近年来,石油管道的腐蚀问题越来越成为石油行业发展的重要影响因素。锦州20-2油气井投产不到10年发生严重的油管腐蚀问题,将失效的油管腐蚀样品送检,发现管内腐蚀产物为FeCO₃,由此确定油管腐蚀是由CO₂引起的。该气井产出的CO₂溶于水生成碳酸,发生电化学反应使油管厚度变薄、穿孔甚至断裂,存在严重的安全隐患。由于油气井的油管腐蚀程度难以把握,更准确的预测油管腐蚀行为对于延长油管的使用寿命显得尤为重要。管道内壁的腐蚀成因非常复杂,其主要原因在于管道内部各种流体的复杂变化,因此认识流体的活动特点是深入研究腐蚀原理的基本条件。本文采用FLUENT软件建立气液两相流动的物理模型,根据现场数据对油管出现的几种流型进行数值计算,分析流体在井筒内部的运动状态。模拟结果表明:改变液相质量流量,即设置不同的含液率,油管内部流型也会相应变化。当含液率设置为0.05%、0.09%、0.11%及0.16%时,井筒内部分别呈现气泡流、环状流、弹状流及段塞流。通过观察相分布云图,可以很直观的解释气液两相流流型变化规律。检测现场油管的腐蚀破坏程度,发现井口的破坏程度比井底严重。为深入分析电化学腐蚀得出的油管腐蚀结论与现场实际腐蚀状况不一致的原因,采用OLGA软件对管道腐蚀速率进行模拟求解。模拟结果表明:针对JZ20-2气田的腐蚀状况,井口位置的腐蚀程度最大,其根本原因在于管道内流型的改变。油气田在开发过程中,油管内部流型会发生相互转变,这是造成油管腐蚀最主要的原因。对管道产生腐蚀破坏最大的是段塞流,年平均腐蚀速率最高达0.21mm;其次为环状流,年平均腐蚀速率为0.18mm。除此之外,油管遭受腐蚀破坏的原因还与液相流速和壁面剪切力有关。针对JZ20-2气井油管腐蚀现状,电化学腐蚀与现场实际腐蚀得出的结论不一致的原因,围绕多相流动对油管腐蚀作用机理制定合理的防腐措施。通过在井底安装气液旋流分离器,减少含水率以控制流型,以此减少腐蚀;或者改变入口质量流量控制管内流型,以此达到控制壁面腐蚀的目的。这些方法对管道腐蚀都产生很好的防护作用,对于保障气井正常运行具有重要意义。