CC BY
17ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 658.588.1
В.Р. Амиров, руководитель направления по технологии, наземной инфраструктуре и обустройству ПО «СеверЭнергия», ООО «Газпромнефть-Развитие»; И.С. Сивоконь, советник генерального директора, ООО «Трансэнергострой»
Рискориентированная стратегия управления
V | V
целостностью наземной инфраструктуры месторождении нефти и газа
Настоящая статья завершает серию публикаций в № 9-12 за 2013 г. и № 3 за 2014 г. журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», посвященную вопросам управления целостностью (УЦ) инфраструктуры месторождений нефти и газа.
В предыдущих статьях были изложены этапы жизненного цикла инфраструктуры месторождений нефти и газа, дано определение УЦ на стадии эксплуатации инфраструктурных объектов. Для УЦ были предложены ключевые показатели эффективности затрат на поддержание инфраструктуры и показано, что главное направление управления эффективностью УЦ - идентификация, оценка и приоритизация риска нарушения целостности. На основании рискориентированного подхода изложены принципы формирования и оптимизации затрат с применением норматива. На примере трубопроводной инфраструктуры показана практическая возможность идентификации, оценки и приоритизации рисков, основанная на анализе общедоступной информации об эксплуатируемых объектах.
Кроме того, показана возможность оценки рисков и для сложных инфраструктурных объектов месторождений нефти и газа с применением унифицированной системы оценки рисков и элементами выявления потенциальных взаимосвязанных негативных событий, связанных с крупными рисками. Предшествующие в серии публикации, однако, не дают ответов на вопросы, возникающие при управлению целостностью сложных многофункциональных производственных комплексов или активов в рамках крупного холдинга, когда возникают проблемы выбора приоритета финансирования на поддержание инфраструктуры между разнородными объектами, оптимизации затрат в краткосрочной и долгосрочной перспективах. Настоящая статья описывает необходимые элементы и стратегии УЦ для всего комплекса наземных инфраструктурных объектов обустройства месторождений нефти и газа, обеспечивающие как управление рисками, так и максимальную экономическую эффективность.
Для менеджеров и инженеров-нефтяников, занимающихся проектированием и эксплуатацией наземных нефтегазопромысловых и других инфраструктурных объектов, специалистов в области оценки рисков, промышленной безопасности и охраны окружающей среды, технико-экономической оценки активов.
Ключевые слова: оценка риска, стратегия, управление целостностью, аварийность, трубопроводы, нефть.
ВВЕДЕНИЕ
Как известно, на месторождениях (активах) нефти и газа существует множество разнородных объектов (линейные, площадочные, взрывоопасные и нет и т.п.), пример их классификации приведен в [1]. Кроме того, например, на зрелых активах, как правило, некоторые объекты находятся за пределами критического срока эксплуатации (КСЭ) [2], при этом часть из них еще может долго эксплуатироваться с приемлемыми уровнями риска. Также следует
учитывать, что на активе все объекты представляют единый производственный комплекс, поэтому нарушения целостности на одном из объектов могут влиять на развитие аварийных ситуаций и на других объектах, например расположенных в непосредственной близости или сопряженных в рамках технологии. Приведенный набор факторов делает сложной и неоднозначной процедуру управления рисками и оптимизации затрат на поддержание объектов обустройства на активе.
Задача оптимального и эффективного по затратам поддержания приемлемого уровня производственных рисков на активе наиболее просто решается, если каждый объект поддерживается в безопасном и работоспособном состоянии с рисками ниже приемлемого уровня. При этом важно также учитывать взаимное влияние различных рисков и объектов по отношению друг к другу. Данную задачу можно решить (пример методологии ее решения изложен в [3-7]), если для каждого объекта
34
№ 4 апрель 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS FACILITIES INSTALLATION
Неприемлемый риск При.мл.мый риск - Объекты -
Рис. 1. Устранение рисков в порядке убывания до тех пор, пока хватает лимитов затрат
может быть рассчитан риск и оценены мероприятия по его снижению. Риск, в свою очередь, имеет две составляющие - вероятность и последствия. Последствия могут быть выражены в материальном виде, если идет речь об ущербе или производственных потерях, и в нематериальных показателях, если мы имеем дело с воздействием на жизнь и здоровье людей, окружающую среду или на имидж компании - собственника или эксплуатирующей объект. Обязательным условием для управления и оптимизации затрат является возможность сопоставления рисков различной природы и видов последствий на разных объектах и их сравнение с уровнем приемлемости. Инструментом для сравнения рисков между собой и с уровнем приемлемости может служить единая матрица рисков [8]. Обычно инфраструктурные проблемы и риски накапливаются годами, и, естественно, они не могут быть решены за короткий промежуток времени по таким причинам, как:
• финансовые ограничения;
• значительная длительность проектирования и согласования замены/реконструкции аварийных объектов;
• периодичность и длительность процедур по идентификации, оценке и приоритизации рисков.
Поэтому необходимо рассматривать различные виды стратегий управления рисками, которые наиболее отвечают текущим потребностям и состоянию активов.
СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ
Определим несколько основных стратегий УЦ при условии лимитирования затрат на него. Это касается лимитов и на операционные, и на капитальные затраты.
1-я стратегия: очередность устранения рисков устанавливается по мере их убывания, т.е. в первую очередь устраняются более высокие риски, и так по мере снижения риска, пока хватает денег. Картина типичного планирования в данной ситуации показана на рисунке 1.
Картина рисков и затраты (показаны кумулятивно красной линией на графике) взяты по реальным объектам и поэтому
имеют на первый взгляд необъяснимые выбросы в значении рисков и сокращении затрат при увеличении устраняемых рисков. Это связано с тем, что некоторые объекты, планирующиеся к выводу из эксплуатации, переносятся в область рисков, на которые затраты не предусматриваются, а локальное снижение затрат (красная линия на графике) связано с тем, что бывают ситуации, когда устранение рисков носит прибыльный характер. К примеру, объект выводится из эксплуатации и сдается на металлолом, при этом получается прибыль. Как правило, в первоочередном порядке затраты направляются на устранение неприемлемых рисков. Далее достигают норматива, обеспечивающего поддержание рисков на постоянном уровне (см. [9]). Еще большее финансирование должно приводить к суммарному сокращению рисков на активе. Примером реализации такой стратегии может служить опыт снижения аварийности на нефтепромысловых трубопроводах с применением модели приоритизации трубопроводов, описанной в [10] и ее более поздней версии [11], в ТНК-ВР в 2005-2011 гг. Так, сокращение разливов нефти и пластовой воды в 2008 г. по отношению к 2005 г. составило 65%, в то время как количество аварий и инцидентов на НПТ за тот же период сократилось на 52%. То есть, очевидно, приоритетно устранялись наибольшие риски, связанные с разливами нефти и подтоварной воды.
2-я стратегия. Можно поставить задачу по-другому: за определенную сумму затрат максимально устранить риски.
Тогда необходимо отсортировать не риски в порядке убывания, а удельные затраты на их устранение в порядке возрастания, аналогично тому, как это показано на рисунке 1. Тогда в первоочередном порядке должны устраняться риски с меньшими удельными затратами. Данная стратегия должна быть в любом случае дополнена требованием первоочередного устранения неприемлемых рисков.
Сочетание капитальных затрат на устранение всех рисков вне зоны приемлемости и операционных затрат на сокращение рисков, выбранных в результате сортировки по минимальным удельным затратам на устранение, и операционных затрат на сокращение скорости роста рисков с течением времени, по сути, являются нормативом в том случае, если по итогам выполнения мероприятий сумма рисков на активе в начале и конце планового периода остается постоянной. Данная стратегия позволяет максимально оптимизировать затраты при выполнении двух условий:
• корректность оценки рисков не должна вызывать сомнений;
• имеется прогноз роста рисков в течение планового периода, для того чтобы определить необходимый лимит на их сокращение и, соответственно, операционных затрат на ремонт.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2014
35
ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 2. Количество разливов нефти объемом более 1 барреля на каждый 1 млн баррелей добытой нефти на месторождениях, расположенных на суше (onshore), морских (offshore) и средний показатель (overall)
3-я стратегия: ориентация на наилучший видимый результат. 1-я и 2-я
стратегии продуктивны долгосрочно, но их результаты не осязаемы в краткосрочной перспективе. Часто наиболее важным результатом выполнения мероприятий по поддержанию является не абстрактное сокращение или стабилизация рисков, а в первую очередь сокращение реализовавшихся рисков, например, аварии и инциденты, площади загрязненных земель, количество сбоев в электро-, водо- или теплоснабжении.
Для удовлетворения такого интереса эксплуатирующих активы организаций необходимо в первоочередном порядке устранять риски, имеющие наибольшую вероятность реализации. Тогда нужно отсортировать риски в порядке убывания вероятности и устранять их в рамках отведенных лимитов затрат. Этот алгоритм хорош для менеджеров и руководителей, желающих быстро показать свою эффективность и получить Quick Wins.
На практике, однако, такой подход не оптимизирует ущерб от реализовав-
шихся рисков, потому что одна крупная авария или катастрофа может обойтись дороже, чем десятки или сотни мелких аварий и инцидентов, не говоря уже об имидже компании и ее капитализации. 4-я стратегия: предотвращение крупных аварий. Суть стратегии -первоочередное устранение рисков с максимальными последствиями,и она аналогична 3-й стратегии, но для ее реализации необходимо устранять риски с максимальными последствиями в порядке убывания.
Для примера рассмотрим показатели аварийности объектов обустройства месторождений у иностранных нефтегазодобывающих компаний по данным отчета [12]. Количество разливов нефти на 1 млн баррелей добытой нефти на месторождениях нефти и газа, расположенных на суше, примерно в 10 раз больше, чем на морских (рис. 2). Очевидно, это связано с изначально более строгими требованиями к уровню приемлемых рисков. В данном случае реализуются элементы стратегии № 4, когда приоритетно устраняются самые высокие риски, а из-за очень низкого уровня приемлемого риска под мероприятия по устранению рисков в рамках УЦ попадают практически все объекты. Добавим к вышесказанному, что при реализации любой стратегии УЦ чрезвычайно важно располагать надежными данными, которые характеризуют текущее состояние УЦ.
Так, на рисунке 3 показано сравнение аварийности на нефтепромысловых объектах по регионам [12], из которого видно, что уровень аварийности имеет очень большие региональные отличия. Существенные, в 10 и более раз, отличия в уровне аварийности не могут быть объяснены разным техническим уровнем, коррозионной агрессивностью окружающей среды и флюидов уже хотя бы потому, что подавляющее большинство месторождений нефти и газа обустраивалось транснациональными нефтегазодобывающими компаниями, которые работают во всех регионах. Отличия могут быть связаны с реализацией различных стратегий управления целостностью и, вероятно в самой значительной мере, разными уровнями приемлемых рисков в регионах.
Рис. 3. Количество разливов нефти объемом более 1 барреля на каждый 1 млн баррелей добытой нефти по регионам: Африка, Азия/Австралия, Европа, бывший СССР (только на объектах иностранных компаний), Средний Восток, Северная Америка, Южная и Центральная Америка
36
№ 4 апрель 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS FACILITIES INSTALLATION
При использовании этих данных состояние УЦ нефтепроводов в странах бывшего СССР (пусть даже и на объектах иностранных компаний) представляется вполне благополучным (удельная аварийность в 3 раза ниже средней). По данным же отчета [13], в РФ на нефтепромысловых трубопроводах в 2010 г. (отчетность ГП ЦДУ «ТЭК») произошло 28 тыс. утечек нефти и пластовой воды. В официальную отчетность, как известно, попадают в основном те случаи разгерметизации трубопроводов, которые в соответствии с [14] классифицируются как аварии, т.е. объем разлитой нефти
или воды превышает 10 м3. Реальное количество утечек с объемом более 1 барреля, следовательно, может быть в 3, 4 и более раз больше. Но даже если использовать только официальные данные, то при годовой добыче нефти в РФ около 3,5 млрд баррелей показатель аварийности по количеству разливов объемом более 1 барреля на каждый млн баррелей = 28000/3500 = 8, т.е. в 10 раз выше среднего и в 30 (!) раз выше отчетного по [12].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рискориентированный подход к управлению целостностью (УЦ) позволяет
оценить реальное состояние нефтегазовой инфраструктуры, спрогнозировать его изменение и последствия нарушения целостности.
Как минимум четыре различных стратегии УЦ нефтегазовой инфраструктуры, описанные в статье, могут быть применены в зависимости от целей компании. Вне зависимости от того, какое название имеет УЦ в различных компаниях - «повышение надежности», «обеспечение безаварийной эксплуатации» и т.п., в той или иной мере вышеописанные стратегии применяются на практике.
Литература:
1. Амиров В.Р., Сивоконь И.С. Управление целостностью объектов инфраструктуры месторождений нефти и газа. Инфраструктура, основные определения // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 9.
2. Амиров В.Р., Сивоконь И.С. Управление целостностью объектов инфраструктуры месторождений нефти и газа. Показатели эффективности // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 10.
3. Амиров В.Р., Сивоконь И.С. Управление целостностью объектов инфраструктуры месторождений нефти и газа. Приоритизация площадочных объектов для УЦ // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2014. - № 3.
4. API RP 581, Risk-Based Inspection Technology, Second Edition. Standard published 09/01/2008 by American Petroleum Institute.
5. ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010-2010 «Менеджмент риска. Методы оценки риска». - Введ. 01.01.2006. - М: Изд-во «Стандартинформ», 2012. - 70 с.
6. ГОСТ Р 51901.11-2005 «Менеджмент риска. Исследование опасности и работоспособности. Прикладное руководство». - Введ. 01.01.2006. - М: Изд-во «Стандартинформ», 2006. - 41 с.
7. ГОСТ 27.310-95 Межгосударственный стандарт «Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения». - Введ. 01.01.1997. - Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1996. - 14 с.
8. GDP 3.1-0001 Assessment, Prioritization and Management of Risk in the asset // ВР standard, 2011.
КЗИТ
КОПЕЙСК И Й ЗАВОД изоляции труь
ООО «Копеискии завод изоляции труб»
15 лет работы на рынке
ООО «Копейский завод изоляции труб» осуществляет такие виды деятельности как
• Нанесение антикоррозионных покрытий (двух- и трёхслойных) на основе экструдированного полиэтилена на наружную поверхность стальных труб диаметром 57-1420 мм.
• Нанесение любых лакокрасочных покрытий на внутреннюю поверхность стальных труб диаметром до 1420 мм. Для покрытия используется широкий ассортимент современных материалов на основе эпоксидных, полиуретановых и цинконаполненных композиций.
> Изготовление гнутых отводов методом холодного гнутья из стальных труб (в том числе из предварительно заизолированных с двух-, трёхслойным покрытием) диаметром от 219 до 1420 мм.
• Изготовление свай и опор из стальных бесшовных и электросварных переосвидетельствованных труб, диаметром до 1420 мм включительно из углеродистых и низколегированных сталей. Предназначаются для использования в строительстве в качестве свай фундаментов и крепления котлованов, опор освещения, подпорных стенок, рекламных стоек.
• Восстановление труб для повторного применения:
- очистка от наружной изоляции труб б/у диаметром
- внутренняя очистка труб б/у диаметром
- механическая торцовка концов труб диаметром
- ремонт коррозионных дефектов.
• Освидетельствование труб с проведением гидроиспытаний давлением до 100 атмосфер
в собственной аттестованной лаборатории. Лаборатория оснащена современным оборудованием отечественного и импортного производства.
Pu ЯР
W
РФ, Челябинская обл., г. Копейск, ул. Мечникова, д.1; тел/факс: (35139) 2-09-81,2-09-82,21-001,21-002;e-mail: [email protected], [email protected], www.kzit.ru
на правах рекламы
ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
9. Амиров В.Р., Сивоконь И.С. Управление целостностью объектов инфраструктуры месторождений нефти и газа. Нормирование затрат // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 11.
10. Питерсен А., Игер К. Все трубы равны, но некоторые трубы равнее других // Новатор: журнал ТНК-ВР. - 2006. - № 10.
11. Амиров В.Р., Сивоконь И.С. Управление целостностью объектов инфраструктуры месторождений нефти и газа. Идентификация, оценка и приори-тизация риска нарушений целостности трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 12.
12. Environmental Performance indicators - 2012 DATA. Report No. 2012e (November 2013) // International Association of Oil & Gas Producers.
13. Блоков И.П. Краткий обзор о порывах нефтепроводов и объемах разливов нефти в России // Гринпис России, 2011.
14. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 (ред. от 18.07.2011) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
UDC 658.588.1
V.R. Amirov, Head of the Technology, Ground Infrastructure and Software Development of SeverEnergy of Gazprom Neft-Razvitie LLC; I.S. Sivokon, Advisor to the General Director of Transenergostroy LLC
Risk oriented strategy for managing integrity of oil and gas fields surface infrastructure
This article completes the series of publications in Nos. 9-12 for 2013 and No. 3 for 2014 of NEFTEGAS Territory journal dedicated to managing the integrity (IM) of oil and gas fields infrastructure.
The previous articles contained description of the life cycle stages of the oil and gas fields infrastructure, IM was defined for the stage of the infrastructure facilities operation. The key performance indicators of infrastructure maintenance costs were proposed, showing that the major line of the IM performance management is the identification, assessment and prioritization of risk associated with breach of integrity. Based on the risk oriented approach the principles of cost formation and optimization using the standard are described. As exemplified by the pipeline infrastructure, practical possibility of risks identification, assessment and prioritization is shown, which is based on the analysis of the public information on the operated facilities. Besides, the possibility of risk assessment is shown for complex infrastructure facilities of oil and gas fields as well, using unified system of risk assessment and elements of identifying potential interrelated adverse events associated with major risks. However, the preceding publications of the series do not answer the questions, which arise when managing the integrity of complex multi-functional production facilities or assets within a large holding, when encountering such problems as selecting the priority of financing to maintain the infrastructure among facilities of various nature, optimizing costs in a short and long term. This article describes the IM elements and strategies required for the entire surface infrastructure facilities complex of oil and gas fields, ensuring both risk management and maximum economic efficiency.
For managers and petroleum engineers engaged in design and operation of surface oil field and other infrastructure facilities, specialists in the area of risk assessment, industrial safety and environmental protection, assets feasibility study. Keywords: risk assessment, strategy, integrity management, accident rate, pipelines, oil.
References:
1. Amirov V.R., Sivokon I.S. Upravlenie tselostnost'yu ob'ektov infrastruktury mestorozhdenyi nefti i gaza. Infrastruktura, osnovnye opredeleniya (Management of the oil and gas fields' infrastructure facilities integrity. Infrastructure, main definitions) // NEFTEGAS Territory. - 2013. - No. 9.
2. Amirov V.R., Sivokon I.S. Upravlenie tselostnost'yu ob'ektov infrastruktury mestorozhdeniy nefti i gaza. Pokazateli effektivnosti (Integrity management of infrastructure facilities of oil and gas fields. Performance indicators) // NEFTEGAS Territory. - 2013. - No. 10.
3. Amirov V.R., Sivokon I.S. Upravlenie tselostnost'yu ob'ektov infrastruktury mestorozhdeniy nefti i gaza. Prioritizatsiya i upravlenie riskami narusheniya tselostnosti ob'ektov podgotovki i perekachki nefti, utilizatsii poputnogo gaza i system podderzhaniya plastovogo davleniya na neftyanykh mestorozhdeniyakh (Integrity management of infrastructure facilities of the oil and gas fields. Prioritization and management of risks of the facilities integrity violation for oil processing and pumping, recovery of associated gas and systems for maintenance of reservoir pressure at the oil fields) // NEFTEGAS Territory. - 2014. - No. 3.
4. API RP 581, Risk-Based Inspection Technology, Second Edition. Standard published 09/01/2008 by American Petroleum Institute.
5. GOST R ISO/IEC 31010-2010 «Menegment riska. Metody otsenki riska» (Risk management. Risk assessment techniques). - Effect. 01.01.2006. - Moscow: Standartinform Publishing House, 2012. - 70 p.
6. GOST R 51901.11-2005 «Risk management. Hazard and operability study. Applied guideline». Introduced on 01.01.2006. - Moscow: Standartinform Publishing House, 2006. - 41 p.
7. GOST 27.310-95 Interstate standard «Nadezhnost v tekhnike. Analiz vidov, posledstviy I kritichnosti otkazov. Osnovnye polozheniya» (Dependability in technics. Failure mode, effects and criticality analysis. Basic principles). - Effect. 01.01.1997. - Minsk: Interstate Council for Standardization, Metrology and Certification, 1996. - 14 p.
8. GDP 3.1-0001 Assessment, Prioritization and Management of Risk in the asset // BP standard, 2011.
9. Amirov V.R., Sivokon I.S. Upravlenie tselostnost'yu ob'ektov infrastruktury mestorozhdeniy nefti i gaza. Normirovanie zatrat (Integrity management of infrastructure facilities of oil and gas fields. Standardization of costs) // NEFTEGAS Territory. - 2013. - No. 11.
10. Petersen A., Iger K. Vse truby ravny, no nekotorye truby ravnee drugikh (All pipes are even, but some pipes are more even than others) // Novator: journal of TNK-BP. - 2006. - No. 10.
11. Amirov V.R., Sivokon I.S. Upravlenie tselostnost'yu ob'ektov infrastruktury mestorozhdeniy nefti i gaza. Identifikatsiya, otsenka i prioretizatsiya riska narusheniy tselostnosti truboprovodov (Integrity management of infrastructure facilities of oil and gas fields. Identification, assessment and prioritization of risks of pipelines integrity violation) // NEFTEGAS Territory. - 2013. - No. 12. Environmental performance indicators - 2012 DATA. Report No. 2012e (November 2013) // International Association of Oil & Gas Producers.
12. Environmental performance indicators - 2012 DATA. Report No. 2012e (November 2013) // International Association of Oil & Gas Producers.
13. Blokov I.P. Kratkiy obzor o proryvakh nefteprovodov i ob'emakh razlivov nefti v Rossii (Brief review of ruptures in the oil pipelines and the scopes of oil spills in Russia) // Greenpeace of Russia, 2011.
14. Federal Law No.116-FZ dated 21.07.1997 (revised on 18.07.2011) «O promyshlennoi bezopasnosti opasnykh proizvodstvennykh ob'ektov» (On Industrial Safety of Hazardous Production Facilities).
38
№ 4 апрель 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
