【摘要】《油气集输工艺技术》主要由“原油输送、油田伴生气处理及轻烃回收、天然气集输”三部分内容组成，本书主要从生产工艺、生产管理、维护维修、关键设备等方面，介绍了国内外的技术水平，指出了我国的差距，并提出了研究与发展的方向。
第一章 概论
《油气集输工艺技术》主要由“原油输送、油田伴生气处理及轻烃回收、天然气集输”三部分内容组成，本书主要从生产工艺、生产管理、维护维修、关键设备等方面，介绍了国内外的技术水平，指出了我国的差距，并提出了研究与发展的方向。
1.我国与国外油气集输专业技术水平差距
总体来说，我国油气集输专业的整体技术水平与国外先进水平相比差距是明显的。
从生产工艺上来说，原油管道输送方面的差距最大，自50年代以来，世界上发达国家的输油管道基本上普及了密闭输送工艺流程，而我国输油工艺还普遍采用开式流程运行和加热输送工艺，能耗大。天然气和油田气处理工艺相差不大。油田伴生气的回收，则靠管道将联合站进行原油处理生产的伴生气汇集起来，由压缩机加压，然后进行轻烃回收。轻烃回收一般采取辅助浅冷和高压膨胀制冷凝液分馏生产工艺。天然气地面生产工艺比较简单，流程是：天然气经井口采气树后，首先进加热炉加热、然后由气嘴进行配产和节流降压、进集气站分离器分离出水、砂、油等杂质，最后经计量后外输。
从生产设备、管理和维护手段上来讲，差距更大。国外油田在生产上普遍采用了先进的自动化数据采集与控制技术，对生产工艺过程的实时监控已成为惯例，如输油管道采用SCADA系统，站内采用DCS系统，跟生产辅助的电力、通讯系统也实现了自动化。而我国特别是东部老油田在自动化方面还限于单件的自动化仪表的使用，除了少数生产设施外，自动化基本上处于起步阶段；加热炉、输油泵等生产设备陈旧落后，收发油计量误差大，能耗也较大。
我们认为，我国油气集输专业的技术水平与国外相比有相当大的差距，总体管理技术水平比发达国家落后10～20年左右，而且差距有继续拉大的趋势。
2. 我国油气集输专业技术发展方向与建议
“十五”期间，我国石油工业特别是东部老油田应该在油气集输工艺、生产数据采集与控制自动化、高效设备等方面进行攻关和试验，引进推广先进技术，加大科技投入，缩小差距，尽早实现现代化，提高经济效益，为石油工业的持续稳定发展作出贡献。
随着东部油田进入开发后期，各种生产设施、设备日趋老化，当年设计工况和现实不匹配，脱离，矛盾日益突出，我们应该面对落后的现实，认真借鉴国内外先进技术，脚踏实地，系统、全面、彻底地对油气集输生产系统进行改造，依靠科技进步，以经济效益为中心，以保障安全生产、节能降耗为重点，开展科技攻关，研究开发出先进、适用的新技术，引进推广新技术、新工艺，坚持用高新技术对传统行业进行技术改造，特别是要注意采用计算机技术、自动化技术、微电子技术、现代通信技术、地理信息系统、全球定位系统等，努力实现集输生产自动化、高效化，使老油田油气集输行业技术水平跨上一个新的台阶。
近期（今后10年内）发展目标：实现油气集输升级的自动化、信息化，建成数字化的网上生产管理系统，采用先进适用的生产工艺和管理手段，应用高效可靠的生产设备，掌握和配备各种安全保障技术和机具，达到安全生产、节能降耗、降低成本的目的。
2.1 输油生产方面
对现有老管线，应从节能和安全两个方面着手，加强密闭输送、处理技术的研究与推广应用，改造工艺流程，逐步实现密闭输送，提高泵效和加热炉的热效率，逐步采用“先炉后泵”流程和实现泵的大小搭配合适。具体来说，应从五个方面开展工作：
① 研究进行原油改性，针对胜利油的流变特性，研究原油的降凝减阻输送技术及热处理加剂输送综合处理工艺，降低输送温度，甚至实现常温输送。
② 实现密闭输送，这是当务之急。在目前老输油管道没有自动化数据采集与控制系统的情况下，近期可设置调节阀和双工泄压阀，长远目标则应采用先进的智能压力释放阀。
③ 实现自动化，建设SCADA系统，应用配有现场总线的SCADA系统。现场总线技术标志着自动化技术新的时代的开始。现场总线是综合运用微电子技术、网络技术、通信技术和自动控制技术的产物。它把微处理器置入传统的测量控制仪表，使它们各自具有了数字计算和数字通信能力，成为能独立承担某些控制、通信任务的网络节电。这样，以现场总线为纽带，把原来分散的测控设备和仪表，连接成可以相互沟通信息、共同完成自控任务的网络系统和控制系统。
应该尽快改革现在油田的原油计量交接方式，淘汰取样器和人工化验的方法，推广应用以引进传感器为核心的原油含水、原油密度自动测量仪，避免人为因素，这样可大大减少计量损耗、物资能源消耗和无谓的工作量，大大减少计量工作人员。
④ 优化运行，研究专家生产调度系统。加强生产运行优化软件的开发研究，即计算机专家系统。SCADA系统建立了，没有相应的软件还不能达到事半功倍的目的。通过软件的分析、诊断和优化，把专家的经验和智慧都凝聚在里面。为了调节管道输量，应设置调速装置。对于目前的开式流程，由于调速比较小，一般都在20%以内，需调速的站多，再加上管理水平较低，从经济和安全的角度来说，以液力偶合器或滑差离合器为宜。从发展的眼光看，密闭流程可以使全线的余压集中到一个站来调节，这就要求调速装置的调速范围要大，可控性能要好，而这两点正是变频调速的优势。所以，将来还是以应用变频调速装置。
⑤ 采用清管工艺，降低摩阻损失。
2．2 天然气集输方面
近中期从以下几个方面开展工作：
①在气井集输工艺上，为解除冻堵这一心腹之患，应研究新的生产工艺，如研究井口加醇（采用重力罐自动加注）、高压输送至集气站，再进行冷凝脱水（如气波制冷或膨胀制冷方式）对天然气脱水，并分离回收甲醇，分离器采用自动放水器实现自动放水。
②对输气干线，实现“干输”，保持输气管道干燥，避免管道内腐蚀和水化物冻堵。
③在生产管理上，首先实现数据自动采集，然后逐步实现自动化控制，实现集气站无人职守，由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检查。
气井生产监控与计量自动化系统由现场仪表、计量站可编程控制器（PLC）与无线远程终端RTU构成的SCADA系统，气井、计量站通过RTU进行测控管理，从而能够及时掌握单井产量、产液量、压力、温度和含水率等参数。在仪表选用上，应选用智能化的井底永久压力计、井口油压、套压、温度传感器，单井计量采用孔板流量计，大口径输气管道采用超声波流量计。另外，通过RTU远程控制终端应该实现远距离监视气井和计量站的应急关闭和火炬燃烧系统，保护环境和系统安全。
④研究应用气井、站、管网集输优化设计软件，在新建气井工程中，根据现有的集输管网和气井分布，设计最优的管网分布、管径组合和集气站位置，使其布局合理，投资费用最低。
2.3 轻烃回收方面
在生产工艺中，应开展深冷工艺研究，进一步降低深冷温度，回收利用乙烷。
在蒸汽加热方面，首先完成蒸汽系统密闭化，回收利用蒸汽冷凝水，使蒸汽系统密闭循环运行，然后对蒸汽系统进行优化，降低能耗。长远来说，应打倒蒸汽，推广使用导热油加热技术，消除蒸汽加热的许多弊端，使能量得到充分合理地利用，避免能源浪费。
随着油田的开发，伴生气资源逐年递减，一些轻烃装置必将停用，因此，应立即着手闲置轻烃装置的再利用技术调研，例如开展车载液化气生产，开发用于双燃料环保汽车的配套燃料，利用深冷装置回收废橡胶轮胎生产橡胶粉等技术的研究。
在轻烃深加工方面开展技术攻关和市场调查，如开展甲烷制取甲醇、生产C3、C4烃类芳构化制取苯、甲苯、二甲苯，C5、C6烃类异构化生产高辛烷值的异构化物、生产替代氯氟烃的环戊烷等产品的生产工艺研究，都是增加轻烃综合利用的途径，根据市场需求变化进行可行性研究，加快天然气、轻烃资源的综合利用，满足市场需求，创造经济效益。
2.4 推广应用高效设备
在集输生产中电量、油气等能源消耗是巨大的，约占油气集输生产成本的三分之一，因此，应以节能降耗为重点，加强输油泵、压缩机、加热炉等耗能设备的更新改造，逐步推广高效输油泵、热媒炉、阀门以及配套仪表。
对于加热炉，近期，应对现有加热炉普遍进行节能技术改造，推广高效燃烧器，提高燃烧效率；采取余热回收措施降低排烟温度，合理控制空气过剩系数；配备炉管清扫装置，如超声波、空气除灰器，减小炉管热阻，提高炉效，估计热效率可以提高到75%。长期来说，应全面推广应用热媒炉，消灭蒸汽加热系统，为实现密闭输送打下基础。推广无机热管技术，回收烟气余热。
研究、优选精确、灵敏、可靠、适用的油气计量设备仪表及压力、温度、原油含水、密度、阀位、油罐液位等监测仪表。
2.5 普及推广先进的设备故障诊断技术及仪器
在油气集输生产中使用的设备，如泵、压缩机、电机、阀门等，由于建设时间、单位的不同，其生产日期、单位以及技术标准多种多样，这就给设备的维护管理带来了困难，并且增加了维修的工作量。故障诊断技术是对事故采取预防为主的方针，减少生产故障、延长设备寿命，提高经济效益和减少维修费用的重要途径。
鉴于国外在设备管理上的先进经验，我们应该建立一支专业化的设备故障诊断队伍，大力推广普及简易诊断仪器，在提高覆盖率和确诊率的同时，发展精度诊断和精密诊断技术，培养故障检测分析技术人员，健全设备故障诊断档案，从定期维修转变到检测维修上来，为生产的安全运行提供有利的保障。
对于运行设备来说，应研究应用在线设备故障系统，生产调度中心就能实现对所有设备的监测。应该掌握的故障诊断技术主要是三类：振动分析、油液分析和红外测温。振动分析技术主要应用在旋转类机动设备泵、压缩机、风机、发动机、电动机5大类设备及轴承、齿轮箱两类部件。油液分析技术主要应用在低速重载旋转机械和液压机械上。红外检测技术主要应用在电机、加热炉、换热器、阀门、管道及蒸汽系统。需配备的和工具有：振动分析仪器、轴承故障诊断仪、超声波缺陷检测仪、泄漏检测仪、油液分析仪、红外测温仪、热成像仪等。压缩机和膨胀机的控制和连锁保护是比较复杂的，尤其是轴位移和轴振动的检测，目前国内还不能提供可靠的仪表供选择。
对于管道来说，应引进使用先进的管道内检测智能清管器，通过它检测出壁厚变化、局部变形、泄漏以及其它缺陷，得到管道的强度和完整性数据，并建立检测档案，从而可有计划地进行维修，减少穿孔泄漏事故。另外，研究建立管道数据遥测系统，利用管道作为信息的传输介质，随时掌握阴极保护系统运行状况。
在更高层次的研究开发方面，应加强故障诊断机理和诊断仪器的科研开发工作，在开发新的诊断方法和提高仪器可靠性的同时，发展计算机辅助诊断系统和专家诊断系统。
2.6 信息化建设方面
毋庸置疑的是，随着微电子和计算机技术的飞速发展，数字化技术必将深刻地改变我们的生产方式，从管理模式、仪器仪表到设备，都将有巨大的改进，更加可靠和聪明。
对油气集输生产数据的采集不能仅仅限制在管道系统进出站的几个点上，测量距离过长。为了更清除地掌握站间管道的实时运行状况，一些单位采用计算机软件模拟的方法来补充现场数据的不足。使用数字模拟技术，建立各生产系统的数学模型，编制完成数字模拟软件，模拟系统内油气的流动状态。把从现场采集的数据作为边界条件输入模型，根据计算结果与实际数据的比较，就能推测管道的泄漏、堵塞等运行故障；运用模拟软件，还可以改变目前靠经验进行技术参数的设定、调整，成为靠计算机软件科学运作，对于确保管道的安全运行，降低生产成本具有重要意义，从而建成数字化的“网上油田” ，缩小与发达国家的“数字”差距。
近期应该开展的研究内容包括：油气集输SCADA系统、管道泄漏监测技术、油气集输管道计算机仿真技术及专家系统的研究等。
2.7 生产维护维修技术
随着管道使用时间的延长，管道防腐层老化将日趋严重，腐蚀泄漏事故增多，因此对长输管道的综合检测、评估、大修、更换技术亟待发展。
在生产维修、抢险、维护方面，要进一步提高抢修能力和机动能力，可引进一部分国外先进适用的技术和设备，形成一整套完善的抢修机具，提高应付事故灾害的应急处理能力。
研究应用冷冻封堵技术、管道内充填封堵技术，改进目前的管道内封堵工艺，使封堵过程更简单、安全，提高成功率，降低作业成本。
在管道维修方面，淘汰焊接补强工艺技术，引进推广“钟发条”缠绕修复技术，实现不动火维修。在处理突发性泄漏方面，应推广应用不停产带压堵漏技术。
研究开发废旧管线修复与再利用技术，对报废气井集输管道重新恢复使用，节约新井建设投资。
研究自动清罐工艺技术，降低原油损耗，保护环境。
2.8 安全技术
由于人为破坏、自然条件造成生产设施发生泄漏的事故是难以避免的，随着生产设施使用年限的延长，设备日趋老化，事故率必将逐年提高。一是采取措施，防患于未然，二是抢险能力，一旦发生泄漏、着火、爆炸事故，能够有得力的措施应急，把事故损失降低到最小程度。
应提高安全工作的科技含量，强化隐患治理，深化关键装置要害部位的安全监控管理，把防范重点、大事故的措施落到实处，加大设备安全监管力度，提高设备安全可靠度。为此，应开展的研究内容包括：为推行HSE管理体系而研究生产装置风险评估技术；浮顶储罐安全运行监测技术；油罐泄漏检测技术；管道失效机理及判废准则及完整性评价技术；管道缺陷识别、判断技术；老管线剩余强度评定方法和剩余寿命评估预测方法；管、罐结构可靠性分析技术；油气储运系统风险管理技术。
21世纪，将是科学技术飞速发展的世纪，也将是企业管理模式发生巨大变革的世纪，石油科技也必然有也必将取得新的突破和重大进展。因此，科技创新将变得越来越重要。油田应该增加科技投入，营造有利于科技进步和技术创新的政策环境，吸引高科技人才，提高技术人员从事科技攻关的积极性，从而才能在今后激烈的市场竞争中立于不败之地，有光明的前景。
第二章 长距离输油管道输送工艺技术
1. 概述
长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。
输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。
1.1 高凝点、高粘原油的输送
我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，较长时间的停输会酿成凝管事故。
1.1.1 加热输送工艺
加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。
还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。
1.1.2 常温输送工艺
对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。
1.1.2.1 热处理输送工艺
热处理输送工艺是将原油加热到一定的温度，使原油中的石蜡和胶质－沥青质溶解分散在原油中，再以一定的温降速率和方式（动态或静态）将原油冷却下来，在石蜡的重结晶过程中，由于胶质－沥青质的作用，改变了蜡晶的形态、结构和强度，从而改善了原油的低温流动性，使原油在地温条件下的等温输送或特温度条件下的常温输送成为可能。
国内外现行使用的原油热处理工艺有两种类型，一种是简易热处理工艺，另一种是完全热处理工艺。简易热处理工艺是指原油在首站加热至设计热处理温度后，经过简单温降处理直接加压进入管道，沿管道向下站流动过程中受冷却速率和剪切速率的作用，降低原油凝固点和粘度，实现延长原油不加热输送距离的目标的一种输油工艺。这种热处理工艺的优点是工艺简单，操作方便；缺点是原油析蜡重结晶的过程受管道的制约，原油的温降速率和剪切速率难以人为控制，热处理效果不稳定，管道运行存在一定的风险。我国长庆输油公司管理的马惠宁线采用的就是这种处理工艺。完全热处理工艺是指原油在首站完成热处理，可以很好地控制温降速率和剪切速率，原油的加热、冷却（析蜡重结晶过程）都是在首站热处理工艺设备里完成，然后进入管道等温输送。这种处理工艺的优点是热处理效果好，管道运行相对安全；缺点是投资大、设备占地多。印度那霍提亚－高哈堤－巴绕尼输油管道采用的是这种完全热处理工艺。
据资料介绍，石蜡基原油中，当蜡与胶质、沥青质含量之比为0.5左右时，热处理效果最佳。
我国原油热处理工艺的应用推广得益于原油管道输送生产形势的需要。进入80年代，国内一些原油管道出现输油能力大而实际输送量小的情况，要完成油田外输任务，必须采用正反输或者增加加热站的办法来维持生产，但是这种运行方式势必导致电量与燃料油消耗大量增加。为了节约能耗和管道运行安全，开始进行原油热处理工艺研究与应用，并取得了成功。我国曾对中原油田、长庆油田、临盘油田的原油进行了热处理研究。1990年底投产的临济输油管道采用了热处理工艺，该管道全场68km,管径为325mm,泡沫塑料保温，在年输油量高于80万吨时，实现了全年中间不加热输送，年经济效益超过128万元，而且极大地方便了生产管理。
在濮临线原华东输油公司根据中原油田原油性质，进行了原油热处理工业性试验，把原油加热到一定温度再按一定速率冷却下来，热处理输送试验一次成功，使濮临线只开一个泵站，中间不再对原油进行加热，为国内长距离原油管道推广应用热处理输送工艺提供了经验。
但是热处理改善原油流动性的效果及其稳定性不如添加降凝剂处理，现在单独应用该工艺的已不多。
1.1.2.2 添加化学药剂的输送工艺
原油管道内所加添加剂主要有两种：一种叫降凝剂，也称流动改进剂；另一种叫减阻剂。前者将降凝剂按一定浓度加入原油中，可以降低原流的凝点、粘度、屈服值和结蜡强度，改善原油的低温流动性能，达到不加热输送的目的；后者可以解决管道“卡脖子”段问题，提高管道的输送量，加大泵站间距，减少投资并存节能的效果。我国开展了原油添加剂的室内研究工作，采用国产降凝剂，加入量为10ppm即可以将江汉原油凝点由26℃降至2～4.5℃。目前国内研制的油相减阻剂性能和试验效果已接近和等效国外产品。为了增加输油管道的输送能力，解决某些管道“吃不了”的问题，最近几年引进高聚物减阻剂，先后在铁岭—大连、东营—黄岛、东营—临邑等输油管道上进行了工业性试验和局部应用，效果良好。
国外已有十余条输油管道采用了降凝剂，但在工艺中没有考虑热处理的作用，注入量较大，一般为200～300mg/kg。国内降凝剂的试制试验工作起始于80年代，科研人员先后在大庆、胜利、中原、江汉和任丘等油田，通过对原油中石蜡、微晶蜡、胶质、沥青等含量组份的分析，根据降凝剂与石蜡共晶、吸附理论，选择各物料之间合理的投料比，严格聚合反应工艺条件，经过大量的室内试验、中试放大，最终合成试制出了多种型号的降凝剂，效果比较理想。从降凝剂的研究试制过程来看，其发展过程以高分子合成理论为指导，经历了缩合、聚合、共聚、复配阶段，已成为一项成熟的技术。降凝剂的选型步骤是在分析油样含蜡量和碳数分布后，选择或复配与原油中石蜡的正构烷烃碳数分布最集中的链长相近的降凝剂，然后评价其处理效果和经济性。
国外一些公司，象美国的EXXON、CONOCO公司、英国的ICI公司等都研制出了性能较好的降凝剂。1992年以前在马惠宁线添加美国EXXON公司的降凝剂取得了巨大的经济效益。近年来，国内有些单位开始了降凝剂的合成研究，成都科技大学和管道研究院合作研究的CE降凝剂、管道研究院GY—2降凝剂等，其技术性能已经达到国外同等先进水平。国产降凝剂已成功地应用于东辛胜利、马惠宁线、中洛线、魏荆线、秦京线等线，下面简要介绍四条管道降凝剂的应用情况。
①东辛胜利线输油管线加PAE降凝剂试验
东辛胜利线输油管线全长75km,1994年进行了为期一个月的PAE降凝剂工业试验，当时，年输油量480万吨。该降凝剂是胜利设计院研究成功的一种丙烯酸高级混合酯聚合物。室内实验显示，该剂少量地加入高凝点、高含蜡原油中，就可以改善原油低温流变性，达到降凝减粘的目的。在现场加注试验中，分别考查了加注量在10、20、30、40ppm时的效果。结果表明，在加药后升温到55℃左右条件下，PAE降凝剂效果是显著的，尤其是凝点的下降幅度较大。在10ppm时，凝点由27℃降到10℃，粘度和屈服值也有一定程度的降低，随着加注量的增加，效果进一步加强。从经济效果分析看，在低温（地温<15℃）时，添加降凝剂10ppm,就可以实现冬季除首站加热外，中间加热站停运，年经济效益73万元。如果应用到更长距离的管线上（如东黄线），经济效益会大大提高。但是遗憾的是，自此之后，PAE降凝剂就再也没有应用过。
②中洛线应用降凝剂情况
中洛线管输原油每吨添加50克GY—2降凝剂，经过70℃处理后，原油流变性得到明显改善，原油反常点和凝固点分别下降10℃和12℃，原油30℃粘度下降率在92％以上，改性后25℃的油品性质略好于未改型35℃的油品性质，使原油进站温度下降了10℃。经过计算和现场试验，在地温14－17℃范围内，中洛复线实行隔站点加热炉运行方式，地温高于17℃时，可以实行连续两站点加热炉的运行方式，实现了中洛线低输量下的经济安全运行方式。
中洛线由于添加降凝剂，使得管道在低输量下不仅没有返输，而且还能够停运部分加热设备，节约了燃料油，添加降凝剂运行方式同加热输送相比，每年可以节约燃料油7500吨，油价按每吨1800元计算，扣除降凝剂费用，年经济效益有800万元。
③魏荆线应用降凝剂情况
魏荆线原油的油品性质较差，经过大量的研究与试验，研制出了原油时间稳定性和热稳定性都比较好的适合于该线原油改性的降凝剂。该线原油改性后凝固点下降幅度较大，35℃以下的降凝率达到85％以上，改性原油30℃时的粘度与未改性原油40℃时的粘度相当，管道运行时原来进站温度由42℃降低到33℃左右，实现了减少输量或延长加热站间距的目的。魏荆线应用降凝剂解决了两个问题：一是确定了冬季管道运行允许的最低输量。魏荆线进行添加降凝剂输送时，添加量为50克/吨，加热温度是70℃，输量由大到小逐步降低，在最冷的一月份输量最低降到2500吨/天，最低进站温度降到35℃，管道的水力和热力条件稳定。二是确定了不同输量下的优化运行方案，根据季节地温的不同，进行了多种泵和加热炉运行方式的试验，以进站温度35℃为基准，计算并验证了安全经济运行条件下的不同季节优化运行的出站温度。最终实现了以添加降凝剂输送方式代替返输方式。
魏荆线冬季采取综合处理输送工艺，降低了原油的粘度和凝固点，全年经济效益在500多万元。
④秦京线应用降凝剂情况
秦京线的运行方式根据输量不同确定为：输量是13500t/d时，加剂30克／吨，冬季采用二次处理的加剂输送方式，春秋季、夏季为加热输送；输量是16500t/d时，冬季采用二次处理的加剂输送方式，春秋季为加热输送，夏季采用首站一次处理的加剂输送方式。秦京线加剂输送比热输全年可以节约100万元的运行费用。
1.1.2.3 添加减阻剂输送工艺
减阻剂是高分子聚合物，以极少量加入原油中，能在紊流状态下减少流动阻力，而在层流状态下，基本没有减阻效果。减阻剂一般有以下两种用途：一是管道经常处于最高压力限下运行，如果流量增加管道系统就需要改造，投资很大，而注入较为廉价的减阻剂，可以提高管道流量同时又可降低运行压力。二是由于输油泵功率限制，管道输量处于极限，注入减阻剂与增加泵输能力及提高管输温度相比投资少，使用减阻剂可以在现有设备条件下提高输量。目前国内油相减阻剂正处在工业试验阶段，新近研制出的油相减阻剂，其减阻性能已接近国外同类产品的水平。国外原油管道应用减阻剂比较多，象美国阿拉斯加州、墨西哥弯沿海、中东、印度的一些原油管道效果比较明显，基本上减阻剂使用目的都是提高输量，输量提高10％至30％不等。国内一些原油管道使用进口减阻剂也进行了使用，表2-1是国外减阻剂在国内长输管线试用情况。
表2-1 国外减阻剂在国内原油管道试用情况
管道
名称
管径 mm
原油产地
减阻剂
添加量ppm
减阻率 ％
增输率 ％
试用时间
铁大线
720
大庆
CONOCO产CDR102
21.2
29.0
59.2
11.2
16.7
25.2
8.9
11.9
18.8
1985.7～11
1986.7.18～7.31
东黄线
529
胜利
ARCO产FLOTM
25
54
103
138
10.6
16.5
23.3
29.6
6.4
10.5
15.9
21.5
1986.1
濮临线
377
中原
ARCO产FLOTM
24.3
33.9
54.4
77.2
20.0
21.5
33.6
40.5
13.7
14.5
25.2
33.1
1986.9
濮临线
377
中原
CONOCO产CDR102
15.1
28.2
61.7
84.9
13.7
21.5
28.2
40.4
8.5
14.2
20
33
1986.11
1.1.2.4 稀释输送工艺
原油稀释输送工艺是指在原油中加入石油产品、液化石油气或低粘度原油等烃类稀释剂，以改善原油流动性的输送方式。低粘度原油具有稀释作用是因为其中胶质-沥青是一种降凝剂，低粘度原油中的胶质-沥青破坏蜡晶网络结构的形成，使混合原油的凝固点、屈服值和粘度等物性得到改善。
高粘易凝原油的开采与输送采用稀释工艺是比较经济合理的，在我国以及美国、加拿大、俄罗斯等国家已经工业应用。
1.1.2.5 热裂解输送工艺
热裂解输送工艺适合于输量较大，原油含蜡量高，但蜡的结构中异构环烷结构较多的原油。其原因是有支链的异构烷烃和环烷烃在轻度裂化的条件下比正构烷烃容易裂解。据前苏联的研究成果表明，将原油的温度升至470～490℃，压力２～３MPa，进行热裂解处理，可增加原油中汽油和紫油的馏分，轻组分的增加对原油的输送会起到减阻降粘的效果。当然，加热的温度和施加压力的大小取决于原油物性和输送要求。国内有关研究机构正着手于该方面的探讨，相信热裂解原油输送将为解决高粘原油的输送问题开壁一条有效的途径。
1.1.2.6 磁处理输送工艺
磁处理是一项令人怀疑的方法，在近10年前，国内兴起了“磁化”热，什么磁化水防垢、磁疗治病等等，据说磁处理可以改变原油的流动性能，减少管道结蜡、结垢。国外研究原油在电磁场中的特性始于50年代，国内在80年以后也争相进行原油磁处理输送技术的研究与应用。磁场处理油流的基本方式有内磁式和外磁式两种，可以用永磁体或电磁铁产生磁场。磁场处理输送技术据说具有能耗少、简单可靠、维修方便等优势，国内几条长输原油管道进行了原油磁场处理防蜡增输的工业性试验，据说取得了良好效果。如1988年至1989年，管道科学研究院在魏京线23.4km的管段上进行了外磁式磁处理试验，对于南阳原油磁处理输送三个月后，据说管壁上多年沉积的结蜡层开始松动脱落，认为磁处理有一定的减阻、增加输量的效果。
但是胜利油田油气集输公司曾于1995年与石油大学（华东）储运教研室合作，对胜利、孤岛、孤东三种油品进行了磁处理降粘试验，结论是没有表现出磁降粘降凝效果。而且磁处理降粘降凝的原理也只是猜想，没有经过严格的科学验证。国家机械工业局曾于1998年7月针对汽车发动机磁化节油器发布声明，“磁化”没有净化节油效果。因此，应该慎用磁化降粘。
1.2 密闭输送工艺
长距离输油管道是从开式输送发展到密闭输送方式的。“旁接油罐”运行的优点是有缓冲过程，允许调节的时间长，对自动化水平要求低。“从泵到泵”的密闭输油工艺改变了中间站进旁接罐的开式运行方式，使全线成为一个水力系统，可以充分利用上站压力，节约能耗，可节约中间站储油设备投资，而且也避免了旁接油罐的油气蒸发损耗。密闭输油工艺取决于设备的可靠性、自动化水平和水击问题的解决。
密闭输送的首要关键是水击问题的解决。在输油工况中，突然开阀或关阀、开泵或关泵，供电发生故障，设备及管线泄漏、误操作等都可能造成输油工况的不稳定，严重的将发生水击。因此，密闭输油管道的控制与保护技术，就是对输油压力的调节及对水击的控制与保护。水击保护设施是进行密闭输油的保证。对于密闭输送，有些人还存在偏见，认为密闭输送需要高度地集中控制，这种认识是不妥的。国外早在40年代就已实现了密闭输送，而那时的管道技术水平还不如我们现在的。铁秦线和鲁宁线已经为我们提供了有益的经验。
密闭输油牵一发而动全身，一个泵站的设备出了故障会造成全线停输，所以总是希望系统处于稳定的工作状态，但是在实际生产中却是难以做到的。如果输油系统内某点的工况发生了变化，就可能引起管道中液体压力和流速的变化，就会出现管线振动、泵进出口压力波动、甚至出现“水击”超压等危及系统正常工作和安全的情况。密闭输送要求全线统一调度，各泵站要协调动作。因此，全线要求有较高的自动化控制水平。
1.2.1 稳定性调节
稳定性调节是将输油泵的进出口压力控制在一定的范围内，保证输油泵的正常运转和安全输送。
稳定性调节的方法常用的有：出口节流、改变泵转速和打回流三种。
这三种方法中，“改变泵转速”需要的投资较大，“回流”法浪费大量的能源，只有节流法在投资和能源的消耗上都较少，操作也简单，是最常用的方法。
这些调节方法只能对那些压力波动幅度小、形成速度慢的不稳定现象，对于因突发性的压力波造成的水击，已不是稳定性调节调节系统所能控制的了。
1.2.2 压力保护
压力保护包括超高压和超低压而采取的安全保护措施。超低压会破坏泵的入口条件，超高压则是针对水击。按照保护对象的不同，有干线压力保护和泵站压力保护的区别。对于干线的保护，常用“泄放保护”和“超前保护”两种方法。超前保护依赖SCADA系统的支持，使水击保护措施更加安全可靠。但目前我国的老输油管线大部分没有配备SCADA系统。泄放保护则属于被动式保护法。目前泄放保护设施的更新发展，已使得水击保护非常可靠。在油田老管道的密闭输油管线中，使用的都是“泄放保护”法。所不够完善的是，只限于在中间站设置泄放设施。今后的设计中，应考虑在末站增设泄放设施，因为在末站进口，也有发生水击的可能性。
压力保护可采取下列四种方式：
①出口调节阀
当泵出口压力超高时，调节阀节流，然后顺序停泵，最后泄压保护，这种条件下，可不设超前保护系统。
这种用于密闭输油的专用调节阀——压力调节阀一直依赖进口。1991年，管道研究院和重庆阀门厂、北京机械自动化研究所等单位合作，研制成功了电液调节球阀，并在东黄输油管道上进行了工业性试验，取得成功。试验表明，该阀各项性能达到了引进调节阀的技术水平，可以替代进口产品。对管道压力的控制平稳、准确，该阀及其控制装置达到了控制水击波峰和保护泵的能力。
②气压缓冲罐
在管道系统中的适当位置，例如汇管上安装容积为50～100L左右的缓冲罐，罐内充入适量压缩气体。当水击发生时，高压液体进入缓冲罐，使罐内空气受压而消耗水击能量。
③双功泄压阀
双功能泄压阀是重庆后勤工程学院蒲家宁等人发明（专利号：CN1042979A）的，它的功能之一是可变水压力剧增为渐增，从而有效地控制了水击增压速率，二是控制增压幅值。该阀可以调节阀的开启压力，有效地防止水击危害和非水击型超压。它结构简单、动作灵敏，工作可靠，已在生产中得到成功的应用，既能保障管道系统的安全，又是提高输油效益的简捷手段，性能达到了世界先进水平。
双功泄压阀由主调节阀、控制阀、蓄能器和监视器构成。其控制原理跟直接用缓冲罐相同，只是调节阀能更好地控制水击时带压液体进入缓冲罐和液压从缓冲罐回流到管道内，同时缓冲罐的容积也大大减小。
④超前保护
SCADA系统具有全线工艺参数的控制功能，能够做到水击超前保护。如东黄复线输油自动化为80年代国际先进水平，实现了各泵站进出站压力的多重调节。SLCD系统能够自动调节压力，保持在泵入口压力小于314kPa和站出口压力大于6470kPa的正常范围内。当泵入口压力小于100kPa或出站压力大于7120kPa时，PLC系统采取顺序停泵的办法将压力调节到泵入口压力大于314kPa和出站压力小于7120kPa的范围内。水击超前保护程序是当某站发生水击后，水击信息首先传至首站，首站命令相关站的PLC系统先顺序停泵再压力调节，使本站产生正负压力波以抵减水击压力波和管道填充超压波，避免造成管道和设备的巨大破坏。该系统还有硬线的压力保护，当主泵出口压力大于9300kPa时，出站压力开关将出发全站运行泵跳闸。如果触发失效，泵朝北处安全阀将动作，通过向燃料罐泄放原油进行泄压，当油罐液位达到设定的最高限位时，液位开关将触发全站运行泵跳闸。
1.3 优化运行技术
优化运行技术是国外多采取的运行方式，在SCADA系统中基本上都装有优化运行控制软件，它可在不考虑调速的基础上，对管道的运行方案进行优化，使管道在最经济的状态下运行，减小低输量时的不匹配性，减少乃至消除节流损失。
对于一条热油管道，消耗的能量主要有两种：电力和燃料。这两种能量消耗是一对矛盾，提高输油温度，输油的燃料消耗会上升，而油品粘度下降，沿线的摩阻损失会减少，输油的动力消耗会下降。反之，降低输油温度，输油的燃料消耗会下降，而油品粘度上升，沿线的摩阻损失会增加，输油的动力消耗会上升。因此，对于某个输油量，不同的输油温度，能量消耗也不同。一条热油管道，必然存在一个能耗最低的输油温度和对应的电炉开泵方案。长输管道的优化运行过程，涉及到流量分配、管输工艺、动态规划等多学科的知识。
输油泵机组的优化运行，一般从三个方面进行，一是对输油泵机组本身进行改造，可用拆级、车削叶轮、改变泵转速、更新高效泵；二大小泵搭配，即选配合适的不同规格的输油泵；三是合理确定输油量，使输量和泵额定输量尽可能一致，减少节流损失，最大限度地提高泵的运行效率。
进入90年代以后，胜利油田进入了原油自然递减和稠油开发增多的后期开发阶段，出现了两个显著的特点：一是原油产量呈逐年递减的趋势，造成原油外输管道处于不满负荷的运行状态；二是对新区块生产的原油直接就近进入主管线。这给长输管道的运行管理带来了新的问题。针对以上两个特点，油气集输公司分析了所管理的4条输油管道的运行现状，在90年代应用热油管道优化运行理论，根据外输计划，及时调配管道运行参数，实现了优化运行，达到节能降耗的目的，取得了显著的经济效益和社会效益。
东辛输油管道包括东营原油库（首站）、2 号站、4号站和101油库，该管道输油量基本上在 万吨左右，而设计输油量800万吨。随着清河、乐安两个油田的开发，该管道又承担了两个油田来油外输任务。针对这些情况的变化，油气集输公司编制了优化运行软件，采取了一是降低输油温度，二是寻求最佳的开泵方案。胜利油的凝固点是24℃,反常点是36℃,确定了输油温度降为35℃。优化运行的方案的实施结果，一是停运了2号站的加热炉，二是停运了4号站的加热炉和泵，实现了一泵到底、一热到底的运行方案。年创经济效益360万元。孤永东、孤罗东两条输油管道原是两个输油系统，分别独立运行，1996年，针对输油工况的变化，对孤岛首站工艺流程进行了改造，使两条管道作为一个系统考虑，能对其输量进行调整。优化运行的结果，孤东两条输油管道年创经济效益400万元。1999年，又针对东辛、东临等输油量的调整，停运了2 号站以上东辛胜利线和2和馗以南东辛含硫线，等于停运了一条输油管道，年创经济效益241万元。
1.4 节能改造
由于设计输油能力大，实际输量小，东部很多管道处于不满负荷状态，输油泵、加热炉效率低。为了解决这种设备和输送量的不匹配，满足生产要求，主要靠阀门节流来维持生产，造成大量的能源浪费。
解决管泵不匹配的技术措施，主要有：合理调配泵、炉运行参数及时率，间歇运行；泵调速技术，即通过调整泵的转速，使之工作在高效区内。
从“七五”以来，管道局及东部老油田围绕着节能降耗等关键问题，开展了大量的研究开发。起初是通过站内流程改造（由先炉后泵流程改为先泵后炉流程），改造输油泵和加热炉，后是更换高效输油泵、热媒炉。近年来围绕节能开发应用液力偶合器、电机调速装置、燃油乳化技术等，减少油电消耗，降低输油成本，取得了可观的节能效果。
1.4.1 改用先炉后泵流程
1986年，铁秦线改造了泵—炉流程，一是提高了进泵油温，降低了进泵原油粘度，从而提高了泵效；二是站内热油管道加长，减少了站内摩阻；三是加热炉管降为低压运行，增加了加热炉的安全性。
1.4.2 改造输油设备，提高运行效率
例如，胜利油田东辛输油管道设计输量400万t/a，实际输量仅243万t/a。经论证，对泵叶轮直径进行了切削，1996～1997年间，节约电费467万KW•h。
早期，输油加热炉采用的都是方箱式直接加热炉，满负荷运行效率70%，低输量效率更低。铁秦线1986年对其进行了节能改造，炉效提高了15%左右。
1.4.3 选用高效输油设备
在铁秦线、铁大线输油管线改造过程中，陆续将老式的输油泵、加热炉改造成高效泵、热媒炉，提高了运行效率。
1.4.4 输油泵调速
输油泵调速方式有变频调速和液力偶合器、滑差离合器等种类，变频调速技术在中小型电机上使用较多，而输油常用的是高压（6KV）大电机，变频调速器的成本较高；目前使用较多的是液力偶合器。
滑差离合器曾在濮临线首站的濮阳站应用，效果很好。这类动态调速装置成本低，操作简单，很受一线工人的欢迎。其不足之处：一是效率和变比成反比，即高效区的调速范围小；二是可控性能差。
变频调速技术就是使用变频器对电机转速进行调节，变频器能够连续改变交流电源频率，它主要由整流器、储能元件、逆变器、控制器等组成。其工作原理是：先将50Hz的交流电变成直流，然后控制逆变器中的电力电子元件，使其按所需要的频率依次导通，就会在输出端得到所需要频率的交流电，供电机使用。
东北输油管理局1986年在铁大线改造中从德国引进了三套1750kW的变频调速器，分别安装在沈阳、大石桥、瓦房店三站，解决了全线的节流问题。该装置操作简便，节能效果好，在当时输量较满的情况下，每天仍可节电2500度左右，三年多收回了30万美元一套的投资。而且调速技术的使用也使全线的技术水平和管理水平有了较大的提高。
1.5 SCADA系统
世界管道自动化的研究，从1931年开始到1951年初具规模，目前已达到全线集中控制阶段。自动化水平的提高对于安全运行、节能、节省人力均有好处。
SCADA（数字采集与监控系统）系统由设在控制中心的主机、设在各站的远程控制终端（RTU）和高性能的通信系统构成了一个相当于两级的分布式控制系统。控制中心的计算机通过数据传输系统对设在各泵站、计量站或远控阀室的RTU定期进行查询，连续采集各站的操作数据和状态信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令，从而实现对整条管道的统一监视、控制和调度管理。各站控系统的RTU或可编程控制器（PLC）与现场传感器、变送器和执行器或泵机组、加热炉的工控机连接，具有扫描、信息预处理及监控等功能，并能在与中心计算机通信一旦中断时独立工作。站上可以做到无人职守。
80年代以前，我国长输管道基本上是常规仪表检测，就地控制。80年代中期以来，在铁大线、东黄复线上安装了从美国Rexnord公司引进的SCADA系统。此后，新建的长输管道大多配备了我国或引进的SCADA系统。对于今后建设的长输管道，SCADA系统将成为必不可少的组成部分。
1.6 加热炉
加热炉是将燃料燃烧产生的热量传递给被加热介质而使其温度升高的一种加热设备。在油气集输系统中，它的作用是将原油、天然气等加热至工艺所要求的温度，以便进行加工和输送。
油气集输生产最常用的加热炉是燃油管式加热炉，从炉型上多为方箱式。
下面简要介绍几种常用加热炉。
1．6.1 管式加热炉
管式加热炉火焰直接加热，具有单台功率高、升温速度快、加热温度高、耗钢量小等优点。管式炉四周是用耐火砖砌筑的炉墙和成排的炉管，炉管分两部分，直接受炉膛火焰辐射加热的为辐射管，受烟道气对流加热的对对流管。炉子的燃烧器是将燃油经机械雾化或蒸汽雾化（与水蒸汽混合），在高压下通过油嘴喷出燃烧，空气从风门进入。管式炉种类较多，目前油田应用比较多的是卧式管式加热炉，热负荷规格有1000kW、2000kW、2500kW。燃料以原油为主，采用轻型快装结构，工厂预制，现场组装。加热炉热效率为82％～85％。
⑴结构与工作原理
管式加热炉是在炉内设置一定输量的炉管，被加热介质在炉内连续流过，燃料在炉膛燃烧产生的热量以辐射方式将热量传给辐射室炉管，通过炉管管壁传递给被加热介质，烟气经辐射室烟道进入对流室，以较高的速度通过对流炉管间隙，同时完成对流换热，从而使被加热介质温度升高的一种加热装置。
以下简要说明卧式管式加热炉的结构：
①辐射室 辐射室是炉内火焰与高温烟气以辐射方式为主进行热传递的炉体部分。辐射室外壁是钢制圆筒，内衬轻质耐火保温材料，炉管沿内壁圆周方向敷设，是圆筒式加热炉主要的换热区。
②对流室 对流室是高温烟气以对流方式为主进行热传递的炉体部分，一般是矩形结构，内衬轻型耐火保温材料。
③辐射室烟道 烟气由辐射室进入对流室的通道，一般是半圆形。
④弯头箱 弯头箱是将炉管弯头与烟气隔离的封闭箱体。有辐射室弯头箱和对流室弯头箱，有的管式炉不设弯头箱。
⑤炉管 炉管是管式加热炉的热导体，能够承受一定的压力和温度，一般由裂化钢管制成。炉管分为辐射室炉管和对流室炉管，辐射室炉管管径较大，常用炉管外径为114、127、159mm，对流室炉管管径则较小，常用炉管外径为60、89、114mm。为了提高对流传热系数，有的对流管采用钉头管或翅片管。
⑥燃烧器 燃烧器是将燃料和助燃空气混合并按所需流量、比例喷入燃烧室的装置。油田常用的燃烧器有油燃烧器和天然气燃烧器。
⑦烟囱 烟囱的作用是将废烟气排入高空并产生抽力，烟囱的高度和直径由燃烧方式及炉内阻力确定。
⑧吹灰器 吹灰器是利用压缩空气或过热蒸汽吹扫对流室炉管上积聚的烟灰的装置。主要作用是提高传热系数和防止腐蚀。对流室炉管是光管一般不设吹灰器，而采用钉头管或翅片管则必须设置吹灰器。
⑨附件 管式圆筒式加热炉附件有防爆门、看火孔、人孔。
原油长输管道上卧式圆筒式加热炉是常用的加热炉，该种炉型技术成熟，运行比较稳定，维护、检修简单，造价低。缺点是热效率相对热媒加热炉效率较低，存在不安全因素，炉管低温露点腐蚀难以克服，炉管寿命短。
1.6.2 水套炉
水套炉是火筒式加热炉，间接加热，其工作原理是燃料在炉体下部的火筒烟管内燃烧，热量通过火筒烟管传递给中间传热介质“水”，水再加热内有介质流动的盘管。水套炉单台功率小，主要用于小流量加热，优点是使用安全，不结焦。
炉体与炉管之间用密封填料密封，松紧程度由压盖法兰调节。炉体上焊有温度计插孔及压力表和安全阀接头。通过水箱、漏斗和平衡管给炉内加水。炉体放在用耐火材料砌成的炉墙上，顶上敷绝热材料保温。
油气集输公司气井上使用的加热炉多为50KW的水套炉，以生产的天然气为燃料。
1.6.3 热媒加热炉
热媒加热炉采用间接加热方式，即燃油先加热一种载热介质—导热油，导热油再加热原油。由主炉体和换热器以及连接管路组成，主炉体可以是卧式或立式圆筒式加热炉，加热热媒，换热器是热媒与被加热介质换热的装置。此种加热炉避免了炉管低温露点腐蚀，安全可靠。热媒是一种闪点高、凝点低、热容高、导热强的矿物油或合成油，性质稳定。
热媒炉具有如下特点：
①节能效果显著
胜利油田能源检测站测定，坨四站正平衡热效率从方箱炉的64%提高到84%，反平衡效率从67%提高到87%，平均热效率提高20%。热媒炉由于用电脑控制加热炉的运行参数，使之一直处于高效状态。
由于热媒炉能够提供低压高温稳定热源，可以用它产生站上生产、生活所用的蒸汽、热水，从而停掉锅炉，节省大量的人力、物力。
②适用于密闭输油流程
它能够适应宽范围的输量变化，升降温度反应快。另外，在密闭输送中，一旦停输，如果采用直接加热方式，这时虽然停炉，但炉的热容量很大，炉温不会很快降下来，因而造成炉内炉管内原油继续升温，随之而迅速升压，有爆炸的危险。采用间接加热，原油不进炉管，热媒的蒸汽压很低，343℃时仅有0.159MPa，故停在炉内也不会有危险。
③更为安全
间接加热系统由直接加热热媒和间接加热原油两个环节组成，前者在热媒炉内进行，后者在换热器中进行。热媒系统又是单一的低压（约0.6MPa）系统，且热媒不结焦，无腐蚀，传热性能好，也避免了原油管结焦。因此，这种间接加热系统相对更为安全。
④自动化水平较高
热媒炉由微机自动控制，比如自动点火和停炉自动顺序控制，控制热媒炉的流量、燃油量、热媒出口温度和燃烧控制，有较完善的安全保护设施。
⑤可避免对流炉管的低温露点腐蚀
由于热媒进炉温度高（121℃），使对流炉炉管壁温度在烟气露点以上，从而避免了露点腐蚀。这一点对于含硫量较高的胜利原油作燃料的场合更为重要。
当然，热媒炉存在造价高、占地面积大等缺点。
热媒加热炉，国外40年代即开始研制，50年代开始大规模推广应用。我国在80年代开始用于原油长输管道，目前管道局、胜利油田、大港油田、辽河油田、塔里木、吐哈等油田都已应用。
1.6.4 热管加热炉
热管是一个密闭的、具有一定真空度的管件，内部装有符合温度变化范围要求的工质。热管利用内部工质的相变传热，极大地提高了传热效果，其当量导热系数是紫铜的数千倍，因此热管被称为“超导热体”。
现在，我国在余热节能领域的应用，以碳钢—水热管为主，如锅炉的省煤器、空气预热器等，取得了明显的经济效益。但是碳钢—水热管在高温下容易爆裂，限制了应用范围。
近年来，又兴起了无机复合热管，它跟传统的热管（如钢—水热管）技术相比，其优点是：适用温度范围广，使工作范围扩大到材料使用的温度极限，可在350℃以上高温环境下工作，不易产生爆管，结构紧凑，流动阻力小，不易堵塞，其良好的均温性能可有效地防止烟气酸露点腐蚀，良好的耐热性能可有效地提高其使用寿命。
胜利油田滨南采油厂二首站4台加热炉、稠油末站2台加热炉全部燃用重油，采用蒸汽雾化燃烧方式，冬季也由外来蒸汽加热和雾化原油。加热炉排烟温度为260℃左右，采用无机导热热管回收余热后，排烟温度降低到170℃左右。回收加热炉余热产生的蒸汽满足了燃油加热和取暖需要，节约了能量，取得了显著的经济效益和社会效益。
近年来，国内还研究了利用热管技术来改造传统价炉的结构，如辽河油田设计院设计了热管加热炉，即运用“火筒壁—热管、盘管壁—热管”的复式传热，强化了传热，提高了炉效，减小了炉体体积。以700Kwregr 价炉为例，与同负荷的常规水套炉相比，热效率提高10%，达到85%以上，节约钢材40%，降低造价21%，减少占地面积30%，节约投资2万多元。
直接加热炉大部分是七十年代建设的，在新建加热炉时已被淘汰，这类加热炉体积庞大，炉管易结焦，热效率较低。效率低的主要原因是排烟温度偏高，炉膛为负压，漏风多，体积大，炉体保温性差，导致散热损失很大。方箱式加热炉不仅效率低，另一个突出缺点是安全性差，炉管（特别是处于底部的炉管）易发生腐蚀穿孔，炉内高温火焰接触还容易造成油管高温强度降低而破裂，造成原油泄漏而极易引起火灾、爆炸事故。
热媒加热炉实现了燃烧和加热分离，安全可靠，但是由于多了热媒传热环节，不仅影响到传动效率，热媒的循环还需要消耗动力。
热管加热炉不仅具有极高的传热效率，而且也可以做到燃烧加热段和冷却供热段分离，既具有热媒炉的优点，而且没有热媒循环的动力消耗，提高了系统的综合效率，又保证了安全可靠，应该是发展的方向。
2.国外输油管道技术现状
2.1阿拉斯加原油管道
美国阿拉斯加原油管道在1974年4月开始动工，1977年6月20日竣工。管道全长1288km，管径1220mm，最高设计压力8.2MPa，最大流量33.96×104m3/d，年输原油超过1亿吨，管道共设有12个站，总投资约80亿美元。
输油站库储油能力分别为：1号站即首站，库容67000m3; 5号站即泄压站，库容24000 m3; 其余各站库容8700 m3; 末站库容124万m3。输油泵运行方式是泵到泵密闭输送方式。原油从首站以52℃左右进入管道，至终端温度约3
