Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Алгоритм проектирования подводного нефтегазопровода
1.1. Особенности проектирования подводного нефтегазопровода 1 п (ПН)
1.2. Анализ комплекса работ по проектированию ПН 13
1.3.Формирование алгоритма проектирования подводных нефтегазопроводов 15
Выводы по главе 25
Глава 2. Модель системы управления проектным процессом подводных нефтегазопроводов
2.1. Общие принципы создания системы управления проектным процессом ПН 27
2.2 Иерархия задач проектного процесса ПН в соответствии функциональным возможностям различных классов САПР 28
2.3. Модель системы управления процессом проектирования подводных нефтегазопроводов 36
Выводы по главе 54
Глава 3. Исследование эффективности применения пакетов автоматизированного проектирования для проектного процесса подводных нефтегазопроводов
3.1. Методика выбора оптимальной конфигурации пакетов автоматизированного проектирования (АПР) 55
3.2. Исследование эффективности применения пакетов АПР при проектировании подводного нефтегазопровода на основе дисперсионного коэффициента конкордации 64
3.3. Функционально-стоимостной анализ пакетов поддержки инженерных расчетов и геоинформационных систем с применением энтропийного коэффициента конкордации 77
Выводы по главе 85
Глава 4. Классификация участков трассы прокладки ПН с учетом его действительных условий работы
4.1. Анализ действительных условий работы подводного нефтегазопровода S6
4.2. Классификация участков прокладки ПН в отечественной и зарубежной нормативной документации 94
4.3. Классификация участков прокладки подводного нефтегазопровода в зависимости от его действительных условий работы 99
Выводы по главе 112
Список сокращений 113
Список литературы 114
Приложения
- Анализ комплекса работ по проектированию ПН
- Иерархия задач проектного процесса ПН в соответствии функциональным возможностям различных классов САПР
- Исследование эффективности применения пакетов АПР при проектировании подводного нефтегазопровода на основе дисперсионного коэффициента конкордации
- Классификация участков прокладки ПН в отечественной и зарубежной нормативной документации
Введение к работе
Около 90 % площади шельфа РФ являются перспективными для добычи углеводородного сырья, что составляет около 2/3 перспективной площади на суше. Одной из важнейших предпосылок для дальнейшего освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа является создание сети подводных межпромысловых и магистральных трубопроводов. Танкерные перевозки нефти и газового конденсата, доминировавшие в первые годы освоения шельфа, сохранились лишь на отдельных промыслах. На сегодняшний день основная часть углеводородного сырья доставляется с морских месторождений потребителям по трубопроводам. Высокая эффективность и надежность трубопроводного транспорта обуславливает в будущем стабильный рост протяженности морских трубопроводов. В этих условиях особую важность приобретают проблемы проектирования подводных нефтегазопроводов (ПН).
Исследование [91, 98, 102] процессов проектирования ПН по материалам проектов и специализированной нормативной документации для подводных нефтегазопроводов [23, 84, 116, 117, 118] выявило в них отсутствие алгоритмизации. Разделы нормативной документации находятся в логически не связанном состоянии и последовательность выполнения проектных работ в них слабо формализована. Кроме того, содержательная часть этих документов имеет значительные отличия (см. параграф 1.1). В этой связи возникла необходимость в проведении дополнительного исследования, направленного на выявление отличительных особенностей в существующих методах проектирования, и систематизации комплекса работ по проектированию подводного нефтегазопровода. На основе проведенного исследования [95] был создан алгоритм проектирования ПН.
С развитием информационных технологий, в том числе и систем автоматизированного проектирования, процесс проектирования подводных трубопроводов становится все более высокотехнологичным и приобретает распределенный характер.
Исследование этого процесса [90, 93, 94, 96, 98, 104] показало, что решение разнообразного спектра задач, стоящих перед главным инженером проекта (ГИП), до сих пор не систематизировано. Соответственно, уровень автоматизации их решения остается на невысоком уровне. Применяемые классы САПР позволяют автоматизировать лишь часть этапов проектного процесса ПН. При этом большая часть автоматизации приходится на чертежно-графические и расчетно-конструкторские работы. Автоматизация же задач управления проектным процессом и оборота проектной документации в масштабах проектных институтов находится на стадии понимания необходимости и слабо реализованы (табл. 1).
Таблица 1. Сравнительная таблица использования классов САПР проектными организациями нефтегазовой отрасли.
В этой связи возникает необходимость в автоматизации решения как собственно чертежно-графических и инженерно-расчетных проектных процедур, так и задач управления проектным процессом. Необходимо разработать такую систему, которая наряду с выполнением инженерно-конструкторских этапов проектного процесса позволяет автоматизировать
процесс управления проектированием. Проведено исследование [96, 98, 100, 104], которое позволило систематизировать весь спектр задач проектного процесса ПН, включая управленческие задачи и задачи оборота проектной документации. Выявлены недостатки в существующих алгоритмах решения проектных задач, и предложены подходы к оптимальному построению проектного процесса.
Отмечается, что в западных пакетах управления проектами для оценки рисков используется метод «Монте-Карло» или «Перт». Однако при использовании этого метода для получения достоверного статистического распределения результатов моделирования требуется сделать сто тысяч и более проходов (испытаний) имитационной модели рисков проекта [69]. В этой связи, для оценки рисков проекта предлагается алгоритм в постановке Пелиха А.С. [78]. Этот алгоритм позволяет выявлять риски высокой вероятности, что позволяет сосредоточить ресурсы на недопущении их наступления.
Исследуется технология ресурсного распределения. На основе задачи в постановке Буркова В.М. [16] предлагаются алгоритмы оптимизации ресурсного распределения в проектном процессе подводных нефтегазопроводов. В качестве критерия оптимальности используется минимизация времени выполнения работ проекта за счет оптимального распределения ресурсов по этапам проектного процесса. Также предлагается технология управления ресурсами основанная на применении пакетов управления проектами (УП).
Рассматриваются техники составления расписания проектного процесса. Предложенные методы расчета длительностей проектных этапов в постановке Лихачевой В.Г. [72] и применение пакетов УП при составлении расписания проектного процесса ПН позволили своевременно рассчитывать и контролировать сроки выполнения работ проектного процесса ПН, осуществляя при этом анализ ограничений различных типов.
Проанализирована работа систем инженерно-технического
документооборота. На основе реального опыта применения этих систем в ООО «Институт «Шельф» были выявлены недостатки в их работе, предложены и реализованы на практике решения для их устранения. Предложенные решения повысили уровень защиты проектной документации, снизили сроки ее оборота и оптимизировали взаимодействие между структурными подразделениями в ООО «Институт «Шельф».
К настоящему моменту для проектного процесса ПН не создано методик оценки эффективности пакетов автоматизированного проектирования. В результате не решена проблема оптимального выбора пакета САПР из соотношения «цена САПР - функциональность САПР», что приводит к неоправданным расходам при проектировании подводных нефтегазопроводов. Как показало исследование методов оценки эффективности САПР, применяемых в других отраслях [1, 3, 22, 108, 120], эти методы базируются на простом количественном сравнительном анализе функций пакетов автоматизированного проектирования. Все исследуемые программные продукты являются многофункциональными. При простом количественном сравнении функциональных возможностей (ФВ) не учитывается, что некоторые функции никак не используются в рассматриваемых областях деятельности и по своей сути являются «излишними». Однако, за счет таких функций существенно возрастает цена пакетов автоматизированного проектирования. В этой связи разработана методика, которая позволяет провести классификацию функций САПР и определить оптимальное соотношение конфигурации функциональных возможностей пакетов АПР и их цены [97, 101, 105]. На основе исследований ФВ делается заключение об эффективности использования конкретного программного продукта по сравнению с другими. Разработанная методика применена к исследованию всех классов САПР, участвующих в проектном процессе ПН (см. параграф 2.2). В результате исследования выявлены оптимальные конфигурации функциональных возможностей пакетов АПР и определена эффективность
применения каждого из них при проектировании подводных нефтегазопроводов.
В процессе проектирования ПН проводится анализ всевозможных воздействий на него в течении всего его жизненного цикла. Анализ показывает [92, 96], что на различных участках подводного нефтегазопровода степень таких воздействий различна, и это необходимо учитывать и оценивать при его проектировании. Некоторые участки являются чрезвычайно ответственными с точки зрения конструкции, технологии строительства и эксплуатации, и рисков. Для учета особенностей расчета таких участков при проектировании ПН и управления рассматриваемым проектным процессом необходима их классификация, которая могла бы указать на характерные для данного участка трассы нагрузки. Проведенный анализ существующих классификаций участков территории прокладки ПН [5, 23, 84, 116, 117, 118] показал следующую картину:
В существующих классификациях выполняется оценка безопасности населения в случае возникновения аварийных ситуаций и воздействия перекачиваемого продукта на окружающую среду. Однако в проанализированных классификациях, за исключением классификации разработанной П.П. Бородавкиным и О.Б. Шадриным (КБШ) [5], а также СНиП 2.05.06.-85 не учитывается воздействие окружающей среды на трубопровод, и, следовательно, дополнительные сложности, возникающие при строительстве и эксплуатации подводного нефтегазопровода. В КБШ и СНиП 2.05.06.-85 рассматривается воздействия окружающей среды только для речных трубопроводов без учета специфики строительства и эксплуатации морских ПН. Кроме того, в КБШ не проводится оценка безопасности для населения в случае возникновения аварийной ситуации.
Во всех проанализированных классификациях не учитывается глубина укладки ПН, а, следовательно, и такие факторы как большое значение гидростатического давления, и особенности некоторых видов гидродинамического воздействия.
На данный момент для морских трубопроводных систем не существует такой классификации участков, которая позволяла бы одновременно оценить безопасность населения в случае возникновения аварийной ситуации и учесть особенности воздействия окружающей среды на морской нефтегазопровод.
Ни одна из проанализированных классификаций не указывает, какие именно нагрузки необходимо учитывать для рассматриваемого участка при проектировании ПН.
В этой связи очевидна необходимость в создании по описанным выше принципам классификации участков трассы ПН. Эта классификация, которая в зависимости от природных характеристик части трассы ПН определяет весь спектр нагрузок действующих на него, разработана в четвертой главе.
В результате проведенных исследований систематизирован весь комплекс задач проектного процесса, включая управленческие вопросы и задачи оборота проектной документации, а также определены необходимые для их решения классы САПР [96, 100, 104]. При этом создана последовательность или алгоритм решения этих задач соответствующими классами САПР с четким разграничением функций и области применения конкретных пакетов автоматизированного проектирования [100, 104]. Такой алгоритм позволил в значительной мере автоматизировать процесс решения всех задач, стоящих перед ГИП-ом, и по своей сути явился системой управления проектным процессом. Решение комплекса вопросов, позволяющих провести автоматизацию проектного процесса посредством внедрения разнообразных классов САПР и оптимизации их работы подтверждают актуальность тематики диссертационного исследования. На основе проведенных исследований разработана модель системы управления проектным процессом ПН.
Целью диссертационного исследования является создание модели автоматизированной системы управления проектным процессом подводных нефтегазопроводов с учетом их классификации.
Задачами диссертационного исследования является:
Выполнение анализа комплекса работ проектного процесса подводных нефтегазопроводов, выявление недостатков в существующих методиках проектирования, и, на основе проведенного анализа, создание алгоритма процесса проектирования ПН.
Анализ действительных условий работы ПН.
Адаптация комплекса работ проектного процесса соответствующим классам САПР.
Разработка методики выбора оптимальной конфигурации функциональных возможностей пакетов АПР.
Анализ всех классов САПР, используемых в проектном процессе ПН, и определение пакета АПР с оптимальной конфигурацией ФВ для каждого класса САПР.
Создание алгоритма применения классов САПР для процесса проектирования ПН, позволяющего автоматизировать рассматриваемый проектный процесс.
Создание модели автоматизированной системы управления проектным процессом ПН.
Создание классификации территории укладки подводного нефтегазопровода на основе анализа его действительных условий работы.
Анализ комплекса работ по проектированию ПН
Исследование процессов проектирования ПН по материалам проектов и специализированной нормативной документации для подводных нефтегазопроводов выявило в них отсутствие системной алгоритмизации. Разделы нормативной документации находятся в логически не связанном состоянии и последовательность выполнения проектных работ в них слабо формализована. В результате чего возникла необходимость в проведении дополнительного исследования комплекса работ рассматриваемого проектного процесса, и выявления различий и недостатков в существующих методиках проектирования и систематизации комплекса проектных работ.
На основе проведенного исследования был создан алгоритм проектирования ПН (рис. 1.1). Основной особенностью разработанного алгоритма является применение в нем классификации участков трассы прокладки подводного нефтегазопровода в зависимости от его действительных условий работы. Применение этой классификации позволило существенным образом сократить сроки выполнения проектных работ.
В процессе исследования проанализированы проекты «Обустройства нефтяного месторождения Кравцовское (Д6)» разработанные институтом НИПИШельф (I), «ТЭО комплексного освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений проекта Сахалин-2» , созданными «Экоцентром МТЭА» и ООО «Старстрой» (II), и концептуальный алгоритм проектирования подводных нефтегазопроводов, разработанный компанией J.P.Keyni (III). Также был проведен анализ российской и зарубежной нормативной документации по проектированию ПН [23, 84, 116, 117, 118]. Проведенный анализ показал, что алгоритмы проектирования имеют следующие отличительные особенности в комплексе проектных работ (таблица № 1.1):
Основываясь на проведенном анализе проектов и нормативной документации по проектированию ПН, разработан алгоритм проектирования подводных нефтегазопроводов, блок-схема которого представлена на рисунке 1.1.
На этом этапе собираются и анализируются следующие данные [117, 118]: инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно гидрометеорологические, инженерно-экологические, материалы изыскания грунтовых строительных материалов.
Для составления плана акватории проводятся гидрографические работы. Ширину съемки для выбора оптимальной трассы морского нефтегазопровода рекомендуется принимать до 200 м (при особом сложном рельефе дна и наличии подводных препятствий - 600м). Ширину съемки прибрежной полосы рекомендуется принимать не менее 200м в каждую сторону от крайних возможных створов нефтегазопровода [5].
В состав гидрологических наблюдений входят измерения: уровня воды, волнения, ветра, течения, температуры и результаты наблюдения за ледовыми условиями.
На этом этапе собираются и анализируются данные по условиям эксплуатации подводного нефтегазопровода [116, 117, 118]. В первую очередь, это данные об окружающей среде: профиль трассы нефтегазопровода, включая глубину воды, величину заглубления, свойства грунтов; топография дна моря; ветровые и волновые условия; приливы и течения; среднемесячные температуры воздуха и воды, а также их минимальные и максимальные значения; ледовая обстановка; сейсмическая активность; биологическая активность; нагрузки, включая их крайние значения и направление; условия контакта трубы, т.е. заглубление, наброска и т.д.; электрическое сопротивление донных отложений и морской воды; графики температур и давления для действующей нефтегазопроводной системы.
Во вторую очередь важны следующие, не связанные с окружающей средой, условия работы нефтегазопровода [116, 117, 118]: внутреннее коррозионное воздействие; рабочее давление; скорость потока и режим потока; химические добавки и проектная периодичность очистки; условия для инспекции коррозионных повреждений; особенности механической защиты, утяжеления и теплоизоляции.
На этом этапе анализируются различные особенности окружающей среды, присущие данному месту и режиму эксплуатации. Если этих данных недостаточно, то следует использовать обоснованно консервативные данные, основанные на приемлемых данных для других сходных геологических зон [118].
Следует учитывать такие явления окружающей среды, которые могут повлиять на нормальное функционирование системы или снизить надежность или безопасность системы (ветер; приливы; волны; внутренние волны и другие последствия различий в плотности воды; течения; лед; морское обрастание; землетрясение; особенности грунта; температура).
Классификация участков прокладки подводного нефтегазопровода в зависимости от его действительных условий работы.
Иерархия задач проектного процесса ПН в соответствии функциональным возможностям различных классов САПР
В настоящее время в проектных организациях нефтегазовой отрасли наблюдается неоднородный уровень автоматизации и применения систем автоматизированного проектирования различных классов при проектировании подводных нефтегазопроводов [90, 104]. Применение существующих на предприятиях пакетов разнообразных САПР не систематизировано. Пакеты АПР не имеют комплексную взаимосвязанную структуру применения с четким разделением задач проекта в зависимости от функциональных возможностей определенного класса САПР. Это существенно понижает качество и скорость принятия проектных решений [96, 100]. Следует отметить, что отсутствие подобного разделения и комплексного применения пакетов АПР делает невозможным достижение высокого уровня автоматизации проектного процесса подводных нефтегазопроводов. В этой связи поставлена цель распределить все задачи проектного процесса по соответствующим классам САПР.
Очевидно, что для комплексной автоматизации проектного процесса подводных нефтегазопроводов достаточно использовать САПР, решающие следующие задачи [96, 100, 104, 105]: организационные; контроль изменений структуры проекта и документооборот проектной документации; чертежно-графические и инженерно-расчетные задачи проектного процесса.
Проектирование подводного трубопровода является сложным процессом, состоящим из комплекса задач различного вида - от организационных до конструкторских. В этой связи возникает необходимость в распределении задач проекта в соответствии с их видом, т.е. в создании иерархии исполнения различного вида задач соответствующими классами САПР [104]. Таким образом, все задачи проектного процесса можно разделить на три иерархических уровня (приложение 2, рис. 18).
Системы управления находятся на верхнем уровне этой иерархии и осуществляют решение организационных задач проекта. В основе таких систем лежат алгоритмы сетевого планирования и контроля временных параметров проекта различными методами. Базовые функции систем кправления позволяют представить работы проектного процесса в виде календарного графика выполнения работ.
К настоящему моменту разработаны классы САПР, в которых реализованы подобные функции управления. К этим классам относятся [26, 27, 76]: ERP (Enterprise Resource planning), CAPE (Concurrent Arto-Product), PDMS и класс САПР, который получил название «Системы управления проектом». Для целей проектирования подводного нефтегазопровода необходимо, чтобы система управления могла не только составлять календарный график проекта и отображать работы на временной оси в виде диаграммы Ганта, но также осуществлять ресурсное и стоимостное планирование, производить анализ рисков и выполнять контроль за ходом выполнения работ. Как видно из таблицы 2.1. системой управления, способной реализовать все поставленные управленческие задачи является «Система управления проектами» (УП).
На втором уровне иерархи находятся системы инженерного документооборота. Для целей проектирования подводного нефтегазопровода необходимо, чтобы этот класс САПР выполнял роль связующего звена между системами автоматизированного проектирования (rHC/[CAD/PDMS]/CAE) на этапах инженерно-конструкторского проектирования и системами УП решающими управленческие задачи [96, 100, 104]. Основным требованием для этого класса САПР является возможность работы с технической документацией (чертежи, расчетные результаты и т.д.). Т.е. рассматривается класс САПР, называемый в литературе «Системы электронного инженерно-технического документооборота». К этому классу систем автоматизированного проектирования относятся: EDM (engineering data management), PIM (product information management), TDM (technical data management), TIM (technical information management), WorkFlow и PDM (product data management). Большая часть перечисленных классов САПР способна решать лишь часть задач оборота проектной документации рассматриваемого проектного процесса (таблица №2.2.) [26, 27]. Обобщенное же решение этих задач существует только в PDM системах.
Исследование эффективности применения пакетов АПР при проектировании подводного нефтегазопровода на основе дисперсионного коэффициента конкордации
Целью исследования является выяснение оптимальности функциональных возможностей программных продуктов для целей проектирования подводных нефтегазопроводов. В работе проанализированы программы управления проектами, инженерно-технического документооборота и автоматизации чертежно-графических работ.
Системы управления проектами (УП) выполняют организационные задачи проекта. САПР класса УП является инструментом для компьютерного моделирования проектного процесса и просчета последствий принимаемых проектных решений. В основе систем УП лежат алгоритмы сетевого планирования и расчета временных параметров проекта различными методами. Базовые функции систем УП позволяют представить работы проектного процесса в виде взаимосвязанного комплекса, рассчитать ранние и поздние даты начала и окончания работ проекта и отобразить работы на временной оси в виде диаграммы Ганта. Кроме этого системы управления проектами осуществляют ресурсно-стоимостное планирование и контроль за ходом выполнения работ проектного процесса. Более подробно о задачах систем УП и средствах их реализации рассказано в второй главе. Программы управления проектами делятся на два основных класса - профессиональные (high end) и непрофессиональные (low end). Основное их отличие программ заключается в возможностях по моделированию работы ресурсов проекта, структуризации проектной информации, управлению мультипроектами [57, 59, 69,70].
Для исследования функциональности пакетов управления проектами создана сравнительная таблица их ФВ (приложение 3, таблица З.1.). В ней перечислены все функции рассматриваемых программных продуктов. Наличие функции обозначено "+", отсутствие "-".
В соответствии с рекомендациями, данными в [37, 42, 58, 72] создана группа экспертов в составе десяти человек. Этой группой были оценены по балльному методу ФВ пакетов управления проектами. Результаты оценки сведены в форму для обработки экспертных оценок (ЭО), разработанную в «Excel» для автоматизированной обработки экспертных оценок.
Так как при практическом исследовании ФВ пакетов УП смежным проектным этапам присвоены одинаковые ранги полезности функций, в некоторых случаях неравенство 3.3. не выполнялось. В этих случаях при расчете дисперсионного коэффициента конкордации в формуле 3.2. учитывался уточняющий параметр Tj: где: число одинаковых рангов в j-ом ряду, а остальные значения те же, что в формулах 3.2 - 3.6.
По расчетным значениям распределения X2 построим график (рис. 3.7). Из него очевидно, что расчетные значения X2 во всех случаях лежат выше критического уровня достоверности экспертных оценок. Это говорит о том, что для всех рассмотренных случаев оценки экспертов являются достоверными.
На основе экспертного оценивания все ФВ были классифицированы по методу «ABC». Используя эту классификацию можно составить сравнительную таблицу функциональных возможностей «В» класса для пакетов УП. Последней строкой в этой таблице указывается стоимость пакетов управления проектами. В результате исследования установлено, что наибольшим коэффициентом эффективности Эф, равным 0,043 обладает пакет MS Project 2004. Этот пакет и обладает оптимальной конфигурацией функциональных возможностей для целей проектирования ПН.
Системы инженерно-технического документооборота (PDM) выполняют роль связующего звена между пакетами автоматизированного проектирования rHC/[CAD/PDMS]/CAE классов и системами УП [26]. Системы PDM аккумулируют всю циркулирующую проектную документацию в рамках рассматриваемого проектного процесса и осуществляют поэтапный контроль за оборотом материалов проекта на всех этапах проектирования ПН. Системы PDM обеспечивают распределенный авторизованный доступ к проектной информации и реализуют подсистему управления процессами проектирования второго уровня (изменение структуры изделия, маршрутизация прохождения задач и т.д.). В PDM-системах обобщены такие технологии, как: управление инженерными данными (EDM), управление документами, управление информацией об изделии (PIM), управление техническими данными (TDM), управление технической информацией (ТІМ), управление изображениями и манипулирование информацией, всесторонне определяющей конкретные компоненты ПН [27].
Классификация участков прокладки ПН в отечественной и зарубежной нормативной документации
В этом параграфе исследуются классификации участков прокладки подводного нефтегазопровода, разработанных в различных нормативных документациях по проектированию подводных нефтегазопроводов.
«Правила для систем подводных трубопроводов, DNV-1996» [118] предполагают разделение участков расположения трубопровода на два класса в зависимости от плотности населения: «Зона 1- малозаселенная зона; Зона-2 -часть трубопровода стояка около платформы с персоналом или в плотно заселенном районе».
В DNV-1996 существует второй вид классификации, в котором класс местоположения подводного трубопровода на стадии строительства и эксплуатации связывается с категорией перекачиваемого продукта (приложение 4, табл. 4.3.) и плотностью населения (приложение 4, табл.4.1). В результате этой связи производится оценка возможного воздействия на окружающую среду в случае аварийных ситуаций (приложение 4, табл. 4.2)
Классификация DNV-1996 учитывает только безопасность населения в случае возникновения аварийных ситуаций подводного нефтегазопровода на стадиях строительства и эксплуатации. Рассматривается только воздействие перекачиваемого продукта на человека и окружающую среду, однако не учитываются особенности влияния окружающей среды на подводный трубопровод, не учитываются такие важные факторы, как глубина укладки трубопровода, гидродинамическое воздействие и т.д.
Совместный американо-норвежский стандарт «DNV-OS-F101» [117]. Подводные трубопроводные системы" полностью повторяет классификацию участков прокладки трубопроводной системы, разработанную в DNV-1996.
В СТУП «Сахалин-2» существующая классификация участков является схожей с DNV-1996. В отличие от [118] в этой классификации участки прокладки подводного нефтегазопровода более точно подразделяются в зависимости от плотности населения (приложение 4, табл. 4.4.)
В СТУП «Сахалин-2» разработана вторая классификация, в которой связываются между собой категории продукта и плотность населения с оценкой возможного воздействия на окружающую среду в случае аварийных ситуаций (приложение 4, табл.4.5.). Однако в отличие от [118] подводный трубопровод рассматривается только на стадии эксплуатации.
Разработанная в «СТУП Сахалин-2» классификация участков укладки подводного трубопровода является более детальной и полной по сравнению с [118] и [117]. Однако «СТУП Сахалин-2» повторяет их основные недостатки: не учитывается влияние окружающей среды на трубопровод; нет влияния таких факторов, как глубина укладки трубопровода, ледовые условия, гидродинамическое воздействие, а также влияния со стороны окружающей среды. Недостаточно учитываются сложности, возникающие при строительстве подводного трубопровода.
В ASME-B 31.8 [116] также разработана классификация участков прокладки подводного нефтегазопровода в зависимости плотности населения. В отличие от ранее рассмотренных классификаций в ASME-B 31.8 плотность населения измеряется не количеством человек, находящихся на данной территории, а количеством жилых зданий (приложение 4., табл. 4.6.)
В этом стандарте учитывается так называемый "фактор проектирования", который используется при анализе опасности, расчете прочности, значений испытательного давления и в других расчетах на различных этапах проектного процесса. Для каждого из классов участков прокладки подводного нефтегазопровода существует жесткая привязка: «класс местности - фактор проектирования» (приложение. 4, табл. 4.7.)
В стандарте ASME-B 31.8 ширина изысканий предполагается по участкам длиной в 1 милю и шириной 500 м от оси трубопровода. В предыдущих же нормативных документах участки рассматривались только по ширине 500 м, рекомендаций по выбору длины не давалось.
Рассматриваемая классификация является более практичной по сравнению с «СТУП Сахалин-2», американской «DNV-1996» и американо-норвежской «DNV-OS-F101» за счет введения в процесс проектирования корректирующего "фактор". Однако, как и во всех предыдущих классификациях, участки укладки подводного трубопровода подразделяются в зависимости от населенности территорий. При этом никак не учитываются факторы воздействия окружающей среды на стадиях строительства и эксплуатации подводного нефтегазопровода, что делает рассмотренную классификацию неполной.
Классификация, разработанная П.П. Бородавкиным и О.Б. Шадриным (КБШ) [5]. В её основу положена зависимость между деформациями речных русел в створах трубопроводов и вероятность выхода их из строя в результате разрушений труб при определенных видах деформаций в течение расчетного срока эксплуатации (приложение 4, табл. 4.8.) [5]. Эта классификация на текущий момент наиболее полно позволяет классифицировать участки укладки подводного трубопровода в зависимости от воздействия на него со стороны окружающей среды. Однако она выделяет только участки трассы речных трубопроводов, не позволяя применять ее к морским нефтегазопроводам. Также в этой классификации не проводится оценка безопасности для населения в случае возникновения аварийной ситуации.
