１．加热炉应用技术现状
加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。我国20世纪80年代后期开始大量采用间接式加热炉，与国外相比，自动化程度不高，主要部件像换热器、炉管等的耐腐蚀性差，热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平偏低，余热回收装置普遍存在腐蚀、积灰、传热效率不高的问题，今后应从节能角度出发，大力开展燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、余热回收装置、燃油添加剂的研制。
２．输油泵调速节能技术
据统计，我国输油泵运行效率比国外先进水平低10%～20%，有相当数量的泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速控制，节电率可达40%，节能效果十分显著。而我国输油泵调速节能技术应用范围较窄，主要存在以下几个问题：
（１）应根据泵的不同运行规律（指泵的流量变化范围和在每种流量下运行的时间）来选择调速装置。泵的运行规律一般可分为高流量变化型、低流量变化型、全流量变化型和全流量间歇型四种。
高流量变化型建议采用晶闸管串级、液力偶合器等调速方式；低流量变化型及全流量间歇型泵一般采用变频调速，但应具备低速到全速相互自动切换装置；对于全流量变化型泵，当低流量运行时间较长时，以变频调速方式较合适，如果高流量运行时间较长，则用串级调速或低效调速装置。
（２）选用调速装置应考虑泵的容量。对于100kW以上的大型输油泵，节能效果显著，因此，在选择调速装置时应优先考虑高效装置。而对于100kW以下的小容量泵，则首先考虑调速装置的初投资不宜过高。
（３）注意电机的调速范围。泵电机转速调节范围不宜太大，通常最低转速不小于额定转速的50%，一般在70%～100%之间。因为当转速低于40%～50%时，泵自身效率明显下降，是不经济的。
此外，从技术性和经济性两方面考虑，还应注意调速装置的可靠性、维修性、功率因数及高次谐波对电网的干扰，通过综合分析比较，选择最优方案。
３．原油储罐的自动计量系统
目前，原油储罐的计量方法主要有两种，一种是基于体积的计量方法，另一种是基于质量的计量方法。国外大多数石油公司基本采用体积计量方式，其油罐自动计量系统由测量系统和计算机监控系统两部分组成，其中对罐内油品平均温度的测量是决定计量精度的关键。而对于油气混输管道，目前国外正在研究和开发多相流质量流量计，这种流量计可使工艺流程简化，不需要进行油、气、水分离便能直接测量，取消了计量分离器和计量管汇，减少建设和维护费用。
二、成品油管道输送技术
美国的成品油管道运输处于世界领先地位，其干线管道长度约占世界成品油管道总长度的50%以上，其次是加拿大、西欧和苏联。国外的成品油管道是面向消费中心和用户的多批次、多品种、多出口的商业管道，管道运行自动化管理水平较高，已实现运行参数、泄漏检测、混油浓度监测、界面跟踪和油品切割的自动控制，目前的主要发展趋势有以下几个：
（１）成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油外，还输送其他液体烃类化合物。制订输送计划非常饱满，如世界最大的成品油管道系统——美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原设计的3倍，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。
（２）广泛采用管道优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间，在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。
（３）目前，成品油顺序输送中混油界面的检测以超声波检测法为发展趋势，特别是美国在这方面保持着技术领先地位。
三、天然气管道输送技术的发展
国外长输天然气管道发展比较早，从20世纪50年代，苏联就开始了长输天然气管道的建设，在80年代，苏联建设了6条超大型中央输气管道系统，全长近20000km，管径1220～1420mm，是当今世界上最宏大的管道工程。经过半个多世纪的发展，国外长输天然气管道无论在设计、施工、运营管理，还是在管材、原动机、储库调峰技术都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工技术更处于领先地位，有许多好的经验和成熟技术可供借鉴。当前，国外输气管道技术的发展主要有以下几个特点：
（１）增大管径。国外干线天然气管道直径一般在1000mm以上，例如，苏联通往欧洲的干线天然气管道直径为1420mm，著名的阿意输气管道直径为1220mm，同时国外大口径管道的施工技术也非常成熟，而我国在这方面还比较欠缺。
（２）提高输气压力。目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在10MPa以上，像阿意输气管道最高出站压力达21MPa（穿越点处），挪威Statepipe管道输气压力为13.5MPa，新近建成的Alliance管道最大许用运行压力为12MPa。
（３）广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。国外输气管道采用内涂层后一般能提高输气量6%～10%，同时还可有效地减少设备的磨损和清管次数，延长管道的使用寿命。
（４）提高管材韧性，增大壁厚，制管技术发展较快。国外输气管道普遍采用X70级管材，X80级管材也已用于管道建设中。德国RuhrgasAG公司在其Hessen至Werne输气管道上（φ1219mm）首次采用了X80级管材。据有关文献介绍，用X80级管材可比X65级管材节省建设费用7%。目前，加拿大、法国等国家的输气管道已采用了X80级管材，此外，日本和欧洲的钢管制造商正在研制X100级管材。
（５）完善的调峰技术。为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末端储气及地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达。
（６）提高压缩机组功率，广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电。国外干线输气管道压缩机组普遍采用大功率，例如俄罗斯Gazprom天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在10MW以上，欧美国家也是如此，像美国通用电器公司（GE）生产的MS300型回热循环式燃气轮机额定功率为10.5MW，LM2500型功率为22MW，MS5000型为24MW。采用燃气轮机回热循环及联合循环系统收到了很好的节能效果，如著名的阿意输气管道对Messina压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5%上升到47.5%。国外还广泛采用压缩机的机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且还可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。
除上述特点外，国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面也取得了一些新进展。
１．天然气的热值计量技术
计量在天然气测试技术中占有极其重要的地位，精确的计量不仅可以避免天然气贸易中上、中、下游的诸多矛盾，而且可以提高管道的管理水平。国外天然气计量技术经历了体积计量、质量计量和热值计量三个发展阶段，20世纪80年代以后，热值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍，已成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量是比体积和质量计量更为科学和公平的计量方式，由于天然气成分比较稳定，按热值计价可以体现优质优价，国外普遍以热值为计价依据。随着我国加入WTO，为提高我国能源的管理水平，与国际接轨，我国今后也将推广应用热值计量技术。天然气热值的测定方法有直接测定法和间接计算法两种，传统的间接计算法是先通过测定天然气中各组分的浓度，再计算混合气体的热值。近几年，天然气热值的直接测量技术发展较快，特别是在自动化、连续性、精确度等方面有了很大提高。
２．红外辐射探测器
美国天然气公用公司通常使用火焰电离检测技术（FID）检查干线管道和城市配气管网的泄漏，这种技术非常有效。但由于检测车行驶速度慢（一般仅为3～7m/h），劳动强度大，费用高，直接影响检测结果。目前，美国天然气研究所（GRI）正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红外光谱（IR）吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描，现场试验表明，检漏效率较之以前提高50%以上，且费用大幅度下降。
此外，加拿大、美国、俄罗斯等国家还在直升飞机上安装红外或激光遥感探测器进行气体泄漏检测，大大缩短了巡检周期，扩大了检测范围。
３．天然气管道减阻剂（DRA）的研究应用
美国Chevron石油技术公司（Chevron Petroleum Technology Co）在墨西哥湾一条输气管道上进行了天然气减阻剂（DRA）的现场试验。结果表明，输量可提高10%～15%，最高压力下降达20%。这种减阻剂的主要化学成分是聚酰胺基，通过注入系统，定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然气管道中，减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜，这层薄膜能够显著降低输送摩阻，同时还有一定的防腐作用。Chevron研制的这种天然气管道减阻剂在管内使用寿命是有限的，经过一定的时间后，薄膜会自行脱落，减阻效率亦会随之降低，现场试验表明，DRA的有效期可达400h。
４．天然气储存技术
从商业利益考虑，国外管道公司非常重视大型储气库垫底气最少化技术的研究。目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储气岩洞中的缓冲气垫。其他受关注的储气技术还包括天然气注入、抽取计量、改进监测和自动化以及盐洞气库中储气温度效应的信息。