第一部分油气混输技术一、多相流输送工艺在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。
由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。
据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。
发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。
到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。
据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。
进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。
锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。
管材为X52，立管区管材X56。
海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。
海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。
海管于92年5~10月施工，年底投产。
平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。
平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。
处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。
平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。
其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。
1引育油气集输专用设备是油气田矿场地面设备的一部分，其紧随我国石油工业的产生与发展而不断进步。
建国初期，我国石油工业是个空白，到20世纪60年代初才逐渐成型。
石油人在实践中边摸索边前进，生产出适应石油工业发展需要，满足各方面要求的一系列油气田专用设备。
本文结合20世纪60年代以来至今，国外油田设备先进技术在我国油气田油气集输专用设备设计上的应用，阐述了油气集输主要专用设备如：油气分离器、电脱水器、加热炉设备等的产生、发展，并以工程实际为例阐明了油气集输主要专用设备的现状，讨论了今后的发展方向。
2油气集输主要专用设备的发展和现状2．1 60--~70年代油气集输主要专用设备的发展及存在的问题60,---70年代，油气田设备的发展虽然取得很大成绩，但和发达国家相比，存在着技术水平和管理水平低，产品不配套，质量差、效率低、能耗大等问题，使之与社会的总需求和石油工业发展的需要有一定差距。
如：油田上广泛使用的油气分离器，无论是立式的或卧式的、两相的或三相的、高压的或低压的、高油气比的或低油气比的，内构件都比较简单，也谈不上设备处理后达到什么指标。
电脱水器采用立式结构，电场为高压交流电场，且为纯加热电脱水，效果可想而知。
油田矿场油气集输系统加热设备就更差了，最初是一个井场三把火；井场使用盘管炉，井口房用热风吹炉，值班室用火墙取暖。
大站采用砖砌管式炉。
这些加热设备不仅经常烧坏，同时存在安全隐患。
后来虽研制出水套炉，但热效率不高、能耗大、污染严重，满足不了生产需要，成为油田建设的关键问题之一。
2．2 8O年代以来油气集榆主要专用设备的发展8O年代初，有关部门制定出适合实际情况的油气田地面设备长远规划和技术政策：在搞好技术基础工作的同时，通过技术引进、技术改造、技术开发、技术推广、设备筛选等，不断改进设备，加强设备的配套性。
狠抓基础技术研究，加速油田设备更新改造；增加设备品种，使产品成龙配套；加强产品质量监督检验，提高质量全面改进技术水平，提高经济效益和社会效益，降低损耗。
