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).[ ...]
При сборе и анализе информации целесообразно группировать факторы риска следующим образом.[ ...]
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.[ ...]
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).[ ...]
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.[ ...]
Вернуться к оглавлению