Идентификация рисков

Методы идентификации рисков и оценка вероятности проявления нежелатель­ных событий подразделяются на статистические, аналитические и экспертные:

- статистические основаны на анализе событий, накопленных за определен­ный период наблюдений (частоты проявлений);

- аналитические базируются на изучении причинно-следственных связей, по­зволяющих оценить вероятность события при помощи сочетания последовательности элементарных событий с известными вероятностями проявлений;

- экспертные предполагают оценку событий по результатам опроса (анкети­рования) экспертов.

Идентификацию ОПО можно осуществить уже на стадии предварительных работ с помощью анализа фондовых материалов и проведения ознакомитель­ного "тура" по предприятию. Важно отметить, что именно этот этап способен наиболее серьезно повлиять на адекватность всех последующих оценок и фор­мирование подходов к управлению рисками. Опыт разработки "Перечня опас­ных производственных объектов нефтегазодобывающих предприятий ЗАО "ЮКОС-ЭП" для предстрахового аудита, а также последующего страхования имущества и ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов" [25] позволил отнести к этой категории следую­щие объекты: нефтепромысловые трубопроводы; нефтестабилизационные про­изводства; газокомпрессорные станции; цеха (установки) подготовки и пере­качки нефти; установки предварительного сброса воды; товарно-сырьевые склады или резервуарные парки; ДНС; блочные кустовые насосные станции; автоматические газораспределительные станции, цеха сбора, подготовки и транспортировки газа; установки осушки газа; скважины (кусты скважин).

Традиционно применяется несколько основных подходов к оценке потен­циальных ОПО и связанных с ними воздействий: "концепция удельной смерт­ности"; статистический метод (в этом случае дается оценка опасности "сни­зу"); оценка максимального ущерба (наиболее распространенный в практике страхования метод; дается оценка опасности "сверху"); количественная оцен­ка риска (в основе построение множества сценариев развития возможных ава­рий на объекте с последующей оценкой частоты реализации каждого из сцена­риев и определением масштабов последствий аварий).

После того как выявлен перечень ОПО, анализируется их технологическая специфика (в том числе и средства их защиты), а также природные (природно-антропогенные) условия территории, где расположен ОПО. Для этого обычно используются предварительно разработанные вопросники; проводится интер­вьюирование руководителей различного ранга и операторов на объекте; осу­ществляются натурные обследования уровня промышленной безопасности на всех "проблемных" (или наиболее проблемных) и некоторых "благополучных"

(контрольных) ОПО. На этом этапе анализируются информация о технологи­ях, о хранимом сырье и готовой продукции, характеристики основного обору­дования, сведения по противопожарной защите и комплекс других показате­лей, влияющих на уровень промышленно-экологической безопасности. В результате определяются основные опасности в технологическом процессе, способные инициировать аварии на объекте; реципиенты воздействия; техни­ческие и природные факторы, способные увеличить или снизить риск возник­новения аварии, а также значимость субъективных факторов риска.

При сборе и анализе информации целесообразно группировать факторы риска следующим образом.

1. Факторы, определяющие вероятность возникновения аварий на ОПО: частота аварий, общее количество опасного оборудования на объекте, его качество, степень износа, дата проведения последнего ремонта, наличие молниезащиты, пирофорных отложений, обводненных участков, мерзлых и агрессив­ных грунтов, других неблагоприятных и опасных природных явлений.

2. Факторы, влияющие на величину ущерба (внеплановых финансовых по­терь): количество и токсичность добываемых, хранимых и транспортируемых веществ, средние показатели взрыво-пожароопасности, закономерности разме­щения, наличие третьих лиц, "ценность" экосистем вблизи ОПО, расчетное время прибытия пожарных машин к месту аварии и т. д.

Для отдельных объектов риск (ожидаемый ущерб) может быть оценен по составляющим: ущерб имуществу страхователя; ущерб третьим лицам и ОПС; ущерб (потеря дохода) вследствие перерывов в производстве.

В целом все факторы риска принято делить по генезису на следующие группы.

Техногенные факторы риска. Результаты пред страховых аудитов предпри­ятий НГК позволили ранжировать типовые ОПО по относительной опасности неблагоприятных аварийных воздействий на величину упущенной выгоды, ущерба третьих лиц и ОС (при прочих равных условиях). В основном в эту группу попали такие факторы, как средние показатели по количеству и токсич­ности добываемых, хранимых и транспортируемых веществ, средние показа­тели взрыво-пожароопасности, закономерности размещения и т.д. В качестве корректирующего фактора может выступить степень износа оборудования и др. Трубопроводный транспорт предприятий НГК представлен нефтепровода­ми, газопроводами, водоводами системы ППД. Основная аварийность связана с нефтепроводами и водоводами.

Природные и природно-антропогенные процессы как факторы возникновения аварийных и чрезвычайных ситуаций. К числу природных факто­ров, способных стать источниками существенных рисков, относятся [25]:

- паводки и половодья, вызывающие аварии и ЧС с поражением многих эле­ментов инфраструктуры НГК, в особенности если кустовые площадки и другие ОПО расположены в пойме рек и на низких террасах;

- эрозионные и русловые процессы, приводящие к разрушению элементов инфраструктуры, в первую очередь линейных сооружений: дорог, трубопро­водов, подводных переходов, искусственных насыпей дорог, фундаментов зданий и сооружений;

- склоновые процессы, в первую очередь оползневые и солифлюкционные, обвальные и обвально-осыпные, угрожающие линейным сооружениям, а также площадным элементам инфраструктуры;

- термокарстовые процессы, просадки и провалы, деформация фундаментов и оснований, спровоцированная ускоренная эрозия и солифлюкция, угро­жающие площадным объектам;

- морозное пучение почвогрунтов также существенный фактор аварийности трубопроводов, проложенных траншейным способом, в северных районах и на других территориях;

- внутренняя и внешняя коррозия как природно-техногенный фактор аварий­ности - одна из основных причин аварий на линейных ОПО (нефтепрово­ды, водоводы, газопроводы); она является причиной от 60 до 97 % случаев порывов на продуктопроводах.

Следует отметить, что природные и техногенные факторы весьма тесно свя­заны: природные факторы рисков при своей реализации могут инициировать проявление негативного влияния техногенных факторов. Так, разрыв нефте­провода на переходе через реку становится следствием русловых процессов, а авария может быть инициирована динамическим воздействием течения. Прак­тика расследования таких аварий показывает, что обычно "запуск механизма взаимовлияния" начинается с техногенного звена.

Далеко не последнюю роль в формировании экологического ущерба и соот­ветственно рисков играют местные географические (ландшафтные) условия.

Данные об аварийности на линейных ОПО ряда предприятий НГК, осуще­ствляющих добычу нефти в лесостепной и степной зоне, за 1997-2000 гг. сви­детельствуют о том, что реципиенты воздействия распределяются следующим образом: сбросы на рельеф-71,2 %; водные объекты-27,3; лес- 1,5; объекты инфраструктуры третьих лиц (автодороги и т.д.) - 0,5 % общего числа случаев.

В Среднем Приобье при добыче нефти в избыточно увлажненной зоне про­цент загрязнения водных объектов при порывах существенно возрастает из-за большей плотности водных объектов и более низкой скорости водообмена. К тому же иски за загрязнение болотных экосистем зачастую начисляются с повышенным нормативом платы за загрязнение нефтью и нефтепродуктами (как для водоемов).

"Человеческий" фактор аварийности:

- основная причина аварий на "площадных" ОПО (ЦППН, ДНС и т.д.) - на­рушение правил ведения огневых работ персоналом и нарушение техники безопасности;

- другая частая причина аварийных ситуаций - нарушение параметров веде­ния технологических процессов;

- менее частые причины аварий - некачественная молниезащита и самовоз­горание.

Таким образом, основным фактором аварий на площадных ОПО (причем наименее предсказуемым и способным привести к весьма серьезным ущер­бам) является так называемая ошибка оператора: небрежность, неопытность, неправильная диагностика, принятие неправильных решений и т. д.

В исследовании (Дмитрук, 2001) ранжирование по имущественным состав­ляющим ущерба позволило сформировать следующую очередность страхова­ния ОПО: нефтестабилизирующее производство (НСП) -> ЦППН -> ДНС -^ -> газораспределительная станция -> другие объекты. При отсутствии дублирующих технологических установок и резервных ниток трубопроводов или невозможности переключения потоков углеводородов на последние типовые ОПО по относительной опасности неблагоприятных аварийных воздействий на величину упущенной выгоды образуют ряд: НСП -> ЦППН -> нефтепрово­ды после ЦППН -> напорные нефтепроводы -> БКНС -> куст скважин -> -^ установка предварительного сброса воды -^ другие объекты. По величине возможного ущерба для здоровья и имущества третьих лиц объекты нефтега­зодобычи располагаются в следующем порядке: трубопроводы ШФЛУ -> -^ НСП -> ЦППН -> другие объекты.