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随着双河油田的开发,综合含水率不断提升,产出液腐蚀性日趋增强,导致双河联合站集输管线腐蚀穿孔频繁,容器罐壁大面积腐蚀变薄。腐蚀问题已经成为影响双河油田安全生产和经济运行的重大隐患。因此探究双河油田的腐蚀原因、治理集输系统的腐蚀对油田安全经济的运行具有重大经济效益和社会意义。针对双河油田腐蚀严重的问题,本文对双河区产出液及联合站主次流程各个节点水性及变化规律进行分析;利用动态失重法考察了站内和注水环节水质的腐蚀性,并利用XRD/SEM/EDS对腐蚀产物及腐蚀机理进行了分析;研究了脱硫塔曝气除硫气液比对氧化除硫效率的影响,对比了脱硫塔前后SRB和硫形态变化情况;考察了现场杀菌剂AF-7和EW-2的杀菌效果,分析了主流程冲击加药和次流程连续加药效果,并提出了优化方案;以十二烷基伯胺、双氰胺合成一种双胍盐杀菌剂,并考察对双河油田SRB的灭菌性;以油酸、二聚酸分别与二乙烯三胺合成了几类缓蚀剂,并考察其对双河油田腐蚀介质的缓蚀性。实验结果表明:双河油田采出液矿化度低,盐腐蚀性弱,属轻度腐蚀水。联合站大部分节点中硫化物、侵蚀性CO2、溶解氧、SRB均严重超标;双河联合站主次流程平均腐蚀速率在0.151.56mm/a之间,该系统的严重腐蚀是由CO2/H2S协同作用引起,个别节点参杂了溶解氧、S8、SRB等腐蚀因素后,导致该点腐蚀机理发生改变,污水腐蚀性急剧增强;曝气除硫气液比选择为0.5效果最佳,曝气后脱硫塔出口含有较多的S8,SRB较进口减少;双联杀菌剂效果不理想,主流程冲击加药浓度应该提升为240mg/L,加药周期应调整为3天,次流程连续加药浓度为80 mg/L时效果明显;通过正交实验优化杀菌剂合成条件,当反应温度130℃、盐酸与（十二胺+助熔剂）摩尔比1.15:1、双氰胺与（十二胺+助熔剂）摩尔比1.05:1时,反应条件最佳,现场应用后SRB得到深层次清理;通过正交实验优化缓蚀剂合成条件,当二聚酸与二乙烯三胺的摩尔比为1:2.0、中间体与硫脲的摩尔比为1:1.5、中间体与硫脲的反应时间为4h时,反应条件最佳,现场应用后系统多数节点平均腐蚀速率小于0.076mm/a。