腐蚀的水时，采用储罐沉降或采用分离器进行脱水；一些因氧气或腐蚀性气体引起的腐蚀，可采用除氧剂除氧或真空脱气。

加注缓蚀剂是控制管道内腐蚀的主要手段，综合考虑腐蚀情况或腐蚀实际原因来慎重优选缓蚀剂，因为涉及到现场药剂配伍性、合理的加注方式（如间歇加注或连续加注）和用量。

常用内涂层有环氧树脂、塑料或金属化合物，这些涂层具有抗输送的气体或液体侵蚀、抗污物/腐蚀性杂质或添加剂侵蚀的能力，而且不会降低所输送的气体或液体的质量。

为了判断控制腐蚀方法的有效性，需要对腐蚀方法进行评价。

通过对管道进行清管清出物的检测，能有效判断清管方法的有效性。

根据挂片探针所反应的腐蚀速率和形貌，判断防腐效果。

定期对气体或液体进行取样分析，间接评价腐蚀方法的有效性，同时对腐蚀环境变化监测。

利用漏磁装置、涡流等电子装置对海管壁厚状态进行检测，同时利用超声波装置或射线探伤定期监测平台管线，也可以综合判断腐蚀控制方法的有效性。

在内腐蚀控制系统的设计、安装、操作、维护和有效性数据分析的过程中，记录相关信息，示例如下：

借鉴上述标准相关内容可知，通过合理管道设计、腐蚀检测、腐蚀控制及评价方法等技术体系，并结合海管工艺特征，搭建合理的海管内腐蚀控制和监测体系，准确掌握内腐蚀状态，确保管道的安全和高效运行。