авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
-- [ Страница 1 ] --

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НЕФТЬ И ГАЗ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Материалы

Международной научно-технической конференции,

посвященной 50-летию Тюменского индустриального института

Том V

Проблемы производственного, финансового и социального менеджмента в топливно-энергетическом комплексе Химия, нефтехимия и технология переработки нефти и газа Тюмень ТюмГНГУ 2013 УДК 26.343 ББК 553.98 Н 58 Ответственный редактор — кандидат технических наук, доцент О. А. Новоселов Редакционная коллегия:

П. В. Евтин (зам. ответственного редактора);

В. В. Пленкина;

А. Г. Мозырев Нефть и газ Западной Сибири : материалы международной на Н 58 учно-технической конференции. Т. 5. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2013.

— 182 с.

ISBN 978-5-9961-0712- В материалах конференции изложены результаты исследовательских и опытно-конструкторских работ по широкому кругу вопросов.

В состав пятого тома вошли материалы работы секций: «Проблемы произ водственного, финансового и социального менеджмента в топливно энергетическом комплексе», «Химия, нефтехимия и технология переработки нефти и газа».

Издание предназначено для научных, социально-гуманитарных и инженер но-технических работников, а также аспирантов и студентов технических и гу манитарных вузов.

УДК 26. ББК 553. ISBN 978-5-9961-0712-4 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», СОДЕРЖАНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО, ФИНАНСОВОГО И СОЦИАЛЬНОГО МЕНЕДЖМЕНТА В ТОПЛИВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ Петрушкин С. И.

ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫЙ И НАУКОЕМКИЙ СЕРВИС:

СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ЦЕЛЬ ЕГО РАЗВИТИЯ В РОССИИ 7  Зубарев А. А., Глухова М. Г.   ФОРМИРОВАНИЕ ПРОГРАММЫ ПРЕВЕНТИВНЫХ МЕР ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ 15  Хисамова А. И.  АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ФОРМИРОВАНИЯ ИНСТРУМЕНТОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ 22  Пыткин А. Н., Ионова И. Г.

ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА 29  Чистякова Г. А.



ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ В УСЛОВИЯХ РЫНКА 36  Назмутдинова Е. В., Хайретдинов Р. Р.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИННОВАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА ПРЕДПРИЯТИЯ НА ОСНОВЕ ФАКТОРНОГО ПОДХОДА 42  Назмутдинова Е. В., Снигирева А. В.

ИННОВАЦИИ В ФОРМИРОВАНИИ ЭЛЕКТРОННОЙ МОДЕЛИ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ 50  Щербаков В. В., Гуськова С. В.

ЛОГИСТИКА ПОСТАВОК НЕПРОФИЛЬНЫХ ТОВАРОВ В ВЕРТИКАЛЬНО ИНТЕГРИРОВАННЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЯХ 55  Секацкая В. В., Молодкина Е. А.

ПРОБЛЕМЫ ФИНАНСОВОГО МЕНЕДЖМЕНТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 62  Кульчихина Е. Г.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ИМУЩЕСТВЕННЫМ КОМПЛЕКСОМ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ 65  Текутьев Л. А.   КЛИЕНТСКАЯ ЛОЯЛЬНОСТЬ И ЕЁ ВЛИЯЕНИЕ НА ПРЕДПРИЯТИЕ 70  Демьянова М. В.

К ВОПРОСУ ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ФУНКЦИЙ ПО СВЯЗЯМ С ОБЩЕСТВЕННОСТЬЮ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ 76  Ставышенко А. С., Быкова В. С.   РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА СИСТЕМЫ МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА ДЛЯ ООО «НЕФТЕСЕРВИС-НИЖНЕВАРТОВСК» 79  Кузьмина Ю. А., Чуба Е. В., Родина В. Н.   ПРОБЛЕМЫ НЕМОНЕТАРНОЙ МОТИВАЦИИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА 84  Брагина Э. Н., Николаева А.   ПУТИ ОПТИМИЗАЦИИ ЧАСТНЫХ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ РЕГИОНА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС 89  Соколова М. А., Зольникова С. Н.

ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЛИНГА НА ГАЗОТРАНСПОРТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ 96  Антонов М. Л.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РОССИИ: ТЕНДЕНЦИИ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ 101  Качаева Д. И., Глухова М. Г.

УПРАВЛЕНИЕ ЗАТРАТАМИ НА РЕМОНТНО ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА ПРЕДПРИЯТИИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ 105  Бачинина Ю. П.

МОДЕРНИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА КАК ОСНОВА РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ 108  Афанасьева О. В., Никитченко Г. В.   ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОТБОРА И ПОДБОРА КАДРОВ   НА ГАЗОТРАНСПОРТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ 111  Сапожников А. Б., Андронова И. В.

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИЙ ДЛЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ 116  ХИМИЯ, НЕФТЕХИМИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ   ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА   Антонов С. А.

ИЗМЕНЕНИЕ ГРУППОВОГО ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МАСЛЯНОГО ДИСТИЛЛЯТА В ПРОЦЕССАХ ОЧИСТКИ СЕЛЕКТИВНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ 120  Бойцова А. А., Некучаев В. О.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛОИДНОЙ СТАБИЛЬНОСТИ РАЗНОРОДНЫХ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ 123    Александрова И. В.

ОЧИСТКА УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ КИСЛОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПРИМЕСЕЙ 127  Егоров А. Н.   ОТ ОТХОДОВ В НЕФТЕХИИИ К НОВЫМ ТОВАРНЫМ ПРОДУКТАМ 131  Тимербаев А. С., Таранова Л. В.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ В ЦЕНТРОБЕЖНОМ СЕПАРАТОРЕ 135  Мостовщиков А. В., Голушкова Е. Б., Пивоваров Д. А.

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ГЕТЕРОАТОМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ 139  Никифоров А. Ю., Гультяев С. В.

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В КЕРНОВОМ МАТЕРИАЛЕ 143    Козлов И. А., Непомилуева А. С.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ И ОБОРОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ РОССИИ.

РАЗВИТИЕ БАЗОВЫХ ВОЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ОБЛАСТИ СОЗДАНИЯ КРИОГЕННЫХ ТОПЛИВ 146  Гулиянц С. Т., Александрова И. В.   ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА НА ГЕТЕРОГЕННЫХ КАТАЛИЗАТОРАХ 149  Байда А. А., Агаев С. Г.





ЧАСТОТНО-ДИЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СПЕКТРОСКОПИЯ ЖИРНЫХ КИСЛОТ 153  Кручинин С. В., Киндеркнехт Т. В.   РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО ГАЗА 157  Гуреева Н. В., Конова Т. А.   ПРОИЗВОДНЫЕ ФОРМАЗАНА И СОЛЕЙ ТЕТРАЗОЛИЯ КАК ИНГИБИТОРЫ ОКИСЛИТЕЛЬНОГО ДЕЗАМИНИРОВАНИЯ 162  Иванова Т. Е., Исмагилова А. В.   НАЧАЛЬНЫЕ СТАДИИ ЭЛЕКТРОКРИСТАЛЛИЗАЦИИ МЕДИ В ПРИСУТСТВИИ АДАТОМОВ ТАЛЛИЯ И СВИНЦА 167  Поветкин В. В., Иванова Т. Е., Исмагилова А. В.   ПРОЦЕССЫ ТЕКСТУРИРОВАНИЯ В ЭЛЕКТРООСАЖДЕННОЙ МЕДИ И ЕЕ СПЛАВАХ 171  Яковлев Н. С., Агаев С. Г.   ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК 173  Мозгалёв В. В., Касперович А. В., Шашок Ж. С., Глазунов A. M.   ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ЭЛАСТОМЕРНЫХ МАТЕРИАЛОВ, СОДЕРЖАЩИХ РЕЗИНОВУЮ КРОШКУ, МОДИФИЦИРОВАННУЮ ТЕРМОЭЛАСТОПЛАСТАМИ 176  Мяделец В. В., Касперович А. В., Шашок Ж. С., Усс Е. П., Мозырев А. Г.   ХИМИЧЕСКАЯ МОДИФИКАЦИИ ИЗМЕЛЬЧЕННОГО ВУЛКАНИЗАТА 178  Вишневский К. В., Шашок Ж. С., Прокопчук Н. Р., Гуров Ю. П.   МАСЛОБЕНЗОСТОЙКИЕ РЕЗИНЫ, СОДЕРЖАЩИЕ УГЛЕРОДНЫЕ НАНОМАТЕРИАЛЫ 179  ПРОБЛЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО, ФИНАНСОВОГО И СОЦИАЛЬНОГО МЕНЕДЖМЕНТА В ТОПЛИВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ УДК 622. ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫЙ И НАУКОЕМКИЙ СЕРВИС: СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ЦЕЛЬ ЕГО РАЗВИТИЯ В РОССИИ С. И. Петрушкин г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет Рынок нефтегазового сервиса в России интенсивно развивается с на чала 2000-х годов. По оценкам Федеральной антимонопольной службы (ФАС), на рынке присутствует более 200 компаний, выполняется порядка 200 видов работ, из которых 17 % не имеет альтернативных подрядчиков.

За период 2002–2012 гг. он увеличился более чем в 4 раза и занял второе место в мире после США. По оценкам отечественных экспертов, в году его емкость составит 25 млрд долларов, а к 2015 году – 30–31 млрд долларов. По прогнозам аналитического агентства Douglas-Westwood, неф тегазосервисный рынок в России будет ежегодно расти на 9 % и к 2020 го ду достигнет величины 45 млрд долларов [2].

Доля национальных независимых сервисных компаний и сервисных подразделений добывающих компаний на этом рынке составляет по раз ным оценкам от 35 до 80 %. На долю Западной Сибири и Поволжья прихо дится 60 % сервисного рынка. Иностранные сервисные компании все больше вытесняют национальные из таких видов услуг, как геофизические исследования скважин, интерпретация полевых геофизических данных, построение геологических моделей залежей и месторождений, интенсифи кация добычи углеводородного сырья. Все эти услуги относятся к высоко технологичным и наукоемким.

В последние годы большое внимание уделяется развитию нефтегазо вого сервиса в России. Об этом свидетельствуют проводимые конферен ции, круглые столы и выставки различных уровней, обсуждение проблем в Торгово-промышленной палате (ТПП), Государственной Думе, на встречах с губернаторами нефтегазовых регионов и на совещании с участием пред ставителей Правительства Российской Федерации.

В частности, 7 июня 2013 года на совещании по обсуждению про блем развития нефтегазового сервиса, которое проводилось совместно с Министерством энергетики и Союзом нефтегазопромышленников (СНГП), принял участие министр А. Новак. Он отметил: «Наша задача — сохранить достигнутые объемы добычи в среднесрочной перспективе. Удержание темпов роста добычи требует новых технологий, выхода на более сложные для разработки запасы».

Решение поставленной задачи во многом определяется развитием нефтегазового сервиса, и в первую очередь — его высокотехнологичной и наукоемкой составляющей. Поэтому неслучайно министр энергетики осо бо подчеркнул, что перед министерством поставил задачу — развитие нефтегазового сервиса.

Основные проблемы нефтегазового сервиса можно сгруппировать по следующим элементам: техническое оснащение, технологии, персонал, взаимоотношения «заказчик–подрядчик», финансирование и конкуренто способность.

В техническом отношении российские нефтегазосервисные компа нии оснащены неудовлетворительно. Степень износа оборудования в сер висном секторе достигает 72 % и увеличивается ежегодно на 2 %. При этом износ только буровых установок достигает 85–100 %. Доля новых бу ровых установок со сроком службы менее 10 лет составляет всего 10 %.

Порядка 50–70 % оборудования, используемого в сервисных компаниях, было введено в эксплуатацию до 1991 года. Кроме того, производимое в России оборудование часто уступает по качеству и по цене зарубежному, и отечественные предприятия закупают его у иностранных производителей.

По данным Ю. К. Шафраника, за последние 20 лет было поставлено буровых установок, 50 % из которых зарубежного производства и 100 % с импортными агрегатами и узлами. С вступлением России во Всемирную Торговую Организацию (ВТО) снизятся пошлины на оборудование, при меняемое для сервисных работ, на 5–10 %, что также будет способствовать росту закупок техники за рубежом.

Нефтегазосервисные компании в основном используют традицион ные технологии в геологоразведке, бурении, ремонте скважин и т.д. В на стоящее время все более перспективными становятся новые технологии, включая бурение горизонтальных скважин с применением многостадий ных и многоступенчатых гидроразрывов пластов (фрекинг), зарезка боко вых стволов, применение «третичных» методов для повышения нефтеот дачи пластов, включая микробиологические, и т.д. Доля горизонтального бурения в общем объеме эксплуатационного бурения в настоящее время составляет 14 %, а длина некоторых участков достигает одного километра и более. Однако доля высокотехнологичных услуг, выполняемых отечест венными нефтегазосервисными компаниями, составляет всего 10 %, в то время как зарубежные занимают 90 %.

Острую потребность в высококвалифицированном персонале испы тывают практически все нефтегазосервисные компании. Уменьшение на бора и подготовки специалистов инженерных специальностей в вузах в предшествующие годы привело к положению, когда значительно вырос средний возраст работников и наблюдается дефицит молодых кадров.

Взаимоотношения «заказчик–подрядчик» усугубились после кризиса 2008 года, когда нефтегазовые компании для снижения себестоимости до бычи углеводородного сырья стали заключать договоры с предприятиями, оказывающими услуги по низким ценам. Кроме того, при полном выпол нении и сдачи работ по акту подрядчиком их оплата производилась с ла гом в 60–90 дней. Такая же ситуация продолжает сохраняться и сейчас.

Нефтегазосервисным предприятиям в таких условиях приходится не только использовать незначительные собственные средства, но и заемные в виде кредитов под большие проценты. Так, рентабельность добычи неф ти составляет порядка 25 %, а рентабельность сервисных предприятий ко леблется в интервале 5–8 %. Рентабельность ремонта скважин не превы шает 2-3 %. Это приводит к снижению уровня прибыли, которая является источником финансирования развития сервисных компаний. В отношении заемных средств следует отметить, что китайские сервисные компании по лучают кредиты по ставке 0–3 %, европейские — до 5 %, а отечественные — от 15 до 19 %. Положение усугубляется и тем, что подрядчики после выполнения работ, неоплачиваемых вовремя, обязаны платить налоги, включая налог на добавленную стоимость.

Зарубежные сервисные компании имеют преимущества в конкурент ной борьбе, которое выражается в лучшей технической оснащенности, владении новейшими технологиями, использовании высококвалифициро ванных, включая российских, работников, в возможности финансировать свою деятельность за счет прибыли и недорогих кредитов в зарубежных банках. Ими на территориях России, где оказываются сервисные услуги, открываются промышленные предприятия и учебные центры для подго товки специалистов для собственных нужд. К существенным преимущест вам следует отнести и то, что зарубежный нефтегазовый сервис поддержи вается на уровне государства (США, Китай, Норвегия).

Для динамичного развития нефтегазового сервиса в России имеются следующие условия:

1) крупные запасы углеводородного сырья.

По раскрытой информации о запасах, Россия имеет 17,8 млрд т неф ти, перспективные запасы составляют 10,9 млрд т, а газовые — 69 трлн ку бометров. Извлекаемые углеводородные ресурсы в пределах арктического континентального шельфа оцениваются в 98,8 млрд т н.э. Потенциальные запасы сланцевой нефти только в баженовской свите оцениваются в млрд т. В Министерстве энергетики в 2012 году поднимался вопрос о до пуске частных нефтегазосервисных компаний к работе на шельфе для вы полнения сейсмических работ при заключении типового договора с Рос недрами;

2) переход большинства месторождений в позднюю стадию разра ботки, которая характеризуется высокой степенью обводненности (до 80 %) и невысоким дебитом скважин (3–5 т/сутки);

3) увеличение количества мелких и средних нефтегазовых месторо ждений в труднодоступных местах с отсутствием производственной ин фраструктуры.

К 2020 году суммарный объем добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири должен достигнуть 200 млн т. Эти месторождения имеют незначительные запасы, сложные условия залегания пластов, уда лены на значительные расстояния от рынков сбыта и расположены в рай онах с полным отсутствием инфраструктуры. Стоимость сервисных услуг по сравнению с разработкой месторождений в Западной Сибири возрастает в разы. Средние запасы открываемых нефтяных месторождений находятся в пределах 1,5–3 млн т;

4) увеличение и сохранение высоких уровней добычи нефти и газа.

В 2012 году было добыто 518 млн т нефти и 655 млрд кубометров га за. По прогнозам Министерства экономики России, в 2013 году ожидается падение добычи нефти до 510 млн т. В то же время, согласно утвержден ной Энергетической стратегии России до 2030 года, в ближайшие два де сятилетия добыча нефти в стране должна вырасти до 530 млн т, а газа — до 880–940 млрд куб. метров;

5) невысокая степень разведанности начальных извлекаемых сум марных ресурсов нефти и газа в основных нефтегазоносных районах.

В целом по Западно-Сибирскому бассейну степень разведанности ресурсов нефти составляет 37,9 %, по бассейнам Восточной Сибири — 9,4 % [1]. На арктическом шельфе процент разведанности незначителен. В 2013 году в России было открыто 49 новых месторождений, среди которых следует выделить крупное Великое в Астраханской области с запасами нефти 42 млн т;

6) вывод сервисных активов из структур нефтегазодобывающих компаний.

В последние годы от сервисных подразделений освободились нефте газовые компании, включая структуры ОАО «Газпром», ОАО «Слав нефть». Сохраняют в своем составе сервисные активы такие компании, как ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть». В отдельную компанию выде лен сервис в ОАО «Башнефть», которая возможно будет выведена из со става предприятия в ближайшей перспективе.

7) создание государственных и национальных нефтегазосервисных компаний.

В 2011 году был создан российский геологический холдинг ОАО «Росгеология». Холдинг призван обеспечить равномерное геологическое изучение территории России, воспроизводство минерально-сырьевой базы, развитие принципиально важных и новых направлений геологических ис следований.

8) консолидация нефтегазосервисных компаний.

В последние годы ОАО «РУ Энерджи групп» приобрела сервисные активы ООО «Газпромнефть» и нефтяной компании ОАО «Славнефть», объединились активы компаний ЗАО «ГЕОТЕК холдинг» и компании IG Seismic Services, в нефтегазосервисной отрасли доля мелких компаний по сле кризиса составляет порядка 10 %.

9) возможности подготовки специалистов для сервисных компа ний в профильных учебных учреждениях.

В выступлениях представителей сервисных компаний на конферен циях не раз прозвучало, что в вузах не ведется целенаправленная подго товка специалистов для нефтегазового сервиса, нет специализированных кафедров по нефтегазосервисным направлениям и соответствующей тех нологической базы, преподаватели не владеют знаниями о новой технике и технологиям, применяемых на промыслах. Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ) заключил несколько десятков до говоров с нефтяными и машиностроительными компаниями, в том числе со Schlumberger и американским гигантом Halliburton, на подготовку высо коквалифицированных специалистов. Государственный национальный ис следовательский университет и национальный исследовательский поли технический университет в Томске активно ведут подготовку специали стов для ГК «Нефтьсервисхолдинг».

10) сеть научно-исследовательских институтов и вузов, имеющих заделы в создании новейших технологий для топливно-энергетического комплекса.

Ученые Томского политехнического университета и Цзилинского университета (Китай) разрабатывают новую технологию добычи сланце вой нефти и газа из горючих сланцев, предполагающую вместо вредных для окружающей среды химикатов использовать электрическое напряже ние, создающее эффект гидроразрыва пласта.

11) введение закона о дифференциации налога на добычу полез ных ископаемых (НДПИ) для трудноизвлекаемых запасов нефти.

В соответствии с законом, нулевой коэффициент налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) устанавливается при добыче нефти из за лежей углеводородного сырья в пределах баженовских, абалакских, ха думских и доманиковых продуктивных отложений в течение 180 налого вых периодов, начиная с того, в котором степень выработанности запасов эксплуатационного объекта месторождения нефти из залежи углеводо родного сырья превысила 1 %. Высвободившиеся финансовые ресурсы бу дут направлены нефтегазовыми компаниями на оплату сервисных услуг, необходимых для разработки месторождений.

12) принятие в 2013 году государственной программы «Воспроиз водство и использование природных ресурсов до 2020 года».

Программой предусмотрено финансирование геологоразведочных работ на углеводородное сырье в объеме 3 трлн рублей, в том числе 0, трлн рублей за счет бюджетных средств и 2,4 трлн рублей за счет средств предприятий. ОАО «Газпром» и ОАО «Роснефть» планируют финансиро вать геологоразведочные работы соответственно в размерах 576 и 373, млрд рублей. Это будет способствовать росту объемов работ нефтегазо сервисных компаний.

13) развитие техники и технологий, не уступающих зарубежным аналогам, отечественными машиностроительными и сервисными компаниями.

Объединенные машиностроительные заводы (ОМЗ) выпускают бу ровые установки, имеющие блочно-модульную комплектацию. По сравне нию с кустовыми и аналогичными американскими буровыми установками затраты времени на монтажные и демонтажные работы снижаются вдвое, а перемещение с одной скважины на другую занимает 2-3 часа.

ОАО «Татнефть» применяет новейшие технология добычи высоко вязкой нефти термогравитационного дренирования пласта SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) [1].

В 2013 году впервые усовершенствованную технологию SAGD применила нефтегазовая компания ОАО «Лукойл» на месторождениях Коми.

14) создание ассоциаций нефтегазосервисных компаний, техно парков на различных уровнях, включая вузовские.

Тюменская ассоциация нефтегазосервисных компаний (ТАНК) была создана в 2009 году. В настоящее время формируется ассоциация сервис ных предприятий Ханты-Мансийского округа (ХМАО). В ХМАО насчи тывается более 300 сервисных предприятий численностью свыше 90 тысяч работников. Ассоциации и технопарки позволяют компаниям знакомиться с образцами новых техники и технологий, обсуждать назревшие проблемы отрасли и вырабатывать меры по их разрешению, сотрудничать для дости жения определенных целей.

15) расширение предоставления льгот и преференций для нефтега зовых и нефтегазосервисных компаний в нефтегазодобывающих регионах.

В частности, в Тюменской области компаниям предоставляются скидка в размере 8 % при покупке оборудования отечественного производ ства, пониженные ставки по налогу на прибыль при инвестировании в до бычу нефти и газа. Сервисным организациям компенсируется часть про центных ставок по кредитам, часть затрат на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы.

На развитие нефтегазового сервиса в России будут оказывать влия ние внешние факторы:

1) цены на нефть и газ на мировых рынках.

Снижение цен на углеводороды в 2008 году привели к сокращению количества заказов со стороны нефтегазодобывающих компаний и, как следствие, к уменьшению емкости сервисного рынка и количества сервис ных компаний на нем. По прогнозам Международного энергетического агентства, в ближайшие два десятилетия цена на нефть в реальном выра жении вырастет до 125 долларов за баррель, в номинальном — до 215 дол ларов за баррель. Управление энергетической информации США (EIA) и компания Price Waterhouse Coopers (PWC) в последних своих исследовани ях прогнозируют цены на нефть в 2035 году соответственно 133 и 83- долларов за баррель. Будет наблюдаться рост цен на углеводороды.

2) вступление России в ВТО.

На российский рынок будет поступать импортное оборудование, ко торое более конкурентоспособно по сравнению с отечественным, имеет высокое качество, а иногда и ниже по цене. Зарубежные сервисные компа нии нацелены на освоение российского нефтегазосервисного рынка, вклю чая американские, китайские, норвежские и другие.

3) «сланцевая революция» или революция технологий.

Истощение в мире месторождений с легко извлекаемыми запасами нефти и газа и рост потребности в энергетических ресурсах различных стран, включая динамично развивающиеся экономики Китая и Индии, стимулировали развитие новых технологий добычи сланцевой нефти и га за. По исследованиям EIA, в России запасы сланцевого газа составляют трлн куб., и она занимает 9 место в мире, по запасам сланцевой нефти (70 % общемировых запасов) — первое. Из 23 нефтеносных сланцевых участков в мире в большей степени изучены только три — в Северной Аф рике, Аргентине и Западной Сибири.

4) экономический рост в развивающихся странах и увеличение спроса на топливно-энергетические ресурсы в других странах.

По прогнозам Всемирного банка, в ближайшие годы экономика Ки тая будет расти в среднем на 8 %, Индии — на 6,7 %, Бразилия — на 4 %, ЮАР — на 3,3 %. Темпы роста экономики России составят в 2013 году 2,3 %, а к 2015 году — 3,9 %. Из промышленно развитых стран следует выделить США и Японию, экономика которых в ближайшие три года бу дет расти соответственно на 2,6 и 1,5 %. По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), 60 % увеличения мирового спроса на традиционные энергоносители обеспечат Китай, Индия и Ближний Восток.

5) сотрудничество отечественных нефтегазовых компаний с зару бежными добывающими и сервисными компаниями.

ООО «Газпром нефть» и Halliburton в июле 2013 года заключили стратегическое соглашение о сотрудничестве в целях внедрения новых технологий и повышения эффективности работы на месторождениях.

Стратегической задачей компании является доведение добычи до 100 млн т нефтяного эквивалента к 2020 году. Более 50 % общего объема нефти будет добываться с применением инновационных технологий. Нефтяная компания заключила также соглашения по добыче с ведущими зарубеж ными компаниями Royal Dutch, Shell Plc. Совместно с компанией Shel бы ло создано предприятие Sаlym Petroleum Development для освоения запа сов баженовской свиты. В апреле 2013 года на Красноленинском месторо ждении из опытной скважины была получена сланцевая нефть с дебитом 80 куб. м/сут. Другая российская компания ОАО «Роснефть» тесно взаи модействует с Exxon Mobil Corp, British Petroleum. Для достижения высо ких показателей по извлечению нефти из недр нефтедобывающие пред приятия будут заключать контракты с ведущими сервисными компаниями — Schlumberger Ltd. (SLB), Weatherford International Ltd. (WFT), C. A.T. Oil AG и др.

6) альтернативные источники энергии и энергосбережение.

В мире продолжается интенсивный поиск альтернативных источни ков энергии. В ближайшем будущем их доля может возрасти. Наряду с этим разрабатываются новые образцы техники и технологии, которые спо собствуют снижению энергетических затрат.

7) выход отечественных нефтегазосервисных компаний на меж дународный рынок нефтегазового сервиса.

В странах ближнего зарубежья оказывают услуги такие компании, как ГК «Инттегра», ЗАО «Сибирская сервисная компания», ООО «Буровая компания Евразия», ГК «Римера» и другие.

На основании вышеизложенного можно заключить, что стратегиче ской целью развития нефтегазового сервиса в России должно стать разви тие высокотехнологичного и наукоемкого сектора.

Для достижения цели уже в ближайшей перспективе необходима реализация следующих мер:

1) специализация нефтегазосервисных компаний, т.е. каждая компания должна выполнять высококачественно и в установленные сроки определенную сервисную услугу;

2) умеренная диверсификация, т.е. сервисные предприятия долж ны определить для себя наиболее перспективные и, по возможности, взаи мосвязанные виды услуг;

3) концентрация ведения работ в районах, где накоплен большой опыт в предшествующие периоды, и новых с аналогичными или близкими условиями;

4) комплексность выполнения услуг, т.е. каждая услуга должна оказываться компанией заказчику, начиная с подготовки индивидуального проекта и заканчивая его реализацией на конкретном объекте;

5) формирование компетенций, обеспечивающих инновационное развитие сервисных компаний;

6) обновление парка оборудования, адаптированного к конкрет ным условиям его эксплуатации в районах ведения работ;

7) освоение и разработка новейших технологий добычи углеводо родного сырья, включая горизонтальное бурение, многостадийный гидро разрыв пластов и т.д.;

8) консолидация, т.е. укрупнение на основе слияний и поглоще ний неэффективных сервисных компаний;

9) создание стратегических союзов организаций, включающих профильные вузы, научно-исследовательские институты, технопарки, ас социация сервисных компаний, машиностроительные и промышленные предприятия и заинтересованные сервисные и нефтегазовые компании;

10) переход на информационные технологии в организации, пла нировании и управлении на сервисных предприятиях;

11) внедрение высоких стандартов качества в области оказания сервисных услуг и экологии;

12) государственная поддержка в разрешении проблем, связанных с развитием нефтегазового сервиса (налогообложение, доля участия в про ектах на шельфе и т.д.).

Список литературы 1. К добыче битуминозной нефти: основной путь развития нефтесервисных ус луг в Татарстане [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ey.com/RU/ ru/Newsroom/PR-activities/Articles/Article_Oil---Gas-Journal_July- 2. Мировой нефтесервис: курс на консолидацию [Электронный ресурс]. Ре жим доступа: http://www.veles-capital.ru/ru/magazine/2013/2013_investments_world_ nef teservis УДК 622.692.4- ФОРМИРОВАНИЕ ПРОГРАММЫ ПРЕВЕНТИВНЫХ МЕР ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ А. А. Зубарев, М. Г. Глухова г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет Система магистральных нефтепроводов России является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса, обеспечивающей 98 % внутреннего объема транспортировки нефти и около 25 % нефтепро дуктов по территории страны. Одной из важнейших проблем магистраль ных нефтепроводов, средний возраст которых 25 лет, является надежность функционирования трубопроводных систем. Происходящие на магист ральных нефтепроводах более 5 тыс. аварий ежегодно приводят к серьез ным финансовым и имущественным потерям предприятий.

Одним из ключевых элементов в управлении рисками аварий на пред приятиях трубопроводного транспорта выступает правильная оценка аварий ных ситуаций и обоснованное формирование программы мероприятий, на правленных на их предупреждение. Рассматривая вопросы снижения риска аварий на трубопроводном транспорте, необходимо отметить, что сущест венную роль в этих процессах будут играть превентивные мероприятия, по зволяющие предприятию покрыть возникающие при аварии потери.

В общем виде в теории риск-менеджмента выделяют четыре метода управления рисками:

1. Уклонение от риска (отказ от шагов и деятельности, реализа ция которых может привести к проявлению негативных последствий зна чимого уровня);

2. Сокращение риска (проведение действий, направленных на уменьшение вероятности или последствий риска, например совершенство вание систем безопасности, хеджирование риска);

3. Разделение или передача риска (привлечение партнеров, созда ние совместных предприятий, реструктуризация бизнеса, страхование и др.);

4. Принятие риска (отсутствие каких-либо действий, направлен ных на снижение вероятности и последствий реализации событий риска, если стоимость работ по снижению риска превышает величину последст вий его реализации).

В условиях деятельности нефтетранспортных предприятий можно выделить наличие двух основных групп организационно-технических и планово-предупредительных мероприятий для снижения уровня риска и возможных потерь при авариях на трубопроводном транспорте:

1. Мероприятия, направленные на снижение уровня потерь при на ступлении аварии;

2. Мероприятия, позволяющие снизить степень риска и не допустить возникновение аварии и, как следствие, потерь для предприятия.

В целях организации и обеспечения эффективности мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на тер ритории Российской Федерации постановлением Правительства Россий ской Федерации от 15.04.2002 № 240 утверждены Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефте продуктов на территории Российской Федерации, а также внесены изме нения и дополнения в постановление Правительства Российской Федера ции от 21.08.2000 № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и лик видации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов». В развитие ука занных нормативных правовых актов приказами МПР России установле ны нижние уровни разлива нефти в зависимости от объема разлива и ви дов использования земель для отнесения разливов к чрезвычайной ситуа ции (от 03.03.2003 № 156, зарегистрирован Минюстом России 08.05.2003 г. № 4516), а также временные рекомендации по разработке и утверждению региональных нормативов допустимого остаточного со держания нефти в почвах после ликвидации разливов (от 12.09. № 574). В настоящее время такие нормативы введены в действие в Ханты-Мансийском автономном округе, Республике Коми и в ря де других регионов.

На каждом участке нефтепровода должен обеспечиваться техниче ский и авторский надзор, что позволяет осуществлять пооперационный контроль всех технологических операций на соответствие нормативной и проектной документации. Создаются специализированные подразделения по ликвидации аварийных разливов нефти, оснащенные самым современ ным природоохранным оборудованием.

Также к мероприятиям по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов относятся обязательная разработка предприятиями планов по предупреждению и ликвидации аварийных раз ливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН). Для планирования действий по предотвращению и ликвидации возможных аварийных разливов необхо димо уметь прогнозировать их последствия: возможные маршруты (пути) стекания и места скопления нефти, воздействие нефти на природные объ екты (реки, озера, леса и др.) и население (колодцы с питьевой водой, па стбища, сельскохозяйственные угодья и др.).

Основной задачей этапа обоснования набора превентивных меро приятий является разработка обоснованных технических и организацион ных мер по уменьшению риска, основанных на результатах количествен ных и качественных оценок факторов риска. Разработка последовательных действий реализации превентивных мер и процедур их выполнения, учи тывающих влияние различных групп факторов на принятие решений, по зволит предприятию магистрального транспорта нефти создать эффектив ный инструментарий внутрифирменного планирования текущей деятель ности в условиях неопределенности и риска. Авторами предложен алго ритм обоснования комплекса превентивных мер, направленных на сниже ние риска аварий (рис. 1).

Важнейшим этапом в формировании программы мер по реагирова нию на риск является идентификация рисков, при котором определяется, какие из них способны повлиять на производственно-экономическую на дежность функционирования магистральных нефтепроводов предприятия.

Идентификация рисков выполняется группой аналитиков с учетом данных статистики по динамике и причинам возникновения аварийных остановок на различных участках магистральных нефтепроводов. Специалистами оп ределяются возможные негативные последствия в результате наступления рисковых событий, что дает возможность проранжировать участки трубо проводной системы по степени опасности и величине возможных потерь.

Полученные количественные оценки риска являются объективными показателями аварийной опасности объекта. Результаты оценки базируют ся на вероятности возникновения рисков и влияния последствий рисков на результаты деятельности нефтетранспортного предприятия. Анализ дан ных оценок риска осуществляется в сопоставлении с величиной приемле мого риска. Приемлемый риск аварии — риск, уровень которого допустим и обоснован, если ради выполнения плановых производственно экономических показателей предприятие готово пойти на этот риск.

С учетом реального состояния основных производственных фондов предприятий трубопроводного транспорта нефти и анализа частот возник новения крупных производственных аварий критерии приемлемого риска для предприятия могут составлять:

Идентификация рисков аварий на магистральных нефтепроводах Количественная оценка рисков Качественная оценка рисков Оценка условий возникновения рисков и Определяет вероятность возникновения рисков и определение их воздействия на плановые влияние последствий рисков на результаты деятельно показатели нефтетранспортного предпри сти нефтетранспортного предприятия.

ятия.

Определение вероятности достижения плановый пока Определение рисков, требующих быстрого зателей производственной программы нефтетранс реагирования. Ранжирование участков неф портного предприятия.

тепровода по степени опасности и потерям Оценка степени воздействия риска на реализацию предприятия.

производственной программы и возможных объемов Определение приоритетов для разных фак экономических потерь.

торов рисков.

Дифференцирование участков магистральных нефте Постоянная переоценка риска.

проводов по степени опасности и величине потерь.

Многофакторная модель оценки риска Метод анализа иерархий.

Метод граф Планирование превентивных мер и реагирование на риск Определение возможных способов реагирования на риск Реализация превентивных мер Разработка методов и технологий снижения отрицательно- Реализация программы мер реаги го воздействия рисков. Формирование превентивных мер рования основана на определении по эффективной защите производственной программы дея- зон рисков:

тельности нефтетранспортного предприятия и от воздейст- - зона неприемлемого риска;

вия на него рисков. Идентификация и распределение мер - зона жесткого контроля;

по категориям предупредительных воздействий: - зона приемлемого риска.

избежание рисков;

передача рисков;

Разрабатываются варианты реали минимизация рисков;

принятие рисков. зации мер.

Построение матрицы «Частота возникновения аварий – объемы потерь предприятия»

Мониторинг и контроль реализации превентивных мер по снижению риска Мониторинг и качественный контроль Корректировка плана мер Мониторинг обеспечивает идентификацию оста- Реализация дополнительного реагирования точных рисков. Качественный контроль предостав- на риски. Взаимосвязь между всеми спосо ляет информацию об эффективности решений по бами реагирования на риск.

предотвращению рисков.

Построение «дерева решений»

Рис. 1. Алгоритм обоснования комплекса превентивных мер по снижению риска аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах – неприемлемый риск — частота возникновения аварийных ситуа ций более 10-4 в год (зона недопустимого риска — участки нефтепровода, где необходимо оперативное проведение ремонтно-предупредительных работ. В случае несвоевременного их проведения вероятность возникнове ния аварии приближается к 100 %);

– контролируемый риск — величина частоты возникновения аварий ных ситуаций между 10-4 и 10-5 в год (зона жесткого контроля риска уча стки нефтепровода, характеризующиеся относительно низкой вероятно стью возникновения аварии, но влекущие за собой значительные потери предприятия);

– приемлемый риск — величина частоты возникновения аварийных ситуаций менее 10-5 (зона допустимого риска — участки нефтепровода с низкой вероятностью возникновения аварийных ситуаций и несуществен ными потерями для предприятия).

Для получения обоснованных оценок и критериев безопасности от дельных участков магистральных нефтепроводов с учетом всей совокуп ности факторов риска, необходимо идентифицировать риск возникновения аварийных ситуаций и возможных потерь предприятия. Для выявления причинно-следственных связей между этими событиями используются графические методы анализа. При использовании методов анализа иерар хий и граф выявляются комбинации отказов оборудования, инцидентов, ошибок персонала, нерасчетных внешних воздействий, приводящих к го ловному инициирующему событию (аварийной ситуации). Данные методы используется для анализа возможных причин (факторов риска) возникно вения аварийной ситуации и расчета ее частоты (на основе статистических данных частот возникновения аварийных) на отдельных участках магист ральных нефтепроводов. Целесообразность данного подхода объясняется отсутствием однотипных сценариев развития аварийных ситуаций на аб солютно идентичных участках трубопроводной системы нефти.

Обобщенная оценка риска возникновения аварии (степень риска) от ражает состояние безопасности эксплуатации объекта с учетом показате лей факторов риска от всех нежелательных событий, которые могут про изойти на объекте, и основывается на результатах:

– интегрирования показателей факторов рисков всех нежелательных собы тий (сценариев аварий) с учетом их взаимного влияния;

– анализа неопределенности и достоверности полученных результатов;

– анализа соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности и критериям приемлемого риска.

Для оценки частоты возникновения возможных аварийных ситуаций рекомендуется применять вероятностный подход, основанный на исполь зовании данных о надежности основных узлов магистральных нефтепро водов, входящих в состав трубопроводной системы. Величина риска ава рийных ситуаций, связанных с отказом оборудования (дальнейшей экс плуатацией отдельного участка нефтепровода) предложено определять с использованием матрицы «вероятность возникновения аварии — тяжесть последствий» (табл. 1.).

При этом применены следующие критерии: критерии отказов по тя жести последствий:

Катастрофический — может привести к прямым и косвенным поте рям предприятии, влекущих к финансовой нестабильности предприятия (банкротство).

Критический — может привести к убыткам отдельных подразделений нефтетранспортного предприятия, но самой вышестоящей организации.

Таблица Матрица «вероятность возникновения аварии – тяжесть последствий»

Вероятная частота Тяжесть последствий возникновения ава- Катастрофи- Критический Некритический Отказ с несуще рии (1/в год) ческий отказ отказ отказ ственными по следствиями 1 – 10-2 А А В С 10-2 – 10-4 А В В С 10-4 – 10-6 А В С D 10-6 В С С D Некритический — может привести к росту затрат на программу ППР в пределах запланированного бюджета.

С пренебрежимо малыми последствиями — отказ, не влекущий за собой потерь предприятия.

Величина риска (степень риска) отказа, определяемые путем сочета ния частоты и последствия: А — повышенный риск, требует первоочеред ных мер и реализации специальных программ эксплуатационной безопас ности;

В — значительный, необходимые меры и контроль эксплуатацион ной безопасности;

С — умеренный риск, меры эксплуатационной безопас ности желательны;

D — минимальный (приемлемый) риск, меры эксплуа тационной безопасности необязательны.

Последующий переход к анализу прямых и косвенных потерь от возникновения и развития аварий требует надежное определение при чинно-следственных связей между наступлением аварийного события и видами потерь предприятия. Любой сценарий, описывающий аварию, на чинается с инициирующего события (разгерметизация участка трубопро вода, утечка различной интенсивности), которое может возникнуть с неко торой частотой.

При этом авторами рекомендуется осуществлять выбор, уточнение и корректировку набора превентивных мер в зависимости от величины по терь предприятия и частоты возникновения аварийных остановок на от дельных участках магистральных нефтепроводах (рис. 2).

Частота аварийных ос- Сумма совокупных потерь, тыс. руб.

тановок за последние лет 20000 2000-20000 200-2000 20-200 Зона неприемлемого риска 1 – 10- необходимы неотложные меры по снижению риска: избежание, передача, 10-1 – 10- Зона жесткого контроля риска необходима оценка целесообразно 10-2 – 10-3 сти мер по снижению риска:

10-3 - 10-4 минимизация риска Зона приемлемого риска нет необходимости в мероприятиях 10-4 - 10- по снижению риска: принятие рисков 10-5 - 10- Рис. 2. Матрица обоснования превентивных мер «Частота возникновения аварий — объемы потерь предприятия»

В общем виде превентивные мероприятия по предупреждению на ступления рисковых ситуаций по сокращению возможных потерь пред приятия в результате наступления аварий на объектах трубопроводного транспорта представлены в следующем виде (табл. 2):

Таблица Программа превентивных мер по предупреждению наступления рисковых ситуаций и сокращению возможных потерь на трубопроводном транспорте нефти Зона Риск Превентивные мероприятия риска - разработка и согласование с контролирующими органа ми «Плана ликвидации аварийных разливов нефти»;

А - порядок привлечения к ликвидации аварии на нефтепро воде региональных и федеральных сил Министерства по чрезвычайным ситуациям - оснащение современным природоохранным оборудова нием и техникой необходимым для ликвидации аварии (боновые заграждения, нефтесборщики, системы пожаро Непри В тушения) емлемо- - внедрение новых технологии и научных разработок, сис го риска тем и технологий планирования ремонта и предотвраще ния отказов объектов нефтепровода - организация охраны и патрулирование зоны нефтепро вода;

С - использование современных методов прокладки нефте проводов - внедрение конструкций и материалов обладающих бо D лее высокой степенью надежности - проведение капитального ремонта и модернизация;

А - проведение совместных учений с государственными специализированными службами -запрет на ведение работ в зоне нефтепровода без разре шительной документации;

Жесткого В - создание аварийно-восстановительных пунктов и спе контроля циализированных аварийно- восстановительных служб С - коррозийная защита объектов нефтепровода - мониторинг технического состояния объектов нефтепро D вода - оснащение современным оборудованием и дополнитель А ный контроль качества работ специализированных ава рийно- восстановительных служб В - разработка карт сезонной чувствительности Приемле - проведение дополнительного входного контроля качест мого риска С ва оборудования и материалов - контроль состояния компонентов окружающей среды D согласно утвержденным графикам Реализация всего комплекса или отдельной части организационно технических и планово-предупредительных мероприятий позволяет пред приятию трубопроводного транспорта существенно снизить вероятность реализации риска аварии и, как следствие, свести к минимуму внеплано вые потери.

На любом этапе реализации превентивных мер необходим постоян ный контроль их выполнения с целью обеспечения надежности безаварий ного функционирования отдельных участков трубопроводной системы. В этой связи предлагается осуществлять мониторинг и контроль реализации мер по снижению риска аварий. Цель мониторинга установление досто верности оценки уровня риска, а контроля – определение эффективности предупреждающих действий. Построение дерева решений сопровождает реализацию корректирующих процедур, обеспечивающих повышение на дежности оценочных средств и мер по снижению аварийности при функ ционировании трубопроводной системы предприятия магистрального транспорта нефти.

Планирование превентивных мероприятий, учитывающих частоту возникновения аварий, и объемы возможных потерь предприятия дадут возможность предотвратить наступление негативных последствий для предприятия магистрального транспорта нефти. Разработанная авторами структурно-логическая схема обоснования превентивных мер по сниже нию риска аварий, учитывающая его экономическую оценку, мониторинг и контроль факторов риска и оценочных средств позволит повысить эффек тивность управленческих решений по предупреждению риска аварийных ситуаций в деятельности предприятий магистрального транспорта нефти.

УДК 338. АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ФОРМИРОВАНИЯ ИНСТРУМЕНТОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ А. И. Хисамова г. Пермь, Пермский институт экономики и финансов Предприятия энергетики являются одними из важнейших инфра структурных предприятий, играющих важную роль в жизни общества;

электрическая энергия сопровождает и обеспечивает быт населения, про мышленное производство, транспорт. Недостаточное развитие предпри ятий энергетики в отдельных регионах и тем более в стране в целом стано вится настоящим тормозом экономического роста. Это предъявляет осо бенные требования к формированию инструментов управления предпри ятиями энергетики.

Инструменты управления отличаются многообразием и разнообрази ем их применения, важным является умение эффективно их использовать в деятельности предприятия, не разрушая целостность системы и адапти руя под условия конкурентной среды.

Под инструментами управления предприятием в конкурентной среде понимается совокупность приемов и способов, применяемых для достиже ния поставленных целей в условиях конкурентной среды, обеспечивающих процесс закономерного изменения внутренней среды предприятия (пере хода из одного состояния в другое, более совершенное), предполагающие приоритет экономических механизмов над организационными, ограниче ние вмешательства государства в деятельность экономических субъектов и адаптацию деятельности предприятия к конкурентной среде.

Анализ теории и практики управления предприятием показывают, что в современных условиях спектр инструментов управления предпри ятием постоянно расширяется, что вызвано необходимостью повышения эффективности управления предприятием в условиях конкурентной среды.

Умение эффективно формировать инструменты управления предприятием является ключевой компетенцией менеджмента предприятия, которая по зволит сформировать и удерживать конкурентное превосходство в услови ях рынка.

Цель статьи — проанализировать практику формирования инстру ментов управления предприятиями энергетики в современных условиях и выявить основные проблемы в управлении предприятиями энергетики.

Объект исследования — предприятия энергетики, занимающиеся производством и сбытом электроэнергии. Предметом исследования явля ются организационно-экономические отношения, возникающие в процессе управления предприятиями энергетики в конкурентной среде.

Как показывает современная практика ведения бизнеса предпри ятиями энергетики, управление осуществляется посредством следующих основных инструментов: организационная структура, моделирование биз нес-процессов, бюджетирование и контроллинг;

управленческий учет и корпоративные информационно-аналитические системы;

стратегическое планирование. Однако, как показывает анализ развития предприятий энер гетики, существует ряд недостатков в используемых инструментах управ ления, которые не позволяют им успешно развиваться.

Основными недостатками инструментов управления предприятиями энергетики являются:

– чрезмерная замкнутость структурных подразделений на первых ру ководителей и, как следствие, перегрузка последних (невозможность вы полнять свои функциональные обязанности);

– наличие множества заместителей генерального директора и дирек торов с размытыми и пересекающимися диапазонами ответственности;

– изменения внутренней организационной структуры носят во мно гом хаотичный характер, новые подразделения часто создаются не по эко номическим причинам (например, чтобы привлечь или удержать опреде ленного руководителя, повысив его формальный статус) [1];

– на фоне удорожания ресурсов и резкого сокращения возможностей повышения цен на электроэнергию не становятся первоочередными целя ми создание структур по ресурсосбережению и повышение производи тельности труда;

– масштаб деятельности предприятий энергетики распространяется на многие регионы России, что осложняет процесс управления деятельно стью предприятия, т.к. необходимо учитывать региональные особенности среды, в которой оно функционирует;

– отдельные аспекты единой службы работы с персоналом либо от сутствуют, либо разнесены по функциональным подразделениям с различ ными уровнями подчиненности (отдел кадров, отдел работы с персоналом, отдел организации труда и заработной платы);

– отсутствие службы управления изменениями, которая должна в каждый момент времени обеспечивать ориентацию предприятия на требо вания внешней (конкурентной) среды.

На уровне Правительства РФ также используются инструменты управления предприятиями энергетики, основными из которых являются планирование развитие электроэнергетики, разработка и реализации энер гетической политики. Согласно Постановлению Правительства РФ от октября 2009 года № 823 к документам, определяющим развитие пред приятий энергетики, относятся:

• Энергетическая стратегия России (горизонт планирования — лет), в рамках которой формируется система инвестиционных приоритетов развития электроэнергетики, обеспечивающая стратегическую устойчи вость электроснабжения страны и регионов при максимизации вклада от расли в развитие экономики. Цель — формирование стратегического виде ния развития предприятий энергетики, включая приоритеты технической, экологической и инвестиционной политики, принципы развития Единой Энергетической Системы (ЕЭС), размещение и структуру генерирующих мощностей, параметры электрических сетей и межгосударственных связей [1];

• Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики ( лет), которая в рамках заданной системы инвестиционных приоритетов проектирует варианты надежного и эффективного развития предприятий энергетики при заданных сценариях развития экономики страны и регио нов. Цель — детальная проработка вариантов развития электроэнергетики, включая определение конфигурации ЕЭС России, динамики физического и морального износа существующего производственного потенциала отрас ли, формирование состава потенциальных предложений для инвесторов, параметров долгосрочных контрактов на экспорт/импорт электроэнергии и мощности, долгосрочных контрактов на поставки топлива для электро станций, заказов на основное оборудование и проектирование энергетиче ской системы и сетей, целевой модели рынка электроэнергии и стимули рующих механизмов инвестирования;

• Схема и программа развития Единой энергетической системы Рос сии (7 лет), схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ (5 лет), в рамках которых уточняются параметры заданных вариантов раз вития электроэнергетики в ближайшие годы и определяются экономиче ские условия и возможности их реализации, обеспечивающие надежное и эффективное энергоснабжение потребителей, конкурентоспособность и инвестиционную привлекательность компаний энергетики. Цель – адапта ция развития предприятий энергетики к изменяющимся условиям развития экономики, техническим и финансовым ограничениям развития отдельных компаний и отрасли в целом, включая оценку приоритетного состава инве стиционных проектов компаний с учетом их балансовой необходимости, эффективности, финансовой обеспеченности и рисков, параметры кон трактов на поставки электроэнергии, корректировку долгосрочных кон трактов на экспорт/импорт электроэнергии и мощности, контрактов на по ставки топлива, уточнение модели рынков в электроэнергетике и парамет ров ценовой и тарифной политики на рынках электроэнергии и тепла [1].

Таким образом, в настоящее время разработаны и приняты следую щие документы:

• Энергетическая стратегия России до 2030 г. [2];

• Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 г.;

• Схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на период 2011–2017 гг.;

• Программы и схемы развития электроэнергетики субъектов РФ.

Энергетическая стратегия России и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики являются главными стратегическими доку ментами, определяющие развитие отрасли. Данные документы детализи руются с помощью Схемы развития Единой энергетической системы Рос сии, а также Программы и схемы развития электроэнергетики субъекта РФ. Совокупность вышеперечисленных документов создают основу для разработки инвестиционных программ и принятия управленческих реше ний предприятиями энергетики.

Одним из главных результатов финансового кризиса для предпри ятия энергетики стала осязаемая потребность в более рациональном ис пользовании энергоресурсов. Результатом этого стали меры государствен ного стимулирования энергосбережения в виде принятого Федерального закона № 261-ФЗ от 23.11.2009 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные зако нодательные акты Российской Федерации».

Значение данных документов для предприятий энергетики огромно — они определяют стратегию их развития на годы вперед. Предприятия энергетики должны рассчитывать на успех своего бизнеса только с учетом требований энергоэффективности — другие рыночные стратегии будут обречены на провал. Предприятия энергетики с энтузиазмом включились в зарождение и развитие всех ниш электрорынка, связанных с повышением рациональности использования энергоресурсов. При этом перспективным является развитие энергосбережения всего комплекса энергетических ре сурсов – электричества, тепла, воды и газа.

Инструменты управления предприятиями энергетики, используемые на государственном уровне, имеют ряд недостатков:

– отсутствует реальный центр координации и развития отрасли, в первую очередь технологический, после реформирования РАО ЕЭС Рос сии;

– в Энергетической стратегии развития энергетики до 2030 года нет четкого видения и понимания будущей «картины» единой энергетической системы;

– отсутствует механизм управления развитием и функционировани ем энергетической системой в будущем;

– разделение сфер ответственности и принятия решений в энергети ческом секторе [4];

– недостаточен контроль, искажены отчетность и статистическое на блюдение за использованием энергоресурсов на региональном и муници пальном уровне управления.

Низкий уровень эффективности инструментов управления предпри ятиями энергетики в конкурентной среде обусловлен завершением рефор мы электроэнергетики, высокой динамикой параметров внешней среды, выходом экономики России из состояния экономического кризиса, несо вершенство корпоративного управления предприятием.

В настоящее время электроэнергетика России находится в стадии за вершения реформы. До реформирования электроэнергетика была естест венной монополией и целиком находилась в управлении государства. Ре форма направлена на создание конкурентной среды в электроэнергетике, т.е. генерирующие и сбытовые предприятия переданы в частные руки, а электрические сети остались в управлении государства.

Главная цель реформы — привлечение частных инвестиций в элек троэнергетику и создание конкурентной среды. Реформирование электро энергетики имеет положительные и отрицательные стороны для функцио нирования отрасли. К положительной стороне реформирования можно от нести благое намерение создать конкурентную среду в производстве и сбыте электроэнергии, которое должно привести к снижению тарифов и привлечении частных инвестиций в отрасль. Столь широкие преобразова ния требуют времени на формирование новой отраслевой структуры, со вершенствование нормативно-правовой базы, изменение мировоззрения производителей и потребителей электроэнергии, поэтому необходим су щественный временной промежуток для проявления положительных эф фектов. К отрицательным сторонам реформ можно отнести следующее:

1) создан ряд последовательных звеньев в электроэнергетической от расли: производство, транспортировка и сбыт, в результате чего каждое звено — это отдельное предприятие, имеющее свои планы развития, кото рые необходимо согласовывать со всеми звеньями для обеспечения едино го темпа и направления развития отрасли;

2) децентрализовано производство электроэнергии, что ведет к сни жению эффекта «масштаба производства»;

3) увеличиваются риски инвестирования в отрасль:

а) в результате создания свободного рынка электроэнергии цена на электричество формируется под воздействием спроса и предложения, и не регулируется государством, что ведет к неопределенности — сможет ли рыночная цена покрыть затраты на производство и инвестиции в отрасль;

б) владение государством электроэнергетической отрасли снижает риски инвестирования, обеспечивает законодательную, политическую и экономическую стабильность, создание же конкурентного рынка увеличи вает политические и законодательные риски;

в) увеличиваются риски производства и сбыта электроэнергии, т.к.

клиентская база становится нестабильной, что ведет к нестабильности вы ручки;

г) с наступлением финансового кризиса и дефицитом денежных средств увеличивается риск неплатежей потребителей, нарушение платеж ной дисциплины участников рынка электроэнергии;

д) увеличивается политический риск, который вызван изменением законодательства в области экологического и налогового регулирования, стандартах надежности электроснабжения;

е) снижение качества корпоративного управления энергокомпаний, которое проявляется отказом миноритарных акционеров покупать акции контролируемых ими предприятий, использование денежных средств на покупку непрофильных активов [5].


По итогу анализа современного состояния электроэнергетики Са лов В.З. выявил следующие проблемы в управлении предприятиями энер гетики, возникших в результате реформы:

– отсутствие независимой и объективной оценки общего фактиче ского состояния энергетического оборудования и энергообъектов России, отсутствие государственного мониторинга надежности энергетической системы;

– не производится анализ и прогнозирование потребления энергии на период от 5 до 15 лет;

– нет комбинированной выработки тепловой и электрической энер гии, отсутствие государственной политики в ее поддержке;

– высокие удельные расходы топлива на производства тепловой и электрической энергии;

– отсутствие эффективного контроля над изношенностью оборудо вания и остаточных ресурсов, плохо отлаженная и не достаточно оснащен ная ремонтная база, отсутствие квалифицированного ремонтного персонала;

– утрачена связь между научными, проектными институтами и энер гетическими образованиями;

– отсутствие современно обновляемой технической нормативной базы;

– отсутствие отлаженной работы стратегических научно исследовательских институтов, определяющих перспективное развитие энергетики [6].

В научной литературе ряд ученых посвящали свои труды формиро ванию инструментов и механизмов управления предприятиями энергети ки: Тихонов К. С. [7], Алиева Д. М. [8], Зотович Н. В. [9], Магамедова Д.

М. и Рамазанова А. Г. [10], Бороухин Д. С. [11], Якимов Д. А. [12], Чижен ко И. В. [13], Сасим С. В. [14]. Проанализировав инструменты и механиз мы управления предприятиями энергетики различных ученых, можно за метить, что все инструменты и механизмы предусматривают участие госу дарства в управлении предприятиями энергетики. Несмотря на реформу электроэнергетики, либерализацию электроэнергетического рынка роль государства в управлении предприятиями энергетики велика, это связано с высокой социальной, экономической и экологической значимостью пред приятий энергетики для развития общества и страны.

Развитие инструментов управления предприятиями энергетики в конкурентной среде, ориентированных на удовлетворение спроса всех по требителей региона, будет способствовать стабильному развитию пред приятий энергетики и, как следствие, экономики региона в целом.

Выявленные проблемы и низкий уровень эффективности инструмен тов управления предприятиями энергетики в конкурентной среде подчер кивают необходимость формирования концепции развития инструментов управления предприятиями энергетики в конкурентной среде, определения основных составляющих организационно-экономического механизма управления предприятиями энергетики в конкурентной среде.

Список литературы 1. Гребенников А.И. Необходимость долгосрочной стратегии сруктурныз преобразований предприятий промышленности России / А.И. Гребенников // Вестник Саратовского государственного социально-экономического университета. 2011. № 5. С.

87-90.

2. Макаров А.А., Веселов Ф.В., Волкова Е.А., Макарова А.С. Методические основы разработки перспектив развития электроэнергетики. – М.: ИНЭИ РАН, 2007. – 103 с.

3. Об утверждении Энергетической Стратегии России на период до 2030 г.:

Распоряжение правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. № 1715-р [Элек тронный ресурс]. Режим доступа: http://www.energystrategy.ru/ 4. Кобец Б.Б., Волкова И.О. Smart Grid за рубежом как концепция иннова ционного развития электроэнергетики // Энергоэксперт. 2010. № 2. С.24-30.

5. Лобов П.В. Направления повышения эффективности реализации инве стиционных программ в электроэнергетики / П.В. Лобов // Экономический анализ: тео рия и практика. – 2009. № 27. – С. 21-24.

6. Салов В.З. Особенности состояния современной энергетики и оценка энергоэффективности энергетичесакого комплекса России / В.З. Салов // Электротех нический рынок. 2012. № 3(45). С. 22-25.

7. Тихонов К.С. Государственный гарантии инвестиций в системе мер рас ширенного воспроизводства электроэнергетики // Экономический вестник Ростовского государственного университета. 2007. Т.5 № 4. Ч. 8. Алиева Д.М. Управление устойчивым развитием региональной электро энергетики в условиях формирования конкурентного рынка// Региональная экономика:

теория и практика. – М.: Финансы и кредит, 2007, № 7.

9. Зотович Н.В. Организационно-экономический механизм управления предприятиями энергетики / Н.В. Зотович: Дис. … кандидата экон. Наук. – Ижевск. – 2010. – 177 с. (с. 104).

10. Магомедова Д.М., Рамазанова А.Г. Организационно-экономический ме ханизм управления устойчивым развитие региональной электроэнергетики в условиях рыночных преобразований // Вестник Дагестанского государственного университета.

2011. Вып. 5. С. 135-140.

11. Бороухин Д.С. Устойчивое развитие системы электроэнергетики в усло виях модернизации экономики России / Д.С. Бороухин. – Автореф.на соискание уч.степени канд.экон.наук. – 08.00.05 – Апатиты, 2011. – 23 с.

12. Якимов Д.А. Механизмы формирования и обеспечения устойчивости предприятий электроэнергетики / Д.А. Якимов. – Автореф.на соискание уч.степени канд.экон.наук. – 08.00.05 – Санкт-Петербург, 2004. – 19 с.

13. Чиженко И.В. Формирование механизмов устойчивого развития эконо мики электроэнергетических предприятий / И.В. Чиженко. – Автореф.на соискание уч.степени канд.экон.наук. – г. Москва. – 2008. – 29 с.

14. Сасим С.В. Формирование механизма повышение эффективности элек троэнергетики России в долгосрочной перспективе / С.В. Сасим. – Автореф.на соиска ние уч.степени канд.экон.наук. – г. Москва. – 2010. – 29 с.

УДК 332.1(985) ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА А. Н. Пыткин, И. Г. Ионова г. Пермь, Институт экономики Уральского отделения Российской академии наук Глобальные изменения в мировой экономике привели к резкому обо стрению конкуренции на мировых и региональных энергетических рынках.

При этом борьба за обладание и контроль над экономическим оборотом углеводородного сырья все чаще выходит за рамки классической конку ренции и переносится из геоэкономической в политическую и военную плоскости.

На российском арктическом континентальном шельфе сосредоточе ны основные запасы углеводородного сырья, играющие главенствующую роль в экономической и политической жизни Российской Федерации.

Формирование современного энергетического сектора, создание высоко технологических предприятий добывающих и перерабатывающих углево дородное сырье входят в состав приоритетов развития экономики России.

Развитие богатейших запасов природных ресурсов территорий Арк тики позволит повысить экономический потенциал Российской Федера ции, вывести развитие нашей страны на качественно новый уровень. Без условно, освоение и развитие территорий Арктического региона невоз можно без эффективной инвестиционной деятельности.

В современных мировых условиях возрастания спроса на полезные ископаемые и биологические ресурсы Арктический регион все больше привлекает к себе международное внимание. Помимо экономических ха рактеристик, это связано и с его военно-стратегическим положением. Ис тощение традиционных, более доступных месторождений нефти и газа, а также совершенствование технологий и оборудования их добычи и транс портировки обусловили обострение конкурентной борьбы за добычу угле водородов в Арктике. За право эксплуатации российского Арктического шельфа ведут борьбу ведущие арктические державы: Дания, Канада, Нор вегия, США.

В ХХ веке правовой статус Арктики базировался на нормах между народного права и национального законодательства пяти прибрежных арк тических государств: Дании, Канады, Норвегии, России (СССР), США, об ладающих континентальными шельфами и поделившими акваторию Се верного Ледовитого океана по секторам. В соответствии с действующими на тот момент нормами международного права, приарктические страны в пределах своих полярных секторов обладали суверенитетом на использо вание и охрану природных ресурсов этих территорий.

Следует отметить, что состоявшийся секторальный международный раздел не разрешил существующих правовых разногласий по обладанию суверенитета над арктическими территориями. Территориальные споры между США и Канадой по акватории залива Мэн закончились в 1984 году решением Международного суда ООН. По настоящее время не урегулиро ваны границы между Россией и Норвегией в отношении территорий между Шпицбергеном и Северной Землей. Также не разрешены территориальные притязания между Канадой и Данией в отношении островов, расположен ных в районе Земли Баффина. К сожалению, приходится констатировать, что проигрыш в холодной войне и неоднозначная политика правительства СССР привели в 1990 году к соглашению о разделе шельфов Берингово и Чукотского морей с США, в соответствии с которым на долю СССР (позд нее — России) осталось только 30 %. Несмотря на то, что до сих пор Рос сийская Федерация не ратифицировала соглашение о разделе шельфов, де факто США суверенны над этими территориями.

В настоящее время в Комиссии ООН по границам шельфа Россий ской Федерацией обосновываются научные доказательства принадлежно сти хребта Ломоносова к российскому континентальному шельфу, что по зволит расширить исключительную экономическую зону на 1,2 млн кв. км.

Геостратегические, политические и экономические интересы Рос сийской Федерации в настоящее время определяют задачи противодейст вия тенденциям интернационализации арктического пространства, а также совершенствования государственной политики и механизмов ее реализа ции в Арктике по рациональному освоению недр, сбалансированному ис пользованию природных экосистем в интересах ныне живущих и будущих поколений.

Одним из основных факторов, определяющих экономические пер спективы развития и инвестиционную привлекательность Арктического региона, является его природно-ресурсный потенциал.

Арктический шельф, на который претендует Российская Федерация, может стать в ближайшие десятилетия основным источником углеводо родного сырья, как для самой России, так и для мирового рынка. Из 6, млн км2 российского континентального шельфа интерес для поиска нефти и газа представляют 6 млн км2, то есть почти вся его площадь, из них 4 млн км2 составляют наиболее перспективные участки [5]. Начальные извлекае мые ресурсы достигают 100 млрд т условного топлива (в том числе, 15, млрд т нефти и 84,5 трлн куб. м газа), что составляет 20–25 % мировых ресурсов.

Суммарный объем по разведанности и запасам углеводородов на Арктическом шельфе Российской Федерации, по данным Института эко номических проблем им. Г.П. Лузина Кольского научного центра РАН, приведен в табл. 1.

Таблица Суммарные характеристики ресурсной базы Арктического шельфа Российской Федерации Характеристика ресурсной базы Значение по казателя Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов, млрд. Около тонн нефтяного эквивалента Дополнительно в зоне спорной юрисдикции Российской Федерации 6, и Норвегии, млрд. тонн нефтяного эквивалента Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн Более Запасы газа, 8 трлн. куб. метр Более Разведанность начальных суммарных извлекаемых ресурсов углево- 6, дородов, % Месторождения углеводородов Локальные объекты (выявленные и подготовленные) Эффективность глубокого бурения, тыс. тонн нефтяного эквивалента на погонный метр Источник: [6] Запасы полезных ископаемых Арктического региона являются опре деляющими для современного развития российской экономики. По оцен кам экспертов, общая стоимость минерального сырья региона превышает 30 трлн долларов. Из них более 60 % составляют топливно-энергетические ресурсы [2]. Основные месторождения углеводородного сырья Арктиче ского региона представлены в табл. 2.

Таблица Основные месторождения полезных ископаемых Арктического региона Месторождения нефти Русское, Новопортовское, Суторминское, Северо Комсомольское, Тарасовское, Харампурское, Тимано Печорское, шельф Баренцева моря Месторождения газа Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Харасавейское, Южно-Тамбейское, Ямальские (более трлн куб. м) Лаявожское Месторождения углеводо- Штокмановское, Ленинградское, Русановское, родов в акватории Север- Юрхаровсеое, Каменномысское-море, Долгинское и ного ледовитого океана Приразломное (геологические начальные суммарные ресурсы Баренцево и Карского морей – 34,9 и 48,9 млрд т условного топлива соответственно) Особенностью Арктического региона является, в первую очередь, экстремальные природные характеристики, агрессивно воздействующие на жизнедеятельность и промышленное освоение территорий. Регион отлича ется сверхнизкими температурами, ураганными ветрами, туманами, про должительными полярными ночами и днями. Северный ледовитый океан оказывает влияние на направление движения воздушных масс и циркуля цию вод Мирового океана. Эти природные процессы в глобальном мас штабе влияют на формирование общего климата Земли. В регионе в по следние годы наблюдается существенная динамика изменения климата и сокращение площади арктических льдов. По оценкам некоторых экспер тов, в будущем возможно изменение направления теплого течения Гольф стрим, омывающего в настоящее время территорию скандинавского полу острова, и существует вероятность планетарных изменений природно климатических условий.

Освоение нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа сопровож дается несовершенством технических регламентов и отраслевых стан дартов. Не отработан механизм контроля исполнения лицензионных со глашений. Следует отметить, что освоение шельфа идет недостаточно высокими темпами. Так, в Норвегии в 2008–2010 годах было пробурено 110 скважин и сделано 44 открытия на шельфе, на российском Арктиче ском шельфе за тот же период было пробурено только 11 скважин и от крыто 4 месторождения.

Институтом экономических проблем им. Г.П. Лузина Кольского на учного центра РАН обобщены данные по проведению геологоразведочных работ в арктических морях России по состоянию на 01.01.2013 г., приве денные в табл. 3.

Таблица Проведение геологоразведочных работ на арктических морях России Параметры, характеризующие проведение гео- Значение параметра (по всей арк логоразведочных работ тической акватории) Глубокое бурение Объем (в погонных километрах) 216, Количество скважин Сейсморазведка 2D Объем (в тысячах погонных километров) 537, Плотность (в погонных километрах на квадрат- 1, ный километр) Сейсморазведка 3D Объем (в квадратных километрах) 7 Источник: [6] Действующим законодательством Российской Федерации разрешен доступ к разработке нефтегазовых месторождений Арктического шельфа для компаний с долей государственного участия более 50 %, имеющих опыт работы на российском континентальном шельфе не менее пяти лет, а также обладающих необходимыми силами, средствами, технологиями для устранения последствий техногенных аварий и ликвидации разливов неф ти, аккумулирования необходимых финансовых средств, соответствующих ликвидационных фондов для своевременной компенсации причиненного экологического ущерба [1].

С середины 2012 года на правительственном уровне обострилась дискуссия между представителями государственных корпораций ОАО «НК "Роснефть"» и ОАО «Газпром» с одной стороны и чиновников, лоб бирующих интересы частных компаний, с другой стороны по допуску к освоению месторождений Арктического шельфа. По настоящее время дис куссия не смогла изменить государственную позицию по сохранению кон троля над Арктическим шельфом. Частным и иностранным компаниям предоставляется доступ к освоению шельфовых месторождений только пу тем подписания соглашений с государственными корпорациями о совме стной работе.

Следует отметить, что в настоящее время наблюдается мировая тен денция замещения продуктов нефтепереработки и угля на газ. Предпосыл ками этого являются:

– совершенствование технологий, позволяющих повысить рентабель ность добычи сланцевого и попутного газа;

– прослеживающийся в последние годы стабильный рост мировых цен на нефть;

– рост предложения поставок сжиженного газа на мировых рынках;

– возрастание доли автотранспорта, работающего на газу;

– многократное превышение разведанных объемов месторождений га за по сравнению с нефтяными.

В российском Арктическом регионе приоритеты развития газовой промышленности определяются значительными превышениями запасов газа по сравнению с нефтью. Так, по данным Министерства природы Рос сийской Федерации, в структуре перспективных углеводородных ресурсов российского арктического шельфа на долю газа приходится 86,4 %. Имен но разведанный природно-ресурсный потенциал шельфовых месторожде ний является главной движущей силой социально-экономического разви тия Арктики. Их освоение обеспечит научно-технический прогресс и вне дрение современных технологий в добывающих и перерабатывающих от раслях промышленности, развитие транспортной и социальной инфра структур, совершенствование природоохранных механизмов.

Инвестиционная политика Российской Федерации в сфере недро пользования определяет перед Арктическим регионом следующие пер спективные направления:

– проведение в соответствии с направлениями долгосрочной го сударственной политики в сфере недропользования интенсивных геолого разведочных работ по изучению недр и минерально-сырьевой базы на ос нове баланса потребления и воспроизводства минерального сырья [3];

– реализация крупных инвестиционных проектов по освоению новых месторождений, добыче и переработке природных ресурсов, в том числе на основе механизмов государственно-частного партнерства и при влечения иностранных инвесторов;

– ускоренная диверсификация экономики Арктического региона, в том числе за счет опережающего развития обрабатывающих и перераба тывающих производств, внедрения инновационных технологий добычи, транспортировки и переработки природных ресурсов;

– обеспечение доступности кредитных ресурсов на протяжении всего срока реализации финансирования капиталоемких проектов с дли тельным сроком окупаемости;

– сохранение естественных экосистем, природных ландшафтов и источников чистой воды, повышение биопродуктивности и опережающее воспроизводство сырьевой базы;

– переработка отходов техногенного характера промышленных предприятий, утилизация и переработка твердых бытовых отходов, вос становление качества земельных ресурсов и природных ландшафтов.

Основные задачи газодобывающей отрасли связаны с освоением Штокмановского газоконденсатного месторождения на шельфе Баренцева моря. Годовой объем добычи газа на Штокмановском газоконденсатном месторождении к 2020 году может составить 71 млрд. куб. метров в год, плановый срок эксплуатации составляет 30 лет [4].

В Ненецком автономном округе, включая шельф Печорского моря, приоритетными являются работы по освоению Варандейского, Перевозно го, Торавейского, Ярейюсского, Восточно-Перевозного, Междуреченского, Восточно-Сарутаюского, Инзырейского и Тэдинского месторождений нефти, Кумжинского газоконденсатного месторождения, месторождений Южно-Хыльчуюского, Харьягинского, Вала Гамбурцева, имени Р. Требса и А. Титова, месторождений Центрально-Хорейверского поднятия.

Значительных инвестиций в дальнейшие изыскания и геологоразве дочные работы требуют перспективные нефтегазоносные бассейны со зна чительными запасами углеводородного сырья, находящиеся в пределах Чукотского автономного округа и шельфов омывающих его морей.

Развитие нефтегазоперерабатывающей отрасли на территории Арк тического региона связано с освоением месторождений шельфа и побере жья Баренцева моря в двух минерально-сырьевых центрах: на основе Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море, Коровинского и Кумжинского месторождений в Ненецком автономном ок руге и предполагает строительство:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.