НЕФТЬ И ГАЗ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

штаба 1: 2 500 000 включающей часть территории Российской Федерации, территории Казахстана, Узбекистана, Туркмении, Киргизии, Таджикистана, Синьцзянь-Уйгурского автономного района КНР. Карта является частью «Атласа литолого-структурных, палеогеографических, палинспатических и геоэкологических карт Центральной Евразии». Территория дифференцирована по типам и опасности проявлений геологических, в т. ч. геодинамических техногенных процессов [8]. ГМ Северо-Каспийского и Сахалинского шельфа - зон критически напряженного состояния, предлагается развернуть до начала интенсивной разработки месторождений УВ, поскольку необходимо изучение естественной местной фоновой сейсмической активности, определяемой строением ГС, естественными и техногенными флюидодинамическими процессами, геодинамической обстановкой, режимом естественных напряжений. Комплексный ГМ объектов УВ на шельфе включает геодезические, высокочастотные гравиметрические донные и скважинные наблюдения, сейсмическое просвечивание, локальные деформационные, гидрохимические и гидродинамические наблюдения [9].

Стратегической экологической задачей является формирование ГМ ГС зоны трассы нефтепровода ВСТО, в т. ч. и в Хабаровском крае, сейсмичность отдельных районов которого достигает 7-8 бального уровня.

Индуцированные землетрясения на месторождениях УВ указывают на масштабность техногенной трансформации ГС, причина которой – интенсивная добыча. Безопасность объектов добычи, транспортировки и переработки УВ требует комплексного ГМ ГС регионов нового освоения.

Список литературы

1.Жуков В.С., Кузьмин Ю.О., Никонов А.И. Комплекс мониторинговых наблюдений для повышения геодинамической безопасности разработки месторождений нефти и газа и эксплуатации ПХГ. Мат. междунар. конф. Современная геодинамика недр и эколого-промышленная безопасность объектов НГК. М.:ИНГ РАН, 2005 – С. 79.

2.Матусевич В. М., Ковяткина Л. А. Техногенное поле – главный фактор формирования геологической среды. Нефть и газ. Тюмень: ТГНУ, 2012, №3 (93) Май-

июнь. - С.6-13.

3.Габитов Г.Х., Мустафин С.К. Эколого-геодинамические последствия и проблемы геодинамического мониторинга процессов нефтегазодобычи. Мат-лы конф. Современная геодинамика недр и эколого-промышленная безопасность объектов НГК.

М.:ИПНГ РАН, 2005. С. 56-65.

4.Хайн Норманн Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / Пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. – 752 с.

5.Мирзоев К.М., Гатиятуллин Н.С., Тарасов Е.А. и др. Сейсмическая опасность территории Татарстана. Георесурсы. Казань, 2004. № 1.С.45-48.

6.Ергалиев Т.Ж. Мониторинг геосферных процессов казахстанской части Каспия. Вестник КазНУ, серия экологическая, 2009 г., №1 (24). – С. 3-14.

7.Нестеренко М. Ю. Проблемы геодинамической безопасности при эксплуатации месторождений УВ. Литосфера, 2012, № 2. С. 173-177.

8.Вартанян Г.С., Островский В.Н. и др. Геоэкологическая карта Центральной Евразии масштаба 1:2 500 000. Методика составления. Мат-лы конф. «Геология и минераль- но-сырьевые ресурсы ЕвропейскойРоссиии Урала». Кн.1. Екатеринбург, 2000. С.232-233.

9.Степанов А. Всевидящее око мониторинга. Нефть России,1999.№4. С.88.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УДК 556.314:662.276

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ: ЭКОМОНИТОРИНГ, ЗАЩИТА, ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ

С. К. Мустафин

г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет

Государственный мониторинг состояния недр и обеспечение экологической безопасности недропользования призваны обеспечить сбор информации о состоянии геологической среды (ГС) и тенденциях ее изменения.

Месторождения углеводородов (УВ) это формировавшиеся миллионы лет и находящиеся в состоянии неустойчивого равновесия сложные системы, изменение свойств элементов и структуры, а затем и разрушение которых начинается с бурения первых скважин. Современная гидрогеология нефтяных и газовых месторождений, по А.А.Карцеву, изучает гидрогеологические условия целых нефтегазоносных бассейнов 1 .

Для артезианской водоносной системы территории Республики Башкортостан (РБ), входящей в Волго-Уральский артезианский бассейн, установлены гидрогеохронологический, гидродинамический, гидрогеохимиче-

ский и гидрогеотермический разновидности зональности 2 . С глубиной отмечается последовательная смена зон интенсивного, затрудненного, весьма затрудненного водообмена. Пресные воды сменяются солеными водами и далее рассолами. Гидрогеохимическая зональность отражена в изменении состава растворенных в водах газов (от кислородно-азотного к сероводородно-углекисло-метаново-азотному и азотно-метановому) и изменении величин Eh (от +500 до –450 мВ) и pH (от 9 до 5). Холодные воды, начиная с глубин порядка 1 км, последовательно сменяются теплыми и горячими (более 50°С) крепкими рассолами, развитыми на глубинах более 2,5–3,0 км. В процессе нефтегазодобычи эта зональность нарушается.

Вовлечение в процесс заводнения несовместимых по химическому составу пластовых вод приводит к солеотложению, осложняющему нефтедобычу. Анализ состава пластовых вод 300 залежей месторождений нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) показал, что к выпадению сульфат-кальциевых солей предрасположены воды пермских отложений, отличающихся повышенным содержанием сульфатов [3].

Подземные воды в районах добычи УВ загрязняются как «сверху», так и «снизу», нередко проявляется весь, характерный для этих территорий, виды загрязнений - химическое, тепловое, барическое, бактериальное 4 . Массоперенос загрязняющих веществ на объектах ВУНГП изучен слабо. Критерием оценки загрязнения вод в процессе нефтедобычи служит превышение фоновых значений и ПДК по содержанию в воде хлора, нефти, микрокомпонентов. В ОАО АНК «Башнефть» при анализе проб вод определяются: плотность, нефтепродукты, микрокомпоненты, Cl-, SO42-,

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

HCO3-, Ca2+, Mg2+, Na+, K+, Feобщ.. Наблюдательная сеть включает 1131 водопункт, 639 - на поверхностные воды и 492 - на подземные пресные 5 .

На Западно-Тэбукском, Узинском, Возейском и др. нефтяных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции разрабатывающихся, как и месторождения ВУНГП продолжительное время, добывают высоко обводненную (около 80%) продукцию. Содержащиеся в пластовых водах B, Mg, Li, I и Br являются ценным химическим сырьем [6].

Анализ содержания микрокомпонентов в пластовых водах палеозойских коллекторов Кушкульского, Сергеевского, Бузовьязовского, Чекмагушевского месторождений УВ РБ показал, что Li находится в концентра-

ции от 4,8 до 18,4 г/м3, Mg соответственно – 2870 – 9680 г/м3; Sr – 331–562

г/м3 и Br – 1768-2209 г/м3, что является основанием в пользу возможного освоения гидроминеральных ресурсов нефтяных месторождений РБ [7].

Микроэлементы пластовых водах месторождений УВ, как и других регионов добычи УВ, наряду с генетическим индикаторным значением представляют экологический, а нередко и промышленный интерес [8, 15].

Примером сочетания экономической выгоды, экологической целесообразности и социальной значимости получения МЭ из попутных минерализованных (до 220 г/л), вод служит разработка АзГосНИПИнефтегаз для месторождений Апшеронского полуострова (Азербайджан). Добыча 1 т нефти сопровождается 23–24 т пластовой воды, содержащих около 1,6 т солей. Стоимость хлоридов Na, K, Ca, Mg, карбоната Ca, I, Br и Sr составляет 260 у.е., в ценах 2005 года, т.е. более 50% стоимости 1 т нефти [9].

В Дагестанской провинции (РФ) Берикейское месторождение йодобромных редкометальных подземных вод представляет собой отработанное к середине 1960-х годов газонефтяное месторождение с более 150 неуправляемыми газофлюидными грифонами геотермальных рассолов с минерализацией до 100 г/л и температурой 55–60 ºС. Дебит за 50 лет снизился с 20–70 тыс. м3/сут. до 1650 м3/сут. Технологический модуль производительностью 1500 м3/сут, позволит получить карбонат лития, магнезию жженную, пищевую соль (в т.ч. йодированную), I и Br технические, гипохлорид кальция, углекислый газ и тяжелые углеводороды на 161 млн.

руб./год. [10].

Рассолы соленосных отложений кунгурского яруса нижней перми района Оренбургского НГКМ представлены несколькими линзами с запасами от 1,0 до 7,0 млн. м3 в каждой и вскрываются на глубинах 425–1301 м. Рассолы хлормагниевого типа с общей минерализацией – 308–365 г/л, рН 4,5–6,0; самоизливающиеся с дебитами 100–1000 м3/сут. Характерны высокие содержания элементов: K – 13125–41923 мг/л (6,6–17,4 %-экв от суммы катионов); Br – 985–5333 мг/л (0,16–1,0 %-экв от суммы анионов), B – 218– 1219 мг/л (в среднем 500 мг/л), при невысоких концентрациях I – 2,54–20,7 мг/л (преобладают значения 11–16 мг/л). Другие микроэлементы представ-

лены в следующих концентрациях (мг/л): Li – 107–358; Sr – 10,2–12,9;Cu – 0,06–0,24; Ni – 0,045–0,3; Co – 0,01–0,1; Mn – 0,075–0,3; Zn – 0,02; сероводо-

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рода в составе рассолов 11,0–59,5 мг/л. Рассолы визейско-башкирских отложений имеют минерализацию 240–280 г/л, микроэлементы (мг/л): I – 10– 25; Br – 345–990; Li – 13–43; Sr – 216–308. Попутно с газом добывается

2420,7 м3 пластовой воды в сутки. Обоснована рентабельность добычи пластовой воды, вошедшей в газоконденсатную залежь [11].

Особую актуальность приобрела проблема концентрации естественных радионуклидов (ЕРН) 238U,232Th,226Ra, 228Ra в пластовых водах место-

рождений УВ различных провинций [12]. На объектах штата Луизиана (США) водонефтяная смесь, в 30 раз радиоактивнее, дезактивированных вод АЭС; ЕРН обогащены воды объекты УВ Северного моря. В рассолах девона, подстилающих легкие нефти Самарской области содержания тория 1 мкг/л (отношение Th/U~ 1.2). Максимальные концентрации 226Ra - 29000 пКu/л установлены в пластовых водах месторождений УВ штата Мичиган.

Широко используемое в настоящее время захоронение промышленных стоков в глубоких водоносных горизонтах, равно как и сооружение подземных хранилищ газа нуждаются в мониторинге состояния подземных вод. Объекты должны располагаться вне сферы действия различных водозаборов, в т. ч. нефтяных и газовых промыслов [1].

Анализ формирования подземных рассолов Сибирской платформы дал основания заключить, что метаморфизм состава самих рассолов и органического вещества, обуславливающего образование УВ генетически сопряжены, являясь следствием единого процесса геохимической эволюции динамической системы вода - порода, что создает предпосылки оптимизации методов прогнозирования нефтегазоносности [13].

Система вода-порода в процессе постседиментационных преобразований остается равновесно-неравновесной, что определяет непрерывное поступление химических элементов в водный раствор, изменение его ионной силы, характера физико-химического равновесия и образования гидро- генно-минерального комплекса. Неравновесное состояние свойственно системе вода-органическое вещество [14].

Актуально создание отраслевого банка технологий оценки состояния ГС и систем различных уровней мониторинга (в т.ч. подземных вод) всех стадий освоения месторождений УВ. Трансформация гидросферы может быть снижена при рациональном использовании гидроминерального сырья. Радиационный мониторинг вод объектов УВ все более актуален [15].

Список литературы

1.Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. Изд. 2-е. –

М.: Недра, 1972. – 280 с.

2.Абдрахманов Р.Ф. Подземные воды Башкортостана и их экологическое состояние. Мат-лы IV республиканской геологической конференции. – Уфа: ИГ УНЦ РАН, 2001. – С. 274–276.

3.Кащавцев В.Е. Роль пластовых вод в процессе осадкообразования солей при добыче нефти. Нефтяное хозяйство. – 2004. – №1. – С.42–45.

4.Гольдберг В.М. и др. Техногенное загрязнение природных вод углеводородами и его экологические последствия. – М.: Наука, 2001. – 125с.

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.Хасанов Р.С., Петров В.М., Лозин Е.В. и др. Экологический мониторинг месторождений нефти и газа ОАО «АНК «Башнефть». Тез. докл. VII конгр. нефтегазопромышлеников России. – Уфа, 2007. – С.23–24.

6.Литвиненко В.И. и др. Снижение экологической опасности попутно добываемых пластовых вод. Нефтяное хозяйство. 2001. - №1. – С.84–86.

7.Кузнецов В.А., Колокольников В.А. Перспективы организации химических производств с использованием гидроминеральных ресурсов нефтяных месторождений Башкортостана. Мат-лыIV республ. конф. – Т.2. – Уфа: ИГ УНЦ РАН, 2001. – С. 265–271.

8.Габитов Г.Х., Мустафин С.К. Микрокомпоненты в нефтях, отходах их добычи и переработки. Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспорта УВ. ИПНГ РАН. -М.: ГЕОС, 2004. – С. 297–299.

9.Мехтиев У.Ш., Гаджиев Ф.М. Воды нефтегазовых месторождений Абшеронского полуострова как сырье для получения ценных компонентов. Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии: Мат-лы международ. конф., посвящ. 80-

летию А.А.Карцева. -М.: ГЕОС, 2005. С. 309–312.

10.Черкашин В.И. Рациональное использование минерально-сырьевых ресурсов стратегияэкономическогоразвитияДагестана. – Махачкала: ИГДНЦРАН, 2008. – С. 52-57.

11.Севастьянов О.М., Захарова Е.Е. Оценка подземных вод Оренбургского НГКМ как йодо-бромного сырья. Материалы конференции. – Оренбург: ОГУ, 2006. –

С. 403–406.

12.Якуцени С. П. Распространенность углеводородного сырья, обогащенного тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. - СПб.: «Недра», 2005. - 372 с.

13.Букаты М.Б. Формирование крепких подземных рассолов Сибирской платформы. Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе: теоретические проблемы, региональные модели, практические вопросы. – М.: ГЕОС, 2007. – с. 77–91.

14.Шварцев С.Л. Природа геохимической связи между гидрогеохимической и литологической зональностью в осадочных бассейнах. Там же. С. 68–77.

15.Мустафин С.К. Тяжелые металлы и природные радионуклиды в углеводородах как генетические индикаторы и экологические факторы. Мат-лы Всерос. конф. «Современные проблемы геологии, географии и геоэкологии» посвящ. 150-летию В.И.Вернадского. Грозный: ГГНТУ, 2013. – С. 123-127.

УДК 005.93 : 622.691.012

МЕТОДИЧЕСКИЙ ИНСТРУМЕНТАРИЙ КОНТРОЛЛИНГА ЗАТРАТ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Е. В. Сидоренко

г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет

Решение целей и задач контроллинга затрат достигается посредством реализации набора методов и инструментов, обеспечивающих своевременный контроль, координацию и регулирование деятельности газотранспортного предприятия, а также позволяющих сокращать время реакции экономического механизма на изменение внешней и внутренней среды, снижать управленческие риски ошибок в выборе вектора управленческого воздействия [1]. При оптимальном выборе инструментов предприятия по-

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

лучают значительный экономический эффект за счет усовершенствования процедур планирования, оперативного принятия решений и получения реальной своевременной информации о собственной деятельности.

С целью упрощения выбора инструментария контроллинга затрат методические подходы к построению и реализации внедряемой системы были систематизированы в зависимости от вида направлений деятельности предприятия (планирование, производство и др.). Кроме того, используемый инструментарий структурирован по уровню управленческой иерархии и горизонту планирования деятельности предприятия. Эти критерии подразумевают под собой принадлежность внедряемой организацией системы к одному из видов контроллинга – оперативному или стратегическому. Несмотря на то, что состав инструментов каждого вида контроллинга различается, необходимо, чтобы инструменты контроллинга удовлетворяли основному требованию - обеспечивали выполнение функций контроллинга. Перечень методического инструментария приведен в табл. 1 [2, 5].

Таблица 1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжение табл. 1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Следует отметить, что приведенная в табл. 1 классификация не является унифицированной и завершенной и может быть дополнена другими видами инструментов контроллинга. Кроме того, отнесение автором того или иного инструмента к одному из видов контроллинга достаточно субъективно и относительно. Лишь детальное и глубокое изучение условий применения данного инструмента, возможность его адаптации к сложившейся ситуации на предприятии даст представление о характере его использования. В связи с этим представляется целесообразным указать основные особенности деятельности газотранспортных предприятий, значимых для выбора того или иного инструмента контроллинга.

Один из основополагающих принципов организации газотранспортного производства является его непрерывность, то есть отсутствие перерывов в процессе оказания газотранспортных услуг. Продукцией газопроводного транспорта является внепроизводственное перемещение газа, что означает отсутствие материально-вещественной формы продукции. Другой особенностью системы транспорта газа является преобладание в ней расходов, не зависящих от объема транспорта нефти и газа. К ним относятся такие затраты, как заработная плата с начислениями, административноуправленческие расходы; большая часть расходов на содержание зданий, сооружений и инвентаря и т.п.

Первоначально необходимо выявить, какой технологический набор работ присутствует в этом сложном процессе, их последовательность, а также, какие действия самые «дорогие», требующие высоких затрат и создающие основную ценность конечного продукта (услуги, работы), а какие обходятся для организации практически без убытков и малозначимы в стоимости проведенного ремонта. Данным требованиям отвечает такой методический подход в контроллинге, как анализ цепочки создания ценности выполняемых работ, который позволяет выявлять технологию проведения тех или иных работ и определять, в каких звеньях необходимо добиться более низкой себестоимости, где возникают дополнительные затраты. В качестве примера представляется возможным привести цепочку создания ценности, построенную для анализа наиболее весомой статьи затрат в магистральном транспорте газа – «Капитальный ремонт подрядными организациями» (рис. 1).

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бочных управленческих решений. Актуальность реформирования методов управления накладных расходов усиливается всевозрастающим уровнем автоматизации производства, а вслед за этим и ростом накладных расходов (амортизация оборудования, потери по переналадке оборудования и т. д.). Более совершенным и рациональным выходом из этой ситуации и решением поставленной проблемы видится АВС-метод, основное отличие которого заключается в распределении накладных расходов не сразу на конкретную работу или услугу, а поэтапно. Сначала - на определенный ресурс пропорционально выбранному драйверу затрат, затем перенесение стоимости ресурсов на операции пропорционально драйверам ресурсов. После этого стоимость операций по оказанию услуг (выполнению работ) распределяется на стоимость пропорционально драйверам операций, и в результате формируется более точная, обоснованно рассчитанная себестоимость объектов затрат (рис. 2) [3].

Сумма косвенных затрат

Драйверы затрат (база распределения)

Распределение косвенных затрат по ресурсам

Драйверы ресурсов

Распределение косвенных затрат по операциям

Драйверы операций

Распределение косвенных расходов на конечные объекты затрат

Рис. 2. Схема распределения накладных расходов при АВС-анализе

Реализации АВС-методологии на предприятии способствуют и результаты ранее использованных инструментов [4]. Анализ АВС должен выступать продолжением реализации методических подходов по анализу цепочки ценностей и бенчмаркингу, в результате которых выделяется сумма управленческих затрат при проведении капитального ремонта, рассматривается структура накладных расходов.

Таким образом, представлен целостный взаимодополняющий комплекс инструментов контроллинга затрат, который позволяет избежать искажение себестоимости работ (услуг), предоставляет более надежную и полную информацию для управления затратами, способствует повышению эффективности функционирования организации. Подробно рассмотрены наиболее значимые инструменты, которые могут быть рекомендованы к практическому использованию на уровне ЛПУ.

25