油气管道输送是伴随着石油工业的发展而产生的。早在1865年10月，美国修建了世界上的第一条输油管道。该管道直径为50mm，长约10km。1886年美国又建成了世界上第一条长距离输气管道。该管道从宾夕法尼亚州的凯恩到纽约州的布法罗，全长140km，管径为200mm。
我国于1958年建设了第一条从新疆克拉玛依油田到独山子炼油厂的原油输送管道。该管道全长147km，管径150mm。1963年又建设了第一条天然气输送管道。该管道从重庆巴县的九龙坡至巴南区，全长84.14km，管径400mm，简称巴渝线。1976年，我国建成了格拉成品油输送管道。该管道起于青海省的格尔木，止于西藏的拉萨，位于世界屋脊的青藏高原，是海拔最高的成品油管道，管道全长1080km，管径150mm。此后，随着大庆、胜利、华北、中原、四川等油气田的开发，兴建了贯穿东北、华北、华东地区的原油管道网，川渝天然气环网，忠武、陕京、涩宁兰等天然气管道以及西气东输天然气管道系统等。到2013年，我国已建成的油气管道总长度已超过10×104km，初步形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气管网格局。
一、油气输送管道构成
油气输送管道的类型很多，分类方法不一。如按长度和经营方式分可将油气输送管道分为油田内部的管道和长距离油气输送管道。按被输送介质的类型不同，可将油气输送管道分为原油输送管道、成品油输送管道、天然气输送管道、油气混输管道等。按管道所处的位置不同，可将油气输送管道分为陆上输送管道和海底输送管道等。下面主要介绍长距离输油管道和长距离输气管道的构成。
1．长距离输油管道的构成
长距离输油管道由输油站、线路以及辅助配套设施等部分构成，如图7-21所示。
图7-21 长距离输油管道的构成
1—井场；2—转油站；3—来自井场的输油管；4—首站主要设施；5—调度中心；6—清管器发放区；7—首站锅炉房等辅助设施；8—微波通信塔；9—线路阀室；10—宿舍；11—中间站；12、13、14—穿越铁路、河流工程；15—末站；16—炼厂；17—装卸栈桥；18—装卸港口
输油站的主要功能就是给油品加压、加热。按所处的位置不同，输油站可分为首站、中间站和末站。管道起点的输油站称为首站，其任务是接收油田集输联合站、炼油厂生产车间或港口油轮等处的来油，经计量、加压、加热（对于加热输送管道）后输入下一站。首站一般具有较多的储油设备，加压、加热设备和完善的计量设施。
油品在沿管道的输送过程中，由于摩擦、散热、地形变化等原因，其压力和温度都会不断下降。当压力和温度降到一定程度时，为了使油品继续向前输送，就必须设置中间输油站，给油品增压、升温。单独增压的输油站称为中间泵站；单独升温的输油站称为中间加热站；既增压又升温的输油站称为热泵站。根据功能的不同，中间站通常设有加压、加热设施，一定的储油设施，清管器收发设施等。中间站应设有越站流程。
末站是位于管道终点的输油站（库），其作用是接收管道来油，储存油品或向用户转运。末站一般设有较多的储油设备，较准确的计量设施、转输油设施和清管器收发设施。
长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、山谷等障碍物的穿（跨）越构筑物等。辅助设施包括通信、监控、阴极保护、清管器收发及沿线工作人员生活设施等。
2．长距离输气管道的构成
长距离输气管道的构成与长距离输油管道类似，也包括首站、中间站、末站、干线管道以及辅助设施等部分，如图7-22所示。
输气管道首站的主要功能是接收天然气处理厂的来气，进行分离（干燥、除尘）、调压和计量后送入输气干线。与输油不同的是，由于采气井的压力都比较高，且天然气采出、处理、输送的各环节都是密闭的，为了充分利用气井压力，通常情况下，长距离输气管道的首站大多不设增压设备，可依靠气井余压输至下一站，如陕京线的第一个增压站就设在离管线起点100km处。
图7-22 长距离输气管道的构成
根据功能不同，输气管道的中间站可分为接收站、分输站和压气站等。接收站的功能是接收沿线支线或气源的来气；分输站的功能是向沿线的支线或用户供气；压气站的功能是给气体增压。
输气管道末站的功能是接收管道来气、分离、调压、计量后送入用户配气站。若末站直接向城市输配气管网供气，末站也可称为城市门站。在有条件的地区，末站应建设地下储气库，以调节供气的不平衡。
二、输油管道的特性及运行控制
（一）输油管道的特性
1．水力特性
油品在管道中流动的过程中，其压能逐渐降低，常称为压降。压降主要包括沿程压降（习惯上称为管道摩阻）、局部压降和位差压降。
（1）沿程压降：主要是油品流过直管段时，由于油品与管壁、油品与油品之间的摩擦所消耗的压能。可通过达西公式计算求得：
式中 hL——管道的沿程阻力损失，m；
λ——沿程摩擦阻力系数，无量纲，与流体的流态相关；
g——重力加速度，m/s2；
v——油品的运动速度，m/s；
d——管道的内直径，m；
L——管道的计算长度，m。
（2）局部压降：是指油品流过各种管件或阀件时所消耗的压能。长距离输油管道的压能损失以沿程阻力损失为主，局部阻力损失比较小，一般不单独计算，而是根据管道沿线的地形起伏情况不同，取干线长度的1%～2%作为沿线的局部摩擦阻力损失的附加长度，合并在管道沿程摩擦阻力损失的计算长度中一并计算。通常，在地形比较平坦的地段，取局部压降的附加长度为沿程压降计算长度的1%；在地形起伏比较大的地段取2%；其他地段可在1%～2%之间取值。
（3）位差压降：是指管道沿线地形变化引起的被输送油品在管道中动水压力的升高或降低。一定管段内的位差压降只与该管段的终点与起点的海拔高度有关，与管段的中间地形变化无关。管段的位差压降等于计算段终点与起点的海拔高度之差。
油品在管道输送的过程中，所消耗的压能是由泵机组提供的。为此，管道沿线应设置一定的输油泵站，以满足油流流动所消耗的压能。布置泵站时，通常是先根据管道的工作参数，在管道纵断面图上画水力坡降线，初步确定泵站的可能布置位置，再综合考虑管道走向的人文、地质、环境、交通、生活等情况对站址进行适当调整。
2．热力特性
输送“三高”油品的常用方法是加热输送，其目的是提高油品温度，避免油流在管道中凝固；减少油品中石蜡、胶质等的析出及在管壁的凝结；降低油品黏度，减小管道压降。
油流在管道内流动过程中的温降与输量、环境温度、散热条件、油温等诸多因素有关，加热输油管道中油流温度沿线的变化规律可用舒霍夫温降公式计算，即：
式中 G——管道的质量输量，kg/s；
K——油流通过管壁向管道铺设处周围环境的传热系数，W/（m2·℃）；
l——温度计算点离加热站出口的距离，m；
t0——管道周围介质的温度，℃；
tc——加热站的出站油温，℃；
tl——距出站l处的油温，℃。
C——平均输送温度下油品的比热容，J/（kg·℃），
D——管道的计算直径（对于无保温的管道，取钢管的直径；对于有保温层的管道，取保温层内外直径的平均值），m。
实际上，加热输油管道的热能和压能的供求是相互联系、相互影响的。增加热能的供应，输送温度升高，油品黏度降低，管道摩擦阻力减少。增加压能供应，一方面输量增加，温降变慢；另一方面，在较高的压力下，可以输送温度较低的流体。在这相互联系和影响的两种能量中，热能是起主导作用的。因此对加热输油管应综合考虑其热力特性和水力特性，按热力特性计算全线所需的加热站数，按水力特性确定全线所需的泵站数，然后在管道的纵断面图上进行加热站、泵站布置并进行校核和调整。
（二）输油管道的运行控制
1．运行参数的调节与控制
在输油管道的运行过程中，由于受到诸多因素的影响，其运行工况将发生一定程度的变化。因此在管道的实际运行过程中，有时需要对参数进行调节和控制。
调节一般以输送量作为对象，控制一般以泵站的进出站压力作为对象。
输送量调节的方法很多，常用的有改变泵的转速、车削泵叶轮、拆卸多级离心泵叶轮级数、大小泵匹配、进出口节流等。
压力调节的目的是保证管道运行过程中的稳定性，其调节的对象是输油站的进出站压力。压力调节的常用措施是改变输油泵机组的转速、节流和回流。
2．输油管道中的水击及其控制
输油管道系统正常运行过程中，其流态是稳定的。但在实际生产过程中，需要进行泵的启停、阀门的启闭、流程的切换等操作。这些操作都将会使管道中流体的流速发生突变，从而引起管内压力的突变，这种现象称为水击。
水击危害主要体现在两个方面：一是超压危害，可能使管道系统的压力超过管道的承压能力造成管道的破坏；二是减压损坏，可能使管道系统的压力低于正常工作压力，致使管道失稳变形。当然，水击产生的压力波也可能会向上游或下游传播，对上游或下游的泵站特性产生一定影响。因此，应采取有效措施对水击危害加以控制，常用的方法主要有泄压保护、调节阀自动调节、泵机组自动停运等保护措施。
泄压保护是在管道可能出现超压的位置，安装专用的泄压阀门，在出现水击超压时，打开泄压阀门从管道中泄放一定数量的液体，从而使管道内压力下降，避免水击危害。
调节阀自动调节保护是根据管道运行压力的变化自动对阀门的开启度进行调节，以满足保护管道系统的要求。调节阀自动调节保护大都与其他保护措施配合使用。
泵机组自动停运就是在泵站的吸入压力过低、出站压力过高时，通过自动控制系统停运一台或多台输油泵，以降低泵站的能量输出，减小泵站的输送量，使出站压力下降，进站压力升高。这种方法主要用于串联泵机组泵站的保护。
三、油品的顺序输送
油品顺序输送是指在一条管道内，按照一定的批量和次序，连续地输送不同种类的油品。由于经常性变换输油品种，所以在两种油品交替时，在接触界面处将产生一段混油。混油产生的因素主要有两个：一是由于在管道横截面上，液流沿径向流速分布不均匀，使后边的油品呈楔形进入前面的油品中；二是由于管道内液体的紊流扩散作用。
（一）混油的检测
为了指导顺序输送管道的运行管理，需要对两种油品交替过程中的混油情况进行检测。目前常用的混油浓度检测方法有密度法、超声波法、记号法等。
密度法是利用混合油品的密度与各组分油品的密度、浓度之间存在线性叠加关系的原理进行检测的。此法是在管道沿线安装能自动连续测量油品密度的检测仪表，通过连续检测混油密度的变化，检测混油浓度的变化。
超声波法是根据声波在不同密度油品中的传播速度不同的特性而进行检测的。在常温条件下，油品的密度越大，声波在油品中的传播速度就越快。混油浓度的超声波法就是根据这一原理，在管道沿线安装超声波检测仪表，通过连续测量声波通过管道的时间，确定管内油流的密度，从而检测混油的浓度。
记号法检测是先将荧光材料、化学惰性气体等具有标识功能的物质溶解在与输送油品性质相近的有机溶剂中，制成标识溶液。使用时，在管道起点两种油品的初始接触区加入少量的标识溶液，该标识溶液随油流一起流动，并沿轴向扩散，在管道沿线检测油流中标识物质的浓度分布，即可确定混油段和混油界面。
（二）减少混油量的措施
在油品的顺序输送中，我们总是希望尽量减少混油量，控制混油量的措施有很多，首先我们可以采用先进、合理的技术工艺措施来减少混油量（例如简化流程，加大交替油品的输量，采用密闭输送流程等）；其次是采取一些专门的措施来减少混油量，如机械隔离法和液体隔离法等。
机械隔离法是将一定的机械设施投放于两种油品中间，将两种油品隔离，以减少油品的混合。常用的隔离设施有橡胶隔离球和皮碗形隔离器等。
液体隔离法是在两种交替的油品之间注入隔离液，以减小混油量。常用作隔离液的物质有：与两种油品性质接近的第三种油品、两种油品的混合油、水或油的凝胶体、其他化合物的凝胶体等，其中凝胶体隔离液具有较好的应用特性。
（三）混油的处理方法
处理混油的方法主要有两种：一是在保证油品质量标准要求的前提下，分批将混油掺入纯净油中销售或降级使用。如在顺序输送汽油和柴油时，可把汽油浓度高的混油段接收在汽油混油储罐中，柴油浓度高的混油段接收在柴油混油储罐中，将两种混油分别小批量地掺入汽油和柴油的纯净油中销售。这种方法适用于混油程度较轻且终点两种油品的销售量都较大的情况。二是将混油就近输至炼油厂加工处理。这种方法适用于混油程度较重，或终点混合油品的纯净油销售量较小的情况。
四、输气管道及城市燃气输配
天然气管道是陆上输送大量天然气唯一的手段。海上运输天然气的方法之一是将天然气先降到-160℃成为液化天然气，然后装船运输，运到目的地以后加温又由液态转为气态，恢复天然气的性能。海上另一种天然气输送方法仍然是敷设海下输气管道。大西洋中的北海油田所产的天然气就是用1000km的海下管道输到英国和欧洲大陆的。
天然气的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和其他烃类，还有少量硫化氢、二氧化碳和水蒸气，有时气井中还带有冷凝液和水等液体。在进入管道前必须在处理场除去硫化氢和二氧化碳等。
天然气管道有以下几个特点：一是输气管道是个自始至终连续密闭带压的输送系统，不像输油系统有时油品进入常压油罐；二是天然气管道更直接为用户服务，直接供给家庭或工厂；三是天然气密度小，静压头影响小于油品管道，设计时高差小于200m静压头可忽略不计，输气管道几乎不受坡度影响；四是天然气是可压缩的，因此不存在突然停输产生的水击问题；五是天然气管道比输油管道更要重视安全；六是天然气管道与城市煤气管道不同，天然气来自气井起输的压力比城市煤气高，天然气管道进入城市总站以后要减压到城市管网压力才能向城市供气。
一个完整的城市配气系统主要由以下几部分组成：
（1）配气站。配气站是城市配气系统的起点和总枢纽，其任务是接受干线输气管的来气，然后对其进行必要的除尘、加臭等处理，根据用户的需求，经计量、调压后输入配气管网，供用户使用。
（2）储气站。储气站的任务是储存天然气，用来平衡城市用气的不均衡。其站内的主要设备是各种不同种类的储气罐。实际中，配气站和储气站通常合并建设，合称储配站。
（3）调压站。调压站设于城市配气管网系统中的不同压力级制的管道之间，或设于某些专门的用户之间，有地上式和地下式之分。站内的主要设备是调压器，其任务是按照用户的要求，对管网中的天然气进行调压，以满足用户的需求。
（4）配气管网。配气管网是输送和分配天然气到用户的管道系统。根据形状可分为树枝状配气管网和环状配气管网。前者适用于小型城市或企业内部供气，其特点是每个用气点的气体只可能来自一个方向；环状配气管网可由多个方向供气，局部故障时，不会造成全部供气中断，可靠性高，但投资较大。