管线钢为碳含量不超过0.09%的低碳或超低碳合金钢，具有高强度、高韧性和良好的焊接性，主要用于油气生产中。

发展初期，管线钢主要以碳、锰型碳素钢作为首选钢级，且对钢中各化学成分的含量没有明确要求。

直至20世纪60年代，随着石油、天然气等输送量的增加，需增大其管道的管径和压力，低合金高强钢(HLSA)才开始被作为管道材料使用。

70年代，美国石油组织突破了传统管线钢的用材观念，提出以X56、X60和X65等高强钢作为管材。

1985年，欧洲钢管公司研发了X80高强度钢，并规定了该钢种的具体化学成分和含量。由于该钢种的强度、焊接性等性能表现突出，加拿大、美国、德国和俄罗斯等国家纷纷跟进研究，至今国外用X80钢建设的管道长度已超过8000 km。

2000年起，我国开始开发X80钢，并在2005年西部大开发战略中的“西气东输”项目中首次使用该钢种，随后在陕京四线、中俄东线等管道项目中也使用了该钢种，目前我国在役管线中使用X80钢的管线已超过17000 km。

石油、天然气等化石燃料管线的输送区域跨度大，各地区土壤、水质和气候等环境差异巨大，使X80钢在不同区域发生了不同程度的腐蚀，缩短了其服役寿命，也给生态环境和社会经济都带来了负面影响。

因此，针对X80钢腐蚀和防腐措施开展了大量研究。Web of Science数据库和中国知网数据库显示，关于这方面的研究文献以每年22%和36%的速率增长。

X80钢在不同环境中的腐蚀

自1985年欧洲钢管公司研发出X80钢并将其应用到Ruhr Gas/Megal Ⅱ项目中已有35年，期间X80钢的成分和性能得到了不断改进和完善，时至今日，X80钢仍被作为首选的管线钢材料。在服役过程中，X80钢不可避免地发生腐蚀，且环境不同其腐蚀行为也相应变化。

1 在土壤中的腐蚀

石油和天然气输送管线往往需要跨越不同地区，而各地区土壤条件不尽相同，这会导致服役X80管线钢发生不同形式的土壤腐蚀。因此，人们在不同的土壤环境中对X80钢的腐蚀行为开展了研究。

张秋利等发现，随着土壤环境中HCO3-含量的减小，X80钢过度钝化区的阳极峰数量由2个减少为1个，腐蚀速率降低，向含0.5 mol/L HCO3-的腐蚀介质中加入Na2CO3后，腐蚀速率无变化。

谢飞等根据库尔勒土壤的物化性质配制了模拟土壤溶液，采用电化学阻抗技术对不同pH环境中X80钢焊接接头的腐蚀进行研究。他们发现，当pH为10.5时，腐蚀生成的产物膜对焊接接头起到保护作用，降低了腐蚀速率；当pH为6.5时，腐蚀生成的产物膜被破坏，使Cl-可进入腐蚀坑与H+结合生成HCl，腐蚀环境恶化。

张康南等以沈阳草甸土为腐蚀介质，在外加磁场下研究了X80钢的腐蚀行为。结果发现：腐蚀速率随磁场强度的增大而加快；在加入磁场初始阶段，出现腐蚀产物FeO(OH)，加大磁场强度，FeO(OH)增多，磁场强度为20 mT时，腐蚀速率进一步加快。

王敬等根据榆林段土壤配制模拟溶液，通过失重法等手段探究了各种离子含量对X80钢腐蚀行为的影响。结果表明：当Cl-和CO3-含量过高或过低时，腐蚀速率均比较低，当Cl-浓度为3.08 mol/L、CO3-浓度为5.00 mol/L时，腐蚀速率达到最大值；SO42-含量增多会引起硫酸盐还原菌（SRB）的过盛繁殖，腐蚀速率加快；而Ca2+、Mg2+含量增多，会使腐蚀速率先减小后增大，当Ca2+和Mg2+质量分数分别为0.98%和2.5%时，腐蚀速率最小。

LI等根据北京阳坊土壤的物化性质配制了相应的模拟土壤溶液，研究了乳酸发酵短杆菌对X80管线钢的腐蚀。结果表明，该菌能够覆盖整个基体表面，使钢材发生点蚀，基体腐蚀后的产物有FeSO4、Fe2O3和FeO(OH)。

WU等采用电化学阻抗谱、X射线光电子能谱等方法研究了弹性应力和硫酸盐还原菌活性对X80钢在土壤中腐蚀的单独作用和协同作用。结果表明：弹性应力和硫酸盐还原菌活性对钢腐蚀均有促进作用；在微生物介质中，弹性应力不会直接导致腐蚀坑的出现，但会增加腐蚀产物膜的孔隙率，降低其对钢材的保护作用，导致腐蚀加快。

综上所述，虽然关于X80钢在土壤中腐蚀的研究较为充分和全面，但是大多数试验采用的腐蚀介质是根据土壤成分配制的模拟土壤溶液，以实地土壤为腐蚀介质的研究较少。为了更加贴合实际，有必要加强在试验中采用实地土壤进行研究。

2 在海水中的腐蚀

近年，海洋石油得到有效的开发，使得人类可利用的化石燃料得到补充。在海洋中输送海洋石油的管线钢以X80钢为主，因此诸多学者对X80钢在海水中的腐蚀开展了研究。

牛寅竹等分析了X80钢焊接结构各部位在海水中的腐蚀行为。结果表明：热影响区腐蚀最为严重，焊缝中含有的C、Nb等元素导致其组织较母材粗大，晶界数量减小，同时耐蚀元素Ni、Al等含量较多，因此焊缝的腐蚀速率较小；温度升高后，焊缝生成了致密的腐蚀产物并附着于表面，对腐蚀起到了抑制作用。

王子豪等以质量分数为3.5%的NaCl溶液模拟海水，并通过调节温度和压力等参数改变腐蚀介质环境（浅海、深海区域），分析了不同Nb含量时X80钢的腐蚀行为。他们发现，X80钢在深海区域高压环境中的腐蚀速率要远低于在浅海区域低压环境中的腐蚀速率，且Nb元素可以改善钢材组织的均匀程度，提高钢的耐蚀性。

舒韵等在3.5% NaCl模拟海水中加入5% SRB，研究了海水中X80钢表面生物膜特性及其腐蚀行为。结果表明，SRB附着初期，胞外聚合物能够对X80钢腐蚀起到一定的抑制作用，生物膜形成后，SRB呼吸代谢等行为却加剧了钢腐蚀；与无菌试验组数据对比可知，含SRB试验组的腐蚀速率是无菌试验组腐蚀速率的10倍左右。

KHAN等在含盐生杆菌海水中对X80钢的腐蚀行为进行了研究，结果发现：与无菌群海水相比，X80钢在含盐生杆菌海水中的腐蚀电流密度小，耐腐蚀性高。

从前人的研究中发现，不同结构的X80钢在不同深度海水中的腐蚀行为差异很大，在浅海区域X80钢相对更易发生腐蚀，所以应加强对处于浅海区域服役管线的腐蚀防护处理。同时，海水中不同微生物对钢的腐蚀影响有利有弊，为了更好地对X80钢进行防护，应加强有害微生物对其腐蚀机理的研究。

3 在酸雨中的腐蚀

近些年，随着我国工业的迅速发展，由SO2、NO2排放过多导致的酸雨现象频现，这对生态环境和社会经济都造成了不利影响。在服役期间，酸雨侵害会加剧作为石油输送管线主要材料的X80钢的腐蚀程度，但目前关于酸雨对X80管线钢影响的报道不多。

王战辉等研究发现，随着pH的增大和试验时间的延长，X80钢在酸雨中的自腐蚀电流逐渐减小，耐腐蚀性能提高；同时随着腐蚀介质中SO42-、Cl-和NO3-含量的增加，腐蚀速率提高。

王帅星等以经过酸雨作用后的红壤为腐蚀介质，研究了X80钢的腐蚀行为。结果表明：在含水率为15%～37%酸雨红壤中，随着含水率的增加，X80钢的腐蚀状态由局部腐蚀向全面腐蚀发展，当红壤含水率达饱和时（37%），X80钢的腐蚀状态呈溃疡状；含水率为15%时，腐蚀产物有Fe3O4和γ-FeO(OH)，含水率为25%时，腐蚀产物中新增了少量Fe2O3和CaCO3，含水率为37%时，腐蚀产物主要为γ-FeO(OH)。

酸雨会降低土壤pH，增加土壤湿度，且酸雨中含有大量的SO42-、Cl-和NO3-，这些因素均会导致X80钢腐蚀加剧。目前，酸雨现象仍普遍存在，尤其在我国南方地区，所以关于酸雨对X80钢腐蚀影响的研究仍应得到关注。

4 在油田采出水中的腐蚀

作为石油管线的首选钢，X80钢的腐蚀行为同时受到管线外环境和内环境的影响，管线内输送的油田采出水成分不同会导致内腐蚀环境发生变化，因此油田采出水同样对钢材的腐蚀行为有着重要影响。

张骁勇等采用了失重法针对X80钢在油田采出水中的腐蚀行为进行了评估，结果表明：随着采出水中含水率和CO2分压增大，X80钢的腐蚀速率加快，当CO2分压为2.5 MPa时，腐蚀速率达到峰值，而当CO2分压一定时，总压对腐蚀速率的影响不明显。

张萌等研究发现，随着油田混合物矿化度的减小，X80钢的腐蚀速率增大，腐蚀产物膜厚度变薄，当矿化度达到20 g/L时，X80钢的腐蚀速率达到最快。

吕亚林等通过电化学手段在含有铁氧化菌的油田采出水中研究了X80钢的腐蚀行为。结果表明：前期阶段，在有微生物和无微生物的介质中X80钢的腐蚀速率均下降；后期阶段，X80钢在两种介质中的腐蚀速率均开始上升，但在含有微生物的介质中腐蚀速率要远高于无微生物介质中，并且在含有微生物的介质中，铁氧化菌形成的生物膜比较疏松。

LIU等针对CO2饱和油田采出水中SRB生物膜对X80钢腐蚀的影响进行了研究。结果表明：X80钢的腐蚀速率随SRB生物膜培养时间的延长而加快；当存在SRB生物膜时，X80钢腐蚀主要为CO2腐蚀和SRB诱导的微生物腐蚀，当SRB生物膜失活后，X80钢腐蚀主要为CO2腐蚀，SRB不再对X80钢腐蚀产生影响。

油田采出水中CO2分压、含水率、矿化度和微生物等均会对X80钢腐蚀产生不利的影响，但在输送过程中无法对油田采出水进行处理，所以只能从钢管内表面防腐蚀措施方面着手降低油田采出水对X80钢的腐蚀。

5 在其他环境中的腐蚀

X80钢用途广泛，其腐蚀影响因素也较多，除了上述几种腐蚀环境外，在天然气凝析液、雪水等环境中X80钢也会发生腐蚀，以下对X80钢在其他环境中的腐蚀行为进行了总结和分析：

黄珊等以抚顺实地采集的雪水、雨水和土壤作为腐蚀介质，利用动电位极化法等手段探究了X80钢在这3种腐蚀介质中的腐蚀行为。结果表明：在雪水中，X80钢的耐腐蚀性能最好，其次是在雨水中，在土壤中的耐腐蚀性能最差；同时，在同种腐蚀介质中，母材的耐腐蚀性能不及焊缝的耐腐蚀性能。

陈芳等配制了含5.0% NaCl和0.5% HAc的溶液用来模拟天然气凝析液，通过电化学测试和正交试验等手段研究了HAc、Cl-、乙二醇（MEG）等物质的含量和温度对X80钢在天然气凝析液中腐蚀行为的影响。他们发现，HAc对其影响最深，其次是温度，随着温度和HAc含量的上升，X80钢的腐蚀加剧；Cl-含量和MEG含量对X80钢腐蚀的影响较小，但Cl-含量的影响程度要大于MEG含量的影响程度；X80钢腐蚀后的产物为FeCO3和Fe(Ac)2，Fe(Ac)2结构疏松，致密性差，不足以对基体起到保护作用。

相对于土壤、油田采出水等环境，X80钢在雪水、天然气等环境中腐蚀的研究报道较少。鉴于X80钢在天然气输送上发挥着重要作用，应重视其在这些环境中的腐蚀研究。

结语

目前，X80钢在土壤、海洋和油田采出水中的腐蚀行为研究较为全面，在酸雨、雪水和天然气凝析液等环境中的报道较少，同时研究中的腐蚀介质多以配制的模拟溶液为主，没有充分考虑到实地腐蚀介质的复杂条件，用实地腐蚀介质进行研究的案例寥寥无几。因此，一方面，要加强在酸雨、雪水和天然气凝析液等环境中X80钢的腐蚀行为研究；另一方面，在腐蚀介质上要充分考虑实地腐蚀介质的情况。