范家僖 李敏

1中国石油冀东油田分公司南堡油田作业区

2中国石油冀东油田分公司陆上油田作业区

某含CO2油气田自2007 年开始开发3 800 m 以上深层油气井，由于对油气井产物腐蚀性认识不足，在早期投产的深层油气井及场站管柱、管道、设备设施等设计中未能充分考虑腐蚀影响，导致该批井在投产2～3 年后开始出现腐蚀。经过排查，CO2分压在严重腐蚀界限以上的油气井占总井数的60%以上，其中部分油气井腐蚀尤为严重，已经造成了2 口井的报废和2 口井的油管断裂，严重制约了油气田的有效开发。为了尽快确定腐蚀原因，开展了腐蚀特点分析及对策研究，从而解决生产问题。

1 地面设备设施腐蚀部位及分析

按照管道和站场完整性管理要求[1]，对该油气田多座集气站进行了安全检测，暴露出了大量的安全隐患，主要的腐蚀部位和腐蚀情况表现在三个方面。

1.1 站内管道减薄位置多，弯头减薄严重

对3座接转站检测，共发现站内管道减薄超标缺陷29 处，最大减薄率达30%，绝大部分减薄位置出现在弯头和其后的直管段部位，具体情况见表1。

表1 接转站腐蚀减薄情况Tab.1 Corrosion and thinning status of transfer station

通过对减薄管段数据整理分析，发现油气田较为集中的腐蚀位置（图1），分别为进站出地后第一和第二个直角弯头、三级节流后U型弯头、分离器排污管出口第一个弯头。

图1 接转站腐蚀集中位置Fig.1 Corrosion concentration location of transfer station

由于弯头减薄最为严重，对此进行了重点分析，从弯头的流场分布图（图2）可以看出，沿流动方向的外弧由于流体的惯性作用，流速最大，受到的冲刷腐蚀也最大，从而造成弯头比直管段腐蚀严重[2]。……