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靖边油田地处陕北，随着开发进入中后期，采出液组成复杂，近年来集输管道腐蚀破裂、穿孔经常发生，内腐蚀问题已经严重影响该油田的正常生产。因此，需要分析靖边油田地面管线腐蚀机理，研究地面管线腐蚀规律，并以此为基础制定相应的防腐对策。
本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合，通过对靖边油田地面集输管线输油系统和注水系统采出液进行分析，对腐蚀后挂片做扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS），X-射线衍射（XRD）和DSX-500全自动三维成像显微镜对挂片表面腐蚀形貌及腐蚀产物进行分析；通过室内实验，采用失重法研究硫化物、pH、溶解氧、细菌、温度及压力对站内地面管线腐蚀的影响，明确腐蚀影响因素；针对失效注水泵房弯管段等比例建模，利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下管段内流场特性和冲蚀磨损；根据对含硫采出液/油相系统的腐蚀机理的研究、现场腐蚀监测结果和室内试验结果，对缓蚀剂进行筛选，确定了最佳缓蚀剂和投加量。通过以上研究得出以下主要结论：
（1）靖边油田采出液含水率高，pH呈弱碱性，在7.41~8.46；Cl-含量13338~19556mg/L，点蚀发生概率大；硫化物含量在88.47~122.17mg/L；硫酸盐还原菌数量含量介于104~106个/mL区间，严重超标，成垢型阳离子Ca2+和Mg2+的含量较小，存在硫化氢和氯离子腐蚀倾向。
（2）构建现场腐蚀监测系统并进行监测，输油系统平均腐蚀速率0.0154mm/a，以局部腐蚀为主，均匀腐蚀为辅，引起腐蚀主要原因为高硫化物含量和Cl-含量高，腐蚀产物主要为FeS；注水系统腐蚀速率0.0498mm/a，存在严重点蚀行为，引起点蚀的主要因素为含水率、溶解氧、硫化物和SRB含量高，且存在悬浮固体，采出液中存在的大量Cl-会加速管线点蚀穿孔的发生，腐蚀产物膜组成主要为Fe2O3、CaSO4、SiO2以及铁氧化物的水合物。
（3）随着硫化物和溶解氧含量上升，20#钢平均腐蚀速率增大；随pH下降，平均腐蚀速率逐级升高，现场采出液pH在7.41~8.46，对腐蚀有一定影响；随杀菌剂投加量上升，平均腐蚀速率减缓程度微弱，温度和压力随自变量升高，腐蚀速率变化很小。对管线影响较大的因素主要有硫化物、溶解氧和pH，SRB不是造成采出液腐蚀的重要影响因素，温度和压力不是影响腐蚀的主要因素。
（4）通过采集现场数据并利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下弯管段内流场特性和冲蚀磨损，得出流场分布和管线磨损情况；由于摩阻损失，进出口压力相差较大；管段曲率较大处，容易发生空泡腐蚀，考虑提高管道内表面光洁度，增加铸管材料硬度或提高疲劳强度来抑制空泡腐蚀；冲蚀全部发生在弯管迎流侧，油田采出液具有腐蚀性，会在冲蚀下形成的弯管内壁表面保护膜破口处发生电化学反应迅速加剧管道点蚀和穿孔。
（5）对9种缓蚀剂进行电化学法初步筛选，1#、2#、3#、5#、6#的缓蚀效果较好；再进行失重法优选，发现2#、3#两种缓蚀剂抑制平均腐蚀、点蚀性、抗硫性能均良好；缓蚀剂用量研究过程中，两种缓蚀剂加量为80mg/L~100mg/L时均能有效降低腐蚀速率。2#缓蚀剂在0mg/L~80mg/L区间内随投加量增加腐蚀速率明显下降，投加量在80mg/L时腐蚀速率最低；3#缓蚀剂加量在0mg/L~60mg/L时腐蚀速率变化基本不大，增加至80mg/L时腐蚀速率突然变得很低，可作为现场使用缓蚀剂；因此，建议现场选用2#或3#缓蚀剂，投加量为80mg/L~100mg/L。
本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合，通过对靖边油田地面集输管线输油系统和注水系统采出液进行分析，对腐蚀后挂片做扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS），X-射线衍射（XRD）和DSX-500全自动三维成像显微镜对挂片表面腐蚀形貌及腐蚀产物进行分析；通过室内实验，采用失重法研究硫化物、pH、溶解氧、细菌、温度及压力对站内地面管线腐蚀的影响，明确腐蚀影响因素；针对失效注水泵房弯管段等比例建模，利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下管段内流场特性和冲蚀磨损；根据对含硫采出液/油相系统的腐蚀机理的研究、现场腐蚀监测结果和室内试验结果，对缓蚀剂进行筛选，确定了最佳缓蚀剂和投加量。通过以上研究得出以下主要结论：
（1）靖边油田采出液含水率高，pH呈弱碱性，在7.41~8.46；Cl-含量13338~19556mg/L，点蚀发生概率大；硫化物含量在88.47~122.17mg/L；硫酸盐还原菌数量含量介于104~106个/mL区间，严重超标，成垢型阳离子Ca2+和Mg2+的含量较小，存在硫化氢和氯离子腐蚀倾向。
（2）构建现场腐蚀监测系统并进行监测，输油系统平均腐蚀速率0.0154mm/a，以局部腐蚀为主，均匀腐蚀为辅，引起腐蚀主要原因为高硫化物含量和Cl-含量高，腐蚀产物主要为FeS；注水系统腐蚀速率0.0498mm/a，存在严重点蚀行为，引起点蚀的主要因素为含水率、溶解氧、硫化物和SRB含量高，且存在悬浮固体，采出液中存在的大量Cl-会加速管线点蚀穿孔的发生，腐蚀产物膜组成主要为Fe2O3、CaSO4、SiO2以及铁氧化物的水合物。
（3）随着硫化物和溶解氧含量上升，20#钢平均腐蚀速率增大；随pH下降，平均腐蚀速率逐级升高，现场采出液pH在7.41~8.46，对腐蚀有一定影响；随杀菌剂投加量上升，平均腐蚀速率减缓程度微弱，温度和压力随自变量升高，腐蚀速率变化很小。对管线影响较大的因素主要有硫化物、溶解氧和pH，SRB不是造成采出液腐蚀的重要影响因素，温度和压力不是影响腐蚀的主要因素。
（4）通过采集现场数据并利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下弯管段内流场特性和冲蚀磨损，得出流场分布和管线磨损情况；由于摩阻损失，进出口压力相差较大；管段曲率较大处，容易发生空泡腐蚀，考虑提高管道内表面光洁度，增加铸管材料硬度或提高疲劳强度来抑制空泡腐蚀；冲蚀全部发生在弯管迎流侧，油田采出液具有腐蚀性，会在冲蚀下形成的弯管内壁表面保护膜破口处发生电化学反应迅速加剧管道点蚀和穿孔。
（5）对9种缓蚀剂进行电化学法初步筛选，1#、2#、3#、5#、6#的缓蚀效果较好；再进行失重法优选，发现2#、3#两种缓蚀剂抑制平均腐蚀、点蚀性、抗硫性能均良好；缓蚀剂用量研究过程中，两种缓蚀剂加量为80mg/L~100mg/L时均能有效降低腐蚀速率。2#缓蚀剂在0mg/L~80mg/L区间内随投加量增加腐蚀速率明显下降，投加量在80mg/L时腐蚀速率最低；3#缓蚀剂加量在0mg/L~60mg/L时腐蚀速率变化基本不大，增加至80mg/L时腐蚀速率突然变得很低，可作为现场使用缓蚀剂；因此，建议现场选用2#或3#缓蚀剂，投加量为80mg/L~100mg/L。