В СССР была создана гигантская трубопроводная система для транспортировки нефти и газа по всей территории СССР и для экспорта в страны Западной Европы, при этом протяженность нефтепроводов превышала 50 тыс. км, а протяженность газопроводов была около 146 тыс. км при максимальной дальности транспортировки газа до 5 тыс. км (Уренгой-Запад, Ямал-Запад и др.). Региональные и магистральные нефтепроводы в настоящее время объединены в России в АК «Транснефть» с крупнейшим в мире экспортным нефтепроводом «Дружба» протяженностью более 5,4 тыс. км (общая длина всех трубопроводов Западной Европы составляет около 2,5 тыс. км). Российские газопроводы входят в ОАО «Газпром», значительная часть добываемого природного газа подается в страны СНГ и Западной Европы. По трубопроводам транспортируются и нефтепродукты, например, протяженность системы нефтепродуктопроводов АК «Транснефтепродукт» в настоящее время составляет около 20 тыс. км; она подключена к 13 крупнейшим НПЗ России; в 1999 г. по ним транспортировано около 22 млн т нефтепродуктов. Таким образом, в СССР и России была создана уникальная по протяженности, производительности и сложности крупнейшая в мире система магистральных трубопроводов для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов, эта система - одно из самых крупных инженерных сооружений XX в., общая длина магистралей достигла 215 тыс. км, в том числе 160 тыс. км магистральных газопроводов (на 1995 г. американская система составляла 94 тыс. км). Промысловые трубопроводы имеют еще большую длину - 300 тыс. км.
Трубопроводный транспорт нефти и газа - наиболее экономичный и экологически предпочтительный вид транспорта. В СССР около 85 % добываемой нефти перекачивалось по нефтепроводам. Диаметр крупных трубопроводов достигает 1,2-1,4 м. Магистральные нефте- и газопроводы включают в себя собственно сеть трубопроводов (рис. 1.10), проложенных обычно под землей, хотя имеются участки трубопроводов и на поверхности, насосные перекачивающие станции через 100-250 км для нефти и нефтепродуктов, компрессорные станции через 80-120 км для природного газа, резервуарные парки для нефти, установки для подогрева высоковязких и высокозастываю-щих нефтей, линии диспетчерской связи по всей трассе трубопровода, устройства защиты труб от коррозии, противопожарные и противоаварий-ные средства, службы обслуживания и ремонта и др. Давление нагнетания, развиваемое нефтяными насосными станциями, составляет обычно 5-8 МПа, а давление нагнетания газовых компрессорных станций - 8-12 МПа (до 25 МПа) и снижается по мере движения нефти и газа по трубопроводу из-за гидравлических сопротивлений трубопроводной системы.
Для магистральных трубопроводов применяются трубы отечественного и зарубежного (ФРГ, Италия, Япония) производства наружным диаметром 530, 720, 820, 1020, 1220 и 1420 мм, толщиной стенки от 8 до 32-48 мм и длиной до 18 м. Используется разнообразная трубопроводная арматура (запорные краны шаровые и пробковые, запорные вентили и задвижки, регулирующая и предохранительная арматура, обратные клапаны). Например, запорный шаровой кран для магистральных газопроводов модели 11с(6)747р с пневмогидроприводом на условный диаметр 1400 мм и условное давление 12,5 МПа имеет длину 3,7 м и высоту 5,5 м. На магистральных нефтепроводах обычно используют запорные клиновые задвижки с электроприводом на условное
давление 6,4; 7,5 и 8 МПа и условный диаметр трубопровода 350, 700, 800, 1000 и 1200 мм. К примеру, габариты задвижки модели 30е905нж на условный диаметр 1200 мм составляют 1,9 м (длина) и 6,1 м (высота).
На магистральных газопроводах компрессорные станции комплектуются центробежными компрессорами с газотурбинным приводом или электроприводом. Отечественные и зарубежные турбокомпрессоры могут иметь единичную производительность 4-20 млрд м3/год, скорость вращения вала турбокомпрессора до 5200-8200 об/мин и мощность 10-25 МВт. Электро-приводные компрессоры имеют производительность 5-14 млрд м3/год, скорость вращения вала электродвигателя 1500-3000 об/мин и вала компрессора 4800-8000 об/мин, мощность 4-12 МВт и общую массу агрегата 50-80 т. На технические нужды магистральных газопроводов расходуется около 7 % добываемого газа, 6-9 % газа закачивается в подземные хранилища.
Газопроводы могут прокладываться также по дну моря, в этом случае трубопровод копирует профиль морского дна, изгибаясь под собственной массой. Протяженность таких морских газопроводов обычно не превышает 200-400 км (как, например, первого морского газопровода Алжир-Италия мощностью до 30 млрд м3 газа в год). Второй подводный газопровод Алжир-Марокко-Испания через Гибралтар стоимостью 1,3 млрд долл. США и мощностью 10 млрд м3 газа в год функционирует с конца 1996 г.
Создание морского участка было предусмотрено в первом международном проекте подводного газопровода природного газа из России «Голубой поток» («Blue Stream Pipeline») через Черное море. Российский газ поступает в Турцию по газопроводу общей длиной около 1200 км с морским участком двух ниток газопровода (трубы диаметром 610 мм и толщиной стенки 32 мм для рабочего давления 25 МПа) длиной 385 км по дну Черного моря на глубине до 2 150 м (впервые в мире на такой глубине) и сухопутным участком (трубы диаметром 1 420 мм и рабочим давлением 10 МПа). Стоимость проекта составляла около 3,4 млрд долл. США при мощности до 16 млрд м3 газа в год. Строительство газопровода завершено в декабре 2002 г.
В мире эксплуатируются десятки морских газо- и нефтепроводов; особенно значительна их сеть в Северном море. Подводный газопровод длиной 840 км соединяет Францию и газовые месторождения в норвежском секторе Северного моря. Благодаря этому газопроводу Норвегия стала главнейшим поставщиком газа для Франции. Самый большой морской газопровод в мире «Лангелед» длиной 1200 км, мощностью 20 млрд м3 газа в год связывает норвежское крупное газовое месторождение Ормен Ланге с британским терминалом Исингтон. Строительство началось в 2004 г., закончилось в октябре 2007 г., стоимость строительства составила более 3,5 млрд долл. США (1,7 млрд фунтов стерлингов).
В 2006 г. начато строительство международного мегапроекта северо-ев-ропейского магистрального газопровода «Северный поток» («Nord Stream») сначала наземной, а с 2010 г. - подводной части для подачи российского природного газа в страны Западной Европы. Этот подводный газопровод из труб диаметром 1 220 мм по дну Балтийского моря длиной более 1 200 км свяжет российский Выборг и немецкий Грайфсвальд (две нитки газопровода общей мощностью 55 млрд м3 газа в год), максимальная глубина моря в местах прохождения газопровода 210 м. Для обеспечения дополнительной надежности эксплуатации уникального газопровода, отслеживания давления в подводной части газопровода и скорости движения газа в нем, а также для быстрой локализации аварийной утечки газа (если уж она случится по непредвиденной причине) планируется параллельная прокладка оптоволоконного кабеля. Стоимость подводной части проекта оценивается в 7,4 млрд евро, стоимость наземной российской части (более 900 км) газопровода, очевидно, составит выше 6 млрд долл. США. Пуск первой нитки газопровода осуществлен в 2011 г.
Для строительства магистральных подводных газопроводов используют крупные морские трубоукладчики. Маршрут подводного газопровода первоначально определяется на основе его моделирования на ЭВМ в трехмерном изображении 3D с учетом особенностей морского дна с его подводными впадинами и возвышениями. Профиль морского дна строго позиционируется, графические координаты выбранного маршрута на глубине моря далее повторяются укладываемым «навечно» (срок службы 100 лет и более) сваренным (без каких-либо других соединений) одним сплошным трубопроводом, которой под действием собственной массы прогибается и копирует профиль морского дна.
Трубоукладчик - это гигантское специализированное судно, например, «Pieter Schelte» (спуск на воду планируется до 2015 г.), которое станет самым крупным судном в мире подобного класса: длина 382 м, ширина 117 м, грузоподъемность 48 тыс. т, экипаж 577 чел., прокладка газопроводов наружным диаметром (по защитной изоляции) до 1,72 м. Судно имеет динамическую систему позиционирования через спутниковую связь, к нему подвозятся вспомогательными судами стальные трубы длиной 12-18 м и толщиной стенки до 48 мм с защитным слоем коррозионного покрытия из пластмассы и качественного бетона. Два подъемных крана трубоукладчика грузоподъемностью по 150 т передают эти трубы в свой сварочный цех, в котором свариваются плети труб длиной до 57 м, на них в зоне сварного шва также наносят защитные слои коррозионного покрытия. Далее каждая готовая плеть специальным мощным подъемным краном грузоподъемностью 300 т подается к натяжному устройству судна, где она приваривается к готовому участку газопровода, который еще находится на трубоукладчике. Судно постоянно движется, его подъемный кран все время медленно опускает наружный конец газопровода в воду. Средняя скорость прокладки морского газопровода 10 км/сут и более. Компания «Allseas» (создана в 1998 г.), строящая с 2007 г. судно «Pieter Schelte», считает, что оно побьет все рекорды по глубине и скорости прокладки морских газопроводов. Подводный магистральный газопровод «Северный поток» («Nord Stream») прокладывает морской трубоукладчик «Solitaire» компании «Allseas», который в настоящее время остается пока крупнейшим в мире, его длина 300 м, ширина 52 м, грузоподъемность 23 тыс. т, экипаж 420 чел.
По магистральным трубопроводам могут транспортироваться и сжиженные газы (ШФЛУ, пропан, этилен, аммиак и др.) от мест производства к местам потребления или хранения. Протяженность таких трубопроводов не более 50-100 км между насосными станциями, хотя общая длина трубопровода может достигать 400-1000 км; например, этанопровод для транспортировки этановой фракции в сверхкритическом состоянии от Оренбурга до Казани имеет длину около 950 км и мощность 650 тыс. т в год (февраль 2009 г.).