76
КНС-8: Демонтаж ЦНС 180 - 5 шт. и ЦНС 240 - 2 шт. Реконструкция
модуля и монтаж НЦС 300-1510 - 3 шт.
КНС-9: Демонтаж ЦНС 240 - 8 шт. Установка новых насосных блоков с
насосными агрегатами НЦС 300-1510 - 5 шт.
КНС-10: Закуп ЧРП мощностью 1 600 кВт - 1 шт.
Выполненные работы
Проведен анализ текущего состояния и загруженности существующей
инфраструктуры;
Сформированы технические решения по оптимизации технологии сбора
продукции скважин, подготовки, транспорта нефти и утилизации подтоварной
воды на площадочных/ линейных объектах;
Выполнена сравнительная технико-экономическую оценка вариантов;
Предложены к реализации экономически эффективные решения для
реализации, позволяющие оптимизировать операционные затраты.
Перечень технических решений по Ново-Пурпейскому
месторождениюПри анализе технологических режимов работы насосов ППН /
ППД выявлен потенциал оптимизации по снижению энергопотребления.
Изменения параметров производительности и напора осуществляется при
помощи «байпаса» или задвижкой на выкидной линии насоса или на
распределительной гребенке. В настоящее время коэффициент загрузки (факт)
составляет: УПСВ-1 - 52%; УПСВ-5 - 108%. В перспективе, в связи с
падающим профилем добычи, коэффициент загрузки по УПСВ-1 будет
снижаться и как следствие эксплуатационные затраты на тонну нефти
возрастут.
Предлагаемый вариант
Оптимизировать работу насосного оборудования КНС-6 возможно при
внедрении комплекса управления насосами на базе высоковольтных
преобразователей частоты для регулирования расхода жидкости и давления.
Установка комплекса управления насосами на базе ВПЧ обеспечит устойчивую
работу насосных агрегатов, будет достигнут оптимальный режим, повысится
77
надежность технологической схемы. Вывод из эксплуатации УПСВ-1 с
переводом жидкости на УПСВ-5 Ново-Пурпейского месторождения с
оптимизацией насосного оборудования по КНС-1, 6 и УПСВ-5. Предлагаемый
год начала реализации: 2018-2022г. Прогнозируемые показатели
эффективности представлены в таблице 10 и на рисунке 15.
Таблица 10
Прогнозируемые показатели эффективности
Рисунок 15. Прогнозируемые показатели эффективности
Схема управления проектом представлена на рисунке 16.
78
Рисунок 16. Схема управления проектом
Риски проекта и мероприятия по их снижению представлены в таблице
11.
Таблица 11
Риски проекта и мероприятия по их снижению
79
Для повышения энергоэффективности существующей инфраструктуры
(снижения энергопотребления) в данной работе рассматривались следующие
направления:
1. Энергоэффективный дизайн наземного насосного оборудования.
2. Вывод объектов из эксплуатации. Расчетное снижение потребления
эл/энергии (по рассматриваемым объектам) от реализации предлагаемой
программы составляет 31% по объектам ППН и 18% по объектам ППД,
консервация УПСВ-1 и водозабора – 25% (таблица 12).
Таблица 12
Параметры экономии электроэнергии от внедрения технических
решений
Таким образом представленный проект можно считать эффективным в
части использования интегральной системы управления рисками и
мероприятий по их снижению.
80
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенного исследования считаем возможным
сформулировать следующие выводы.
Не смотря на то, что в современной экономической литературе
существует множество взглядов на проблему риска, что порождает
разнообразие определений понятия «риск», предложенных различными
авторами, можно сформулировать три типа определения данной категории:
риск - это вероятность отклонения от запланированных результатов
(потери или дополнительные прибыли);
риск - это неопределенность, поддающаяся качественной и/или
количественной оценке;
риск - это действие наудачу в ситуации неопределенности в надежде на
положительный результат.
Применительно к производственной сфере риск определяют как
возможность потери части ресурсов и/или недополучения доходов по
сравнению с уровнями и значениями, рассчитанными исходя из предпосылок о
наиболее рациональном использовании ресурсов и принятого сценария
развития рыночной конъюнктуры.
Благодаря глубокому исследованию риска оценка риска помогает лицам,
принимающим решения, и ответственным сторонам влиять на достижение
поставленных целей, а также выбирать адекватные и эффективные средства
управления риском. Оценка риска является основой для принятия решений по
обработке риска. Выходные данные процесса оценки риска являются входными
данными процессов принятия решений в организации.
Оценка риска является процессом, объединяющим идентификацию,
анализ риска и сравнительную оценку риска. Способ реализации этого процесса
зависит не только от области применения процесса менеджмента риска, но
также и от методов оценки риска.
81
Наиболее простая структура для определения критериев риска - это
установление одного уровня, разделяющего опасности и риск, требующие
обработки, от тех, которые подобных действий не требуют. Применение такой
структуры приводит к простым и понятным результатам, однако не отражает
неопределенность, присущую оценке риска и установленному пограничному
уровню риска.
Полнота учета и анализ качественных факторов риска позволяет решить
ряд задач:
─ идентификация факторов хозяйственного риска для отдельных
производственных процессов и хозяйственной деятельности предприятия в
целом;
─ определение роли каждого фактора в общем профиле хозяйственного
риска промышленного предприятия;
─ нахождение возможных масштабов нежелательных последствий
проявления факторов риска;
─ построение и анализ причинно-следственных связей развития событий
при действии тех или иных факторов риска после принятия конкретного
хозяйственного решения;
─ установление механизмов и моделей взаимосвязи показателей и
факторов риска;
─ обоснование показателей оценки уровня риска и совокупности
регулярных процедур анализа и управленческих решений по предотвращению
его негативных последствий.
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Пурнефтегаз» создано
01.11.2005 на основании решения единственного участника ОАО «НК
«Роснефть-Пурнефтегаз» для осуществления функций оператора по добыче
углеводородов северной группы нефтегазовых месторождений в приполярной
зоне Ямало-Ненецкого автономного округа.
ООО «РН-Пурнефтегаз» осуществляет операторские услуги по добыче,
подготовке и сдаче нефти, газа и газового конденсата на лицензионных
82
участках ПАО «НК «Роснефть» в Ямало-Ненецком автономном округе.
Выполняет агентские обязательства перед ПАО «НК «Роснефть» по
проведению определенных видов деятельности, связанных с планированием и
проведением геологоразведочных работ, выполнению и мониторингу условий
лицензионных соглашений, ведению баланса запасов и прочих действий,
направленных на выполнение агентских услуг, в соответствии с условиями
договора.
Стандарт «Общекорпоративная система управления рисками утвержден
Решением Правления ПАО «НК «Роснефть» «28» сентября 2018 г. (Протокол от
«28» сентября 2018 г. № Пр-ИС-36п), введен в действие Приказом
ПАО «НК «Роснефть» от «22» октября 2018 г. № 660, введен в действие
Приказом ООО «РН-Пурнефтегаз» от «29» октября 2018 г. № 4592.
Стандарт устанавливает единые требования к функционированию и
развитию Общекорпоративной системы управления рисками на уровне
ПАО «НК «Роснефть» и Обществ Группы, в том числе к:
- определению порядка общекорпоративного управления рисками,
включая процедуры выявления рисков, оценки рисков, управления рисками,
мониторинга и подготовки отчетности по рискам;
- определению единых требований к инфраструктуре управления рисками
Компании, включая требования по:
- формализации процесса управления рисками;
- распределению ролей, функций и полномочий субъектов в рамках
Общекорпоративной системы управления рисками;
- совершенствованию инфраструктуры и процесса управления рисками;
- описанию взаимодействия между ПАО «НК «Роснефть» и Обществами
Группы в рамках процессов управления рисками.
Объектами ОСУР являются риски и мероприятия по управлению
рисками.
Цели и задачи ОСУР
- Способствовать достижению целей Компании, в т.ч. целевых
83
показателей долгосрочной программы развития (Стратегии развития
Компании) и бизнес-плана Компании.
- Создавать надежную информационную основу для планирования
деятельности и принятия взвешенных (с учетом риска) управленческих
решений.
- Выявлять риски, возникающие на всех организационных уровнях
Компании, и управлять выявленными рисками.
- Способствовать предотвращению и/или сведению к минимуму
непредвиденных потерь и ущерба для Компании.
- Эффективно распределять и использовать ресурсы для управления
рисками.
- Повышать достоверность финансовой и управленческой отчетности.
- Совершенствовать инструменты Компании по управлению рисками.
- Отвечать применимым законодательным и другим обязательным
требованиям и международным нормам.
- Укреплять доверие заинтересованных сторон.
Основные компоненты ОСУР
Инфраструктура управления рисками включает в себя четыре
компонента:
И1. Нормативные документы ОСУР;
И2. Распределение ролей, функций и полномочий в рамках ОСУР;
И3. Взаимосвязь ОСУР с другими процессами;
И4. Совершенствование инфраструктуры и процесса управления рисками.
Процесс управления рисками включает в себя следующие компоненты:
П1. Выявление рисков;
П2. Оценка рисков;
П3. Реагирование на риски;
П4. Представление отчетности по рискам ФХД;
П5. Мониторинг рисков.
В целом деятельность предприятия можно охарактеризовать как
84
эффективную. Являясь дочерним предприятием НК Роснефть предприятие
имеет относительно стабильные перспективы развития, портфель заказов,
финансирование. В то же время проведенный анализ финансового состояния
показал наличие ряда рисков в хозяйственной деятельности объекта
исследования.
В третьей главе работы сформулированы и обоснованы мероприятия по
повышению эффективности системы управления рисками.
Предложенные мероприятия обоснованы в части реализации конкретного
проекта и рассматриваются руководством к реализации на практике.
85
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. ГОСТ Р 51901.12–2007 «Метод анализа видов и последствий
отказов» (является модифицированным по отношению к международному
стандарту IEC 60812:2006 «Analysis techniques for system reliability – Procedure
for failure mode and effects analysis (FMEA)») //
http://docs.cntd.ru/document/1200062125
2. ГОСТ Р ИСО 31000–2010 «Менеджмент риска. Принципы и
руководство» (идентичен международному стандарту ИСО 31000:2009
31000:2009 «Risk management – Principles and guidelines») //
http://docs.cntd.ru/document/1200089640
3. ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010–2011 «Менеджмент риска. Методы
оценки риска» (идентичен международному стандарту ISO/ IEC 31010:2009
«Riskmanagement – Riskassessment techniques») //
http://docs.cntd.ru/document/1200090083
4. ГОСТ Р 51901.1–2002 «Менеджмент риска. Анализ риска
технологических систем» (гармонизирован с международным стандартом МЭК
60300-3-9:1995 «Dependability Management – Part 3: Application guide – section 9:
Risk analysis of technological systems») // http://docs.cntd.ru/document/1200030153
5. ГОСТ Р 27.302–2009 «Надежность в технике. Анализ дерева
неисправностей» (разработан с учетом основных нормативных положений
международного стандарта IEC 61025:206 «Faulttreeanalyses», NEQ) //
http://docs.cntd.ru/document/1200081358
6. ГОСТ Р 51897–2011 «Менеджмент риска. Термины и определения»
(идентичен международному документу «Руководство ISO Guide 73:2009 “Risk
management – Vocabulary – Guidelines for use in standards”») //
http://docs.cntd.ru/document/gost-r-51897-2011
7. ГОСТ Р 51901.4–2005 «Менеджмент риска. Руководство по
применению при проектировании» (является модифицированным по
отношению к международному стандартуIEC 62198:2001 «Projectrisk