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一、概述
油气混输管道、数字化管道、完整性管理、HSE管理等国际前沿技术和先进理念在我国油气储运领域获得了较好的应用和发展，使我国的油气储运技术进入了一个全新的发展阶段。随着我国经济的持续高速发展，油气能源紧缺的状况日益加剧。2009年，我国进口石油的总量已经超过石油总消耗量的50%。2特殊区域油气储运技术
二、海洋油气储运技术
中国石油自2004年获得南海10×104km2的海洋石油勘探开发矿权之后，也开始向海洋石油开发领域进军，但至今，在海洋油气储运工程的设计和建设能力方面，尚未达到成熟完善的技术水平。除了已经发现的滩浅海油田之外，在未来若干年，中国石油有望在近海和深水区域有所发现，因此，迫切需要加快形成具有中国石油特色的海洋石油储运工程实施能力。我国的渤海、东海和南海蕴藏着丰富的油气资源，海洋石油工业未来的发展潜力巨大，但与美国、英国、法国、挪威等海洋石油强国相比，甚至与巴西、墨西哥、印尼等发展中国家相比，我国的海洋石油技术仍处于落后状态，尤其在深水开发领域。资料显示，深水石油可采储量约占全球石油可采储总量的22%，其开发前景非常广阔。在国外，对2000～3000m水深的油气田的开发技术已经相当成熟，而在我国，海洋石油开发技术适应的最大水深仅为330m。在深水开发方面，油气储运领域面临的挑战主要有3个方面：（1）是海底长距离输送管道在复杂海底地貌和地质情况、恶劣海况条件下的设计和施工技术；（2）是大型水下储油设施的设计和建造技术；（3）是与储运工程配套的水下增压和处理设备、水下输变电、水下自动化技术等。
三、多年冻土地带长输管道敷设技术
如何解决冻土危害呢？美国Alyeska热油输送管道主要采取架空敷设和热管技术，解决管道的融沉问题；加拿大NormanWells为常温输送管道，主要采取木屑护坡的措施，防止管道冻融滑塌。从表现形式上看，冻融危害比融沉危害更为复杂。正在建设的中-俄原油管道工程漠河至大庆段管道，是目前我国纬度最高且采用常温输送的管道。该管道沿线处于欧亚大陆冻土区东南边缘，冻土总体厚度较薄，稳定性较差。地表覆盖环境的破坏和气候变暖都将导致冻土退化，严重影响管道敷设的长期稳定性。总长950km的漠-大管道沿线，有500km管道敷设在多年冻土区域，其中，冻土影响较大的管段约120km，主要表现为冻融危害。尽管NormanWells管道与漠-大管道均采用常温输送工艺，但因前者管径较小（DN300mm），输送至50km以后管道的油温即基本稳定在周围土壤温度左右，受冻融危害影响的管段较短；相对而言，我国漠-大管道的管径和输量都比较大，管道油温对周围土壤的影响段（非等温段）更长，冻融危害的情况更为复杂，也更为严重。
四、天然气水合物储运技术
20世纪90年代中期，挪威Aker公司以天然气输量40×108m3/a、输送距离5500km为条件，对以天然气水合物（NGH）和液化天然气（LNG）两种不同形式的储运方式做比较，结果表明，生产、储存、运输NGH的费用至少比LNG的低26%。同时，天然气水合物还具有制备温度和压力条件不苛刻、再次气化释放速度较慢且易于控制、安全性较好等优点，是一种具有广阔发展前景的天然气储运新技术。天然气水合物储运技术是以罐装运输为主要特征的技术，适用于边远、零散气源的收集以及提供给下游的分散用户。20世纪90年代初，挪威科技大学提出天然气水合物在常压下、大规模储存和运输时，不必冷却到平衡温度以下，而是将其冷冻到水的冰点以下、平衡温度以上（-15～-5℃），完全绝热，水合物就可以保持稳定。
五、油气混输技术
2007年，在挪威海域水深850m的奥曼兰格凝析气田建设了两条并列敷设、口径为750mm、长度为120km的海底混输管道，该管道用来将24口气井产出的天然气-凝析油直接输送到陆岸终端。该系统是目前世界上真正意义的水下多相流开采系统，主要由水下井口基台模块、自压混输海底管道、水合物抑制系统、水下变配电系统、水下自动化系统构成，其最大特点是全部生产设施均置于海底，海面上无任何建构筑物。第二项是海底混输增压技术。2007年，英国BP公司在美国墨西哥湾的King油田，首次在水深1676m和距离主张力腿平台24km的条件下，安装投产了2台单重达92t的海底多相混输泵，用于输送油井产物，在水深和海底增压输送距离上均刷新了世界记录。自20世纪90年代以来，我国开始在该领域追赶国际研究进展的步伐。九五期间，中国石油天然气集团公司立项开展了“油气水混相输送技术研究”，在跟踪国外先进技术的基础上，取得了一系列研究成果。单条混输管道的最大输油量达到了220×104t/a、输气量达到了8×108m3/a，其输量和长度的综合指标进入了世界前列，这标志着我国长距离油气混输技术的发展进入了一个新的阶段。
参考文献
[1]李允著.油藏模拟[M].石油大学出版社，1999.
[2]Anon1TertiaryoilrecoveryprojectmakesCanadianoilhistory[J]1Endrgyprocessing/Canada，1985，78（1）：22-24.
[3]吴迎霞，沈赤霞.管道防腐用改性EVA热熔胶的研制.化学与黏合，2006（3）.
[4]刘雅军.油气管道环焊缝防腐涂装技术研究.天津大学，2004（12）.
[5]杨雪梅，刘玲莉，刘志刚，孟凡民.我国油气管道防腐层大修技术现状.油气储运，2002（10）.
[6]宋承毅. 我国油气储运技术面临的挑战及发展方向.石油规划设计，2011-10.
油气混输管道、数字化管道、完整性管理、HSE管理等国际前沿技术和先进理念在我国油气储运领域获得了较好的应用和发展，使我国的油气储运技术进入了一个全新的发展阶段。随着我国经济的持续高速发展，油气能源紧缺的状况日益加剧。2009年，我国进口石油的总量已经超过石油总消耗量的50%。2特殊区域油气储运技术
二、海洋油气储运技术
中国石油自2004年获得南海10×104km2的海洋石油勘探开发矿权之后，也开始向海洋石油开发领域进军，但至今，在海洋油气储运工程的设计和建设能力方面，尚未达到成熟完善的技术水平。除了已经发现的滩浅海油田之外，在未来若干年，中国石油有望在近海和深水区域有所发现，因此，迫切需要加快形成具有中国石油特色的海洋石油储运工程实施能力。我国的渤海、东海和南海蕴藏着丰富的油气资源，海洋石油工业未来的发展潜力巨大，但与美国、英国、法国、挪威等海洋石油强国相比，甚至与巴西、墨西哥、印尼等发展中国家相比，我国的海洋石油技术仍处于落后状态，尤其在深水开发领域。资料显示，深水石油可采储量约占全球石油可采储总量的22%，其开发前景非常广阔。在国外，对2000～3000m水深的油气田的开发技术已经相当成熟，而在我国，海洋石油开发技术适应的最大水深仅为330m。在深水开发方面，油气储运领域面临的挑战主要有3个方面：（1）是海底长距离输送管道在复杂海底地貌和地质情况、恶劣海况条件下的设计和施工技术；（2）是大型水下储油设施的设计和建造技术；（3）是与储运工程配套的水下增压和处理设备、水下输变电、水下自动化技术等。
三、多年冻土地带长输管道敷设技术
如何解决冻土危害呢？美国Alyeska热油输送管道主要采取架空敷设和热管技术，解决管道的融沉问题；加拿大NormanWells为常温输送管道，主要采取木屑护坡的措施，防止管道冻融滑塌。从表现形式上看，冻融危害比融沉危害更为复杂。正在建设的中-俄原油管道工程漠河至大庆段管道，是目前我国纬度最高且采用常温输送的管道。该管道沿线处于欧亚大陆冻土区东南边缘，冻土总体厚度较薄，稳定性较差。地表覆盖环境的破坏和气候变暖都将导致冻土退化，严重影响管道敷设的长期稳定性。总长950km的漠-大管道沿线，有500km管道敷设在多年冻土区域，其中，冻土影响较大的管段约120km，主要表现为冻融危害。尽管NormanWells管道与漠-大管道均采用常温输送工艺，但因前者管径较小（DN300mm），输送至50km以后管道的油温即基本稳定在周围土壤温度左右，受冻融危害影响的管段较短；相对而言，我国漠-大管道的管径和输量都比较大，管道油温对周围土壤的影响段（非等温段）更长，冻融危害的情况更为复杂，也更为严重。
四、天然气水合物储运技术
20世纪90年代中期，挪威Aker公司以天然气输量40×108m3/a、输送距离5500km为条件，对以天然气水合物（NGH）和液化天然气（LNG）两种不同形式的储运方式做比较，结果表明，生产、储存、运输NGH的费用至少比LNG的低26%。同时，天然气水合物还具有制备温度和压力条件不苛刻、再次气化释放速度较慢且易于控制、安全性较好等优点，是一种具有广阔发展前景的天然气储运新技术。天然气水合物储运技术是以罐装运输为主要特征的技术，适用于边远、零散气源的收集以及提供给下游的分散用户。20世纪90年代初，挪威科技大学提出天然气水合物在常压下、大规模储存和运输时，不必冷却到平衡温度以下，而是将其冷冻到水的冰点以下、平衡温度以上（-15～-5℃），完全绝热，水合物就可以保持稳定。
五、油气混输技术
2007年，在挪威海域水深850m的奥曼兰格凝析气田建设了两条并列敷设、口径为750mm、长度为120km的海底混输管道，该管道用来将24口气井产出的天然气-凝析油直接输送到陆岸终端。该系统是目前世界上真正意义的水下多相流开采系统，主要由水下井口基台模块、自压混输海底管道、水合物抑制系统、水下变配电系统、水下自动化系统构成，其最大特点是全部生产设施均置于海底，海面上无任何建构筑物。第二项是海底混输增压技术。2007年，英国BP公司在美国墨西哥湾的King油田，首次在水深1676m和距离主张力腿平台24km的条件下，安装投产了2台单重达92t的海底多相混输泵，用于输送油井产物，在水深和海底增压输送距离上均刷新了世界记录。自20世纪90年代以来，我国开始在该领域追赶国际研究进展的步伐。九五期间，中国石油天然气集团公司立项开展了“油气水混相输送技术研究”，在跟踪国外先进技术的基础上，取得了一系列研究成果。单条混输管道的最大输油量达到了220×104t/a、输气量达到了8×108m3/a，其输量和长度的综合指标进入了世界前列，这标志着我国长距离油气混输技术的发展进入了一个新的阶段。
参考文献
[1]李允著.油藏模拟[M].石油大学出版社，1999.
[2]Anon1TertiaryoilrecoveryprojectmakesCanadianoilhistory[J]1Endrgyprocessing/Canada，1985，78（1）：22-24.
[3]吴迎霞，沈赤霞.管道防腐用改性EVA热熔胶的研制.化学与黏合，2006（3）.
[4]刘雅军.油气管道环焊缝防腐涂装技术研究.天津大学，2004（12）.
[5]杨雪梅，刘玲莉，刘志刚，孟凡民.我国油气管道防腐层大修技术现状.油气储运，2002（10）.
[6]宋承毅. 我国油气储运技术面临的挑战及发展方向.石油规划设计，2011-10.