油气集输新技术、新工艺、新设备
油田油气集输与处理工艺
油田油气集输与处理工艺摘要：随着近几年油气集输系统通过对老油田地面工艺流程的不断调整和完善，以及集输新工艺、新技术、新设备的应用，对油田开发生产的可靠性和油田的开发效益起到了十分重要的作用，系统优化管理明显，系统单耗逐年下降，油田联合站作为油田原油集输和处理的中枢，存在设备管网日趋老化，设计工况和现实不匹配，载荷过低现象普遍存在，安全隐患显现等问题突出。
关键词：油气集输；管控体系；节能1油气集输管控体系油气集输管控体系是指利用先进的油气地面工艺技术建立的一体化集约高效油气集输管控系统，把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其它产品集中起来，经过必要的处理、初加工，将合格的石油和天然气分别输送到外部用户的工艺全过程。
主要包括气液分离、油水分离、油气计量、原油脱水、采出水处理、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺，以管理创新为平台，技术革新为手段，进一步优化油气集输工艺，提高油气水处理运行效率，提升站场管理工作水平，确保油气集输系统安全、高效、平稳。
2油田油气集输与处理工艺体系架构2.1功能定位为充分发挥油气集输管控体系对油公司体制机制建设的支撑作用，经过深入研究，广泛论证，确定了油气集输管控体系三级架构，实现三级联动、上下贯通、层层穿透。
油田分公司级主要抓好整体系统优化和调整、采油厂级抓好实施管控、油气集输管控中心主要抓好能效优化和运行。
2.2管控体系建立的原则油气集输管控体系的建立应遵守以下原则：1)简化油气水处理工艺流程原则。
采出水处理就地分离、就地处理，原油就近进入联合站，联合站就近接入油田输油主干线，减少输送里程。
2)最佳经济运行原则。
关停部分低负荷联合站、接转站，提升在用荷联合站、接转站负荷率，减少原油在油气集输系统中的停留时间，减少热损耗和温降。
3)降低地面站库风险原则。
合理优化管网输送能力和实际输送匹配，消除部分管网输送能力过剩、外输距离过长、管径过大等问题，减少管网里程和地面站库，降低地面站库安全生产风险。
油气集输设计规范宣贯(1-5)
2020/7/21
2.结构更加合理
《油气集输设计规范》在结构的编排上坚持了集中 与分开相结合的原则，充分考虑了原油、天然气两大 系统的专业特点，将两大专业系统的共性部分集中编 排，专业性较强的部分分开编排。《油气集输设计规 范》结构示意见图1。
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3.技术水平更加先进
在国家标准《油气集输设计规范》编制过程中，规 范编制工作组对10个油气田进行了调研，向全国35个 相关单位征求了意见，总结了多年的油气集输工程设 计经验，吸收了近年来各油气田油气集输工程技术开 发成果和生产管理经验，适应油气田开发生产发展、 油气集输技术水平提高的需要，使规范在科学性、先 进性方面达到了高水平。
还调整完善了“油气集输”、“稠油”、“气油 比”、“脱水原油”、“分井计量站”、“交接计量 站”、“接转站”、“集中处理站”、“注采合一管 道”等术语的内容，使之更加符合油田生产实际的情 况。
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在单管环状掺水流程设计、分井计量站管辖油井数、 拉油的采油井场储油罐的设置、滩海陆采平台污油污 水罐的设置、稠油输送泵的选型、输油泵进出口汇管 的流速、接转站事故油罐的设置、油田原油储罐的设 置场所、油井汽车拉油的简易装油设施、汽车卸油罐 的安装方式、原油脱水工艺方式、原油沉降脱水器总 液量的确定、油田内部集输油管道液体流速、低产油 井的产量计量误差和计量周期、站内生产用气和生活 用气的计量、机械采油井排电力负荷等级的划分等方 面，紧密结合生产实际情况做了规定，能够更好地满 足油田开发建设的实际需要。
HAZOP分析管理规定
H A Z O P分析管理规定 This manuscript was revised by the office on December 10, 2020.中国石油天然气集团公司危险与可操作性分析工作管理规定第一章总则第一条为了规范危险与可操作性分析（以下简称HAZOP分析）工作，加强工艺安全管理，提高本质安全水平，特制定本规定。
第二条 HAZOP分析方法可应用于油气集输、油气处理、炼化生产、油气储运等具有流程性工艺特征的新、改、扩建项目和在役装置的工艺危害分析。
第三条 HAZOP分析工作应以企业自主开展为主，内部技术机构支持为辅，鼓励全员参与。
第四条本规定适用于集团公司所属企业。
第二章机构与职责第五条安全环保部负责HAZOP分析工作规章制度的制定及实施情况的监督、检查，并负责组织建立HAZOP分析人才队伍。
第六条规划计划部负责审批新、改、扩建项目初步设计概算中的HAZOP分析经费。
第七条人事部负责将HAZOP培训工作纳入公司培训计划。
第八条专业分公司负责HAZOP分析方法应用的具体组织和指导工作。
第九条企业项目管理部门负责新、改、扩建项目的HAZOP分析工作，生产技术部门负责在役装置的HAZOP分析工作，安全环保部门负责监督、检查。
第十条集团公司安全环保技术研究院等内部技术机构对HAZOP 分析工作提供技术支持和服务。
第三章实施要求第十一条企业应制定年度HAZOP分析工作计划，落实资金，专款专用。
第十二条新、改、扩建项目在设计阶段必须进行HAZOP分析，HAZOP分析结果应作为编制安全环保专篇的参考。
对于初步设计阶段未进行HAZOP分析工作的项目，不得进行初步设计审查。
第十三条新、改、扩建项目的HAZOP分析应安排在初步设计完成后、初步设计审查会之前进行；详细设计发生较大变化时，应进行补充HAZOP分析。
第十四条在役装置的HAZOP分析原则上每5年进行一次。
装置发生与工艺有关的较大事故后应及时开展HAZOP分析。
提升节能降耗水平—油气集输工艺技术的应用
提升节能降耗水平—油气集输工艺技术的应用随着油气资源的不断开发和利用，节能降耗已经成为油气集输工艺技术发展的重要方向。
油气集输工艺技术的应用可以有效提升节能降耗水平，提高能源利用效率，节约资源，保护环境。
油气集输工艺技术的应用可以提升油气集输系统的能源利用效率。
油气集输系统包括油气井，管道网络，调压站和分输站等设施。
在这些设施中应用先进的工艺技术，可以有效减少能源的消耗。
在油气井的生产过程中，通过采用倾斜井、水平井等技术，可以提高油气井的开采效率，进一步提高能源的利用效率。
在管道网络的设计和施工中，应用先进的模拟和优化软件可以减少管道的阻力，提高输送能力，从而降低油气的泄漏和损耗。
在调压站和分输站的运行过程中，应用先进的自动化控制系统可以减少能源的浪费，实现能源的精细调控，提高能源的利用效率。
油气集输工艺技术的应用可以降低油气集输系统的环境影响。
油气集输系统的运行过程中会产生大量的废气和废水，对环境造成严重的污染。
通过应用先进的污染防治技术，可以减少废气和废水的排放，降低对环境的影响。
在油气井的生产过程中，通过应用先进的废气处理设备，可以将产生的废气经过净化处理后排放，从而减少污染物的排放和对大气的污染。
在管道网络的设计和施工中，应用先进的防腐保温技术可以降低管道的腐蚀速度，减少对土壤和水源的污染。
在调压站和分输站的运行过程中，应用先进的噪声和振动控制技术可以降低噪音和振动对周围环境的影响。
油气集输工艺技术的应用可以提高油气集输系统的安全性和可靠性。
油气集输系统涉及到大量的油气储存和运输设备，如果发生安全事故，不仅会造成人员伤亡和财产损失，还会对自然环境造成严重的污染。
通过应用先进的安全监测和控制技术，可以提高油气集输系统的安全性和可靠性，减少事故的发生概率。
在油气井的生产过程中，应用先进的井口监测系统可以实时监测井口的压力和温度等参数，及时发现异常情况并进行处理。
在管道网络的设计和施工中，应用先进的泄漏监测和预警系统可以及时发现管道泄漏的危险，并采取相应的措施防止事故的发生。
油气田地面建设工程设备安装及集输管道施工技术
油气田地面建设工程设备安装及集输管道施工技术一、引言油气田地面建设工程设备安装及集输管道施工技术是石油工程领域的重要部分，它涉及到油气田地面工程设备的安装、调试和运行，以及集输管道的设计、施工和运行等一系列工作。
在油气田开发中，良好的设备安装和管道施工技术是保障油气田生产安全、高效、稳定运行的重要保障，因此对于油气田开发工作的顺利进行具有重要的意义。
二、油气田地面建设工程设备安装技术1. 设备安装前的准备工作在进行油气田地面工程设备安装前，首先需要进行充分的准备工作。
这包括对安装场地的清理、平整、合理布局等工作，以及对设备进行检查、拆运、提升等工作。
还需要进行相关施工方案、安全措施、质量管控等方面的规划，以确保设备安装工作的顺利进行。
2. 设备安装过程中的关键技术在设备安装的过程中，存在着一些关键的技术问题需要注意。
首先是设备的吊装和安装，应该根据设备的特点和要求，选择合适的吊装设备和方法进行，保证设备的安全、稳定吊装。
其次是设备间的连接和调试，这需要进行精准的测量和调整工作，确保设备的连接牢固、运行正常。
最后是设备的检查和试运行，这一步是整个安装过程的收尾工作，需要认真对设备进行检查和调试，发现问题及时处理，确保设备的正常运行。
3. 设备安装后的运行管理设备安装后，还需要进行相应的运行管理工作。
这包括设备的保养、维护和检修等工作，以延长设备的使用寿命和确保设备的正常运行。
还需要建立完善的设备管理制度和安全生产制度，加强对设备运行情况的监控和管理。
三、集输管道施工技术1. 设计与布局在进行集输管道施工前，需要进行管道的设计与布局工作。
这包括确定管道的走向、管径、管材等参数，设计配套设施和管线布局图等。
合理的管道设计与布局方案，是保障管道施工顺利进行和保证管道运行安全、高效的基础。
2. 施工工艺在管道施工的过程中，需要采用合理的施工工艺。
这包括管道的开挖、敷设、焊接、防腐、起重等一系列施工工艺。
在进行这些施工工艺时，需要注意保护环境、保障施工安全、确保施工质量等一系列问题，保证管道施工的良好进行。
精选油气集输工艺简介
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联合站
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进站阀组
2024/3/30
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换热器
稳定拔出的气 稳定塔 体，经过冷却 、分离。最后 的干气与分离 器出口气体同 时外输。
分离器 缓冲罐
外输罐
进站阀组
电脱水器
脱水泵
外输泵
冷却分出的轻油到轻油罐，通过轻油泵
加热炉
加热炉
可以进行外销。
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4、油田产品
三脱：
透光孔
配水头 配水管
混凝除油罐
集水管 集水头
人孔2024/3/30
通气管 蒸汽管 集油槽 出油管 出水管
中心管 反应筒 进水管
进水管喇叭口
压力式过滤罐
排气排油管
人孔
石英砂滤层 卵石垫层
配水支管 配水总管
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滤后出水管
放空水管
反冲排水管 原水进水管
反冲洗进水管
➢演讲完毕，谢谢观看！
1、原油中所含水的分类
➢一类是游离水，在常温下用简单的沉降法短时间内就能 从原油中分离出来；
➢另一类是乳化水，需要采用特殊的工艺（化学破乳、电 脱水）才能从原油中脱除。
➢乳化水与原油混合在一起形成原油乳状液（两种或两种 以上互不相溶或微溶的液体，其中一种以极小的液滴分散 于另一种液体中，这种分散物系称为乳状液）。稳定乳状 液的形成条件是充分搅拌及乳化剂的存在。
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3、凝液回收方法
轻油回收的方法
吸附法 油吸收法 冷凝分离法（应用广泛）
➢冷凝分离法是利用天然气中轻、重组分冷凝温度不同的 特点，在逐步降温的过程中将组分由重到轻依次分离出来。
油气集输系统节能相关问题探析
行改造、 完善从而提高效率。 （） ４脱水设备 参考 文献 ： 脱水设备是联合站必不可少的设备 ，主要有 ｊ １ 】 梁勇， 彭清华． 联合站节能降耗集输 沉降设备（ 沉降罐） 和电脱水器等。一方面是从脱水 ［ 杨守国， 工艺闭． 油气田地面工程 ，０６ １ ２０ ， ． ０ 设备的基本理论计算公式 出发，找 出影响效率的 【 李健． ２ 】 浅谈如何搞好联合站节能降耗们． 科协 环节 ，进而加以改造 ；另一方面是从物理、化学 论坛（ 下半月） ２０ ， ． ，０ ９ １ Ｏ 的角度，从改善油品的性质人手提高脱水设备的 姓 名：张鹏超 ，性别 ：男 学历：大学本科 出 生年 月：１７ 午 １ 月１ 日 籍贯 ：河南内乡 职 ９６ ２ ５ 脱水效果。 称 ：工 程师 研究方 向：油田油气处理 工作单 ４ “ ． 三环节”方法在联合站节能应用思考 近 年来 ，过程能 量综合技术备受 关注。过 位 ：河北省唐海县冀东油田北田公司
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油气集输系统节能相关 问题探析
张鹏超 河北省唐海县冀东油田北田公司
程能量综合是用系统工程的理论对过程工业的用 能过程进行综合、优化和分析的方法，它是过程 工业技术中发展比较快的领域之一 ， 是过程系统 的 一 个主要组成部分。它不仅在工艺装置的设计 阶段起作用 ，而 且还可以用于工艺装置的改进阶
目程 技 术
方面，包括化工、炼油、造纸、冶金 、轻工、建 材等工业领域已经得到了广泛的应用 ，并且取得 了良好的节能降耗效果。 “ 三环节”能量结构模 ｏ ｗ）Ｌ 摘 要 ： 节能降耗对石油企业来说是降低成 转化为水包油型（ ／ ￣ 化液，流动阻力骤然下 型是过程能量综合技术（ｒｃｓ ｎｅｒｔ ｎ，Ｐ ） Ｐ ｏｅｓ Ｉｔｇ ａｉ ｏ Ｉ 本 ，提 高经 济 效益 的重要 途 径 。 本文 在 分析 油 气 降；另一方面随着产液含水的不断增加，产液温 应用较广泛的一种模型。 集输 系统 节能 降耗研 究状 况的 基础 上 ，重 点探 讨 度不断升高 ，接近甚至超过原油凝点 ，因此不用 转 换和传输环节是 通过加热炉 、锅炉 、电 ７设 备 节 能技 术 与 改造技 术 ，最后 还 对于 在联 合 附加措施就可以对原油进行自然不加热输送。 动机 、 气轮机、蒸汽轮机等设备把外界供给的 燃 （ 提高用能设备的效率 三） 站 节能工作 中引 入 “ 三环 节” 方法进 行 思考 。 次能源或 二次能源通过转换或传输 ，以一定的 在原 油集 输处理 系统 中 ，加热炉运行 效率 形 式、数量 、品位的能量提供 给体系和工艺物 关键词 ：油气集输 联合站 节能 设备节能 改造 直接影响燃料消耗量和系统的效率。国内加热炉 流 。该环节的评价指标是能量转换效率。能量利 的效率一般较低 ，平均为７ ％左右 ， 国外平均 用环节是过程能量综 合的核心部分。在这个环节 ０ 而 水平高达８ ％。提高加热炉效率的措施主要有控 中 ，能量推动着各个单元过程进行运作 ，在工艺 ７ １ 、引言 制过量空气系数、降低排烟温度采减少排烟热损 装置 中完成 由原料到产品的转化。用能量利用效 油 气粜输 系统是油 田地面工程 的核心 ，它 失，加强炉体保温措施以减少散热损失等。 率来反映利用环节的能量利用水平。该环节总用 要也括汕 分离 、油气计量、原油加热、原油 在降低油水 泵电耗方面 ，提 高泵效率是 关 能的合理性是影响整个工艺总用能的主要因素。 脱水、原油稳定等＿ 艺。各工 艺 『相互影响 、 ［ 之Ｒ 】 ５ 相 剖约、＿互关联，是一个复杂的生产工艺系 键，目前大部分泵效比较低 ，为６ ％左右 ，与国 回收环节是 回收产品携带的热量，主要由换热过 ｆ ｕ 外先进水平相差较 多。国内外在降低电能消耗上 程构成。用能量回收敬率反映系统的能量利用水 统。 系统 身消耗 ｒ火量的能源 ，是油气生产 ｔｑ ＝ 皂 ｌ ｛ 要｝ 能环节之一 ，它通过消耗一定的能量 采取了以下措施 ：用高效泵代替低效泵 ，在泵上 平。该环节中物流在各个不同温位上的能量利用 ０ 使用变频调速 器，用天然 气发动机 代替电机驱动 和匹配的合理性决定着回收利用水平的高低 ，每 （ 热能和电能） 将汕气产液处理成合格的油气产品。 龟 增加 一 份回收循环能 ，便可以减少一份供入能。 油气策输系统具有系统庞大、分散 、热损耗大和 泵工作，节约了 能。 ３ 设备节能技术与改造 、 所以，回收环节对 １工艺装置的节能有很大的影 二 ４ 易管理等诸多特点，制约了系统节能工作的开 集输 系统工艺流程复杂，有多种设备组合而 响 。能量 利用环节是 “ 三环 节”方法 的核心 环 展，随荇油阳进入高含水的开发后期，油气处理 的难度和成本鄙急剧增加… 。为此首先需要对现有 成 。设备主要包括 ：热力设备、动 力设备、分离 节，在过程能量综合中起主要作用 ，而能量转换 能量系 集输系统 的整体用能状况进行评价 ， 出系统中 设备 、沉降设备、存储设备、管线等。就现阶段 环节和能量回收环节在功能和特性上和 “ 找 用能的小合理环节和部位 ，为工 艺或设备改造提 来看研究较 多的主要是热力设备、动力设备、分 统”大致相同，侄此作为过程系统的子系统 ，只 离设备的效率 。 起辅助作用。 “二 环节”模型的重要性在于其将 供｝ 术依据。 之 （） １热力设备 大 型的、复杂的用能系统分解成三个子系统，分 ２ 油气集输系统节能降耗研究状况 联合站的热力设备主要是加热炉 ，加热炉是 解后的子系统的变景数 目减少，易于优化 ，所以 汕田歼发后期 ，油气集输 系统耗能大的主 三环节”模 型是适用于复 杂过 程系统的严格 要原 是 油综合含水牢高、原油脱水加热以及 集输系统的主要供能设备。对加热炉的研究一般 “ 三环节” 要耗能 设备效牢低等。近些年 ，国内外的一些 是应用热 力学第一定律从能量平衡的角度分析、 的、定量的能量结构数学模型。运用 “ 找 先进的集输系统采用 ｒｌ 一 系列的新技术 、新设备 计算 ， 出其中的影响效率的关键环节，对其进 方法对现有的工艺装置 ，或扩产改造后的工艺装 行改造和完善。一般集中在提高燃烧效率 、提高 置进行能量综合分析 ，能够清楚地展示工艺装置 和新丁艺 ，取得了显著的效爿 。 ｛ ＝ 传热效率 、烟气余热 回收、减少炉壁散热损失和 的用能情况 ，找出用能的薄 弱环节，给出节能降 （・ ） 常温游离水颅脱除技术 动化控制等五个环节。现有的文献大都从 耗的主要方 向。油气集输联合站是典 型的过程处 ①加『乳 剂 ，即把 定量的破 乳剂加入高 采用 自 跛 非常适合用”三环节”模型加以分析。因 加热炉） 理工业 ， 水的采出液【 ，ｎ 加热的情况下脱除大部分 这几个方面详细探讨了提高现有热力设备（ ｝ ： １ 此 ，利用先进的能量 系统综合、优化技术， 尤其是 游离水。现场采用的破乳剂丰要 由表面活性剂组 热效率的方法和途径。 利用 “ 三环节”方法改造传统联合站处理工艺 ， （动 力 ２ ） 设备 成 ，能快速的使采 ｛液进行油水分离 ，使水中的 ｝ Ｉ 联合站的动力设备主要是泵，对泵效率的研 既是提高经济效益和环境质量 ，又是降低其单位 乳化原汕破乳，同时能传水 的悬浮物凝结 ，并 １ Ｉ 吸附原油使之 子，从而起到净水的作用。② 磁 究集中在两个方面 ：一方面是应用泵的理论计算 能耗的有效途径。 ５ ．结语 公式计算、设计出新型的泵 ，另一方面是对现有 处理技术 ，其应用原理的学术观点很多， 目前无 油气集输系统是油田生产的一个重要环节 ， 成熟理论 。通过埘水溶液 、原油 、原油 乳化液 设备加以改造从而提高其效率。 它足将分散的油井产出液进行计量 、汇集，然后 进行的磁处理的 前后对比试验表 明，经过磁处理 （ 分离设备 ３ ） 后 ．盯以改变原油乳 液的流变性和脱水性能 ， ｆ 联合站的分离设备主要是 分离器（ 气分离 处 理 成 质量 合 格的 原 油 、天 然 气产 品 ，经储 存 、 油 使破乳剂的活性提高，有利于原油脱水工艺。 器、三相分离器） ，有关分离器效率的研究文献比 计量后增压输送到用户的生产全过程。本文主要 （） 高效的汕气策输流程 较 多，一方面是采用新的原理设计 出新型的分离 分析了油气集输 系统节能相关问题 ，以期实现联 ① 厄泉无罐 流程。此种流程从井 Ｉ到联合 器 ， Ｚ Ｉ 在国外较多；另一方面是对原有的分离器进 合站 节能 工作 。
《油气集输设计规范》修订的重要意义及任务
《 油气集输设计规范》修订的重要意义及任务
娄 玉华 大 庆油田 设 计院
摘要：现行 国家标准 《 油气集输设计规范 （ Ｇ Ｂ ５ ０ ３ ５ ０ －２ ０ ０ ５ ）》是 ２ ０ ０ ５ 年９ 月１日开始 实施
（ １ ）适应油气 田开发生产发展的需要。随着 国 提高 ，使油气集输工程建设更加优化 ，有力地保障 家发展 战略对能源 的需求 ，保障石油供给成为石油 了油气 田生产能力 的提升 ，为我国陆上石油天然气 石化企业的重要责任 ，各油气 田积极应用新技术 ， 工业的发展提供了重要 的技术支持 ，为大庆油 田原 推动油气 开发生产发展 ，实现持续稳产 和快速上
油４ ０ ０ ０ 万吨持续稳产 ，为长庆油 田油气当量 ５ ０ ０ ０ 产 。因此 ，三次采油油 田、稠油油 田、 低产低渗透 万 吨快速上产 ，为西部油气 田和西南地 区天然气产 油 田、气 田、 煤层气新能源等企业都在快速扩大开 量快速增长 ，实现西气东输 、川气东送提供 了重要 发生产规模 。其 中，大庆油 田实现原油 ４ ０ ０ ０ 万吨 保障 ，为使油气生产供应满足 国家经济高速发展的 持续稳产 ，三次采油年产油量 已经达到 １ ３ ０ ０ 万吨
快 ，于 ２ ０ ０ ２ 年开 始 编制 的 《 油气 集 输设 计规 范 理工艺技术得到 了相应发展 ，对配套专业技术也提 （ Ｇ Ｂ ５ ０ ３ ５ ０ － － － ２ ０ ０ ５ ）》 目前 已难适 应油气 田建设 设 出了关联性要求。 计快速发展的要求 ，需要在现有基础上进一步修订
新工艺 、新技术 、新设备 、新材料 、 新参数 、新方 究 试验 和推 广应 用 ，有 了新 的发 展 。随着 三次 采油 法得到推广应用 。油气集输工艺技术水平在不断提 开发技术的扩大应用 ，聚合物驱 、三元复合驱 、二 高 ，工艺更加优化 ，流程更加简化 ，参数更加合 元复合驱油气集输处理技术相应创新发展 ，经过试 理 ，指 标更 加先 进 。 因此 ，规范 的修 订应 与 工艺技 验 和推 广 逐步走 向成熟 ，本 次规 范编 制应 进一 步修 术发展相适应 ，使规范 内容得到补充和完善 ，能够 订原有 内容 ，补充新的内容 。电脱水技术只在条件
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第一部分油气混输技术一、多相流输送工艺在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。
由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。
据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。
发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。
到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。
据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。
进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。
锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。
管材为X52，立管区管材X56。
海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。
海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。
海管于92年5~10月施工，年底投产。
平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。
平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。
处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。
平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。
其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。
管线的内腐蚀余量为1.27mm，外涂层厚度为6mm，管材为X-65。
海底管道最大设计入口压力为9Mpa，入口温度为40℃。
天然气管流经三甘醇脱水装置脱水之后，含水量仅为0.067g/Nm3。
海管于95年施工，99年4月投产。
设计平均输量为1.29×106Nm3/d，投产初期每年为上海市提供40万米3/天。
其中气管线铺设完成试压中，发现管线泄漏问题，后采用智能清管器探寻到了泄漏点。
2000年下半年输油管线又出现了断裂，铺设副管解决。
以上情况表明长距离混输管技术已得到了巨大发展。
但是目前的长距离混输管均应用于海上油气输送，迄今尚无陆地长距离混输管的报导，陆地的混输管均为从井口到集输站的短程管网。
可以预测，随着油气混输工艺技术的发展成熟，亦将对陆地油气田特别是沙漠油气田的开发产生巨大的推进作用，将极大地简化工艺流程，减少工程量，降低造价，更有利于边际油气田地开发。
表1 国内外典型中长距离多相混输管线概况1、混输压降计算方法研究自本世纪30～60年代，在石油工业多相流技术领域，国际上针对牛顿液，非牛顿液和气体组成的多相流在管中的流动规律。
压降预测方法及其相应的持液率和流动型态预测方法等进行了研究，并取得了大量的成果，如贝克方法、杜克勒方法、洛克哈特一马蒂内里方法、法鲁齐一理查森方法、汉廷顿方法等。
这些方法大都是以接近常压的小口径管道试验架试验为基础得出的。
因此，一般只适于小口径矿场管线，而不适于对大口径管道的压降预测（有的误差高达100％）。
自70年代以来，随着北海油田与沙漠油田的开发，法国、挪威、荷兰、英国、美国为了获取较好的经济效益，竞相开展了对大口径中长距离管道的多相流研究，并形成了一个研究高潮。
法国埃尔夫、道达尔公司和石油研究院在法国布桑建立了一套近似实物大小的多相流试验装置，有两个管段：一个长120m，直径为6in，可在±10度范围内调斜度；另一个长为25m，可在0～90度范围内调节斜度，有3in和6in两根管。
自1981年以来他们的综合试验以多相流理论作基础，得出了一批高水平的研究成果，应用于法国、印尼等管线上，效果较理想。
英国国家工程试验室（NEL）1991年耗资500万美元新建一个石油及多相流试验室，有大中小三套环道。
可以进行油水两相和油气水多相流试验。
1993年建成并己投入试验。
英国的流体力学研究协会建立了直径为200mm、400mm，长均为400m的油气混输试验装置。
挪威建立了直径为200mm，长为1000m可倾斜5度的水平管道；直径为200mm 高为50m的垂直管道试验装置。
美国的塔尔萨大学、加拿大的阿尔伯特大学、意大利的比萨大学等都建有多相流试验环道。
目前多相流运动规律的研究已从50年代的由室内试验结果得出经验半经验公式，发展到从多相流机理人手，通过较大规模的试验，建立相应的水动力学模型，用数值方法求解。
已有多种混输流型判别与压降计算模型，但还没有适用范围广且精确度高的计算方法，尤其没有能适用我国国内大量存在的易凝高粘原油的混输压降计算方法。
由于不能准确地进行工艺计算，给混输管路设计、运行带来了困难，降低了它的经济性、可靠性，使其应用受到了限制，也阻碍了远距离自控技术的应用，甚至不得不付出较高的代价放弃对该项技术的使用。
虽然多相流动流型复杂，影响因素众多，取得进一步成果难度较大，但是近年来各石油大国还都投入了大量人力、资金研究混输技术。
2、国内外多相流模拟软件综述①PIPEPHASEPIPEPHASE是由Simulation Science Inc.开发的一个稳态多相流模拟软件。
该软件中包括传热的精确计算。
物性模块采用参数可适当调整的SRK状态方程计算，是用北海油田流体的PVT实验数据调整状态方程中的参数，在软件中用PVTGEN选项完成这项工作。
该软件中对压降、持液率和流型的计算由用户选择不同的关系式计算。
② TACITETACITE是由INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE（IFP），TOTAL和ELF AQUITAINE 合作开发的一个瞬态油气多相流模拟软件。
其中的物理模型得到IMFT（Institute de Mecanique des Fluides de Toulouse的协助，数值计算方法得到Ecole Normale Superieure de Lyon的协助），IFP负责集成一体，ELF AQUITAINE和TOTAL负责检验。
对软件的检验分稳态和瞬态两种情况。
稳态检验使用Boussens测试回路的实验数据，与实验结果比较表明：压降的误差在±10%以内，倾斜管误差较大，略高于±10%。
持液率的预测误差对水平管在±10%以内，对正倾角误差略大于±10%，负倾角误差较大，特别是在持液率小于0.4的区域，相对误差远大于±10%，对垂直管和大倾角管，得到的结果相似。
与TULSA大学的TUFFP实验台的实验数据比较，压降的误差也在±10%以内，持液率在小于0.4的区域，偏差很大。
用BHRG的实验管线数据检验也得到同样的结论。
瞬态检验选取TULSA大学的TUFFP研究结果。
对各种流量改变的瞬态过程的模拟与实验基本一致，但是没有与其他瞬态过程比较，如管线通球、启动、停运、地形起伏不稳定流动等，特别是没有与实际工业管线的实测值比较，可以说这个检验是不完善的。
③ OLGAOLGA是由SINTEF（Scientific and Industrial Research at the Norwegian Institute of Technology）和IFE（The Institute for Energy Technology）在几个欧洲石油公司的支持下进行开发的，它的最早版本完成于1984年，后来几经改进。
这里介绍的是OLGA的1991版，它是以一维修正双流体模型为基础的瞬态两相流程序，可用于多分支管网。
OLGA预测的稳态结果与稳态模拟软件PIPEPHASE的预测结果基本一致，从与PIPEPHASE的比较还可看出持液率的预测分散较大，分离器气体流量和液体流量预测也较大。
不同参数对PVT数据的敏感程度不一，平台压力和井口温度对PVT数据不敏感，井口压力和平台温度对PVT敏感。
瞬态模型对确定管线操作程序和设计指标是有指导意义的。
文献[9]给出了一条实际管线在封闭后冷却，封闭管线后又接着泄放等瞬态工况下，可使用OLGA预测的结果，以检验是否会出现水合物。
利用AGIP油田的两条运行管线的实测数据对软件的计算结果作了预测。
一条是陆地管线，输送流体是轻油，密度700~750kg/m3，粘度为1~3mPa•s；另一条是海底管线，输送流体是重油，密度900~950kg/m3，粘度为50~1500mPa•s。
对陆地管线做的是瞬态模拟包括启动和停运两种工况，对海底管线做的是稳态模拟。
结果表明：OLGA对压力分布的预测与实测值是一致的，但温度的预测值偏高。
对高粘度原油，由于粘度与温度和压力的依赖较强，预测的压降与实测值偏差也较大，原因在于OLGA中的传热模型过于简单，这一部分仍待改进。
这个简化的传热模型对稳态计算是可以接受的，但对瞬态计算是不够的。
总的来说，OLGA给出的压降预测与实测符合很好，已成功用于多条油气混输管线的设计、生产管理，是当前较好的模拟软件之一。
二、段塞及液塞捕集器1、段塞流模型在油气混输管路中，段塞流是一种常见流型，在许多操作条件（正常操作、启动、停输、输量变化等）下，都会出现。
井口立管严重冲击流的出现，会直接影响海洋平台的安全生产。
长距离混输管路的清管操作可能产生严重的段塞流，如没有合理的处理措施亦会影响正常生产。
段塞流是气体和液体的交替流动，充满整个管路横截面积的液塞（亦称液弹）被气团分开，气团下面沿管道底部流动的是分层液膜，液塞体内的小气泡主要集中在液塞前沿而且在管道顶部，简单的段塞流流型如图1所示。
图1 段塞流物理模型塞捕集器液塞捕集器是设置于油气混输管线出口油气初级分离设备。
（1）捕集器的作用与分类①液塞捕集器的作用它主要用于接纳来自混输管路上游的液塞或最大液塞。
它有以下两方面的作用：a. 捕集液塞，有效分离液体，确保下游设备正常工作；b. 在最大液塞到达时，可作为带压液体的临时储存器，平衡来流与出流，连续向下游供气。
②液塞捕集器的分类液塞捕集器基本上可以分为两类：a. 容器式：对于泡沫常成为气液分离主要问题的原油／伴生气混合流体，往往采用容器式液塞捕集器。
由于海上平台空间有限，往往采用容器式液塞捕集器。
b. 管式：在处理凝析气混输中，虽然气体比较干净而且产生的液量也较少，但清管时往往产生很大的液塞。