|
TECHNOLOGICAL RISK ASSESSMENT METHODOLOGY
МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ
KHARYAGA PHASE 3 DEVELOPMENT PROJECT PHASE 3
ПРОЕКТ ХАРЬЯГА, ПАКЕТ РАСШИРЕНИЯ ФАЗЫ 3
Internal Review
Andreev A.
Contents \ Содержание
1. INTRODUCTION……………………………………………….….……4
1. СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………...4
2. PROJECT OVERVIEW…………………………………………….……..…4
2. ОБЗОР ПРОЕКТА……………………………………………….…….…4
3. SCOPE…………………………………………………………….…….5
3. ОБЪЕМ РАБОТ……………………………………………………….…….5
4. DEFINITIONS AND ABBREVIATIONS………………………………...7
4. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И АБРЕВИАТУРЫ..……………………………….7
5. REFERENCE DOCUMENTS…………………..……….……..…
5. СПРАВОЧНЫЕ ДОКУМЕНТЫ.……………………..……….…...…8
6. TECHNOLOGICAL RISK ASSESSMENT ................................................9
6. ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ РИСКОВ .............................................9
6.1 Five Steps of Risk Management...................................................................10
6.1 Пять шагов управления рисками..............................................................10
6.2 Two Parallel Methods for Risk Analysis......................................................11
6.2 Два параллельных метода анализа рисков...............................................11
6.3 Life Cycle Risk Assessment .........................................................................12
6.3 Оценка риска жизненного цикла проекта..................................................12
6.4 Scope of Work of Risk Assessment.............................................................13
6.4 Объем работ по Оценке рисков.................................................................13
6.5 Documents Required for Performing Risk Assessment...............................14
6.5 Требуемые документы для Оценки рисков..............................................14
6.6 Scenario Definition........................................................................................15
6.6 Определение Сценариев .............................................................................15
6.7 Typical Upstream Scenarios..........................................................................15
6.7 Типичные сценарии узлов скважин...........................................................15
7. HAZARD IDENTIFICATION (HAZID)........................................................16
7. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОПАСНОСТЕЙ (HAZID)........................................16
7.1 Objectives ...........................................................................................................16
7.1 Цели .....................................................................................................................16
7.2 Methods .....................................................................................15
7.2 Методы. ...........................................................................15
7.3 Development Phases................................................................................15
7.3 Фазы разработки..................................................................15
7.4 HAZID Leader and Team................................................................16
7.4 Лидер HAZID и команда..............................................................16
7.5 Reporting .........................................................................................17
7.5 Отчетность.............................................................................17
7.6 Follow-up of HAZID Recommendations ...................................18
7.6 Рекомендация HAZID...................................................18
8. PRELIMINARY RISK ASSESSMENT................................................. 19
8. ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА РИСКОВ.............................................. 19
8.1 Objectives .....................................................................19
8.1 Цели .......................................................................................19
8.2 Methods for Preliminary Risk Assessment ................................19
8.2 Методы Предварительной оценки рисков........................................19
8.3 Scenario development ..............................................................19
8.3 Разработка сценариев.........................................................19
8.4 Frequency of Central Critical Event .................................................20
8.4 Частота центральных критических событий ..............................20
8.5 Consequence Estimation..........................................................................20
8.5 Оценка последствий….................................................................................20
8.6 Frequency of Hazard Outcome.............................................................20
8.6 Частота реализации опасности....................................................20
8.7 Damage Severity and frequency ..................................................21
8.7 Тяжесть и частота ущерба…… ..................................................21
8.8 Reporting .........................................................................22
8.8 Отчетность...............................................................................................22
8.9 Preliminary Risk Assessment Validation Workshop ............................23
8.9 Семинар валидации Предварительной оценки рисков ................... 23
9. HAZOP REVIEW…………………………………………..24
9. ОБЗОР HAZOP……………………..…………………………………….24
9.1 Objectives ........................................................................24
9.1 Цели……..........................................................................24
9.2 Methods………………………………………………………..24
9.2 Методы………………………………………………………………..24
9.3 Development Phases……………………………………………………...25
9.3 Фазы разработки…..……………………………………………………...25
9.4 HAZID Leader and Team…………………………………………………….25
9.4 Лидер HAZID и команда……………………………………………….…25
9.5 Reporting………………………………………………………....25
9.5 Отчетность…………………………………………………………………....2
1. INTRODUCTION / ВВЕДЕНИЕ
This document outlines the Technological RISK MANAGEMENT Methodology for the engineering design of the facilities that are to be built under Extension Package part of Phase 3 project. The document is based on the existing Company documents CR EP HSE 001 Rev. 02, General Specification GS EP SAF 041 and requirements further defined based on the Extension Package part of Phase 3 Project development.
Данный документ дает Методологию Управления Технологическими Рисками при создании проектной документации проекта Харьяга, пакета расширения Фазы 3. Данный документ разработан на основе существующих документов Компании CR EP HSE 001 Rev. 02, Общей спецификации GS EP SAF 041, Базового проекта и требований тендерной документации, проекта Харьяга, пакета расширения Фазы 3.
2. PROJECT OVERVIEW / ОБЗОР ПРОЕКТА
Kharyaga field is located 60 km north the polar circle in the Nenets district (Timan Pechora region).
Kharyaga field is operated by Total Exploration Production Russie (TEPR) under a PSA signed with the Ministry of Fuel and Energy of the Russian Federation and the Nenets Autonomous Territory administration, representing the Russian State.
The shareholders in KPSA are presently:
o TOTAL (Operator with 40%),
o STATOIL Sverige Kharyaga AB (30%),
o ZARUBEZHNEFT (20%)
o NENETS Oil Co (10%)
Phase 1 and Phase 2 facilities are under operation.
Phase 3 project is a further development of the field with new wells and existing facilities extension and upgrade. Main objectives of Phase 3 development are to maintain the Plateau of Kharyaga field at a level of 30,000 bopd, corresponding to the maximum capacity of the plant and to achieve 95% of gas utilization in conformity with the Russian environmental legislation. The Project included initially the development of facilities for:
• drilling & production pads NP1, EP1 and EP2
• associated in-field lines (oil production, water injection, gas export, 35kV overhead lines, fiber optic)
• extension of the Central Processing facilities, including in particular a gas treatment process and gas export line to Lukoil, relocation of the existing Central Control Room
• new operating accommodation camp for 300 POB.
Extension Package part of Phase 3 comprises the following scope of work:
• EP2 well pad Greenfield development
• EP2 8” water injection line from tie-in to well pad and finalization of 35kV Overhead lines approach to well pad
• Upgrade of EP1, NP1 well pads to permanent facilities
• Upgrade of CPF oil tie-in
• New NP1 6” (8” as an Alternative Case) oil line from well pad to CPF
• Works for completion of EP1/NP1/Gas line infields
Месторождение Харьяга находится 60 км за Полярным кругом в Ненецком национальном округе (Тимано Печерском регионе).
Месторождение Харьяга эксплуатируется компанией Тоталь (TEPR) по Соглашению о разделе продукции между министерством топлива и энергетики Российской Федерации и администрацией Ненецкого Автономного Округа, представляющих государство Российская Федерация.
Акционеры совместного предприятия по Соглашению о разделе продукции:
- Тоталь Компания (Оператор с 40% долей)
- СТАТОЙЛ Sverige Kharyaga AB (30%)
- ЗАРУБЕЖНЕФТЬ (20%)
- НЕНЕЦКАЯ НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ (10%)
Фазы 1 и 2 развития Месторождения Харьяга сейчас под эксплуатацией.
Фаза 3 является дальнейшим развитием Месторождения Харьяга с новыми скважинами и модернизацией существующего оборудования и установок. Главной целью Фазы 3 является добыча 30,000 bopd, соответствующая максимальной технологической емкости установок подготовки углеводородного сырья и утилизации 95% попутного газа согласно законодательству Российской Федерации. Проект Фаза 3 включал первоначально разработку для установок:
• Кусты скважин NP1, EP1, EP2
• Сопутствующие промысловые коммуникации (промысловые трубопроводы, нагнетательные трубопроводы, 35 КВ ВЛ, оптоволоконный кабель)
• Расширение Центральной Установки подготовки нефти и газа и в особенности подготовки газа и экспорт газа по газовому трубопроводу в Лукойл, перенос существующей центральной диспетчерской.
• Новый жилой городок на 300 мест.
Пакет расширения Фазы 3 включает следующий объем работ:
• Куст скважин ЕР-2, новый проект
• 8” нагнетательный водотрубопровод Куста скважин ЕР-2 от точки врезки к Кусту скважин ЕР-2 и завершение подвода 35 КВ ВЛ к Кусту скважин ЕР-2.
• Модернизация кустов EP1, NP1 до постоянно эксплуатируемых установок.
• Модернизация узла врезки нефтяного трубопровода в Центральную Установку подготовки нефти и газа.
• Работы по завершению EP1/NP1 промысловых газовых трубопроводов.
3. SCOPE / ОБЪЕМ РАБОТ
The purpose of this Technological Risk Assessment Methodology (Just the Methodology further along text) is to define Technics and Methods for performing technological risk assessment of the Kharyaga Phase III project design in order to identify potential hazards, operability issues and any HSE Risks.
The Methodology has been compiled by Starstroyengineering Company (further just STSE) in the strict accordance with the TOTAL specification GS EP SAF 041 structure and is in line with it.
The objectives of this Methodology are to enable setting scope of work for a technological risk assessment study, to provide essential information performing scenario based risk assessment and QRA studies and to interpret results of risk assessment studies.
Целью данной Методологии Технологической Оценки Рисков (далее по тексту, просто Методологии) определить Техники и Методы для выполнения технологической оценки рисков при создании проектной документации проекта Харьяга, пакета расширения Фазы 3 с целью идентификации потенциальных опасностей, подтверждения надежности, работоспособности проектируемой технологической системы и удовлетворения требований ОТТБООС и Б как РФ так и требований тендерной документации Компании.
Методология разработана ООО ГСИ Старстройинжиниринг (далее просто Старстройинжиниринг) в строгом соответствии с требованиями проектной тендерной Компании и документом GS EP SAF 041.
Целью данной Методологии является определение объема работ при оценке технологических рисков, дать базовую информацию по оценке технологических рисков на базе Сценариев, дать понятие количественного анализа и интерпретации результатов оценки рисков.
3.1 Applicability \ Область применения
In accordance with STSE Technological Risk Management process, this Methodology provides guidance for performing risk assessment of the following phases:
• Concept Phase
• Pre-Project Phase
• Front End Engineering Phase
• Detailed Design Phase
В соответствии с процессом Технологического Управления Рисками Старстройинжиниринга данная Методология является руководящим документом при проведения оценки технологических рисков следующих фаз проектной работы:
• Фаза Концептуальная
• Фаза Предпроектная
• Фаза Базового проектирования
• Фаза Детального проектирования
3.2 Terminology \ Терминология
For the purposes of this Methodology, terms and definitions given in ISO Guide 73 and ISO/DIS 31000 shall apply.
A glossary of terms is presented in Section 4
The risk management process described in this Methodology is in line with ISO/DIS 31000 as illustrated in Figure 1
В данной Методологии применяются термины и определения ISO Руководство 73 и ISO/DIS 31000.
Определение терминов дается в Секции 4.
Процесс Управления Рисками изложенный в данной Методологии также полностью соответствует ISO/DIS 31000, как иллюстрировано на Рис 1.
Рис. 1. Процесс Управления Рисками (ISO/DIS 31000)
3.3 General Principles \ Главные принципы
Company technological risk acceptance criteria discussed in this Methodology shall be considered as minimum requirements compared to respective local laws and regulations. Compliance with local, RF national regulatory requirements on risk acceptance criteria shall be considered as the primary requirement.
Scope of work shall be explicitly defined prior to commencement of any risk assessment program identifying the boundaries, activities, methodology, risk acceptance criteria and validation method.
Критерии приемлемости технологической оценки рисков Компании Тоталь приведенные в данной Методологии должны быть восприняты как минимизированные требования по отношению к соответствующим нормам, стандартам и законам РФ. Соответствие требований Методологии нормам, стандартам и законам РФ имеет статус главного требования Методологии.
Объем работ должен быть ясно определен до начала, каких либо работ по технологической оценке рисков и включать границы исследований, действия, методологию, критерии допустимости рисков, методы валидации.
4. DEFINITIONS AND ABBREVIATIONS / ОПРЕДЕЛЕНИЯ И АБРЕВИАТУРЫ
4.1.1 Definitions / Определения
COMPANY TOTAL Limited
Contractor STARSTROYENGINEERING
Reference: The full list of the definitions contains GS EP SAF 041
Компания ТОТАЛЬ
Подрядчик СТАРСТРОЙИНЖИНИРИНГ
Справка: Полный лист определений содержит спецификация GS EP SAF 041
4.1.2 Abbreviations / Аббревиатуры
ALARP As Low As Reasonably Practicable
BS British Standard
BSCFD Billion standard Cubic Feet per Day
BVS Block Valve Station
CD Completion Dates
D&B Design & Build
ESD Emergency Shutdown
FACP Fire Alarm Control Panel
FAS Fire Alarm System
FCV Flow Control Valve
FEDRA Fire, Explosion, Dispersion and Risk Assessment
FRED Fire, Radiation, Explosion and Dispersion
F&G Fire and Gas
HAZID Hazard Identification Study
HAZOP Hazard and Operability Study
HIPPS High Integrity Pressure Protection System
HP High Pressure
HSE Health, Safety & Environment
HVAC Heating, Ventilation and Air Conditioning
IP Institute of Petroleum
IRPA Individual Risk per Annum
LCR Local Control Room
LP Low Pressure
LSIR Location Specific Individual Risk
MCR Main Control Room
NFPA National Fire Protection Association
PA Public Address
PCV Pressure Control Valve
PDMS Plant Design Management System
PHAST Process, Hazard Analysis and Safety Assessment Tool
QRA Quantitative Risk Assessment
ROW Right Of Way
RTU Remote Terminal Unit
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
SIL Safety Integrity Level
UPS Uninterruptible Power
Supply
ALARP Так низко насколько это разумно практически
BS Британский Стандарт
BSCFD Миллион стандартных кубических Футов в день
BVS Крановый Узел
CD Даты окончания
D&B ПИР и строительство
ESD Аварийный останов
FACP Щит управления пожарной сигнализации
FAS Система пожарной сигнализации
FCV Клапан потока регулирующий
FEDRA Оценка рисков Пожара, Взрыва, Рассеивания
FRED Пожар, Радиация, Взрыв и Рассеивание
F&G Пожар и Газ
HAZID Идентификация опасностей
HAZOP Исследование опасностей и работоспособности
HIPPS Система защиты технологической системы от высокого давления
HP Высокое давление
HSE Здоровье, безопасность, Окружающая среда
HVAC Нагревание, вентиляция и кондиционирование воздуха
IP Институт нефти
IRPA Индивидуальный риск в год
LCR Местная диспетчерская
LP Низкое давление
LSIR Специальный Индивидуальный риск места
MCR Главная диспетчерская
NFPA Национальная ассоциация пожарников
PA Присвоенный адрес
PCV Клапан управляющий давления
PDMS Система управления проектированием завода
PHAST ПО для анализа технологии, опасностей и оценки безопасности
QRA Количественная оценка рисков
ROW Полоса отвода
RTU Контроллер удаленного доступа
SCADA Система управления и получения данных
SIL Уровень интегральной безопасности
UPS Непрерываемое Энерогопитание
5. REFERENCE DOCUMENTS / СПРАВОЧНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
5.1.1 COMPANY Rules / Правила Компании
CR EP HSE 001 Rev. 02 Company HSE rule
CR EP HSE 001 Рев. 02 ОТТБООС
5.1.2 General Specifications / Общие Спецификации
GS EP SAF 041 Technological Risk Assessment Methodology
GS EP SAF 021 Layout
GS EP SAF 216 Area Classification
GS EP SAF 221 Safety Rules for Building
GS EP SAF 222 Safety Rules for Machinery and Equipment Handling Hydrocarbon
GS EP SAF 227 Safety Rules for Fired Heaters
GS EP SAF 228 Liquid Drainage
GS EP SAF 253 Impacted Area, Restricted Area and Fire Zones
GS EP SAF 261 Pressure Protection and Relief, Emergency Shutdown and Depressurisation
GS EP SAF 262 Safety Rules for Hydrocarbon Disposal Systems
GS EP SAF 311 Rules for the Selection of Fire Fighting Systems
GS EP SAF 312 Guidelines for Selecting and Installing Fire and Gas Detection Systems
GS EP SAF 337 Passive Fire Protection
GS EP SAF 351 Escape, Evacuation and Rescue From Fixed Installations
GS EP SAF 371 Emergency Control Facilities
GS EP MED 061A Medical support for E&P sites
GS EP ENV 500 Noise abatement in production units
CR-EXP-010 Construction and Production Simultaneous Operation
GS EP SAF 041 Методология оценки технологических рисков
GS EP SAF 021 Расположение
GS EP SAF 216 Классификация зон
GS EP SAF 221 Правила безопасности для зданий
GS EP SAF 222 Правила безопасности для нефтегазового оборудования
GS EP SAF 227 Правила безопасности для огневых нагревателей
GS EP SAF 228 Дренаж для жидкостей
GS EP SAF 253 Зоны воздействий, ограниченные зоны и пожароопасные зоны
GS EP SAF 261 Защита от высокого давления, аварийного останова и сброса давления.
GS EP SAF 262 Правила безопасности для мест углеводородных захоронений
GS EP SAF 311 Правила для выбора противопожарных систем
GS EP SAF 312 Руководство для выбора и установки систем сигнализации загазованности и пожара
GS EP SAF 337 Пассивная противопожарная защита
GS EP SAF 351 Покидание, эвакуация и спасение из стационарных сооружений
GS EP SAF 371 Сооружения аварийного контроля
GS EP MED 061A Медицинская помощь на производственных площадках
GS EP ENV 500 Борьба с шумом на производственных установках
CR-EXP-010 Совмещение строительства на действующем производстве
5.1.3 International Codes and Standards / Международные Стандарты
IEC 61508 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety related systems
IEC 61511 Functional safety: Safety Instrumented Systems for the process industry sector
ISO 17776 Petroleum and natural gas industries - Offshore production installations - Guidelines
ISO/DIS 31000 Risk Management - Principles and guidelines on implementation
IEC 61508 Функциональная безопасность электрических\электронных\программируемых электронных приборов систем безопасности
IEC 61511 Функциональная безопасность:
Инструментальные системы для технологического сектора
ISO 17776 Нефтяная и газовая промышленность – морские технологические установки--Руководство
ISO/DIS 31000 Управление рисками – Принципы и руководства внедрен
5.1.4 Project Documents / Проектные Документы
EXHIBIT_E - rev03 (el - 08.06.11) - DESIGN DOSSIER
EXHIBIT_E ATT_A-M Rev 05Attachment A - EP2 FEED Documentation
EXHIBIT_E - rev03 (el - 08.06.11) - Проектное досье
EXHIBIT_E ATT_A-M Rev 05Attachment A - EP2 FEED документация
|
