Für die Planung, Bauausführung und den Betrieb ausgedehnter, überregionaler Fernrohrleitungen für die Mineralölversorgung kommt der sicheren Beherrschung der komplexen hydraulischen Vorgänge eine große Bedeutung zu. Aufgeführt werden dazu im Beitrag die Grundzüge dieser Problematik anhand der wichtigsten europäischen Mineralöl- und Produktenfernleitungen, dem schematischen Längsprofil einer Minerölfernleitung, den quasistationären und stationären Betriebszuständen, der Sicherheit eines Pipeline-Systems sowie der Einrichtungen für das Sicherheitskonzept. Einen Meilenstein der Pipelinetechnik stellt die nach zehnjähriger Planungs- und Bauzeit 1977 fertiggestellte, 1284 km lange Trans-Alaska-Pipeline dar, die in der Endausbaustufe mit 12 Pumpstationen einen Durchsatz von 13250 m³/h durch ihre Rohrleitung mit einem Außendurchmesser von 1219 mm fördern kann. Durchsatzsteigerungen werden bei solchen langen Leitungen durch Zuschalten von Zwischenpumpstationen erreicht. Je nach Förderbetrieb lassen sich damit Überwachungsabschnitte definieren, die durch eine Kopfstation (i.d.R. Pumpstation) und eine Empfangsstation (z.B. Tanklager oder Zwischenpumpstationen) gekennzeichnet sind. Die längs der Trasse in variierenden Abständen angeordneten, motorbetriebenen Streckenarmaturen sind für eine Begrenzung der bei einem Schadensfall austretenden Leckmengen von Bedeutung. Die Dichtewerte können hierbei zwischen 700 bis 980 kg/m³ und die kinematischen Zähigkeiten zwischen 0,5 bis 600 x 10^-6 m/s liegen. Instationäre Betriebszustände entstehen bei Pipelines u.a. beim Zu- und Abschalten von Pumpen bzw. beim Schließen oder Öffnen von Schiebern. Wesentliche physikalische Größen für die primäre Sicherheit sind der Druck und die Temperatur. Zu deren Überwachung und Erfassung werden an den Pumpstationen sowie an den Schieber- und Übergabestationen Messstellen eingerichtet.