油气集输系统指的是油井采出液从井口经单井管线进入计量间，再经计量支、干线进入汇管，最后进入油气集中联合处理站，处理后的原油进入原油外输管道，长距离外输。根据油品性质和集输工艺要求，有些原油还要经中转站加热、加压，再进入汇管。该系统中的油田建设设施主要包括原油集输管线，加热炉，伴热水或掺水管线，阀门、泵以及小型原油储罐等。其中以油气集输管线和加热炉的腐蚀对油田正常生产的影响最大。
（1）集输管线的外腐蚀 集输站外埋地管线，沿线土壤的腐蚀性及管线防腐保温结构的施工质量差、老化破损等导致管线外腐蚀。例如，辽河油田沈-抚输油管线全长64.77km，管泾为D377mm×7mm，管材为16Mn螺旋烛缝钢管，全线采用聚氨酯泡沫外加黄夹克防腐保温。自1987年投产10年间，累计漏油21次，管线腐蚀十分严重。尤其是首站至中间站部分，已有16km管段更换了防腐保温材料，大修过程中发现腐蚀点350多处，其中250处进行了补焊。高一联至兴一转输油管线全长32km，管径为D377mm×7mm，管线材质为日本产T/5-52K（相当于国产16Mn钢）螺旋焊缝钢管，全线采用聚氨酯泡沫加黄夹克防腐保温。自1990年投入运行以来，个别地段腐蚀较严重，且主要是外腐蚀，特别是在1998年连续发生4次漏油事故，不但影响了原油生产，而且造成了严重的环境污染。华北油田荆一联至晋县加热泵站地下输油管线全长约40km，D159mm×5mm管径，采用“黄夹克-泡沫塑料-黄夹克”结构进行防腐保温，管线沿途穿越农田、水渠、果树林、村庄等。1984年至1997年间已发生多次腐蚀穿孔事故。特别是1995年以后，腐蚀穿孔现象更加频繁，严重影响了管线的安全运行。
管线外腐蚀的原因如下。
①土壤腐蚀性。由于土壤含盐、含水、孔隙度、pH值等因素引起土壤腐蚀性的不同，是造成管道外壁腐蚀的重要原因之一。一般采用土壤电阻率、土壤电流密度、土壤腐蚀速率来评价土壤腐蚀性（见石油天然气行业标准SY/T0087标准），也有采用土壤理化性能的综合分析法进行评价。
②土壤的宏电池腐蚀。因土壤性质的差异（透气性、含盐量、pH值等）形成的土壤宏腐蚀电池。例如：管线穿过不同性质土壤的交界处形成的宏腐蚀电池，新旧埋地管线连接处形成的宏腐蚀电池。对处于土壤湿度不同的管线，其管线的电位差可达0.3V左右。对处于土壤透气性不同的管线，可形成较大的电位差，其宏腐蚀电池两极间的距离可达几公里。
③保温层破损。在管线保温层破损处，泡沫夹克层进水，水白泡沫内向侧延伸一定距离（距离的大小由地下水位的变化情况及泡沫的闭孔率决定），进入保温层的水很难自行排除掉。由于季节的变化和下雨等天气变化，引起地下水不断变化，使得泡沫层内的含水也在不断变化，从而管线经常处于半干半湿的状态。此时管线发生氧浓差电池腐蚀危险增加，这种腐蚀主要发生在管道的中下部，一般为局部坑蚀，对管线的威胁较大。另外，有的聚氨酯泡沫保温层中加入了阻燃剂β氯乙基膦酸酯（简称TCEP），泡沫内进水后，TCEP会水解，生成含CI-的酸性腐蚀环境，CI-体积小，穿透力强，可加剧阳极去极化作用，使腐蚀速度加快。
④防腐层质量较差，阴极保护不足。当防腐层因施工质量或老化等因素出现防腐层质量较差时，常常会影响到队极保护的效果（即使阴极保护半径减少，耗电量增加），而使管道达不到完全保护。如果阴极保护系统不能正常运行，那么埋地管线就更不能得到有效的保护。如沈-抚输油管线经测试其聚氨酯泡沫-聚乙烯防腐蚀保温层管道的绝缘电阻在4448～11214Ω•㎡之间，与这种管线应达到的绝缘等级标准相差甚远，说明此防腐保温层整体质量很差。由于该段阴极保护站停运，仅靠牺牲阳极起保护与排流双重作用是远远不够的，因此在阴极保护不足的部位腐蚀仍有发生。
⑤杂散电流干扰腐蚀。由电气化铁路、两相一地输电线路、直流电焊机等引起的杂散电流腐蚀对埋地管线的影响是较大的。如东北抚顺地区受直流干扰的管道总长约50余公里，占该输油管理局的管道2%；20余年来，直流干扰腐蚀穿孔次数约占局辖管道腐蚀穿孔总次数的60%以上。在该地区流进、流出管道处杂散电流高达500A，新敷设的管道半年内就出现腐蚀穿孔的事故已发生多起。
⑥硫酸盐还原菌对腐蚀的促进作用。土壤中SO42-的存在为硫酸盐还原菌的生长提供了条件，60℃左右的输油温度也适合SRB的生存。从埋地管线现场土壤的一些采样点腐蚀产物分析结果中表明FeS含量高达76%。
⑦温度影响。温度对腐蚀速度有很大影响，一般来讲，温度每升高20℃，腐蚀速度加快一倍。从油田生产实际情况来看，埋地高温单井管线、稠油管线及伴热管线的腐蚀发生率就高于集油管线，而集油管线的腐蚀率就高于常温输送管线。
（2）集输管线的内腐蚀 典型的油气集输管线内腐蚀如中原油田，1992年单井管线穿孔1889次，平均2.4次/（km•a）。其中，在集输支线中，已有66条穿孔，因腐蚀累计更换9.63km，占总长度的5.7%；集输干线中，已有45条发生穿孔，因腐蚀累计更换55.7km，占总长度的22.2%。
集输管线的内腐蚀与原油含水率、含砂、产出水的性质、工艺流程、流速、温度等有密切关系。存在着以下腐蚀类型：
①集输管线的管底部腐蚀。剖开管子后发现管子底部存在着连续或间断的深浅不一的腐蚀坑。这些蚀坑上面，有的覆盖有腐蚀产物及垢，有的呈现金属基体光亮颜色，腐蚀形态为坑蚀或沟槽状。这种腐蚀与管道内输送介质含水率有关，在含水低于60%时，油与水能形成稳定的油包水型乳状液，即使伴生气中含CO2，因为管线接触的是油相，腐蚀很轻微；另外，含水低时产出液中一般不含SRB，细菌腐蚀的可能性极少。含水率大于60%，出现游离水，此时管线内液体为“油包水+游离水”或“油包水+水包油”的乳状液。当含水继续升高时，游离水的量可形成“水垫”，托起油包水乳状液。此时管线底部为水，中部为油包水，上部为伴生气。管线的底部直接接触水，如果水中含有CO2、SRB或O2，底部的腐蚀必然严重得多。吉林油田在管线不同部位挂片证实，底部腐蚀速度为中上部的2～70倍。
②输量不够的管线腐蚀。在管线设计规格过大、输液量小、含水高、输送距离远的情况下。管线多发生腐蚀穿孔、使用周期缩短的问题。含水超过70%，流速低于0.2～0.3m/s时腐蚀更为严重。此时管线内的环境适合于SRB生长时，SRB可造成管线底部点蚀穿孔。某采油厂一条集输管线，其规格为D273mm×7mm螺旋焊缝钢管，日输液约350m3，含水80%，因液量少，流速只为0.1m/s左右，下游温度只有38℃，正好适合于SRB生长。经测试，管线底部污水中SRB含量达到4.5×106个/mL，腐蚀产物中含有大量硫化物，腐蚀一般呈蜂窝状或坑蚀。该管线使用3年后发生穿孔。
③油井出砂量大的区块的管线腐蚀。油井出砂量大的区块腐蚀非常明显，在流速底的情况下，砂在重力情况下沉积于管线的底部。随着油气压力时大时小、时快时慢的脉动，采出液不停地冲刷管线的底部，形成冲刷腐蚀，从而加剧了管线的腐蚀穿孔。
④渗水工艺的集输管线腐蚀。集输过程中掺入清水后，由溶解氧引起的腐蚀非常严重，一般情况下，集输管线污水中不含有溶解氧。在流程不密闭或因管线液量不够以及油井需掺水降粘时掺入含氧清水后，可能含有少量溶解氧。即使含有微量氧，腐蚀也是很严重的，氧腐蚀呈不均匀腐蚀。某采油厂一集输管线，1985年投产后到1989年运行一直正常，后来因管线上游液量不够，在1988年掺入了含氧4～5mg/L的清水，在掺水一年半后发生穿孔，更换后的新管线穿孔周期更短，只有5个月。后采取掺入处理好不含氧的水以及使用内防腐蚀管线后，腐蚀才得到控制。
⑤含CO2产出水的腐蚀。在油田采出水中常含有CO2，其腐蚀严重的程度与CO2分压、水中HCO3-的含量、O2、温度等有关。CO2分压升高pH值降低，CO2腐蚀速率随CO2分压增加而增加，随温度升高而降低，当产出水量含有HCO3-时CO2的存在将影响保护性碳酸盐膜的形成，同时O2的存在将加速CO2腐蚀的速率，污水中CI-的存在，使得碳钢容易发生点蚀穿孔。钢材受CO2腐蚀而生成的腐蚀产物都是可溶的，CO2腐蚀形态多呈沟槽状或台面状。
⑥管线材质的影响。管线的材质对腐蚀的影响也很大，螺旋焊缝钢管一般比无缝钢管腐蚀严重，其原因是有的螺旋焊缝钢管含有超标的非金属杂物，如MnS等。
⑦未进行合理保护的影响。若管线内防腐蚀层材质、质量不好或根本未进行内涂敷的管线比合理采取内防腐层的管线腐蚀要严重得多。
⑧流速的影响。腐蚀穿孔多发生在管线中下游，这是因为中下游层流趋势更明显。流速较慢时，细菌腐蚀和结垢或沉积物下的腐蚀就更加突出，加快了腐蚀速度。
（3）加热炉的腐蚀 在原油集输系统中，加热炉的腐蚀也是一个学容忽视的问题。大多数加热炉以原油作为燃料，燃烧后绝大部分燃烧物以气态形式通过烟囱排出炉外，只有少部分灰垢残留在炉内。引起加热炉腐蚀的原因有以下三方面。
①当原油中含有硫化物时，燃烧后会生成SO3或SO2，氧化硫与烟气中的水蒸气作用生成酸蒸气，然后凝结的水作用生成液态硫酸或亚硫酸，亚硫酸或硫酸均是强腐蚀剂。
②水蒸气的露点一般在35～65℃之间，酸蒸气的露点比水蒸气的高，通常在100℃以上。对高硫分、低灰分的燃料有超过180℃的可能。原油加热炉的空气预热器一般为管式空气预热器，金属管壁温度为酸露点腐蚀至关重要。当金属管壁的温度低于酸露点时，在壁面上会形成较多的稀硫酸、亚硫酸盐溶液，这些溶液大量吸附烟灰并发生反应形成大量致密坚硬的积灰，加速了金属管壁的腐蚀。
③原油燃烧后留下的不可燃部分主要是钠、钾、钡、镁等金属的固体盐，还有碳素在燃烧不完全的情况下来的微粒以及燃料油中的不能蒸发汽化的那部分重质烃类加热后发生分解留下的残碳。后者其形状近似球形，直径大致为10～200μm左右。这些积灰堵塞烟道严重恶化传热性能，并加重管壁腐蚀。
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