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长距离输送管道场站典型输油工艺流程1. 引言长距离输送管道场站是油气工业中的重要环节，用于将产出的原油从采油区输送到储油区。
典型的输油工艺流程包括原油采集、处理、输送和储存等多个环节，下面将详细介绍每个环节的工艺流程。
2. 原油采集原油采集是输油工艺流程的第一步，通过在油田开展采油作业，将地下储存的原油提取出来。
原油采集包括以下几个步骤：2.1 井口装置在油田开采过程中，井口装置起着关键作用。
井口装置包括采油泵、分离器和测量器等设备，用于抽取地下原油、分离掺混物和测量原油流量。
2.2 分离和处理采集到的原油中可能含有杂质和水分，在输送前需要进行分离和处理。
分离过程中，使用分离器将原油和水分、杂质等物质分离，并达到一定的纯度要求。
处理过程中，可以通过加热、冷却等方式对原油进行处理，以达到运输要求。
3. 输送原油采集和处理完成后，需要通过管道输送到储油区。
输送环节包括以下几个步骤：3.1 管道设计管道设计是输油工艺流程中的重要一环。
设计师需要考虑到输送能力、输送距离、管道材质等因素，选择合适的管径和管道布置方式。
此外，还需要进行压力计算、设置阀门和调节器，以确保输油过程的安全可靠。
3.2 压缩站长距离输送过程中，由于油管阻力和重力影响，原油需要通过压缩站增加输送能力。
压缩站通过增加压力，将原油推动到更远的地方，以实现长距离输送的要求。
3.3 输送控制在输送过程中，需要设置监测仪器和控制设备，对输送过程进行监控和控制。
监测仪器可以实时测量原油流量和压力等参数，确保输送过程的稳定。
控制设备可以根据实时数据进行调节，以确保输送的安全和高效。
4. 储存原油输送到储油区后，需要进行储存和处理，以备后续使用。
储存环节包括以下几个步骤：4.1 储油罐在储油区设置储油罐用于存储原油。
储油罐可以分为固定顶式和浮顶式两种类型，根据实际需求进行选择。
储油罐需要具备防腐蚀、防漏和防静电等功能，确保储存原油的安全性和质量。
4.2 沉降和过滤在储存过程中，原油中可能会出现悬浮物和杂质，需要进行沉降和过滤处理。
《油气长距离管道输送》课程标准《采油工艺技术》课程标准课程名称: 尤其长距离管道输送适用专业: 三年制高职油气开采技术专业建议学时：1 课程定位与设计思路1.1 课程定位《油气的长距离管道输送》是油气储运技术专业的一门专业技术核心课程，教学内容涵盖面较广，技术含量高；通过本课程的学习，使学生掌握长距离输油气管道的基本技能，强化责任意识，培养学生分析和解决本专业生产实际问题的能力。
先修课：高等数学、计算机、机械制图，工程力学，流体参数的测量与调控，传热学，油气储运设备的操作与维护，储运油料物性分析与参数测量平行课：油气集输，油气的长距离管道输送，油气储运自动化控制后续课：毕业设计，顶岗实习1.2 设计思路１）工学结合、职业活动为导向；本课程是从油品储运操作工和油品装卸工为职业活动导向的案例引入，从案例引出实际的项目、任务和问题，老师对问题进行试解、演示，学生可以先模仿再进行反复的练习。
老师对学生的引导不是理论推导，更多的是行动导向。
（２）突出能力目标；本课程的能力目标是以职业岗位需求为准，用具体、可检验的语言，准确描述本课程的能力目标：“能（会）用××做××”，例如：会用计量器具进行油品的计量操作；能用灭火器灭火等等；能力目标是终要达到的目的，而能力目标是通过对知识目标的学习达到的。
（３）项目任务为载体；选择、设计一个或几个贯穿整个课程的大型综合项目，作为训练学生职业岗位综合能力的主要载体。
这就是以项目为课程能力训练载体的原则。
本课程选择项目的要点主要是：实用性、典型性、覆盖性、综合性、趣味性、挑战性、可行性。
（４）能力实训；通过反复的实训过程，来培养学生的能力目标和其他目标。
（５）学生为主体；（６）知识理论实践一体化的课程教学2 工作任务与课程目标2．1 工作任务通过本课程的教学，要求学生了解长距离管道输送的工艺流程，掌握尤其长距离管道输送的基本操作、管理与维护，常用工艺参数的测量、计算与调节。
气田集输管线系统工艺技术成效及展望【摘要】作为将各个油井的井液进行汇集后通过管线系统传送到油气处理装置的系统，气田集输管线系统传输技术对油田管理起了关键性的作用。
通过对现场的实地考察，确定方案，确定使用的技术。
我国已经取得了部分成效，未来的发展有很大的空间。
【关键词】气田集输管线油田工艺技术1 气田集输技术综述集输系统是将分油井的井中液体进行汇集之后送给油气处理装置的系统，气田内部的集输工艺按照对象数量可分为单井集气和多井集气。
气田集输技术中采用的分离技术可分为常温分离和低温分离。
气田增压设备常采用往复式压缩机、燃气动机燃气透平或离心式压缩机。
而气田集输的防腐蚀主要是靠防腐涂层。
在选取抗硫化物时需考虑使用抗腐蚀的金属材料并且必须加注缓蚀剂来应对腐蚀开裂的现象。
气田集输系统用管线来传送油田，天然气等，管线是联结泵、阀或控制系统的管道，在气田集输系统中起到载体的作用，在气田集输系统中起着关键性的作用。
国内的油田埋地管线普遍采用的是石油沥青涂层，而50～80℃的油气水管线则采用专用沥青。
2 气田集输系统的工艺技术因油田开发后期的需求，国内外对在地面工艺中的各个系统进行了有效的研究。
在孜孜不倦地研究之后，提出了一些理论，确定了一定的研究方向，研究了一些新材料、新设备和新工艺等。
2.1 原油处理工艺在许多国家，原油脱水是在有矿场的条件下进行的，在原油脱水的过程中通常会考虑系统的伴生水的矿化度、油田的生产方式、特点、含水率、原油物性、气候条件和开采条件等。
每个国家对净化油质量指标的要求不相同，并未定出一个统一标准。
像美国的西格奈尔希油田采用的产品收集和处理工艺是：各个井流入的油经过汇管，向里边加入破乳剂之后，经过预脱气、三相分离的两级分离之后，进入到配备着大罐抽气的大罐沉降，也就是说用大罐代替电脱水器。
代表性的还有东海油气田集输系统，在一个场地进行配套处理，包括油气分离、原油脱水、污水净化、回注等。
其特点是将罐作为末级分离器，这装置有着成品油储罐和沉降罐的功能。
浅谈油气集输工艺技术现状与发展趋势浅谈油气集输工艺技术现状与发展趋势摘要：油田集输工艺技术是很复杂的过程,对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。
本文便对油气集输行业的技术现状及发展趋势以及油田生产公司的技术现状分析及攻关方向两个方面的内容进行了详细的分析和探讨,从而详细的论述了油气集输行业的相关工艺技术。
关键词:油气集输行业工艺技术现状发展趋势油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的，它的主要特点是生产时的油田点多,面广并且线很长,同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点,所以随着油田开采技术的不断进步和发展，人们也更加的重视油田集输的生产工作了，同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。
一、油气集输行业的技术现状及发展趋势１。
油气水多相混输工艺技术长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术,目前也基本上被发达国家广泛使用,从上个世纪八十年代开始，欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析，要想真正的应用多相混输工艺技术，就必须将其与电热技术相互配合，如果真正的应用此技术，在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程,因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术．大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田，但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的.2。
原油集输工艺在许多高凝原油以及高含蜡的油田中,我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术,其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。
大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田,因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田.目前,我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段,因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点，在不断简化集输工艺技术的同时，在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。
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，并提出了研究和发展的方向。
1.我国和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和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和控制技术，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和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和建议“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、生产数据采集和控制自动化、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。
油气集输处理工艺技术现状及发展探讨摘要：油气集输过程是油田生产技术的一种，油气过程的优化对油田的顺利开发有着重要的影响。
将萃取的液化石油气和液体混合物转移到处理站，分离油气和脱水，使原油达到国家标准。
将合格的原油通过管道输送到油库储存；分离的气体被输送到后处理装置，进一步脱水、脱酸和脱氢。
可用于满足客户需求的原油和天然气分别处理。
因此，对油田采运过程技术进行相关技术讨论是十分必要的。
本文将通过分析油气集输工艺的技术现状及发展趋势，对油气集输行业的相关工艺技术进行相关探讨。
关键词：油气；集输；工艺技术；现状；发展1.引言油气集输处理工艺就是将油田开采出来的天然气和原油进行收集、输送、储存和初步加工的系统生产工艺过程。
油气集输工艺主要是负责将分离出的天然气输送到天然气处理厂进行再次处理或深加工将油气处理站把合格的原油输送到油田原油库进行储备。
同时，将天然气、油田原油库压气站以不同的方式将处理合格的原油、天然气外输给用户。
油气收集处理工艺具有线长、油田点多、面广的生产特性，同时又集工艺复杂、易燃易爆、生产连不断深人，油气集输处理工艺将面临着新的挑战，生产越来越受到大家的重视，油气集输工艺技术在很大程度上决定油气田开发水平，并与油气企业的经济效益和社会效益息息相关。
当今国内外油气集输工艺技术有很多种，而且各有各的特点，他们的侧重点和发展趋势也不同。
油气集输生产和油田物资探、钻井等作业相比有着线长、压力容器集中等特点。
油气集输面广、工艺复杂，生产连续性强、火灾中出现危险的可能性大，因此，对于油气集输工艺现状及趋势的分析具有很重要的价值。
二、油气集输行业的技术现状1.油气水多相混输工艺技术长距离油气混合交通技术是一种先进的技术，现在主要是在发达国家被广泛使用，从八零年代开始，德国、英国和法国和其他欧洲国家开始大量研究和分析这些技术，多相混合传输技术的实际应用，我们必须与电加热技术，如果这项技术的实际应用，在石油和天然气的收集和传输工作也将大大降低工程成本和简化过程，因此多相混合技术在石油和天然气领域的收集和传输是一种很有前途的技术。
油气集输工艺技术探讨摘要：在我国油田生产中，油气集输工艺是最为重要的一种，油气工艺的顺利优化，将直接影响其他开发项目的建设。
油气工艺可以快速的把开采出来的气液混合石油气传输到处理中心进行油气含水脱离技术，从而使原油品质与国家的标准要求相符。
本文就对油气集输工艺技术进行深入探讨。
关键词：油气；集输；工艺；技术当今油气集输工艺在我国不断发展，其工艺技术较复杂，生产工艺的特点相比于石油开采过程当中的勘探和钻井，修井、测井和采油的是有极大的区别。
在油田的开发技术中，油田集输工艺技术的高低决定着整体的发展方向，对油田整体技术工艺至关重要，油气集输在生产时不仅分布的面很广，线很长，油田的点数多，而且在生产的过程中，易燃易爆和高温高压的环境使其有一定的危险性，作业中的连续性以及工艺技术十分复杂等不利因素。
因此，油田开采的增多，推动尤其集输发展，使社会国家更加对油气集输技术的重视。
1、油气集输概述油田生产过程中，经过勘探开发，投入生产阶段，主要从采油工艺技术开始，然后经过油气集输，实现油气水三相的彻底分离，得到合格产品，为油田企业创造经济效益。
采油阶段应用不同的采油工艺技术，将井下液体开采到地面。
目前常用的采油方式是机械采油方式的应用。
现场常见的游梁式抽油机-抽油泵采油、螺杆泵采油、潜油电泵采油等，基本的工作方式均是利用电能装换为液体的压能和位能，将井下的三相混合物开采到地面。
油气集输是将油田生产出来的原油和天然气进行收集、计量、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。
油气集输的过程中经过原油脱水、天然气脱水和含油污水脱油的三脱工艺过程，实现回收轻质油、回收天然气、回收含油污水的三回收，得到了合格的油气水及轻质油等四种合格产品。
油田生产的产物中包含油气水三相的混合物，经过单井的开采，自压输送到计量站进行量油测气后，输送到油田中转站，实现油气水的初步分离，再经过联合站的彻底分离，得到合格的产品，进行输送之前，还需要进行原油稳定，将轻组分分离出去，降低原油输送过程中的蒸发损耗，实现高效集输。
油气集输工艺技术与发展趋势探析发布时间：2021-12-16T06:10:41.714Z 来源：《时代建筑》2021年30期10月下作者：邓钦涛[导读] 目前，越来越多的人开始关注油气的开采和运输，油气开采和输送的技术水平在很大程度上影响着油田开发建设的整体技术水平。
油气开采与输送技术是一种油田生产技术，油气技术的优化对油田的顺利开发建设有着重大影响。
中国石油化工股份有限公司华北油气分公司邓钦涛河南郑州 450000摘要：目前，越来越多的人开始关注油气的开采和运输，油气开采和输送的技术水平在很大程度上影响着油田开发建设的整体技术水平。
油气开采与输送技术是一种油田生产技术，油气技术的优化对油田的顺利开发建设有着重大影响。
另外，油田采集和运输技术是一个非常有必要讨论涉及的技术。
本文分析了油气开采与输送技术的现状和发展趋势，探讨了油气开采与输送行业的相关技术。
关键词：油气；集输工艺技术；发展趋势；探析前言：世界上有多种油气集输技术，它们最重要的优先事项和发展趋势是不同的。
采集和运输油气所涉及的生产工作与石油生产中钻井、勘探、修井、测井和采油所涉及的生产过程有很大不同。
其主要特点是正在开发的油田多、面积大、线路长。
油田的开采和运输生产存在以下不足：高温高压、易燃易爆、火灾隐患、生产连续性强、工艺流程复杂。
因此，需要进一步加强油田钻井技术的进步和发展。
一、油气集输工艺技术及其设计原则（一）设计原则在整个生产过程中，由于石油和天然气领域包含了石油和天然气物理化学性质的差异，采用了石油和天然气的收集和运输以及不同的石油和天然气收集和运输方案，地理和自然条件的限制以及不同的经济价值和使用类型。
尽量在油气开采和运输的全过程，减少油气运输过程中的不必要损失。
二是最大限度地收集油田开采的油气资源，将生产加工的油气资源转化为标准原油、天然气等相关产品。
三是充分利用油田矿山流体压力，相应增加和控制整个过程系统的内部工作压力，逐步扩大服务半径，减少油气运输环节造成的损失。
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，否则，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。
