油气管道技术发展现状与展望

截至2020年，全球在役油气管道总里程约2.019×10⁶ km，其中天然气管道约1.350×10⁶ km，原油管道约4.01×10⁵ km，成品油管道约2.68×10⁵ km。北美地区、欧洲、俄罗斯及中亚地区、亚太地区是全球油气管道主要分布地，美国、俄罗斯、中国分列油气管道总里程的前三位^[1]。北美地区建成了全球集成度最高的油气管网体系，在役油气管道总里程约8.4×10⁵ km；欧洲建成了以进口管道与区域联通管道为主的管网系统，在役油气管道总里程约3.15×10⁵ km；俄罗斯及中亚地区管道总里程约2.961×10⁵ km。从油气管道建设发展趋势来看，亚太地区正处于经济高速发展阶段，对油气管道基础设施的建设将加速推进^[1]。文章源自云智设计-https://www.cidrg.com/news/forward/18154.html

中国已成为全球第三管道大国，创建并发展了适应中国油气特征的油气管道技术体系，为能源战略安全与国民经济发展保驾护航^[2⇓-4]。截至2021年底，中国建成油气长输管道总里程累计达到1.48×10⁵ km，其中天然气管道里程约8.76×10⁴ km、原油管道里程约3.13×10⁴ km、成品油管道里程约2.91×10⁴ km^[4]。预计2025年，全国油气管网规模将达到2.4×10⁵ km^[5]。在配套储备库及大型储备库建设方面，建成舟山、舟山扩建、镇海、大连、黄岛、独山子、兰州、天津及黄岛国家石油储备洞库共9个国家石油储备基地^[6]；建成液化天然气接收站22座，总接收能力1.0225×10⁸ t/a；储气库30座，库容规模达5.4009×10¹⁰ m³，调峰能力约1.4969×10¹⁰ m^3[2]。文章源自云智设计-https://www.cidrg.com/news/forward/18154.html

（1）大口径、高压力管道制管技术及设备国产化取得突破。建成的中俄东线天然气管道是国际上首次采用1422 mm大口径、X80高钢级、12 MPa高压力的管道，实现了一系列设备的国产化。① 制管技术国产化。国产X80钢管已广泛应用于实际工程建设，建设里程超越国外X80管道里程总和^[2]。② 核心装备国产化。压缩机组、输油泵机组、大口径全焊接球阀等关键装备实现自主制造，管道核心装备整机国产化率达95%^[2] 。文章源自云智设计-https://www.cidrg.com/news/forward/18154.html

（2）复杂地质条件的管道施工与配套技术不断发展完善。① 海底管道敷设走向深海。建立了深水海底管道工程技术及装备体系，具备1500 m超深水油气管道自主建设工程技术能力，建成“深海一号”并成功投产^[7]，如图1^[7]所示；研制了“海洋石油201”“海洋石油286”等系列化专用工程施工船舶及装备，实现海管铺设水深从300 m至1500 m的突破^[7]。② 高寒冻土区管道敷设取得突破。中俄原油管道漠大线是中国第一条通过永冻土区的管道，面对多年冻土退化、低温和脆弱生态的管道建设挑战，创新性地提出了冻土调控原则和系统性解决方案^[8]。文章源自云智设计-https://www.cidrg.com/news/forward/18154.html

（1）管道完整性管理技术趋于完善。建立了适合中国国情的风险评价方法，形成了设备设施运维风险评估技术，全面提升设备运维的管理水平^[9]。完整性管理关键技术和工业化应用不断取得新成果，2002年首次在国内完成陕京一线大口径天然气管道的内检测；2012年攻克螺旋焊缝检测与评价技术；2015年以来，相继发布了《管道系统完整性管理实施指南（SY/T 6975—2014）》《油气管道系统完整性管理规范（GB 32167—2015）》等国家及行业标准^[10]，完整性管理的实施使中国管道安全保障能力显著增强^[11-12]。

（2）管道安全评价技术步入新阶段。高强管线钢的应用使得管道安全评价面临新的挑战，在管道止裂方面，明确了X80高强管线钢在服役条件下发生应变时效的条件。高强管线钢（尤其是焊缝区）材料韧性和止裂能力会降低^[13]；研究了以裂纹尖端张开角作为止裂韧性参数的止裂控制^[14]。随着油气管道服役时间的延长，管道面临的腐蚀失效问题愈加严峻。目前，弱酸的腐蚀机制已经明确，相应的腐蚀预测模型也已趋于成熟，结合流动模型和腐蚀机制建立腐蚀速率预测方法是未来准确评估油气管道腐蚀的目标之一^[15]。为了更好地防控管道爆炸事故，开展了管道油气爆炸实验体系研究，为油气管道安全及防护设计提供参考^[16]。

（3）天然气管道可靠性研究取得阶段性成果。随着中国天然气管道建设进入高速发展阶段，基于可靠性的设计和评价方法是大型天然气管网可靠运行、保障供气的发展方向。在管道设计方面，基于可靠性的设计和评价方法针对实际失效形式进行设计，建立了管道可靠度计算框架等^[17]。在保障供气方面，发展了基于不确定性用气量的输气管网供气可靠度计算方法，考虑了用户用气随机性，更加符合实际情况^[18]。

随着“全国一张网”的加速形成，开展多源多汇大型复杂油气管网系统仿真及运行优化技术攻关十分必要。经过数十年的发展，油气管道仿真技术取得了突破，对于管网规模的适应性与国外商业软件相当^[19]；国产天然气管网仿真软件在川气东送天然气管道、南海西部海底天然气管道等取得了成功应用^[20]；油气集输管网仿真软件实现了国产化^[21]；成品油管网规划、运行及调度等技术日臻成熟，开发了通用成品油管道调度计划编制仿真软件^[22]；实现了管网仿真模式从离线仿真向在线仿真、适用规模从小型管网向大型复杂管网的发展^[23-24]（图2^[23]）。

立足中国原油多高含蜡、高凝点的特点，通过自主创新，易凝高黏原油流变性研究及改性输送技术居国际领先，建立了易凝高黏原油安全经济输送理论和方法^[25]。在原油改性技术及其工程应用领域不断深入，降凝剂改性^[26-27]、电磁改性^[28-29]成为新一代原油改性技术，并持续推进原油流动保障体系研究^[30-31]，相继研发了原油管道改性输送技术、减阻增输技术等。同时，在冷热油交替输送、间歇输送和同沟敷设管道间的热力影响方面取得长足进步，体现了中国原油管道流动保障技术的高质量发展^[25]。

海洋油气管道流动保障技术不断进步。由于海底管道输送的复杂介质、恶劣的水下环境，海洋油气管道面临严峻的流动安全挑战。围绕流动安全设计技术、流动安全监测及流动管理技术等开展了深入研究与应用。针对流动安全监测，形成了集分布式光纤、序贯概率、次声波泄漏于一体的海底管道泄漏检测系统^[32]，并基于压力脉冲波检测法发展了水合物堵塞监测技术^[33]。针对海底管道易凝高黏原油多相混输，发展了海底管道固相沉积预测及防控理论与技术，逐步形成蜡及水合物固相防治技术体系^{[34⇓⇓⇓⇓-39]}，添加降黏减阻剂的混输管道工艺设计方法得到应用^[7]。

油气集输与处理技术的研究不断进步。油田集输方面包括不加热集油工艺、地层热能利用技术、软件量油技术^[40]。气田集输方面包括井下节流技术、简化计量技术、高酸性气田高效集输技术、高含硫高含碳天然气净化技术，发展了高强度、高含硫湿气集输管材与防腐工艺^[40]。针对高含水油田开发期采出液，形成了重力沉降、旋流分离、基于电场破乳的采出液预分水技术体系^[41]，在紧凑型气液分离、油水强化分离、高效污水处理技术方面形成了技术优势^[42]。在天然气分离方面，发展了超声速旋流分离技术^[43]。在油气田地面工程绿色低碳发展趋势下，形成了油气储罐挥发性有机化合物减排技术体系^[44]，从整体评价层面建立油气田集输系统能效指标体系，助力集输系统能效水平的提升^[45]。

地下水封储存是石油等能源储存的重要方式之一。建立了基于监测数据的水幕水位动态优化方法，提出了洞库扩建与海水入侵风险下水封性评价方法，发展了地下洞库稳定性监测技术^[46]。地下储气库是天然气调峰、战略储存的主要方式。经过20多年的建设实践，克服了建库地质条件差、卤水消化慢等外部困难，研发出一系列具有自主知识产权的新技术和新装备^[47]。形成了复杂盐层水溶造腔仿真技术，研发了针对层状盐岩不规则溶腔的修复方法，建立了一系列复杂盐岩地层中地下储备库建造关键理论与新技术^[48]，如图3^[48]所示。

液化天然气储库是进口液化天然气融入天然气管网的重要基础设施。液化天然气装备的国产化工作正有条不紊地推进，成功实现了低温9%Ni钢的应用；在液化工艺方面，形成了如单循环混合冷剂天然气液化技术、双循环混合冷剂天然气液化技术、丙烷预冷的混合冷剂循环天然气液化技术^[49]，攻克了适用于海洋及边际气田的浮式天然气液化装置关键工艺与装备^[50]。为实现节能降耗、绿色环保要求，发展了冷能利用新工艺，如基于变压吸附制氮系统的低温蒸发气再冷凝工艺^[51]。

《中长期油气管网规划》明确^[5]，中国正在推动能源生产与消费革命，油气在能源中的地位逐步提高，今后10~15年仍是油气管道建设的高峰期。预计到2030年，中国油气管道总里程将达到2.5×10⁵~3×10⁵ km，基本建成现代油气管网体系。

能源结构变革下油气储运承担新任务。在“碳达峰、碳中和”目标下，能源消费结构将从传统的化石能源向清洁低碳能源加速转变^[52]，如图4^[52]所示，油气管道将面临新的挑战与任务。一方面，进一步推进大型天然气管网仿真与优化运行、易凝高黏原油管道输送、油气管道能效与净零排放、智慧能源体系构建等；另一方面，统筹推进规模化碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS）技术研发、示范和产业化应用，及氢能“制—储—输—用”全链条发展。针对CCUS及氢能储存、管道运输新任务，需着重于CO₂管道运输与封存、天然气管道掺氢与纯氢输送等新理论、新技术的研发。

促进智慧油气管网技术发展，形成管网全面感知数据分析的传感系统，推动实现油气管网全要素数字化、全状态可视化和智能化，突破管网全方位感知、数据挖掘利用及管网智能综合决策等关键技术^[2]。能源结构转型下，能源互联网正逐渐形成，可再生能源将逐步成为能源主体。以油气管网系统为切入点，结合互联网技术，不断挖掘天然气管网在能源互联网中的调峰、储能的优势作用，积极探究油气管网在能源互联网的参与模式及发展方向，以实现多能源之间的互补^[53]。

立足于油气管道自身特点，在能源消费结构变革中，新介质储运及非常规管道技术将是今后油气管道的关键技术之一。CO₂管道运输技术助力CCUS全面推进，立足能源结构调整及能源利用效率提升，预计2030年前中国CO₂排放达到峰值、2060年CO₂排放量约为1.5×10⁹ t，预计需CCUS利用规模约为1.0×10⁹ t^[52]，管道运输将成为CCUS技术的关键，应着重攻克CO₂管道运输工艺及安全关键技术。

积极开展纯氢与掺氢天然气管道安全技术研究，利用已有天然气管网以掺氢天然气的形式输送氢气，加快氢能管道发展^[54]，重点推进复合储氢技术研发^[55]。探索利用高压天然气管道运载新能源的囊式输送技术，将新能源介质等装入囊体，借助管道中流体的推动力实现囊体的输送^[2]。

积极推动天然气管道建设，发挥天然气在能源消费结构变革中的关键作用；发展面向多源多汇的大型油气管网仿真及调控技术，加速储库与油气管网的融合，加快油气管网智慧化进程。推进高强管线钢安全评价技术，健全对高钢级管道的完整性管理相关标准、法规。面向深水油气输送，推进易凝高黏原油混输流动表征及改性技术研发，发展海底管道蜡及水合物固相防治技术体系，完善海底管道流动保障技术；实现海底管道及水下生产设施的关键设备、工艺的自主研发。优化地面集输系统工艺，从综合能效的角度开展老油气田改造、新油气田建设新能源综合开发体系，实现绿色低碳发展。针对新介质输送，攻克CO₂、H₂等管道工艺及安全防护等技术，加快技术标准、政策法规的建立与完善。

中国的油气管道行业经过近70年的发展，已逐渐形成了适应中国国情的完整技术体系，支撑了中国油气行业的高质量发展，取得了辉煌的成就，部分领域技术已达到国际领先水平，但在一些方面相较于国外仍存在差距。在“碳达峰、碳中和”目标下，结合智能技术、新介质管道及非常规管道技术，油气管道技术必将迎来新的改革和创新。