Механизм комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности

Функциональная модель комплексной оценки риска аварийной ситуации участка нефтепровода, учитывающая влияние прямого, экологического и социально-экономического рисков.
Исследование статистических данных, полученных с официального сайта «Ростехнадзора», показало, что большая часть аварийных ситуаций на магистральных трубопроводах возникает по причине механических повреждений в результате неправильной эксплуатации – их доля составляет 46%. В 22% аварийных ситуаций причинами являются различные природные явления, в 11% случаев – брак, допущенный при строительстве трубопровода. Коррозийные повреждения подземных трубопроводов являются причиной 8% аварийных ситуаций.
Проведенный в диссертации анализ развития отрасли показал, что в региональном плане добыча нефти в России сосредоточена, в основном в Сибири в зонах многолетнемерзлых пород. Синим цветом на рисунке 1 обозначены границы ХМАО, коричневым – выделены зоны активного тремокарста. Особенно ярко данный процесс выражен в северной части региона.
Рисунок 1 – Газопроводы Западной Сибири и термокарстово-опасные участки ХМАО-Югры
Тенденция к повышению среднегодовой температуры (рисунок 2) способствует таянию подземного льда, что является одной из причин возникновения АС по причине природных явлений. Таяние подземного льда

ведет к неравномерной просадке почвы, что является причиной прямого риска для магистрального трубопровода.
Рисунок 2 – Статистика отклонения среднегодовой температуры в мире относительно базовой температуры 1880 г
Изучение методов прогнозирования показало, что существующие методы прогнозирования не в полной мере охватывают весь объем накопленных статистических данных, не учитывают неявные зависимости между внешними и внутренними факторами, влияющими на безаварийную эксплуатацию нефтепровода на протяженном участке.
Обоснована необходимость в процессе комплексной оценки риска аварийной ситуации учитывать факторы, способные создать предприятию НГК финансово-экономические, юридические, санкционные угрозы, вследствие аварийной ситуации на УН. Данные факторы включают в себя материально- технические и технологические характеристики участка, а также экологические и социально-экономические особенности УН.
Результаты проведенного анализа развития НГО, причин АС и методов оценки допустимости возникновения АС показали необходимость создания функциональной модели комплексной оценки риска АС, для чего были изучены существующие теоретические основы и научные подходы при построении сложных систем, учитывающие все стороны системного проектирования на современном уровне научного развития. Изученные концепции разделяются на группы экономических, управленческих и математических теорий.
В группу экономических теорий и концепции на макроуровне входят трудовая теория стоимости, теория рыночного равновесия и ресурсная теория; на микроуровне – теория фирмы и теория монополистической конкуренции. Теория управления рисками, теория принятия решений, теория систем поддержки принятия решений и теория инновационного развития составляют группу управленческих теорий и концепций. Группа математических теорий включает в себя теорию надежности, теорию вероятности, теорию случайных процессов и теорию сложных систем.

При разработке функциональной модели комплексной оценки риска АС на предприятии НГП были использованы системный, комплексный и институционный подходы, которые послужили основой для определения ее основных этапов и целей их функционирования. На основе изученных научных теорий и концепций разработана функциональная модель комплексной оценки риска АС на предприятии НГП, состоящая из следующих шести этапов.
На этапе 1 «Сбор и диагностика входных параметров на участке трубопровода» функциональной моделью определяются информационные потоки, из которых производится сбор данных об исследуемом УН для создания объединенной информационной системы, в которую входят данные о характеристиках нефтепровода, внешней среды, а также производственных характеристиках.
На этапе 2 «диагностики и мониторинга нарушений на УН» выявляются нарушения по внутренним и внешним причинам, а также по причинам производственных ошибок. При этом характеристики исследуемого УН учитываются в выявлении нарушений по внутренним причинам, условия внешней среды становятся основой для выявления нарушений по причине внешних воздействий, а собранные данные о территориальных и социально- экономических факторах – по причине производственных ошибок.
Этап 3 «определение допустимости наступления АС на УН по причине прямого риска» включает в себя обобщение полученных на первых двух этапах данных, на основе чего оценивается прямой риск. Также производится обоснование необходимости комплексной оценки риска АС УН.
Этап 4 разработанной функциональной модели «диверсификация риска АС УН» основывается на разделении риска АС на прямой, экологический и социально-экономический. Производится анализ данных, полученных на этапе1, с целью получить количественные оценки диверсифицированных рисков.
Данные, полученные на этапе 4, становятся основой для перехода на этап 5: «оценки прямого, экологического и социально экономического риска», в ходе которого происходит непосредственное вычисление оценок указанных рисков. При этом применяются методы нейросетевого моделирования.
Этап 6 «определение комплексной оценки риска АС УН» является заключительным этапом функциональной модели, на котором обобщаются все полученные данные и определяется комплексная оценка риска АС на УН.
Особенностью разработанной функциональной модели (рисунок 3) является диверсификация рисков на прямой, экологический и социально- экономический.
Рисунок 3 – Функциональная модель комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии НГП
2. Методический инструментарий определения надежности участка нефтепровода посредством оценки прямого риска и ущерба на основе анализа внешних и внутренних факторов с помощью нейросетевого моделирования.
Основополагающей гипотезой формирования функциональной модели комплексной оценки риска АС на предприятии НГП является возможность диверсификации рисков. При этом прямой риск, связанный с механическими повреждениями, является определяющим. Посредством оценки прямого риска предлагается оценивать надежность нефтепровода. Методический инструментарий определения надежности УН имеет следующую структуру:
1.Изучение и анализ ГОСТов и нормативно-правовой базы с целью соблюдения требований законодательства РФ и техники безопасности при эксплуатации оборудования на предприятии нефтегазовой промышленности.
2.Анализ внешних и внутренних параметров трубопровода, и сбор информации об исследуемом участке. Внутренние параметры трубопровода, среди которых глубина заложения подземной части трубопровода в грунт, паспортная производительность, марка стали труб, ее механические характеристики, категория участка, наружный диаметр трубопровода, фактическая толщина стенок трубы и др., определяются существующими ГОСТами. Среди внешних параметров можно выделить коррозийная активность грунта, возможность деформации грунта, возможность неравномерной осадки грунта и температурные условия. Количественные значения указанных параметров определяются в результате диагностики магистрального трубопровода.
3. Оценка прямого риска аварийной ситуации и величины ущерба Э . При этом оценка прямого риска производится на основе нейросетевого моделирования, с учетом прогнозных данных о линиях границ зон термокарстовой активности, и других параметров, определенных в ходе анализ внешних и внутренних параметров трубопровода, полученных путем диагностики магистральных трубопроводов. Оценка величины ущерба Э от проявления прямого риска осуществляется с помощью следующей модели:
Э = 1 + 2 + 3 − ∑
где 1 – величина ущерба от повреждения линейной части УН; 2 – размер ущерба от утечки, как от утерянного продукта;
3 – величина ущерба от экологического загрязнения;
j – компенсации по страховым договорам.
4.Определение надежности каждого i-ого УН производится посредством нахождения значения функции, зависящей от прямого риска АС на i-ом участке и ущерба от аварийной ситуации Э
( , Э ) = 1
1 + ( ( ̅)− )2+(Э − )2
где ( ( ̅), Э ) − показатель надежности i-ого участка разбиения; ( ̅) − оценка прямого риска АС на i-ом участке;
Эi − величина возможного ущерба от АС на участке разбиения;
β − заданный уровень прямого риска;
γ − заданная величина ущерба от аварийной ситуации.
5. На основе полученных данных определяется показатель надежности объединенного участка нефтепровода с учетом надежности каждого i-ого участка :
= |{ ( ,Э )| ( ,Э ) ≥ }|
где − количество участков разбиения.
Обоснованы диапазоны оценок надежности i-ого и объединенного участка нефтепровода представлены в таблице 1
Таблица 1 – Шкала оценки надежности участка нефтепровода
Уровень допустимости АС по причине прямого риска Диапазоны оценок надежности i-ого и объединенного УН
Низкий [0;0,3)
Средний [0,3;0,7)
Высокий [0,7;1]
3. Методический подход к анализу риска аварийной ситуации участка нефтепровода и поиску аварийно-опасных участков, с учетом наличия коррозийных дефектов, износа оборудования, термокарстовой просадки почв, для совершенствования стратегического планирования и управления промышленным предприятием.
Спецификой функциональной модели комплексной оценки риска аварийной ситуации является предложение по необходимости учета факторов экологического и социально-экономического рисков, определяемых с помощью нейросетевого моделирования. Принцип диверсификации рисков стал основополагающим при разработке методического подхода к анализу риска аварийной ситуации, состоящего из следующих этапов.
На первом этапе осуществляется оценка надежности объединенного участка нефтепровода. Для реализации данного этапа применяется методический инструментарий определения надежности УН.
На втором этапе производится оценка экологического риска при помощи спроектированной нейронной сети, входные параметры которой содержат данные о затратах на ликвидацию последствий АС, рекультивацию земель, очистку водоемов, штрафы и судебные издержки вследствие нарушения экологического режима.
На третьем этапе происходит оценка социально-экономического риска при помощи спроектированной нейронной сети, входные параметры которой содержат данные о санкционных режимах, территориально-экономических факторах, плотность населения и производственной инфраструктуры в районе прохождения исследуемого УН. Данные нейронные сети спроектированы на основе результатов анализа внешних и внутренних факторов, влияющих на безаварийную эксплуатацию трубопровода.
На четвертом этапе выполняется оценка надежности исследуемого УН в соответствии с предложенным методическим инструментарием определения надежности УН. Реализация данного этапа основана на определении параметров экспоненциального распределения , μ , случайных величин 1, 2, 3, которые обозначают время безаварийной работы исследуемого УН по экологическому и экономическому признакам, а также надежности участка соответственно. На основе полученных распределений проводится комплексная оценка риска для каждого участка разбиения:
( , , , ) = ( , )μ ( , ) ×
μ ( , ) + ( , )
× ∫ −( ( , )+ ( , )) (1 − −(μ ( , )+ ( , ))( − )) 0
где − переменная времени, прогнозный период.
Последующее обобщение показателей в комплексную оценку риска S для всего нефтепровода производится по формуле:
= |{ ( , , , )| ( , , , ) ≥ }|
где − количество участков разбиения; − заданный показатель риска.
На пятом этапе определяется допустимость АС с помощью разработанной шкалы.
Таблица 2 – Шкала комплексной оценки риска АС УН. Уровень Низкий Средний Высокий
Диапазоны оценок риска АС i-ого, объединенного участка
[0;0,3) [0,3;0,7)
[0,7;1]

4. Механизм комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности с учётом экологического и социально-экономического рисков.
Разработанные в ходе диссертационного исследования методический подход и методический инструментарий легли в основу механизма комплексной оценки риска АС УН. Предлагаемый механизм рассматривается как составная часть системы поддержки принятия управленческих решений по планированию и организации производства. Данный механизм входит в контур подсистемы прогнозирования, стратегического планирования и управления. Особо актуально его использование при необходимости обоснования управленческих решения по планированию капитальных, профилактических ремонтных работ на участках нефтепровода.
Основной функцией механизма является реализация процесса определения комплексной оценки риска АС УН на основе анализа надежности участков нефтепровода. В соответствии со сформулированной теоретико- методологической основой формирования механизма была разработана функциональная модель.
На начальном этапе механизма проводится анализ нормативно-правового и методического обеспечения процесса транспортировки нефти, государственных и отраслевых стандартов, государственных программ развития нефтегазового сектора, анализ существующих методик диагностики нефтепроводов. Кроме того, производится сбор и первичный анализ диагностических данных работы участков нефтепровода, аэрофотосъемка местности для прогнозирования термокарстовых сдвигов.
Центральным процессом механизма является определение показателя надежности i-ого и объединённого участка ( ) и комплексной оценки риска от АС для надежности i-ого и объединённого участка ( ).
С целью принятия решения о срочности и необходимости проведения ремонтных работ применяется критерий для определения аварийно-опасных участков исследуемого нефтепровода, разработанный на основе теории нечетких множеств. Для его применения необходимо составить матрицу рисков из вектор-столбцов ̅ = ( 1 … ) , ̅ = ( 1 … ) и Ω̅ = (Ω1 …Ω ) , модифицировать ее путем вычеркивания строк, для которых выполняется неравенство Ω ≤ . После применения специально подобранной функции принадлежности D( ) формируется множество аварийно-опасных участков .
Рисунок 4(1) – Механизм комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии НГП
Рисунок 4(2) – Механизм комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии НГП
На выходе механизма на основе построенного множества аварийно- опасных участков разрабатываются управленческие решения о необходимости и срочности ремонта, а также о необходимости планирования финансовых средств на проведение капитальных и профилактических работ на исследуемом УН. Разработанный механизм комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии НГП представлен на рисунке 4.
Апробация разработанного механизма комплексной оценки риска АС проведена на двух участках нефтепровода, принадлежащих предприятию ПАО «Транснефть-Север». Участок магистрального нефтепровода Усинск-Ухта от
НПС «Уса» до НПС «Сыня» протяженностью 106 км пролегает в зоне термокарстовой активности. Второй рассматриваемый участок от НПС «Грязовец» до НПС «Ярославль» протяженностью 176 км является частью АО «Транснефть-Север» Ухта-Ярославль. Данный участок не пролегает в зоне термокарстовой активности.
В процессе практической реализации механизма изучены актуальные технологии, используемые для диагностики текущего состояния нефтепровода, существующие на отечественном и зарубежном рынке материалы, используемые в производстве магистральных нефтепроводов. Изучены химические и физические характеристики нефти и нефтепродуктов. Проанализированы факторы способные оказать влияние на уровень экологического и социально-экономического рисков.
Численные значения расчетов на всех этапах разработанного механизма представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты практической реализации механизма комплексной оценки риска аварийной ситуации участка нефтепровода
Усинск-Ухта (участок Уса-Сыня)
Ухта-Ярославль (участок Грязовец-Ярославль
Схема исследуемого участка нефтепровода
Оценка прямого риска для участков разбиения нефтепровода

Продолжение таблицы 3
Оценка ущерба от аварийной ситуации для участков разбиения нефтепровода
Оценка надежности для каждого из участка разбиения
= 0.698
= 0.94
Оценка экологического риска АС нефтепровода
Оценка социально- экономического риска АС нефтепровода

Окончание таблицы 3
Значения комплексного риска для каждого участка разбиения нефтепровода
= 0,61
= 0,04.
Определения аварийно- опасных участков нефтепровода
= {19, 37}
38-40 км и 64-66км.
= {85, 86}
170-172 км и 172-174км.
В результате практической реализации механизма была установлена средняя надежность нефтепровода между НПС «Уса» и НПС «Сыня», и высокая надежность нефтепровода на участке «Грязовец-Ярославль». Были определены для них показатели комплексной оценки риска АС УН, а также обоснована необходимость проведения ремонтных работ на участках.
С целью обоснования эффекта от реализации разработанного механизма проведена оценка по его внедрению. Определены затраты на проведение исследований нормативно-правовой базы, проектирование нейронных сетей, получение данных диагностических работ, закупку оборудования, затраты на актуализацию данных. Проведен анализ аварийных ситуаций по данным «Ростехнадзора», результаты которого позволили оценить затраты на ликвидацию последствий АС на магистральных трубопроводах. Оценка инвестиционного проекта показывает эффект работы механизма за счет предотвращения АС посредством ремонта определенных участков.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ:
1. Изучение экономических, управленческих и математических теорий и концепций способствовало разработке функциональной модели комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности, включающей пять взаимосвязанных блоков, последовательное выполнение которых позволит обеспечить требуемую логику формирования компонентов механизма комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности. Системный, структурный и процессный подходы являлись основными подходами в ходе
разработки функциональной модели, а также методологического подхода к исследованию риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности.
2.Изучение нормативно-правовой базы, технической документации и методик диагностики трубопроводов, а также применение математического аппарата нейросетевого моделирования позволило разработать методический инструментарий определения надежности участка нефтепровода.
3. Анализ допустимости возникновения аварийных ситуаций, надёжности участков нефтепровода и величины возможного ущерба от АС с помощью нейросетевого моделирования являются особенностями предложенного
методического подхода и методического инструментария, что легло в основу механизма комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности. Предложенные разработки рекомендуется интегрировать в качестве аналитического модуля в ERP систему промышленного предприятия нефтегазовой отрасли.
4.Применение предложенного механизма комплексной оценки риска аварийной ситуации на предприятии нефтегазовой промышленности на основе нейросетевого анализа данных позволит своевременно выявлять аварийно- опасные участки нефтепровода, обоснованно принимать решения при планировании затрат на ремонтные работы, будет способствовать накоплению информационной базы о рисках и дефектах, основанной на принципах цифровизации, для повышения эффективности управленческих решений в процессе формирования и реализации инвестиционных программ.
5.Разработанный механизм комплексной оценки риска АС на предприятии НГП может быть использован для анализа степени влияния различных внешних и внутренних факторов на возникновение АС путем декомпозиции данных и дальнейшей последовательно-параллельной нейросетевой интеграции.
6. Результаты диссертационного исследования апробированы на действующих предприятиях.