天然气集输管网系统优化

111一、天然气管网安全管理的意义分析天然气资源要通过管道来运输燃气，并且由于天然气的易爆、易燃的特点，进而就要在管道应用中，加强对管道维护管理，避免产生漏气等不良问题。

在长距离的输气阶段中，管道一般会深埋在地下。

当管道内部的气体较多时，会给管道带来较大的压力，造成管道会受到周围土壤及上方人为和自然腐蚀等多种因素的影响和干扰，而造成管道的损坏，这样会造成气体泄漏，以及引发火灾和爆炸的事故。

这样会给居民带来较大的生命危险，因此，保障输送管道的安全是减少天然气风险的重要措施以及也是预防天然气爆炸事故发生的重要手段。

燃气的运输安全性会直接影响到城市的管理和运营，因而就要输气管道的管理部门加强对管道风险的控制，并采取一定的风险防范措施，来对这种管道受损问题进行合理的控制。

二、新形势下天然气管网安全管理现状1.安全隐患排查工作不到位对日常的排查工作没有进行到位、对天然气管网检测不够仔细、出现问题时，没有得到及时的维修，致使安全隐患逐渐增多；燃气单位事故风险与安全风险是同时存在的，影响其的因素有多种，有很多燃气公司，更加注重于生产运营方面，在安全管理工作上不够重视，有关的防范机制没有得到完善，生产员工和技术人员缺乏应急方面管理知识、对器材使用不过熟练、风险应急能力水平不高。

2.缺乏定期检查工作的开展和执行很多施工单位在完成了燃气管道的施工之后，便结束了所有的工作，没有定期地开展检查工作。

在检查工作开展不到位的情况下，便无法及时的发现燃气管网在运行过程中存在的一些故障和问题，没有实现故障和问题的检查，就无法实现这些故障和问题的排查和维修，久而久之便产生了一定的安全隐患。

举个简单的例子来说，很多的燃气管网在使用了一段时间之后，都会出现焊接口初开缝、漏气、腐蚀等问题，倘若相关的检查人员可以定期地开展一定的检查工作，便可以实现问题的发现，并第一时间寻找改善问题和维修的方法和措施，而如今由于相关的检查工作的缺失，使得这些问题不能够被及时发现，时间久了之后，故障和问题越来越严重，进而导致燃气管网在运行的过程中存在着很多的隐患。

天然气管道输送1 集输管道1．1天然气的预处理及气质要求从地层中开采出的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、硫化物和二氧化碳等有害物质。

固体杂质容易造成设备仪表损坏；水容易与硫化氢和二氧化碳形成酸性水溶液，腐蚀管道。

因此，天然气在进入干线之前，必须净化。

分离和除尘一般采用重力式和旋风式分离器；脱水方法有低温分离、干燥剂吸附和液体吸收三种；脱硫一般采用醇胺法和环丁砜法。

我国管输天然气的气质标准是：硫化氢含量不大于10mg/m3,气体的露点应比最低输气温度低5℃。

1．2天然气集输管道的功能和集输管网布局的原则气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是将各气井的天然气集输至集气站，然后在处理厂进行脱水、脱油、脱硫等预处理，最后计量调压后外输。

集输管网的布局主要是确定气田中各气井、处理厂和集气站等单元设施间的连接形式。

连接形式一般有三种：树枝状、放射状和环状。

管网布局是个复杂的系统工程，涉及很多因素：如气田地形地貌、地质构造、气体组成及特性和用户的不同需求等。

因此必须用系统工程的方法选择最优方案，首先确定最优网络布局，然后确定费用最小的管径组合。

2、干线管道2．1干线管道的系统构成和特点天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统等四个基本部分构成。

输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输站、阴极保护站和调压计量站等。

压气站多采用以天然气为燃料的燃气轮机直接拖动压缩机为输送天然气增压；线路工程包括管道、防腐涂层、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯线路和站内交换系统，以传输调度指令和监控管道运行参数，保证管道安全和正常运行；监控系统包括调度中心、远传通道和监控终端三大部分，实现对管道运行工况的监测、数据采集和过程控制，是保证管道安全、平稳和优化运行的重要手段。

2．2干线管道的水力、热力分布和输气管沿线的压力是按抛物线规律变化的，靠近起点的管短压力降落比较缓慢，距离起点越远，压力降落越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上。

中国天然气管道市场发展现状及发展前景分析受当前经济发展趋势影响，天然气在能源消费结构中愈发举足轻重，从而推动了我国天然气管道市场的蓬勃发展，但跟发达国家比仍存在一定差距。

虽然我国天然气管道市场存在一定的不足，从长远发展角度看，在实现干线管道互联互通、关键设备国产化、开启数字化管道建设三方面入手，将有效推动我国天然气市场的良性发展。

标签：天然气管道市场，发展现状，存在问题，发展前景1.我国天然气管道市场发展现状在当今“低碳环保”大形势下，我国能源结构不断转型，天然气在能源消费结构中愈发举足轻重。

我国进口天然气管道陆续开通，同时国家基干管网基本形成，部分区域性天然气管网逐步完善，非常规天然气管道蓬勃发展，我国天气运输“西气东输、海气登陆、就近供应”格局已经形成。

当前我国已建成建成由跨境管线、主干线与区域联络线、省内城际管线、城市配气网与大工业直供管线构建的全国性天然气管网。

截至2018年底，我国运行的长输天然气管线总里程达到7.6万千米，国内油气长输管道主要集中在三大石油公司手中，其中中国石油占比最大。

干线管道总输气能力约3500亿立方米/年。

我国的基干天然气管网主要由西气东输管道系统、陕京天然气管道系统、和联络天然气管道组成。

我国的进口管道气主要来自于哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、缅甸等国家，目前运行的管道有中亚天然气管线A/B/C线以及中缅天然气管线，在建的管道有中亚天然气管道D 线以及中俄东线和西线。

同时京津冀、长三角、珠三角区域天然气管网构成了我国重点区域天然气管网。

非常规天然气主要指煤层气、页岩气和致密气藏气，伊宁—霍尔果斯煤制天然气管道是我国第一条煤制气管道，大唐克什克腾旗煤制天然气外输管道是我国第二条煤制气外输管道。

页岩气外输管道有三条，分别为四川长宁地区页岩气管道、威远页岩气集输干线和涪陵—王场页岩气管道。

煤层气产地主要集中于我国山西省等华北地区，目前煤层气产量相对较低，优先满足周边地区消费，多余气量外输。

浅谈石油地面集输管网系统的优化设计【摘要】随着经济的不断发展，我国石油工程事业得到了快速地发展，在油田地面工程中，集输管网系统的内容较为复杂，且在投资上也较大，如果对其进行优化设计，不仅能提高工程的经济效益，同时还能推动石油工程建设的发展。

本文笔者就石油地面集输管网系统的优化设计进行探讨和分析，提出有关设计要求。

【关键词】石油地面集输管网系统优化设计石油地面集输管网系统作为石油工程中一项重要组成部分之一，对于工程的整个建设有着举足轻重的作用，必须要引起石油工程企业的重视。

本文笔者就石油地面集输管网系统的优化设计进行探讨和分析，提出相关优化设计思路和方法。

1 石油地面集输管网系统的概述石油地面集输管网系统主要有以下几个方面组成：油井加热、油井计量、油气混混输以及油井掺液。

在实际石油地面集输管网系统的运行过程中，必须要根据管道承压能力、集输站的工作能力以及管输系统的运行情况，对石油地面集输管道系统进行优化设计。

2 石油地面集输管网系统的优化设计2.1 石油地面集输管网系统的优化模型在石油地面集输管网设计中，笔者为了方便于计算，对石油地面集输管网系统进行了以下假设：第一，地面集输管网系统的流动较为稳定；第二，每一条管道的温度保持不变，但是在集输管网系统的中的各条管道其温度可以有所不同；第三，进行优化设计的时候，要忽略阀门、配件以及弯管的影响；第四，整个地面集输管网系统中的流体构成不变，创建一个地面集输管网系统的水力学模型以及优化数学模型。

通过该模型来计算管网的两相流系统以及单相流系统的流动特性。

其中两相流模型的形式为：2.3 石油地面集输管网系统中的参数优化模型和其他的优化设计所谓参数优化，就是立足油品粘度、含水量、含气量等基础数据，明确集输模式后，对集输管网的各站点数量、回压、集输温度、支管管径、壁厚等参数进行全局优化、，达到管网动力能耗、管网热力能耗、管网工程投资的最优化设计。

在石油地面集输管网优化设计上，通常选用的是一系列离散数值的管道外径壁厚，一般使用混合离散变量的优化设计方法，其主要是从有限离散点进行计算的，通过离散优化设计方法来计算出其函数，在一定程度上能够加快计算机的工作速度，大大提高了其效率。

PIPESIM在天然气集输设计中的应用发布时间：2022-07-26T02:37:58.681Z 来源：《科学与技术》2022年第30卷第3月第5期作者：陈小军陈艳萍谢恩何小军[导读] 介绍了PIPESIM在实际新建天然气集输设计中的应用：地面工程管网模拟；利用稳态流体模拟工具进行管网模拟。

该软件的使用陈小军陈艳萍谢恩何小军（重庆泰格石油天然气工程有限公司，重庆市江北区400021）（重庆川维石化工程有限责任公司，重庆市长寿区401254）摘要：介绍了PIPESIM在实际新建天然气集输设计中的应用：地面工程管网模拟；利用稳态流体模拟工具进行管网模拟。

该软件的使用提升了天然气集输工程设计的准确性和可靠性。

关键词：天然气集输；PIPESIM；地面工程；管网模拟；1软件介绍在天然气集输工程的实施过程中，从早期工程设计阶段的管线、地面设备以及整体管网设计，到后期日常运营管理阶段，稳态流动模拟可分析当前设备及管网的运行情况，及时发现并解决制约生产效能的瓶颈因素。

虽然目前市面上有若干软件可以进行管网模拟计算，但有的存在输入参数繁琐，专业知识要求较高等缺点。

而PIPESIM软件稳态流动模拟功能可便捷地模拟和发现设计中的不妥之处，以免在生产运行中发现问题导致返工和浪费。

作为行业内领先的稳态流动模拟计算软件，PIPESIM在石油行业内已得到了广泛的应用 [1]。

2 项目基本情况本项目将新建5个井场共15口单井以及配套的5条采气管道，输往就近的采气管道，再通过采气干管输往集气站。

根据气田已建管网及整个气田采用的压力系统：本区块各气井节流到1.0~2.0MPa，通过采气管道输送至集气站，要求集气站进站压力不小于1MPa。

本项目新建采气管道信息如下表所示。

结合区域实际生产经验，气液混输时流速不宜超过12m/s。

本项目采用PIPESIM稳态模拟，输入包括拟建5个井场在内共15口单井的生产数据和采气管道属性，模拟分析新建井场并网后的管道运行情况。

天然气管道施工及验收规范中华人民共和国石油天然气行业标准天然气集输管道施工及验收规范Specification for Construction and acceptance of collection and transportation pipeline of natural gasSY 0466—97主编单位：四川石油管理局油气田建设工程总公司批准部门：中国石油天然气总公司中国石油天然气总公司文件[97]中油技监字第698号关于批准发布《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准的通知各有关单位：《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准(草案)，业经审查通过，现批准为石油天然气行业标准，予以发布。

各项行业标准的编号、名称如下：序号编号名称1 SY／T 0315—97 钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准2 SY／T 0316—97 新管线管的现场检验推荐作法3 SY／T 0317—97 盐渍土地区建筑规范4 SY／T 0407—97 涂装前钢材表面预处理规范(代替SYJ 4007—86)5 SY／T 0419--97 油田专用水套加热炉制造、安装及验收规范(代替SYJ 4019--87)6 SY／T 0420--97 埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准(代替SYJ 4020--88，SYJ 8—4)7 SY 0422-97 油田集输管道施工及验收规范(代替SYJ 4022--88,SYJ 400946，SY 4061--93)8 SY／T 0442--97 钢质管道熔结环氧粉末内涂层技术标准(代替SYJ 4042—89)9 SY／T 0448-97 油田油气处理用钢制压力容器施工及验收规范(代替SYJ 4048-90)10 SY／T 0449--97 油气田用钢制常压容器施工及验收规范(代替SYJ 4049-4)1)11 SY／T 0450-97 输油(气)埋地钢质管道抗震设计规范(代替SYJ 4050-91)12 SY 0466-97 天然气集输管道施工及验收规范(代替SY 4066--93,SY／T4082-95)13 SY／T 0515--1997 油气分离器规范(代替SY 7515——89)14 SY／T 5020--1997 钻井泵用锥柱螺纹(代替SY 5020~80，SY 502140)15 SY／T 5212--1997 游梁式抽油机质量分等(代替SY 5212~37)16 SY／T 5332--~1997 陆上二维地震勘探数据处理技术规程(代替SY 5332-92)17 SY／T 5455--1997 陆上三维地震勘探资料采集技术规范(代替SY 5455-92)18 SY／T 5595--1997 油田链条和链轮(代替SY／T 5595-93)19 SY／T 5599--1997 油气探井完井地质图件编制规范(代替SY 5599-93)20 SY／T 5675--1997 油气探井完井地质总结报告编写规范(代替SY／T 5675--93)21 SY／T 5788．2--1997 油气探井气测录井规范(代替SY／T 5788．2-93)22 SY／T 6187--1997 石油钻机用190系列柴油机使用报废条件23 SY／T 6285--1997 油气储层评价方法24 SY／T 6286--1997 碳酸盐岩储层精细描述方法25 SY／T 6287--1997 油井采油指数确定方法26 SY／T 6288--1997 钻杆和钻铤选用作法27 SY／T 6289--1997 连续电磁剖面法勘探技术规程28 SY／T 6290--1997 陆上三维地震勘探辅助数据格式29 SY／T 629111997 石油物探全球卫星定位系统动态测量技术规范30 SY／T 6292--1997 探井试油测试资料解释及质量评定31 SY／T 6293--1997 勘探试油工作规范32 SY／T 6294--1997 油气探井分析样品现场采样规范33 SY／T 6295--1997 石油钻采设备可靠性预计方法34 SY／T 7507--1997 天然气中水含量的测定电解法(代替SY 7507--87)35 SY／T 7508--1997 油气田液化石油气中总硫的测定氧化微库仑法(代替SY 750847)以上标准自1998年6月1日起施行。

油田油气集输与处理工艺摘要：随着近几年油气集输系统通过对老油田地面工艺流程的不断调整和完善，以及集输新工艺、新技术、新设备的应用，对油田开发生产的可靠性和油田的开发效益起到了十分重要的作用，系统优化管理明显，系统单耗逐年下降，油田联合站作为油田原油集输和处理的中枢，存在设备管网日趋老化，设计工况和现实不匹配，载荷过低现象普遍存在，安全隐患显现等问题突出。

关键词：油气集输；管控体系；节能1油气集输管控体系油气集输管控体系是指利用先进的油气地面工艺技术建立的一体化集约高效油气集输管控系统，把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其它产品集中起来，经过必要的处理、初加工，将合格的石油和天然气分别输送到外部用户的工艺全过程。

主要包括气液分离、油水分离、油气计量、原油脱水、采出水处理、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺，以管理创新为平台，技术革新为手段，进一步优化油气集输工艺，提高油气水处理运行效率，提升站场管理工作水平，确保油气集输系统安全、高效、平稳。

2油田油气集输与处理工艺体系架构2.1功能定位为充分发挥油气集输管控体系对油公司体制机制建设的支撑作用，经过深入研究，广泛论证，确定了油气集输管控体系三级架构，实现三级联动、上下贯通、层层穿透。

油田分公司级主要抓好整体系统优化和调整、采油厂级抓好实施管控、油气集输管控中心主要抓好能效优化和运行。

2.2管控体系建立的原则油气集输管控体系的建立应遵守以下原则：1)简化油气水处理工艺流程原则。

采出水处理就地分离、就地处理，原油就近进入联合站，联合站就近接入油田输油主干线，减少输送里程。

2)最佳经济运行原则。

关停部分低负荷联合站、接转站，提升在用荷联合站、接转站负荷率，减少原油在油气集输系统中的停留时间，减少热损耗和温降。

3)降低地面站库风险原则。

合理优化管网输送能力和实际输送匹配，消除部分管网输送能力过剩、外输距离过长、管径过大等问题，减少管网里程和地面站库，降低地面站库安全生产风险。

1．天然气的输送形式1．1管道输送1.1.1根据用途分类1)．长距离输气管线2)．城市燃气管道(a) 分配管道(b)用户引入管(c)室内燃气管道3)．工业企业燃气管道(a)工厂引入管与厂区燃气管道(b)车间燃气管道(c)炉前燃气管道1.1.2. 根据敷设方式分类1)．地下燃气管道2)．架空燃气管道1.1.3. 根据输气压力分类《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为；1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级（1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道；（3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。

2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级（1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道；（2）GA1（2）范围以外的管道；（3）GA1（3）范围以外的管道；《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为1、燃气管道GB1；2、热力管道GB2。

城镇燃气管线压力分级：．低压燃气管道：P≤0．01MPa；．中压B燃气管道：0．01MPa<P≤0．2MPa；．中压A燃气管道：0．2MPa<P≤0．4MPa；．次高压B燃气管道：0．4MPa<P≤0．8MPa：．次高压A燃气管道：0．8MPa<P≤1．6MPa．.. 高压B燃气管道：1.6MPa<P≤2.5MPa：高压A燃气管道：2.5MPa<P≤4.0MPa．1.1.4城市燃气管网及其选择．A. 城市燃气输配系统的构成1)．低压、中压以及高压等不同压力等级的燃气管网。

2)．城市燃气分配站或压气站、各种类型的调压站或调压装置。

3)．储配站。

4)．监控与调度中心。

智慧化天然气管道自动控制技术应用研究发布时间：2022-08-26T05:42:58.623Z 来源：《中国科技信息》2022年4月8期作者：尹伟伟[导读] 目前，天然气管道输送管理中已基本实现自动化管理，其中所应用的自动化控制技术也发挥着越来越重要的作用。

尹伟伟揭阳中石油昆仑燃气有限公司广东揭阳 515500摘要：目前，天然气管道输送管理中已基本实现自动化管理，其中所应用的自动化控制技术也发挥着越来越重要的作用。

特别是随着天然气管道输送领域科技水平的不断提升，针对天然气管道自动化控制技术的要求也越来越高。

由此在应用自动化控制技术的基础上发展起来的智能化技术更是取得了长足进步，必将是未来天然气管道输送自动化控制领域的热点。

基于此，本文就智能化天然气管道自动控制技术的发展与应用进行了详细阐述，并就管道智能化发展仍然面临着一系列的困难和考验进行了分析。

关键词：天然气管道；自动控制；智能化控制；完整性管理前言随着经济的快速增长，国内天然气管道特别是长输天然气管道的建设发展日益呈现，而天然气管道具有出输送压力等级高、口径大、钢材等级高、输送流量大、输送距离长等特点…。

为了解决长输管道系统复杂、调度和管理困难的问题，特别是像集中监视、控制、调度、管理与各工艺站场自动、手动控制的问题；有人值守与无人值守问题；信息的采集、甄别、传输问题；信息安全、贸易计量、分输管理等问题[1]。

这就要求管道运行高度自动化、信息化、智能化，以提高应对各种突发情况的反应能力并提高运营的经济性。

而智能化技术就是在天然气管网的日益稠密、复杂，安全隐患的困扰下，随着管道完整性管理理念建立起来的天然气管道自动化控制技术。

1智能化管道控制技术定义智能化管道控制技术的定义是以精确探测、定位地下管线为基础，实施监测感知管线破损等故障，构建地下管线全寿命周期管理的综合信息平台系统，从而及时预警、处置地下管线的异常，确保人民生命财产安全。

智能化的内容包含精确探测、地下标识、综合感知和应急联动的全寿命综合管理系统[2]。

油气田地面工程第２７卷第１１期（２ＯＯ８．１１）　３９　哈得４油田新增产能油气集输系统的优化　王晓玲（中国石油塔里木油田分公司开发事业部）　摘要：哈得４油田新增９０×１０　ｔ／ａ产　能地面建设工程，需在新区新建处理规模　１Ｏ０×１０　ｔ／ａ的原油处理站，围绕这一中心　进行系统优化。哈一联原油处理站，减少脱　水器１台，减少投资８１．４９万元；原油储罐　由２座１　０００　ｒｎ。改为３座１０００　ｒｎ。，从而取　消固定消防及配套的自动灭火系统，使哈一　联进一步减化，投资进一步降低。优化后减　少投资４５５．３９万元。　关键词：油田；油气集输系统；优化　

１　前言　哈得４油田是典型的沙漠油田，在设计与建设　中，充分考虑油田地理特点和已建设施的情况，不　断优化，使哈得油田地面建设达到了集输处理工艺　优化、系统工程简化、资源利用合理化及工艺设计　人性化的目的。在设计与施工过程中，对油、水、　气、电的线路走向进行优化，既节省了投资，又保　护了沙漠脆弱的生态环境。　哈得４油田的开发为滚动开发。２０００年，哈　得４油田开始开发建设，钻井１６口，建成产能３Ｏ　

×１０　ｔ／ａ。地面工程建成了油区集输管网（一级布　站为主）、３０×ｌＯ　ｔ／ａ规模的联合站、ＤＮ２００外输　油管道以及自动化、通信（至肖塘的８兆通信光缆　７２　ｋｍ）、电力、道路、倒班公寓等系统配套工程。　２００１肆末，哈得４油田总井数达到４８口，建　成产能８Ｏ×１０　ｔ／ａ。哈得４联合站在已有规模的　基础上进行了扩建，扩建后该联合站包括集油、脱　水、注水、地下水处理、含油污水处理、变电等内　容。２００３年，薄砂层实施注水开发，并建设了　ＤＮ２５０原油外输复线。　同年，哈得４油田开始实施滚动开发第三阶　段，规划新增９Ｏ×ｌＯ　ｔ／ａ产能。　哈得４油田地面建设工程的目标是：原油集输　处理系统密闭率１００　，含油污水处理回注率　１００　，原油稳定率１００　；３个高标准，即吨油自　耗天然气＜１０　ｎ１。，生产吨油耗电不超过８０ｋｗ・ｈ，　加热炉运行效率大于８Ｏ　。　本文重点介绍哈得４油田新增９０×１０　ｔ／ａ产　能地面建设工程油气集输系统的优化。　

天然气集输管道的安全防护措施摘要：近年来，天然气田开发速度加快，与此同时带来的安全问题也日益突出。

天然气集输系统在气田安全生产中占有重要作用，集气站是天然气集输系统中的高危生产场所，一旦安全工作不到位就会酿成重大事故，不但影响正常生产，还会造成人员伤亡和财产损失。

因此，对集气站进行安全评价模型的研究对于保障天然气田的安全平稳运行有重大意义。

关键词：天然气；集输系统；安全防护；前言随着我国天然气田建设的加快，以下安全问题日益突出。

天然气集输系统的正常运行对确保气田安全生产起着至关重要的作用。

天然气集输系统是指从井口到处理厂的系统，包括井场、集气站、增压站、阀室、清管站、集气站和气田集输管网。

集气站作为气田集输系统中最基本的单元，是对气井生产的天然气进行加热、节流、分离、脱水、计量和收集后，出口风险较高的生产场所。

集气站生产过程中存在高温、高压、易燃、易爆等危险。

站内工艺流程复杂，设备众多，管线密集，事故隐患大。

一旦发生安全事故，一方面将严重影响气田的正常生产，另一方面可能造成人身和财产损失，甚至严重影响社会稳定。

因此，采用适当的方法对集气站进行安全评价研究，提高集气站的运行状况和安全管理水平，确保气田集输系统的正常运行，具有重要的现实意义、经济效益和长远意义社会福利。

1、天然气管道事故管道事故主要指天然气泄漏影响输气的管道故障事件。

天然气管道故障是指“天然气管道未能按计划实现其输送功能，主要包括管道意外泄漏、管道输送系统丧失完整性、无法满足输送能力要求”。

天然气管道事故的发生将对管道沿线的自然环境产生非常严重的影响。

例如，在有水的区域，管道在水流的长时间冲击后，会在管道表面造成几处裂缝，裂缝会逐渐增加，从而导致管壁破裂，传输介质泄漏。

一旦这些泄漏的物质进入周围环境，就会造成许多立即甚至长期的污染问题。

特别是大量原油泄漏会影响土壤中微生物的生存，破坏土壤结构，降低土壤渗透性和透水性。

石油低分子烃比高分子烃具有更强的渗透性。