如果有什么需要明天做的事，最好现在就开始，制定方案之前需要进行背景的调查和信息的收集工作，关于与“管线施工方案”相关的议题是本文的主题，编辑提供的建议仅供参考具体还需结合实际情况！
管线施工方案(篇1)
甲醇长输管线施工现场管理程序
1、目的 为了进一步规范和加强外协施工单位的安全管理，避免和杜绝外协施工单位在施工期间发生各类安全事故，确保施工现场安全作业，特制定本制度。
2、适用范围 适用于在公司生产厂区外（三岔湾河道甲醇长输管线区域）施工单位的安全管理。
3、管理程序
（1）、由项目管理部门（机动处）确定施工项目和施工人员，安环处、质计处共同负责对外协施工人员就公司安全管理制度和现场安全注意事项等内容进行教育并对施工方案安全措施进行审核，特种作业人员必须持证上岗。
（2）、安环处负责施工现场人员的安全管理和安全教育。安全教育内容为：公司的安全生产管理制度和相关规定；主要危险化学品的特性及防范措施；与施工作业有关的主要危险危害因素及安全事项、安全制度、应急措施、安全设施和对劳保器具的特殊要求等；针对现场施工的特点提出施工安全要求以及施工作业的有关专业安全要求等。
（3）、机动处、安环处、质计处负责对施工过程进行全方位的安全管理、协调、检查。
4、施工现场应急管理措施（1）、危险、危害因素： 本施工区域存在的主要危险物有甲醇，设备有甲醇长输管道，存在的主要危险、危害因素有：火灾、爆炸、中毒、窒息等。
（2）、主要危险物特性：
甲醇：无色澄清液体，有刺激性气味、易挥发。比重0.79，熔点-97.8℃，沸点64.8℃，闪点11℃，引燃温度385℃，爆炸极限：6.0%~36.5%，最小点火能：0.215mJ。有毒，车间空气中最高允许浓度50mg/m3。侵入人体途径：吸入、食入、经皮肤吸收。急性中毒：短时大量吸入出现轻度眼及上呼吸道刺激症；经一段时间潜伏期后出现头痛、头晕、乏力、眩晕、酒醉感、意识朦胧、谵妄，甚至昏迷；视神经及视网膜病变，可有视物模糊、复视等，重者失明；代谢性酸中毒时出现二氧化碳结合力下降、呼吸加速等。慢性影响：神经衰弱综合症，植物神经功能失调，粘膜刺激，视力减退等；皮肤出现脱脂、皮炎等。
（3）、安全注意事项：
1、加强准入管理，无关人员不得进入施工区域，特殊作业人员持证上岗。
2、正确穿戴劳动保护用品，作业场所禁止吸烟。
3、作业人员严格按照施工要求进行作业，严禁用金属及其它器具撞击和敲打甲醇管线。
（4）、预防及应急措施：
1、急救措施：
皮肤接触：要立即脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。如有不适感，就医。
眼睛接触：要立即提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。如有不适感，就医。
吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸、心跳停止，立即进行心肺复苏术。就医。
食入：饮足量温水，催吐。用2％的碳酸氢钠洗胃，硫酸镁导泻。就医。
2、泄漏应急措施：
如在施工过程中出现甲醇管线泄漏，现场所有监护和作业人员迅速从侧风、上风向撤离至安全区域，并立即报告公司各部门，禁止在甲醇泄漏区域使用电话报警。
3、应急电话：
市消防队119、公司生产调度3682610（2910）、公司消防队3682619（2919）。
4、本制度从2013年 月 日开始执行。
甲醇长输管线施工现场管理程序
编制：谢建金
审核：
批准：
安环处
2011.10.31
管线施工方案(篇2)
工程名称：广西东油沥青有限公司长输管线阴极保护工程
日期：2004年04月26日 版次：0
管线阴极保护施工方案
I、人员组织、施工程序和工程进度总体安排原则：
一、密切配合各管线施工队穿越铁路、公路及水渠的进程，集中人力进行日夜突击，及时完成套管内输管线缠绕镁带阳极的施工任务。
二、密切配合各管线施工队安装管线进程，在回填土后（回填土时，留出一小段管线供电缆 线焊接之用），及时进行牺牲阳极，参比电极，接地电池、测试桩等安装工作。
三、施工前，先派施工负责人、技术人员去现场考察施工作业环境，以利制订出更合理的现场施工方案。
四、进入施工现场前，所有器材等全部备齐，并经自检、确认数量、型号、规格、性能等均达到设计要求后，才能带领队伍进入现场进行施工。
五、每组牺牲阳极安装完成后，在对填包料浇水后十天，按设计要求，进行各项阴极保护参数的测试。
六、全线连通投产运行前，按设计要求，对绝缘法兰进行测试并按SYJ23-86标准对全线阴极保护参数进行测量。
七、施工中应遵守“先地下后地上”、“先土建后设备”等原则。II、工程负责
本阴极保护工程共分下列六个单项：
一、镯型阳极的安装；
二、测试桩的埋设；
三、牺牲阳极的埋设；
四、接地电池的埋设；
五、阴极保护参数的测试 III、单项工程施工程序
一、镯型阳极的安装：
1、在管线上按设计要求量出各焊点位置；
2、除去管线焊点处防腐层，到露出管线金属光泽，并进行焊前表面处理；
3、按设计要求间距均匀设置阳极；
4、铜夹与管道用铝热焊剂进行焊接；
工程名称：广西东油沥青有限公司长输管线阴极保护工程
日期：2004年04月26日 版次：0
5、对焊接接头进行防腐、绝热施工；
6、检查焊接接头的队腐、绝缘性能；
7、阳极表面应符合SYJ19-86要求；
8、为便于镯型阳极安装，每隔五米用支点将管段在地面上填高。
二、测试桩安装：
1、按设计要求在现场确定测试桩位置，并挖掘测试桩桩坑，进行管道与测试电缆的焊接、防腐绝缘施工。
2、将管道、接地电池、牺牲阳极的电缆穿入测试桩，并连在接线板相应的接线桩上。
3、将测试桩放入桩坑，对测试桩基座用C20混凝土浇注，并进行养护。
三、牺牲阳极安装：
1、按设计确定好现场牺牲阳极的埋设位置，并挖好阳极埋坑。
2、将电缆与牺牲阳极的钢芯用锡焊连接；双边焊缝长度不应小于50mm。
3、焊接接头用三布五油环氧树脂加玻璃布进行防腐、绝缘，并检查防腐、绝缘性能。
4、配制填包料，将填包料各组份干粉按设计配比搅拌均匀，并不得混入石块、泥土、杂草等。
5、按施工图将牺牲阳极和填包料装入棉布口袋内，保证阳极周围包料厚度一致，且厚度不应小于50mm。
6、将牺牲阳极放入挖好的牺牲阳极坑内，浇入适量淡水，以保证阳极与周围土壤间有良好的电连接。
四、接地电池的埋设：
1、按设计将锌阳极组装成接地电池。
2、锌阳极钢芯与电缆接头，用三布五油环氧脂加玻璃布进行防腐、绝缘。
3、按设计配比要求，将填包的各组份搅拌均匀，并不得混入石块、泥土、杂物等，将接地电池和填包料按要求装入棉布或麻口袋内、保证接地电池 包料厚度一致，且厚度不应小于50mm。
4、量出接地电池和接地管埋设位置，并挖好埋坑。
5、将接地电池和接地管埋于坑中，并在接地电池填包料口袋外浇上适量淡水，以保证接地电池与土壤间良好的电连接。
五、阴极保护参数的测试：
工程名称：广西东油沥青有限公司长输管线阴极保护工程
日期：2004年04月26日 版次：0
1、牺牲阳极保护参数的测试，必须在牺牲阳极埋入地下填包料浇水10天后进行，阳极开路电位，阳极闭路电位、管道开路电位、管道保护电位的测试。按SYJ23-86规定的“地表参比法”用携带式CuSO4参比电极和DT-830数字万用表进行测量。
2、单支牺牲阳极输出电流，组合牺牲阳极输出电流测试：
按SYJ23-86规定的直测法进行测量，采用DT-830数字万用表直接测出阳极的输出电流，每次测量时都选用DC300MA的电流档次，则其误差都是同等的，因而各次测量数据具有可比性。
3、单支牺牲阳极接地电阻，组合牺牲阳极联合接地电阻测试。按SYJ23-86的第7.2.1条用ZG-8接地电阻测量仪测试。
4、绝缘法兰绝缘性能测试：
按SYJ4006-90第2.0.4条执行，用ZC-7兆欧表测量绝缘法兰绝缘程度，以大于或等于2 УΩ为合格。
管线施工方案(篇3)
1.按材料性质分类：分为金属管道和非金属管道；
2.按设计压力分级：可分为真空管道（P＜O）、低压管道（0≤P≤1.6）、中压管道（1.6＜P≤10）、高压管道（10＜P≤100）和超高压管道（P＞10O），P为MPa；
3.按输送温度分类：低温管道、常温管道、中温和高温管道；
4.按输送介质的性质分类：给排水管道、压缩空气管道、氢气管道、氧气管道、乙炔管道、热力管道、燃气管道、燃油管道、剧毒流体管道、有毒流体管道、酸碱管道、锅炉管道、制冷管道、净化纯气管道、纯水管道。下面主要讲燃气（输气）管道。编辑本段长输管线施工流程
测量放线→施工作业带清理、修筑施工便道→防腐管运输→加工坡口→再布管→管口准备、管口组对→管道组对焊接→焊口检验→热收缩套（带）补口→管沟开挖→管道下沟→管口组对、管道焊接→焊口检验→清理及试压→管沟回填→地貌恢复。编辑本段燃气管道的输送
（1）从油气田集气站至城市配气站或从油气田压气站到城市配气站的管线。
（2）坑口煤制气厂集气站至城市或工业基地修配站的管线。
（3）从邻近城市的天然气输气干线一级调压计量站至城市配气站的管线。
（4）邻近城市的人工制气厂、焦化厂、石油化工厂、石油炼厂集气站或矿井气转输站至城市储配站的管线。编辑本段构成
长距离输气管线系统通常由集输管网、燃气净化设备、输气干线、压气站、分输阀室、分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其他电保护装置）、及管路附件等组成。由气源点采集的燃气，经节流、分离出游离水、油和机械杂质等后，由集气管进入集气站。从集气站出来的燃气进入处理厂进一步净化后进入起点站，在起点站中除尘、凋压，计量后送入输气干线，如果燃气的起点压力较低，则应设置压气站升压。
长距高输气管线采用超高压力输气，输送的起点压力一般为1.0~2.5Mpa。通常每隔一段距离设置中间压气站，以便保持长输管线恒定的输气压力。编辑本段起点站管道系统
起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行调节，计量燃气的流量，除去燃气中的液滴与机械杂质。编辑本段分输阀室
为保证长距离输送的介质的压力，设计会分段（一般为30KM / 座）设置分输阀室，主要保证输送的压力和截止作用。编辑本段分配站管道系统
燃气分配站（门站），设置于长输管线的终端，又称终点调压计量站，是城镇、工业区分管网的气源站，其主要任务是转输长输管线送来的燃气。燃气在站内进一步除尘，并将压力调至城市高压环网或用户所需的压力，计量加臭后，送入城镇，工业区的管网。编辑本段如何消除长输管道的安全隐患
1、不了解长输管道的危害性
长输管道会从民房、学校、工厂、农田里穿过，如此近距离的接触，危险性不言而喻。但由于对管道安全技术规范不了解，对输送介质的危害特性不清楚，对天然气泄漏可能导致的严重后果认识不足，很多人认为这么厚的钢制管道不会出事，也出不了大事。这种安全知识缺乏，以及思想上的轻视和行为上的麻痹大意，是导致沿线管道安全隐患的根本原因。
2、第三方施工
在管道申请获批后，当地政府可能会相应规划高速公路、成品油管线等工程建设，导致多个线性工程相互影响，表现为近距离平行布置、交叉穿越和油气管线同沟铺设。由于多个工程分属于不同的建设单位，现场建造施工又不可能同步进行，加上设计、施工、运行的安全标准不尽相同等原因，引起安全距离不足、开挖造成管线损伤、施工机具材料对埋地管道的碾压、爆破，这些危害是造成输气管道安全隐患的主要原因。
3、水工保护
自然因素也是影响管道安全运行的重要原因。雨季、台风等自然因素引起的雨水冲刷会导致水保工程倒塌、管道埋深不足甚至管道裸露。此外，施工工序间隔时间过长，会导致保护措施相对滞后、施工质量不符合规范要求，成为影响水工保护失效的原因之一。
4、海管周围抛锚取砂
在管线保护区抛锚、停泊的现象时有发生，台风期间大量船舶在湾内避风时情况更为严重，同时还存在走锚损坏海管的危险；湾内潮差较大，低潮时船舶直接座在海管的风险较大；保护区取砂、疏浚和倾倒疏浚物等都可能构成管道安全运营的隐患。
5、完整性管理对策
1.策略性措施
提请福建省政府出台《福建省石油天然气管道设施保护办法》，为管道完整性管理提供法律依据；制定管道专项应急预案，报当地政府备案，以便在应急响应时能协调和利用当地各种资源；建立管道保护专业人员与地方巡线员相结合的工作模式。巡线员现场能解决的问题就地处理，不能解决的上报公司，公司无法独立解决的提请地方政府协调解决，确保及时解决发现的安全隐患；与管道沿线各村签订管道附属设施保护协议。
2.技术性措施
组织设计、施工、运营单位，对管线进行实地全线安全隐患排查，主要检查设计是否符合规范、施工单位是否按图施工、变更是否按程序进行，运营操作是否符合公司的模式化管理要求；对已完工段管道进行定位测绘，并报各地市规划局备案，减少和避免新项目对管线安全运营的影响。
不仅如此，福建LNG公司还在原设计的基础上，对一期工程全线增加了450个警示牌，管道标志总数达2700个，平均130m一个，增强了提示和警示效应，对预防和减少事故隐患起到重要作用。
3.施工管理性措施
对管道沿线被损坏的附属设施按计划进行维护，有水保要求的区段进行了水土保护，植被恢复面积约24.5万m2；加强与福厦高速公路扩建单位的信息沟通，坚持做到事前核实图纸，事中现场测绘定位并标识管道实际位置进行过程巡查，事后复检的管理办法，避免高速公路施工对管道造成影响；与中石化成品油管道业主(监理、施工单位)签订福建LNG天然气管道安全保护协议，管道保护人员及巡线员对施工进行全程监督，避免成品油管道施工对天然气输气管道造成影响。
4.海管安全管理专项措施
办理湄洲湾海底管道的海域使用权证书，确定合法使用权人的法律地位，便于保护公司的合法权益。将海管路由提交有关管理部门，提请及时更新海图，方便船舶识别湾内保护目标。按导助航的要求，在海管保护区域设置永久性航标及灯桩等导助航设施，方便船舶过往通行。在海管出入海处设专门的巡视员，掌握海管周围船舶动态，发现危害管道的事件时及时请海事部门消除危害。加大安全投入，申请专项资金支持海事局配备海事巡逻艇，建设湄洲湾VTS(船舶交通管制系统)，从执法手段和监管方法上提供便利条件，促进海管安全管理。
按海底管道保护范围发布永久性航行通告，正确履行特定的告知义务。配合监管方，加强对湾内过往、作业船舶的安全管理；提醒湾内船舶注意保护海管；避免海损事故发生纠纷时，因没有正确履行告知义务可能造成的被动局面。
5.日常维护及宣传措施
聘请巡线员，每天对管道进行巡检；定制GPS管道巡检系统，对巡线员巡检的时间、位置、频次进行在线监督。
采取多种形式、多个渠道宣传普及天然气安全知识，提高安全意识。向用户印发《LNG安全手册》《LNG安全技术说明书》《液化天然气产品标签》；制作管道保护宣传片，在当地地市电视台及管道沿线各村播放；制作管道保护宣传挂历5000册、《福建省石油天然气管道设施保护暂行办法》1万册在管道沿线村庄发放；发放如扑克牌等有关管道保护的文化体育用品。
6.本质安全性措施
除了设计、施工阶段做好本质安全管理以外，运营期也可采取管道清理、变形检测、腐蚀检测、阴极保护检测等措施，保证管道完整性管理，实现安全运营目标。
管线施工方案(篇4)
长输管线，即长距离输送管线。
无论是输送水、气（汽）、油还是其他介质。都有输送量大、口径大、压力大、材料等级高、壁厚大、制造要求高等特点。
华北、中部地区原油管道
华北地区有大港油田、华北油田，都敷设有外输原油管道，华北地区的炼化企业，有地处北京燕山的东方红炼油厂和大港炼油厂、天津炼油厂、沧州炼油厂、石家庄炼油厂、保定炼油厂、内蒙古呼和浩特炼油厂。原油管道总长度1847.4公里。
华北地区最早修建的原油主干线是秦皇岛至北京的秦京线，为北京东方红炼厂供应原料油。秦京线1974年4月开工，1975年6月19日投产。管道全长324.6公里，年输油能力600万吨。穿越河流11处，铁路14处，公路40处，跨越河流（永定河1574米）和水渠5处。由洛阳石化设计院（中国石化洛阳石化工程公司）设计，管道三公司和江汉油田建设公司施工。
大港至周李庄输油管线1968年建设，这条管道是大港油田惟一的一条原油外输线。起点多次发生变化。总长210.5公里，年输能力500万吨。
任丘至沧州原油管道，1976年元月1日开工，4月1日投产，全长109公里，年输油能力500万吨，1983年经过改造，年输油能力770万吨。以华北油田为源头的原油管道，还有任沧复线；任沧新线，任京线（任丘至北京）、沧临线（沧州至临邑），河石线（河间至石家庄）、任保线（任丘至保定）、阿赛线（阿尔善至赛汗塔拉）。
中部地区油田，分布在湖北和河南两省境内，有江汉油田、河南油田和中原油田，主要炼油企业有湖北荆门炼油厂和河南洛阳炼油厂。原油管道总长度1347.5公里。
江汉原油管道有潜荆线（潜江至荆门），1970年建成，全长90公里，年输能力170万吨。
河南原油管道有魏荆线（魏岗至荆门）和魏荆复线。
中原原油管道有濮临线（濮阳至临邑）、中洛线（濮阳至洛阳）及中洛复线。
另外，港口至炼厂原油管道总长度859.3公里。
东北地区原油管道
东北地区是原油生产的主要基地，有大庆油田、辽河油田和吉林油田，原油产量大约占全国总产量的53.5%，原油管道达3399.6公里。
大庆油田从1966年起，年产量达到1066.89万吨以后，探明的石油资源并未全面开发。1970年7月，周恩来总理和李先念副总理，同余秋里、康世恩商议，决定提前动用大庆油田的后备资源，并决定集中资金修建大庆原油的外输管道。1970年8月3日，东北管道建设领导小组开会正式筹备，命名为东北“八三工程”。
东北“八三工程”的起步，是从抢建大庆至抚顺的庆抚线开始的，这条管道从黑龙江肇源县茂兴穿越嫩江后，向南经吉林省的松源、农安、长春、公主岭、梨树、四平，进入辽宁省的昌图，经铁岭，终至炼厂较为集中的工业城市抚顺。末站设在抚顺康乐屯，以支线向抚顺石油一厂、二厂、三厂供油。庆抚线全长596.8公里，其中直径720毫米的管线558.6公里，1970年9月开工，1971年8月试运行，10月31日正式输油。工程总投资2.93亿元，年输油能力2000万吨。建设长距离、大口径、输送“三高”原油的管道，这在中国是第一次。
庆抚线建成以后，指挥部正式组建了勘察设计研究所（以后与管道局设计院合并为管道勘察设计研究院），施工队伍也全部调入，正式编为管道工程一处、二处、、三处（以后更名为管道一、二、三公司）。此后的续建工程在形成了专业队伍的情况下，改变了人民战争式的做法，1972年开工建设了铁岭至秦皇岛管道，1973年10月开工建设了大庆至铁岭复线，1974年10年开工建设了铁岭至大连的管道。在此期间还建成了抚顺至鞍山炼厂、石油二厂至辽宁电厂、丹东至朝鲜新义州、盘锦至锦西石油五厂等短距离管道。到1975年9月，5年中建设输油管道8条，共2471公里，其中主要干线2181公里，形成了以铁岭站为枢纽，联接大庆至抚顺、大庆至秦皇岛和大庆至大连的3条输油大动脉，东北管网逐步形成。
东北“八三工程”，为中国管道建设探索出了符合中国国情的组织建设和管理模式，奠定了中国原油管道勘察设计、工程建设和运行管理中各项规范的基础。
华东地区原油管网
华东地区主要油田为山东胜利油田，是继大庆油田之后建成的第二大油田。胜利油田投入开发后，陆续建成了东营至辛店（1965年），临邑至济南（1972年）两条管道，直接向齐鲁和济南的两个炼厂输油。1974年，东营至黄岛管道建成后，原油开始从黄岛油港下海转运；1975年后，开工修建了山东至仪征、东营至临邑的管道，开成了华东管道网，原油又可从工江仪征油港水路转运。1978年建成河北沧州至临邑、1979年建成河南濮阳至临邑的管道，华东油田和中原油田的部分原油，也进入了华东原油管网。长江北岸的仪征输油站（油库）成为华东地区最大的原油转运基地，除供应南京炼油厂用油外，通过仪征油港转运长江沿岸各炼油厂。华东地区原油管道总长度2718.2公里。
华东原油管网是从修建临邑至南京的鲁宁线时开始筹划的，后只修建至江苏仪征，仍称鲁宁线；鲁宁管道的建设，地跨山东、安徽、江苏3省。这条管道建设中，指挥部提出了“管道为业，四海为家，艰苦为荣，野战为乐”的响亮口号。鲁宁线1975年10月20日正式开工。1978年7月建设投产，全长652.58公里，年输能力2000万吨，由管道勘察设计院设计，管道一、二、三公司施工。
东营至辛店（东辛线），1965年元月开工，12月完工投产。全长79.36公里，设计年输油能力540万吨，支线7.5公里。
临邑至济南（临济线），1973年建成投产，全长67.3公里，年输油能力110万吨，穿越大型河流3处（黄河、徒骇河、小清河），黄河穿越采用顶管方式施工。
临邑复线，1991年建成投产。全长69.5公里，年输油能力150万吨。复线穿越大小河流41处，干线公路7处，铁路3处，黄河穿越采用冲砂沉降法施工，临齐线、临济复线由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。
东营至黄岛（东黄线），1973年建设，1974年7日投产，原长248.93公里，由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。管道局接管后，1984年对全线进行了技术改造。管线全长245.32公里，年输油能力1000万吨。1986年7月，东黄复线建成后，东黄线随即扫线停输。1998年8月23日恢复输油（东黄线输胜利油，东黄复线改输进口油），改造和恢复工程，由原管道勘察设计院设计，管道四公司和胜利输油公司所属管道安装公司施工。
东黄复线，1985年开工，1986年7月17日投产。全长248.52公里，设计压力6.5兆帕，年输油能力2000万吨。这是中国建设的第一条自动化输油管道，由管道勘察设计院设计，自动化部分与国外公司联合设计，管道二、三公司施工。
陆上成品油管道
中国最早的长距离的成品油管道是1973年开工修建的格接成品油管道，起自青海省格尔木市，终于西藏自治区拉萨市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全长1080公里，年输送能力25万吨。
格拉成品油管道由中国人民解放军总后勤部组织修建，由总后勤部青藏兵站部输油管线团进行格拉线穿越长江源头楚玛尔河、沱沱河、通天河等108处河流，翻越昆仑山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道处于海拔4000米以上（最高处5200多米）的严寒地区，有560公里铺设在常年冻土地带。冻土层厚度从几米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，还有厚层地下水，热融滑塌等特殊不良地质现象。难题多，施工难度非常大。格拉线是国内首次采用的顺序输送工艺，顺序输送汽油、柴油、航空煤油和灯用煤油4个品种5种型号的油品。为青藏公路沿线加油站和拉萨供油，军地两用。
格拉线通油之后，不仅有利于边防战备，也为世界屋脊的西藏注入了生机，创造了经济繁荣。可以说石油流向哪里，哪里的经济生活就发生质的变化，从而确立了“石油经济”的西藏的特殊地位。
距离较长的成品油管道还有1995年建成的抚顺石化至营口鲅鱼圈管道，全长246公里；1999年建成天津滨海国际机场和北京首都国际机场的管道，全长185公里；2000年10月22日开工建设的兰州至成都至重庆的管道，全长1200多公里，目前正在建设中。
西北地区输气管道
靖边至北京的陕京线，是国家的重点工程，也是早期西气东输的骨干工程，为目前国内建设水平最高的输气管道。
靖边至北京的陕京线，是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。1996年3月开工，1997年9月10日建成，全长918.42公里，设计压力6.4兆帕，年输气能力不加压13.2亿立方米。投产后二期加压站（榆林压气站）于1999年11月10日建成，年输气能力达到22亿立方米。三期加压（黄河西及应县加压站）于2000年11月15日建成，年输气能力达到33亿立方米。
陕京干线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净化厂首站，终于北京石景山区衙门口北京末站，途经陕西、山西、河北、北京3省一市22个县，并穿过3条地震带，翻越吕梁山、恒山、太行山3座山脉，穿越无定河、秃尾河、窟野河、黄河、永定河5条大河。全线穿越河流230处、铁路21处，大型公路131处。为了适应调峰需要，2000年1月6日建成大张坨地下贮气库和118.5公里配套管线工程，调峰能力为500万立方米/日，年有效调峰量6亿立方米。
陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。陕京线由管道设计院与国外公司合作设计，管道一、二、三公司，大庆、长庆、四川油建公司参加施工。
鄯乌线（鄯善至乌鲁木齐），1995年9月26日开工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供气。全长301.6公里。穿越河流6处、铁路6处、公路79处。
鄯乌线是国内自动化程度较高的输气管道。首次采用环氧粉末喷涂防腐。国内首次采用同沟敷设有通信光缆，长度310.78公里。
鄯乌线也是陆上首次按照国际惯例组织施工的大型项目。引入了监理制（监理范围：从初步设计、施工图设计、施工、试运、验收及投运一年的全过程监理）和第三方质量监督制。工程采用了总承包方式，又称“交钥匙工程”，也是国际工程市场通用的做法。
新疆塔里木油田，有油藏也有气藏。气藏储藏丰富，开发远景大，1996年累计探明天然气储量305.23亿立方米，1996年开始敷设输气管道。20世纪末，探明天然气储量已达5000多亿立方米。已建输气管道有塔轮线、轮库线，西气东输至上海的干线也从这里为起点。
塔中至轮南（塔轮线）。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工，全长302.15公里，塔轮线也是中国第一条沙漠气线，与塔轮输油管线和通信光缆同沟敷设。
其他地区输气管道
河南濮阳至沧州（中沧线）。1985年4月1日开工，1986年4月28日完工，8月7日向沧州化肥厂供气。全长361.89公里，设计压力5.1兆帕，年输气能力6亿立方米。管道穿越铁路4处、公路38处、河流92处。首站装有引进的半人马座T4500型燃气轮机及两台离心式压缩机和配套的附属设备，是国内输气管道第一次采用压气设备。1999年19月20日更换新管，10月22日恢复运行。管道技术公司封堵作业处进行作业，原管道勘察设计院设计，管道二、三公司施工。
西北地区原油管道
西北地区是50年代初全国石油勘探的重点地区。1958年在甘肃兰州建成了中国第一座引进的现代化炼油厂——兰州炼油厂。1958年12月建成的克拉玛依至独山子原油管道，标志了中国长输管道建设史的起点。西北地区原油管道总长4102.7公里。
花格线起于青海省西州境内的花土沟油砂山（油田集中处理），终于青海省格尔木市南郊，向格尔木炼油厂供油。1987年9月开工，1990年9月21日正式投产输油，全长435.6公里，设计压力6.27兆帕，年输油能力100万吨。由管道勘察设计院设计，管道一、三公司施工。1977年分两期进行改扩建，输油能力达到200万吨。花格线采用的明线载波远程控制自动化系统，在国内尚属首次。花格线也是在高原地区敷设的第一条原油管道，管线最高点大乌斯山，海拔高度342米。
轮库线（轮南至库尔勒）是塔里木油田的第一条原油外输管道，原油轮至库尔勒后装火车处运，1991年7月2日开工，1992年7月1日竣工投产。全长191.79公里，年输能力100万吨至300万吨，管道勘察设计院设计，管道二公司施工。在设计施工中采用了多项新技术。例如，运用卫星遥感和卫星定位技术，优化了线路走向；自动化控制使用汉语进行操作，交互式图象、图形、语言综合传输对生产单体进行监视管理；利用太阳能和风力发电，作为阴极保护电源等等。
塔轮线（塔中至轮南）是我国的第一条流动性沙漠管线，75％处于塔克拉玛干大沙漠中。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工投产，年输油能力100至600万吨。塔轮线全线302.15公里，同沟敷设有输气管道和通信光缆。
库尔勒至鄯善（库鄯线），这条管道是国内首次采用高压力、大站距方案，首次采用钢级为X65的钢管。1996年6月开工，1997年6月30日竣工投产。全长475公里，设计压力8兆帕，设计年输能力，一期500万吨，二期1000万吨，全线采用先进的管道自动化（PAS）系统，管道穿越河流、沟渠、铁路公路33处，开都河宽736.4米，定向钻穿越，原管道勘察设计院与意大利斯南普及堤公司联合设计，管道一、二、三公司，管道电信公司，四川油建，中原油建，洛阳公司等单位共同施工。
马惠宁线（马岭至惠安堡至中宁）全长164公里，年输油能力350万吨，1978年8月开工，1979年6月投产。跨越河流、洪沟44处，穿越河流34处，铁路2处，公路41处，管道勘察设计院设计，管道三公司施工。国内主要的油气输送管道有： 中石油：
西气东输一线，西气东输二线，西气东输三线（在建），中缅油气管道（在建），涩宁兰，陕京一线，陕京二线，漠大线等 中石化：
川气东送，榆林-濮阳-济南输气管道工程，山东管网等 中海油：
春晓油气田开发项目，涠洲油田开发项目，荔湾3-1（南海深水开发项目）（在建）。