油氣管道輸送是伴隨著石油工業的發展而產生的。早在1865年10月，美國修建了世界上的第壹條輸油管道。該管道直徑為50mm，長約10km。1886年美國又建成了世界上第壹條長距離輸氣管道。該管道從賓夕法尼亞州的凱恩到紐約州的布法羅，全長140km，管徑為200mm。
我國於1958年建設了第壹條從新疆克拉瑪依油田到獨山子煉油廠的原油輸送管道。該管道全長147km，管徑150mm。1963年又建設了第壹條天然氣輸送管道。該管道從重慶巴縣的九龍坡至巴南區，全長84.14km，管徑400mm，簡稱巴渝線。1976年，我國建成了格拉成品油輸送管道。該管道起於青海省的格爾木，止於西藏的拉薩，位於世界屋脊的青藏高原，是海拔最高的成品油管道，管道全長1080km，管徑150mm。此後，隨著大慶、勝利、華北、中原、四川等油氣田的開發，興建了貫穿東北、華北、華東地區的原油管道網，川渝天然氣環網，忠武、陜京、澀寧蘭等天然氣管道以及西氣東輸天然氣管道系統等。到2013年，我國已建成的油氣管道總長度已超過10×104km，初步形成了橫跨東西、縱貫南北、覆蓋全國、連通海外的油氣管網格局。
壹、油氣輸送管道構成
油氣輸送管道的類型很多，分類方法不壹。如按長度和經營方式分可將油氣輸送管道分為油田內部的管道和長距離油氣輸送管道。按被輸送介質的類型不同，可將油氣輸送管道分為原油輸送管道、成品油輸送管道、天然氣輸送管道、油氣混輸管道等。按管道所處的位置不同，可將油氣輸送管道分為陸上輸送管道和海底輸送管道等。下面主要介紹長距離輸油管道和長距離輸氣管道的構成。
1．長距離輸油管道的構成
長距離輸油管道由輸油站、線路以及輔助配套設施等部分構成，如圖7-21所示。
圖7-21 長距離輸油管道的構成
1—井場；2—轉油站；3—來自井場的輸油管；4—首站主要設施；5—調度中心；6—清管器發放區；7—首站鍋爐房等輔助設施；8—微波通信塔；9—線路閥室；10—宿舍；11—中間站；12、13、14—穿越鐵路、河流工程；15—末站；16—煉廠；17—裝卸棧橋；18—裝卸港口
輸油站的主要功能就是給油品加壓、加熱。按所處的位置不同，輸油站可分為首站、中間站和末站。管道起點的輸油站稱為首站，其任務是接收油田集輸聯合站、煉油廠生產車間或港口油輪等處的來油，經計量、加壓、加熱（對於加熱輸送管道）後輸入下壹站。首站壹般具有較多的儲油設備，加壓、加熱設備和完善的計量設施。
油品在沿管道的輸送過程中，由於摩擦、散熱、地形變化等原因，其壓力和溫度都會不斷下降。當壓力和溫度降到壹定程度時，為了使油品繼續向前輸送，就必須設置中間輸油站，給油品增壓、升溫。單獨增壓的輸油站稱為中間泵站；單獨升溫的輸油站稱為中間加熱站；既增壓又升溫的輸油站稱為熱泵站。根據功能的不同，中間站通常設有加壓、加熱設施，壹定的儲油設施，清管器收發設施等。中間站應設有越站流程。
末站是位於管道終點的輸油站（庫），其作用是接收管道來油，儲存油品或向用戶轉運。末站壹般設有較多的儲油設備，較準確的計量設施、轉輸油設施和清管器收發設施。
長距離輸油管道的線路部分包括管道本身，沿線閥室，通過河流、山谷等障礙物的穿（跨）越構築物等。輔助設施包括通信、監控、陰極保護、清管器收發及沿線工作人員生活設施等。
2．長距離輸氣管道的構成
長距離輸氣管道的構成與長距離輸油管道類似，也包括首站、中間站、末站、幹線管道以及輔助設施等部分，如圖7-22所示。
輸氣管道首站的主要功能是接收天然氣處理廠的來氣，進行分離（幹燥、除塵）、調壓和計量後送入輸氣幹線。與輸油不同的是，由於采氣井的壓力都比較高，且天然氣采出、處理、輸送的各環節都是密閉的，為了充分利用氣井壓力，通常情況下，長距離輸氣管道的首站大多不設增壓設備，可依靠氣井余壓輸至下壹站，如陜京線的第壹個增壓站就設在離管線起點100km處。
圖7-22 長距離輸氣管道的構成
根據功能不同，輸氣管道的中間站可分為接收站、分輸站和壓氣站等。接收站的功能是接收沿線支線或氣源的來氣；分輸站的功能是向沿線的支線或用戶供氣；壓氣站的功能是給氣體增壓。
輸氣管道末站的功能是接收管道來氣、分離、調壓、計量後送入用戶配氣站。若末站直接向城市輸配氣管網供氣，末站也可稱為城市門站。在有條件的地區，末站應建設地下儲氣庫，以調節供氣的不平衡。
二、輸油管道的特性及運行控制
（壹）輸油管道的特性
1．水力特性
油品在管道中流動的過程中，其壓能逐漸降低，常稱為壓降。壓降主要包括沿程壓降（習慣上稱為管道摩阻）、局部壓降和位差壓降。
（1）沿程壓降：主要是油品流過直管段時，由於油品與管壁、油品與油品之間的摩擦所消耗的壓能。可通過達西公式計算求得：
式中 hL——管道的沿程阻力損失，m；
λ——沿程摩擦阻力系數，無量綱，與流體的流態相關；
g——重力加速度，m/s2；
v——油品的運動速度，m/s；
d——管道的內直徑，m；
L——管道的計算長度，m。
（2）局部壓降：是指油品流過各種管件或閥件時所消耗的壓能。長距離輸油管道的壓能損失以沿程阻力損失為主，局部阻力損失比較小，壹般不單獨計算，而是根據管道沿線的地形起伏情況不同，取幹線長度的1%～2%作為沿線的局部摩擦阻力損失的附加長度，合並在管道沿程摩擦阻力損失的計算長度中壹並計算。通常，在地形比較平坦的地段，取局部壓降的附加長度為沿程壓降計算長度的1%；在地形起伏比較大的地段取2%；其他地段可在1%～2%之間取值。
（3）位差壓降：是指管道沿線地形變化引起的被輸送油品在管道中動水壓力的升高或降低。壹定管段內的位差壓降只與該管段的終點與起點的海拔高度有關，與管段的中間地形變化無關。管段的位差壓降等於計算段終點與起點的海拔高度之差。
油品在管道輸送的過程中，所消耗的壓能是由泵機組提供的。為此，管道沿線應設置壹定的輸油泵站，以滿足油流流動所消耗的壓能。布置泵站時，通常是先根據管道的工作參數，在管道縱斷面圖上畫水力坡降線，初步確定泵站的可能布置位置，再綜合考慮管道走向的人文、地質、環境、交通、生活等情況對站址進行適當調整。
2．熱力特性
輸送“三高”油品的常用方法是加熱輸送，其目的是提高油品溫度，避免油流在管道中凝固；減少油品中石蠟、膠質等的析出及在管壁的凝結；降低油品黏度，減小管道壓降。
油流在管道內流動過程中的溫降與輸量、環境溫度、散熱條件、油溫等諸多因素有關，加熱輸油管道中油流溫度沿線的變化規律可用舒霍夫溫降公式計算，即：
式中 G——管道的質量輸量，kg/s；
K——油流通過管壁向管道鋪設處周圍環境的傳熱系數，W/（m2·℃）；
l——溫度計算點離加熱站出口的距離，m；
t0——管道周圍介質的溫度，℃；
tc——加熱站的出站油溫，℃；
tl——距出站l處的油溫，℃。
C——平均輸送溫度下油品的比熱容，J/（kg·℃），
D——管道的計算直徑（對於無保溫的管道，取鋼管的直徑；對於有保溫層的管道，取保溫層內外直徑的平均值），m。
實際上，加熱輸油管道的熱能和壓能的供求是相互聯系、相互影響的。增加熱能的供應，輸送溫度升高，油品黏度降低，管道摩擦阻力減少。增加壓能供應，壹方面輸量增加，溫降變慢；另壹方面，在較高的壓力下，可以輸送溫度較低的流體。在這相互聯系和影響的兩種能量中，熱能是起主導作用的。因此對加熱輸油管應綜合考慮其熱力特性和水力特性，按熱力特性計算全線所需的加熱站數，按水力特性確定全線所需的泵站數，然後在管道的縱斷面圖上進行加熱站、泵站布置並進行校核和調整。
（二）輸油管道的運行控制
1．運行參數的調節與控制
在輸油管道的運行過程中，由於受到諸多因素的影響，其運行工況將發生壹定程度的變化。因此在管道的實際運行過程中，有時需要對參數進行調節和控制。
調節壹般以輸送量作為對象，控制壹般以泵站的進出站壓力作為對象。
輸送量調節的方法很多，常用的有改變泵的轉速、車削泵葉輪、拆卸多級離心泵葉輪級數、大小泵匹配、進出口節流等。
壓力調節的目的是保證管道運行過程中的穩定性，其調節的對象是輸油站的進出站壓力。壓力調節的常用措施是改變輸油泵機組的轉速、節流和回流。
2．輸油管道中的水擊及其控制
輸油管道系統正常運行過程中，其流態是穩定的。但在實際生產過程中，需要進行泵的啟停、閥門的啟閉、流程的切換等操作。這些操作都將會使管道中流體的流速發生突變，從而引起管內壓力的突變，這種現象稱為水擊。
水擊危害主要體現在兩個方面：壹是超壓危害，可能使管道系統的壓力超過管道的承壓能力造成管道的破壞；二是減壓損壞，可能使管道系統的壓力低於正常工作壓力，致使管道失穩變形。當然，水擊產生的壓力波也可能會向上遊或下遊傳播，對上遊或下遊的泵站特性產生壹定影響。因此，應采取有效措施對水擊危害加以控制，常用的方法主要有泄壓保護、調節閥自動調節、泵機組自動停運等保護措施。
泄壓保護是在管道可能出現超壓的位置，安裝專用的泄壓閥門，在出現水擊超壓時，打開泄壓閥門從管道中泄放壹定數量的液體，從而使管道內壓力下降，避免水擊危害。
調節閥自動調節保護是根據管道運行壓力的變化自動對閥門的開啟度進行調節，以滿足保護管道系統的要求。調節閥自動調節保護大都與其他保護措施配合使用。
泵機組自動停運就是在泵站的吸入壓力過低、出站壓力過高時，通過自動控制系統停運壹臺或多臺輸油泵，以降低泵站的能量輸出，減小泵站的輸送量，使出站壓力下降，進站壓力升高。這種方法主要用於串聯泵機組泵站的保護。
三、油品的順序輸送
油品順序輸送是指在壹條管道內，按照壹定的批量和次序，連續地輸送不同種類的油品。由於經常性變換輸油品種，所以在兩種油品交替時，在接觸界面處將產生壹段混油。混油產生的因素主要有兩個：壹是由於在管道橫截面上，液流沿徑向流速分布不均勻，使後邊的油品呈楔形進入前面的油品中；二是由於管道內液體的紊流擴散作用。
（壹）混油的檢測
為了指導順序輸送管道的運行管理，需要對兩種油品交替過程中的混油情況進行檢測。目前常用的混油濃度檢測方法有密度法、超聲波法、記號法等。
密度法是利用混合油品的密度與各組分油品的密度、濃度之間存在線性疊加關系的原理進行檢測的。此法是在管道沿線安裝能自動連續測量油品密度的檢測儀表，通過連續檢測混油密度的變化，檢測混油濃度的變化。
超聲波法是根據聲波在不同密度油品中的傳播速度不同的特性而進行檢測的。在常溫條件下，油品的密度越大，聲波在油品中的傳播速度就越快。混油濃度的超聲波法就是根據這壹原理，在管道沿線安裝超聲波檢測儀表，通過連續測量聲波通過管道的時間，確定管內油流的密度，從而檢測混油的濃度。
記號法檢測是先將熒光材料、化學惰性氣體等具有標識功能的物質溶解在與輸送油品性質相近的有機溶劑中，制成標識溶液。使用時，在管道起點兩種油品的初始接觸區加入少量的標識溶液，該標識溶液隨油流壹起流動，並沿軸向擴散，在管道沿線檢測油流中標識物質的濃度分布，即可確定混油段和混油界面。
（二）減少混油量的措施
在油品的順序輸送中，我們總是希望盡量減少混油量，控制混油量的措施有很多，首先我們可以采用先進、合理的技術工藝措施來減少混油量（例如簡化流程，加大交替油品的輸量，采用密閉輸送流程等）；其次是采取壹些專門的措施來減少混油量，如機械隔離法和液體隔離法等。
機械隔離法是將壹定的機械設施投放於兩種油品中間，將兩種油品隔離，以減少油品的混合。常用的隔離設施有橡膠隔離球和皮碗形隔離器等。
液體隔離法是在兩種交替的油品之間註入隔離液，以減小混油量。常用作隔離液的物質有：與兩種油品性質接近的第三種油品、兩種油品的混合油、水或油的凝膠體、其他化合物的凝膠體等，其中凝膠體隔離液具有較好的應用特性。
（三）混油的處理方法
處理混油的方法主要有兩種：壹是在保證油品質量標準要求的前提下，分批將混油摻入純凈油中銷售或降級使用。如在順序輸送汽油和柴油時，可把汽油濃度高的混油段接收在汽油混油儲罐中，柴油濃度高的混油段接收在柴油混油儲罐中，將兩種混油分別小批量地摻入汽油和柴油的純凈油中銷售。這種方法適用於混油程度較輕且終點兩種油品的銷售量都較大的情況。二是將混油就近輸至煉油廠加工處理。這種方法適用於混油程度較重，或終點混合油品的純凈油銷售量較小的情況。
四、輸氣管道及城市燃氣輸配
天然氣管道是陸上輸送大量天然氣唯壹的手段。海上運輸天然氣的方法之壹是將天然氣先降到-160℃成為液化天然氣，然後裝船運輸，運到目的地以後加溫又由液態轉為氣態，恢復天然氣的性能。海上另壹種天然氣輸送方法仍然是敷設海下輸氣管道。大西洋中的北海油田所產的天然氣就是用1000km的海下管道輸到英國和歐洲大陸的。
天然氣的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和其他烴類，還有少量硫化氫、二氧化碳和水蒸氣，有時氣井中還帶有冷凝液和水等液體。在進入管道前必須在處理場除去硫化氫和二氧化碳等。
天然氣管道有以下幾個特點：壹是輸氣管道是個自始至終連續密閉帶壓的輸送系統，不像輸油系統有時油品進入常壓油罐；二是天然氣管道更直接為用戶服務，直接供給家庭或工廠；三是天然氣密度小，靜壓頭影響小於油品管道，設計時高差小於200m靜壓頭可忽略不計，輸氣管道幾乎不受坡度影響；四是天然氣是可壓縮的，因此不存在突然停輸產生的水擊問題；五是天然氣管道比輸油管道更要重視安全；六是天然氣管道與城市煤氣管道不同，天然氣來自氣井起輸的壓力比城市煤氣高，天然氣管道進入城市總站以後要減壓到城市管網壓力才能向城市供氣。
壹個完整的城市配氣系統主要由以下幾部分組成：
（1）配氣站。配氣站是城市配氣系統的起點和總樞紐，其任務是接受幹線輸氣管的來氣，然後對其進行必要的除塵、加臭等處理，根據用戶的需求，經計量、調壓後輸入配氣管網，供用戶使用。
（2）儲氣站。儲氣站的任務是儲存天然氣，用來平衡城市用氣的不均衡。其站內的主要設備是各種不同種類的儲氣罐。實際中，配氣站和儲氣站通常合並建設，合稱儲配站。
（3）調壓站。調壓站設於城市配氣管網系統中的不同壓力級制的管道之間，或設於某些專門的用戶之間，有地上式和地下式之分。站內的主要設備是調壓器，其任務是按照用戶的要求，對管網中的天然氣進行調壓，以滿足用戶的需求。
（4）配氣管網。配氣管網是輸送和分配天然氣到用戶的管道系統。根據形狀可分為樹枝狀配氣管網和環狀配氣管網。前者適用於小型城市或企業內部供氣，其特點是每個用氣點的氣體只可能來自壹個方向；環狀配氣管網可由多個方向供氣，局部故障時，不會造成全部供氣中斷，可靠性高，但投資較大。