Ущерб от утечки газа (нефти)

Расхождение в подходе к оценке от утечки газа и нефти связаны с различиями в организационной структуре этих отраслей. Так, газотранспортные предприятия покупают газ у добывающих, а затем реализуют его потребителям, входящих в систему РАО «Газпром» по ценам для внутриведомственного потребления РАО. Транспорт нефти осуществляется АК «Транснефть» по тарифам, и нефтяные компании оплачивают его, как услуги. Поэтому целесообразнее оценивать потери прибыли от единицы транспортируемой нефти.

Шкала оценки аварийной ситуации	Величина ущерба в пропорции к стоимости объекта	Значение коэффициента ущерба Кi
1 (легкая)	<0,1	0,05
2 (средняя)	0,1-0,4	0,25
3 (серьезная)	0,41-0,6	0,5
4 (тяжелая)	0,61-0,9	0,75
5 (очень тяжелая)	>0,91	0,9

Следуя этому, для газовой промышленности целесообразен расчет по формуле: У2 = Cj * Vj * tj * pj

Где Cj – цена единицы объема транспортируемого газа (оценивается по цене для внутриведомственного потребления РАО «Газпром»).

Vj – объем транспортируемого газа, теряемого в единицу времени;

tj – продолжительность утечки газа;

pj – вероятность прогнозируемого явления;

m – количество веток газопровода, на которых произошла утечка газа.

Для нефтяной промышленности способ определения ущерба от утечки нефти определяется по величине ущерба от потерь прибыли при транспортировке нефти по аналогичной формуле:

У2= Пj*Vj*tj*pj

Где Пj – прибыль от единицы объема транспортируемой нефти (нефтепродуктов).

В случае наличия значительных потерь от утечки газа (нефти) при проведении диагностических работ, предотвращенный ущерб У2 будет рассчитываться как:

У2= Сj*Vj*tj*pj – Сj*Vj* t запас

** Значения pj, pi и pk определяются экспертным путем (по информации накопленной в отрасли).

Где t запас – время, необходимое на запасовку и прием снаряда, в течение которого происходит утечка газа. Аналогично рассчитывается и данный вид ущерба для нефтяной промышленности, только в данном случае при расчете используется ущерб от потери прибыли от недоподачи нефти.

В настоящее время не разработана единая методика оценки потерь от загрязнения окружающей среды. Поэтому УЩЕРБ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ рекомендуется рассчитывать как:

УЗ = Сk*Fk*pk,

Где Сk – стоимостная оценка загрязнения единицы площадки или объема окружающей среды. Определяется на основании действующих законов или иных документов;

Fk - площадь или объем территории, загрязненной в результате аварии;

Pk – вероятность загрязнения окружающей среды в результате аварии;

l – количество объектов загрязнения

Р2 – ЭКОНОМИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ НА ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТЫХ РАБОТ ГАЗОПРОВОДОВ ЗА СЧЕТ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА.

Р2 = Сp*Lp*K2,

Где Сp – стоимость ремонта в расчете на 1 км трассы;

Lp – протяженность участка газопровода, подлежащего ремонту;

К2 – коэффициент эквивалентности.

Коэффициент эквивалентности определяется из сути выборочного ремонта. При проведении ремонта по результатам диагностических работ достигается экономия средств за счет ремонта только тех участков , где выявлены дефекты.

Например: по результатам диагностики было отремонтировано 1000 км линейной части газопровода, что равносильно ремонту 20000 км «вслепую», по нормам планово-предупредительного ремонта. Коэффициент эквивалентности при этом будет рассчитан как:

К2= (Lэкв-Lф)/Lэкв,

Где Lэкв – длина участка газопровода, эквивалентная длине отремонтированного участка при условии, что ремонт велся бы «сплошным охватом».

Lф – фактическая длина отремонтированного участка.

В примере:

К2 = (20000-1000)/20000=0,95

Применение неразрушающих средств контроля за состоянием линейной части газопроводов позволит сэкономить средства на гидроиспытания, являющиеся методом разрушающего контроля состояния линейной части газопроводов.

Р3 – ЭКОНОМИЯ ЗАТРАТ НА ПРОВЕДЕНИЕ ГИДРОИСПЫТАНИЙ (ОПРЕССОВКИ).

Р3=Сon*Lon*К3,

Где Сon – стоимость работ по проведению гидроиспытаний в расчете на 1 км трассы;

Lon – протяженность участка газопровода, на котором после проведения неразрушающего контроля отпадает необходимость проведения гидроиспытаний;

К3 – коэффициент периодичности опрессовки.

Коэффициент периодичности опрессовки определяется, исходя из практики применения средств разрушающего контроля состояния трубопровода, и не учитывает гидроиспытания, проводимые после ремонтов или при восстановлении трубопровода после аварии.

Важной составляющей результатов проведения диагностических работ является импортозамещение. Экономия достигается за счет меньших затрат за проведение диагностических работ при одинаковом качестве результатов.

Р4 = (Сим-С)*Lд,

Где Сим – стоимость обследования 1 км трассы по расценкам инофирмы, проводящей диагностические работы;

С – стоимость ремонта 1 км трассы отечественным подрядчиком;

Lд – протяженность участка обследования.

Рекомендации для выбора мероприятий по технической диагностике

При принятии решения о выборе мероприятий по технической диагностике основным показателем является уровень дохода на вложенный капитал. Проект принимается как возможный для внедрения при значении внутренней нормы прибыли (ВнНмПр)не ниже 10-15%.

ПРИМЕЧАНИЕ: при сравнение альтернативных вариантов диагностических мероприятий возможна ситуация, когда проект с меньшей нормой внутренней прибыли дает значительно большую величину ЧТС. В этом случае предпочтение может быть отдано ЧТС.