某油田集输介质为油气水混输,具有“高H2S、高Cl-、中CO2”的腐蚀特点,对管道安全生产运行造成了极大的威胁。采用失重法、电化学等研究方法,针对油田三区至五号联集输管线所处腐蚀环境及运行工况开展腐蚀机理研究,并在此基础上提出有效的防腐方案。通过现场调研,管输介质内含有H2S、CO2和Cl-,根据腐蚀规律认识集输管道会发生H2S-CO2-Cl-共存条件下的电化学腐蚀,管道腐蚀穿孔造成泄漏的风险极高。以三区至五号联集输管线工况条件及腐蚀环境进行动态釜模拟并采用电化学研究法和灰色关联分析法,研究不同温度、H2S分压、CO2分压、Cl-浓度及p H值对腐蚀行为所产生的影响,并利用扫描电子显微镜及能谱分析的方式对腐蚀产物微观形貌及组分构成进行分析。研究表明温度会提升各物质反应活性从而加剧腐蚀的发生,三区至五号联集输管线工况温度70℃不利于致密腐蚀产物膜的生成,铁的硫化物在此温度下结构疏松,保护作用弱,腐蚀情况较严重。H2S作为催化剂,H+夺取电子导致Fe S的生成,由于管道的高温高压环境,部分H2S又会与腐蚀产物中某些硫铁化合物再度结合,物质间反应活性加剧,生成不同类型的铁的硫化物,使腐蚀产物种类、结构更加复杂,不易形成致密的具有保护作用的钝化膜。CO2溶解在水中时形成HCO3-,电离出H+的还原过程,生成Fe CO3腐蚀产物。Cl-吸附在金属表面将产物与基体隔离从而加剧了点蚀情况的发生,但同时氯离子含量较高时附着于基体表面的氯离子会替代H2S与HS-,形成阴离子壁垒抑制腐蚀反应,目前管输介质氯离子含量为70255mg/L处于敏感多发区内,未受到自身吸附壁垒作用所以腐蚀风险较大。溶液中p H值的降低使得H+的浓度上升,增加腐蚀敏感性,腐蚀产物中Fe S腐蚀产物增多并且在较高温度的工况环境下对基体的保护性变差。在明确了腐蚀机理的基础上,依据相关标准规范,采用失重法、电化学方法、扫描电子显微镜、能谱分析和3D显微镜成像的方法,一方面对缓蚀剂型号与加注浓度开展筛选评价,另一方面以抗硫管材为研究对象进行适用性分析。研究表明XBHS-01型缓蚀剂在90mg/L浓度条件下缓蚀效果最佳,加注后在役管材腐蚀速率降至轻度腐蚀程度;316L管材与13Cr金属耐高温与抗硫能力强且强度与可焊性满足现场工况需求,腐蚀速率为轻度腐蚀程度满足现场防腐要求。通过适用性与经济性评价提出了具有针对性的三种防腐对策方案,最终确定将三区至五号联集输管道腐蚀失效风险较大的0-8km管段替换为13Cr金属材质作为最终防腐方案。