Примеры оценки риска для нефтедобывающих производств

В качестве одного из актуальных примеров можно привести расчет риска ущерба условного аварийного выброса ПНГ при бурении скважины, показанный в [29].

Суммарная оценка в стоимостном выражении условного ущерба от реали­зации токсикологического и экономического видов ущерба R определяется по формуле

R^SrKi. (8.80)

1=1

Технический ущерб оценивается по формуле

страхования жизни) - 1 млрд руб. Отметим, что, по статистическим данным, стоимость страхования жизни в Российской Федерации принимается равной 20 тыс. долл.

Авторы методики [29] оценивают значение токсикологического ущерба в 2,3- 10⁷руб.

Экологический ущерб рассчитывается:

R =S К,

экол экол '

где 5_)Ш - ущерб от воздействия загрязнителя на почву, поверхностные и грун­товые воды, флору и фауну; К - вероятность выброса с повреждающим экоси­стему эффектом (Ю~³).

Расчет по этой формуле позволяет оценить величину экологического ущер­ба в 10⁵ руб.

В качестве еще одного типичного примера приведем случай, связанный с определением возможных финансовых потерь и обусловленный вероятными авариями на двух резервуарах с дизельным топливом, расположенных рядом, в пределах одного обвалования, и на ДНС для одного из месторождений в Рес­публике Коми [25]. Привозное дизельное топливо используется для выработки электричества на дизель-генераторах для нужд ДНС и для транспортных нужд.

Аварийное разрушение резервуара с дизельным топливом возможно как при ошибках персонала и отклонениях от технологического режима, так и вслед­ствие коррозии. При аварии происходит растекание горючей жидкости по при­легающей территории. Обвалование резервуаров разрушено в сторону уклона к радиорелейной станции (РЛС) и далее к остальным объектам ДНС. В результате воспламенения растекающегося дизельного топлива, которое возможно от лю­бой искры (например, при подаче нефтепродукта из незаземленного шланга, при работе электрооборудования на РЛС или факела на ДНС), выделяется значитель­ное количество энергии в виде теплового излучения. Термическая нагрузка мо­жет привести к возгоранию и взрыву соседнего резервуара, расположенного на расстоянии 7 м от первого, поскольку оборудования для его орошения нет.

Общий ущерб от рассматриваемой аварии складывается из таких составля­ющих, как потеря дизельного топлива и затраты на восстановление оборудова­ния. Кроме того, возможно поражение персонала РЛС и ДНС, загрязнение ОС.

Известно, что 1 л дизельного топлива при разливе покрывает примерно 0,02 м² ровной поверхности. Таким образом, при рассматриваемой аварии (ем­кость одного резервуара - 700 м³) площадь разлива может составить 14 тыс. м² (например, в виде полосы 140 х 100 м). Отмечается, что в случае пересеченной местности (промышленная застройка, окружающий территорию лес) размеры зоны разлива будут меньше. Несмотря на это, в любом случае пожар разлития может достичь собственно ДНС. При достижении соседнего резервуара горящей жидкостью интенсивность его облучения может составить 104 кВт/м². При этом разрушение резервуара происходит менее чем за 5 мин. Воспламенение древесины (лес) за время порядка 1 мин возможно на расстоянии 50 м и менее от границы разлива горящего дизельного топлива. В соответствии со специ­альной методикой и с учетом сильного ветра (средняя скорость - 5 м/с, зимой -до 15 м/с) площадь сгоревшего леса вокруг ДНС при продолжительности по­жара около одних суток (время, достаточное для прилета пожарных вертоле­тов в район ДНС и тушения пожара) может превысить 385 га.

Для оценки характеристик поражения персонала (и учета в параметрах стра­хования от несчастных случаев) признается обстоятельство, что при действии теплового излучения на человека возможно получение ожогов 2-й степени (про­должительность воздействия 10 с) на расстоянии 40 м от границы разлива.

Оценка ущерба для станции РЛС и ДНС при тепловом воздействии может проводиться по двум сценариям развития аварийной ситуации. Первый пред­полагает нахождение РЛС и ДНС в зоне горения (на участке, покрытом горя­щим дизельным топливом). Второй сценарий реализуется в случае попадания названных объектов в зону воздействия только теплового излучения.

Ущерб для страхователя при огневом разрушении станции РЛС, оказавшей­ся в зоне пожара, равен ее восстановительной стоимости. Ущерб для ДНС, расположенной примерно в 100 м от резервуаров с дизельным топливом, опре­деляется вероятным ее попаданием в зону воздействия теплового излучения. Нагревание сосудов с нефтепродуктами на ДНС до температуры, приводящей к их разрушению, происходит за время действия теплового излучения от 5 до 30 мин при расстоянии от границы разлива горящего дизельного топлива до ДНС от 36 до 56 м соответственно. Поэтому если даже фронт пожара разлития будет остановлен, например, в 50 м от трубопроводов и сосудов ДНС с газами и нефтью, то возгорание на ДНС становится возможным при продолжительно­сти пожара в течение получаса.

Ущерб от выброса ЗВ в атмосферу при пожаре разлития определяется в работе как сумма по всем ЗВ:

С" = Ъ5-К-К-Н'-М -Ю-³, (8.83)

АВ и ЭАВ ЭАВ а ' ^v '

где М_а - масса выбрасываемых ЗВ (кг), рассчитываемая по следующей формуле:

М = К К М, (8.84)

а а нп ' ^ч '

где К_а - коэффициент эмиссии вещества а; К_нп - коэффициент полноты сгора­ния нефтепродуктов; М - масса горящих нефтепродуктов (кг), равная в рас­сматриваемом случае 1 120 000 кг; К_и - коэффициент индексации; К_элв - коэф­фициент экологического состояния атмосферного воздуха (принимается для условий примера равным 1,4); Щ_АВ- норматив платежей за выброс вещества я в атмосферу, руб./т.

Коэффициенты эмиссии и значения массы выбросов ЗВ при сгорании ди­зельного топлива приведены в табл. 8.13.

С учетом коэффициента индексации К_и, равного 0,08 (для 2000 г. по сравнению с 1996 г., для уровня цен которого была адаптирована методика), суммарный ущерб природной среде от загрязнения атмосферного воздуха равен 0,053 млн руб.

При расчете НМВУ при страховании имущества суммируются восстанови­тельная стоимость двух резервуаров - 756 тыс. руб. (2x378 тыс. руб.) и стоимость сгоревшего дизельного топлива - 9,6 млн руб. при цене дизельного топлива (с учетом его доставки в регион добычи нефти), равной 8600 руб./т (табл. 8.14).

Таким образом, величина суммарного НМВУ может составить около 10,4 млн руб. Частота инициирующего события (разрушение резервуара), по статистическим данным, принята 10~²-10~⁴ шт./год.

При развитии аварии на резервуарах, приводящем к разрушению ДНС, сум­марные внеплановые потери, определенные с учетом катастрофического МВУ, складываются из всех составляющих НМВУ и, кроме того, восстановительной

Таблица 8.13 - КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИИ И МАССА ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, ВЫДЕЛЯЮЩИХСЯ ПРИ СГОРАНИИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА

Таблица 8.14 - СТРУКТУРА ВНЕПЛАНОВЫХ ФИНАНСОВЫХ ПОТЕРЬ ПРИ АВАРИЯХ НА РЕЗЕРВУАРЕ С ДИЗЕЛЬНЫМ ТОПЛИВОМ (нормальный максимально возможный ущерб при страховании имущества и страховании ответственности)

стоимости ДНС (около 9 млн руб.), упущенной выгоды, связанной с недопос­тавкой товарной нефти, а также ущерба, нанесенного лесу. Потеря добываемой нефти, связанная с перерывом в производстве в течение месяца, составляет 6912 т, что при рыночной цене на нефть 5500 руб. за 1 т приводит к упущенной выгоде около 38 млн руб. (табл. 8.15).

Ущерб лесу приближенно оценивается как произведение 30-кратной ставки лесных податей за древесину поврежденных деревьев и величины площади, пострадавшей от пожара (385 га).

Наличие надежного обвалования резервуара позволяет заведомо избежать при пожаре поражения остальных объектов ДНС, т.е. потерь, связанных с вос­становлением ДНС и упущенной выгодой. Например, для ДНС одного из мес­торождений были рассчитаны возможные финансовые потери при наличии и при отсутствии обвалования. Возведение обвалований позволяет снизить раз­меры суммарного ущерба с 158 до 22,5 млн руб. При этом иски за загрязнение водно-болотных комплексов и водотоков минимизируются, сокращая размер потенциальных внеплановых потерь с 277 до 22 млн руб. (стоимость резерву­ара и дизельного топлива в нем). В результате фактические затраты на обвало­вание (несколько тысяч рублей) позволяют снизить лимиты ответственности на миллионы рублей.

Еще один пример реальной оценки возможных потерь в случае некатегорийного отказа на нефтепроводе "ЦППН - НПС" (нефтеперекачивающая стан­ция) рассмотрен в (Дмитрук, 2000).

Таблица 8.15 - СТРУКТУРА ВНЕПЛАНОВЫХ ФИНАНСОВЫХ ПОТЕРЬ ПРИ АВАРИЯХ НА РЕЗЕРВУА­РЕ С ДИЗЕЛЬНЫМ ТОПЛИВОМ (с учетом катастрофических максимально воз­можных ущербов при страховании имущества и страховании ответственности)

Межпромысловый нефтепровод "ЦППН - НПС" протяженностью 171 км, диаметром 530 мм, рабочее давление - 4 МПа предназначен для транспорти­ровки товарной нефти. Дорожная часть и населенные пункты вдоль трассы отсутствуют; трубопровод пересекает 22 водные преграды. Год ввода в эксплу­атацию - 1978-й. Нормативный срок службы подобного нефтепровода - 20 лет, т. е. он истек в 1998 г. 21 участок трубопровода имеет различные виды коррози­онного поражения. По данным последнего диагностического обследования (1998 г.), остаточная толщина стенки труб нефтепровода находится в пределах 8,3-6,9 мм. По результатам расчетов номинальное значение толщины стенки трубы при рабочем давлении 4 МПа для трубопроводов III категории - 4,98 мм, для I и II категорий - 6,50 мм (отбраковочное значение - 6,10 мм). Трубопровод по результатам диагностики признан годным к эксплуатации после устране­ния временных хомутов, проваров и т. д. Время определения аварийной ситу­ации не менее 2 ч, определение места отказа - до 1 сут.

Рассматривается ситуация отказа трубопровода между секущими задвижка­ми в болотистой местности. Среднее расстояние между секущими задвижками - 20 км. Инициирующее событие - коррозия, свищ.

Последствия аварийной ситуации могут быть охарактеризованы следующим образом:

- время, необходимое на обнаружение места порыва и перекрытия ближай­ших задвижек, - не менее одних суток;

- остановка работающего фонда скважин на этот период не предусмотрена, так как имеются резервные емкости;

- после перекрытия секущих задвижек рабочий фонд скважин отключается;

- объем нефти на аварийном участке равен 3925 м³; объем разлившейся не­фти составит примерно У₃ объема между секущими задвижками, т.е. 1300 м³, или 1100 т; площадь загрязнения - около 5 га.

Авария классифицируется как отказ 1-й категории. Расчет ущерба для слу­чая прорыва трубопровода представлен в табл. 8.16.

В приведенном примере наибольшая доля потерь приходится на ущерб ком­понентам ОС (216,6 млн руб.) и затраты по его ликвидации (затраты на устра­нение разлива нефти - 2,13 млн руб. и затраты на рекультивацию земель -1,1 млн руб.). Эти затраты более чем в 15 раз превосходят потери предприятия

Таблица 8.16 - РАСЧЕТ ВОЗМОЖНОГО УЩЕРБА В СВЯЗИ С ПОРЫВОМ РАССМАТРИВАЕМОГО НЕФТЕПРОВОДА (Дмитрук, 2000)

в связи с недополучением нефти и ликвидацией порыва. Таким образом, при идентификации рисков работы нефтепровода акцент смещается в сторону эко­логических (эколого-экономических) составляющих риска.

Интересно приведенное для этого случая сопоставление "предзатрат" и "пост­затрат": затраты на замену изношенной трубы новой трубой на протяжении 1 км составили бы примерно 1,7 млн руб. (включая стоимость строительно-монтажных работ), что еще раз показывает значительно более высокую эффек­тивность превентивных мер по сравнению с ликвидацией последствий аварии.

Управление рисками

Управление рисками также относится к экономической категории, посколь­ку под ним понимается распределение затрат на снижение различных видов рисков, обеспечивающее достижение максимального уровня безопасности на­селения и ОС в данных экономических и социальных условиях. При этом в качестве одного из основных принципов управления рисками рассматривается принцип оправдываемости практической деятельности, при котором никакая деятельность не может быть оправдана, если выгода от нее для общества не превышает вызываемого ею ущерба. Практическая реализация принципов уп­равления риском сводится к использованию общепринятого в мировой практи­ке подхода, основанного на разбиении шкалы рисков на области чрезмерного, пренебрежительного и приемлемого рисков. Отметим, что величина приемле­мого риска в Российской Федерации принята равной 10~⁵-н5 • 10~⁵.

Управление риском базируется на результатах предыдущих этапов исследо­ваний (анализ риска). По итогам анализа проводится ранжирование мероприятий по управлению рисками по относительной стоимости и оперативности. Так, для нефтедобывающего предприятия в Республике Коми рекомендован следу­ющий комплекс мероприятий (Дмитрук, 2000):

1. Наиболее оперативные и сравнительно дешевые мероприятия:

- установка заземляющих устройств при заправке автотранспорта на сопре­дельных с ДНС территориях;

- устройство нормативного обвалования резервуаров и их надлежащее содер­жание;

- устройство настилов при пересечении грунтовыми дорогами трасс нефте­проводов;

- диагностика наиболее опасных участков трубопроводов и резервуаров;

- установка обратных клапанов на ответвлениях от межпромысловых нефтепроводов на ДНС месторождений;

- установка между жилыми вагончиками "Геолог" на сопредельных с ДНС площадках и т.д. противопожарных разрывов.

2. Оперативные и сравнительно более дорогие мероприятия:

- установка радиоуправляемых пневмозадвижек, в первую очередь на ответ­ственных узлах трубопроводов, при пересечении водных преград;

- установка систем пенотушения на всех резервуарах с дизельным топливом, а также систем орошения на рядом стоящих резервуарах.

3. Сравнительно дорогие мероприятия, способствующие минимизации по­терь от перерывов в производстве и вероятности реализации аварии:

- проведение комплекса противоэрозионных мероприятий (прежде всего на линейных опасных производственных объектах);

- устройство "байпасных" отрезков нефтепроводов в местах переходов через водные преграды (многочисленные реки и ручьи).

4. Другие организационные мероприятия:

- повышение бдительности персонала на ДНС в отношении третьих лиц.

* * *

В соответствии с концепцией устойчивого развития экономический меха­низм является приоритетным при организации природопользования нефтедо­бывающих предприятий. Налоговое регулирование (взимание платежей за пользование ресурсами и загрязнение окружающей среды) служит одним из наиболее действенных инструментов воздействия на природопользователей.

Так, доля платежей, связанных с природопользованием, в суммарных вы­платах нефтедобывающих предприятий до недавнего времени составляла весь­ма незначительные суммы. Например, платежи за пользование земельными ре­сурсами зачастую лишь формально учитывались в расчетах эффективности проектов вследствие крайне низких налоговых ставок. Это приводило к тому, что предприятия практически неограниченно использовали земельные ресур­сы. Позитивный сдвиг в этом вопросе произошел только после принятия адми­нистративных мер. В свою очередь рекультивация ландшафтов также требует весьма значительных капиталовложений, исчисляемых десятками миллионов рублей.

Перечисленные выше проблемы способны серьезно повлиять на финансовое состояние предприятий. Специфика отрасли, связанная с образованием и разме­щением отходов, заключается в том, что в ходе производственной деятельности их образуется огромное количество. Особенно резко увеличиваются эти цифры, если рассматривать в качестве отходов нефтезагрязненные земли.

Слабо отрегулировано эколого-экономическое обоснование проектов по ста­диям жизненного цикла: предынвестиционная, инвестиционная, эксплуатаци­онная и ликвидационная. Это связано в первую очередь с устареванием мето­дик оценки эколого-экономических эффектов деятельности предприятий. Действующая методика [16], созданная еще в 1986 г., является, по мнению боль­шинства специалистов, очень методически корректным документом. Однако на сегодня она абсолютно непригодна для оценки реальных денежных эффек­тов и ущербов. Простая индексация ценовых показателей вряд ли является объективной. Однако используемые в настоящее время альтернативные пока­затели эффективности не отражают всего комплекса эффектов и способны охарактеризовать лишь отдельные стороны мероприятия.

Анализ мероприятий по ООС при добыче УВ указывает на то, что работы по оценке эколого-экономических рисков деятельности предприятий внедряются в практику крайне недостаточно. Это вызвано, несмотря на основательную нор­мативно-методическую базу, преимущественно нежеланием руководства пред­приятий НГК нести страховые затраты, а также слабой осведомленностью о преимуществах и выгодах данного вида экологического сопровождения хозяй­ственной деятельности.

Оценка эколого-экономических рисков является необходимым этапом эко­логизации производств НГК, позволяющим в реальных масштабах оценить по­следствия воздействий опасных техногенных факторов на ОС и человека. При этом не принципиальна природа таких воздействий (следствие экологических правонарушений или правомерная деятельность предприятий).

Величина эколого-экономического риска дает предварительную оценку или размеры экологического вреда предприятия (по Н.Ф. Реймерсу) без учета ин­тересов собственника и пользователей природного объекта.

Программы управления рисками должны стать непременным атрибутом экологической политики и природоохранной деятельности каждого добываю­щего и транспортирующего УВ предприятия. Приведенные примеры убеди­тельно показывают высокую эффективность превентивных экологических ме­роприятий, позволяющих свести к минимуму эколого-экономические риски неблагоприятных аварийных воздействий технологической цепочки получе­ния товарной нефти и газа.

Низкий "удельный вес" экологических рисков по сравнению со стоимост­ными показателями оборудования и продукции, а также упущенными выгода­ми в большей степени обусловлен несовершенством методики расчета эколо­гических ущербов компонентам ОС.

Таким образом, экономический механизм природопользования может и дол­жен эффективно применяться для управления воздействием на ОС и организации экологического сопровождения хозяйственной деятельности, однако многие ас­пекты его приложения должны быть более тщательно проработаны и адаптирова­ны к реальным условиям современных объектов нефтегазового комплекса.