Линейная часть (ЛЧ) магистральных нефтепроводов

В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

1. Трубопровод, начинающийся от места выхода с установок подготовки нефти к перекачке и заканчивающийся в конечном пункте транспортировки. К трубопроводу относятся также запорная арматура, лупинги, переходы через естественные и искусственные препятствия, тепловые компенсаторы, предотвращающие опасную деформацию трубы из-за теплового расширения, установки электрохимической защиты, сооружения технологической связи, средства телемеханики.

2. Линии электропередачи, предназначенные для обслуживания нефтепровода, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой.

3. Противопожарные средства.

4. Земляные амбары для аварийного сброса нефти.

5. Здания и сооружения линейной службы эксплуатации.

6. Транспортная инфраструктура – вдольтрассовые дороги и просеки с указателями и предупредительными знаками, вертолетные площадки.

Для нефтепроводных трасс обязательна установка сигнальных знаков высотой 1,5–2 м от поверхности земли, указывающих на то, что в данном месте проходит нефтепровод, информирующих о его владельце и о том, куда в экстренном случае необходимо сообщить об аварии. Знаки устанавливают не реже, чем через 500 м.

Для строительства нефтепроводов используются стальные трубы, рассчитанные на давление до 64 атм., однако возможно использование труб, выдерживающих давление 75, 90 и 100 атм. Состав сталей, идущих на производство труб, определяется требованиями к максимально допустимому давлению. В основном это углеродистые стали, а также легированные стали с добавками хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, алюминия, титана, марганца и кремния.

Основной способ прокладки нефтепроводов – подземный. Могут существовать также участки, идущие либо над землей (воздушные переходы), либо под или над водой (подводные и надводные переходы).  

Известны случаи сооружения нефтепроводных трасс над поверхностью земли на опорах, например, нефтепроводы Заполярье – Пурпе в России или Трансаляскинский в США.

Глубина залегания нефтепровода при траншейной прокладке составляет 0,8–1,0 м. На дне траншеи обустраивают ложе из гравия и песка. Трубы, предварительно сваренные в плети, с одним или несколькими слоями антикоррозийной изоляции (специальной мастики, полимерной пленки, пластиковых лент и др.) укладывают в траншею при помощи специальных трубоукладчиков. После этого соединительные стыки заваривают. На всех стадиях сооружения нефтепровода осуществляется тщательный контроль прочности и герметичности сварных швов.

Долговечности работы нефтепровода, проложенного в грунте, служит его электрохимическая защита (ЭХЗ), осуществляемая путем катодной поляризацией трубопровода, т.е. подачей на трубопровод отрицательного потенциала. Если катодную поляризацию производят с помощью внешнего источника постоянного тока, то такую защиту называют катодной, если же поляризацию осуществляют соединением трубопровода с металлическим предметом, имеющим более высокий отрицательный потенциал, то такую защиту называют протекторной. Без наличия катодной или протекторной защиты нефтепровод даже с хорошей изоляцией не прослужил бы и нескольких лет.