油气管道技术趋势研究报告(上报).doc

油气管道技术现状及发展趋势研究课题承担单位：计量技术研究所课题起止时间：2012年6月至2012年11月课题名称：油气管道技术现状及趋势研究报告分类：验收材料工作时间：2012.062012.11研究单位：计量技术研究所编写人：左洪芳项目参加人员：李挺立 刘在文 左洪芳 李 松 王育才 朱宁宁 张明杰刘 鹏目 录验收材料之一工作报告1验收材料之二调研报告5附件：部分油气管道技术资料汇编课题验收材料之一油气管道技术现状及发展趋势研究工作报告课题承担单位：计量技术研究所课题起止时间：2012年6月至2012年11月1 项目实施的背景及目的建处以来，油气输送工艺技术、油气管道运行管理技术、油气管道抢维修技术、油气管道信息化技术、管道安全预警与泄漏检测技术得到了显著的应用和发展。随着国、内外油气管道新技术不断发展，科技水平不断提高，以及我处外创市场业务的不断扩大，有必要针对国内外油气管道技术发展现状及未来技术发展趋势进行调研，了解国内外未来几年油气管道技术发展方向以及现阶段储运技术的热点、难点问题，找出适合我处油气管道输送的新技术、新工艺，为我处今后科技工作的规划部署做好铺垫，为处领导的科学决策及我处外部市场的开拓提供较为前沿的信息资源，更好地为我处的发展提供强有力的保障。2 项目实施的要求对目前国内、外成熟的、应用效果较好的前沿油气管道技术及其现状、发展方向等进行综合调研，研究和掌握各种技术的原理、利用的方法、优缺点及实际应用中存在的问题，将研究成果与我处现有油气管道技术进行对比、分析，总结出适合我处内外部市场发展的油气管道技术，编写完成油气管道技术状及发展趋势调研报告。3 项目主要工作内容（1）对我处现有的油气管道技术应用现状进行调研整理。（2）根据我处油气管道技术应用现状，有针对性的对油气输送工艺技术、油气管道运行管理技术、油气管道抢维修技术、油气管道信息化管理技术、管道安全预警与泄漏检测技术等油气管道技术，目前国内、外成熟的、应用效果较好的新工艺、新技术的现状、发展方向等进行综合调研、分析、筛选并汇总整理。（3）把我处现有的油气管道技术应用情况与调研的相关业务领域的行业新技术、新工艺进行对比分析，提出意见和建议。（4）编写完成油气管道技术现状及发展趋势调研报告表1 主要工作内容时间任务要求工作内容备注2012.0607对我处油气管道技术现场应用情况进行整理，分析总结各种技术在现场应用的优缺点通过查找相关资料和现场调研，对我处历年来油气管道技术应用情况进行了解，并对各技术应用情况进行分析汇总2012.0810开展国内外油气管道技术应用现状及发展趋势调研，分析总结各种管道技术的原理、方法、特点、应用情况及发展前景（1）立足我处内外部生产实际，充分讨论，制定有针对性的油气管道技术调研方案（2）根据调研方案的具体内容，利用网络、咨询、查找专业书籍等各种手段分类搜集国内外油气管道技术现状及发展趋势，并进行分析整理。（3）对收集分析的技术资料进行汇总、完善、编目。2012.1010对比、分析各种油气管道技术，提出意见和建议 从原油管道技术、成品油管道技术、天然气管道技术、油气管道抢维修技术、安全预警和泄漏检测技术等方面把我处应用情况和国内外油气管道技术应用现状及发展趋势调研情况，进行对比，统计分析，提出意见和建议2012.1111在调研、综合分析的基础上，结合我处管道输送的特点，提出切合我处实际的指导意见，为我处油气管道技术的未来发展提供依据（1）编制油气管道技术现状及发展趋势调研报告（2）组织有关人员召开讨论会，对报告进行讨论，根据专家意见进行修改完善。（3）完成调研报告上报稿4 项目主要研究成果（1）对我处现有的油气管道技术的油气输送工艺技术、信息化管理 、管道泄漏监控和安全预警系统、管道安全运行防护体系技术4个方面21项进行了调研、分析、汇总，在调研的基础上，并结合我处内外部发展需要，制定了本次调研的技术方案。（2）对目前国内、外成熟的、应用效果较好的油气管道技术现状及发展趋势，从原油、成品油、天然气管道技术、油气管道抢维修技术、管道泄漏检测和安全预警技术5个方面进行了综合调研、分析和研究，编写完成油气管道技术现状及发展趋势研究调研报告，同时对原油密闭、常温输送工艺技术、原油加剂综合处理技术、计算机仿真技术、天然气处理技术、天然气储气调峰技术等近50项油气管道技术的原理、利用的方法、优缺点及实际应用中存在的问题进行了研究和汇总，编写完成了部分油气管道技术资料汇编。（3）把我处现有的油气管道技术与国内外油气管道技术应用现状及发展趋势调研情况进行了对比，列出对比情况汇总表，找出我处油气管道技术在研究和应用方面存在的差距。（4）从我处长远发展需要出发，结合国内外油气管道技术发展的实际情况和我国储运行业发展趋势，对我处有步骤、有重点地做好油气管道新技术、新工艺的学习、掌握和研究工作，提出意见和建议。五、建议本次调研只是对油气管道各个技术应用现状和未来发展趋势进行了初步的认识和了解，只能作为一个技术发展的信息资源和领导决策的参考。建议在以后的生产经营过程中，如果应用其中某项技术，还应做进一步的细致研究；另外，为了我处更长远的发展规划，还需更全面的对相关业务领域的整体发展布局、行业政策、业务知识及发展趋势进行了解和掌握。课题验收材料之二油气管道技术现状及发展趋势研究调研报告课题承担单位：计量技术研究所课题起止时间：2012年6月至2012年11月 目 录1前言82 国内外油气管道主要技术现状及发展趋势92.1 原油管道技术现状及发展趋势92.1.1 国际原油管道技术现状及发展趋势92.1.2 我国原油管道技术基本现状92.2 成品油管道技术现状及发展趋势122.2.1 国际成品油管道技术现状及发展趋势122.2.2 我国成品油技术现状分析132.3 天然气管道技术现状及发展趋势132.3.1 国际天然气技术现状分析及发展趋势132.3.2国内技术现状分析182.4 油气管道抢维主要技术及最新进展212.4.1 国内外技术现状212.4.2 发展趋势222.5 管道安全预警与泄漏检测技术222.5.1 国内外技术现状222.5.2 发展趋势232.6 我国油气管道技术重点攻关方向232.6.1 油气输送工艺232.6.2 油气储存技术252.6.3 油气管道完整性评价及配套技术272.6.4 油气管道运行管理技术272.6.5 管道IT技术272.6.6 管道施工技术273 我处油气管道主要技术现状283.1 油气输送工艺技术283.1.1 稠油处理及外输工艺技术研究283.1.2 原油物性变化研究与应用283.2 信息化管理技术283.2.1 生产信息系统平台的研究开发283.2.2智能巡检管理系统293.2.3办公自化系统（OA系统）293.2.4网站的建立与发布293.2.5运销自动化算帐系统293.2.6原油计量管理系统293.3管道泄漏监控和安全预警系统：293.3.1微机监控系统293.3.2管道泄漏定位系统293.3.3泄漏定位系统与微机监控系统整合技术303.3.4管线防盗实时监测系统303.3.5插入式声波防盗检测系统303.3.6地理信息系统303.3.7分支管线检测技术303.3.8支管检测技术的升级与完善的研究303.4管道安全运行防护体系技术313.4.1埋地输油管线腐蚀因素分析及综合治理研究313.4.2原油集输管线工况分析研究314 我处现有油气管道技术与国内外对比分析（ 见下表）314.1我处油气管道技术现状与国、内外对比情况汇总表314.2 分析结果355 结论与建议35油气管道技术现状及发展趋势研究摘要：为了更好地做好油气管道技术研究工作，了解未来5年内油气管道技术发展趋势，找出适合我处油气管道输送的新技术和新工艺，为我处的发展提供更强有力的技术保障。本课题对我处油气管道技术现状和国、内外油气管道技术应用情况及发展趋势，进行了调研、分析、研究和整理，并结合我处技术应用情况及我处未来发展规划在技术研究和掌握方面提出了意见和建议。关键词：油气管道 技术现状 发展趋势 意见和建议1前言我处1997年建处以来，经过15年的发展，已发展到拥有1427人的油气储运专业化队伍，分为中原本部和外部市场两个板块，管理着总长6001公里的油气管道，主要输送介质有原油（凝析油、重质原油）、轻烃、液化气、天然气、CNG等。呈现出了“开拓力度不断加大、盈利能力不断增强、队伍素质不断提高”的良好发展态势。在实际工作中，我处现有的和掌握的油气管道技术针对原油的较多，在天然气管道安全和天然气储运技术以及抢维修等新技术、新工艺掌握上还较少，有的还在起步阶段，已远远不能满足我处发展的需要。为实现我处 “中国石化储运领军企业”的宏伟目标，对油气管道相关技术领域的新技术、新工艺的掌握和储备至关重要。鉴于此，我们对我处油气管道技术应用现状和国内外油气管道应用情况进行调研、分析、研究，为我处的油气管道技术应用和发展提供最前沿的信息，为领导科学决策提供参考，为我处内、外部市场的发展和拓展提供有力支持是我们目前最为重要的任务之一。2 国内外油气管道主要技术现状及发展趋势2.1 原油管道技术现状及发展趋势2.1.1 国际原油管道技术现状及发展趋势2.1.1.1 技术现状目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和稀释两种工艺。针对现役管道输量逐年下降，稠油开采日益增多，以提高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、组合工艺的研究日益成为热点，象物理场处理(磁处理、振动降粘)、水输(液环、悬浮、乳化)、器输(滑箱、膜袋)、充气降粘(充饱和气增加输量)、混输和顺序输送等等多种工艺的研究，有些己进入工业试验与短距离试输阶段。总体来说，国外原油管道的输送工艺正朝着多元化和新型化的方向发展。国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵;运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管线的调度管理;对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。例如:美国的全美管线就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长2715km，管径760，全线采用计算机监控和管理系统(SCSS)，在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。2.1.1.2 发展趋势目前，世界各国尤其是盛产含蜡高粘原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高粘原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高粘原油输送及流动保障技术研究。挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高粘原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并即将带来应用技术的新突破。2.1.2 我国原油管道技术基本现状20世纪70年代以来，随着原油长输管道建设，我国长输管道的技术不断发展，水平逐渐提高，主要表现在:密闭输油工艺、原油加剂综合处理技术、大落差地段输油技术、输油管道节能改造、油气管道自控技术(SCADA系统)等等。近年先后建成的东营一黄岛复线，库尔勒一鄯善原油管道和铁岭一大连、铁岭一秦皇岛等管道的技术改造集中体现了我国长输管道已达到的技术水平。2.1.2.1 我国密闭输油工艺的发展现状1980年前，我国己建的大口径原油管道，均采用开式输送流程(旁接油罐)。经过技术改造，铁大、铁秦、秦京线实现了密闭输送。1997年投产的库尔勒鄯善原油管道，实现了常温、密闭输油。针对塔中、塔北原油物性不同特点，该管道采用混合原油冬季加降凝剂改善其流变性来实现全年常温输送，这在国内原油长输管道还是首次。2.1.2.2 大落差地段输油技术库尔勒一鄯善管道，沿线高程落差1665m，在此段采用了设减压站的方式解决了大落差输油问题。减压阀的开启或关闭即使与末站调节阀动作不一致，也不致给管道运行造成不良影响，从而保证了运行安全。2.1.2.3 输油管道自动化监控技术我国管道自动化随着输送工艺、计算机应用、通信技术、自控技术的不断发展，经历了一个由低级向高级的发展过程。80年代中期以来，我国先后在几条改建、新建的管道上实现自动化监控。通过引进国外先进技术及自行设计改造等方式，使我国输油管道自动化监控技术逐步提高，缩短了与国外的差距。90年代，我国长输管道广泛地采用SCADA系统进行全线监视、生产管理、调度及控制。新建的管道，如抚顺一营口成品油管道、轮南一库尔勒输油管道及复线、库尔勒一鄯善输油管道等均采用SCADA系统，管道自动化控制系统与管道同步投产，我国长输管道的自动化水平有了很大的提高。2.1.2.4 输油管道的节能降耗技术改变输送工艺及工艺流程改造。采用密闭输油，根据管道输量变化改变加热输送方式而采用其它输送方式达到经济安全输油。1986年铁岭一秦皇岛输油管线将先泵后炉流程改造成先炉后泵流程，1990年5月，经集团公司管道能源测试中心实测，泵运行效率提高1.23%，单台泵平均日节电646kWh，全线一年节电354*10'kW·h.改造输油设备，提高运行效率。20世纪90年代以来，开发输油泵又有进展，性能基本上达到国外80年代中期水平，效率高达84%.目前我国自行研制成功5000kW微机控制直接式原油加热炉，接近国际先进水平，加热炉效达91%.输油管道用的5000kW及以下的加热炉己形成标准系列，己在东北、华北输油管道上广泛应用。最大加热能力已达8000kW.我国输油管道建设历史不长，供长输管道用的泵及原动机、阀门等主要设备尚未形成系列。由于设计、制造工艺等原因，泵的效率、寿命、监控等低于国外水平。我国加热炉设计、制造水平接近国外先进产品，但在自控和测量仪表可靠性上还有差距。2.1.2.5 库尔勒一鄯善输油管道工程的特点库尔勒一鄯善输油管道工程由管道设计院与意大利斯南普及提公司合作设计。线路全长475 km，管径为610 mm，设计输量为 (5001000)*104 t/a，设有减压站一座。 管道沿线自然和人文条件恶劣，尤其是在觉罗塔格山地，管道经过高程差达 1665m的大高差地段， 给输油运行和管道设计均造成很大困难。 采用了不加热常温输油工艺及高度自动化控制，管道设计、运行、管理、劳动生产率均达到很高水平。对库鄯这种沿线条件恶劣的长输管道的安全平稳、经济输油有重要意义。该管道工程的主要特点有：a 工程设计采用国际先进标准采用了 ANSI (美国国家标准)、API (美国石油学会)、ASME (美国机械工程师协会)、ASTM (美国材料试验协会) 等标准。b采用先进的设备及材料以适应管道工程需要国内首次采用API X65等级钢材， 高压段采用UOE 直缝管， 低压段采用螺旋焊缝管;采用了先进的输油设备和配套设备。输油主泵效率高 (泵效85- 86%)， 维修周期长 (2 万小时以上)。c .先进的输送工艺，保证了管道安全、经济运行采用加降凝剂不加热输送。首站设置了在线原油凝点和粘度检测装置，可根据检测结果调整加剂输送参数，确保管道安全。设置了减压站来解决大落差地段对管道运行可能造成的危害。d.高度自动化管道操作和运行系统采用了先进的自动化系统 (SCADA/POAS)。管道自动化达到了世界90年代水平。e. 劳动生产率及能耗指标先进库-鄯线运行以来，实现了低能耗输油，劳动生产率高，有关指标处于国内领先，达到国际先进水平。如:库一鄯线统计综合能耗为 176 kJ/(t · km)，处于国际先进水平。库一鄯线包括设备 (仪表) 维护维修人员在内的用人指标为0.35 人/km，如果按国外输油管道通用计算方法统计 (国外输油公司不设置设备维修岗位)，库一鄯线的用人指标仅为 0. 18 人/km，属国际领先水平 (一般为 0. 10.2 人/km，美国全美管道为0.365人/km).2.1.2.6 现状分析随着我国石油工业的不断发展，促进和带动了原油储运技术的进步。目前我国已掌握了国际上通用的常温输送、加热输送、加剂输送、顺序输送、间歇输送及密闭输送等各种先进的管输工艺。特别在高凝点、高枯度、高含蜡原油的加热输送，原油热处理以及加剂输送等方面己达国际水平。同时输送工艺的进步对设备材料的制造提出了更高的要求，通过不断的摸索与实践，使我国在埋地金属管道和储罐的防腐保温、阴极保护和腐蚀探测等研究领域也接近国际水平。尽管我国的原油储运技术己较为成熟，在某些方面，仍与国外水平存在差距。例如，高粘易凝原油管输研究还远未成熟，其研究成果的应用仍局限于在役管线的工艺改造，设计和运行中的大部分问题仍靠工作经验来解决；目前，我国与美国、前苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺，就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管线的运行管理和主要输送设备的有效利用水平上还存在着一定的差距；在管道输送的节能降耗方面，应进一步加强向国外学习。2.2 成品油管道技术现状及发展趋势2.2.1 国际成品油管道技术现状及发展趋势2.2.1.1 现状成品油管道因具有安全、稳定、损耗低、对环境污染小、经济性好等特点，已成为目前世界各国普遍采用的运输方式之一。国外成品油管道输送技术己相当成熟，输送的品种多样化，有化工产品和成品油的顺序输送，有原油和成品油的顺序输送，有汽、煤、柴等轻质油品，有液化石油气、液化天然气、化工产品及原料和重质油品等，如世界最大的成品油管道系统美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原设计的3倍，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。国际成品油输送工艺多采用紊流密闭输送和顺序输送流程。输送性质差距较大的两种油品时，多采用隔离输送方式。混油界面多采用计算机进行批量跟踪。界面检测方法大致分为标示法和特性测量法，其中特性测量法居多，尤以密度测量法最多。为了提高检测的精度，也常采用各种组合式的检测方法。2.2.1.2 发展趋势(1)成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油外，还输送其他液体烃类化合物。(2)广泛采用管线优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间，在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。(3)成品油顺序输送中混油界面的检测以超声波检测法为发展趋势，特别是美国在这方面保持着技术领先地位。2.2.2 我国成品油技术现状分析2.2.2.1 现状简介长期以来，我国各石油化工企业生产的产品主要依靠铁路、水路和公路运输供给各消费市场和用户，并且形成了以铁路沿线为主要骨架的成品油运销系统，主要是炼油厂到港口或油库的点对点输送方式，输送介质主要是汽油和柴油，牌号最多为两个，输送工艺简单、输送品种少。管道的输送量很少。90年代后随着成品油管道的建设，成品油管道输送研究有了进展，先后开展了成品油顺序输送水力计算，批量跟踪等方面的研究和运行管理软件的开发，但与国外相比差距还很大。我国成品油管道除格一拉管线采用“旁接油罐”顺序输送工艺外，均采用密闭顺序输送工艺。顺序输送主要有两种输送方式:一种是紊流输送:一种是隔离输送。我国成品油管道输送的介质大部分是汽油和柴油在运行实践中认为隔离球的隔油效果不明显。在管道建设中，虽均设置了清管系统，但在生产中一般采用紊流输送方式，流速控制不低于1m/s.2002年投入运营的兰成渝管线是我国第一条大口径、高压力、长距离、多出口、多油品、全线自动化管理的商用成品油管线。全线采用密闭顺序输送工艺，沿途13个分输点输送油品为90"汽油、93.汽油和0"柴油，油品界面检测、跟踪采用密度法、超声法和计算跟踪，代表了我国成品油管道目前最高水平。2.2.2.2 差距分析目前我国成品油顺序输送技术尚处于初级水平，且自动化程度较低，无法全面体现成品油管道的输送特点和优势。随着国民经济对成品油需求的不断增长，促使我国应逐步建立起长距离干线成品油管道和区域性成品油管网。因此如何解决复杂地形下大落差、静压控制，防止管道出现不满流，以及顺序输送中混油界面的监控等技术难题已摆在我们面前。2.3 天然气管道技术现状及发展趋势2.3.1 国际天然气技术现状分析及发展趋势2.3.1.1 技术现状世界输气管道建设始于1850年，到了20世纪50年代，管道建设进入快速发展期。此后，随着输量增大和输送距离增长，管道建设开始向长运距、大管径、高压力、网络化方向发展，陆上输气压力达到12MPa，最大管径1420mm,X80级管道已经建成。输气管道内涂层技术应用广泛。作为大型天然气供应系统的重要组成部分，地下储气库调峰技术己成熟。长运距、大管径和高压力管道是当代世界天然气管道发展主流自20世纪70年代以来，世界上新开发的大型气田多远离消费中心，同时国际天然气贸易量的增加，促使全球输气管道的建设向长运距、大管径和高压力方向发展。1990年，前苏联的天然气管道的平均运距达到2698km;从20世纪至今，世界大型输气管道的直径大都在1000mm以上。到1993年，俄罗斯直径1000mm以上的管道约占63%，其中最大直径1420mm管道占34.7%。西欧国家管道最大直径为1219mm，如著名的阿意管道等。干线输气管道的压力等级20世纪70年代为6MPa-8MPa,80年代为8MPa10MPa,90年代为10MPa12MPa。2000年建成的Alliance管道压力12MPa、管径914、长度3000km，采用富气输送工艺，被公认为代表当代水平的输气管道。输气系统网络化随着天然气产量和贸易量的增长以及消费市场的扩大，目前全世界形成了洲际的、国际的、全国性的和许多地区性的大型供气系统。通常由若干条输气干线、多个集气管网、配气管网和地下储气库构成，可将多个气田和成千上万的用户连接起来。这样的大型供气系统具有多气源、多通道供气的特点，保证供气的可靠性和灵活性。前苏联的统一供气系统是全世界最庞大的输气系统，连接了数百个气田、数十座地下储气库及1500多个城市，管线总长度己超过20*104km。目前欧洲的输气管网己从北海延伸到地中海，从东欧边境的中转站延伸到大西洋，阿意输气管道的建成实际上已将欧洲的管网和北非连接起来了。而阿尔及利亚一西班牙的输气管道最终将延伸到葡萄牙、法国和德国，与欧洲输气管网连成一体。建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段无论是天然气发达国家，还是主要依赖进口天然气的一些西欧国家，对建造地下储气库都十分重视，将地下储气库作为调峰、平衡天然气供需、确保安全稳定供气的必要手段。截止到1998年，全世界建成储气库605座，总库容5755*108m3、工作气量3077*108m3。工作气量相当于世界天然气消费量的11%，相当于民用及商业领域消费量的44%。2001年美国的储气库总工作气量约1200*108m3，2010年储气能力达到1700*108m3。除上述特点外，国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面取得了一些新进展。天然气的热值计量技术（天然气能量计量）国外天然气计量技术经历了体积计量、质量计量和热值计量3个发展阶段，20世纪80年代以后，热值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍，己成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量是比体积和质量计量更为科学和公平的计量方式，由于天然气成分比较稳定，按热值计价可以体现优质优价，国外普遍以热值为计价依据。天然气热值的测定方法有两种:直接测定法和间接计算法。近几年，天然气热值的直接测量技术发展较快，特别是在自动化、连续性、精确度等方面有了很大提高。天然气管道泄漏检测技术红外辐射探测器美国天然气公用公司通常使用火焰电离检测技术(FID)检查干线管道和城市配气管网的泄漏。但由于检测车行驶速度慢(一般仅为3-7m/h)，劳动强度大，费用高，直接影响检测结果。目前，美国天然气研究所(GRI)正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红外光谱(IR)吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描，现场试验表明，检漏效率较之以前提高50%以上，且费用大幅度下降。天然气管道减阻剂(BRA)的研究应用美国Chevron石油技术公司(ChevronPetroleumTechnologyCo)在墨西哥湾一条长8km,152mm的输气管道上进行了天然气减阻剂(DRA)的现场试验。结果表明，可提高输量10-15%,最高压力下降达20%。这种减阻剂的主要化学成分是聚酞胺基，通过注入系统，定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然气管道中，减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜，这层薄膜能够显著降低输送摩阻，同时还有一定的防腐作用。天然气储存技术从商业利益考虑，国外管道公司非常重视大型储气库垫底气最少化技术的研究，目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储气岩洞中的缓冲气垫。管道运行仿真技术管线在线仿真系统的应用可有效地提高管道运行的安全性和经济性。管道计算机应用表现在三个方面:管道测绘及地理信息系统、管道操作优化管理模型和天然气运销集成控制系统。仿真技术在长输管道上的应用不仅优化了管线的设计、运行管理，而且为管输企业带来巨大的经济效益。目前，国外长输管道仿真系统主要分为3种类型:用于油气管道的优化设计、方案优选;运行操作人员的培训;管线的在线运营管理。如美国最大的天然气管道公司之一的Williams管道公司，采有计算机仿真培训系统在不影响正常工作的情况下就可完成对一线工人的上岗培训，大大缩短了培训时间，节约大量费用，比传统的培训方式效率提高50%。世界著名的管道仿真系统软件公司美国科学软件公司(SSI)研究开发的气体管线仿真软件TGNET和液体管道仿真软件TLNET,已在世界上45条油气管道上应用。 GIS技术在管道中的应用随着管道工业自动化的发展，GIS (地理信息系统)在长输管道中得到了日益广泛的应用，它融合了管道原有的SCADA系统自动控制功能。美国、挪威、丹麦等国家的管道普遍使用GIS技术。目前，该技术已实现地理信息、数据采集、传输、储存和作图统一作业，可为管道的勘测、设计、施工、投产运行、管理监测、防腐等各阶段提供资料。2.3.1.2 技术发展趋势21世纪中叶前后，全球将迎来以天然气为主的能源时代，发展天然气己成为当代的世界潮流，输气管道的建设将进入一个全新的历史发展时期。今后一段时间内世界输气管道的建设趋势将继续沿袭上世纪末的特点并向深度和广度发展。具体如下: 高压力输气与高、超高强度管材钢级的组合是新建管道发展的最主要趋势。高压气管道是指运行压力在1015MPa之间的陆上天然气管道。根据专家研究成果，年输量在100*108m3以上时，采用高压输气可节省运输成本。当运输距离为5000km、年输量在150*108m3300*108m3之间时，采用高压输气比传统运输方式可节约运输成本20% 35%。输气管道的发展趋势是向更高压力方向发展，采用高压输气可减小管径，通过高钢级管材的开发和应用可减小钢管壁厚，进而减轻管子的重量，并减少焊接时间，从而降低建设成本。例如采用管材X100比X65和X70节约费用30%左右，节约管线建设成本10%一12%。目前X100管线钢管已由日本NKK、新日铁、住友金属、欧洲钢管公司等钢管公司开发出来。另外，复合材料增强管线钢管正在开发，即在高钢级管材外部包敷一层玻璃钢和合成树脂，采用这种钢材，可进一步提高输送压力，降低建设成本，同时可增加管输量，增加管子抵抗各种破坏的能力和安全性。当管线管材材料钢级超过X120及X125时，单纯依靠提高钢级来减少成本已十分困难，必须采用复合材料增强管线钢管。X100及以上管线钢管目前还未得到商业应用的主要原因是对材料性能、安装技术和现场试验还需进一步验证和更好的了解。高压富气输送技术及断裂控制高压富气输送是指在输送过程中采用高压力使系统始终保持在凝析气的临界点之上，保证重组分不至于呈液态析出。采用高压富气输送具有很大的经济效益。但富气输送时天然气的热值较高，要求管材不但能防止裂纹的启裂，而且还要具有更高的防止延性裂纹扩展的止裂韧性。以Alliance管线为代表的高压富气输送是天然气输送技术的重大创新，其断裂控制是该管线成功与否的关键技术之一。深入了解高钢级管线钢管的断裂控制是未来以低成本建设管线的前提。由ECSC,CSM,SNAM和European联合进行的研究项目，正在研究大口径X100管线在高至15MPa的高压下的断裂行为。 多相混输技术多相混输技术是为了适应欧洲北海地区的油田开发而产生和发展起来的。这种新技术最终目标是向遥控水下设备的方向发展，以减少初期的投资和人力来降低生产成本。此外，沙漠及海上油田环境条件恶劣、工程投资大，简化技术流程、增加油气混输距离，使处理设备建在自然条件较好的地方，可以减少集输系统管线、设备及油气田地面工程的投资，充分利用油气资源，可产生重大的经济和社会效益。随着沙漠、海洋及极地油气田的开发，混输技术己成为各国的研究热点。20世纪70年代，各发达国家相继投入了大量资金和人力，进行多相流领域的应用基础与应用技术研究，取得了不少成果，目前已在上百条长距离混输管线上得到了应用。近年来，英、美、法、挪威等国相继成立了不同规模的试验环道，采用多种先进测量仪表和计算机数据采集系统，在大量高质量的试验数据基础上进行多相流研究。已有的多相流商业软件中，著名的OLGA软件可以进行多相流稳态和瞬态流动模拟。 天然气水合物(NGH)储运技术国外对水合物的研究己经有很长的历史。由于NGH的体积只是标准状态下天然气体积的1/70-v1/150，所以理论上天然气可以以水合物的形式进行大规模的储存和运输。据专家保守估计，世界上天然气水合物所含天然气的总资源量约为1.8*1016m32.1*1016m3，能源总量相当于全世界目前己知煤炭、石油和天然气能源总储量的两倍，被认为是21世纪最理想、最具商业开发前景的新能源。由于天然气水合物潜在的战略意义和经济效益，为世界许多国家所重视，现在世界范围内正在兴起从海底开发天然气水合物新能源的热潮。虽然目前世界上还没有高效开发天然气水合物的技术，但许多国家己制定了勘探和开发天然气水合物的国家计划。美国1998年将天然气水合物作为国家发展的战略能源列入长远计划，准备在2015年试开采。日本、加拿大、印度等国都相继制定了天然气水合物的研究计划。根据目前国外对天然气水合物技术的研究，可以得出以下几点共识:1）天然气水合物在常压下储存在-150 -5的隔热容器中可长时间保持稳定;2）对于处理海上油田或陆上边远油田的伴生气，该技术的可行性优于液化天然气、甲醇和合成油技术。该技术安全且对环境无污染;3）天然气水合物技术的成本比液化天然气的生产成本低约四分之一;4）采用天然气水合物技术可以对天然气进行长距离运输。从天然气的运输距离看，在1000km以内、管线运输成本最低，在运距在1000km-1200km时，天然气水合物最经济。2.3.2国内技术现状分析2.3.2.1技术现状介绍涩宁兰、西气东输管线的建成投产，忠武线、长呼线的开工建设，陕京二线的启动，标志着我国大规模生产和消费天然气时代的到来。后来我国又陆续建成了陕京二线、陕京三线、中亚天然气管道一期二期、中缅天然气管线、西气东输二线等天然气管道干线。中亚复线、陕京四线、西气东输三线也在加紧建设之中。横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气干线网已基本形成。从整体来看，目前我国的天然气管道技术水平现状如下: (1)采用的设计和建设标准与国际接轨；(2)采用卫星遥感技术、GPS系统，优化管道线路走向；(3)采用国际上通用的TGNET,SPS,AutoCAD等软件，进行工艺计算、特殊工况模拟分析和设计出图；(4)管材采用高强度、高韧性管道钢，主要有X52,X60,X65和X70，国内有生产大口径螺旋缝埋弧焊钢管和直缝钢管的能力；(5)管理自动化、通信多种方式并用；运营管理采用SCADA系统进行数据采集、在线检测、监控，进行生产管理和电子商务贸易;通信采用微波、卫星和租用地方邮网方式，新建管道将与国际接轨，向光缆通信发展；(6)管道防腐管道外防腐层主要采用煤焦油瓷漆、单层环氧粉末、双层环氧粉末、聚乙烯防腐层(二层PE)和环氧粉末聚乙烯复合结构(三层PE)；管道内涂层主要采用液体环氧涂料；(7)天然气计量我国早期建设的管道天然气计量大都采用孔板计量:而近年新建的几条输气管道采用超声波流量计；(8)主要工艺设备目前国内输气管道输气站主要工艺阀门大都采用气动球阀，在新建管道已采用气液联动球阀。国内在役输气管道采用的增压机组有离心式和往复式压缩机；驱动方式有燃气驱动和电驱动。将来我国的长距离输气管道主流机型采用离心式;在有电源保证的条件下采用变频电机驱动为发展方向；(9)管道施工目前我国的管道建设引进了国际上通行的HSE管理技术，采用了第三方监理的机制;管道专业化施工企业整体水平达到国际水平，装备有先进的施工机具，如:大吨位吊管机、全自动焊机等:掌握了管道大型穿(跨)越工程的施工技术，如水平定向穿越技术、盾构穿越技术；(10)优化运行目前在役输气管道利用进口或国产软件进行在线或离线不同工况模拟，以确定既能满足供气需求，又使单位输气成本最低的运行操作方案；西气东输基本上代表了目前我国天然气管道工程的最高水平。西气东输一线工程于2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。管道设计输量：120*108m3/a;管道全长3898.5km，管径1016mm;设计压力10MPa，管道钢级L485(X70)；全线共设工艺站场35座，线路阀室137座，压气站10座。西气东输二线2011年6月30日全线贯通送气，西起新疆霍尔果斯，东达上海，南抵广州、香港，横跨我国15个省区市及特别行政区，与中国中亚天然气管道衔接，是我国第一条引进境外天然气资源的大型管道工程。管线全长8704公里（其中干线全长4978公里，八条支干线全长约3726公里），年输气能力300亿立方米，并可稳定供气30年以上。来自土库曼斯坦阿姆河右岸的天然气可以直达珠三角。西气东输三线天然气管道工程2012年12月16日在北京、新疆和福建三地同时开工。主气源来自中亚土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦三国天然气