Analiza kryteriów oceny ryzyka prac badawczo wydobywczych na morzu

DZIKOWSKI Remigiusz 1 ŚLĄCZKA Wojciech 2 Analiza kryteriów oceny ryzyka prac badawczo wydobywczych na morzu WSTĘP W artykule przeanalizowano zalecenia dotyczące oceny ryzyka dla prac w przemyśle off-shore wprowadzonych przez administracje państw mających największy udział w badaniach i wydobyciu podmorskich złóż naturalnych. W związku z rozwojem polskiego przemysłu off-shore nasuwa się pytanie jakie kryteria należy przyjąć do oceny ryzyka podczas prac badawczo wydobywczych w polskim obszarze odpowiedzialności. Obecnie w polskiej strefie ekonomicznej wykonuje się wiercenia oraz eksploatuję złóż węglowodorów przez cztery platformy. Instytucją nadzorującą jest PRS Polski Rejestr Statków. Platformy wykonujące prace wydobywczo eksploatacyjne to platformy typu MODU Mobile Offshore Drilling Units. Kodem według którego nadzoruje się stan techniczny platform jest kod zalecony przez organizację IMO - Code on Construction and Equipment of Mobile Off-shore Drilling Units. Kod nie zawiera wytycznych dotyczących analizy ryzyka podczas prac wydobywczych oraz eksploatacyjnych. W artykule przedstawiono kryteria oceny ryzyka oraz wskazano jego wartości graniczne przyjęte przez administracje państw mających największy udział w eksploatacji podmorskich złóż naturalnych. 1. GENEZA PROBLEMU OCENY RYZYKA EKSPLOATACJI OBIEKTU WYDOBYWCZEGO NA MORZU Obecnie przemysł wydobywczy na morzu znacznie się rozwinął ze względu na wprowadzanie coraz nowszych technologii poszukiwania oraz wydobycia źródeł surowców naturalnych w szczególności surowców energetycznych, takich jak ropa naftowa i gaz ziemny. Zarówno procesom poszukiwania jak i wydobywania z dna morza towarzyszy ryzyko. Statystykę wypadków w morskim przemyśle wydobywczym na podstawie danych sporządzonych przez instytucje HSE (Health and Safety Executive) oraz Oil and Gas UK dla stałych i mobilnych urządzeń wydobywczych z sektora wydobywczego Wielkiej Brytanii przedstawiono w tabeli 1. Tab.1. Liczba wypadków w przemyśle off-shore w okresie 1990-2007 publikowana przez Oil and Gas UK [1] Typ instalacji stałej: Liczba wypadków Platforma wiertnicza 27 Platforma produkcyjna 3333 Typ instalacji mobilnej: Platforma typu Jackup 747 Platforma typu Semisub 1564 Suma: 5671 Obiekt wykonujący prace wydobywcze na morzu narażony jest na wiele czynników powodujących ryzyko jego eksploatacji. Celem analizy ryzyka jest oszacowanie prawdopodobieństwa oraz skutków wystąpienia niepożądanego zdarzenia. Na rysunku 1 przedstawiono rodzaje najczęściej występujących wypadków w przemyśle off-shore zebrane w bazie danych WOAD (World Offshore Database) sporządzonej przez towarzystwo klasyfikacyjne DNV. 1 Akademia Morska w Szczecinie, Instytut Nawigacji Morskiej, e-mail: r.dzikowski@am.szczecin.pl, tel. 091 4809398 2 Akademia Morska w Szczecinie, Instytut Nawigacji Morskiej, e-mail: w.slaczka@am.szczecin.pl, tel. 091 4809524 1192

Rys.1. Statystyka wypadków w przemyśle off-shore w latach 1970-2014 opracowana na podstawie bazy danych DNV [10] W celu oceny ryzyka przeprowadza się jego analizę opierając się na metodach zalecanych przez międzynarodowe instytucje zajmujące się bezpieczeństwem. W odniesieniu do jednostek wykonujących prace na morzu stosuje się elementy Formalnej Oceny Bezpieczeństwa (ang. Formal Safety Assessment - FSA) zalecanej przez IMO(ang. International Maritime Organization) wypracowane po katastrofie platformy Piper Alpha w roku 1988, która eksplodowała w wyniku czego 167 osób poniosło śmierć. Wytyczne IMO mają na celu zwiększenie bezpieczeństwa na morzu, a także ochronę środowiska naturalnego. FSA składa się z pięciu kroków tj. identyfikacji niebezpieczeństwa, oceny ryzyka, powzięcia środków jego kontroli i redukcji, szacowania kosztów minimalizacji ryzyka oraz zaleceń dotyczących podejmowania decyzji w celu minimalizacji ryzyka. Miarą bezpieczeństwa obiektu w metodzie FSA jest ryzyko lub jego poziom określone przy wykorzystaniu różnych scenariuszy. Określa się tak zwane opcje kontroli ryzyka RCO (ang. Risk Control Option) na podstawie środków kontroli ryzyka. RCM (ang. Risk Control Measures). W kolejnym kroku analizy ryzyka na podstawie zdefiniowanych RCO szacuje się skuteczność i koszty ich zastosowania. Należy zaznaczyć, że metoda jest przeznaczona przede wszystkim do szacowania ryzyka eksploatacji statków handlowych. Wielu ekspertów ma zastrzeżenia do takiego podejścia w szczególności do kryteriów określania RCO, który jest kluczowy do rekomendacji podejmowania decyzji. Instytucje zajmujące się bezpieczeństwem obiektów biorących udział w wydobyciu surowców naturalnych na morzu w szczególności państwa, które są potentatami w tej branży publikują swoje wytyczne dotyczące zarządzania ryzykiem. Są to przepisy mające na celu minimalizację najczęstszych przyczyn wypadków takich jak wybuchy, pożary, kolizje, uszkodzenia systemów przeładunkowych, zdarzeń związanych ze złymi warunkami atmosferycznymi, erupcją złóż oraz trzęsieniami ziemi. Przepisy oraz kryteria dotyczące analizy ryzyka rozpoczęto tworzyć w Norwegii już w latach siedemdziesiątych ubiegłego wieku, kiedy The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) wydał w 1976 roku przepisy dotyczące bezpieczeństwa dla obiektów prowadzących prace wiertnicze oraz eksploatacyjne złóż, gdzie zalecono ewaluację ryzyka, gdy na instalacjach takich znajdują się pomieszczenia mieszkalne. W 1981 opracowano wytyczne dla platform typu PDQ (ang. Production, Drilling and Quaters), które początkowo były eksploatowane w brytyjskim sektorze wydobywczym. Były to pierwsze na świecie wytyczne dotyczące oceny ryzyka dla platform w postaci CSE (Concept 1193

Safety Evaluations). Na bazie metodyki zawartej w CSE koncerny naftowe, takie jak Statoil opracowały bardziej kompleksowe zalecenia oceny ryzyka w postaci Total Risk Analyses. Były one stosowane zarówno na etapie projektowania platformy jak i w czasie jej eksploatacji. Kolejną modyfikację przepisów wymusiły wypadki platform mobilnych Alexander Kielland w 1980 oraz Ocean Ranger w 1982. W 1993 Norwegian Maritime Directorate wydał Regulations concerning Risk Analysis for mobile off-shore unit, które podawały kryteria do oceny ryzyka i rekomendacje do działań redukujących ryzyko. Przepisy umożliwiały operatorom platform wprowadzanie dodatkowych własnych kryteriów. W roku 1988 nastąpił wypadek na platformie Piper Alpha, który wymusił wprowadzenie systemu oceny ryzyka także w sektorze wydobywczym Wielkiej Brytanii. Kilka lat po wypadku własne przepisy wprowadziły także Australia, Nowa Zelandia, Malezja i Kanada. Tragedia ta spowodowała także modernizację wytycznych Wielkiej Brytanii dotyczących analizy ryzyka oraz przesunęła odpowiedzialność za ich opracowanie na HSE (Health and Safety Executive). W tabeli 2 przedstawiono przepisy dotyczące bezpieczeństwa w przemyśle off-shore. Tab. 2. Zestawienie zaleceń dotyczących zarządzania ryzykiem w przemyśle off-shore[opracowanie własne] Państwo Akt prawny WIELKA BRYTANIA Offshore Installation (Construction and Survey)1974, Offshore Installation (Safety Case )1992, 2005, Offshore Installation (Prevention On Fire And Explosion and Emergency Response)1995, Offshore Installation (Design and Construction)1996, HSE Guidance on Risk Assessment for offshore Installations 2006. NORWEGIA AUSTRALIA STANY ZJEDNOCZONE Regulations Concerning Implementation and Use of Risk Analises In the Petroleum Activities(1990), Regulations relating to health, environment and safety In the petroleum activities, PSA, 2002, NORSOK standard Z-013, 2010, Risk Emergency Preparedness Assessment(2010), Petroleum Activities Act. Australian Safety Case Regime(1996), Management of on Safety on offshore Facilities(1996), Safety Case Guidelines (2004). Code of Federal Regulations, Voluntary Safety and Environmental Management Program State Regulations - na przykład stanu Nowy York - Risk Assessment Applications for the Marine and Offshore oil and Gas Industries (2000). POLSKA Ustawa z dnia 21 marca 1991 o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej, Ustawa z dnia 9 czerwca 2011- Prawo geologiczne i górnicze, Ustawa z dnia 27 kwietnia 2011 Prawo ochrony środowiska, Ustawa z dnia 21 grudnia 2000 o dozorze technicznym, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych, wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi, Rozporządzenie Ministra Transportu i Gospodarki Morskiej z dnia 1 czerwca 1998r. w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać morskie budowle hydrotechniczne i ich usytuowanie, Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2011r. w sprawie szczegółowych wymagań dotyczących projektów robót geologicznych, w tym robot, których wykonywanie wymaga uzyskania koncesji, Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 23 grudnia 2011r. w sprawie 1194

dokumentacji hydrogeologicznej i dokumentacji geologiczno inżynierskiej, Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2013/30/UE z dnia 12 czerwca 2013r. w sprawie bezpiecznej działalności związanej ze złożami ropy naftowej i gazu ziemnego na obszarach morskich oraz zmiany dyrektywy 2004/35/WE, Przepisy klasyfikacji i budowy ruchomych jednostek wiertniczych PRS, cz. I Zasady klasyfikacji z 2006r. Publikacje PRS nr 2/P, 18/P, 47/P, 51/P, 52/P i 54/P, a także inne wymagania specjalne i szczegółowe zawarte w stosownych Publikacjach PRS S.A., w zakresie niezbędnym do sprawowania nadzoru nad bezpieczeństwem konstrukcji i jej wpływem na środowisko oraz warunki bezpiecznej żeglugi w rejonie posadowienia platformy, Kodeks MODU ( IMO Code on Construction and Equipment of Mobile Off-shore Drilling Units) w zakresie wymaganym i skorelowanym z Prawem Budowlanym i stosownymi rozporządzeniami do niego. 2. PRZEGLĄD METOD SZACOWANIA RYZYKA STOSOWANYCH W PRZEMYŚLE OFF-SHORE Metody określania ryzyka zalecane przez instytucje zajmujące się bezpieczeństwem w przemyśle off-shore zdefiniowano poniżej. 1. PHA - wstępna analiza ryzyka - metoda wywodząca się z lat sześćdziesiątych ubiegłego wieku polegająca na identyfikacji zagrożenia oraz potencjalnej przyczyn i skutków, a następnie możliwych środków prewencyjnych i korygujących działanie. Metoda indukcyjna opracowana w formie tabelarycznej umożliwiająca opracowanie wytycznych w celu uniknięcia ryzyka. 2. FMEA analiza rodzajów i skutków możliwych błędów. Metoda polega na analizie konsekwencji potencjalnych wad w procesie na poziomie podsystemów, sporządzenie wykazu prawdopodobnych skutków i listy przyczyn wad, zaplanowanie i wdrożenie działań zapobiegawczych. Jest jednak metodą trudną do wdrożenia w rozbudowanych systemach. 3. FTA analiza drzewa niezdatności systemu polega na szczegółowym i dedukcyjnym badaniu zasad pracy rozpatrywanego systemu technicznego. Stosowana jest zwykle na etapie planowania systemu, jako pomoc przy określaniu bieżąco stanu systemu a także przy prowadzeniu dochodzeń powypadkowych. Opiera się na analizie drzewa zdarzeń, które są powiązane funkcjami logicznymi. Drzewa zdarzeń są graficznymi modelami wskazującymi różne interakcje błędów urządzeń, czynnika ludzkiego i czynników zewnętrznych, które mogą doprowadzić do tzw. zdarzenia szczytowego. Siłą metody jest możliwość łączenia błędów urządzeń oraz czynnika ludzkiego, a następnie realistycznego wskazania kroków doprowadzających do zdarzeń niebezpiecznych. Jest metodą używaną przy analizie jakościowej oraz ilościowej ryzyka. 4. ETA analiza drzewa zdarzeń zwana metodą analizy skutków. Drzewo zdarzeń jest modelem ciągów przyczynowo skutkowych, pozwalającym analizować możliwe scenariusze, zwłaszcza scenariusze prowadzące do realizacji zagrożeń. Działa odwrotnie do zasady FTA, ponieważ analiza rozpoczyna się od zdarzenia inicjującego, a poszczególne gałęzie drzewa są zdarzeniami mogącymi być skutkiem zdarzenia inicjującego. Podejście do rozwiązania problemu może być zarówno ilościowe, jak i jakościowe. Zaletą metody jest możliwość ustalenia środków redukujących zagrożenie zdarzeniem. 5. HAZID jest techniką służącą do identyfikacji zagrożenia, które może skutkować powstaniem ryzyka dla personelu, środowiska naturalnego oraz skutków finansowych. Zwykle zagrożenia wyznaczane są przez ekspertów w odniesieniu do konkretnych części systemu statkowego lub instalacji. 6. HAZOP jest techniką analityczną mającą na celu identyfikację zagrożeń oraz problemów operacyjnych. Opiera się na wiedzy ekspertów analizujących funkcjonowanie systemu. Analizuje się skutki błędnej pracy systemu, a następnie przyczyny i środki zaradcze. 7. Bow-tie jest to proces, który może być wykorzystany do pomocy wprowadzenia zmian w systemie zarządzania bezpieczeństwem SMS (ang. Safety Management System). Wspomaga operatora systemu w analizie i zarządzaniu ryzykiem. W sposób graficzny wskazuje zależności 1195

pomiędzy zagrożeniem, środkami redukującymi zagrożenie, czynnikami zwiększającymi zagrożenie i działaniami służącymi kontroli i redukcji zagrożeń. 8. Logika rozmyta. Dzięki tej metodzie można zintegrować wiedzę ekspertów, opinie inżynierów systemów, dane historyczne i statystyczne do szacowania ryzyka, a ryzyko może być ewaluowane przy użyciu kwantyfikatorów lingwistycznych. 3. ANALIZA ZALECEŃ DOTYCZĄCYCH KRYTERIÓW ZARZĄDZANIA RYZYKIEM WEDŁUG INSTYTUCJI ZAJMUJĄCYCH SIĘ PROBLEMEM BEZPIECZEŃSTWA W PRZEMYŚLE OFF-SHORE Poniżej przedstawiono główne założenia wybranych poradników dotyczących zarządzania ryzykiem. Najbardziej rozbudowanym wydaje się być NORSOK STANDARD (Z-013) z 2010 roku z wytycznymi dla norweskiego przemysłu wydobywczego. Na podstawie analizowanego materiału widać, że strona norweska ściśle współpracuje z instytucją Health and Safety Executive z Wielkiej Brytanii, dzięki czemu wypracowano wspólna strategię dotyczącą wprowadzenia wymogu szacowania i zarządzania ryzykiem w sektorze off-shore. W kontekście wymogów Offshore Installation Safety Case Regulation 2005 podmioty odpowiedzialne za bezpieczeństwo w firmach zajmujących się wydobyciem na morzu muszą: 1. Zidentyfikować wszelkie rodzaje zagrożeń mogących spowodować ryzyko wypadku. 2. Oszacować ryzyko wypadku. 3. Powziąć środki w celu kontroli ryzyka zgodnie z odpowiednimi zaleceniami HSE. Metodologia przyjęta do zarządzania ryzykiem powinna być efektywna i zapewnić możliwość klasyfikacji stopnia zagrożeń oraz umożliwić dobranie sposobów oceny ryzyka odpowiednio do złożoności problemu. Walidacja ryzyka powinna być przeprowadzona przez analizę trzech metod oceny ryzyka: jakościowego (Q), semi-jakościowego (SQ) oraz ilościowego (QRA). Takie podejście pozwala na segmentację etapów szacowania ryzyka ogólne (Q) oraz bardzo szczegółowe (QRA). Przyjęto, że najniższe poziomy zarządzania ryzykiem tj. Q i SQ odnoszą się do najmniej złożonych procesów ryzyka, gdzie rozwiązania są oczywiste, a scenariusze rozwiązań opierają się na opracowanych wcześniej standardach. Na poziomie QRA rozwiązania zmniejszenia ryzyka nie są tak oczywiste i brakuje opracowanych wskazówek i standardów. Proces zarządzania ryzykiem opiera się na zasadach przedstawionych na rysunku 2. Identyfikacja potencjalnego ryzyka powinna być przeprowadzona przez personel znający specyfikę i warunki pracy instalacji rozważając, czy skutki będą natychmiastowe, czy będą eskalowały i jak zmienią się podczas ewakuacji. Zaleca się metodę bow-tie. Kluczowym elementem przedstawionej analizy jest przyjęcie odpowiedniego kryterium akceptacji ryzyka. System przyjmuje parametr zwany maksymalną wartością tolerowania ryzyka. W przypadku, gdy chodzi o ryzyko śmierci przyjmuje się parametr częstotliwości rocznej wypadków śmiertelnych o wartości 10-3. Potencjalne środki redukcji ryzyka mogą być określane przez powiązanie oceny jakościowej i ilościowej. Do podjęcia ostatecznej decyzji określa się współczynnik (CBA - Coast Benefit Analysis) analiza korzyści i kosztów. Zalecane jest posłużenie się diagramami metody bowtie. Zaleca się przygotowanie listy środków zaradczych, które po analizie i oszacowaniu skuteczności w odniesieniu do konkretnego ryzyka powinny być zastosowane. Po wyborze odpowiednich środków należy sporządzić konkretny plan wdrożenia z wyznaczonymi ramami czasowymi. 1196

RISK anallysis planning System definition RISK acceptance criteria Hazard identyfication RISK reducing measures Frequency analysis RISK ANALYSIS Concequence analysis RISK CALCULATION RISK picture RISK evaluation UNACCEPTABLE RISK ASSESSMENT ACCEPTABLE Further risk reducing measures Rys. 2. Główne etapy procesu oceny oraz redukcji ryzyka według HSE [4] Zalecenia instytucji norweskich opierają się na założeniach HSE aczkolwiek są dużo bardziej rozbudowane. Zalecają badania jakościowe jak i ilościowe. Dużą wagę poświęcają wprowadzeniu środków ograniczających ryzyko oraz interakcji pomiędzy ich skutecznością. Instytucje norweskie wprowadzają kryterium maksymalnej częstości występowania ryzyka 10-4 rocznie dla tzw. głównych funkcji systemu i osobnych rodzajów ryzyka oraz wspominany współczynnik 10-3 dla całkowitego ryzyka instalacji. Na rozwój metod zarządzaniem ryzykiem miała wpływ katastrofa na Morzu Północnym platformy Alexander Kielland, gdzie w roku 1980 wskutek przewrócenia się zginęły 123 osoby. Administracja norweska wprowadziła od roku 1990 obowiązkowy system analizy ryzyka. Ryzyko musi być zminimalizowane do minimum praktycznie osiągalnego (ALARP ang. As Low As Reasonably Practicable). W 1992 wydano zalecenia stosowania środków zapobiegawczych safety barriers. Nakazano ustalenie planów awaryjnych na podstawie zdefiniowanych sytuacji zagrożenia, a operator instalacji musi zdefiniować efektywność zastosowanych środków awaryjnych. Analiza musi być wykonana w oparciu o zaprojektowany system zarządzania awaryjnego. Podobnie jak w przypadku zaleceń HSE w przypadku bardziej skomplikowanych zagadnień ryzyka powinno się stosować analizę ilościową QRA. Zabezpieczenie przed głównymi zagrożeniami jest oparte na tworzeniu barier według teorii J. Reasona [6]. Utrzymanie integralności planowanych środków zapobiegawczych jest kluczowym aspektem w fazie operacyjnej. Publikacja NORSOK Z-013 oparta na regulacjach ISO/IEC 31000 podaje wytyczne do analizy ryzyka dla różnych czasowo cyklów eksploatacji obiektu. Dzięki temu należy zwrócić uwagę, że ilościowa analiza ryzyka (QRA) zmienia się w zależności od cyklu eksploatacji obiektu. W czasie eksploatacji np. platformy wiertniczej dochodzi do zmian konstrukcyjnych bądź eksploatacyjnych, co wymusza zmiany w QRA. Wytyczne NORSOK mówią jasno o konieczności wykonania analizy ilościowej obejmującej: wskazanie ryzyka powiązanego z planowanym odwiertem i jego eksploatacją, wskazanie efektów modyfikacji i implementacji środków ograniczających ryzyko na całkowite ryzyko, wskazanie ryzyka transportu personelu na ląd i pomiędzy obiektami. 1197

Przepisy norweskie wskazują także konieczność szacowania ryzyka nie tylko związanego z parametrami technicznymi obiektu, ale także dotyczącego fazy operacyjnej jego eksploatacji np. związane ze zmiennym poziomem aktywności prac, sytuacjami awaryjnymi. Ważną kwestią w zarządzaniu ryzykiem jest wprowadzenie przez instytucje norweskie tzw. barier bezpieczeństwa. Operator obiektu musi wypracować strategię i zasady zaprojektowania, stosowania i utrzymania środków zabezpieczających przed ryzykiem - safety barrriers. Musi być wiadome, jakie środki zostały zastosowane do konkretnego rodzaju ryzyka i jaka jest ich funkcja w zakresie elementów technicznych, operacyjnych i organizacyjnych. Środki takie mogą mieć charakter organizacyjny, jak i techniczny. Zarządzanie użycia takich środków podzielone zostało na następujące etapy: opracowanie strategii i zasad ich zastosowania, ustalenie jakie środki i gdzie zostały wprowadzone, ustalenie, które środki nie są funkcjonalne i które są zbyt słabe, podjęcie działań w celu uzupełnienia lub poprawy działania środków zapobiegawczych. Każda tzw. bariera lub funkcja bariery może składać się z kilku systemów bezpieczeństwa. Modelowanie zastosowania takich środków przeprowadza się w oparciu o metodę FTA. Wprowadza się współczynniki efektywności barier, które określają skuteczność pojedynczych środków zapobiegawczych, a także całych systemów zabezpieczeń. Kolejnym aspektem związanym z kontrolą ryzyka jest analiza ryzyka chwilowego. Zwykle ryzyko określa się w interwale rocznym. Przepisy narzucają analizę ryzyka także w krótszych przedziałach czasowych w szczególności dla czynności wiercenia i eksploatacji odwiertu, operacji transportu śmigłowcem, gdzie ryzyko jest chwilowo znacznie zwiększone. Grupę zaleceń do sporządzenia planów zarządzaniem ryzykiem podaje także wydawnictwo American Bureau of shipping (ABS) w postaci przewodnika Guidance Notes On Risk Assessment 2000. Proces oszacowania ryzyka składa się według tego wydawnictwa z czterech etapów: identyfikacji zagrożenia, analizy częstości występowania, analizy konsekwencji wystąpienia ryzyka oraz ewaluacji ryzyka. Poradnik podaje konkretne metody analizy każdego z etapów. Podobnie jak w zaleceniach HSE i NORSOK proponuje się analizę jakościową oraz przy bardziej skomplikowanym ryzyku ilościową. Analiza ilościowa ma służyć także analizie wpływu stosowanych środków zapobiegawczych na zmianę ryzyka. Zalecenia zwracają uwagę na konieczność wykonania analizy czynnika ludzkiego (HEA) i zintegrowanie takiego modelu z całościowym modelem ryzyka. Do ewaluacji i prezentacji oceny ryzyka zaleca się sporządzenie macierzy ryzyka. Najczęściej używaną macierzą ryzyka jest macierz z norm ISO 2000. Wytyczne administracji brytyjskiej i norweskiej wymusiły na koncernach zajmujących się poszukiwaniem, wydobyciem i eksploatacją podmorskich złóż naturalnych stosowanie systemów zarzadzania ryzykiem. Część administracji przyjęła kryteria stosowane w przemyśle lądowym, część wprowadziła własne systemy oraz kryteria oparte na własnych statystykach i doświadczeniach. Koncern Statoil używa miernika wartości równej 10-5 rocznie jako wartość ryzyka akceptowalnego dla firm kooperujących oraz 10-4 dla własnych zasobów. Dla porównania z innymi gałęziami przemysłu porównanie kryteriów akceptacji ryzyka podano w tabeli 3. Tab.3. Zestawienie kryteriów ryzyka jednostkowego w różnych gałęziach przemysłu[opracowanie własne] Gałąź przemysłu Graniczna wartość ryzyka Ryzyko zaniedbywalne jednostkowego (zdarzenie na rok) (zdarzenie na rok) Lotnictwo(UK) 10-4 10-5 Transport drogowy ładunki 10-3 (pracownicy), 10-4 (pozostałe) 10-6 niebezpieczne Transport kolejowy (UK) 1,038 FWI per 10 8 przebytych km - Przemysł nuklearny 10-3 (pracownicy), 10-4 (pozostałe) - Przemysł lądowy (UK) 10-3 (pracownicy), 10-4 (pozostałe) 10-6 1198

Przemysł lądowy (Holandia) 10-6 (LSIR) - Przemysł lądowy (Belgia) 10-5 (LSIR) 10-7 Przemysł lądowy (Hongkong) 10-5 (LSIR) - Przemysł off-shore (UK) 10-3 (pracownicy) - 4. KRYTERIA OCENY RYZYKA DOTYCZĄCE ZANIECZYSZCZEŃ ŚRODOWISKA PRZY PRACACH OFF-SHORE Pierwsze kryteria zalecone przez administrację norweską opierały się na podziale rozlewów z instalacji off-shore na podstawie konsekwencji jego oddziaływania na środowisko. Podział obejmował trzy grupy. Rodzaje rozlewów oraz kryteria podano w tabeli 4. Tab.4. Zestawienie kryteriów ryzyka dla zanieczyszczeń środowiska w przemyśle off-shore [9] Rodzaj rozlewu i wpływ na środowisko Efekt oddziaływania Akceptowalne ryzyko (zdarzenie na rok) rozlew duży, efekt Efekt oddziaływania który trwa 1x10-5 długoterminowy ci najmniej 5 lat rozlew znaczny Efekt oddziaływania trwający 1x10-3 od 2 do 5 lat rozlew średni Efekt oddziaływania do 2 lat, zanieczyszczenie co najmniej 1 km linii brzegowej 1x10-2 Współczesne podejście do zagadnienia kryteriów dotyczących zanieczyszczenia środowiska podano w tabeli 5. Przy ocenie ryzyka uwzględniono relacje pomiędzy powtarzalnością i czasem oddziaływania rozlewów na środowisko naturalne, a podatnością środowiska naturalnego na zanieczyszczenia. Uwzględnia się trzy kryteria: specyfikę zanieczyszczonego obszaru, specyfikę instalacji off-shore, specyfikę prac, które mogą prowadzić do rozlewu. Należy powziąć działania redukujące wystąpienia ryzyka po przekroczeniu poziomu ryzyka przyjętego jako ALARP. Kryteria akceptacji powinny uwzględniać każdy z ww. punktów. Kwalifikacja ryzyka powinna uwzględniać jego częstość występowania oraz konsekwencje dla środowiska. Kategorie pod względem szkód dla środowiska określono następująco [6]: niewielki szkody środowiska mogą być usunięte w okresie od miesiąca do jednego roku, średni szkody środowiska mogą być usunięte w okresie od roku do trzech lat, znaczący szkody środowiska mogą być usunięte w okresie od trzech do dziesięciu lat, poważny szkody środowiska mogą być usunięte w okresie ponad 10 lat. Poniższe kryteria uwzględniające poziomy aktywności operacji off-shore zostały przyjęte przez administrację norweską: ryzyko zagrożenia konkretnego odcinka linii brzegowej przez instalację pracującą w jej pobliżu, zagrożone zasoby środowiska w pobliżu pięciu pól wydobywczych, oddziaływanie na środowisko dwóch instalacji na polu wydobywczym, które stwarzają takie samo ryzyko zanieczyszczeń, dziesięć operacji mogących spowodować znaczne zanieczyszczenia prowadzone w okresie roku przez konkretną instalację. W tabeli 5 zamieszczono kryteria akceptacji ryzyka zanieczyszczenia środowiska przy pracach off-shore w funkcji okresu odtworzenia zasobów przyrody. Tab.5. Zestawienie kryteriów ryzyka dla zanieczyszczeń środowiska w przemyśle off-shore w funkcji okresu odtworzenia zasobów przyrody[9] Kategoria zanieczyszczenia Średni czas odtworzenia Akceptowalna częstość zanieczyszczeń środowiska zasobów przyrody zanieczyszczenie niewielkie ½ roku Mniej niż 1 wypadek na rok 1199

zanieczyszczenie średnie 2 lata Mniej niż 1 wypadek na 40 lat zanieczyszczenie znaczące 5 lat Mniej niż 1 wypadek na 100 lat zanieczyszczenie poważne 20 lat Mniej niż 1 wypadek na 400 lat Na podstawie tabeli 5 określono warunki dla pola wydobywczego z co najmniej dwoma instalacjami wydobywczymi, pojedynczej instalacji wydobywczej oraz pojedynczej czynności. Kryteria podano w tabeli 6. Tab.6. Zestawienie kryteriów ryzyka dla zanieczyszczeń środowiska w przemyśle off-shore [9] pole wydobywcze z co najmniej dwoma instalacjami Mniej niż 1 wypadek na 50 lat pojedyncza instalacja Mniej niż 1 wypadek na 100 lat pojedyncza czynność Mniej niż 1 wypadek na 1000 lat Na podstawie tabeli 6 opracowano kryteria akceptacji ryzyka z podziałem na pole wydobywcze, instalację oraz proces. Kryteria podano w tabeli 7. Tab.7. Zestawienie kryteriów ryzyka dla zanieczyszczeń środowiska w przemyśle off-shore [9] Kategoria zanieczyszczenia środowiska Limit częstości wystąpienia zdarzenia na polu wydobywczym w ciągu roku Limit częstości wystąpienia zdarzenia na pojedynczej instalacji w ciągu roku zanieczyszczenie niewielkie <2x10-2 <1x10-2 <1x10-3 zanieczyszczenie średnie <5x10-3 <2,5x10-3 <2,5x10-4 zanieczyszczenie znaczące <2x10-3 <1x10-3 <1x10-4 zanieczyszczenie poważne <5x10-4 <2,5x10-4 <2,5x10-5 Limit częstości wystąpienia zdarzenia przy konkretnym procesie w ciągu roku Nowe koncepcje kryteriów określenia kryteriów ryzyka opracowywane są przez Statoil, SINTEF oraz DNV(Det Norske Veritas). Do oceny ryzyka stosuje się współczynnik EIF Environmental Impact Factor, który ma określić ryzyko zanieczyszczenia wodami produkcyjnymi z instalacji offshore. Aby uwzględnić intensywne zanieczyszczenia wodami przemysłowymi wprowadzono współczynnik EIF Acute. Koncepcja stosowania takiego miernika opiera się na: wprowadzeniu miernika wpływu rozlewu na różne elementy środowiska morskiego, wprowadzeniu miernika prawdopodobieństwa częstości zdarzenia, jego wielkości oraz wpływu na środowisko naturalne, objęciu ryzyka instalacji, pola wydobywczego a także rejonu geograficznego, objęciu analizy narzędzi służących ochronie środowiska pozwalających na redukcję ryzyka. Planuje się przeprowadzenie analizy ryzyka w trzech etapach: krok pierwszy obejmuje obszar, gdzie zanieczyszczenie rozlewem przewyższa ustaloną wartość progową, krok drugi obejmuje analizę pokrycia ww. obszaru z rejonem występowania organizmów wrażliwych na rozlewy, krok trzeci to ustalenie stopnia wpływu rozlewu na organizmy oraz czas oddziaływania zanieczyszczenia na środowisko naturalne. 5. OCENA RYZYKA KOLIZJĄ DLA POLSKIEGO OBASZRU PRZEMYSŁU OFF-SHORE W polskiej strefie ekonomicznej prowadzi się prace badawczo-wydobywcze oraz eksploatacyjne złóż naturalnych. Poszukiwania i eksploatacja prowadzone są na obszarze morskim obejmującym ok. 29 tys. km 2. Koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż kopalin obejmują 8 obszarów o łącznej powierzchni 8,2 tys. km 2. Prace prowadzone są na złożach oznaczonych B3, B4, B6 i B8. Proces eksploatacji złoża odbywa się na polu B3, a na polu B8 prowadzone są prace przygotowawcze do eksploatacji. Mapę obszaru wydobywczego przedstawiono na rysunku 3. 1200

Rys. 3. Mapa koncesji wydobywczych w polskiej strefie ekonomicznej [źródło: www.lotos.pl] Zmienność pozycji obiektów wykonujących prace wydobywcze oraz badawcze na wymienionych polach ma wpływ na zmienność geometrii systemów ich zaopatrzenia. Dokonano analizy ryzyka zderzenia: z platformami pracującymi na obszarach wydobycia, ze statkami zaopatrzenia platform, ze statkami wykonującymi pomiary sejsmiczne. Platformy pracujące w polskiej strefie ekonomicznej to platforma Baltic Beta, PG1, Petrobaltic oraz Lotos Petrobaltic. Na polu wydobywczym B-3 znajdują się platformy Baltic Beta, zbiornikowiec Ikarus III oraz bezobsługowa platforma PG-1 typu jacket. Pozycje pozostałych platform uzależnione są od prac na polach B-3, B-21, B-23 oraz B-8. Istnieje zmienność ich rozmieszczenia uzależniona procesem eksploatacyjnym i poszukiwawczym. Przy pomocy aplikacji IWRAP mk2 dokonano analizy wystąpienia prawdopodobieństwa kolizji w różnych układach rozmieszczenia platform. Badania prowadzono w oparciu o dane o ruchu statków uzyskane z systemu AIS. Przykładowe pozycje platform oraz sieci zaopatrzeniowe na tle ruchu jednostek przedstawiono na rysunku 4. Wyniki badań ryzyka zderzenia podano zarówno dla poszczególnych platform, jak i dla systemu zaopatrzeniowego. 1201

Rys. 4. Mapa rozmieszczenia platform, tras dowozowych oraz gęstości ruchu II kwartał 2014[opracowanie własne] Analizowany okres czasu to II kwartał 2014, kiedy pracowały cztery platformy Baltic Beta, PG-1, Petrobaltic oraz Lotos Petrobaltic. Należy rozważyć każdy z wariantów ustawienia platform i związane z tym układy geometryczne sieci dowozowych na platformy. Na rysunku 4 przedstawiono przykładową konstrukcję poligonu badawczego. Na strumienie ruchu statków opisanych gęstością ruchu nałożono schematy rozmieszczenia platform oraz sieci dowozowych. Statki zaopatrujące platformy poruszają się z portów Gdańsk oraz Władysławowo, kierując się zwykle na każdą z platform oraz poruszając się pomiędzy nimi. Dokonano analizy prawdopodobieństwa kolizji dla scenariuszy pracy dwóch platform: Baltic Beta oraz PG-1, scenariuszy pracy trzech platform: Baltic Beta, PG1 oraz jednej z platform mobilnych, scenariuszy pracy Baltic Beta, PG-1 oraz dwóch platform mobilnych. Wyniki badań przedstawiono na rysunku 5. obszary działania platform prawdopodobieństwo kolizji B-3 1,21832E-05 B-8 1,91194E-06 B-7 1,94064E-06 B-21 7,71398E-07 B-27 1,76202E-06 Rys.5. Prawdopodobieństwo kolizji z platformami umieszczonymi na polach B-3, B-8, B-7, B-21 oraz B-27 Prawdopodobieństwo wystąpienia zdarzenia kolizji z platformami umieszczonymi na eksploatowanych polach jest mniejsze niż kryteria zawarte w przepisach zarówno NORSOK jak HSE. 1202

Rys.6. Prawdopodobieństwo kolizji jednostek zaopatrzeniowych obsługujących platformy pracujące na polach B-3, B-8, B-7, B-21, B-27 Jak widać na rysunku 6 prawdopodobieństwo zdarzenia kolizji z jednostkami zaopatrzeniowymi jest wysoka w szczególności podczas przemieszczania się pomiędzy obszarami B-3 i B-8. Jej wartość przewyższa granicę akceptowalności 10-3. Aplikacja IWRAP mk2 pozwala także na analizę ryzyka w odniesieniu do kursów na których istnieje ryzyko zderzenia jednostek. Przykład takiej analizy przedstawiono na rysunku 7. Rys. 7. Prawdopodobieństwo kolizji z jednostkami zaopatrzeniowymi obsługującymi platformy pracującymi na polach B-3, B-8, B-7, B-21, B-27 w przypadku spotkania: 1. na kursach przeciwnych, 2. wyprzedzania, 3. przecinania oraz 4. dla kursów zbieżnych 1203

WNIOSKI 1. Wytyczne oceny i zarządzania ryzykiem proponowane przez różne instytucje zajmujące się bezpieczeństwem na morzu opierają się na tych samych zasadach, jednak różnią się stopniem uszczegółowienia oraz interpretacją algorytmów do zarządzania ryzykiem. Wytyczne zaproponowane przez IMO w większym stopniu dotyczą oceny ryzyka jednostek handlowych niż obiektów typu off-shore. Wielu ekspertów doszukało się w nich niejednoznaczności w interpretacji ryzyka. 2. Zakładane sposoby oceny ryzyka QRA posiadają elementy, które należałoby zmodyfikować. W szczególności związane jest to z oceną ryzyka w fazie operacyjnej: kryteria akceptacji ryzyka ocenianego na podstawie danych rocznych nie zawsze mogą być stosowane do oceny ryzyka chwilowego, ocena ryzyka powinna być konsultowana z osobami bezpośrednio zaangażowanymi w proces operacyjny a nie wyłącznie w oparciu o opinie grona ekspertów nieposiadających wystarczającej praktyki zawodowej prowadzenie długotrwałych badań i wyznaczania QRA nie zawsze idzie w parze z potrzebą szybkiego podjęcia decyzji, dane bieżące np. z okresu doby eksploatacji obiektu są trudne do włączenia w proces QRA tylko wytyczne administracji Stanów Zjednoczonych wyraźnie podkreślają wagę włączenia w proces oceny ryzyka analizę czynnika ludzkiego (HRA), która jest bardzo rzadko włączana przy analizie QRA, tylko wytyczne administracji Stanów Zjednoczonych wskazują algorytmy włączenia procedur inspekcji do QRA w celu kontroli i redukcji ryzyka instytucje norweskie zalecają analizę ryzyka z włączeniem analizy funkcjonowania i skutków zastosowania tzw. barier bezpieczeństwa, co jest dość skomplikowanym zagadnieniem. 3. Analiza jednego z rodzajów ryzyka tj. kolizji jednostek poruszających się w pobliżu obszarów prac platform w polskiej strefie ekonomicznej wykazała, że kryteria bezpieczeństwa w stosunku do platform są spełnione, aczkolwiek sieć zaopatrzeniowa narażona jest na większy poziom ryzyka niż akceptowalne. Streszczenie W artykule przeanalizowano zalecenia dotyczące kryteriów oceny ryzyka dla prac w przemyśle off-shore wprowadzonych przez administracje państw mających największy udział w badaniach i wydobyciu morskich złóż naturalnych. Podano główne czynniki ryzyka dla obiektów prowadzących prace wydobywcze w warunkach morskich oraz metody jego określenia i przyjęte granice akceptacji. Wsparto się danymi statystycznymi zebranymi w ogólnoświatowej bazie danych sporządzonej przez Norweskie Towarzystwo Klasyfikacyjne DNV - Worldwide Offshore Accident Databank - WOAD obejmującej wypadki w sektorze offshore od roku 1970 do 2014. W szczególności analizie poddane zostało ryzyko występujące na obszarach polskiej strefy ekonomicznej w związku z intensywnym rozwojem polskiego przemysłu badawczo wydobywczego. Słowa kluczowe: ryzyko, kryteria akceptacji ryzyka, przemysł off-shore, górnictwo morskie Analysis of risk assessment criteria for offshore activities at the sea Abstract The article presents the analyzes of the recommendations for the risk assessment criteria for the work in the off-shore industry introduced by the administrations of countries having the largest share in the research and production of marine natural resources. Given the major risk factors for facilities with production facilities in sea conditions and the method of its determination and the accepted limits of acceptance. Results were supported by the statistical data collected in a global database compiled by the Norwegian classification society DNV - Worldwide Offshore Accident Databank - WOAD covering events in the off-shore from 1970 to 2014. In particular, the analysis has been subjected to the risk occurring on areas of the Polish economic zone due to intensive research and development of the Polish sea mining industry. 1204

Keywords: risk, risk acceptance criteria, off-shore industry, marine mining BIBLIOGRAFIA 1. Accident Statistic for offshore Units on the UKCS 1990-2007, Oil and Gas UK, April 2009. 2. Dzikowski R., Ślączka W., Analysis of IWRAP mk2 application for oil and gas operations in the area of the Baltic Sea in view of fishing vessel traffic, Scientific Journals of The Maritime University of Szczecin, 2014. 3. Gucma L., (2009) Wytyczne do zarządzania ryzykiem morskim. Wydawnictwo Naukowe Akademii Morskiej w Szczecinie. 4. Guaidance on risk assessment for offshore Installations, HSE information sweet No. 3/2006. 5. The Guidelines For Formal Safety Assessment (FSA) For Use In The Imo Rule-Making Process (MSC/Circ.1023 - MEPC/Circ.392). 6. Reason J., Human error. New York: Cambridge University Press, 1990. 7. Risk and emergency preparedness assesment, NORSOK standards Z-013, October 2010. 8. Risk assessment applications for the Marine and offshore oil and gas industries., American Bureau of Shipping, June 2000. 9. Vinnen J.E., Offshore risk Assessment, 2nd edition, 2008. 10. WOAD (1970-2014) Baza danych o wypadkach w sektorze off-shore., DNV. 1205