长庆油田位于水资源严重匮乏的陕西北部,且油田地层的渗透率比较低。采油二厂是长庆油田的主力产油区,目前已经进入到注水开发阶段,产出液含水率达到70%左右,油水分离后形成了大量采油污水。采油污水含盐高、pH低、细菌含量高,同时硫、铁等腐蚀性离子含量高,使其具有严重的腐蚀性,造成阀门、管线、处理设施等地面系统因腐蚀而穿孔、破漏和损坏,产生巨额的经济损失,影响到整个油田的生产。因此,分析造成油田采出水系统腐蚀的主要因素,有针对性的提出防腐措施对于油田的稳定生产意义重大。华联站是该厂油气水处理的中心站,该站占地面积80多亩,投资7000多万元,在1995年代正式投入运行,随着长庆采油二厂原油生产规模的大幅上升,华联站水处理装置的超负荷运行造成水质处理不达标、地面系统腐蚀严重等问题严重制约着该油区原油生产和注水开发水平。本文采用SY/T5523—2000标准,以华联站为中心,在现场分析了华联站采油污水系统的水质特点,结合动、静态腐蚀分析法、现场大罐挂片法以及灰关联分析方法,分析了华联站回注水系统的腐蚀因素,探讨了无机离子种类、离子交互作用、溶解氧、pH、温度变化对腐蚀速率的影响。结果表明:静态试验中,单位浓度阳离子腐蚀速率的顺序为Na+<Ca2+<Mg2+<Fe2+<Fe3+;单位浓度阴离子腐蚀速率的顺序为SO42-<HCO3-<S2-;模拟水中溶解氧浓度增大,腐蚀速率升高;在考虑溶解氧、pH、温度等条件下,对腐蚀速率影响较大的因素是Fe3+及S2-。测得华联站采出水输送线路各站点均具有很高的腐蚀性,以均匀腐蚀为主,存在局部腐蚀如坑蚀,点蚀等,从华78-2井/华78-7井→华五转→华联站沉降罐出口→华联站喂水泵出口静态腐蚀速率分别为:0.0822、0.0916、0.0964、0.1204、0.1254,均大于0.076mm/a的石油行业标准,并且呈现出逐渐增大的趋势。研究分析表明:影响华联站采出水输送系统腐蚀的主要因素为Fe3+、S2-、pH,通过防腐措施的实施,使平均腐蚀速率由原来的0.1204mm/a降低到0.0616mm/a以下,系统腐蚀得到了有效控制。