FACING NEW CHALLENGES - GLOBAL INSIGHT. Материалы VI

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ВСТРЕЧАЯ НОВЫЕ ВЫЗОВЫ:
ГЛОБАЛЬНОЕ ПОЗНАНИЕ
Facing New Challenges: Global Insight
Пермь 2015
УДК 338.45: 662.7(470+571+100)
ББК 36.305.143
Р 76
В 76
Встречая новые вызовы: глобальное познание: сб.ст.: материалы VI
Всеросс. студ. науч.-практ. конф. (Пермь, 26-27 февраля 2015 г.) / под общ.
ред. Г.Г. Модорской; Перм. гос. нац. исслед. ун-т – Пермь, 2015. – 233 с.
ISBN
Рассматриваются вопросы нефтегазового производства по следующим
направлениям: геология, производственный сервис, экономика и менеджмент.
В статьях поднимаются проблемы современного развития нефтегазовой
экономики, характерные как для российской, так и мировой экономики в целом.
Сборник предназначен для студентов старших курсов, магистрво,
аспирантов, специалистов, занимающихся вопросами развития нефтегазовой
экономики.
УДК 338.45: 662.7(470+571+100)
ББК 36.305.143
Печатается по решению кафедры мировой и региональной экономики,
экономической
теории
Пермского
государственного
национального
исследовательского университета
Рецензент: д.э.н., проф., зав. каф. Маркетинга ПГНИУ К.В. Новикова
© Пермский государственный
национальный исследовательский
университет, 2015
Оглавление
Секция «ГЕОЛОГИЯ».......................................................................................................................... 7
Абальян Э.Е. Технология разведки арктического шельфа России путём строительства
скважин со льда.............................................................................................................................. 7
Грачев А.В. Проблемы современного прогнозирования и моделирования основных
запасов нефти и газа .................................................................................................................... 10
Ибрагимов Х.Р. Использование материалов дистанционного зондирования земли на
стадиях геолого-разведочных работ и разработки месторождений УВ в пределах
Чарджоуской ступени .................................................................................................................. 13
Калимуллин А.М. Применение новейших технологий в разведке, разработке и добыче
нефти и газа .................................................................................................................................. 15
Крыцовкина О.Н. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений ......... 19
Муртазин Д.З. Применение подводных роботов для мониторинга морского дна и
ремонта, сварки и сцепления оъбектов инфракструктуры морских месторождений .......... 21
Новоселов А.М. Нефтегазоматеринский потенциал среднедевонских отложений (на
примере отложений Баррандова Синклинория, Чехия) .......................................................... 23
Павлов Н.Ч. Гидрогеология предъенисейской нефтегазоносной субпровинции .................. 26
Панферова Я.М. Геологическое строение залежей нефти и газа ........................................... 29
Плюснин А.В. Литологические особенности карбонатных пород - коллекторов фаменских
отложений соликамской впадины ............................................................................................. 32
Репник А.А. Оценка перспективности Южно-Австралийского бассейна купера для поиска
нетрадиционных месторождений углеводородов ................................................................... 34
Седов В.С. Геология, поиски и разведка нетрадиционных залежей нефти и газа.
Перспективы комплексного освоения в России природных битумов .................................... 38
Суворов А.О. Метод направленной разгрузки пласта .............................................................. 40
Хитренко А.В. Вспомогательный способ получения avo атрибутов supporting method for
production avo attributes .............................................................................................................. 43
Щетинина А.И. Экспериментальные исследования влияния электромагнитного излучения
на двух компонентную фильтрацию жидкостей ....................................................................... 46
Секция «ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ СЕРВИС» ..................................................................................... 50
Базыров И.Ш. Обоснование гидродинамической модели для симуляции разработки
залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах ................................................................... 50
Бобров В.А. Снижение скорости коррозии магистрального нефтепровода ........................... 55
Валеева И.М. Исследование влияния исходных данных на расчетные параметры режимов
магистральных нефтепроводов .................................................................................................. 57
Вяткин К.А. Разработка технологии очистки насосно-компресорных труб от
асфальтеносмолопарафиновых отложений тепловым методом с последующей
утилизацией и оценка ее эффективности .................................................................................. 60
Иринчеев М.А., Дошлов О.И. Нефтекоксовая мелочь – новый углеродистый
восстановитель для производства карбида кремния............................................................... 63
Исмаилова Д.П. Проектирование осевого подшипника для высоконапрорного ЭЦН.......... 65
Kazankapov N.Z. Multiphase flow in porous media simulation study for enhanced oil recovery 68
Каргалов Ф.С. Промысловая подготовка нефти ........................................................................ 71
Кочнев А.А. Экологические проблемы разработки сланцевого газа ...................................... 73
Кудбанов А.Г. Влияние геологических особенностей эксплуатационных объектов
месторождения N на успешность проведения геолого-технических мероприятий ............. 76
Мальцев А.А. Инновационные методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи
при разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов на месторождениях ООО
«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ...................................................................................................... 79
Масленицин С.А. Особенности разработки газоконденсатных залежей СевероУренгойского месторождения .................................................................................................... 82
Махатов А.А. Оптимизация систем сбора и транспорта нефти и газа ................................... 85
Мостовая А.О. Поиск аналитического решения задачи о притоке флюида к вертикальным
трещинам МГРП в горизонтальной скважине ........................................................................... 89
Мырзамуратов А.Б. Погружная насосная установка с подпорным струйным насосом для
эксплуатации нефтяных скважин с боковыми стволами.......................................................... 90
Пенигин А.В. Методы повышения нефтеотдачи пластов ......................................................... 94
Попова О.Б. Оптимизация транспорта газа путем увеличения пропускной способности
газопровода .................................................................................................................................. 97
Салихова А.Р. Обоснование выбора способа борьбы с механическими примесями ......... 100
Соловьев Д.Ю., Рахимзянов Р.М., Илюшин П.Ю. К вопросу оптимизации системы
транспорта продукции малодебитных скважин ..................................................................... 103
Султанбеков Р.Р. Увеличение производительности скважин с высоким газовым фактором
и высокой обводненностью ...................................................................................................... 106
Терлеев А.В. Оптимизация системы сбора и транспорта нефти и газа ................................. 109
Турченко Р.Е. Применение волоконно-оптических технологий для распределённого
мониторинга объектов добычи нефти и газа .......................................................................... 111
Чанышев А.Ф. Применение современных буровых растворов для качественного вскрытия
продуктивных пластов ............................................................................................................... 114
Шилов Е.Д. Технология утилизации бурового шлама при морском бурении (на примере
бурения разведочной скважины Мынгинского месторождения) ......................................... 117
Секция «ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ» .................................................................................. 126
Архипова Н.С. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: структура цены нефти и
нефтепродуктов .......................................................................................................................... 127
Ахметзянов Д.И. Производственная кооперация нефтегазового комплекса и
машиностроительной отрасли как основополагающий фактор устойчивого развития
нефтегазового производства .................................................................................................... 130
Кутергина Г.В., Байкадамов А.С. К вопросу о методах экономического обоснования
инфраструктуры месторождения нефти .................................................................................. 133
Батурина А.И. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: механизмы и
современное состояние............................................................................................................. 136
Бугатаев А.А. Концепция общего управления качеством для предприятий нефтегазовой
отрасли ........................................................................................................................................ 138
Бумажнов Д.Д. Современное состояние и проблемы развития нефтегазового комплекса
России .......................................................................................................................................... 142
Вельмескин И.В. Анализ детерминированного и вероятностного методов оценки
привлекательности инвестиций ............................................................................................... 144
Гайнитдинов А.А. Роль СПГ в изменении в топливно-энергетическом балансе стран
мира ............................................................................................................................................. 147
Гериш Д.П. Стратегии и особенности ценообразования на современном мировом рынке
нефти ........................................................................................................................................... 151
Дадьянов А.А. Оптимизация схемы вывоза нефти на предприятии без доступа к системе
“Транснефть” .............................................................................................................................. 155
Демидов А.В. Оценка стратегического «здоровья» нефтегазовых компаний ..................... 160
Железняков Ю.В. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: механизмы и
современное состояние............................................................................................................. 165
Жилик А.В. Ценовая война на нефтяном рынке: кто первый сдастся? ................................. 168
Загретдинова Д.Р. Оптимизация системы управления недропользованием на
континентальном шельфе России ............................................................................................ 171
Исатаев Р.Д. Методы оценки интеллектуального капитала нефтегазодобывающей
компании..................................................................................................................................... 173
Испанбетов Т.К. Методология процесса извлечения уроков в нефтегазовых проектах
(на примере компании Лукойл Оверсиз) ................................................................................. 179
Камалов Р.С. Влияние геополитики на ценообразование на мировом нефтяном рынке:
механизмы и современное состояние ..................................................................................... 181
Караева А.П. Современное состояние и проблемы развития нефтегазового комплекса
России .......................................................................................................................................... 185
Карпова А.В. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: механизмы и современное
состояние .................................................................................................................................... 188
Кирпичников А.С. Роль нефтегазового сектора в экономике России .................................... 191
Кузнецов А.В. Современное состояние и проблемы развития нефтегазового комплекса
России .......................................................................................................................................... 194
Пак Д.П. Управление виртуальной командой при реализации глобальных проектов ....... 196
Петухов Д.А. Роль нефтегазового сектора в экономике России ........................................... 200
Пономарева О.А. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: механизмы и
современное состояние............................................................................................................. 203
Рабаев М.У. Анализ развития нефтегазовой отрасли Российской Федерации в условиях
санкции........................................................................................................................................ 206
Савенкова О.Е. Современное состояние и перспективы модернизации налогообложения в
нефтегазовом секторе ............................................................................................................... 209
Сайфуллин И.Р. О некоторых элементах оценки экономической эффективности
интелектуального месторождения ........................................................................................... 212
Симонов А.А. Современное состояние и проблемы развития нефтегазового комплекса
России .......................................................................................................................................... 215
Скворцова К.И. Современные методы и технологии корпоративного управления и их
использование в целях повышения эффективности нефтегазового производства............. 218
Соловьев В.А. Особенности внешней торговли нефтью и газом Японии ............................. 221
Уракова Я.Е., Буторина О.В. Взаимодейсвие нии и предприятий нефтяной
промышленности в рамках международных инновационных кластеров при интеграции
России в мировую экономику ................................................................................................... 224
Хайруллин Е.В. Страхование предприятий нефтегазовой отрасли ....................................... 227
Шершень С.С. Роль нефтегазового сектора в экономике России .......................................... 229
Шляпина Е.В. Ценообразование на мировом нефтяном рынке: механизмы и современное
состояние .................................................................................................................................... 234
Секция «ГЕОЛОГИЯ»
Э.Е. Абальян
РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина, г. Москва
ТЕХНОЛОГИЯ РАЗВЕДКИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
ПУТЁМ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН СО ЛЬДА
Российский арктический шельф обладает значительным углеводородным
потенциалом и по праву может сравниваться с крупнейшими нефтегазовыми
провинциями мира. Согласно оценкам специалистов, суммарные ресурсы
российских акваторий оцениваются примерно в 100 млрд тонн нефтяного
эквивалента (далее т.н.э), из которых на газ приходится около 80%. Говоря о
запасах углеводородов – их более 10 млрд. т.н.э.. Очевидна значительная
разница в количественном соотношении ресурсов и запасов. А, как известно,
именно бурение разведочных скважин является ключевым этапом при
уточнении ресурсов и перевода их в категорию «запасов». Таким образом, на
сегодняшний день актуальной проблемой арктического шельфа России
является крайне малый объём разведочного бурения.
Разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений в полярных
районах связаны с суровыми природными условиями и решением сложных
экономических проблем. На мой взгляд, одним из перспективных и наиболее
экономичных методов разведочного бурения на арктическом шельфе является
строительство разведочных скважин с помощью обычных облегчённых
буровых установок непосредственно со льда (припая). Для безопасной работы
буровой установки требуется толстый прочный ледовый покров с минимумом
трещин. Устойчивость льдов может увеличиваться намораживанием
дополнительных слоёв льда под основание буровой установки.
Цель данного исследования заключается в рассмотрении наиболее
экономически выгодного и более быстрого варианта строительства геологоразведочных скважин на шельфе северных морей России.
Основная идея работы состоит в обосновании конструктивнотехнологических решений при создании основания буровой установки,

© Абальян Э.Е., 2015
7
увеличении устойчивости и несущей способности ледяного покрова и
повышении безопасности бурения за счёт армирования льда геосинтетическими
материалами.
Были
рассмотрены:
возможность
применения
многослойных
геосинтетических сеток для повышения устойчивости ледового основания
буровой установки, механические свойства льда и особенности его поведения
под действием нагрузки.
Вообще, разведочное бурение в условиях арктического шельфа может
проводиться с помощью полупогружной буровой установки (ППБУ), стоимость
суточной аренды которой составляет примерно 300÷500 тысяч долларов США,
самоподъёмной буровой установки (СПБУ, 100÷200 тыс. $/день), бурового
судна (200÷400 тыс. $/день) и стационарной буровой установки (15÷30 тыс.
$/день).
Мною предлагается располагать буровую установку только на
определённом типе арктического льда – припае, и в местах достаточной его
толщины. Припай – это полоса неподвижного морского льда, смёрзшаяся
с берегом и подводным береговым склоном. Преимущество припая в том, что
его протяжённость от нескольких десятков метров до сотен километров. В
арктических мелководных морях припаи часто не взламывается в течение
нескольких лет. Также учитывая, что 7-8 месяцев (с ноября по май) припай
покрывает значительную часть морей Арктического шельфа России,
использование этого метода представляется весьма заманчивым по
экономическим соображениям. Сама идея намораживания дополнительных
слоёв льда под буровую установку не нова, такой метод применялся в море
Бофорта в Канаде при строительстве ледяных островов. А идея применения
геосинтетических сеток, армирующих лёд, у меня появилась из аналогии с
гражданским строительством, где помимо обычного назначения георешеток,
они также применяются для укрепления ледяных трасс через реки и озера в
зимний период в северных районах России. Всего, выделяют три режима
нагружения льда: статический, динамический и режим длительного
нагружения.
Процесс бурения относится как раз к режиму длительно нагружения
ледяного покрова. Этот режим характеризуется появлением усталостных
деформаций и ползучести льда, что в итоге приводит к пластичному прогибу
8
льда под основанием буровой. При расчётах ледовый покров представляется
как бесконечная плита, лежащая на упругом основании (на воде).
По упрощённой формуле несущая способность льда прямо
пропорциональна квадрату толщины льда, а коэффициент пропорциональности
(𝑘расч ) зависит от многих факторов, таких как солёность льда, естественная
трещинноватость, температурный градиент льда, распределение нагрузки,
модуля Юнга, коэффициента Пуассона и пр.
𝑃 = 𝑘расч ∙ ℎ2 ∙ 𝑘арм /𝑘𝑧 , 𝑘𝑧 - коэффициент запаса.
При введении армирующих геосинтетических материалов в ледовую плиту
происходит уменьшение максимального прогиба конструкции. Наличие
армирующих сеток (одна решётка на каждый метр намораживаемого льда)
предлагаю учитывать введением в известную формулу коэффициента
армирования (𝑘арм ), значения которого определяются в зависимости от свойств
геосинтетического материала.
Таким образом, применение армирующего материала позволяет увеличить
несущую способность льда, предотвратить значительное прогибание льда под
буровой установкой и, как следствие, уменьшить распространение трещин.
Мною был проведён примерный расчёт необходимой толщины льда (уже с
учётом наличия геосинтетических материалов) для облегчённой стационарной
буровой установки модульного типа (ZJ40 4000м китайского производства) с
общей массой всех модулей порядка 150 тонн. Минимально необходимая
толщина льда при этом оказалась равной около 3,45 м.
Список литературы
1. Доронин Ю.П., Хейсин Д.Е. Морской лёд.
2. G. L. Hood. Offshore Drilling From Ice Platforms.
9
А.В. Грачев
Уральский государственный горный университет, Екатеринбург
ПРОБЛЕМЫ СОВРЕМЕННОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
И МОДЕЛИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
Природные ресурсы - то, что человек извлекает для своего потребления.
Ресурсы делят на исчерпаемые и неисчерпаемые, возобновляемые и
невозобновляемые. Нередко можно встретить прогнозы специалистов, которые
предупреждают, что при сохранении наблюдаемых темпов добычи нефти ее
хватит лишь на два ближайших десятка лет. Экономическая статистика гласит,
что нефти в России из года в год добывается все больше и больше. По
официальным источникам в июле 2013 годы правительство РФ обнародовало
часть ранее закрытых данных относительно запасов нефти в стране, что могло
бы сделать Россию привлекательнее в глазах инвесторов. Выяснилось, что на
начало января 2012 года эти запасы составили около 18 млрд тонн (112 млрд
баррелей) для нефти категории АВС1, а также примерно 11 млрд тонн (почти
69 млрд баррелей) для нефти категории С2. По известным запасам нефти и ее
добыче Россия остается в числе лидеров, прочно занимая третье место в мире и
уступая лишь Венесуэле и Саудовской Аравии.
В 1975 году М.К. Хубберт, геофизик, работавший в компании Shell,
который точно предсказал снижение добычи нефти в США, предположил, что
мировые поставки энергоносителей достигнут своего пика в 1995 году. В 1997
году геолог К. Кэмпбелл высказал мнение о том, что это произойдет еще до
2010 года. В 2003 году прозвучало заявление геофизика К. Деффейса, который
сказал, что «на 99% уверен» в том, что пик добычи нефти придется на 2004 год.
2004 год наступил, и техасский магнат Т. Бун Пикенс выступил с прогнозом,
согласно которому «отныне мы никогда не сможем выкачивать больше 82 млн.
баррелей» жидкого топлива в день. (Кстати, в мае 2012 года ежедневная добыча
в среднем составляла 91 млн. баррелей.) В 2005 году инвестиционный банкир
М. Симмонс настаивал на том, что «Саудовская Аравия уже не может
существенно увеличить объемы нефтедобычи». (С того времени страна подняла

© Грачев А.В., 2015
10
объемы добычи с 9 до 10 млн. баррелей в день и сохраняет потенциал для
увеличения этих объемов еще на 1,5 млн. баррелей). Пик добычи нефти так и не
был достигнут. Более того, этого, скорее всего, не случится еще достаточно
долгое время.
Компания British Petroleum опубликовала свой прогноз добычи и
потребления нефти в мире. По оценкам специалистов компании, разведанные
мировые запасы нефти позволят обеспечить спрос ещё на 40 лет. В докладе BP
также отмечается, что потребление энергии в мире за последние пять лет росло
значительно более быстрыми темпами, чем предполагалось ранее.
Соответственно, увеличились и объемы выбросов в атмосферу углекислых
газов, несмотря на значительный рост цен на энергоносители. Как отмечают
эксперты, прогноз, составленный на основе официальных данных, снова
отдалил предполагаемые сроки истощения мировых запасов нефти. Между тем
уже в 1980-х годах прогнозировалось, что запасов «чёрного золота» хватит на
40 лет, учитывая существовавшие на тот момент резервы и темпы потребления.
Складывается следующая картина: увеличение объёма добычи
углеводородов с каждым годом имеет положительную динамику. При этом
масштаб запасов и ресурсов не уменьшается. Наблюдается так называемый
«феномен невозобновляемых ресурсов».
Задача подсчёта запасов месторождения включает как собственно
количественную оценку ее запасов, так и детальную геометризацию
месторождения. При оценке месторождений углеводородов подсчитываются
все находящиеся в недрах запасы – геологические запасы, а также та их часть,
которая может быть извлечена из недр при современном уровне технологии
добычи – извлекаемые запасы. Как гласит мировая практика, основным при
подсчёте геологических запасов нефти и газа является объёмный метод,
порядок применения которого регламентируются соответствующими
документами и инструкциями.
Отечественная и зарубежная классификации имеет принципиально разные
подходы. Сущность различия начинается в разности метрических систем,
соотношений и наименований осадочных пород. В настоящее время
предприятия используют классификацию по десятичной шкале А.А. Ханина,
когда зарубежные специалисты практикуют использование Ф-шкалы. На
различие шкал, в первую очередь, указывают границы между типами
11
осадочных пород и их вариативность. Тем самым происходит нерациональное
отсеивание потенциальных коллекторов.
Рис. 1. Шкала-показатель современных исследований
На сегодняшний день изучение образцов пород ограничено в первую
очередь разрешающей способностью технических средств. Существует область,
которая в данный момент не поддаётся изучению, но, скорее всего, именно эта
область станет перспективной для дальнейшего изучения, что приведёт к
пополнению ресурсной базы.
Список литературы
1. Шутько С.Ю. Основные проблемы обоснования подсчётных параметров,
установленные
экспертизой
запасов
углеводородов.
Вестник
недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, Екатеринубрг.
1999, №02;
2. Бобылев В.Н. «О категориях запасов и ресурсов». http://www.ngfr.ru/
Х.Р. Ибрагимов
РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина, г. Москва

© Ибрагимов Х.Р., 2015
12
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ ДИСТАНЦИОННОГО
ЗОНДИРОВАНИЯ ЗЕМЛИ НА СТАДИЯХ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В ПРЕДЕЛАХ
ЧАРДЖОУСКОЙ СТУПЕНИ
При решении поисковых задач основной метод исследований сейсморазведка сталкивается с рядом трудностей, обусловленных
особенностями геологического строения региона. Постоянный рост сложности
решаемых задач приводит к необходимости комплексного использования
геолого-геофизических и материалов дистанционного зондирования Земли.
Особенно это эффективно при изучении разломно-блокового строения и
сформировавшихся зон тектонической трещиноватости. Отражение глубинного
строения Земли в ее ландшафте объясняется унаследованностью структур
древнего заложения в новейшем тектоническом плане. Тектонические поднятия
сопровождаются проявлением трещиноватости и увеличением проницаемости
осадочного чехла, при восходящих рельефообразующих тектонических
движениях происходит растяжение верхних зон земной коры, при которых
неизбежны механические деформации слоев и геохимические преобразования
(за счет водных и газожидких флюидов). В зонах трещиноватости создаются
условия проницаемости, благоприятные для миграции флюидов и тепловых
потоков. Изучение этих особенностей путем дешифрирования КФС и топокарт
позволяет установить особенности геологического строения. В работе
применялась методика структурного дешифрирования линейных и дуговых
элементов (линеаментов и кольцевых структур): линеаменты – о разломноблоковой тектонике, неотектонически активизированных разрывных
деформациях слоев, кольцевые структуры – о пликативной тектонике,
неотектонически активизированных складчатых деформациях слоев.
Основные черты развития и строения Чарджоуская ступень получила в
результате неоднократных тектонических движений различного знака. В
результате структурного дешифрирования Бухарский параградный разлом
прослеживается в виде достаточно широкой зоны (до 20 км) в пределах которой
развиты дизъюнктивно-пликативные структуры различных простираний
частично рассекающие и осложняющие эту зону, и в структурном отношении
они рассматриваются как рубцовые зоны, близкие по своему значению к
шовным. Подземная гидросфера благодаря новейшей тектонической
13
активизации, была выведена из пассивного равновесия и периодически
«деформирована» до состояния, при котором упругий запас энергии флюидов
определялся местами напряженным состоянием вмещающих горных пород. Эти
движения периодически создавали и видоизменяли разветвленную систему
разуплотнения горных пород в объеме карбонатно-соленосной толщи. Она
была образована зонами наложенной тектонической трещиноватости и
активного проявления вторичных процессов (течение соли, доломитизация,
перекристаллизация и др.). Эти процессы и созданная ими фильтрационная
макроструктура обеспечили миграцию газа к ловушкам, примыкающим к зонам
разуплотнения. На территории Чарджоуской ступени основными ловушками
газа (нефти) в объеме верхнеюрских карбонатов служат высокопористые
органогенные тела (рифы, биогермы). В плане они часто не совпадают со
сводовыми частями локальных структур в вышележащих отложениях. При
тектонической
активизации,
обусловливающей
(или
усиливающей)
динамическую
дифференциацию
механических
и
петрофизических
характеристик пород, происходит формирование в них линейных, дуговых,
иногда очаговых зон концентрации. Этот процесс завершается возникновением
региональных дизъюнктивов, чаще же прекращается на этапе фиксированного
разуплотнения пород, выраженного проявлением либо мозаичных зон, либо
ориентированных систем трещиноватости (в карбонатной толще и нижних
ангидритах являются зонами повышенной флюидопроводности). При
дешифрировании спектрозональных космоснимков выявлены системы
линеаментной трещиноватости, выражающие напряженное состояния
литосферы. При дешифрировании выявлено большое количество кольцевых
структур разных размеров и их закономерная иерархия. Практически каждая
кольцевая структура имеет несколько концентров, внутри которых образуются
оперяющие линеаменты. Кольцевые структуры отличаются гетерохронностью
заложения и длительным унаследованным прерывисто-пульсирующим
развитием. Более молодые из них унаследуют древние, причем центры
наложенных более мелких структур расположены на концентрах древних.
Кольцевые структуры расположены в узлах пересечения линейных разломов
(линеаментов) и трассируют зоны активизации платформы, обусловленных
напряжениями и нарушением сплошности геологических образований. Одной
из характерных черт пространственного размещения участков нефтенасыщения
оказалась их приуроченность к зонам тектонического разуплотнения,
14
являющихся, вероятнее всего, флюидопроводами в периоды тектонической
активизации региона и одновременно участками, в которых или вблизи
которых происходит аккумуляция нефти и газа. Результатом проведения
структурного дешифрирования КФС является детальная карта системы
линеаметной трещиноватости, в которой отчетливо видна структура и иерархия
линеаментов, отражающая фильтрационную макроструктуру карбонатной и
соляно-ангидритовой формации в пределах Чарджоуской ступени. Установлено
наличие
нескольких
региональных
линейных
зон
линеаментной
трещиноватости меридионального, широтного и двух диагональных
направлений. Такие зоны развиты преимущественно на территории УртабулакДенгизкульского, Култак-Зевардинского и Шуртанского районов. К
региональным линеаментным зонам прилегают крупные месторождения
(Кокдумалак, Зеварды и др.) Причем, Кокдумалак, Алан и Зеварды находятся в
непосредственной близости от пересечений региональных линеаментов, где
вероятно создаются наилучшие условия для интенсивной миграции флюидов,
поэтому пересечение линеаментов следует считать признаком, максимальной
флюидопроводности разреза.
А.М. Калимуллин
Пермский государственный национальный
исследовательский университет, г. Пермь
ПРИМЕНЕНИЕ НОВЕЙШИХ ТЕХНОЛОГИЙ В РАЗВЕДКЕ,
РАЗРАБОТКЕ И ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
В последнее время, как в средствах массовой информации, так и в
серьезных научных журналах, часто говорится о скором исчерпании
углеводородов на планете. По их прогнозам, оно может произойти в течение
нескольких десятилетий.
Бурение и промышленная добыча углеводородов протекает на протяжении
больше чем одного века и полное истощение потенциала в ближайшем
будущем (через сотни, а может и тысячи лет) нашей планете не грозит.
Потребность в источнике энергии для населения земного шара будет всегда

© Калимуллин А.М., 2015
15
являться надежной опорой для совершенствований технологий в разведке,
разработке и добыче нефти и газа. Следует отметить, что углеводороды,
согласно нашим новейшим представлениям, являются практически
возобновляемыми за счет их подпитки из глубин Земли - верхней мантии.
Существует множество месторождений, которые могут подтвердить это
утверждение как на практике, так и в теории. К примеру, уникальное по своим
запасам Ромашкинское месторождение дало 2,2 млрд. тон нефти. Вроде бы
месторождение разрабатывается на последней стадии разработки, темпы отбора
уменьшаются, но все равно до сих пор получают приток из нижележащих
комплексов.
Традиционные ресурсы нефти и газа на данный момент остаются
актуальными. Самым важным сырьем в промышленно развитых странах
остается нефть. Он дает нам тепло и заводит машины. Современное население
невозможно представить без благ, которые дает нефть. И от такого дорогого
удовольствия человек никогда не откажется.
Добыча нефти в обозримой перспективе будет падать: легкая нефть
заканчивается, для разработки новых месторождений нужны гигантские
инвестиции. Данные ресурсы будут открываться в более сложных условиях
(большие глубины на суше и моря, географически труднодоступные места,
сложные природно- климатические условия) , а сами месторождения будут
являться сложными в плане освоения и разработки.
Вывод - развитие новых технологий добычи этого ценного сырья имеет
первостепенное значение, для осваивания новых запасов и повышения
нефтеотдачи действующих месторождений. Только новые технологии бурения,
разведки, добычи позволяет обеспечить возрастающие потребности населения
и в сложившейся экономической ситуации, актуальность этой темы повлечет за
собой внедрение инновационных методик по совершенствованию нефтяной
промышленности страны.
В своей статье я хочу изложить новый метод добычи углеводородов. Но
прежде чем приступить к объяснению данного метода, войдем в краткий
ракурс.
К современным технологиям добычи нефти и газа относятся следующие
применяемые способы эксплуатации нефтяных месторождений - фонтанный,
компрессорный и насосный. Скважинная добыча нефти осуществляется или
путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при
16
помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как
правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует
фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования
скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или
глубинонасосный,
в
котором добыча осуществляется
штанговым,
гидропоршневым или винтовыми насосами. В силу проверенной историей,
данные методы будут применяться в будущем времени и являться надежными
потенциалами на нефтяном промысле.
Метод заключается в создании депрессии на пласт в результате
поддержания в скважине вакуума. Аномально низкое давление создается с
помощью центробежных многоступенчатых насосов, расположенных на
поверхности на специальных станциях. Месторождение делиться на блоки,
согласно геологическим характеристикам. На рисунке показано, как в каждом
блоке расположен один насос, позволяющий работать сразу на три скважины.
ЦНС потребляют 900 кВт электроэнергии. Поверхностные насосы имеют
производительность Q= 6000 м3/ч и развивают напор в 540 м водяного столба,
то есть создает давление в 54 атм. Такое создаваемое давление в скважине
достаточно для извлечения углеводородов из недр. Для сохранения давления в
скважине предусматриваются пружинные предохранительные клапаны,
предотвращающие утечку флюида в пласт.
Возьмем пример с горизонтальной скважиной, которая пробурена в
продуктивный пласт. Метод позволяет произвести перфорационные отверстия
17
на протяжении всей части скважины в продуктивном пласте. Так как в насоснокомпрессорной трубе отсутствует механизированный аппарат добычи нефти, то
такая технология способствует вовлечение в работу большего объема
поверхности скважины. Тем самым кратно увеличивается дебит.
Преимущества данного метода:
1) Рентабельность
2) Отсутствие деталей в скважинном оборудовании
3) Высокая эффективность процесса при значительном газовом факторе
4) Простота управлением процессом добычи и его автоматизация
5) При эксплуатации скважины возможно использование энергии газа,
содержащегося в пласте.
6) Эффективное устранение коррозионных процессов, солевых и
парафиновых отложений.
7) На эффективность работы скважины не влияют высокие давления
скважины, температура флюида, примеси (песок и т.п) скважины
8) Успешное применение для трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.
О.Н. Крыцовкина
студентка МГУ, г. Москва

© Крыцовкина О.Н., 2015
18
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В России, как и во всем мире, несмотря на научно-технический прогресс,
эффективность поисково-разведочных работ постоянно падает. На это есть свои
причины:
1) Возросла степень выработанности недр. Отношение накопленной
добычи к начальным извлекаемым запасам достигает уже 50%. При этом
геологическая изученность России и сопредельных территорий очень
различается по площади и по разрезу. Наиболее высокой разведанностью недр
отличаются территории Северного Предкавказья, Южного Мангышлака,
Западного Узбекистана Волго-Уральской области. Следовательно, ожидать
здесь открытия новых крупных месторождений уже не приходится. Основной
прирост запасов приходится на средние и мелкие месторождения. В
эксплуатируемых месторождениях резко растет величина заводнения – на 1 т.
добываемой нефти приходится уже 5т. воды. Кроме того, падают дебиты
эксплуатируемых скважин. За последние 20 лет дебит одной работающей
скважины уменьшился в среднем в 5 раз. При этом наиболее истощенными
оказываются
наиболее
высокодебитные
скважины.
Растет
доля
трудноизвлекаемых запасов – высоковязких нефтей, нефтей в низкопористых
коллекторах, в коллекторах с малой нефтенасыщенной толщиной.
2) Усложнились геологические условия и глубина поисков залежей. Фонд
антиклинальных ловушек уже практически исчерпан, а поиски и разведка
ловушек другого типа намного более трудоемок и дорог.
3) Усложнились географические условия новых нефтегазодобывающих
районов, – они находятся на Крайнем Севере, на шельфе Северных морей, в
вечной мерзлоте, что также удорожает геолого-разведочный процесс.
Повышение эффективности поисково-разведочных работ может быть
достигнуто, благодаря:
1. замене части разведочных скважин опережающими эксплуатационными,
вовлечению разведочных скважин в опытно-промышленную эксплуатацию,
2. замене разведочных скважин сейсмическими работами,
3. совершенствованию геологической модели,
4. применению геофизических и других наукоемких методов,
5. оптимизации размещения разведочных скважин,
19
6. ускорению геологоразведочного процесса.
Решение о применении ускоренной разведки решается по результатам
поисково-оценочного этапа. Для оптимизации поисково-разведочных работ и
повышения его эффективности рекомендуется внедрять пробную и опытнопромышленную эксплуатацию (ОПЭ) залежей, что позволяет сокращать сроки
подготовки залежей к эксплуатации и высвобождать объемы разведочного
бурения для поисков новых месторождений. Опытно-промышленная
эксплуатация продолжается от 20 суток до 6 месяцев. Пробная эксплуатация
длится до трех лет, и осуществляется в соответствии со специальными
проектами. Должная эффективность применения опытно-промышленной
эксплуатации может быть достигнута только при надлежащей научной
обоснованности проекта, при наличии адекватной геологической модели
залежи.
В районах с уже открытыми месторождениями, опытно-промышленную
эксплуатацию рекомендуют для месторождений-спутников, расположенных
неподалеку от уже находящихся в разработке со сходным геологическим
строением. Также ОПЭ применяют на отдельных блоках в блоковых
месторождениях. При благоприятных условиях (достоверность и детальность
картирования ловушек с помощью сейсморазведки, высокая успешность
открытий) на небольших залежах (площадью менее 2 км2) можно полностью
отказаться от разведочного бурения. На больших месторождениях можно
заменить часть разведочных скважин опережающими эксплуатационными.
Несмотря на все успехи современной науки и достижения техники,
актуальными остаются принципы, проектирования сформулированные Петром
I:
«Всем чинам, на службе стоящим, мануфактур советникам и протчим
важных ремесловых заведений персонам помнить надлежит:
Все прожекты зело исправны быть должны, дабы казну зряшно не разорять
и Отечеству ущерба не чинить!
А кто станет прожекты абы как ляпать – чина лишу и кнутом драть велю!»
Петр.1716 год.
Д.З. Муртазин

© Муртазин Д.М., 2015
20
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва
ПРИМЕНЕНИЕ ПОДВОДНЫХ РОБОТОВ ДЛЯ МОНИТОРИНГА
МОРСКОГО ДНА И РЕМОНТА, СВАРКИ И СЦЕПЛЕНИЯ ОЪБЕКТОВ
ИНФРАКСТРУКТУРЫ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Здоровье и безопасность работников, простая логистика и бесперебойная
работа оборудования являются ключевыми факторами для успешного развития
нефтяной компании. И этого можно достигнуть только, импортируя новейшие
технологии из других отраслей промышленности и науки. Сегодня
нефтегазовая промышленность располагает технологиями, которые еще
несколько лет назад были чем-то из области фантастики. Особенно это касается
морских месторождений, ведь именно там самые высокие стандарты. Эта
статья затрагивает тему удаленного мониторинга морского дна и сооружений, а
также проблемы, возникающие при эксплуатации управляемых и автономных
подводных систем. Существует два вида роботов для подводных работ, они
отличаются тем, как ведется управление ими: либо непосредственными
сигналами от оператора через радиоволны или по проводам (управляемые),
либо им управляет специально заложенная программа в модуле управления
(автономные). Первый тип безусловно хорош в исполнении точных операций,
таких как сварка, сцепление, ведь ни одна программа не может полностью
управлять этими процессами, но связь с оператором страдает из-за жестких
условий внешней среды (давление, соленость, волнение), а также отклик на
сигналы идет опозданием из-за больших потоков данных. Автономные роботы
в основном предназначены для поиска и отбора материалов морского дна и
мониторинга, сложные операции они выполнять пока не могут. Возможно, с
появлением искусственного интеллекта мы сможем передать им контроль над
всеми процессами на месторождении. А сейчас, основной проблемой является
качественная связь системы оператор-робот и в дальнейшем создание морских
месторождений, полностью управляемых с суши.
Наилучшая система связи на сегодняшний день была предложена на
роботе CR200. Максимальная глубина работы CR200 200 м, а контроль ведется
на частотах 100 Гц. CR200 может работать при шторме до 4 баллов. Структура
системы CR200 аналогична системе управляемых подводных объектов, которая
состоит из блока управления поверхности, депрессорных и самого робота.
21
CR200 и депрессоры соединены с блоком управления через поверхность 300
метрами кабеля, который включает в себя четыре волоконно-оптических линий
с диаметром 1310нм и через них проходит постоянный ток 10А. Линии
волоконно-оптические состоят из 2 обязательных линий и 2 запасных линий.
Депрессорный блок работает как демпфер между CR200 и судном, для того
чтобы свести к минимуму изменение сопротивление кабеля, поскольку робот
может сгореть при больших значениях тока. Блок управления поверхность
включает в себя 7 компьютеров, подключенных к гигабитному интернету (100
гигабит/сек), 9 больших мониторов, медиа конвертеры, две волоконнооптических гигабитных ступицы, беспроводной маршрутизатор, и 2 сетевые
камеры. Простая структура блока управления может уменьшить размер
пространства для инструментов и обеспечить комфортную работу. Из
характеристик вышеописанного робота можно сделать вывод о том, что для
точного и бесперебойного управления подводными объектами нужна общая
высокоскоростная система в виде гигабитного интернета и использование
оптоволоконных кабелей. Последние планируется использовать при
строительстве «умных» опорно-параметрических и разведочных скважин,
которые отличаются тем, что в них будут стоять сотни и даже тысячи разных
датчиков, имеющих единую систему контроля. В конце хотелось бы отступить
от темы доклада и сказать о будущем нефтегазовой промышленности. Все
сводится к тому, что скоро мы перейдем на так называемые виртуальные
месторождения, где возникшие проблемы решаются в режиме реального
времени и присутствие человека будет сведено к минимуму. Самый большой
опыт в этом имеет Норвегия, где на базе университета создана модель такого
месторождения. Так что нашей отечественной промышленности есть что
подчерпнуть из опыта зарубежных специалистов в этой области.
Список литературы
1. Н.А. Еремин, современная разработка месторождении нефти газа, 2008.
2. В двадцать второй век. Международная конференция нефтяного
инжиниринга в северных условиях Родос, Греция, Июнь, 2012.
3. Anisi, D.A. and Skourup, C. 2012. Поэтапный подход к роботам в
нефтяной и газовой промышленности. Представленный на IFAC Семинар по
автоматическому контролю оффшорных месторождений нефти и газа,
Трондхеим, Норвегия, 31 мая-1 июня.
22
4. Статья SPE 167417, Роботы в нефтяной промышленности, трудности и
возможности.
А.М. Новоселов
Геологический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ СРЕДНЕДЕВОНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ ОТЛОЖЕНИЙ БАРРАНДОВА
СИНКЛИНОРИЯ, ЧЕХИЯ)
Изучение палеофациальных и палеогеографических обстановок является
важным этапом в геологическом обосновании перспектив нефтегазоносности
осадочно-породных
бассейнов.
Исследуя
особенности
накопления
нефтегазоматеринских свит, мы можем обобщать результаты, полученные по
локальным объектам исследования, и применять их в масштабах всей планеты,
таким образом, более детально проникая в суть процесса формирования
нефтегазоносности.
Среднедевонские отложения являются толщами, генерирующими
промышленные масштабы углеводородов на территории ВосточноЕвропейской платформы (Волго-Уральский, Тимано-Печорский и других
нефтегазоносных
бассейнов),
Западно-Канадского
и
Аппалачского
нефтегазоносных бассейнов, а также Северо-воcтока Шотландии. Их высокий
нефтегазогенерационный потенциал в пределах многих палеозойских НГБ
предопределил интерес к ним как к нефтематеринским породам мирового
класса.
Объектом исследования является Баррандов синклинорий, сложенный
породами раннепротерозойского – позднедевонского – раннепермского
возраста, завершившего свое формирование в герцинскую фазу складчатости.
Цель работы - детальное литолого-геохимическое изучение девонских
осадочных пород Баррандова синклинория, собранных автором в ходе учебной

© Новоселов А.М., 2015
23
практики
в
Чехию,
выявление
условий
осадконакопления
нефтегазоматеринских отложений, исследование принципиальной возможности
накопления пород с повышенными концентрациями органического вещества,
определение условий реализации их нефтегазогенерационного потенциала, а
также анализ и выявление сходств среднедевонских отложений Баррандова
синклинория с мировыми нефтегазоматеринскими продуцирующими толщами
сходного генезиса. Содержание Сорг в среднедевонских отложениях составляет
от 0,07 до 1,8%.
Методика исследования девонских отложений включала в себя детальное
макро- и микроописание пород, люминесцентно-битуминологический анализ,
пиролитические исследования, хлороформенную экстракцию битумоида и газожидкостную хроматографию.
Значения Tmax свидетельствуют о высокой степени преобразованности
отложений, соответствующей ГЗН - ГЗГ.
Наиболее высоким нефтегазогенерационным потенциалом обладают
среднедевонские известняки с остатками рениофит и алевролиты со следами
высшей растительности.
Полученные данные свидетельствуют о зрелом и перезрелом органическом
веществе нижнепалеозойских отложений, в значительной степени
выработавшем свой потенциал.
По данным газожидкостной хроматографии можно сделать ряд выводов:
- исходное ОВ – сапропелевое;
- оно формировалось в прибрежных или лагунных обстановках в слабых
или умеренных восстановительных условиях;
- исследуемое ОВ можно отнести к перезрелому, уже прошедшим ГЗН, и
возможно находящемуся в ГЗГ.
На основании сопоставления палеогеографических и палеофациальных
обстановок осадконакопления в девонское время, геологического изучения
обнажений Баррандова синклинория в частности, и Богемского массива в
целом, с использованием результатов литологического и геохимического
исследования отложений, автором определен нефтегенерационный потенциал
нижне- и среднедевонских отложений. Исследования показали, что условия
осадконакопления были благоприятны для накопления литологических
разностей с повышенными содержаниями органического вещества.
24
Список литературы
1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и
геохимия нефти и газа/ под ред. чл.-корр. РАН проф. Б.А.Соколова, изд-во
МГУ, 2004.
2. Войтович Е. Д., Гатиятуллин Н.С. История открытия нефтяных
месторождений Республики Татарстан, Нефть. Газ. Промышленность. 2007.
Вып. 5 (33).
3. Корчагина Ю.И., Четверикова О.Р. Методы интерпретации
аналитических данных о составе рассеянного органического вещества, Москва,
Недра, 1980, с. 227.
4. Проворов В.М. История геологического развития территории Пермской
области, Общая и региональная геология, геология морей и океанов,
геологическое картирование. Москва, Геоинформцентр, 2003. С.38
5. Словарь по геологии нефти и газа. Ленинград, Недра, 1988. С. 507-508.
6. Сухи В. Штормовые карбонатные отложения в среднем девоне
баррандовского палеозоя (центральная чехия), 1992.
7. Физико-химические свойства нефтей, газов и битумоидов Пермского
Прикамья. Катало / Под редакцией Виниковского С.А., Коблова А.З. Пермь,
1974. С. 604.
8. Фрик М.Г., Титова Г.И., Батова И.С. Закономерности распространения
нефтегазоностности толщ нижне-верхнедевонских терригенных отложений
Пермского края, Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых
месторождений. 2007. Вып. 4. С.17-29.
9. Хаин В.Е Атлас литолого-палеогеографических карт мира: в 2 т. М.,
1984; Т, 1.
10. Юрина, Раскатова: Влияние качаксого события на развите высших
растений (средний девон, Чешская республика), 2011.
11. Anissimov L., and Chizhov S., Two Models of the Middle Devonian Petroleum System in the Volgograd Region: the Pros and Cons, Anual report Lukoil
Engeneering, 2011, p.39
12. Budil Petr, Chlupáč Ivo, Hradecký Petr Middle Ordovician at Praha – Červený vrch Hill (Barrandian area, Czech Republic). Bulletin of Geosciences, Czech
Geological Survey, Vol. 78, No. 2, 2003, p.91–98.
13. Chlupac Ivo, Palaontologische Gesellschaft, Praha 1993
25
14. Gal L.P., Allen T.L. & Fraser T.A., Petroleum Reservoir and Source Rock
Potential in Lower and Middle Paleozoic strata of Peel Plateau and Plain, Northwest
Territories and Yukon, poster on geoscience conferience, Canada, 2008.
15. Geological map of Czechoslovakia, 1:10000000 under redaction of O. Kodym and M. Cihelka, 1965
16. Jan Chab et al. Outline of the Geology of the Bohemian Massif: the Basement Rocks and their Carboniferous and Permian Cover, 2010
17. Marshall, J. E. A., Brown, J. F. and Hindmarsh, S., 1985."Hydrocarbon
Source Rock Potential of the Devonian Rocks of the Orcadian Basin" Scottish Journal of Geology, 21: 301-320
18. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. AAPG Memoir
60, Eds. Magoon I.B., Dow W.G., 1994.
19. Sbornik geologigickych ved 47. Geological model of Western Bohemia related to the KTB Borehole in Germany. Edited by S.Vrana and V. Stedra, 1997
20. Václav Suchý, Ivana Sýkorová, Michal Stejskal, Jan afanda, Vladimír
Machovi and Miroslava Novotná Dispersed organic matter from Silurian shales of the
Barrandian Basin, Czech Republic: optical properties, chemical composition and
thermal maturity, Prague, 2002.
Н.Ч. Павлов
Новосибирский государственный университет, г.Новосибирск,
pavlovnch@gmail.com
ГИДРОГЕОЛОГИЯ ПРЕДЪЕНИСЕЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
СУБПРОВИНЦИИ
Предъенисейская нефтегазоносная субпровинция, выделенная академиком
А.Э. Конторовичем в 2003 году, расположена в юго-восточной части Западной
Сибири и представляет собой зону развития верхнепротерозойскопалеозойских отложений левобережья р.Енисей и рассматривается как один из
наиболее перспективных источников нефти и газа в доюрских комплексах
Западной Сибири.

© Павлов Н.Ч., 2015
26
В пределах Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции выделяются
два структурных этажа. Нижний – в верхней части представлен
верхнедокембрийско-палеозойскими толщами, являющимися продолжением
структур чехла Сибирской платформы (СП), а в нижней части древним
кристаллическим фундаментом. Верхний структурный этаж – мезозойскокайнозойский, соответствует чехлу Западно-Сибирской плиты (ЗСП).
Детальный анализ территории позволил построить гидрогелогостратификационную схему, согласно которой автор выделяет докембрийскопалеозойский гидрогеологический этаж, подразделяющийся на кембрийский и
рифей-вендский гидрогеологические комплексы.
Отложения рифей-вендского гидрогеологического комплекса изучены в
скважине Восток-3, и представлены терригенными и карбонатными породами.
Литологические исследования керна показали, что породы в значительной
степени консолидированы и утратили свою первоначальную пористость и
проницаемость. Поэтому фильтрационно-емкостные свойства изучаемых
отложений тесным образом связаны с вторичной трещиноватостью,
кавернозностью и выщелачиванием, т.е. для них характерна водонапорная
система трещинных и трещинно-жильных вод с очень сложной гидравлической
взаимосвязью.
Температуры пластовых вод, по результатам термометрии скважин и
точечных замеров, варьируют от 103,0 0С до 112,7 0С с величиной
геотермических градиентов 1,24 0С/100 м в интервале глубин 4205-4968 м, что
сопоставимо с геотермическим градиентом рифей вендских отложений
западных районов Байкитской антеклизы СП.
Изучаемый район расположен в переходной зоне от соленосного типа
разреза древней СП к бессолевому типу ЗСП. В этой связи был проведен
сравнительный анализ состава подземных вод и рассолов рифей-вендского
гидрогеологического комплекса, вскрытого скв. Восток-3. Воды по составу
хлоридные натриевые с незначительной долей катионов кальция и магния.
Общая минерализация пластовых вод и рассолов составляет 44,6-96,5 г/дм3 .
Сравнение с рассолами прилегающих районов ЗСП и рассолами подсолевой
формации рифей-вендского терригенного комплекса западных районов СП
выявило их родство с первой группой. Установлено, что рассолы рифейвендского комплекса скв. Восток-3 содержат в себе значительно меньше
27
аммония, кремнезема, рубидия и цезия. Содержания йода, брома и лития на
порядок выше.
На прилегающих территориях комплекс работ по испытанию и
опробованию разреза докембрийско-палеозойского гидрогеологического этажа
был проведен на Вездеходной, Ванжильской, Аверинской и Кыксинской
площадях. По химическому составу воды изучаемых отложений
преимущественно хлоридно-натриевые с общей минерализацией от единиц до
сотен граммов на литр. От Аверинской площади (280 г/дм3) происходит
закономерное снижение общей минерализации подземных вод в западном
направлении, где в скв. Восток-3 она составляет 50-90 г/дм3 , на Вездеходной
площади уже 60-85 г/дм3, в скв. Восток-1 варьирует от 52 до 65 г/дм3.
В целом изученные подземные воды докембрийско-палеозойского
гидрогеологического этажа прилегающих к проекту “Восток” площадей можно
отнести к слабым рассолам хлоридно-натриевого состава с минерализацией
более 50 г/дм3 .
В макрокомпонентном составе изученных рифей-вендских рассолов (> 50
3
г/дм ) доминируют ионы хлора и натрия, их концентрации составляют 28,3 –
55,1 г/дм3 и 13,3-35,8 г/дм3. Содержание гидрокарбонат - иона варьирует от 73
до 432 мг/дм3, сульфат - иона о 43 до 163 мг/дм3. Концентрации кальция,
магния и калия превышают 4,50, 0,84 и 0,57 г/дм3 соответственно.
Микрокомпонентный
состав
изученных
рассолов
характеризуется
содержаниями брома от 113 до 237 мг/дм3, йода - от 0,6, бора – от 5,0 до 10,7 ,
аммония – от 35 – до 50 мг/дм3. Другие микрокомпоненты (F, SiO2, Al, Li, Rb,
Cs, Zn, Mn, Ti, Co, Cr, Ni, Ge и другие) содержатся еще в меньших количествах.
Установлено, что в пределах изучаемой части ПНС развит нормальный тип
вертикальной гидрогеохимической зональности, т.е. рост по мере погружения
водоносных горизонтов общей минерализации подземных вод и рассолов,
содержаний основных макро- и микрокомпонентов.
В генетическом отношении изученные подземные воды и рассолы по
значениям коэффициентов rNa/rCl и Cl/Br относятся к седиментогенному типу.
При этом рифей-вендские рассолы отличаются от кембрийских, девонских и
юрских более низкими величинами всех генетических коэффициентов, что
указывает на их большую степень метаморфизации.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что Предъенисейская
нефтегазоносная субпровинция расположена в переходной зоне между
28
Сибирской платформой и Западно-Сибирской плитой, где наблюдается смена
типа разреза нижнего кембрия с соленосного (в восточной части) на бессолевой
(в западной части). Это отражается как на гидродинамике подземных вод,
геотермии разреза, так и на химическом составе вод. В допалеозойских
отложениях на фоне в целом низкой пористости горных пород имеются зоны
относительно высокой проницаемости, что говорит о присутствии в нижнем
структурном
этаже
коллекторов,
обеспечивающих
принципиальную
возможность формирования залежей нефти и газа.
Я.М. Панферова
Новосибирский Государственный Университет, г. Новосибирск
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового,
трещинного и смешанного типов, образуя природные скопления — залежи. Под
залежью понимается любое естественное скопление нефти или газа в ловушке,
образованной породой - коллектором под покрышкой из слабопроницаемых
пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластамколлекторам с единой гидродинамической системой.
В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных
соединений залежи подразделяются на:
— нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени
газом;
— газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в газонефтяных основная
часть залежи нефтяная, а газовая (газовая шапка) занимает меньший объем; в
нефтегазовых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к
нефтегазовым относятся также газовые залежи с нефтяной оторочкой;
— газовые, содержащие только газ;
— газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат;
— нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

© Панферова Я.М., 2015
29
По сложности геологического строения, условиям залегания и
выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов
выделяются залежи:
— простого строения, связанные с ненарушенными или слабо
нарушенными
структурами;
продуктивные
пласты
характеризуются
выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
— сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и
коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу,
литологическими замещениями коллекторов слабопроницаемыми породами
или наличием тектонических нарушений;
— очень сложного строения, для которых характерны как литологические
замещения или тектонические нарушения, так и невыдержанность толщин и
коллекторских свойств продуктивных пластов.
Длину, ширину, площадь залежи определяют по ее проекции на
горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности
(газоносности).
По значениям рабочих дебитов выделяется четыре класса залежей:
высокодебитная, среднедебитная, малодебитная, непромышленная.
Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или
нескольким естественным ловушкам в недрах земной коры одной и той же
ограниченной по размерам площади, называется месторождением нефти и газа.
Разведка месторождений — комплекс работ, позволяющий оценить
промышленное значение месторождения, выявленного на поисковом этапе, и
подготовить его к разработке. Включает бурение разведочных скважин и
проведение исследований, необходимых для подсчёта запасов выявленного
месторождения и проектирования его разработки. Запасы подсчитывают по
каждой залежи или её частям (блокам) с последующим суммированием их по
месторождению.
Разведка должна полностью выявить масштабы нефтеносности всего
месторождения как по площади, так и на всю технически достижимую глубину.
В процессе разведки определяют: типы и строение ловушек, фазовое состояние
углеводородов в залежах, границы разделов фаз, внешних и внутренних
контуров нефтеносности, мощность, нефтегазонасыщенность, литологические и
коллекторские свойства продуктивных горизонтов, физико-химические
свойства нефти, газа, воды, продуктивность скважин и др. Кроме этого,
30
оцениваются параметры, гарантирующие определение способов и систем
разработки залежей и месторождения в целом, обосновываются коэффициенты
нефтеотдачи, выявляются закономерности изменения подсчётных параметров и
степень их неоднородности
Разведка должна обеспечить во всех участках залежи относительно
одинаковую достоверность её параметров. Нарушение этого принципа
приводит к переразведке отдельных участков залежи и недоразведке др.
Одинаковая достоверность разведки нефтяных месторождений достигается
применением равномерной разведочной сети скважин с учётом строения
каждой залежи месторождения.
При наличии на месторождении нескольких нефтегазовых залежей
разведку ведут по этажам.
Список литературы
1. Г.А.Габриэлянц, В.3.Карпушин, В.И.Проскурин. Методика разведки
массивных залежей нефти и газа. М., Недра, 1978.
2. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных
ресурсов нефти и горючих газов, М.,1983.
3. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. Под ред. Н.И.Буялова и
В.Д.Наливкина. М., Недра, 1979.
4. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности
распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.: Недра,
1975.
5. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и
газ. М., ВНИГНИ, 1983.
6. Прогноз месторождений нефти и газа, А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади,
В.И.Демин и др. М., Недра, 1981,
7. Справочник по нефтепромысловой геологии. М., Недра, 1981.
А.В. Плюснин
Пермский государственный национальный
исследовательский университет, г. Пермь

© Плюснин А.В., 2015
31
ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ КАРБОНАТНЫХ
ПОРОД - КОЛЛЕКТОРОВ ФАМЕНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
СОЛИКАМСКОЙ ВПАДИНЫ
Аннотация: В настоящее время почти половина мировой добычи
углеводородов связана с карбонатными отложениями, и по прогнозу в будущем
добыча из карбонатов будет преобладать. В Пермском крае, в карбонатных
рифогенных массивах верхнего девона открыто более 118 залежей.
Промышленные скопления нефти связаны, главным образом, с зонами развития
Камско-Кинельской системой прогибов. Предметом рассмотрения в настоящей
работе является залежь нефти в рифогенных отложениях фаменского яруса
верхнего девона в месторождении им. Сухарева.
При изучении карбонатной толщи рассматриваемой территории проблема
распространения пород-коллекторов должна решаться в совокупности с
литологическими исследованиями, так как распространение, свойства и типы
пород неразрывно связаны с фациальной изменчивостью отложений и
вторичными процессами изменения пород.
В статье даётся характеристика пород нефтенасыщенной (фаменской)
части разреза месторождения, полученной при изучении керна скважин №1-4.
По результатам детального исследования литологических особенностей
продуктивной части, автором были выделены структурные типы и приведено
их описание. Дана характеристика пористости и проницаемости
нефтенасыщенных пластов. В результате проведённых исследований было
изучено строение фаменской части резервуара и дана характеристика основных
литотипов. Получены закономерности распределения продуктивных пород
внутри рифа, которые позволит в дальнейшем прогнозировать развитие
коллекторов как по разрезу, так и по площади на изучаемой территории.
В тектоническом отношении месторождение им. Сухарева приурочена к
крупному куполовидному (Зырянскому) поднятию, расположенному на югозападе Березниковского палеовыступа, центральной части Соликамской
впадины, во внутренней бортовой зоне Камско-Кинельской системы
палеопрогибов.
Целью настоящего исследования является установление литологических
характеристик
отложений
и
сопоставление
типов
коллекторов
сложнопостроенной продуктивной карбонатной толщи верхнедевонских
32
отложений скв. 1-4 Сухаревского месторождения. В процессе изучения
скважины был изучен керн скважин №1-4 и просмотрены шлифы скв. 1, что
позволило выделить следующие литотипы нефтенасыщенных пластов.
1. Известняк
органогенно-детритовые,
образованы
сгустками,
кальцитовыми сферами и комочками водорослевого происхождения, с
остатками водорослей, криноидей и раковинным детритом. Текстура пятнистая
с тонкими стилолитовыми швами, промазанными темно-серым органическим
веществом,
с
кавернами
выщелачивания,
инкрустированными
разнокристаллическим кальцитом. Поры межформенные, внутриформенные,
межзерновые, так же по трещинам, изометричные, неправильные, удлиненной
формы, размер пор от 0,02 мм до 0,57 мм, изолированные и сообщающиеся,
макро- с редкими кавернами (2 – 5 мм). Пористость коллекторов изменяется от
7,2 до 15,5 %, проницаемость в основном, в пределах 0,625 – 73,6*10-3 мкм2.
Средние значения коллекторских свойств равны 12,5 % и 24,72*10 -3 мкм2 по 16
определениям. Общая нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 1 (0,3 м), в
скв. № 2 (0,5 м), в скв. № 4 (3,8 м).
2. Известняки водорослевые, состоят из сфер, трубочек, сгустков,
комочков, сфер микрозернистого кальцита водорослевого происхождения, а
также протяжённых вертикально ориентированных водорослевых построек,
окруженных сферами, сегментными трубочками и сгустками. Присутствуют
единичные раковины остракод, брюхоногих и головоногих моллюсков,
иглокожие и криноидеи. Текстура узорчатая и пятнистая, обусловлена
присутствием водорослевых построек неправильной формы, сложенных
колониями сине-зелёных водорослей со сгустковой микроструктурой, а так же
характерна параллельнослоистая массивная текстура, неравномерно узорчатая,
беспорядочная с элементами узорчатости. Размер пор 0,01 – 0,8 - 1,0 мм,
каверны до 4,0 – 11,0 мм (макро- до 20,0 – 40,0 мм). Породы неравномерно
трещиноватые, трещины по наслоению и разноориентированные, прослоями
многочисленные, пересекающиеся. Пористость коллекторов изменяется от 3,1
до 16,7 %, проницаемость в основном, в пределах 0,12 – 76,2*10-3 мкм2.
Средние значения коллекторских свойств равны 6,5 % по 115 определениям и
10*10-3 мкм2 по 109 определениям. Общая нефтенасыщенная толщина пласта в
скв. № 1 (16,1 м), в скв. № 3 (7,1 м), в скв. № 4 (6,4 м).
3. Известняки комковатые, основными форменными компонентами (на
50-60 %) являются остатки водорослевого происхождения (сферы, сгустки,
33
комочки, трубочки, водоросли), редкие прослои онколитов. Прослоями
фрагменты водорослевых построек занимают до 40-50% породы и имеют
удлиненную форму. В меньшей степени встречается скудный раковинный
детрит и сферы (до 10-20%). В породе рассеяны остатки зелёных водорослей и
редкий раковинный детрит. Текстура пород неоднородная: пятнистая,
тонкослоистая и узорчатая, со строматолитоподобной формой построек.
Каверны от редких до многочисленных, размером от 2-5 мм до 25-40 мм.
Трещины разноориентированные сомкнутые (сетка трещин); открытые –
нефтяные; многочисленные субвертикальные длинные шириной до 3 мм
выполнены кальцитом. Пористость коллекторов изменяется от 3,4до 17,7 %,
проницаемость в основном, в пределах 0,17 – 1338*10-3 мкм2. Средние значения
коллекторских свойств равны 5,6 % и 108*10-3 мкм2 по 17 определениям. Общая
нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 2 (5,6 м).
Список литературы
1. Плюснин А.В. Литотипы разреза Зырянского рифа в связи с
нефтегазоносностью // Геология и полезные ископаемые Западного Урала:
статьи по материалам региональной науч.-практ. Конф./гл. ред. Р.Г. Ибламинов;
Пермский гос. Нац. Иссл. Ун-т. Пермь, 2014. С. 74-76.
2. Оперативные и углублённые исследования петрофизических свойств
пород по керну разведочных скважин № 1 на Бельском, №51 на Жилинском
месторождениях и поисковой скважины №1 на Зырянской структуре»/
«ПермНИПИнефть». Пермь.: 2012. Т.3. «Кондасская скв.№ 1». Ч.1. 475 с.
А.А. Репник
НИУ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
Heriot Watt University, г. Москва
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОСТИ ЮЖНО-АВСТРАЛИЙСКОГО
БАССЕЙНА КУПЕРА ДЛЯ ПОИСКА НЕТРАДИЦИОННЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

© Репник А.А., 2015
34
В работе представлена оценка перспективности Южно-Австралийского
бассейна Купера для поиска нетрадиционных месторождений углеводородов.
Оценка производилась на основании двух 3-Д сейсмических кубов, 3 скважин
(Cooba-1, Meranji-1, Pelican-5) (рис. 1) и теоретического материала.
Рис. 1. Схематическое расположение 3-Д съемок и скважин
в пределах исследуемого бассейна Купера
В начале работы была произведена региональная оценка бассейна,
основной целью которой было выделение потенциально эффективных
нефтегазоносных систем. Следующим этапом было произведение структурной
интерпретации бассейна. В рамках данного этапа было произведено выделение
целевых горизонтов, построена система разломов, на основе физической
модели. Результатом послужило построение 3Д кинематической модели.
Рис. 2. Моделирование поэтапного осадконакопления (пример скважина Cooba-1)
Произведен
сейсмофациальный
анализ
данных,
произведено
моделирование поэтапного осадконакопления (рис. 2), выделены тракты и
35
секвентные границы. Произведен геохимический анализ, на основании
которого был описан тип, история и происхождение нефти и газа в данном
бассейне. Данный вид анализа представлен на рис. 3.
Рис. 3. Геохимический анализ, произведенный в скважинах и целевых горизонтах
На нем отображено процентное содержание газовых компонент. Что
позволило сделать вывод о материнских породах, а также о том что источник
углеводородов происходи из разных отложений бассейна Купера. Произведен
анализ RFT. Данный анализ позволил получить функции изменения давления
(рис. 4) и температуры (рис. 5) с глубиной.
Рис. 4. Изменение давлений с глубиной в скважинах
36
Рис. 5. Изменение температуры пласта с глубиной в скважинах
Данные результаты использовались для последующего моделирования. На
основании произведенного анализа были выделены элементы нефтегазоносной
системы, а также описаны ее процессы. На основании данных элементов было
произведено бассейновое моделирование с главными элементами оценки
нефтегазоносной системы. В рамках исследуемых площадей были выделено 5
месторождений, одно из них представляется как Coal Bed Methane и находится
в верхней части разреза, являющегося одним из подклассов нетрадиционных
месторождений, 2 месторождения shale gas, одно традиционное и одно tight oil
(рис. 6). Для полученных месторождений был произведен анализ геологических
рисков и произведен подсчет запасов, а также даны рекомендации для
дальнейших исследований и точек заложений скважин. Произведен техникоэкономический анализ бассейна.
Рис. 6. Выделенные перспективные месторождения в пределах исследуемого бассейна
В.С. Седов

© Седов В.С., 2015
37
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕТРАДИЦИОННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
НЕФТИ И ГАЗА. ПЕРСПЕКТИВЫ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ
В РОССИИ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ
Основная информация
Битумы природные – полезные ископаемые органического происхождения,
залегающие в недрах в твёрдом, вязком и вязко-пластичном состояниях. К
битумам природным относят естественные производные нефти (мальты,
асфальты, асфальтиты, кериты, и др.) Повышенный интерес во всем мире к
природным битумам обусловлен следующими моментами:
а) за последние 25-30 лет во многих странах открыто большое число
месторождений, содержащих значительные запасы таких УВ;
б) ускорению и удешевлению освоения скоплений тяжелых нефтей и
битумов способствует относительно неглубокое их залегание;
в) скопления нафтидов, подвергшиеся процессам гипергенного
преобразования, часто содержат V и Ni в промышленных концентрациях,
поскольку в них наблюдается вторичное обогащение микроэлементами;
На территории России основные перспективы освоения месторождений
ПБ, или нафтидов зоны гипергенеза, связаны в основном с пермскими
отложениями центральных районов Урало-Поволжья (на них приходится более
половины суммарных ресурсов природных битумов страны), ресурсы которых
только в Татарстане составляют по различным оценкам от 4 до 7 млрд т, из
которых 10-15 % приходится на запасы. Следует отметить, что продуктивным
отложениям верхней части осадочного чехла Татарстана свойственны нефти
тяжелые (до 0,984 г/см3), высокосернистые (3,5- 4,6 %), высоко- и сверхвязкие,
с большим содержанием V, Ni и других элементов (табл.1).
Таблица 1
Содержание отдельных МЭ в составе тяжелых нефтей
и битумов Урало-Поволжья
Асфальтиты
Элемент
Тяжелые нефти
Асфальтены
жирные
V
200-1400
230-2000
2350-4800
Ni
100-195
100-190
520-708
Mo
2.2-15
22
38
U
-
5.9
-
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются
преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского
яруса, и залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне ЮжноТатарского свода. Здесь и сосредоточены основные запасы природных битумов.
Проблематика вопроса
Проблема восполнения запасов нефти в связи с истощением топливноэнергетических и сырьевых ресурсов в старых нефтедобывающих районах
весьма актуальна. В значительной степени она может быть решена за счет
нетрадиционных источников УВ. К таковым относятся природные битумы,
включая и тяжелые сверхвязкие нефти. Помимо этого, комплексное освоение
сырья месторождений природных битумов дает возможность получения редких
металлов (V, Ni и др). Главные проблемы при разработке таких месторождений
- отсутствие или неразвитость технологий, обеспечивающих их рентабельное
освоение. Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению
традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных
месторождений. Возможные варианты таких «проблемных» месторождений
представлено в следующей главе.
Решение вопроса
Каждое из месторождений нафтидов требует своих способов разработки:
сверхвязкие нефти и мальты - тепловых методов воздействия на продуктивный
пласт, асфальтовые - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовые карьерами и штольнями. Важным, в том числе с экономической и
экологической точек зрения, является комплексное использование в качестве
сырья пермских нафтидов. Следует также особо отметить, что уникальный
состав ванадиеносных природных битумов, позволяющий наряду с другими
продуктами получать высокоиндексные и низкозастывающие масла (Г.П.
Каюкова, 1999), требует специальных технологий глубокой переработки.
Технологические системы комплексной переработки природных битумов
имеются у США и Канады, и применяются ими вполне успешно, поэтому
важно учитывать иностранный опыт освоения таких месторождений. Учитывая
практически полное отсутствие актуальных исследований в области
комплексной переработки природных битумов в России, целесообразнее
перенять западные технологии, так как создание отечественных систем
переработки может быть неоправданно дорогим.
39
Отличие от существующих изысканий
В большинстве своем мы наблюдаем низкий интерес российских компаний
к нетрадиционным источникам УВ-сырья. Даже те исследования, которые
касались изучения перспектив освоения месторождений природных битумов,
не рассматривали подробно освоение попутных ПИ (V, Ni и пр), хотя именно
наличие попутных ПИ является одним из главных преимуществ для освоения
таких месторождений, наряду с низкой глубиной залегания. В данной же статье
рассматриваются перспективы освоения месторождений природных битумов в
комплексе с освоением попутных ПИ.
Список литературы
1. Гольдберт И.С. Нафтаметаллогенические провинции мира и генезис
рудных концентраций в тяжелых нефтях и битумах // Геология нефти и газа.
1990.
2. Пунанова С.А, Виноградова Т.Л. Геохимические особенности
гипергенно преобразованных нефтей // Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений. 2011.
3. Чахмахчев В.А, Пунанова С.А. Лосицкая И.Ф. Геохимия
микроэлементов в нефтегазопромысловой геологии // Нефтегазопромысловая
геология и геофизика. 1994.
4. Каюкова Г.П. Геохимия пермских битумов Татарстана // 7
международная конференция по тяжелым нефтям. Пекин, Китай. 1998.
А.О. Суворов
Новосибирский Государственный Университет, г. Новосибирск
МЕТОД НАПРАВЛЕННОЙ РАЗГРУЗКИ ПЛАСТА
Одним из основных геолого-промысловых факторов, определяющих
эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений, является
состояние призабойных зон скважин с точки зрения фильтрационно-емкостных
свойств породы.

© Суворов А.О., 2015
40
На основе этого подхода предложен новый метод повышения
продуктивности скважин, обеспечивающий увеличение проницаемости
призабойной зоны пласта за счет направленной разгрузки пород-коллектора. Он
заключается в создании на забое скважины депрессии определенного уровня в
сочетании с предварительным проведением определенных технологических
операций: перфорации необходимого типа и плотности, нарезания
ориентированных щелей. В результате происходит растрескивание,
разрыхление породы в окрестности скважины, в ПЗП образуется новая система
фильтрационных каналов, проницаемость которой намного превосходит
природную проницаемость породы.
Суть рассматриваемого метода заключается в создании неравномерной,
направленной естественной разгрузки в пласте за счет литостатического
давления. Осуществляется это путем понижения давления в скважине и выбора
определенной конструкции забоя, в результате чего в окрестности скважины
возникают напряжения, которые приводят к образованию в пласте
многочисленных трещин. Эта система трещин будет являться новой сетью
фильтрационных каналов с проницаемостью, значительно превосходящей
естественную. Вторым важным моментом метода является поддержание
требуемого давления на забое скважины в течение определенного промежутка
времени. Это необходимо для более качественного растрескивания, которое
происходит постепенно и распространяется вглубь пласта. Необходимые
условия для инициации процесса в пласте определяются на основе
предварительных испытаний керна.
Для создания в пласте напряжений достаточного уровня необходимо
предварительно внести в пласт концентраторы напряжений, в качестве которых
могут выступать перфорационные отверстия цилиндрической формы и
большим внутренним объёмом канала. Наличие таких специальных
концентраторов напряжений позволяет не только инициировать процесс
трещинообразования в окрестности скважины, но и сделать его значительно
более интенсивным и протяжённым.
Порядок работ выглядит следующим образом: на первом этапе, на
образцах породы из коллектора проводится физическое моделирование
условий, возникающих в окрестностях скважины при увеличении депрессии
для различных конструкций забоя. В процессе испытаний определяется
41
зависимость проницаемости породы от уровня депрессии для различных
конструкций забоя.
Сопоставление
результатов
испытаний
породы-коллектора,
на
испытательной системе трехосного независимого нагружения (ИСТНН), и
расчетов позволяет выбрать оптимальную, с точки зрения увеличения дебита
скважины, конструкцию забоя и уровень депрессии. На втором этапе
составляется план работ и проводится дополнительная перфорация скважины.
Снижается давление на забое скважины. При определённом его значении
вблизи перфорационных каналов порода начинает растрескиваться. Давление
на забое скважины ещё больше понижается и выдерживается некоторое время.
Процесс растрескивания становится более интенсивным и распространяется
достаточно далеко вглубь пласта. Зона растрескивания породы увеличивается,
и захватывает "старые" перфорационные отверстия (при наличии таковых).
В конце проведения работ, необходимых для растрескивания породы,
давление на забое скважины повышается до эксплуатационных значений. При
этом давление также повышается и внутри образовавшихся трещин, вследствие
чего они не закрываются, а даже несколько раскрываются, образуя новую
искусственную сеть фильтрационных каналов (рис.1).
Рис. 1. Процесс образования новых фильтрационных каналов
На нефтяных скважинах депрессия необходимого уровня и
продолжительности создается с помощью струйного насоса, позволяющего с
помощью комплексного геофизического прибора и геофизической станции
контролировать основные параметры на забое (давление, температуру, приток)
во время проведения работ.
Главным отличием от существующего метода гидроразрыва пласта
является то, что гидроразрыв создает дополнительное напряжение в пласте, а
метод направленной разгрузки– соответственно разгружает. Система трещин
42
будет более обширная и разнонаправленная в отличие от нагруженного пласта.
Например, при гидроразрыве возникает преимущественно одна большая,
протяженная трещина, во втором же случае трещин много и все они
разнонаправленные, визуально напоминающие сеть капилляров в организме.
Так же при наличии высоких напряжений в пласте, трещины относительно
быстро закрываются и перестают функционировать, а при разгруженном пласте
эффект от трещин сохраняется достаточно долго, что является немаловажным
фактом при добыче углеводородов.
Для обеспечения его работы, на месторождениях уже присутствует
практически все необходимые технологии. В связи с этим внедрение и
использование этого метода будет более экономически эффективно.
Список литературы
1. Климов Д. М., Коваленко Ю.Ф., Карев В.И. Реализация метода
георыхления для увеличения приемистости нагнетательной скважины //
Технологии ТЭК. 2003. № 4. С. 59-64.
2. Христианович С.А. Избранные работы. М.: Наука; Изд-во МФТИ, 1998.
Кн.1. 335 с.
3. Христианович С.А., Коваленко Ю.Ф. Об увеличении нефтеотдачи
нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. № 6.
4. Христианович С.А., Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Карев В.И.
Увеличение продуктивности нефтяных скважин с помощью метода
георыхления // Нефть и газ Евразия. 2000. № 2. С. 90-94.
А.В. Хитренко
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ AVO АТРИБУТОВ
SUPPORTING METHOD FOR PRODUCTION AVO ATTRIBUTES

© Хитренко А.В., 2015
43
На сегодняшний день информация, получаемая из сейсмических данных,
шагает довольно сильно вперед. Главная задача сейсмической разведки на
сегодняшний день это обнаружение запасов углеводородов с более высокой
степенью вероятности. AVO анализ имеет свои преимущества для обнаружения
углеводородов в отсутствие скважин, но и как любой метод интерпретации
сейсморазведочных данных он имеет свои ограничения. Основные данные
(интерсепт и градиент) получаемые при AVO анализе зависят от многих
факторов, которые влияют на достоверность интерпретации.
В настоящей статье я предлагаю вариант комплексирования AVO анализа
отраженных волн и кратных волн целевого горизонта. Мною была
использована аппроксимация Шуэ для двух тип волн. Для построения
кросплотов кратных волн можно использовать аналогичные оси и комбинирую
полеченные кросплоты уменьшить ошибку от многочисленных факторов, таких
как влияние кривизны границы, различных помех, а также влияние монотипных
и обменных волн в слое.
Данная методика является универсальной по причине, отсутствия
рассмотрения кратных волн для решения задач подобного рода и увеличения
вероятности обнаружения углеводородов при отсутствии скважиной
информации.
Совместное использование многократных и отраженных волн позволяет
получить более подробную информацию о целевом горизонте и облегчить
дополнительные вычисления. При имеющемся отражении кратных волн
имеется ситуация где в отражениях заложены составляющие отраженные волны
нецелевого горизонта, рис. 1. Имеющуюся ситуацию можно записать в виде
формулы:
F(x) = G(x1 ) ∗ M 2 (x2 ),
[1]
где F(x)- получившиеся отражения многократно отраженных волн
G(x1 ) −отражения от нецелевого горизонта
M 2 (x2 )- отражения от целевого горизонта, вторая степень показывает
двойное отражение от целевого горизонта.
44
Рис. 1. Отраженные волны нецелевого горизонта
Проводя определенные вычисления, а также апроксимую границу
горизонтальными мы получаем следующее выражение
x1 =
x2 ∗h1
h2
,
[2]
где h1 - глубина до нецелевого горизонта участвующая в отражение
h2 -глубина до целевого горизонта.
Соответственно для получения нужной нам информации, нам нужно знать
глубины до 2х горизонтов, временную или глубинную. После получения
отражения кратных волн от целевого горизонта и отраженных волн от
нецелевого, при их умножение мы получим двойное отражение от целевого
горизонта.
Используя аппроксимацию Шуэ, то можно будет записать получившееся
выражение для M 2 (x2 )
M 2 (x2 ) ≈ R20 + 2 ∗ R 0 ∗ G ∗ sin2 θ + G2 ∗ sin4 (θ) [3]
Анализирую полученное выражение можно сделать вывод, что при
построении кросплота (коэффициент отражения и синус угла падения во второй
степени) можно будет найти все соответствующие коэффициенты, а также
получить произведение интерсепта и градиента, которое будет необходимо для
дальнейшей интерпретации в качестве флюид фактора. Учитывая тот факт что
расстановка позволяет вести наблюдения в пределах 300от целевого горизонта,
то при изучения кратных волн этот угол не превысит 200, следовательно,
sin4(200)≈0,014 и следовательно последним слагаемым в формуле 3 можно
будет пренебречь и получить формулу 4.
45
M 2 (x2 ) ≈ R20 + 2 ∗ R 0 ∗ G ∗ sin2 θ
Плюсы уравнения заключается в том что при построения кросплотов
можно использовать те же кросплоты для отраженных волн, рис. 2.
Рис. 2.
Ещё один плюс данной методики заключается в том, что при построении
совместного кросплота по отраженным и кратно-отраженным волнам имеется
возможность усреднения ошибок, таких как ошибки связанные с влиянием
кривизны горизонта и наличия обменных волн в отраженных волнах.
Список литературы
1. Дж. Хилтерман. Интерпретация амплитуд в сейсморазведке. Изд-во
«ГЕРС», 2010.
2. Шалаева Н.В. AVO-анализ: физические основы, возможности и
ограничения. Геленджик, 2004.
А.И. Щетинина
Московский физико-технический институт
(государственный университет), г. Москва
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ НА ДВУХ КОМПОНЕНТНУЮ
ФИЛЬТРАЦИЮ ЖИДКОСТЕЙ

© Щетинина А.И., 2015
46
Актуальность работы. Слабые электромагнитные воздействия способны
влиять на фильтрацию жидкостей и не требуют больших энергозатрат. Поэтому
они могут увеличить коэффициент извлечения нефти [2] (далее КИН, зачастую
меньше
60%),
могут
ускорить
выработку
нефти
на
трудноизвлекаемых месторождений. Поэтому является важным найти способ
увеличения КИН из обводненных месторождений для продления срока их
эксплуатации. На данный момент существует несколько методов увеличения
нефтеотдачи пласта с помощью электромагнитного воздействия [3 – 5].
Цель данной работы – исследование влияние низкочастотного
электромагнитного поля на коэффициент извлечения нефти и относительные
фазовые проницаемости высоковязкого флюида в образце керна при
постоянной пластовой температуре. Для исследования влияния электрического
поля на фильтрацию флюида будет использована теория Баклея-Леверетта,
базирующаяся на уравнении неразрывности и обобщенном уравнении Дарси.
Уравнение
неразрывности
для
несжимаемых
флюидов
и
недеформируемого скелета:
{
𝜑
𝜕𝑠
⃗⃗⃗⃗⃗⃗ = 0
+ 𝛻𝑊₁
𝜕𝑡
𝜕𝑠
−𝜑
𝜕𝑡
+ ⃗⃗⃗⃗⃗⃗
𝑊₂ = 0
,
где 𝜑 - пористость, ρ –плотность флюида, s (0<s<1) – насыщенность среды
флюидом. Если поровые давления каждого флюида равны, а процесс –
квазистатический, то закон Дарси записывается в виде:
⃗⃗⃗ ₁ = − 𝑘₀𝑓₁(𝑠) 𝛻𝑝
𝑊
𝜇₁
,
{
𝑘₀𝑓₂(𝑠)
⃗⃗⃗
𝑊₂ = −
𝛻𝑝
𝜇₂
μ1, μ2 – вязкость воды и нефти соответственно, 𝑘₀ – абсолютная
⃗⃗⃗ ₁,𝑊₂
⃗⃗⃗⃗⃗⃗ –
проницаемость, 𝑓₁(𝑠), 𝑓₂(𝑠) – относительные фазовые проницаемости, 𝑊
расходы первого и второго флюида соответственно.
Физический смысл функции Баклея – Леверетта – доля первого флюида в
суммарном потоке. Где f₁, f₂ – относительные фазовые проницаемости,
определенные на интервале (s∗ ,s*) – нижняя и верхняя остаточная
насыщенность, которые соответствуют капиллярному защемлению первого и
второго флюида.
47
Рис. 1. Вид функции Баклея-Леверетта
После некоторых математические преобразования была получена
зависимость объема вытесненного флюида от времени t.
𝑉(𝑡) = 𝐴1 − 𝐴2 𝑡 −𝑛
По физическому смыслу А1 – это предельное значение объема вытекшего
вытесняемого флюида из образца. Экспериментальное исследование влияния
низкочастотного электромагнитного поля на фильтрацию высоковязкого
флюида проводилось на образце керна в пластовых условиях при стационарной
и нестационарной фильтрации высоковязкого флюида. Эксперимент
проводился на стенде испытания кернов и пропантной упаковки. Внутри керна
создавалось электромагнитное поле. В ходе эксперимента через керн
осуществлялась фильтрация высоковязкого флюида водой с постоянным
расходом с воздействием внешнего электромагнитного поля. Далее снимались
показания вышедшего объема от времени. После это эксперимент проводится
аналогично, но без внешнего электрического поля. На графике представлен
результат одного из экспериментов. Сперва фильтрация модельного флюида
водой осуществлялась при наличии внешнего переменного напряжения, потом
фильтрация осуществлялась без внешнего поля. Также на графике построена
кривая вида V(t) = A1 − A2 t −𝑛 , А1, А2 получены путем аппроксимации
экспериментальных данных функцией. Кривые V(t), иллюстрируют теорию
Баклея-Леверетта. В результате экспериментов было получено, что S*(верхняя
остаточная насыщенность) с подводимым электрическим полем всегда
увеличивается, не смотря на различие поведения экспериментальных кривых. А
так же под воздействием низкочастотного электромагнитного поля значение A1
увеличивается, т.е. увеличивается предельная водонасыщенность.
48
5
Объем вазелинового масла, мл.
4.5
4
3.5
3
0 Гц
11 Гц
2.5
V2(t)
2
V(t)
1.5
1
0.5
0
0
20 Время40
60
80 мин. 100
с начала эксперимента,
120
Рис. 2. Зависимость объема вытекшего масла от времени
Поведение функций относительных фазовых проницаемостей f1, f2 – воды
и высоковязкого флюида соответственно, приведены на графике. Из графика
видно, что относительные фазовые проницаемости по воде с постоянным
электрическим полем при некоторых значениях S сильно уменьшилось (более
чем на порядок), а относительные фазовые проницаемости нефти изменились
не столь значительно.
Рис. 3. Кривые относительных фазовых проницаемостей высоковязкого флюида и воды
Основные результаты выполненных исследований:
49
1. Из теории Баклея-Леверетта была получена зависимость объема
вытесненного флюида при достаточно больших значениях t вида V(t) = A1 −
A2 t −k . Теоретическая кривая достаточно точно аппроксимирует полученные
экспериментальные зависимости.
2. В фильтрационных процессах под воздействием низкочастотного
переменного электромагнитного поля предельная водонасыщенность в
песчанике при постоянной температуре среды повышается на 2%-36%.
3. Показано, что электрическое поле значительно уменьшает
относительную фазовую проницаемость воды и мало влияет на относительную
фазовую проницаемость углеводородной жидкости.
Список литературы
1. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика,
М.: Изд-во Недра, 1993. 416 с.
2. Богомолов А.И., Гайле А.А., Химия нефти и газа: учебное пособие для
вузов / Громова В.В. Санкт-Петербург, из-во Химия Санкт-Петербургское
отделение, 1995. 448 с.
3. Патент США №4301865.
4. Патент США № 4193451.
5. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н., Моделирование
процессов нефтегазодобычи. Москва-Ижевск: ИКИ, 2004. 368 с.
6. Кондауров В.И. Механика и термодинамика насыщенной пористой
среды, М.: МФТИ, 2007. 310 с.
Секция «ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ СЕРВИС»
И.Ш. Базыров
Национальный минерально-сырьевой
университет «Горный», г. Санкт-Петербург
ОБОСНОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ
СИМУЛЯЦИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИННОПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

© Базыров И.Ш., 2015
50
Executive summary
Современные гидродинамические комплексы (Tempest MORE, Eclipse и
др.) для создания и оптимизации постоянно действующих геологотехнологических моделей (ПДГТМ) залежей нефти и газа позволяют
моделировать разнообразные решения и сценарии по предстоящей разработке
месторождения. При этом полученные результаты должны согласовываться с
данными по добыче отдельных скважин и участков месторождения путем
длительного
подбора
вручную
геолого-геофизических
параметров
продуктивных пластов.
С учетом сказанного, многие компании начали разрабатывать новые
концепции разработки месторождений, позволяющие свести к минимуму
возникающие в процессе создания ПДГТМ проблемы. Например,
исследовательский институт TNO, технологический университет г. Делфт и
компания Shell International Exploration and Production в 2005 г. взяли на себя
инициативу, начав исследовательскую программу ISAPP (Integrated System
Approach for Petroleum Production) в целях создания усовершенствованных
алгоритмов, использующих новые концепции технологии разработки
месторождений.
Исследования показывают, что только определенные размеры, области и
параметры модели являются существенными для ее адаптации к промысловым
данным. Это дает возможность рационально изменять масштаб модели,
используя различные методы ее упрощения, что снижает время вычислений.
Situation, problemization
В настоящее время делаются попытки использовать весь доступный
комплекс геолого-геофизических методов для того, чтобы создавать адекватные
гидродинамические модели. Основой для таких моделей и последующих
процессов адаптации, а также прогноза являются данные сейсморазведки,
геофизические исследования в скважинах и априорная информация
геологического характера. Однако, в большинстве случаев при моделировании,
как правило, применяют тензорное осреднение параметров.
Solution
В ходе изучения особенностей разработки многих нефтяных и газовых
месторождений, проведенных в Горном университете под руководством
профессора кафедры РНГМ А. В. Петухова, было установлено, что для
создания адекватных математических и гидродинамических моделей
51
сложнопостроенных трещиноватых коллекторов необходимо учитывать
следующие особенности поведения этих сложных разномасштабных систем
обладающих иерархической структурой:
1. Структура и поведение сложнопостроенных трещиноватых породколлекторов в процессе разработки определяется разномасштабными
дискретными неоднородностями: блоками и трещинами, разграничивающими
эти блоки, которые придают этим динамическим системам специфические
нелинейные и неаддитивные свойства.
2. Отношение линейных размеров трещинных блоков соседних
иерархических уровней, которых на исследованных месторождениях
насчитывается не менее восьми, изменяется от 1,35 до 1,61, асимптотически
приближаясь к величине 1,618, определяя самоподобное (фрактальное)
строение этих разветвленных систем и гиперболическое распределение
динамических параметров в процессе разработки.
3. Исходя из такого строения сложных трещинно-поровых коллекторов,
дебиты добывающих скважин и их суммарная накопленная добыча в пределах
разрабатываемых залежей подчиняются степенному закону распределения,
которое характерно для поведения многих сложных систем, обладающих
иерархической структурой, и может описываться законом Парето.
На основании установленных закономерностей под руководством
профессора А.В. Петухова был разработан алгоритм построения
неравномерной ячеистой модели и распределения в ней разномасштабных
трещин,
разделяющих
ячеистые
блоки,
для
гидродинамического
моделирования разработки залежей нефти и газа в трещинно-поровых
коллекторах. В соответствии с разработанным алгоритмом была составлена
специальная программа в среде Borland Delphi 7, которая полностью
совместима программным гидродинамическим комплексом Tempest MORE
компании Roxar. Данная программа позволяет проводить ремасштабирование
детальной равномерно ячеистой геологической модели с построением
укрупненных неравномерных ячеек минимальных и максимальных допустимых
размеров, вводить в эту модель сеть разномасштабных трещин различной
проницаемости,
разграничивающих
ячеистые
блоки
и
проводить
гидродинамические расчеты различных вариантов разработки залежей в
трещинно-поровых коллекторах с использованием модели двойной
52
проницаемости Баренблатта или Уорненера-Рута, дифференцированно задавая
фильтрационные параметры матричных блоков и проводящих трещин.
Рис. 1. Главное окно программы, где отображаются исходные данные
для гидродинамических расчетов с использованием модели двойной проницаемости
На кафедре РНГМ было произведено 1521 гидродинамическое испытание
разработанной модели в симуляторе Tempest MORE (Roxar). По результатам
испытаний были построены графики распределения накопленной добычи в
зависимости от положения скважины на модели:
Рис. 2. Распределение накопленной добычи в зависимости от расположения скважины от
центра модели, где расположена сеть трещин самой высокой проницаемости
Из графика на рис. 2 видна четко выраженная степенная зависимость
распределения накопленной добычи скважин, расположенных на разном
расстоянии от центральной части модели, где сконцентрированы
высокопроницаемые трещины. Проведенное тестирование разработанной
программы на виртуальных и реальных объектах показало, что разработанный
алгоритм соответствует поставленным требованиям, а предложенная
гидродинамическая модель полностью отвечает теоретическим расчетам и
данным, полученным при анализе разработки залежей. Достоверность модели
53
подтверждается хорошей сходимостью полученных показателей с историей
разработки конкретных месторождений. Дальнейшие исследования по
совершенствованию предложенного алгоритма включают гидродинамические
испытания и адаптацию разработанного программного модуля на
месторождениях с горизонтальными скважинами, а также с функцией
изменения фильтрационных параметров разномасштабных трещин по
простиранию и во времени при изменении пластового давления.
Список литературы
1. Гладков Е.А. Теоретическая и практическая невозможность построения
детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение
и нефть. 2009. № 7/8. С. 22-23.
2. Петухов А.В. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении
трещиноватых
нефтегазоносных
коллекторов
и
гидродинамическом
моделировании процесса разработки / И.В. Шелепов, А.А. Петухов,
А.И. Куклин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7. № 2.
http://www.ngtp.ru/rub/3/33_2012.pdf.
3. Петухов А.В. Разработка математической модели сложнопостроенных
коллекторов, содержащих нетрадиционные ресурсы нефти и газа /
И.В. Шелепов, А.А. Петухов, А.И. Куклин // Газовая промышленность. 2012.
№ 6/7. С.64-70.
4. Петухов А.В., Долгий И.Е., Петухов А.А., Шелепов И.В. Степенное
распределение скважинной добычи и особенности гидродинамического
моделирования разработки залежей в рифейских карбонатных коллекторах
Восточной Сибири // НефтьГазПромышленность. 2013. № 4 (49). С.8-14.
5. MORE 6.3 User Guide. Roxar. 2006. 339 с.
В.А. Бобров
Тюменский Государственный
нефтегазовый университет, г.Тюмень

© Бобров В.А., 2015
54
СНИЖЕНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ МАГИСТРАЛЬНОГО
НЕФТЕПРОВОДА
По данным Гостехнадзора, в России регистрируется около 50 тыс.
нарушений герметичности и разрывов труб. В 90 % случаев причиной этих
аварий является коррозионное повреждение трубопроводов. В связи с этим,
основной целью данной работы является рассмотрение эффективного способа
увеличения срока службы нефтепровода и, как следствие, снижение и
дальнейшая экономия энерго- и ресурсозатрат путем снижения скорости
коррозии трубопровода. Решение поставленной задачи достигается путем
сведения к минимуму влияния влажности грунта на скорость протекания
процесса коррозии, что достигается с помощью установки вдоль
магистрального нефтепровода дренажной системы, которая позволяет отводить
от участка трубопровода значительное количество влаги. Описание принципа
функционирования и устройства данной системы приведено в работе.
Коррозия — это процесс разрушения металлов, обусловленный
электрохимическими реакциями окисления металла при взаимодействии с
влагой. Протекание процесса коррозии возможно только при оголении его
металлической поверхности, возникающем в местах дефектов изолирующего
покрытия. В данной работе более детально рассмотрим подземную коррозию.
Подземная коррозия относится к электрохимической коррозии, которая
протекает при существовании на поверхности трубопровода анодных и
катодных участков. Скорость почвенной коррозии зависит от многих факторов
(температура, давление, скорость движения агрессивной среды, pH среда и
т.д.). Однако решающим фактором, характеризующим скорость коррозии,
является влияние влаги. Повышенная влажность грунта способствует
ускоренному протеканию анодного процесса, уменьшает электросопротивление
грунта, но при этом затрудняет протекание катодного процесса при
значительном насыщении пор грунта водой, замедляя диффузию кислорода. По
этой причине зависимость скорости коррозии металла от влажность грунта
имеет вид кривой с экстремумом (рис. 1).
55
Потеря массы m, г/см2
3
2.5
2
1.5
в песке
1
в глине
0.5
0
0
4
8
12
16
20
24
Влажность, %
Рис. 1. Зависимость скорости коррозии металлов от влажности грунта
Максимальная скорость почвенной коррозии наблюдается при влажности
грунта 16-20 %. Это объясняется уменьшением омического сопротивления
коррозионных элементов. При повышении влажности почвы анодный процесс
протекает легче, что объясняется осложнением пассивации поверхности
металла; катодный — труднее, т.к затрудняется аэрация грунта при повышении
влажности. Влажность, при которой наблюдается наибольшая скорость
коррозии, называют критическим показателем влаги для грунта. Для глинистых
грунтов он составляет около 13-22%, для песчаных — 17-20%.
Из вышесказанного можно сделать вывод, что, наряду с обеспечением
пассивной и активной защиты нефтепровода от коррозии, целесообразным
является замедление процесса коррозии путем снижения влажности грунта.
Понижения влажности грунта и дальнейшего отвода влаги от магистрального
нефтепровода можно добиться установкой дренажной системы на данном
участке.
Принцип действия дренажной системы заключается в том, что в специальной
перфорированной трубе, расположенной под уклоном, скапливается вода,
которая самотеком сливается в местный водоем. Трубопровод следует обсыпать
фильтрационными материалами (гравием, щебнем или галькой), чтобы
увеличить водопроницаемость грунта. Это способствует увеличению объема
собираемой системой воды. Трубы закладываются с уклоном 1 сантиметр на 2
метра длины трубопровода. Такой минимальный уклон обеспечивает нужную
скорость течения воды в трубе, и при этом предотвращает заиливание системы.
Для того чтобы граница снижения влажности грунта была ниже трубопровода,
необходимым условием является глубина закладывания перфорированный
трубы для дренажа — она должна быть больше глубины залегания нижней
56
образующей магистрального трубопровода. Таким образом, с помощью
установки дренажной системы грунта вблизи магистрального трубопровода
можно существенно снизить один из факторов, определяющих коррозионность
грунта, в частности снизить влажность грунта и, как следствие, понизить
скорость коррозии на данном участке трубопровода. В совокупности с
пассивной защитой трубопровода, которой является изоляционное покрытие, и
активной защитой (электрохимической) можно повысить срок службы
трубопровода, а также увеличить межремонтный период данного участка
трубопровода.
Список литературы
1. Дренажные системы и очистные сооружения. Справочное пособие. 3-е
изд. М.: Стройинформ, 2010.
2. Зиневич А.И. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М.:
Недра, 1975.
3. Жарский И.М. Коррозия и защита металлических конструкций и
оборудования. Вышэйшая школа, 2012. 320 с.
И.М. Валеева
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА РАСЧЕТНЫЕ
ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Трубопроводные системы транспорта нефти представляют собой сложные
распределенные технологические комплексы. Они включают в себя большой
набор различного оборудования. Расчеты режимов работы каждого из типов
оборудования основаны на использовании соответствующих математических и
расчетных моделей, в состав которых входят различные категории данных.
Общее количество таких параметров в расчетной модели магистрального
нефтепровода (МН) может составлять сотни и тысячи. Большая часть из них
характеризуется различными видами погрешностей. При этом вклад

© Валеева И.М., 2015
57
погрешностей исходных данных в погрешности результатов моделирования
может быть весьма значительным.
Целью данной работы является разработка методов численной оценки
влияния исходных данных на точность результатов моделирования, которые
основываются на расчетах и исследованиях показателя чувствительности
расчетных параметров модели от заданных параметров.
Анализ чувствительности играет важную роль для учета погрешностей
исходных данных и выделения заданных параметров модели, оказывающих
наибольшее влияние на расчетные параметры.
На основе применения методов оценки чувствительности данных можно
решать многие практические задачи. В частности проводить оценку наиболее
значимых параметров с точки зрения их влияния на интегральную погрешность
результатов моделирования. С целью решения данной задачи в работе
проведены соответствующие вычислительные эксперименты применительно к
реальному технологическому участку МН «Уса-Ухта» ОАО «Северные МН», в
частности в работе выполнены:
- расчеты семи основных гидравлических режимов МН с разной
производительностью и числом работающих насосных агрегатов на реальных
данных;
- расчеты - вычислительные эксперименты оценки чувствительности
расчетных параметров модели стационарных режимов объектов и системы МН
к изменениям различных исходных данных;
- оценки погрешностей расчетных параметров модели МН на основе
погрешностей исходных данных в соответствии с методикой, указанной в РД75180.00-КТН-258-10, Приложение М).
Проведен анализ численных показателей влияния различных исходных
параметров модели на расчетные параметры режимов, который
свидетельствует, что:
- наиболее значимыми параметрами с точки зрения их влияния на
результаты моделирования являются (в порядке уменьшения значимости):
эффективные диаметры трубопроводов ЛУ;
плотность нефти,
динамическая вязкость нефти,
расход и давление потока нефти в начале технологического участка ;
58
- влияние коэффициента теплообмена трубопровода с окружающей средой
и заданное в качестве краевого параметра модели - давление в конце
технологического участка оказалось незначительным;
- изменение показателя влияния эффективного диаметра трубопроводов
ЛУ, а также других параметров на давления Рвх и Рколл НПС вдоль
технологического участка является кусочно монотонной, что, по-видимому,
свидетельствует о наличии других факторов, в частности наличие двух пунктов
попутного приема нефти с другими характеристиками;
- также кусочно монотонными являются изменения показателей влияния
исходных параметров модели в зависимости от объемов транспорта нефти по
МН.
Исследования, выполненные в данной работе, не являются завершенными,
поскольку методика и объем проводимых вычислительных экспериментов
требуют более детальной проработки на основе многофакторного анализа и с
учетом вновь выявленных проблем.
Результаты проведенных исследований могут быть использованы:
- при решении задачи адаптации расчетных моделей к фактическим
режимам системы МН, в частности при задании весовых коэффициентов
значимости компонент критерия рассогласования расчетных и замеряемых
параметров режимов в различных контрольных точках системы МН;
- при выборе методов, применяемых для повышения достоверности
значений наиболее значимых параметров исходных данных модели режимов
МН;
- при разработке методов оценки вклада погрешностей исходных данных в
погрешность результатов моделирования режимов объектов и систем МН.
К.А. Вяткин
Пермский национальный исследовательский
политехнический университет, г. Пермь

© Вяткин К.А., 2015
59
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ НАСОСНОКОМПРЕСОРНЫХ ТРУБ ОТ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ТЕПЛОВЫМ МЕТОДОМ С ПОСЛЕДУЮЩЕЙ
УТИЛИЗАЦИЕЙ И ОЦЕНКА ЕЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
В рамках работы разрабатывается новая технология термическая очистки
НКТ от АСПО и определена ее эффективность. Разрабатываемая технология
заключается в очистке НКТ от АСПО в специально разрабатываемой
мобильной установке. Данная методика позволит очищать трубы
непосредственно
на
месторождении
с
дальнейшей
утилизацией
образовавшегося нефтесодержащего отхода. Основой технологического
процесса утилизации нефтесодержащего отхода будет являться пиролиз деструкция органической части отходов при температуре 500-550С° без
доступа воздуха. Отличительной особенностью технологии очистки НКТ от
АСПО с последующей термодеструкцией в предлагаемой установке будет
являться осуществление пиролиза во вращающейся муфельной печи с ретортой
по принципу «труба в трубе» без доступа воздуха. При этом выделяющиеся при
пиролизе горючие газы будут полностью сжигаться в двухступенчатой топке
печи, а дымовые газы использоваться для обогрева реторты. Для оценки
эффективности рассматриваемой технологии были проведены исследования
качества очистки НКТ и структуры стали трубы после обработки. По
результатам проведенных лабораторных исследований образцов насоснокомпрессорной трубы и муфты было выявлено высокое качество очистки
99,5%. При анализе полученных в работе результатов исследований
установлено, что разрабатываемый тепловой метод очистки НКТ от АСПО
является перспективно развивающейся технологией.
При эксплуатации нефтедобывающих скважин возникает значительное
количество осложнений, связанных с постоянно ухудшающимися условиями
процесса добычи нефти: снижением забойных и пластовых давлений ниже
давления насыщения, разрушением продуктивного коллектора, образованием
асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и др. [1,2].
Одним из перспективных методов очистки НКТ является тепловая
обработка НКТ. Автором статьи разрабатывается технология очистки НКТ от
АСПО на специализированной мобильной установке, которая позволит не
только очищать поверхности НКТ непосредственно на рабочей площадке, но и
60
тут же утилизировать нефтесодержащий отход. Согласно разрабатываемой
технологии тепловой обработки НКТ будут подвергаться термическому нагреву
при температуре 200 оС без доступа воздуха с выдержкой в течение одного часа
с целью удаления АСПО с внутренней и внешней поверхностей трубы.
Насосно-компрессорные трубы будут загружаться во вращающуюся реторту
муфельной печи, установленную под углом 5о относительно поверхности земли,
за счет чего АСПО в жидком состоянии будет удаляться с внутренней и
внешней поверхности труб. В течение часа трубы будут подвергаться нагреву и
затем извлекаться из вращающейся реторты.
Для оценки эффективности разрабатываемой технологии были проведены
исследования качества очистки НКТ и структуры стали трубы после обработки.
Качество очистки поверхностей НКТ от АСПО принималось как отношение
толщины загрязнения после очистки к толщине начального загрязнения.
При исследовании структуры и свойств НКТ 73x5,5 с нанесенным слоем
АСПО толщиной в среднем 18,2 мм подвергались термическому нагреву. В
результате исследования на поверхности НКТ обнаружен тонкий слой (0,3 мм)
сажеобразных отложений, термодеструкция органических отложений на
поверхности трубы прошла на 99,5%.
В результате проведения металлографического анализа установлено, что
структура трубы представлена феррито-перлитом с размером зерна 8-9 балла,
на наружной поверхности присутствует обезуглероженный слой глубиной ~100
мкм. Структура муфты представлена феррито-перлитом с элементами
видманштетта с размером зерна 3-5 балла, на наружной поверхности
присутствует обезуглероженный слой глубиной ~300 мкм, на внутренней
поверхности трубы и муфты обезуглероживание не обнаружено. Структура
стали трубы полностью соответствует структуре сталей данного класса [3,4]
(рис. 1).
Внутренняя поверхность
Внешняя поверхность
Рис. 1. Структура образца НКТ
61
По результатам проведенных лабораторных исследований образцов
насосно-компрессорной трубы и муфты было выявлено высокое качество
очистки НКТ от АСПО (99,5%). Структура стали НКТ после тепловой очистки
полностью соответствует структуре сталей данного класса. Механические
свойства трубы после проведения операций по удалению АСПО удовлетворяют
требованиям ГОСТ 633-80 для категории прочности «Д». Таким образом,
разрабатываемая технология очистки НКТ от АСПО является новой
перспективно развивающейся технологией, обещающей высокое качество
очистки и экологически безопасную утилизацию нефтесодержащего отхода.
Список литературы
1. Мордвинов В. А., Турбаков М. С., Лекомцев А. В., Сергеева Л. В.
Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению
асфальтеносмолопарафиновых
отложений
при
эксплуатации
нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. № 8. С. 78-79.
2. Ибрагимов Н. Г., Хафизов, А.Р., Шайдаков В. В., Хайдаров Ф. Р.,
Емельянов А. В., Голубев М. В., Каштанова Л. Е., Чернова К. В. Осложнения в
нефтедобыче
// ООО «Издательство научно-технической литературы
«Монография», 2003.
3. ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Метод испытания на растяжение.
4. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения
величины зерна.
М.А. Иринчеев
студент Национального Исследовательского Иркутского
государственного технического университета, Иркутск
О.И. Дошлов
научный руководитель, член-корр. РАЕН, профессор Иркутского
государственного технического университета

© Иринчеев М.А., Дошлов О.И., 2015
62
НЕФТЕКОКСОВАЯ МЕЛОЧЬ – НОВЫЙ УГЛЕРОДИСТЫЙ
ВОССТАНОВИТЕЛЬ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА КАРБИДА КРЕМНИЯ
Карбид кремния представляет собой физико-химическое соединение
углерода с кремнием: Si2C (Si=C=Si). Зерна карбида кремния, благодаря
твердой и кристаллической структуре с высокой режущей способностью
подходят для обработки лака, краски, шпаклевки, стекла, керамики, камня,
чугуна, титана, резины и различных полимеров.
Использование всего гранулометрического состава нефтяного кокса
относится к проблеме облагораживания кокса. Трудность прокаливания мелких
фракций кокса вследствие их интенсивного сгорания требует разработки
альтернативных способов вовлечения этого продукта в дальнейшее
производство или придания мелочи кокса таких свойств, которые бы
удовлетворяли требованиям определенного круга потребителей. Нефтекоксовая
мелочь получается при разрезании коксового «пирога» гидрорезаком [2].
Исследования нефтекоксовой мелочи показали, что содержание
внутренней влаги не позволяет использовать мелочь в том виде, в котором она
производится на установке.
Нами изучена зависимость образования нефтекоксовой мелочи при
производстве сырого кокса, она представлена на рис. 1.
100%
Выход, %
80%
60%
40%
20%
0%
0
3
5
8
15
Размер частиц, мм
25
40
Рис. 1. Гранулометрический состав суммарного нефтяного кокса
Исследование гранулометрического состава были проведены на
лабораторном вибрационном грохоте «Рассев лабораторный РЛ-1». На графике
приведен гранулометрический состав нефтекоксовой мелочи Ангарского НПЗ.
Перевозка кокса с большим содержанием влаги - балласта - приводит к
нерациональному использованию железнодорожного транспорта. Кроме того,
63
при прокаливании высушенного кокса снижаются его угар и расход топлива
повышается на 10-20% производительность прокалочных установок [3].
Кинетика обезвоживания суммарного кокса на приреакторной площадке
(накопитель кокса, совмещённый с фильтром-отстойником) показывает, что
безопасная в отношении смерзания влажность суммарного кокса (фр. 0-250 мм)
8% достигается через 15-16 ч.. Следует отметить, что при увеличении
производительности действующих УЗК путём сокращения цикла коксования до
24 ч и менее, кокс с приреакторной площадки в бункерный склад отгружается
через 4-5 ч с влажностью 12-15%, а если без задержки, то с влажностью 1525%. То есть, естественное обезвоживание суммарного кокса не достигает
необходимого уровня – 7-8%.
Рис. 2. Схема процесса облагораживания нефтекоксовой мелочи
Проведенные расчеты показали что наиболее эффективной установкой по
сушке нефтекоксовой мелочи является сушилка барабанного типа, в работе
проведены ее расчеты, на предмет затрат капитальных вложений и энергии.
При использовании барабанной сушилки достигается снижение влажности до
3-4 % при производительности 20 т/час. Время пребывания материала в
барабане 20 мин.
Таким образом, в результате проведенной работы было установлено, что
повышенная влажность восстановителя ухудшает тепловой баланс
электроплавки ввиду затрат тепла на испарение и, частично, диссоциацию
воды, а так же вызывает повышенный расход восстановителя в связи с его
активным окислением водяным паром и продуктами диссоциации воды.
Так же установлено, что увеличение реакционной способности и удельной
поверхности нефтекоксовой мелочи влечет за собой усовершенствование
технологии получения карбида кремния и снижение материальных и
капитальных затрат на его производство.
64
Опытно – промышленные испытания на печи мощностью 1000 кВт
Иркутского алюминиевого завода показали принципиальную возможность
использования нефтекоксовой мелочи Ангарского НПЗ в качестве компонента
углеродной части шихты при получении карбида кремния [4].
Список литературы
1. Беляев А.Е., Конакова Р.В. Карбид кремния: технология, свойства,
применение. М.: Химия, 2010. 532 с.
2. Сюняев 3. И. Производство, облагораживание и применение нефтяного
кокса. М.: Химия, 1973. 296 с.
3. Дошлов О. И. Высокореакционные коксы как восстановители кремния.
ИрГТУ. Всероссийская научно-практическая конференция, «Химия и
химическая технология». Иркутск, 2006.
4. Дошлов О.И., Дошлов И.О., Крылова М.Н. Новый углеродистый
восстановитель для выплавки химически чистого кремния на основе
высокореакционного нефтяного кокса // Сборник трудов XX Международного
конгресса «Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики
и связи». Иркутск, 2011. 450 с.
Д.П. Исмаилова
Пермский национальный исследовательский
политехнический университет, г.Пермь
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОСЕВОГО ПОДШИПНИКА
ДЛЯ ВЫСОКОНАПРОРНОГО ЭЦН
Executive summary
Усложнение условий добычи приводит к необходимости использовать,
высоконапорные насосы. Одной из проблем проектирования таких насосов
являются высокие осевые нагрузки, передающиеся на вал насоса. Для
восприятия таких нагрузок используются осевые подшипники, расположенные
в гидрозащите установки. У существующих осевых подшипников Waukesha
Bearing, поставляемых АО «Новомет-Пермь», несущая способность

© Исмаилова Д.П., 2015
65
недостаточна для восприятия осевых сил высоконапорного насоса, поэтому
стояла задача проектирования осевого подшипника с большей несущей
способностью.
Проектирование велось по методике ISO 12130. В расчетах варьировали
следующие параметры: внутренний и наружный диаметры, количество
сегментов, ширина и длина одного сегмента и их отношение, расположение
точки опоры, минимальная толщина пленки смазки (минимальная высота
кармана), глубина кармана для смазки, внутренний диаметр над сегментами,
наружный диаметр над сегментами, отношение минимальной толщины пленки
смазки к глубине кармана.
Были выбраны новые геометрические параметры, которые позволили
увеличить несущую способность в 1,5 раза с 17658 Н подшипника Waukesha
Bearing (Hidrax thrust bearing M773/0) до 25800 Н.
Проблема
Усложнение условий добычи приводит к необходимости использовать,
высоконапорные насосы. Насос – устройство, входящее в состав погружной
насосной установки, устанавливаемое между насосно-компрессорными
трубами (НКТ) и приемным устройством (входным модулем, газосепаратором).
Всасываемая насосом пластовая жидкость через приемное устройство попадает
на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она
приобретает скорость и давление. Кинетическая энергия жидкости
преобразуется в давление жидкости, проходя в направляющем аппарате через
неподвижные каналы переменного сечения.
Одной из проблем проектирования таких насосов являются высокие
осевые нагрузки, передающиеся на вал насоса. Для восприятия таких нагрузок
используются осевые подшипники, расположенные в гидрозащите установки. У
существующих осевых подшипников Waukesha Bearing, поставляемых АО
«Новомет-Пермь», несущая способность недостаточна для восприятия осевых
сил высоконапорного насоса, поэтому стояла задача проектирования осевого
подшипника с большей несущей способностью.
Решение
Проектирование велось по методике ISO 12130. Назначение стандарта ISO
12130 - проектирование эксплуатационно-надежных подшипников скольжения,
путем применения методики расчета гидродинамических осевых подшипников
скольжения с масляной смазкой в условиях полной гидродинамической смазки
66
пяты и подпятника. Стандарт относится к осевым подшипникам с подвижными
элементами с переменным наклоном (самоустанавливающимися сегментами),
автоматически образующими при эксплуатации подшипника клиновидный
карман для смазки. Увеличение нагрузки приводит к уменьшению
минимальной толщины пленки смазки (минимальной высоте кармана), что
приводит к отказу подшипника. Учитывая то, что мы ограничены технологией
производства подшипника таким образом, что не сможем сделать его менее
шероховатым, следует, что толщина масляного слоя, посчитанная для
подшипника Waukesha Bearing, является тем минимумом на которое нужно
рассчитывать. Так для подбора параметров, при которых подшипник может
выдерживать максимальную нагрузку, считали толщину масляного слоя, если
она оказывалась меньше заданной величины масляного слоя, то считали, что
подшипник не будет работать, а если больше заданной величины масляного
слоя – подшипник будет работать. В расчетах варьировали следующие
параметры:
 внутренний и наружный диаметры;
 количество сегментов;
 ширина и длина одного сегмента и их отношение;
 расположение точки опоры;
 минимальная толщина пленки смазки (минимальная высота кармана);
 глубина кармана для смазки;
 внутренний диаметр над сегментами;
 наружный диаметр над сегментами;
 отношение минимальной толщины пленки смазки к глубине кармана.
Итог
Варьируя выше перечисленными параметрами по ISO 12130, были
выбраны новые геометрические параметры, при которых толщина масляного
слоя осталась прежней, а несущая способность возросла в 1,5 раза с 17658 Н
подшипника Waukesha Bearing (Hidrax thrust bearing M773/0) до 25800 Н.
Список литературы
1. Стандарт ISO 12130, 2001 г.
67
N.Z. Kazanakapov
Nazarbayev University, ∴ Astana, Kazakhstan
MULTIPHASE FLOW IN POROUS MEDIA SIMULATION STUDY FOR
ENHANCED OIL RECOVERY
Executive summary
In this work, the simulation is based on Darcy’s law of fluid flow in porous media and mass conservation law in order to derive pressure and gas saturation within
the given 2-D and 3-D domain of compositional multiphase flow in porous media by
using MatLab software. Both Dirichlet and Neumann boundary conditions were used
for injection and production well respectively. The cell-centered finite difference
method was selected to discretize the PDE system with boundary conditions and IMPEC numerical scheme for component transport equations was applied. Performed
numerical simulations for a simple reservoir gas injection case demonstrate that the
black-oil simulation is as robust, faster and accurate as the commercial ones, such as
Eclipse and Petrel.
Situation
In recent years the global climate change caused by anthropogenic CO2 emissions has become a serious concern (Herzog et.al., 2000)2. Geological sequestration is
referred to one of the most common approaches to addresses this challenge. The primary objective of a reservoir study is to predict the future performance of a reservoir
and find solutions to increase the ultimate oil recovery. Accurate computer modeling
allows a more detailed study of the reservoir by dividing the reservoir into a number
of blocks and applying fundamental equations of flow in porous media to each block
(Aziz and Settari, 1979)1. However, using compositional simulators with sophisticated equations of state are not affordable to everyone. It is more beneficial to use a

© Kazanakapov N.Z., 2015
68
simple but an accurate fluid model for the very specific case of gas injection for Enhanced Oil Recovery. Moreover, the computational burden of flow simulation can be
reduced significantly by using a black-oil simulation approach (Sun, 2012)3.
Solution
The geological description of the reservoir was represented as discrete model.
Herein, for the sake of simplicity, it is assumed the reservoir model as a Cartesian
grid with cells of equal size and all vertices in the grid are integer. The vertices have
coordinates of (i_1 Δx_1,i_2 Δx_2,…) and number of cell is finite
(n_1×n_2×….×n_k ) that covers a bounded domain: [0,L_1 ]×[0,L_2 ]×…×[0,L_k].
Dimensions: 762 meters long by 7.62 meters wide by 15.24 meters thick; Cartesian grid: 10 x 10 x 3; Porosity: 0.2; Viscosities: o= 1 cp, g= 0.01 cp; Densities:
3
3
o = 700 Kg/m ,
g = 1.0 Kg/m ; Injection rate: 160.97 m3/day
The model is a 2-phase (oil and gas) model that has a simple 2-D vertical crosssectional geometry with no dipping or faults. Peaceman model for injection and production wells is used to simulate the process. The results is then compared to output
from Eclipse software.
The top of the model is at 0.0 metres with initial pressure at this point of 350
bar. Initially the model is fully saturated with oil i.e. no connate water. The fluids are
assumed to be incompressible and immiscible. Further, capillary pressure is assumed
to be negligible in this case. Gas is injected from an injector located at the left of the
model and dead oil is produced from a well on the right of the model. Also, the producer is set to produce at a constant bottom pressure limit of 140 bar. The reservoir
model is not homogeneous, referring to Figure 1 the permeability ranges from 50 to
500 mD.
Figure 1. Permeability distribution
69
Figure 2. Gas saturation
From the Figure 2 a clear connection between the two wells can be observed.
The behavior and the path of the injected gas is quite reasonable and as the gas saturation profile reached the producer well the simulation process was stopped at 3
Years and 121 days. The simulation time took 86 seconds.
Figure 3. Bottom hole pressure of the injection well
Figure 4. Bottom hole pressure of the producing well
70
Finally, bottom hole pressure over 3 years and 121 days was estimated and
compared with the data obtained by Eclipse software. From the Figures 12 and 13, it
can be seen that the bottom hole pressure of the Producer increases significantly as
the gas is injected which leads to increased oil production. It can be noticed that the
difference in the simulation result is negligible, which proves that the model’s feasibility. Hence, accurate computer modeling allows a more detailed study of the reservoir by dividing the reservoir into a number of blocks and it is more beneficial to use
a simple but an accurate fluid model for the very specific case of gas injection simulation.
Reference
1
Aziz K. and Settari A. 1979. Petroleum reservoir simulation. Applied science
publishers LTD: London. Herzog K., Jenkins S., Fischer D.J., and Skalinski M. 2000.
Application of integrated reservoir studies and technologies to estimate oil volumes
and recovery. SPE Reseervoir Evaluation & Engineering
3
Sun S., Salama A., and El Amin M.F. 2012. Matrix-oriented implementation
for the numerical solution of the partial differential equations governing flows and
transport in porous media. Computers & Fluids 16 (68): 36-46
Ф.С. Каргалов
г. Краснодар, КубГТУ, Институт Нефти и Газа
ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Подготовка нефти на промыслах месторождений, находящихся в
заключительной стадии разработки, осложнена наличием большого количества
пластовой воды в продукции скважин и высокого газового фактора. В связи с
этим требуется применение прогрессивных способов её подготовки. Одним из
этапов подготовки нефти является её нагрев при интенсификации процесса
разделения водонефтяной эмульсии. В связи с тем, что в пластовой воде
присутствует большое количество солей, последние откладывается на
теплопередающих поверхностях. Отложение солей отрицательно сказывается
на процессе теплообмена. Удаление солей с теплообменных поверхностей
является сложной и трудоемкой технической операцией. В связи с этим,

© Каргалов Ф.С., 2015
71
предлагается нагрев водонефтяной эмульсии бесконтактным способом, т.е.
кавитацией, сущность которого представляется в моей статье.
Кавитация (от лат. пустота ) – процесс парообразования и последующей
конденсации пузырьков пара в потоке жидкости, сопровождающийся шумом и
гидравлическими ударами, образование в жидкости полостей (кавитационных
пузырьков, или каверн), заполненных паром самой жидкости, в которой
возникает. К плюсам кавитации можно отнести: нагрев эмульсий, разделение
эмульсий, обессоливание и обезвоживание, снижение вязкости, получение
эмульсии
с
улучшенными
характеристиками.
Эмульсия
–
две
несмешивающиеся жидкости. Система, в которой одна из жидкостей
диспергирована (рассеяна) в другую в виде мелких капель. В нашем случае это
нефть и вода. Водонефтяная эмульсия образуется при добыче в обводнённых
скважинах, промысловых трубопроводах, а также в аппаратах обессоливания
нефти вследствие интенсивного турбулентного перемешивания нефтеводяной
смеси.
Физическая сущность процесса, происходящего в гидродинамических
установках, состоит в следующем. Поток жидкости, подлежащей нагреву,
разгоняется насосом и направляется в специальную насадку-смеситель, где
скорость его значительно повышается, а давление падает. В результате
ударения потока, в жидкости возникают значительные сдвиговые напряжения,
приводящие в условиях пониженного давления к холодному закипанию
жидкости - эффект кавитации. Ускорение потока достигается путем сужением
потока в конфузоре с последующим его расширением в диффузоре сопла
Вентури теплогенератора кавитационного типа. Условия становятся
недостаточными для поддержания парообразного состояния жидкости внутри
пузырька, поэтому пар остывает, начинается его быстрая конденсация, объём
пузырька резко сокращается, и он исчезает. Массовая обработка жидкости
микроударами, сопровождающаяся
диссипацией(рассеивание энергии),
приводит к ее нагреву. Образуются пузырьки, заполненные паром жидкости.
Энергия, затраченная на гидравлический разрыв, равна энергии образования
пузырков параа
AP   AP i ;
4
4
2
3
3
AP i  4  rG    rG Р0   rG PG
3
3
72
Способ осуществляется в установке принципиальная схема, которой
представлена на рисунке. На нефтяном промысле по продуктопроводу 1
исходную эмульсию, состоящую из 60% нефти и 40% воды, и имеющую
температуру 20. С и плотность 0,85 кг/м3 , подают под давлением 0,3 МПа на
разделение в сепаратор 2. Перед этим исходную эмульсию нагревают до
температуры 35. С теплом удаляемых по линиям тяжелой 6 и легкой 7 фаз в
рекуперативных теплообменниках 8 и 9 соответственно. Легкую фазу - нефть
после разделения смешивают с тяжелой фазой – водой, подают на рецикл в
количестве 30% от исходного количества эмульсии по линии 3. Оставшиеся
70% отводят.
Итак,
данный
способ
является
достаточным
эффективным,
пожаробезопасным, эффективность из-за солеотложений не уменьшается,
используется экологически чистое оборудование.
А.А. Кочнев
Пермский национальный исследовательский
политехнический университет, г.Пермь
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА
В настоящее время возникла необходимость в разработке новых
источников энергетических ресурсов и их технологии добычи. В последнее

© Кочнев А.А., 2015
73
время всеми энергозависимыми странами активно развиваются технологиизаменители по производству возобновляемого топлива. Но ни одна имеющаяся
технология производства возобновляемого топлива не может даже
потенциально заменить ископаемые энергоресурсы, а развитие научных
технологий на сегодняшний день не предполагает качественного скачка в
разработке новых источников энергосырья. Очевидно, что самоорганизация
рыночного механизма однозначно определяет появление товаров-заменителей,
которые будут оказывать существенное влияние на структуру мирового
энергетического рынка, но не приведут к его изменению из-за достаточно
низкой эффективности потенциала всех современных возобновляемых
технологий. Единственным энергоисточником, имеющим на сегодняшний день
исключительные качества товара-заменителя, является сланцевый газ.
Цель: ознакомление с новым направлением в добыче природного газа,
выявление тенденций его развития и выявление экологических проблем,
связанные с разработкой и добычей сланцевого газа.
Сланцевым газом (shalegas) называют метан, содержащийся в
нетрадиционных коллекторах - сильно глинизированных плотных породах:
алевритах, аргиллитах и сланцах. Месторождения сланцевого газа занимают
большие площади, но отличаются высокой рассеянностью и низкой
проницаемостью [1]. Поэтому их вместе с залежами угольного метана
(coalbedmethane) и газа плотных песчаников (tightgas) относят к
«нетрадиционным» ресурсам, или правильнее называть их «трудноизвлекаемые
ресурсы газа» (hard-to-recovergasresources). Сланцевый газ не подстилается
водой и не ограничивается сверху покрышкой, традиционные методы подсчета
запасов здесь невозможны. Для достоверной оценки необходимо разбурить
огромные по площади участки плотной сеткой разведочных скважин, требует
огромных капитальных вложений при высоких геологических рисках.
Произошедший бурный рост разработки трудноизвлекаемых запасов газа в
США изначально связан с истощением традиционных месторождений.
Основное снижения запасов традиционного природного газа происходило в
штатах Канзас и Оклахома. В условиях отсутствия новых крупных открытий
происходило сокращение разведанных запасов газа в Калифорнии - НГБ
Калифорнийского залива, а также в Луизиане - НГБ Мексиканского залива.
Сланцевый газ проигрывает традиционному природному газу по всем
техническим и экономическим показателям кроме расстояния транспортировки
74
и, в определенных случаях, природно-климатическим условиям. Поэтому
добыча сланцевого газа позволяет решить проблемы локального
газообеспечения в течение ограниченного временного интервала (не более 15 17 лет), а затем для поддержания газоснабжения потребуется подключение к
внешним источникам поставок. Газоносные глинистые сланцы распространены
практически по всем континентам, в связи с чем следует ожидать повсеместной
разработки этих отложений [2].
Технология добычи сланцевого газа, как любая промышленная технология,
подразумевает позитивные и негативные стороны. Существовало мнение, что
разработку сланцевых месторождений с использованием глубинного
гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах можно проводить в
густозаселенных районах, единственной проблемой будет использование
тяжелого транспорта; что значительные сланцевые месторождения газа
находятся в непосредственной близости от конечных потребителей; что добыча
сланцевого газа происходит без потери парниковых газов. Однако после 10 лет
эксплуатации скважин были выделены следующие проблемы:
1.Технология гидроразрыва пласта требует крупных запасов воды вблизи
месторождений. В результате вблизи месторождений скапливаются
значительные объемы отработанной загрязненной воды, которая не
утилизируется добытчиками с соблюдением экологических норм;
2.Сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем
скважины обычного природного газа;
3.Добыча сланцевого газа приводит к значительному загрязнению
грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбензолом, этилбензолом,
мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор,
загущенный с помощью полимера, для одной операции гидроразрыва
используется 80-300 тонн химикатов;
4.При добыче сланцевого газа имеются значительные потери метана, что
приводит к усилению парникового эффекта;
5.Добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и
высоких цен на газ.
6. Добыча сланцевого газа в XXI веке еще только набирает свои обороты в
производстве, но, несмотря на короткий производственный цикл, пагубно
отражается на экологии районов. Технология добычи сланцевого газа требует
более безопасного и экологически чистого методов разработки, т.к. оказывается
75
огромное воздействие на биосферу [2].
Для того чтобы начать добычу топлива требуются большие затраты,
связанные как с природными ресурсами, так и химическими веществами,
которые закачиваются в недра Земли и «отравляют» районы вокруг района
добычи.
К сожалению, на фоне картины истощения традиционных запасов газа
сланцевый газ не сможет стать в ближайшее время достойной альтернативой
природному газу, так как не соответствует современным экологическим
требованиям к энергоресурсу. Перспективы крупной добычи сланцевого газа в
настоящее время имеются только в слабозаселенных районах и в странах,
которые согласны на снижение экологической безопасности.
Иногда стоит задуматься над тем, что важнее: окружающая нас природа
или экономическое развитие страны.
Список литературы
1. Зеленцова Ж. Сланцевой революции не произошло. 2011. [Электронный
ресурс]. URL: www.pronedra.ru/gas/2011/12/23/slancevyj-gaz .
2. Svargaman. Сланцевый газ подробно. 2012. [Электронный ресурс]. URL:
www.voprosik.net/slancevyj-gaz-podrobno/.
А.Г. Кудбанов
Казанский (Приволжский) федеральный
университет, г.Казань
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ N
НА УСПЕШНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИЙ
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки
геолого-технических мероприятий. ГТМ – это работы, проводимые на
скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания

© Кудбанов А.Г., 2015
76
целевых уровней добычи нефти. Геолого-технические мероприятия проводятся
на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно – на
поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей
обводненностью, каким является и месторождение N, расположенное в ВолгоУральской нефтегазоносной провинции, проведение ГТМ особенно актуально.
В данной работе планируется охарактеризовать зависимость проведенных
ГТМ от геологического строения основных эксплуатационных объектов и дать
рекомендации по дальнейшему их использованию на залежах месторождения N
и соседних месторождениях, схожих по геологическому строению. В силу того,
что выполненные ГТМ разнообразны по своей специфике, был сделан акцент
только на двух видах – гидравлический разрыв пласта (ГРП) и солянокислотная
обработка пластов (СКО). Оба этих вида ГТМ на месторождении N относятся к
обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), то есть увеличивают
(восстанавливают) характеристики призабойной зоны пласта и способствуют
интенсификации добычи нефти.
Для повышения эффективности разработки продуктивных пластов А0, А1-3,
А4, О3, Б2, и Т1 нефтяного месторождения N используются различные технологии
воздействия на пласт и призабойную зону пласта.
За 2003 – 2007 годы на месторождении N проведено более 400 геологотехнологических мероприятий. Успешность ГТМ составила 92%. Получено
2457,4 тыс. т дополнительной добычи нефти от ГТМ, что составляет 28% от
суммарной добычи нефти месторождения.
В 2003 – 2007 годах на месторождении N выполнено 104 ОПЗ в 84
скважинах. Успешны 98% операций. Всего за счет проведенных мероприятий
по ОПЗ получено 521,5 тыс. т дополнительной добычи нефти при средней
дополнительной добыче на 1 скважину – 5,3 тыс. т и среднем приросте дебита
нефти - 12,9 т/сут.
Кроме того, в этот же период выполнено 7 большеобъемных ОПЗ. Все
мероприятия успешны. Получено 26,6 тыс. т дополнительной добычи нефти
при средней дополнительной добыче на 1 скважину – 3,8 тыс. т и среднем
приросте дебита нефти - 9,3 т/сут.
В 2003 – 2007 годах проведено 80 ГРП, из которых 91% успешны. Средний
прирост дебитов нефти после проведения мероприятий составил 15,3 т/сут.
Дополнительная добыча нефти от применения ГРП составила 732,1 тыс. т,
дополнительная добыча нефти в среднем по скважине – 10 тыс.т.
77
По выявленным зависимостям наиболее успешны операции по ГРП в
терригенных залежах верейского и бобриковского горизонтов. ГРП,
проводимые в них, приводят к большему притоку нефти, сохранению
длительного эффекта и, соответственно, быстрой окупаемости затраченных
средств.
Наиболее существенный эффект от проведения СКО пласта наблюдается в
терригенной залежи бобриковского горизонта и карбонатной залежи
башкирского яруса. По двум другим основным эксплуатационным объектам
СКО хоть и дает видимый эффект, но не обеспечивает значительных
приращений дебита.
Подводя итог, можно сделать несколько рекомендаций по дальнейшему
использованию ГРП и СКО на залежах месторождения N и соседних
месторождениях, схожих по геологическому строению:
- Для ОПЗ терригенных пластов А1-3 и Б2 рекомендуется соляно- и
глинокислотные
обработки
(12-14 %
раствор
соляной
кислоты).
Глинокислотные обработки следует проводить с предварительной промывкой
ПЗП пресной водой.
- Для ОПЗ карбонатных пластов А4 и Т1 рекомендуется солянокислотные
обработки (12-14 % раствор соляной кислоты).
- Для проведения ГРП наиболее перспективными объектами являются А1-3
и Б2.
Список литературы
1. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное
пособие. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012. 664 с.
78
2. Материалы компании «Роснефть».
А.А. Мальцев
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, г. Тюмень
ИННОВАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ
И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»
На сегодняшний день большая часть месторождений ООО «ЛУКОЙЛ–
Западная Сибирь» находится на завершающей стадии разработки, запасы же
вновь открываемых месторождений относятся к трудноизвлекаемым. Для
поддержания, наращивания темпов добычи и повышения КИН активно
используется гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод интенсификации
притока.
ГРП является наиболее популярным методом интенсификации добычи и
неотъемлемым элементом разработки низкопроницаемых коллекторов. Именно
поэтому ГРП используется, как на стадии освоения скважин после бурения, так
и в процессе эксплуатации скважин
Учитывая сложное геологическое строение нефтеносных коллекторов
помимо стандартных ГРП разрабатывается множество новых технологий,
учитывающих сложности проведения и увеличивающих эффект операций.
На сегодняшний день выполнено более 18000 скважинно-операций на
месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Только за последние
несколько лет прошли испытание более 20 новых технологий ГРП,
направленные на: улучшение геометрии и проводящих свойств трещины,
ограничение роста трещины по высоте, увеличение продуктивности скважин за
счет отработки неиспользуемых участков. Всего с 2007 года проведено более
900 ОПР, более подробно испытания новых технологий ГРП приведены на рис.
1.
Основные технологии ГРП:
1) Технология азотно-пенного ГРП. Суть метода в использовании в

© Мальцев А.А., 2015
79
качестве жидкости ГРП двухфазной пены. Технология эффективна в пластах с
низкой проницаемостью и с высокими требованиями по стабилизации глин.
Позволяет осуществлять немедленную отработку за счет энергии
растворенного газа и очистку трещины от закаченного полимера.
Рис. 1. Распределение объемов ГРП и ОПР на месторождениях
ООО «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь»
2) Технология ГРП на линейном геле (а так же ZetaGel и CleraFrac) –
позволяет увеличить полудлину трещины и одновременно увеличивать добычу
нефти за счет сокращения риска прорыва в воднасыщенную зону (за счет
низкой вязкости жидкости разрыва) в условиях слабовыраженных глинистых
перемычек. Недостатки: низкая песконесущая способность, невозможность
закачки больших масс проппанта, ограничения по ширине трещины.
4) Многозонный ГРП. На месторождениях Западной Сибири МГРП на
горизонтальных скважинах проводятся в промышленных масштабах с 2011
года. Основа технологии в последовательном воздействии на каждый участок
ствола (может осуществляться от двух до нескольких десятков ГРП)
4.1) TTS (texas two-step) При проведении МГРП изменяется вектор
пластовых напряжений продуктивного пласта между портами и создается
дополнительная трещинноватость параллельно оси минимальных напряжений,
соединяющая между собой основные трещины.
4.2) SurgiFrac, AbrasiFrac, Mangoose - используют ГНКТ и различные
компановки, которые позволяют проводить перфорацию и совершать несколько
разрывов в разных интервалах за одну СПО.
4.3) Бурение ГС с МГРП с компенсационными стволами. Цель –
80
выравнивание воронки депрессии вдоль ГС. Бурятся два параллельных
горизонтальных ствола, один из стволов отсыпается проппантом, на другом
проводят МГРП
5) Селективный ГРП (с предварительной закачкой тампонирующих
составов, РИР) Проводится на высокообводненном фонде, что позволяет
трещине распростроняться не в обводненные и промытые пропластки, а в
направлении низкопроницамых и незадействованных областей.
6)
Hi-Way.
Технология,
которая
предусматривает
создание
высокопроводящих каналов внутри трещины за счет импульсной закачки, что
позволяет на 30-40% увеличить эффективность по жидкости. Технология в
полной мере опробована на ГРП из бурения.
7) J-Frac, Pro-Mix - Ограничение роста трещины в высоту за счет создания
механических барьеров, с применением и поочередной закачкой на маловязком
геле проппантов разных фракций.
8) Bio-Balls. Потокоотклоняющая технология. Шары BioBalls временно
закупоривают выбранные интервалы перфорации, а закачка геля происходит
только в рассматриваемом интервале.
9) МФП. Цель технологии – перераспределение профиля притока и
снижение обводненности продукции путем снижения фазовой проницаемости
по воде. (Технология признана неэффективной)
10) FiberFRAC. Технология армирования жидкости ГРП растворимыми
волокнами, что понижает загрузку полимера и улучшает транспортные
свойства жидкости. Волокна полностью растворяются в воде после ГРП,
позволяют удерживать проппант от осаждения. В процессе деградации волокон
создается химическая среда, способствующая деструкции полимера.
В целом, не все технологии, даже многократно испытанные ранее в других
регионах, имеют хорошие результаты в условиях месторождений Западной
Сибири. Но даже не смотря на сложившиеся в последнее время экономические
условия, компания «ЛУКОЙЛ» активно продолжает внедрение и испытание
новых технологий по интенсификации добычи в Западной Сибири.
С.А. Масленицин
РГУ нефти и газа им. Губкина, Москва

© Масленицын С.А., 2015
81
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В отличие от газовых, из газоконденсатных залежей добывается не только
газ, но и не менее ценное углеводородное сырье – конденсат.
В настоящее время газоконденсатные залежи на севере Тюменской
области разрабатываются только на пяти месторождениях, одним из которых
является Северо-Уренгойское. Однако, перспективы дальнейшего развития
газодобывающей отрасли в данном регионе связаны с дальнейшим освоением и
наращиванием добычи газа именно из газоконденсатных залежей. Поэтому
анализ накопленного опыты их разработки является актуальной задачей.
В представленной работе рассмотрены вопросы начального этапа освоения
газоконденсатных залежей I объекта Западного Купола Северо-Уренгойского
месторождения, которые включают в себя анализ состояния пробуренного
фонда скважин и изменения их добывных возможностей, характеристики
отборов газа и выработки запасов. Также, в работе на основе анализа текущего
состояния разработки газоконденсатных залежей выполнены прогнозные
расчеты динамики технологических показателей на период 2015-2025 гг., а
также расчеты технико-экономических показателей эффективности работ по
добуриванию скважин.
С целью повышения степени охвата запасов активным дренированием в
работе предусматривается обеспечить поддержание максимального отбора
конденсатосодержащего газа бурением и вводом дополнительно 8 наклоннонаправленных скважин.
Для определения дополнительной добычи в результате ввода новых
скважин выполнены расчеты технологических показателей разработки на 20
летний период по двум вариантам:
82
Годовой отбор газа, млрд. м3
2.3
2.1
Вариант без добуривания
скважин
1.9
1.7
1.5
Вариант с добуриванием и
вводом 8 скважин
1.3
1.1
0.9
0.7
0.5
0
5
10
15
20
25
Годы
Рис. 1. Расчёт годовых отборов газа
Выполненные расчеты показали, что при выполнения мероприятий по
добуриванию скважин дополнительная добыча газа и конденсата составит
соответственно 2,85 млрд. м3 и 225 млн.т. Чистая текущая стоимость
мероприятий составила 373,35 млрд. руб.
Одной из главных особенностей добычи газового конденсата является
образование конденсатной оторочки при падении забойного давления ниже
давления конденсации. Это уменьшает относительную проницаемость по газу в
околоскважинной зоне и приводит к снижению дебита и даже к полной
остановке скважины из-за попадения конденсата в ствол скважины.
Высокое число капиллярности является следствием высокой скорости
потока либо низкого коэффициента поверхностного натяжения. Следовательно,
у каждой области, образующейся вокруг скважины, различная насыщенность
флюидами. Вдали от скважины, где давление все еще превышает давление
конденсации, газ обладает изначальной насыщенностью конденсатом; вслед за
этой крайней зоной располагается промежуточная зона, где насыщенность
конденсатом резко возрастает с одновременным снижением относительной
проницаемости газа. Конденсат в этой зоне неподвижен. Вблизи скважины
образуется зона, где насыщенность конденсатом достигает предельного
значения, и фильтрация становится двухфазной с постоянным компонентным
составом (при снижении давления идет фильтрация выпавшего конденсата к
скважине). Для четвертой зоны, находящейся в призабойной зоне пласта,
характерно снижение насыщенности конденсатом и повышение относительной
83
проницаемости газа при низком поверхностном натяжении или высоком
дебите.
При проведении анализа относительно однофазного псевдодавления или
псевдодавления сухого газа, также называемого газовым потенциалом мы
делаем вывод о существовании трех различных радиальных зон подвижности с
различным поведением: 1) Околоскважинная зона, 2) Вблизи ствола - две зоны,
близкие по характеристикам 3) Удалённая зона.
Рис. 2. Профиль пластового давления на разрабатываемом месторождении
В работе рассмотрено влияние конденсатной оторочки на результаты
исследований скважин, рассмотрены примеры сложного поведения песчаных
коллекторов сухого газового конденсата и описана предлагаемая методика
интерпретации для определения возможных причин такого поведения. Эта
методика в дополнение к традиционным результатам исследований позволяет
определить параметры, необходимые для пластового моделирования и
прогнозирования дебита.
84
А.А. Махатов
HAMK University of Applied Sciences, г. Валкеакоски
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА
В процессе управления сложными организационно - техническими
системами надо всегда принимать непростые решения, связанные с учетом
многих критериев протекания каких либо производственных процессов и
ограничений на ресурсы. Если такие решения принимать с использованием
только интуиции и опыта руководителя, то будет достаточно сложно сделать
оптимальный выбор. (1) Методы машинного обучения позволяет
сформулировать математическую модель системы и на основе ее выходных
данных принять взвешенное решение.
Эвристические методы хорошо подходят для решения комбинаторных
задач. Одной из этих задач является распределение нефтепродуктов через сети
нефтепроводов. Эти задачи решаются с помощью многокритериальной
оптимизации с эволюционными алгоритмами. В этой статье несколько целевых
функций и ограничений были определены для выражения целей решения.
Распределение нефтепродуктов через сеть нефтепроводов является очень
важной проблемой, так как это деятельность экономического значения в
каждой стране. Обычно, продукты берутся с заводов, портов или центров
хранения и транспортируются к точкам назначения.
Основная цель заключается в удовлетворении востребованных продуктов в
точках назначения в срок, но и другой немаловажной целью является избежать
последовательной отправки продуктов разных видов, потому что они могут
испортить друг друга. Более того, ряд ограничений должны быть
удовлетворены такие как: ограничения в объемах отправки из источников и
прием в точке назначения, ограничения в объемах сети транспортировки и
ограничения в объемах хранения.
В этой статье была создана модель сети нефтепровода, описание этой
модели и дизайн решения задачи. Полное решение задачи будет представлено
на Всероссийской Конференции Лукойл Оверсииз. Автор статьи уверен, что
решение будет наиболее оптимальным.
Модель сети нефтепровода

© Махатов А.А., 2015
85
Мы рассмотрим упрощенную модель сети нефтепровода. Сеть имеет:
множество узлов, которые представляют собой источники; множество стоков,
которые представляют собой точки назначения; множество промежуточных
соединений, которые представляют собой точки хранения. Рисунок 1 наглядно
показывает, что собой представляет упрощенная модель. У этой модели два
источника (узлы 1 и 2), три стока (узлы 5, 6 и 7) и два промежуточных
соединения (узлы 3 и 4).
1
9
2
8
4
4
9
3
4
5
6
5
6
4
7
6
7
Рис. 1
Числа в соединении между двумя узлами дают нормализированную
дистанцию в условных единицах времени нужных для преодоления одного
пакета сырья всей трубы. Например, число 7 в соединение между узлами 3 и 6
значит, что один пакет сырья тратит 7 периодов времени, чтобы преодолеть
расстояние из 3 в 6 или это соединение содержит 7 пакетов сырья.
Описание модели
Решение задачи определяется в виде пакета, переданного от каждого
источника или промежуточных узлов в каждый момент времени. Мы
используем матрицу, в которой строки это соединения каждого источник и
промежуточного узла, а столбцы это время.
Эта матрица будет нашей начальной популяцией, которую нужно
оптимизировать. Цель оптимизации, удовлетворить доставку продуктов, на
которых спрос, в точки назначений вовремя.
Однако эта презентация модели не соответствует условиям задачи, потому
что тип производимой нефти в каждом из источников может быть разным.
Самый легкий путь чтобы решить эту проблему это присвоить каждому из
86
источников тип нефти от 1 до числа различных типов нефти отправленных
этим источником.
1
Соединение 1 1
Соединение 2 3
Соединение 3 2
Соединение 4 1
Соединение 5 2
Соединение 6 1
Соединение 7 1
Соединение 8 1
Соединение 9 3
Соединение 10 1
2
1
2
1
2
0
1
2
0
1
2
3
2
1
1
1
0
2
3
2
1
3
4
0
2
2
1
1
3
0
0
2
0
5
0
1
3
0
3
1
1
3
1
2
6
2
0
0
1
2
2
2
1
3
1
7
1
0
1
2
2
1
1
0
1
3
8
1
1
0
3
1
1
2
1
1
0
9 10 11 12 13 14 15
1 2 2 0 2 2 1
2 3 2 0 0 1 1
0 1 0 1 3 0 2
2 1 1 2 0 1 3
2 3 1 2 3 2 1
2 1 3 3 0 0 1
3 2 1 2 1 3 2
1 2 2 0 3 2 0
3 2 1 1 2 1 0
1 2 0 1 1 2 2
Например, для сети на рис. 1, пусть источник 1 производит нефть типа 1 и 2, и
источник 2 производит нефть типа 3 и 4. Тогда допустимыми значениями для
строки с соединениями 1, 2, 3, 4 будут в промежутке от 0 до 2, а остальные от 0
до 4. В первых двух соединениях значения 1 или 2 будут соответствовать 1 или
2, в двух последующих те же значения будут соответствовать 3 или 4.
Например, в первый промежуток времени, первая столбец из [1 3 2 1 2 1 1 1 3 1]
преобразуется в [1 1 4 3 2 1 1 1 3 1].
Дизайн решения
После создания случайной популяции и соответствие ее условиям задачи
следует использование генетических операторов: кроссовер и мутация. (2)
Для оператора кроссовера нам потребуется создать новую популяцию
удовлетворяющим условиям задачи. Для этого установим ограничения на
создание матрицы по количеству тип нефти в каждом соединении.
Соединения
Номер
соединения
Кол-во
типов
Узел 1
1,3
1,4
1
2
2
2
Узел 2
2,3
2,4
3
4
2
2
3,4
5
Узел 3
3,5
6
3,6
7
4
4
4
4,3
8
Узел 4
4,6
9
4,7
10
4
4
4
Новую популяцию скрестим с начальной популяцией в точке после 5
промежутков времени.
Вероятность мутации 0.08.
87
Модель подлежит следующим ограничениям:
1. Минимум производственной мощности должно быть удовлетворено.
2. Каждая точка назначения должна получить количество требуемых
пакетов.
3. Объем бака не должен быть превышен.
4. Прибытие пакета на узел должно быть своевременно.
И целями являются:
1. Свести к минимуму время, которое требуется при проверке спроса в
каждом назначении.
2. Свести к минимуму сумму предыдущих времен.
Генетический алгоритм представляет собой цикл, который остановится
только при выполнении критерия: нахождение оптимального решения с учетом
фитнесс функции.
Заключение
Модель задачи создана, целевые функции и ограничения поставлены.
Осталось выбрать правильную фитнесс функцию, мутации и точку кроссовера
для того что бы алгоритм нашел оптимальное или субоптимальное решение.
Процесс оптимизации и решение проблем оптимизации занимают время,
но при решении одной задачи есть возможность использовать решения для
любого количества источников, промежуточных станций и точек назначения.
Многокритериальная оптимизация способна охватить задачу полностью и
решить ее в общем случае. Обязуюсь предоставить полное решение с примером
на Всероссийской Конференции Лукойл в Перми.
Список литературы
1. Шеховцов А.В., Крючковский В.В., Мельник А.Н., Автоматика.
Автоматизация. Электротехнические комплексы и системы. Херсон:
Херсонский национальный технический университет, 2007.
2. Goldberg, D.E. Genetic Algorithms in Search, Optimization and Machine
Learning. б.м. : Addison-Wesley, 1989.
88
А.О. Мостовая
г.Тюмень
ПОИСК АНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ О ПРИТОКЕ
ФЛЮИДА К ВЕРТИКАЛЬНЫМ ТРЕЩИНАМ МГРП
В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ
За несколько последних лет строительство горизонтальных скважин стало
широко распространено. В основном их применяют для добычи сланцевой
нефти и разработки других залежей с низкими проницаемостями. Так же и
высокая обводнённость многих участков, и наличие воды ниже нефтяного
пласта вынуждают уходить от бурения стандартных вертикальных скважин.
Бурение горизонтальных скважин позволяет добиться значительного
увеличения площади притока жидкости из пласта в скважину и соответственно
увеличить ее продуктивность, что позволяет обеспечить более высокие темпы
разработки месторождений и несколько увеличить коэффициент извлечения
нефти. Однако довольно часть в процессе бурения прогнозируемые значения
дебита не достигаются, что, с одной стороны, можно объяснить
несовершенствами технологии добычи, с другой стороны, неточностью
подготовительных расчётов, не проработанностью аналитической/численной
модели.
Основной задачей данной работы является разработка аналитической
модели для расчёта притока к трещинам при многостадийном ГРП в
горизонтальной скважине. Существующие методики описывают приток при
уже установившемся режиме, когда суммарный дебит системы равен сумме её
составляющих (1).
𝑛
𝑄 = ∑ 𝑄𝑖 .
(1)
𝑖−=
Большинство формул по определению дебитов горизонтальных стволов
получены для условий их расположения в центре цилиндрического пласта и
неподвижности водонефтяного контакта (ВНК), что не всегда соответствует
действительности.

© Мостовая А.О., 2015
89
Для получения точной аналитической модели необходимо учитывать и
нестационарные поток, когда трещины не влияют друг на друга, затем
работают как система, и стационарный поток системы трещин. В решения
данной задачи будут использован комплексный потенциал для трещин
(точечный сток), которые находятся в ограниченном плате. Созданная
аналитическая модель будет применяться непосредственно при разработке
месторождений, при оценке добычи. Так же она позволит оценить увеличение
производительности скважин в породах с низкой проницаемостью.
А.Б. Мырзамуратов
РГУ нефти и газа И.М. Губкина, г. Москва
ПОГРУЖНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С ПОДПОРНЫМ
СТРУЙНЫМ НАСОСОМ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ
Executive Summary
На протяжении последнего десятилетия эффективно реализуются проекты
по бурению боковых стволов. Бурение боковых стволов дает вторую жизнь
скважине, позволяет вовлечь в разработку ранее неохваченные нефтеносные
участки. Однако при эксплуатации таких скважин возникают определенные
сложности. К осложняющим факторам при эксплуатации скважин с боковыми
стволами относят:

ограничение по диаметру боковых стволов (89, 102 мм);

большое отклонение бокового ствола от вертикали (до 65°);

интенсивный набор кривизны бокового ствола (до 8° на 10 м);
 ограничение эксплуатации по динамическому уровню.
Данные проблемы ограничивают возможность применения в боковых
стволах стандартного насосного оборудования. Насосные установки малого
габарита значительно повышают стоимость добычи нефти из-за дороговизны
новой насосной техники. В этой связи, остаются актуальными работы по
созданию более эффективных, с экономической и технической точки зрения,
насосных систем для эксплуатации боковых стволов.

© Мырзамуратов А.Б., 2015
90
В рамках научной работы разработана новая схема насосной системы,
выполненной на основе надежной и относительно дешевой насосной установки
УЭЦН в пятом габарите, с размещением УЭЦН в основном стволе скважины.
Ниже УЭЦН, в основном стволе скважины или в боковом стволе, размещают
подпорный струйный насос. Подпорный струйный насос обеспечивает
повышение давления на приеме УЭЦН, что способствует повышению
эффективности работы насосной установки в целом.
В рамках данной работы решены следующие задачи: выполнена
разработка конструкции новой насосной системы, подготовлена методика для
подбора и расчета насосного оборудования. На основе программы «Насос
струйный.xls» произведен гидравлический расчет системы «УЭЦН-струйный
насос», определены оптимальные размеры проточной части струйного насоса.
Разработана конструкторская документация и трехмерные модели (в среде
SolidWorks), проведен прочностной анализ в пакете SolidWorks Simulation.
Выполненные научно-исследовательские и опытно-конструкторские
работы подтвердили возможность эффективного применения новой насосной
системы для добычи нефти.
Ключевые слова: боковой ствол, погружная насосная установка, УЭЦН,
струйный насос, система байпасирования (Y-tool).
Актуальность исследования
На протяжении последнего десятилетия эффективно реализуются проекты
по бурению боковых стволов. Бурение боковых стволов дает вторую жизнь
скважине, позволяет вовлечь в разработку ранее неохваченные нефтеносные
участки. Однако при эксплуатации таких скважин возникают определенные
сложности. К осложняющим факторам при эксплуатации скважин с боковыми
стволами относят:
 ограничение по диаметру боковых стволов (89, 102 мм);
 большое отклонение бокового ствола от вертикали (до 65°);
 интенсивный набор кривизны бокового ствола (до 8° на 10 м);
 ограничение эксплуатации по динамическому уровню.
Данные проблемы ограничивают возможность применения в боковых
стволах стандартного насосного оборудования. Насосные установки малого
габарита значительно повышают стоимость добычи нефти из-за дороговизны
новой насосной техники. В этой связи, остаются актуальными работы по
91
созданию более эффективных, с экономической и технической точки зрения,
насосных систем для эксплуатации боковых стволов.
Цель работы
Разработка технического и методологического предложения для
повышения эффективности работы насосной системы для эксплуатации
боковых стволов нефтяных скважин.
Основные задачи исследования
1) Обзор и анализ существующих методов эксплуатации боковых стволов.
2) Разработка технического предложения по конструкции насосной
установки.
3) Разработка методики для подбора и расчета насосного оборудования.
Научная новизна работы
В рамках научной работы разработана новая схема насосной системы. На
рисунке приведена схема насосной сиcтемы. Насосная установка выполнена на
основе надежной и относительно дешевой УЭЦН в пятом габарите.
Конструктивная особенность насосной установки состоит в том, что комплект
этого оборудования оснащен нижним подпорным струйным насосом, на прием
которого по хвостовику поступает флюид, затем выбрасывается в основной
ствол скважины на прием ЭЦН, соответственно, увеличивается давление на
приеме, что исключает попадание больших объемов газа в насосные ступени
ЭЦН и позволяет ему работать с низкими динамическими уровнями без срыва
подачи. Сопло струйного насоса через систему байпасирования сообщается с
верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса, где
размещен газожидкостной сепаратор центробежного типа, который
обеспечивает отделение воды из водонефтегазовой смеси. Хвостовик оснащен
пакером, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной
и хвостовиком. При внедрении установки нет необходимости спуска основного
оборудования в боковой ствол малого диаметра, тем самым решается задача
снижения риска возникновения аварий.
В результате проведенной работы разработана методика для подбора и
расчета насосного оборудования. На основе программы «Насос струйный.xls»
произведен гидравлический расчет системы «УЭЦН-Струйный насос», тем
самым определены оптимальные размеры проточной части струйного насоса.
Спроектирована конструкция погружной насосной установки и системы
92
байпасирования, подготовлены чертежи, конструкторская документация, а
также трехмерные модели деталей (в среде SolidWorks), проведен прочностной
анализ в пакете SolidWorksSimulation.
Газожидкостной
сепаратор
.
Y-tool
Байпасная труба
кабель
ЭЦН
Протектор
ПЭД
Эксплуатационная
колонна основного
ствола
Струйный насос
я
Пакер
Боковой ствол
я
Хвостовик
Схема насосной установки
Вывод
Выполненные научно-исследовательские и опытно-конструкторские
работы подтвердили возможность эффективного применения новой насосной
системы для добычи нефти
Таблица
Техническая характеристика насосной установки (НУ)
Параметр
Значение параметра
3
Производительность, м /сут
до 100
Напор, м
до 2000
Обводненность, %
от 20 до 99
Объемное содержание свободного газа, %
до 80
93
Внутренний диаметр сопла, мм
Внутренний диаметр камеры смешения, мм
Габаритный размер НУ (Dmax), мм
2,5; 2,8; 3,2; 3,5; 3,8
3,8; 4,2; 4,8; 5,2; 5,5
130
Список литературы
1. Сазонов Ю.А. Расчёты струйных насосов и компрессоров. Учебное
пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.
2. Ивановский В.Н. Основные способы эксплуатации БС нефтяных
скважин // Инженерная практика. 2011. № 9. С.34-38.
3. Патент № 112935. Погружная насосная установка. // Ивановский В.Н.,
Сазонов Ю.А., Якимов С.Б., Сабиров А.А., Пекин С.С., Деговцов А.В. Заявка на
полезную модель № 2011142271/03. – Опубликовано: 27.01.2012
4. Патент № 125250. Погружная насосная установка. // Мохов М.А.,
Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н., Тигов П.Р. Заявка на полезную модель №
2012120690/03. – Опубликовано: 27.02.2013.
А.В. Пенигин
Национальный Минерально-Сырьевой
Университет «Горный», Санкт-Петербург
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Executive summary
Затраты на поиски, разведку и разработку месторождения очень велики, а
количество нефти, которое можно добыть без влияния на пласт, составляет
небольшую часть от всех запасов месторождения, поэтому нужно использовать
возможности для увеличения нефтеотдачи, тем более, что новые
месторождения не самые крупные, что вынуждает максимально использовать
их.
Методы повышения нефтеотдачи пластов включают в себя набор
разнообразных технологий для поддержания энергии пласта и изменения
свойств флюида, что приводит к увеличению количества нефти, которое может
быть добыто с месторождения. Обычно коэффициент извлечения нефти (КИН)

© Пенигин А.В., 2015
94
составляет 20-40% от запасов при использовании первичных и вторичных
методов добычи, т.е. использовании начальной энергии пласта и закачке воды
или газа соответственно. Однако использование соответствующих технологий
может увеличить КИН до 60% и даже более.
Основные технологии: тепловые методы, закачка химических реагентов, а
также нагнетание газа. При тепловом методе тепло вводится в пласт, например
паром, чтобы снизить вязкость нефти и улучшить ее способность течь сквозь
породу резервуара. Химический метод состоит в использовании полимеров,
щелочных растворов, ПАВ с целью уменьшить поверхностное натяжение,
которое препятствует прохождению капель нефти сквозь резервуар. Третий
метод - нагнетаемый газ, обычно азот, углекислый и природный газ,
растворяется в нефти, чем поддерживает давление, и уменьшает ее вязкость,
что позволяет флюиду легче течь к стволу скважины. Также используется Plasma-Pulse технология, очищающая перфорированные интервалы скважины и
создающая упругие волны в породе, приводящие к терщинам, в результате чего
увеличивается подвижность нефти.
Нефть является ценным и исчерпаемым ресурсом, следовательно,
экономически целесообразно использовать все возможности для извлечения
наибольшего возможного количества нефти с месторождения. Пользуясь
только первичным и вторичным методами добычи, т.е. начальным давлением в
пласте и его последующим поддержанием, можно добиться значения
коэффициента извлечения нефти на уровне 40%. Применение специальных
технологий может увеличить КИН до более чем 60%, а также ускорить добычу.
Эти технологии делятся на три метода: тепловой метод и нагнетание газа
наиболее используемые, закачка химических реагентов используется редко.
Тепловой метод заключается в передаче флюиду тепловой энергии с целью
уменьшить его вязкость. Эффект может достигаться закачкой водяного пара
или созданием очага горения прямо в резервуаре путем подвода воздуха к
достаточно насыщенному нефтью флюиду. После чего нефть, согласно закону
Дарси, быстрее движется по коллектору к стволу скважины.
Химический метод включает в себя использование полимеров, щелочей,
разных поверхностно-активных веществ с целью уменьшить вязкость нефти,
поверхностное натяжение между нефтью и водой и капиллярное давление,
которые препятствуют каплям нефти двигаться сквозь породу резервуара. Так,
например, использование щелочно-поверхностного полимера может увеличить
95
нефтеотдачу пласта до 90%! Также к химическому методу относят введение в
нефть диоксида углерода в сверхкритическом состоянии, что уменьшает
вязкость нефти и иногда даже поверхностное натяжение, что так же
увеличивает мобильность нефти. Вышедший вместе с нефтью диоксид
углерода используют повторно.
Самый распространенный метод это нагнетание газа, обычно азота,
углекислого или природного газов. Газ растворяется в нефти, уменьшая ее
вязкость, поддерживает давление в пласте, уменьшает поверхностное
натяжение между водой и нефтью, что приводит к исчезновению границы
раздела между двумя жидкостями, что увеличивает эффективность вытеснения.
Наиболее удобным и экологичным является использование углекислого газа,
так как можно уловить большое количество произведенное антропогенно. Это
также оправданно экономически, так Департамент Энергетики США
подсчитал, что 20 миллиардов тон уловленного углекислого газа могли бы
помочь добыть 67 миллиардов баррелей экономически извлекаемых запасов
нефти. Конечно, всё зависит от цены на нефть и от доступности и цены CO2 в
регионе, но технология достаточно испытанная, уже имеется успешный опыт,
начиная с 1972 г. в штате Техас, до настоящего времени на проекте Boundary
Dam в Канаде.
Одна из новейших технологий, разработанная в Горном Университете
Санкт-Петербурга - Plasma-Pulse технология, основанная на генерации
высокомощных волн, имеющих нелинейные, направленные и пульсирующие
характеристики. Ударные волны очищают перфорированные интервалы
скважины, инициируют упругие волны в резервуаре, в результате чего
появляются новые трещины, изменяется поровое пространство и подвижность
нефти увеличивается.
Трудности использования всех описанных методов в том, что сложное
взаимодействие многих факторов, состава закачиваемых агентов и флюида,
свойств коллектора требует правильной оценки, моделирования, прогноза и
мониторинга текущих параметров месторождения. Поэтому чтобы обеспечить
долгосрочное успешное увеличение нефтеотдачи инженеры, петрофизики и
геологи используют многочисленные теории, экспериментальные исследования
и сложные средства мониторинга, чтобы постоянно обновлять план развития
месторождения.
96
Список литературы
1. Enhanced
Oil
Recovery
(EOR),
Schlumberger:
http://www.slb.com/services/technical_challenges/enhanced_oil_recovery.aspx
2. Overview
PPT,
Novas
Energy:
http://www.novasenergy.com/technology/overview
3. ENHANCED OIL RECOVERY, US Department of Energy:
http://energy.gov/fe/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oil-recovery
4. New technologies for EOR offer multifaceted solutions to energy, environmental,
and
economic
challenges,
Oil&Gas
Financial
Journal:
http://www.ogfj.com/articles/print/volume-12/issue-1/features/security-withinreach.html
5. Boundary
Dam
integrated
CCS
project:
http://www.zeroco2.no/projects/saskpowers-boundary-dam-power-station-pilot-plant
6. Accelerating the uptake of CCS: industrial use of captured carbon dioxide,
Parsons Brinckerhoff, March 2011.
О.Б. Попова
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. С-Пб
ОПТИМИЗАЦИЯ ТРАНСПОРТА ГАЗА ПУТЕМ УВЕЛИЧЕНИЯ
ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ГАЗОПРОВОДА
Executive summary
С каждым годом потребность населения и производства в газе растет. В
связи с этим, возрастают и объемы перекачек, необходимые для бесперебойной
подачи газа потребителям. Для этого стараются увеличить пропускную
способность газопроводов, как строящихся, так и находящихся в процессе
эксплуатации. Увеличение пропускной способности входит в число основных
мероприятий оптимизации при транспорте газа.
В данной статье рассматриваются факторы, влияющие на снижение
пропускной способности газопроводов, и мероприятия по их предотвращению,
а также основные методы ее увеличения.

© Попова О.Б., 2015
97
Следует учесть, что для каждого участка имеется своя проектная
пропускная способность, которая в разных долях должна быть больше той,
которая имеется в действительности. Так, увеличение числа компрессорных
станций (далее КС) экономически рационально использовать только в случаях
увеличения пропускной способности не более чем на 40%. При необходимости
ее увеличения на больший процент применяется строительство параллельных
веток трубопроводов – лупингов или вставок.
Помимо строительства новых КС и участков трубопроводов, в работе
также рассмотрены методы по устранению «препятствий» к увеличению
пропускной способности газопровода. Одни из них - это очистка газа от
механических примесей с помощью фильтров, осушка газа от воды твердыми
поглотителями, очистка от сероводорода, а также мероприятия по
предупреждению образования гидратов.
Одной из проблем при транспортировке газа является увеличение
пропускной способности газопровода. Оптимизировать транспортировку газа
можно как на этапе проектирования трубопровода, так и на этапе его
эксплуатации. Почти все методы увеличения пропускной способности можно
применить на каждом этапе.
Снижение пропускной способности газопровода происходит, в основном,
из-за следующих факторов: появление в газовых потоках механических
примесей, примесей воды (вода в виде жидкости, пара, конденсата, частиц
породы и др.), сероводорода и углекислого газа.
Увеличить пропускную способность газопровода можно следующими
основными способами: прокладка лупингов, укладка вставки, увеличение числа
КС. Выбор того или иного способа зависит от конкретных условий на участке
газопровода, а также от технико-экономического обоснования. Далее
рассмотрим каждый способ подробнее.
Проектирование магистральных трубопроводов с учетом прокладки
лупинга допускается в случаях, когда пропускная способность не может
полностью обеспечиться одной ниткой из-за отсутствия труб большего
диаметра, а также, когда увеличение пропускной способности трубопроводов
до пределов, указанных задании на проектирование, намечается в сроки,
превышающие 8 лет. Эффективность данного мероприятия можно увидеть на
рис. 1.
98
Рис 1. Зависимость производительности трубопровода от длины лупинга
Назначение вставок очень схоже с лупингами. Отличие между ними
заключается в том, что вставка имеет больший диаметр в отличии от
номинального диаметра трубопровода.
Для увеличения пропускной способности газопровода с помощью
увеличения числа КС нужно увеличить пропускную способность каждого
перегона в равной мере, при этом коэффициент увеличения – целое число (2,3,4
и т.д.). Однако, такой метод во многом уступает по технико-экономическим
показателям сооружению лупинга или вставки.
Кроме того существует немало мероприятий по предотвращению
снижения пропускной способности газопровода. Одним из них является
очистка газа от механических примесей. Так, на входе в ГРС и КС
устанавливают аппараты, работающие по принципу сухих и мокрых фильтров.
Следующее мероприятие – это предупреждение образования гидратов, которое
производится с помощью снижения давления газа в газопроводе ниже
равновесного давления образования гидратов и ввода реагентов в газопровод.
Очищают газ от воды с помощью осушки твердыми поглотителями (боксит
Al2O3, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты). Для очистки газа от
сероводорода применяются твердые (гидрат окиси железа) и жидкие
(этаноламиновый и мышьяково-содовый) методы.
Таким образом, все вышеперечисленные мероприятия являются
непосредственной частью оптимизации транспортировки газа.
99
Список литературы
1. Алиев Р.А, Белоусов В.Д., Немудров А.Г. Трубопроводный транспорт
нефти и газа. М.: Недра, 1988.
2. Бунчук В. А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.:
Недра, 1977.
3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Уфа,
ДизайнПолигравСервис, 2001.
4. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа.
М.: Недра, 1975.
А.Р. Салихова
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
г. Москва
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА БОРЬБЫ С МЕХАНИЧЕСКИМИ
ПРИМЕСЯМИ
В период эксплуатации скважин рано или поздно приходится сталкиваться
с такими явлениями, как появление в продукции механических примесей,
отложения на поверхности оборудования солей, продуктов коррозии, парафина,
различных смол и асфальтенов, гидратов. Вынос вместе с нефтью
механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах
России и зарубежных стран.
Одно из отрицательных воздействий песка и других твердых частиц на
технологический процесс заключается в том, что механические примеси,
являясь
абразивным
материалом,
истирают
стенки
применяемого
оборудования, значительно уменьшают ресурс погружных насосов, подъемных
труб.
Учитывая тот факт, что доля добычи нефти установками
электроцентробежных насосов составляет порядка 70 %, то решение проблемы
защиты внутрискважинного насосного оборудования от механических
примесей весьма актуально. Положительное решение этой проблемы должно

© Салихова А.Р., 2015
100
привести к повышению производительности скважин, уменьшению затрат на
капитальный и текущий ремонт скважин.
Способы предотвращения или ограничения поступления механических
примесей в насосную установку делятся на технические, к которым относятся
установка фильтра на приеме скважины, установка фильтра над насосом, и
технологические: снижение депрессии на пласт, повышение качества
подготовки растворов и закрепление проппанта.
Чтобы определить, какой из способов для борьбы с механическими
примесями целесообразно использовать, необходимо понять какие процессы
происходят в скважине.
В случае осаждения мелких твердых частиц в газе и жидкости основной
характеристикой процесса является скорость осаждения î частицы, которая
значительно изменяется при изменении структуры движения смеси
(капельная/эмульсионная) и в зависимости от обводненности.
В скважине, как правило, имеет место стесненное осаждение частиц.
Скорость стесненного осаждения зависит от тех же факторов, что и скорость
свободного осаждения, и еще от концентрации песка в жидкости.

Расходная концентрация p – это отношение расхода песка к расходу
смеси в любом сечении потока. Истинная концентрация  – это содержание
песка в некотором объёме движущейся (или покоящейся) жидкости,
определяемая расчётным путём или по пробам смеси, взятым
пробоотборником. Безразмерная скорость потока (отношение скорости потока к
скорости свободного осаждения):
Q
U áp 
F î
С уменьшением скорости восходящего потока жидкости (с уменьшением
U áp
), истинная концентрация песка σ непрерывно возрастает при прочих
одинаковых условиях (размеры зёрен, вязкость жидкости и т.д.).
На графике 1 представлена зависимость истинной концентрации частиц от
безразмерной скорости потока для различных значений расходной
концентрации.
101
15
10
σ, %
σр=2,5%
σр=1,1%
5
0
0
2
4
6
8
10 Vж/ω
График 1. Зависимость истинной концентрации частиц от безразмерной скорости потока при
σр=2,5 % и σр=1,1 %
Зная фракционный состав песка, свойства флюидов (которые изменяются
от распределения давления в НКТ), расходную концентрацию песка, а значит и
скорость осаждения частиц, и, используя зависимость σ (Uбр), можно
рассчитать распределение концентрации частиц по длине колонны НКТ:
70
80
С, мг/л
90
0,0
200,0
400,0
L, м
600,0
800,0
1000,0
100
110
d=0,75 мм
d=0,8 мм
График 2. Распределение концентрации частиц по длине колонны НКТ до глубины 1000 м
при диаметрах частиц d=0,75 мм и d=0,8мм
Вследствие недостаточной скорости выноса частиц, происходит их
накапливание в участках системы «скважина – ЭЦН – подъемник»,
интенсивность которого зависит от размера частиц, свойств жидкости и их
концентрации. Обводненность и газосодержание добываемой продукции также
влияют на интенсивность накапливания в ней механических примесей.
В заключении можно сделать вывод, что концентрация механических
примесей на своем пути от забоя до поверхности может значительно
изменяться при определенных условиях. При выборе способов борьбы с
механическими примесями необходимо учитывать свойства и состав
добываемой продукции, дебит жидкости, а также фракционный состав
механических примесей и их природу.
102
Список литературы
1. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к
скважине. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1987.
2. Минеев А.В., Булчаев Н.Д., Кондрашов П.М. Методы защиты насосного
оборудования при добыче пескосодержащей нефти. «Территория НЕФТЕГАЗ»,
№10/2010.
3. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.:
Недра,1986.
Д.Ю. Соловьев, Р.М. Рахимзянов, П.Ю. Илюшин
Пермский национальный исследовательский
политехнический университет, г. Пермь
К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА
ПРОДУКЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки
месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и
объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются различные схемы
внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность
измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под
давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное
расстояние, а также максимальная герметизация системы в целях исключения
потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора
необходимо учитывать увеличение обводненности продукции и образование
эмульсий, что значительно затрудняет транспорт флюида по трубопроводу,
приводя к большим гидравлическим потерям, для снижения которых следует
проводить различные технологические мероприятия. К одному из таких
мероприятий относится применение метода трубной деэмульсации, который
заключается в подаче деэмульгатора для разрушения эмульсий. При введении
деэмульгатора в трубопровод в турбулентный поток обводненной нефти
происходит интенсивное перемешивание при движении, ослабление и
разрушение бронирующих оболочек асфальтово-смолистых веществ на каплях

© Соловьев Д.Ю., Рахимзянов Р.М., Илюшин П.Ю., 2015
103
пластовой воды в результате гидродинамического воздействия турбулентных
пульсаций.
В работе проведены исследования эффективности применения
деэмульгатора при его закачке в промысловые трубопроводы с ламинарной
структурой потока жидкости.
Для определения динамической вязкости (µ) эмульсии в лабораторных
условиях были приготовлены балансовые смеси из нефтей и пластовых вод, в
которые были продозированы соответствующие реагенты – деэмульгаторы.
Замер динамической вязкости (µ) производился с помощью ротационного
вискозиметра Rheotest RN 4.1. Результаты исследований представлены в табл.
1.
Таблица 1
Результаты определения динамической вязкости эмульсии согласно
ГОСТ 1929-87
Вязкость
Значения динамической вязкости
Обводненно
Эмульсия
при 8°С,
после процесса транспортировки
сть, %
мПа·с
Без деэмульгатора
67,3
688
С деэмульгатором
67,3
171
700
600
500
400
300
200
100
0
Без деэмульгатора
С деэмульгатором
Для эффективного применения деэмульгатора необходимо его
интенсивное перемешивание с эмульсией, которое достигается при высоких
скоростях жидкости. При низких скоростях реагент движется в потоке
жидкости в виде отдельного слоя и слабо воздействует на эмульсию,
практически не разрушая ее.
Отследить процесс применения деэмульгатора позволяет программный
комплекс «OLGA», который имеет в своем составе инструменты
моделирования требующихся сценариев в задачах с многофазным потоком.
Программа обладает следующими возможностями: моделирование трехфазного
потока, отслеживание пробок, отслеживание композиционного состава флюида.
С помощью программного комплекса «OLGA», смоделирована система сбора и
104
проведены гидравлические расчеты транспорта нефти с деэмульгатором и без
него, результаты представлены в табл. 2 и на рис. 1.
Таблица 2
Расчетное давление в начале трубопровода
Фактическое
давление, МПа
Давление расчетное (без
деэмульгатора), МПа
Давление расчетное (с
деэмульгатором), МПа
1,0
1,01
0,83
(красный - без деэмульгатора; синий - с деэмульгатором)
Рис. 1. Распределение давления по длине трубопровода
При расчете с применением деэмульгатора расчетное давление ниже
фактического, что свидетельствует о низкой эффективности процесса
деэмульсации на данном трубопроводе.
С помощью программного комплекса «OLGA» определены максимальные
скорости потока в части сечения, занятого жидкостью, и числа Рейнольдса (Re),
характеризующие структуру течения. Расчетные значения Re не превышают
1000 из-за низких скоростей и высокой вязкости перекачиваемой продукции. В
данном случае целесообразно придерживаться режима движения, при котором
числа Рейнольдса находились в пределах 4000 – 5000, но при этом давление в
трубопроводе не должно превышать предельно допустимое (4 МПа). С этой
целью в местах подачи деэмульгатора рекомендуется устанавливать
турбулизаторы, обеспечивающие интенсивное перемешивание потока.
В работе рассмотрены варианты оптимизации системы сбора, при этом
достигается положительный экономический эффект, связанный с увеличением
105
продуктивности скважин, с уменьшением расхода деэмульгатора и снижением
энергозатрат на транспорт эмульсии до пункта подготовки.
Список литературы
1. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и
подготовка нефти. М., «Недра», 1975. 317 с.
2. ГОСТ 1929-87 Нефтепродукты. Методы определения динамической
вязкости на ротационном вискозиметре
3. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: «Недра»,
1977. 192 с.
4. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на
промыслах. М. Недра, 1987. 144 с.
5. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000. 417 с.
Р.Р. Султанбеков
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
г. Санкт-Петербург
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ
ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ И ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ
Дальнейшее развитие нефтегазодобывающей промышленности связано с
новым этапом, главными особенностями которого являются необходимость
вовлечения в разработку всё большего числа мелких месторождений,
месторождений со значительными глубинами скважин, месторождений с
высоковязкими нефтями, с нефтями, насыщенными агрессивными средами.
Оно связано с всё большим освоением месторождений на Крайнем Севере. Для
развития отрасли на этом этапе решающее значение приобретают резкое
увеличение нефтегазоотдачи пластов и доразработка многочисленных
истощенных и разрабатываемых в настоящее время месторождений.
Всё это может быть осуществлено лишь при условии обеспечения
нефтегазодобывающей промышленности машинами и оборудованием

© Султанбеков Р.Р., 2015
106
необходимой номенклатуры, с нужными параметрами и характеристиками,
высокой надёжности и в необходимом количестве.
В настоящее время извлекаемые запасы нефти не превышают 45-50% от
абсолютных. Необходимо предпринять меры по извлечению остаточных
запасов из многочисленных старых залежей нефти.
Современный этап развития нефтедобычи характеризуется широким
применением механизированного способа подъёма нефти из скважин.
Характерными особенностями развития нефтяной промышленности в
нашей стране за последнее десятилетие являются увеличение обводнённости
добываемой нефти, а также снижение дебита нефтедобывающих скважин.
В связи с этим в России всё большее число скважин переводится с
фонтанного и газлифтного способов добычи нефти на добычу
электроцентробежными насосами.
При анализе перспективы развития в России различных способов
эксплуатации скважин и причин, определяющих выбор того или иного способа,
можно выделить следующие моменты:
а) на разрабатываемых месторождениях распределение фонда скважин
будет сохраняться на уровне сложившегося. Некоторое увеличение объемов
применения УЭЦН может вызвать более широкое распространение
гидроразрыва пласта, позволяющего в 2-3 и более раз повысить суточную
производительность скважин;
б) на вводимых в разработку новых месторождений выбор способа
эксплуатации будет определяться дебитами вводимых скважин и физикохимическими свойствами нефти, следует отметить, что повышение качества
первичного вскрытия, бурение горизонтальных скважин, а также
первоочередное разбуривание и ввод в эксплуатацию высокопродуктивных
месторождений будет способствовать увеличению объемов применения УЭЦН;
в) многие месторождения, открытые еще в Советском Союзе, до
настоящего времени не введены в разработку из-за расположения в
труднодоступных неосвоенных районах или из-за сложной реологии нефтей;
освоение некоторых новых месторождений требует применения насосного
оборудования, в том числе УЭЦН со специальными характеристиками,
позволяющими эффективно их использовать в осложненных условиях
эксплуатации при откачке коррозионно-пластовой жидкости с большим
содержанием механических примесей.
107
Потребность в таком оборудовании будет возрастать и со старением
эксплуатируемого фонда скважин, находящихся в поздней стадии разработки.
Сегодня на рынке большой выбор российских УЭЦН с различными
характеристиками конструктивными особенностями, а также УЭЦН ведущих
зарубежных фирм: REDA, Centrlift, ESP, Temtex.
Для решения важнейших задач, а именно увеличение производительности
скважин с высоким газовым фактором и высокой обводненностью, а также
предотвращения вредного влияния свободного газа на прием ЭЦН,
предлагается применение погружных насосно – эжекторных систем типа
«Тандем», также предлагается перекрыть верхнюю часть эксплуатационной
колонны пакером для возможности установки выше пакера струйного насоса
для эксплуатации вышележащего продуктивного пласта.
Была рассмотрена установка типа «Тандем», со специальным пакером
глубинной части УЭЦН для одновременно-раздельной эксплуатации двух
пластов одной скважиной.
Благодаря проделанным расчетов можно сделать вывод, что данная
технология оправдывает вложенные в нее средства и дает следующие
преимущества эксплуатации скважин в осложненных условиях:
1. Успешное освоение бездействующих скважин, «невозможных» для
работы обычного оборудования.
2. Существенное расширение диапазона работы погружного насосного
оборудования в скважинах.
3. Эффективное использование отсепарированного газа для подъема
жидкости из скважин и снижение энеогозатрат.
4. Успешная адаптация в нестационарных условиях разработки
месторождений (изменение пластового давления, продуктивности, газового
фактора скважины, обводненности и др.) и поддержка оптимального режима
УЭЦН.
5. Перевод эксплуатации установками ЭЦН малодебитных скважин с
периодического на непрерывный режим работы.
6. Повышение наработок УЭЦН на отказ и МРП скважин.
7. Ускорение вывода скважины на режим после глушения.
8.
Увеличение отбора жидкости из скважины за счет инжекции из
затрубного пространства.
108
Разработка пакера ПНЭ-ЯГМ новой конструкции, позволяет устанавливать
выше последнего, струйный аппарат, для эксплуатации вышележащего
продуктивного пласта.
А.В. Терлеев
Национальный минерально-сырьевой
университет "Горный", г. Санкт-Петербург
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА
Мировой нефтегазовый сектор переживает тяжёлые времена.
Стремительное падение нефтяных котировок поставило многие нефтяные
компании в нелёгкое положение. Российский рынок нефти и газа не стал
исключением. Совокупность внешних факторов и внутренних проблем ВИНК
обеспечили для российских нефтегазовых компаний условия "идеального
шторма". Очевидно, что в такой непростой ситуации на рынке останутся лишь
те , кто сумеет быстро адаптироваться к новым реалиям. Сегодня
отечественные ВИНК сворачивают или замораживают многие перспективные
проекты из- за корректировки бюджетов. В сложившейся ситуации крайне
необходимо поддерживать высокий уровень добычи на уже разрабатываемых
месторождений. В то же время, нужно сокращать расходы на добычу, сбор и
транспорт углеводородов для того, чтобы производство оставалось
рентабельным. Оптимизация систем сбора и транспорта нефти и газа
представляется решением, способным помочь компаниям удержать прибыль на
желаемом уровне.
Традиционная схема обустройства месторождения нефти предусматривает
предварительное разделение продукции скважин на нефть и попутный газ с
последующим их транспортированием по отдельным трубопроводам с
помощью насосов и компрессоров на центральный пункт сбора и подготовки
нефти и газа. Обустройство месторождений по такой нефтегазосборной схеме,
характеризующейся
наличием
многочисленных
промежуточных
технологических объектов, требует значительных капитальных вложений,
большая часть которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта
продукции скважин. В то же время, известно, что при обустройстве новых

© Терлеев А.В., 2015
109
месторождений, а также при эксплуатации истощенных месторождений или
месторождений с низким начальным пластовым давлением экономически
целесообразным является использование схемы совместного сбора и
транспорта продукции скважины по одной системе трубопроводов с
использованием насос - компрессоров.
Наибольших успехов в области создания таких насос - компрессоров,
способных перекачивать нефтеводогазовые смеси с различным соотношением
жидкой и газовой фаз, добилась фирма «Leistritz» (ФРГ). Некоторый
отечественный
опыт
в
создании
подобной
техники
накоплен
в ОАО «Ливгидромаш» и на совместном предприятии СП «Борнеманнгазмаш». Наличие отечественных разработок является важным фактором в
условиях ограниченного доступа к зарубежным технологиям.
В случае применения данной системы на месторождениях в начальной
стадии эксплуатации, нет необходимости в установке дополнительных
компрессоров. Перемещение нефти и растворённого в ней газа по труам
обеспечивается за счёт высоких устьевых давлений. Эта схема обладает теми
же преимуществами, что и однотрубная система с применением насоскомпрессоров, но является ещё более выгодной за счёт максимального
использования пластовой энергии.
Расчет экономической эффективности применения высоконапорной
однотрубной системы совместного сбора продукции на одном из
месторождений объединения Грознефть показал, что после её внедрения
себестоимость нефти снизилась на 2,5%, газа - на 30%, а затраты на
электроэнергию уменьшились почти на 40%. Аналогичные схемы были
внедрены на месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмении,
Казахстана и других районов страны. Схема высоконапорной однотрубной
системы сбора представлена на рис. 1.
Рис.1. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора флюида:
1 – скважины, 2 – нефтегазопровод, 3 - сепаратор первой ступени,
110
4 - сепаратор второй ступени, 5 – регулятор давления, 6 – резервуары.
Для эффективного функционирования системы сбора и транспортировки
необходимо внедрение ПО, обеспечивающего анализ и управление системой.
Внушительные наработки в этой сфере имеет французская нефтесервисная
компания Schlumberger. Их программные комплексы
PIPESIM и Avocet
IAM обеспечивают возможность расчета сценариев изменения технологических
параметров сети сбора и транспортировки продукции в результате изменения
режимов отбора флюида, включения или отключения объектов сети сбора
(моделирование ремонтов, аварий). Оптимизация работы системы
сбора/транспортировки продукции осуществляется за счет выбора результатов
расчета различных стратегий в краткосрочном и долгосрочном периодах с
учетом ограничений.
Правительство РФ также осознаёт важность подобных разработок.
Так летом прошлого года сотрудники кафедры оптимизации систем управления
Института кибернетики Томского политехнического университета получили
грант на разработку отечественных интеллектуальных систем управления
нефтедобычей. Планируется, что сумма контракта с Министерством
образования и науки составит 9 млн рублей.
Р.Е. Турченков
Российский государственный университет нефти
и газа имени И. М. Губкина, г. Москва
ПРИМЕНЕНИЕ ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЁННОГО МОНИТОРИНГА ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
В настоящее время параметры, характеризующие процессы эксплуатации
скважин, освоения и вызова притока, регистрируются при помощи глубинных
приборов и датчиков. Альтернативной технологией регистрации данных
работающих скважин могут быть оптоволоконные системы. Главной задачей
при
использовании
волоконно-оптических
технологий
является

© Турченков Р.Е., 2015
111
распределённый мониторинг объектов добычи нефти и газа, позволяющий
качественно и оперативно управлять процессом добычи. Процесс мониторинга
параметров добычи становится более информативным и позволяет
минимизировать ошибки при интерпретации промысловых данных, что
позволяет повысить эффективность добычи нефти.
Волоконно-оптические сенсоры обладают рядом преимуществ, таких как
устойчивость к внешним воздействиям, большой срок службы,
взрывобезопасность и высокое пространственное разрешение, а главное – они
обеспечивают постоянный мониторинг в режиме реального времени и служат
эквивалентом тысяч традиционных датчиков.
В настоящий момент волоконно-оптические системы активно
используются на объектах нефтяной промышленности. К примеру, с их
помощью производится мониторинг тепловых способов разработки
месторождений, оцениваются деформации и подвижки грунта на
магистральных трубопроводах. Однако, возможности использования данных
систем требуют дальнейшего изучения. В результате выполненной работы
создана методика проведения таких исследований.
Были поставлены следующие задачи исследований: необходимо совершить
разработку технологии и создание технических устройств для onlineтрансляции распределения давления, температуры, дебита и вибрации в
скважинах и в элементах глубиннонасосного оборудования на динамических
режимах.
Рис. 1. Схема экспериментального стенда: 1 – анализатор и источник излучения,
2 – диафрагмы, 3 – традиционные датчики, 4 – система создания термометки,
112
5 – система подачи воздуха, 6 – система подачи жидкости.
На рис. 1 представлена схема разработанного экспериментального стенда,
представляющего собой участок трубы длиной 30м и диаметром 100мм,
волоконно-оптической системы, состоящей из кабеля и анализатора, диафрагм,
с помощью которых устанавливаются различные сопротивления течению газожидкостной смеси, датчиков, позволяющих определить параметры системы, и
системы нагнетания флюида. С его помощью будет проведен ряд исследований,
представляющих собой получение зависимостей величин возмущений на
границе раздела сенсор-среда от внешних факторов, построение корреляции
изменения напорных характеристик и сравнение с данными, полученными с
помощью традиционных датчиков. Предусмотрена возможность изменения
состава поступающей жидкости, что позволяет сымитировать появление
осложнений при добыче углеводородов, например, выпадение солей.
Данные, которые будут получены в результате планируемых испытаний,
позволят провести проверку и адаптацию существующих теоретических
моделей, они смогут служить основой для разработки множества методик,
таких как определение режимов работы скважины и подбора скважинного
оборудования, определение зон притока, значений дебита, интервалов прорыва
воды, определение интервалов образования гидратов, АСПО, определение
технического состояния скважины и внутрискважинного оборудования
(перетоки, негерметичность пакеров).
При острой недостаточности достоверных источников актуальной
информации волоконно-оптические системы являются эффективным решением
для её получения с учётом возможности контроля и регулирования параметров
добычи нефти и газа.
Список литературы
1. Материалы компании ЗАО “Лазер Солюшенс”, www.lscom.ru.
2. Томышев К.А., Баган В.А., Астапенко В.А. Распределённые волоконнооптические датчики давления для применения в нефтегазовой промышленности
// Труды МФТИ. 2012. Т. 4. № 2.
3. Браун Дж. Downhole Temperatures from Optical Fiber // Oilfield Review
Winter 2008/2009: 20, no. 4., 2009 Schlumberger
113
4. Рогачев Д., Джеймс Браун. Распределенные системы контроля
температуры на базе современных волоконно-оптических датчиков //
Технологии ТЭК, февраль 2005, № 1.
А.Ф. Чанышев
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва
науч. Руководитель д.т.н., профессор Крылов В.И.
ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Увеличение
нефтеотдачи
является
приоритетной
задачей
нефтегазодобывающих компаний. Согласно оценочным данным, потери в
продуктивности скважин на месторождениях РФ нефтяных и газовых компаний
исчисляется десятками миллиардов рублей, поэтому сохранение начальных
коллекторских свойств пластов актуальна и является научно-технической
проблемой, которая нуждается в совершенствовании.
При вскрытии продуктивного пласта происходит кольматация
приствольной части пласта твердой фазой жидкости заканчивания;
проницаемая зона блокируется фильтратом бурового и цементного растворов;
происходит физико-химическое взаимодействие фильтрата с пластовым
флюидом и породообразующими минералами пласта и т.д. Таким образом,
продуктивный пласт загрязняется как при первичном вскрытии, так и при
последующем цементировании, перфорации обсадной колонны и освоении.
Поэтому повышение качества вскрытия продуктивных пластов является
наиболее важной задачей заканчивания скважин.
В настоящее время при вскрытии пластов с коэффициентом аномальности
0,85-1,20 в России используют следующие системы:
 «ФлоПро Эн-Ти», «ФлоТру», «Мегадрилл» (компания «Эм-Ай Свако»);

© Чанышев А.Ф., 2015
114
 «Барадрил-Эн», «Квикдрил» (компания «Бароид»);
 «Макс-Флоу» (ООО «Акрос»).
Подобные
рецептуры
также
получены
в
НПО
«Бурение»,
СургутНИПИнефть, УдмуртНИПИнефть и в других организациях. Общими
чертами этих систем являются:
 Максимальное использование полисахаридов и растворимых в кислоте
компонентов.
 Использование карбоната кальция в качестве твердой фазы для
формирования фильтрационной корки.
Ниже приводится анализ некоторых систем.
Система «Мегадрилл», на углеводородной основе. С помощью этой
системы были успешно пробурены первые горизонтальные скважины на
Ачимовские отложения Ач3-4 и Ач5 на Уренгойском НГКМ месторождение.
Ачимовские отложения характеризуются сложными горно-геологическими
условиями, высокими пластовыми давлениями и узким безопасным диапазоном
градиентов давлений обрушения и ГРП. Предыдущие попытки пробурить на
эти отложения были безуспешными, не укладывались в график бурения, была
высокая аварийности, не достигали проектных показателей.
Безглинистые биополимерные растворы «ФлоПро Эн-Ти» с
использованием этих растворов были успешно пробурены скважины на
Самотлорском месторождении. Основной проблемой при вскрытии пластов
являлось АНПД, обусловленное интенсивной добычей и отставанием
внедрения поддержания пластового давления (ППД).
Жидкости с олеофильными компонентами, система «ФлоТру».
Отличием этой системы является наличие олеофильных компонентов,
помогающие отрыву фильтрационной корки. При использовании этой системы
пропадает необходимость в дополнительной очистке ПЗП или интенсификации
притока после окончания бурения, поскольку фильтрационная корка
разрушается при контакте с пластовым флюидом.
Для вскрытия более истощенных коллекторов (с коэффициентом
аномальности до 0,15) разработан буровой раствор на основе афронов,
(например «АфронИкс»). Эта система позволяет не только вскрыть
истощенные горизонты без их загрязнения, но и осуществить вскрытие
поглощающих горизонтов и интервалов с несовместимыми по давлению
условиями. Система была успешно применена при бурении скважин компании
115
ООО «Лукойл-Коми» на Усинском месторождении, где значительное
истощение пластового давление является непреодолимой сложностью для
традиционного бурения. В результате бурения была достигнута поставленная
цель, а именно отбор керна высокого качества. До введения этой системы
попытки отбора керна были безуспешными.
Таким образом, правильный выбор бурового раствора определяет
дальнейший дебит скважины и рентабельность проекта. С целью сохранения
коллекторских свойств продуктивного пласта при выборе бурового раствора
используются растворы с кольматирующими добавками, например, карбонат
кальция, размер которого подбирается в соответствие с теорией Кауффера.
Фильтрационная корка из этого материала легко растворяется соляной
кислотой, тем самым «открывая» запечатанные поры. Время контакта бурового
раствора с пластом также влияет на степень загрязнения продуктивного пласта.
Отметим также, что повышение качества вскрытия пласта достигается
использованием роторного способа бурения, наиболее полно отвечающего
условиям регулирования гидравлической программы первичного вскрытия и
контроля работы долота.
Список литературы
1. Андерсон Б.А., Рекин А.С., Пеньков А.И. Буровой раствор с
гидрофобизирующими свойствами для вскрытия низкопроницаемых
продуктивных коллекторов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997.
2. Крылов В.И., Крецул В.В, Меденцев С.В. Современные технологические
жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин. Ч. 1, Ч. 2 //
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 1, № 2.
С.36-44.
3. Доброхлеб П.Ю., Аблаев А.Р. [и др.]. Опыт строительства
субгоризонтальных скважин с большим отходом от вертикали с применением
новейших технологий на Ачимовские отложения Уренгойского НГКМ // SPE171265-RU. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка
SPE, Москва, 14-16 октября, 2014
4. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.:Недра, 1979.
5. Kaeuffer, M. Determination de 1’ optiumum de remplissage granulometrique
et quelques proprieties S’y Rattachant. Congres International de I’A.F.T.P.V., Rouen,
Oct. 1973
116
6. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion.
JPT, 1977 May, p. 586-592
Е.Д. Шилов
Сколтех - Сколковский институт науки и технологий, г. Москва
ТЕХНОЛОГИЯ УТИЛИЗАЦИИ БУРОВОГО ШЛАМА ПРИ МОРСКОМ
БУРЕНИИ (НА ПРИМЕРЕ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ
МЫНГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Работы по защите окружающей среды в нефтегазовой сфере прошли
большой путь развития с тех пор, как братья Нобели построили первый
нефтеперегонный завод на берегу Каспия. Контроль по охране окружающей
среды перестал быть последним по значимости делом, сегодня это один из
наиболее важных пунктов работ в нефтегазовой индустрии по всему миру.
В течение долгого времени в нефтегазовой индустрии буровые отходы
размещались в шламовых амбарах или ямах. Подобное обращение с отходами
бурения приводило загрязнению земной поверхности, отравлению почвы и
риску загрязнения наземных и подземных вод [1].
Практически в течение всего времени существования нефтегазовой
индустрии буровые отходы размещались в шламовых амбарах или ямах.
Подобное обращение с отходами производства приводило к загрязнению
земной поверхности, отравлению почвы и риску загрязнения наземных и
подземных вод.
Большие изменения в скорости образования буровых отходов при
бурении создают сложности для использования различных методов утилизации
буровых отходов, если эти способы используются непосредственно на месте

© Шилов Е.Д., 2015
117
бурения. Большинство из существующих способов не способны быстро и
эффективно обрабатывать большой объем отходов. Следовательно,
большинство способов их утилизации используются вне буровых установок и
платформ, а так же для их применения необходимо использование различного
оборудования и средств их обслуживания для транспортировки и хранения
отходов. Подобные способы утилизации буровых отходов технически
возможны, но высокая стоимость и различные риски, связанные с ними, сводят
на нет их целесообразность. Более того, удаленные буровые месторождения
предполагают дополнительные проблемы из-за отсутствия узлов по
переработке буровых отходов.
Метод утилизации буровых отходов, который рассматривается в данной
работе – это закачивание под землю буровых отходов. Помимо того, что этот
процесс обеспечивает высокую скорость обработки отходов, но и является
весьма компактным и простым в обслуживание, при условии существования
необходимых эксплуатационных условий и соблюдения необходимых правил
проведения подобной операции [2]. Ввиду этих факторов этот метод можно
использовать непосредственно на буровой, как на суше, так и в море. При
наличии необходимых эксплуатационных условий, таких, как пригодные
формации для закачивания отходов и соответствующие им обсадные колонны,
закачивание буровых отходов становится наилучшим из возможных решений
для их утилизации: надежным, экологически безопасным и экономически
рентабельным.
Цель этой работы состояла в том, что бы разработать программу для
операции по закачиванию буровых отходов в скважину с морской платформы,
то есть технику и технологию утилизации бурового шлама, которую можно
будет применить в море, морской буровой установке.
Мынгинское газоконденсатное месторождение открыто в 2011 г. Оно
расположено в Охотском море на северо-восточном шельфе о. Сахалин.
Мынгинское месторождение является одним из ключевых месторождений
проекта «Сахалин-3». Газ «Сахалина-3» является основной ресурсной базой для
газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» и позволит
обеспечить газоснабжение регионов Дальнего Востока и реализацию проекта
«Владивосток-СПГ».
Продолжительность ледового периода в регионе этого месторождения
может достигать 215 дней или 58% дней в году. Данная особенность региона не
118
позволяет эффективно транспортировать шлам на берег в течение всего года,
что сказывается на продолжительности буровых операций в данном регионе.
Проектная
глубина
разведочной
скважины
на
Мынгинском
месторождении составляет 3000 метров [5]. Строительство скважины будет
осуществляться ППБУ. Расчет конструкции обсадной колонны проводился с
целью применения технологии закачивания шлама в подземные горизонты
между обсадными колонными. Общие сведения конструкции скважины
приведены в таблице 1.4.
Существует два стандартных способа по закачиванию отходов: через
кольцевое пространство (Рисунок 1.1) и через НКТ. Скорость закачивания через
кольцевое пространство составляет 0.1-09 кубических метров в минуту.
Данный тип закачивания распространен в море, где отходы бурения
закачиваются через кольцевое пространство в любую из доступных скважин.
Продолжительность закачивание через кольцевое пространство почти такое же,
как и время бурение скважины. Объем закачиваемых отходов через кольцевое
пространство обычно составляет 1500 - 8000 кубических метров на скважину.
Обычно, объем закачиваемых отходов за одну серию составляет 32 кубических
метра, следовательно от 50 до 250 серий закачивания отходов в одну скважину.
Способ утилизации отходов бурения через кольцевое пространство будет
рассматриваться далее.
Операции по закачиванию отходов и гидравлическому разрыву пласта
очень схожи. Для закачивания отходов выбранная формация должна иметь
естественные трещины, или в процессе операции по закачиванию они будут
созданы. В большинстве случаев происходит второй вариант событий, когда
закачивание отходов происходит под давлением выше давления
гидравлического разрыва пласта.
Объем при закачивании отходов не превышает 8000 кубических метров в
случае затрубного способа утилизации. Очевидно, что значительная разница
между этими операциями - это объем, закачиваемой жидкости. Так же
существенная разница состоит в типе закачиваемой жидкости, в типе твердой
фазы и размере твердых частиц. Важно отметить, что в обоих методах по
закачиванию отходов закачиваемая суспензия практически не отличается.
Таким образом, принимая во внимание большое сходство между
операцией гидроразрыва и закачивания отходов, идеи и концепции
119
гидравлического разрыва пласта можно применить при разработке операций
закачивания отходов и их контроля.
В процессе бурения разведочной скважины, глубиной 3 тысячи будет
образовано более 1300 кубических метров отходов бурения. Проектом, который
я брал за основу, предусмотрено, что при бурении интервалов под пилотный
ствол, направление и кондуктор выход шлама происходит на морское дно.
Вследствие чего, операции закачивания будут подлежать отходы бурения,
которые будут образованы в процессе бурения 1-ой, 2-ой и эксплуатационной
колонны.
Расчет объемов бурового шлама и шламового амбара производится в
соответствии с РД-39-133-94 «Инструкция по охране окружающей среды при
строительстве скважин на нефть и газ на суше» [7]. Объемы технологических
отходов бурения рассчитываются в сторону завышения. Объём отработанного
бурового раствора определяется в соответствии с ВРД 39-1.13-057-2002
«Регламент организации работ по охране окружающей среды при строительстве
скважин». А буровые сточные воды образуются на виброситах при промывке
породы, извлекаемой из скважины, охлаждении буровых насосов, смывке
бурового раствора, разлитого при выполнении спускоподъемных операций.
Общая предполагаемая масса отходов, которая подлежит утилизации, составит
980 тонн.
По данным ГТН (рис. 1) [4], формация, в которую возможно закачать
отходы бурения находится на глубине 710 метров от стола ротора. Толщина
этой формации 50 метров. А покрывающими и подстилающими породами
являются глины толщинами более 100м. Согласно докладу для департамента
США и данным Аргонской национальный библиотеки [3] за 2003 год в
которым зафиксированы глубины в операциях по закачиванию отходов, в 22%
операциях отходы бурения закачивались в интервалы не глубже 750 метров
(Таблица 2.1).
Конструкция скважины (1.3) позволяет производить закачивания отходов
бурения между направляющей колонной и 1-ой промежуточной колонной.
Выполняется спуск низа направляющей колонны до центра формации для
закачивания отходов, а после спуска и цементирования 1-ой обсадной колонны
можно производить операцию по закачиванию отходов.
Перед проведением операции по закачиванию отходов проводят расчет
параметров при помощи теории ГРП. Целью расчета является определение
120
оптимальных параметров для проведения успешных циклов закачивания
отходов.
Совокупная масса отходов бурения из пункта 4.1 равна 981 тоннам.
Благодаря методике Мищенко [9] для расчета гидроразрыва оптимальная масса
закачиваемых отходов равняется 25 тоннам, следовательно, общее число
циклов будет составлять не менее 40.
Расчет графиков проводился в пакете программ HF2DPKN [6] в формате
Excel, который используется для оперативного проектирования по двумерной
модели гидравлического разрыва пласта (ГРП) по стандартной технологии
(плотные породы умеренной проницаемости) и технологии ГРП с
формированием гравийной набивки (более проницаемые мягкие породы) —
технология «фрак-энд-пак». Расчет проводился с помощью 2D модели
Перкинса-Керна-Нордгрена [8] (модель PKN). На рис. 1.4 и 1.5 представлены
результаты моделирования в пакете программ HF2DPKN.
Продолжительность одного цикла закачивания отходов согласно
моделированию равна двум часам, поэтому общее время закачивания для 40
циклов составляет не менее 80 часов.
В заключении я был хотел бы сказать, что технология закачивания
отходов является действительно эффективной и безопасной при должном
соблюдение необходимых правил. А для удаленных регионов, месторождений
и скважин является экономически рентабельной.
Мои расчеты доказывают, что для данной скважины существует
необходимая формация для закачивания отходов, а сам процесс может быть
более рентабельным в сравнение с вывозом отходов на побережье.
Согласно расчетам совокупная продолжительность циклов закачивания
всего объема отходов составит более 80 часов без учета времени на
восстановление давления между циклами закачивания отходов.
1.
Литолого-Стратиграфические данные
Таблица 1.1
Литологическая характеристика разреза
121
Таблица 1.2
Стратиграфический разрез скважины, элементы залеганий и коэффициент
кавернозности пластов
122
Таблица 1.3
Общие сведения о конструкции скважины
Рис. 1.1. Закачивание через кольцевое пространство
123
Рис. 1.2. Область данных из геолого-технического наряда
Таблица 2.1
Данные по диапазону глубин интервалов для закачивания отходов
Диапазон глубин, м
Количество скважин в базе данных
<750
14
751-1500
36
1501-2250
8
2251-3000
2
>3000
3
124
Рис.1.3. Конструкция обсадной колонн
Рис.. 1.4. Время закачивания отходов
Рис. 1.5. Параметры трещин
Список литературы
125
1. Mansoor Zoveidavianpoor, Ariffin Samsuri and Seyed Reza Shadizadeh.
Overview of Environmental Management by Drill Cutting Re-Injection Through Hydraulic Fracturing in Upstream Oil and Gas Industry, 2013. Режим доступа:
http://dx.doi.org/10.5772/45828
2. Neal B. Nagel, John D. Mclennan. Solids Injection. Monograph Volume
24. Society of Petroleum Egineers, 2010.
3. John A. Veil and Maurice B. Dusseault. Evaluation of Slurry Injection
Technology for Management of Drilling Wastes. Argonne National Laboratory,
2003.
4. Government of Canada. Cuttings Treatment Technology Evaluation. Environmental Studies Research Funds, 2009.
5. Индивидуальный рабочий проект на бурение разведочной скважины в
акватории охотского моря.
6. Michael Economides, Roland Oligney, Peter Valko. Unified Fracture Design. Orsa Press. Texas, 2002 // Перевод М. Углов, Унифицированный дизайн
гидроазрыва пласта, ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, Москва, 2004.
7. РД 153-39-031-98 Правила охраны вод от загрязнения при бурении
скважин на морских нефтегазовых месторождениях [Электронный ресурс]. –
Режим доступа: http://www.lawrussia.ru/texts/legal_937/doc937a424x769.htm
8. Dr. Peter P. Valko. HF2DPKN Frac Design Spreadsheet. Texas A&M University, 2001.
9. И.Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. Недра. Москва, 1989. с. 215219.
Секция «ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ»
126
Н.С. Архипова
СПбГУ, Высшая школа менеджмента, Санкт-Петербург
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
СТРУКТУРА ЦЕНЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Еxecutive summary
Ценообразование на рынке нефти и газа отличается по своей структуре от
других отраслей, в которых себестоимость произведенной продукции лежит в
основе цены. В случае нефтегазовой отрасли, стоимость, а значит, и
прибыльность, не является зоной контроля бизнеса, так как устанавливается
рынком. Таким образом, расчеты себестоимости производства не являются
обязательной составляющей анализа бизнес-процессов, необходимой для
определения цены и маржинальности.
Работа посвяшена описанию механизма ценообразования на нефтяном
рынке – на примере российских нефтяных компаний. Как исторически
сложилось на российском рынке, нефтяные компании вертикально
интегрированы. С точки зрения экономической теории, данный рынок можно
описать в рамках модели “Олигополия Курно” – когда ограниченное
количество участников не может влиять на цену (устанавливаемую рынком).
Поэтому структура затрат на ценообразование не влияет и в рамках данной
работы не рассматривается (несмотря на то, что анализ затрат на добычу и
переработку нефти также является интересной темой для изучения).
Исследование основано на анализе финансовой отчетности нефтегазовой
компании с целью формирования представления о структуре финансовых
потоков, затрат и стоимости нефтяных продуктов, а так же интервью с
представителем крупной российской нефтяной компании. Автор стремится
ответить на вопрос, как механизам формирования цены влияет на принятие
стратегических решений компаний.
Производственный процесс нефтепродукта делится на 2 части: upstream
(добыча) и downstream (переработка). В обоих случаях цена продукта (сырой

© Архипова Н.С., 2015
127
нефти или нефтепродукта) определяется извне – ценой нетбэк и мировой
рыночной котировкой.
Главной особенностью ценообразования в нефтяной отрасли является
влияние котировки на конечную стоимость продукта. Рассмотрим механизм
формирования цены на этапах добычи и переработки.
Цена сырой нефти
Цена сырой нефти формируется на биржах. Спот-контракты,
характеризующие передачу права собственности на товар в момент совершения
сделки, содержат котировку на сырую нефть. Российские нефтяные компании
реализуют нефть в двух основных направлениях: северозападное (порт в
Роттердаме) и средиземное (порт в Италии). Поэтому котировки российской
нефти отображают ее стоимость в этих портах.
Стоимость сырой нефти на домашнем рынке рассчитывается не от
себестоимости производства, а посредством формулы расчета нетбэк цены.
Нэтбэк (netback) представляет собой сумму всех затрат, связанных с
транспортировкой единицы нефти на рынок. Таким образом, цену можно
рассчитать, используя формулу:
Нэтбэк = Рыночная котировка ∗ 7,3 𝑏𝑏𝑙⁄𝑡𝑜𝑛
− Затраты на транспортировку − Налог на экспорт
7,3 bbl
ton - коэффициент баррелизации (цена на домашнем рынке,
где
рассчитанная на тонну нефти).
С точки зрения торговли сырой нефтью на рынке процесс формирования
цены противоположный: трейдеры покупают сырую нефть на заводе по цене
нетбэк, транспортируют ее на рынок, оплатив налог на экспорт, и продают по
котировке. Рентабельность таких операций, в среднем, $1,5 доллара на тонну,
поэтому торговля сырой нефтью на российском рынке, в целом, не является
привлекательной отраслью.
У добытой нефти существует 2 пути реализации. Во-первых, прямая
продажа (рассмотренная выше) российским компаниям или на экспорт. Вовторых – переработка нефти в нефтепродукт (бензин, дизельное топливо,
авиационный керосин, машинное масло и др).
128
Цена нефтепродуктов
Процесс формирования цены нефтепродукта имеет общие черты с
процессом формирования цены на сырую нефть. Однако, различие состоит в
следующем: во-первых, разные нефтепродукты характеризуются разной
полезностью. Во-вторых, не существует существенных ограничений касательно
дополнительной рентабельности производственных процессов. Формула цены
на нефтепродукт представлена ниже:
Нетбэк цена нефтепродукта =
= Рыночная котировка сырой нефти ∗ 7,3 𝑏𝑏𝑙⁄𝑡𝑜𝑛 ∗
∗ Крэк спред – Затраты на транспортировку – Налог на экспорт
где Крэк спрэд – коэффициент, учитывающий разницу между ценой
сырой нефти и ценой нефтепродукт. Крэк спрэд меньше единицы для менее
ценных нефтепродуктов (мазут) и больше единицы для более ценных (бензин,
дизельное топливо).
Таким образом, крэк спред учитывает стоимость переработки нефти и
определяется рынком. В связи с тем, что эффективность переработки нефти на
Российском рынке гораздо ниже, чем в западных странах, для большинства
российских компаний экспорт нефтепродуктов не является привлекательной
возможностью. Вместо этого компании предпочитают продавать нефтепродукт
на внутреннем рынке с высокой маржинальностью.
Цена на внутреннем рынке может быть описана формулой:
Цена на внутреннем рынке
= Нетбэк нефтепродукта + Операционные затраты
+ Рентабельность на внутреннем рынке + Акциз
+ Рентабельность ритейла
В настоящее время мы наблюдаем ситуацию, в которой цены на нефть
уменьшились более, чем на 30 %, в то время как цены на бензин выросли более,
чем на 10%. Таким образом вертикально интегрированные Российские
нефтяные компании компенсируют убытки подразделений по добыче нефти.
Таким образом, цена нефти и нефтепродукта находится вне зоны контроля
менеджмента нефтяных компаний, что влияет на стратегию бизнеса.
Список литературы
1. Данные, применяемые для расчета налога на добычу полезных
ископаемых в отношении нефти и газового конденсата [Электронный ресурс] //
129
КонсультантПлюс.
КонсультантПлюс,
[2014].
Способ
доступа:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_50630/ (Accessed 17.12.2014)
2. Ermolov B., About the model of oil production prime cost [Электронный
ресурс] // Нижневартовскнефтегаз - Нижневартовскнефтегаз., [2014]. Способ
доступа: http://www.oil-info.ru/arxivps/Mod_seb.pdf (Accessed 17.12.2014)
Д.И. Ахметзянов
ПНИПУ, г. Пермь
ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КООПЕРАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО
КОМПЛЕКСА И МАШИНОСТРОИТЕЛЬНОЙ ОТРАСЛИ КАК
ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЙ ФАКТОР УСТОЙЧИВОГО РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО ПРОИЗВОДСТВА
Исследование производственной кооперации в конкретных отраслях
российской экономики, например в нефтегазом комплексе, направлено на
выявление факторов ее реиндустриализации, которая должна обеспечить
технологическую независимость страны в данном секторе экономики, что
невозможно без обеспечения технологического импортозамещения на всех
уровнях производства: от добычи сырья до его утилизации [3]. Отечественный
нефегазовый комплекс после распада СССР и всеобщей приватизации, после
вступления в силу Федерального закона № 225-ФЗ от 30 декабря 1995 под
давлением Запада «О соглашениях о разделе продукции» [4] привело к тому,
что весь нефтегазовый комплекс стал носить фрагментарный характер,
негативное влияние на него оказала транснационализация бизнеса, усилившая
влияние валютных рисков, что привело к разрыву в отношениях
кооперативного сотрудничества данного сектора экономики со всеми другими.
Несмотря на использование ряда инструментов для субсидирования
сырьевых отраслей экономики и «запуска» образования экономических
кластеров, с целью скооперировать весь нефтегазовой комплекс и уйти от
технологической импортной ориентации, результата достичь за 25 лет так пока
и не удалось. Российские сырьевые компании, имея страховую подушку:
изначально огромную базу природных ресурсов, не стремятся выстраивать

© Ахметязнов Д.И., 2015
130
подобный тип отношений на рынке, а лишь держат курс на его монополизацию,
а замедление потенциального уровня сырьевого производства, вызванное
современной международной политической напряженностью вокруг России,
сделало
неэффективным
изначально
формирующийся
механизм
государственно-частного партнерства [2, с. 138-139]. Государственную помощь,
наряду с трансфертами и льготами предприятиям, стали использовать для
защиты действующих (крупнейших) участников рынка от внешнего давления.
В рамках данной статьи выдвинем следующее суждение: отсутствие
экономических кластеров и кооперативной стратегии развития сырьевых
организаций в нефтегазом комплексе с отечественными производителями
оборудования порождено «изобилием» природных ресурсов и высокой
степенью монополизации рынка, позволяющих аккумулировать рентные
доходы в виду неэффективного российского законодательства – все тот же
Федеральный закон №225-ФЗ от 30 декабря 1995 «Соглашение о разделе
продукции», с одной стороны, а с другой – десятилетний период благоприятной
конъюнктуры на мировом нефтяном рынке, позволивший отказаться от
финансирования научно-технических отечественных разработок нефтегазового
оборудования, заменив их импортными закупками. Избавиться от зависимости
в технологическом импорте, её конструктивному противодействию может
оказать широкомасштабная межотраслевая кооперация нефтегазового и
машиностроительного комплексов. Отказ от технологического импорта будет
способствовать устойчивому развитию всего нефтегазового комплекса даже в
условиях современного санкционного строя.
Перечень проблемных направлений, которые можно решить в нефтегазом
секторе с помощью производственной кооперации между сырьевой и
машиностроительной отраслью, представлен в «кооперационной пирамиде» на
рис. 1.
131
Производство
Производство
Утилизация
Организационное
управление
Информация
Технология
Кадры
Инфраструктура
Рис. 1. Кооперационная пирамида
Производственная
кооперация
нефтегазового
сектора
и
машиностроительной отрасли характеризует модель взаимовыгодных
отношений, построенную на различных информационных, методологических и
технологических принципах, охватывает отдельные виды производства,
например добыча сырья, переработка или утилизация, что делает ее
приоритетной в стратегическом планировании [1, с. 34-35].
Такая кооперация способствует оптимальному использованию ресурсов
разнопрофильных предприятий как нефтегазового комплекса так и
машиностроительного сектора экономики: материальных, информационных,
людских, экономических и др. типов ресурсов, эффективному развитию
организационно-деловых отношений и как следствие связей между
экономическими субъектами по достижению устойчивого функционирования
нефтегазовых предприятий на отечественной и международной аренах.
Список литературы
1. Семенов К. А. Международная научно-техническая и производственная
кооперация (правовые аспекты) / под ред. М. М. Бугуславского. М.: Наука,
1982.
2. Толстоброва Н.А., Кожемякин Л.В. Исследование форм и условий
развития государственно-частного партнерства в отечественной практике //
Бизнес в законе. Экономико-юридический журнал. 2013. № 31. С. 134–140.
132
3. Третьякова Е.А. Особенности и условия инновационной модернизации
предприятий ВПК // Управление экономическими системами. 2012. № 4; URL:
http://uecs.ru/innovacii-investicii/item/1298-2012-04-27-07-31-07.
4. Федеральный закон РФ № 225-ФЗ от 30 декабря 1995 под давлением
запада
«О
соглашениях
о
разделе
продукции»;
URL:
http://www.referent.ru/1/17115.
Г.В. Кутергина,
к.э.н., доцент кафедры мировой и региональной экономики,
экономической теории ПГНИУ, г. Пермь
А.С. Байкадамов
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
К ВОПРОСУ О МЕТОДАХ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ
ИНФРАСТРУКТУРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ
В статье рассматриваются методические подходы к выбору методов
поэтапного планирования и критериев оценки эффективности финансирования
объектов инфраструктуры в нефтегазовой отрасли
Инфраструктура имеет большое значение для функционирования
нефтегазодобывающей отрасли. В экономической науке инфраструктура
разделяется на две группы: производственную и непроизводственную
(социальную). Применительно к разработке нефтяного месторождения в
первую группу включаются объекты инфраструктуры, непосредственно
обслуживающие процесс добычи нефти: дороги, причалы, линии
электропередач, системы сбора и подготовки нефти (нефтесборные коллекторы,
мощности по подготовке нефти, трубопроводы) и прочее. Во вторую группу
включаются объекты, опосредованно связанные с процессом добычи нефти:
подготовка кадров, организация питания и временного проживания работников,
реализация социальных программ для населения, проживающего на территории
разработки месторождения и др.

© Кутергина Г.В., Байкадамов А.С., 2015
133
Проекты по разработке новых месторождений нефти как правило
относятся к крупным мегапроектам, для которых характерны [2,с.665]: высокая
стоимость (порядка одного млрд. руб. и более) и капиталоемкость; высокая
трудоемкость проектирования и строительства, длительные сроки реализации
(5-7 и более лет); влияние на социальную и экономическую среду региона,
страны в целом, зачастую – необходимость участия в проектах других стран;
отдаленность районов реализации и, как следствие, дополнительные затраты на
создание инфраструктурных объектов и др.
Сложность реализация каждого такого проекта характеризуется
необходимостью использования нетривиальных подходов и повышенных
затрат для решения технических и организационных задач, финансового
обеспечения. Эффективность проектов зависит от наличия необходимой
производственной и социальной инфраструктуры, готовности конкретной
страны или региона оказывать финансовую и административную поддержку
создания и развития инфраструктурных объектов на соответствующей
территории.
Проблемы финансирования дорогостоящего и капиталоемкого
строительства производственной инфраструктуры для нефтегазовых компании
в настоящее время тесно связано с большим количеством внешних системных
рисков, обусловленных высокой волатильностью мировых цен на нефть и
курсов национальных валют, обострением межстрановой конкуренции,
политическими рисками и т.д. В настоящее время эта проблема весьма
актуальна для российских нефтегазодобывающих компаний.
Одним из методов минимизации рисков финансирования дорогостоящих
капитальных вложений в современных экономических условиях является
поэтапное
строительство
объектов
инфраструктуры
нефтегазового
месторождения на основе согласования этапов и очередности строительства
объектов и условий изменения очередности исходя из существующего
состояния объектов обустройства месторождения и прилегающих районов,
срока действия проекта и условия его прекращения, требований лицензионных
соглашений по недропользованию, степени реализации системных рисков и т.д.
При выборе вариантов создания объектов обустройства предлагается
руководствоваться
следующими критериями: минимизация капитальных
затрат и воздействия на окружающую среду, повышение надежности
эксплуатации и др. [2].
134
Для поэтапного управления капитальными затратами в проектирование и
строительство объектов инфраструктуры целесообразно использовать как
традиционные
модели
календарно-сетевого
планирования,
оценки
эффективности проекта методом дисконтированных денежных потоков, а также
современные инновационные технологии стратегического управления
проектами. Такими методами планирования и оценки в условиях высоких
рисков и неопределенности будущего хода событий, изменчивости задач
являются на наш взгляд следующие: метод, основанный на разработке
«дорожной карты» проекта - наглядного представления всесторонне
обоснованного поэтапного и многовариантного сценария развития объекта,
процесса, технологии [3]; метод реальных опционов, который позволяет дать
более точную оценку эффективности инвестиционного проекта[4] с учетом
оценки рисков и доступности источников финансирования затрат на разных
этапах реализации проекта. Применение указанных методов в управлении
проектами по созданию инфраструктуры нефтегазового месторождения
позволит сэкономить мощности Компании для создания и функционирования
производственных объектов за счет экономии на финансировании объектов
инфраструктуры.
Список литературы
1. Сабирджанов Ф.Р. Источники финансового обеспечения реализации
жилищной политики России//Вестник Саратовского государственного
социально-экономического университета. 2011. № 5. С.135-138.
2. Национальный стандарт Российской Федерации. Месторождения
нефтяные и газонефтяные. Правила разработки: ГОСТ Р 53713-2009, утв. и
введен в действие Приказом Ростехрегулирования от 15.12.2009 N 1166-ст//
КонсультантПлюс [Электронный ресурс].Режим доступа : www.consultant.ru.
Дата сохранения: 19.02.2015
3. Байков Е.А. Внедрение инновационных технологий дорожного
картирования в практику стратегического управления предприятием// Научнотехнические ведомости СПбГПУ. Вып. 4(199)/2014.С.91-99.
4. Малышев Е. А., Подойницын Р. Г. Метод оценки инвестиций на основе
реальных опционов// Экономика региона. 2013. № 1.С.198-204.
135
А.И. Батурина
МГИМО (У) МИД РФ, г. Москва
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
Современному человеку уже невозможно представить мир без
нефтепродуктов – человечество окончательно и бесповоротно подсело на
«нефтяную иглу». По масштабу торговли рынок сырой нефти превосходит
рынки других сырьевых товаров, а ведь современная нефтяная
промышленность зародилась всего 150 лет назад. За этот время принципы
торговли и механизмы ценообразования на нефтяном рынке претерпели
колоссальные изменения: период монополии крупных нефтяных компаний
сменился монополией ОПЕК с системой официальных цен реализации, что в
итоге вполне закономерно эволюционировало в рыночный механизм середины
1980-х годов. Сейчас ценообразование на нефтяном рынке представляет собой
сложный многофакторный процесс, и не всегда можно с уверенностью
утверждать, какой из факторов имеет больший вес и как поведет себя рынок.
Любопытен тот факт, что, несмотря на рыночную ориентацию механизма
ценообразования, до 10% объема продаж до сих пор приходится на бартерные
сделки, чем активно пользуется Иран во кризисное время. С бартерными
сделками тесно связаны своп-операции по обмену сырья на нефтепродукты,
используемые экспортерами для удовлетворения внутренних потребностей. Эти
механизмы основываются на договорных ценах, и на цену будет оказывать
влияние не столько биржевые факторы, сколько соотношение совокупного
спроса и предложения.
Политическая нестабильность конца 1980-х годов привела к тому, что
ОПЕК уступил контроль над ценами на нефть спотовым рынкам. Большая часть
спотовых сделок регулируется механизмом на основе спреда, разницы в цене

© Батурина А.И., 2015
136
между продаваемой и эталонной сортами нефти. Спотовый рынок относится к
внебиржевым структурам, и несмотря на то, что информационные агентства
(например, McGraw Hill) занимаются публикацией котировок, реальные цены
известны только сторонам контракта, что порождает риск манипуляции.
Высокие риски волатильности цен в процессе спотовой торговли
обусловили необходимость хеджирования этих рисков и создание форвардных
и фьючерсных рынков. Форвардные контракты также продаются на
внебиржевых рынках. Покупатель указывает объем и месяц поставки, а
продавец – дату как минимум за 15 дней до даты поставки. После установления
даты форвардная сделка становится спотовой. На форвардном рынке проходят
торги нефтью марки Brent.
Биржевой механизм ценообразования характерен для сырья, торгуемого по
фьючерсным контрактам. Именно биржевые торги играют определяющую роль
в ценообразовании на рынке нефти: хотя на бирже ведутся торги всего двумя
сортами нефти, Brent и WTI, цены на остальные сорта нефти будут
индексироваться относительно этих двух сортов. Интересен тот факт, что к
физическим поставкам ведет менее 5% контрактов, иными словами, на бирже
устанавливается цена на нефть, которая в редком случае доходит до
покупателя: держатель фьючерса, как правило, открывает противоположную
позицию, чтобы контракты взаимно исключились. «Объективность»
ценообразования на нефтяном рынке также ставит под сомнение тот факт, что
большинство марок нефти привязаны к смеси Brent. Пик добычи в Северном
море уже прошел, и ориентация на Brent влечет за собой чрезмерную
волатильность и дает простор для манипуляций. Фьючерсный нефтяной рынок
стал частью финансового рынка, и динамика цен на нефть определяется
перетоками свободного капитала на фьючерсный рынок.
Так как цены на нефть выражены в долларах США, вполне очевидна
корреляция между нефтяными котировками и курсом доллара США.
Фьючерсные контракты служат инструментом защиты от долларовой
инфляции, что проливает свет на «стихийность» перетоков капитала и
волатильности цены на нефть.
И тем не менее, несмотря на во многом спекулятивный характер
ценообразования на рынке нефти, механизмы биржевого ценообразования
продолжают развиваться благодаря инновациям, а нефтяной рынок превратился
137
в высоколиквидный товарный рынок, отвечающий потребностям современного
общества.
Список литературы
1. Клинов В.Г. Мировые товарные рынки и цены: учебник. МГИМО (У)
МИД России. М.: МГИМО-Университет, 2012. С.204-216.
2. Кондратов Д.И. Какие факторы воздействуют на динамику нефтяного
рынка? // Общество и экономика. 2013. № 6. С.64-83.
3. Ниазбекова Ж.К. Ценообразующие факторы мирового рынка нефти //
ЭКО. 2009. № 9. С.152-161.
4. Секретариат Энергетической Хартии. Цена энергии. Международные
механизмы формирования цен на нефть и газ. 2007. С.69-106.
Бугатаев А. А.
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
КОНЦЕПЦИЯ ОБЩЕГО УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ
ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
В данной статье представлен обзор концепции Общего Управления
Качеством (Total Quality Management, TQM), краткая история развития TQM в
Японии и в нефтегазовой отрасли, рассмотрение преимуществ от перехода на
новую систему управления, а также описание того, что для этого необходимо.
Для демонстрации применимости TQM в нефтегазовой отрасли приведены
примеры улучшений, повышающих производительность и рентабельность
предприятий.
Общее управление качеством (TQM) - это система управления, состоящая
из четырех основных компонентов: лидерство, командная работа, научный
подход к решению проблем, удовлетворение потребностей клиентов, как
внутренних, так и внешних. Данная система применимакак к нефтегазовой
промышленности, так и к любой другой.
История TQM.Считается, что автором теории общего управления
качеством является Уильям Эдвард Деминг [1].TQM - это философия
138
менеджмента, которая возникла в результате его работы с японцами. Вначале
1950-х Деминг начал работу в Японии по восстановлению их экономики и
производства. И уже спустя несколько десятков лет, репутация Японии выросла
из создателей «копеечного мусора» до производителей высокотехнологичной и
высококачественной продукции. Они стали сильными конкурентами и имели
огромное влияние на автомобильную, сталелитейную и кораблестроительную
отрасли. Согласно словам Киоши Такахаши, бывшего вице-президента
компании Шова Шелл Секию: «Все наши нефтегазовые проекты – дети. Они
потребляют энергию и время своих родителей, при этом, не вкладывая ничего.
Но 30 лет назад автомобильная промышленность Японии тоже была ребенком.
Конечно это не точная параллель, но мы имеем похожие цели» [2].
Успех японской теории не оставил равнодушными ни одну крупную
компанию мира, в том числе и мэйджоров нефтегазовой отрасли. И уже с
начала 1990-х годов такие компании как Шеврон, Шелл, Халибертон, Бейкер
Хьюс, Шлюмберже и др. стали адаптировать данную теорию в своих
компаниях.
Внедрение TQM. Эксперты, участвующие в реализации и внедрении TQM
в течение нескольких лет утверждают, что компании, которые не
придерживаются данной философии, теряют от 10% до 50% своей прибыли [3,
4, 5]. К этим экспертам относятся: Филипп Кросби – автор «Качество бесплатно» и «Качество без слез», Билл Конвей – первый американский
генеральный директор, работавший с доктором Демингом, КесиБхоте –
главный корпоративный консультант по качеству и повышению
производительности компании Моторолла, а также автор «Качество мирового
класса». Согласно Oil&GasJournal сокращение отходов на 10% позволит
повысить прибыль нефтегазовых компаний (НГК) в 3 раза.
Прибыль НГК очень зависит от цен на нефтепродукты. TQM позволяет
повысить прибыль компании, независимо от конъюнктуры рынка за счет:

Сокращение выбросов отходов;

Эффективную работу в команде;

Улучшение рабочего процесса;

Удовлетворение потребностей потребителей;

Продвижение образования и обучения;

Определение и объединение целей всех уровней компании;

Долгосрочное планирование.
139
Утилизация отходов. В последние десятилетия многие нефтегазовые
компании обязательно включают в свои годовые отчеты результаты по
утилизации отходов. Например, компания Карачаганак Петролеум Оперейтинг
является мировым лидером в утилизации сероводорода в попутном газе
(99,8%).
Командная работа. Синергетический эффект командных работ известен
довольно давно. Примеры производительных рабочих групп в нефтегазовой
отрасли включают в себя:
• Междисциплинарные проектные команды, такие как команды инженеров
и геофизиков Шеврон, повысившие эффективность производства в два раза [6].
• Функциональные команды, такие как команды бурения компании Oryx,
которые сократили расходы на очистку и восстановление оборудования путем
систематического устранения местных источников отходов бурения [7].
Рабочий процесс. Нефтегазовая индустрия имеет длинную историю
улучшения процессов ее деятельности. TQM совершенствует данный процесс,
предоставляя структуру и методологию для дальнейшего улучшения. Согласно
Ал Бэйкеру, президенту по энергетическому обслуживанию компании
Халибертон
«Благодаря
Процессу
Повышения
Качества
(OualityImprovementProcess – аналог TotalQualityManagement в компании)
постоянное улучшение процессов стало на много более формализованным».
Потребности потребителя. Чтобы полностью осознать пользу от TQM
компаниям необходимо ориентироваться на удовлетворение потребностей всех
потребителей. Для этого нужно сначала определить своих потребителей и
произвести их оценку, чтобы убедиться, что удовлетворение их потребностей
возможно. Многие компании считают, что предоставляемые ими услуги не
могут быть измерены. Но Федерал Экспресс доказал что это не так и
предоставил 12 различных измерений услуг, которые они предоставляют.
Образование и обучение. Набирая сотрудников на работу, компания
ожидает, что они будут делать ее правильно, даже если они делают ее впервые.
Но для этого новоиспеченные сотрудники должны обладать определенными
знаниями и навыками. Компании не должны полагаться на обучение по месту
или быструю передачу опыта от предыдущего работника. Подготовка кадров к
предстоящей работе – это полностью ответственность компании.
Понимание целей компании. Одно время у менеджера компании Эксон
Мобил в кабинете висел баннер с надписью: «Больше ЧТО? - меньше КАК?».
140
Баннер отображал его понимание того, что если бы он эффективнее объяснял о
том, что нужно делать, сотрудники бы знали, как это делать. Если сотрудники
компании знают, где их компания находится и куда стремится, они начинают
действовать в одном направлении.
Долгосрочное планирование. Компании должны уметь сопоставить свои
цели со временем и принимать решения, задумываясь о будущем. Возможно, в
какой-то момент, это будет означать сокращение прибыли в краткосрочном
периоде, но при этом выигрыш в долгосрочном.
Многие мейджеры нефтегазовой отрасли уже приняли Общее Управление
Качеством (TQM), как основу для своих философий управления компанией.
Возможность повышения прибыли в некоторых случаях в три раз стоит того.
Компании, вставшие на путь постоянного совершенствования, впоследствии
будут более эффективными и конкурентоспособными операторами в условиях
растущей конкуренции.
Список литературы
1. Уолтон М. Менеджмент по Дэмингу. Периджи Букс, Нью Йорк, 1988.
2. Раппопорт К. Теперь Япония погружается в нефть. Фортуна, 1999.
3. Кросби Ф. Качество без слез: Искусство беспроблемного менеджмента.
Плюм Букс, Нью Йорк, 1984.
4. Бхоте К. Качество мирового класса. Американская ассоциация
менеджмента, Нью Йорк, 1988.
5. Конвей В. Правильный способ руководства, 1998.
6. Грин Д. Рабочие команды помогают наилучшим образом использовать
технологии. Oil&GasJournal, 2002.
7. Холл К., Спелл Р. Программа минимизации отходов может уменьшить
стоимость бурения. Oil&GasJournal, 2001.
Д.Д. Бумажнов
ООО ГК «АЛЬТА»; г. Саратов

© Бумажнов Д.Д., 2015
141
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
«Нефтегаз» был и остается неотъемлемой статьей ВВП страны, играет
определяющую роль в развитии экономики и энергетического комплекса в
целом. Нефть и газ – важнейшие продукты экспорта и многолетний рост
данного сектора обеспечивает и смежные с ним отрасли. Из мировой практики
известно, что при реализации крупных нефтегазовых проектов примерно 80%1
из общего числа работ приходится на компании-поставщиков и строительноподрядные организации данной отрасли.
Россия занимает первое место в мире по территории и девятое место по
численности населения.2 Большая часть (~80%) промышленных запасов нефти
и газа находится в Северном районе. Удаленность площадок добычи и
реализации друг от друга устанавливает дополнительные издержки и
усложняет логистические схемы, влияя на удорожание продукта для конечного
потребителя.
Россия тратит на энергоносители от 25 до 30 % ВВП, в то время как США
– не более 6…7 %, а европейские страны и Япония – еще меньше.3 Многие
страны мира уже давно используют попутный нефтяной газ (ПНГ) в качестве
ценного сырья для нефтегазохимии. В России же добывающие компании попрежнему сжигают значительные объемы ПНГ на факельных установках. В
результате чего бюджет страны теряет около 20 млрд долларов ежегодного
дополнительного дохода.4
Текущие реалии мирового энергетического рынка заставят всех нас
вспомнить главную дефиницию термина «экономика» - максимально
эффективно использовать и распределять средства производства. Нефтегазовый
комплекс должен интегрировать инновационные технологии, чтобы быть
способным решать стоящие задачи. Без науки этот процесс невозможен, только
при взаимном сотрудничестве.
Фадеев А.М., Череповицын А.Е., Ларичкин Ф.Д. Устойчивое развитие нового добывающего региона при
реализации нефтегазовых проектов на шельфе Арктики // Экономические и социальные перемены: факты,
тенденции, прогноз. – 2012. –№ 1 (19). – С. 33–37.
2
Wikipedia. Россия [Электронный ресурс] // URL: www. ru.wikipedia.org/wiki/Россия (дата обращения
15.02.2015)
3
Ларченко А.В. Лекция 2. Природные предпосылки социальноэкономического развития России [Электронный
ресурс] // gendocs.ru. URL: http://www.gendocs.ru/v25824/? download=2 (дата обращения: 15.02.2015).
4
Забелло Е. Россия ежегодно сжигает 20 млрд долларов [Электронный ресурс] // РБК. 2012. URL:
http://top.rbc.ru/ economics/ 20/03/2012/642471.shtml (дата обращения: 15.02.2015).
142
1
Однако, российские компании и даже гиганты отрасли не готовы идти на
высокие инвестиционные риски без уверенности в поддержки со стороны
государства. К примеру, процесс использования ПНГ сопряжен с
необходимостью законодательного закрепления, так как многие компании
открыто признаются в экономической нецелесообразности этого. В связи с
этим, на российском рынке GTL-технологий (англ. gas to liquids – перегонка
газа в жидкость) лидируют иностранные компании. В последнее время активно
растет добыча нетрадиционных видов газа, в том числе сланцевого. Для
природного газа существует две альтернативы: транспортировка или
трансформация. И если итогом первого варианта становится производство
только топлива, то во втором случае на выходе получается намного больше
продуктов. Введение в действие установок мини-GTL поднимет
технологический уровень РФ, поспособствует увеличению глубины
переработки, поддержит необходимый уровень добычи углеводородов.5
Россия занимает одно из последних мест по уровню нефтепереработки.
Процесс очень дорогостоящий и требует серьезной модернизации производств
при текущем износе большинства основных фондов на 80%. Ввиду стоимости
переработки и относительно высоких цен на сырую нефть, производителям
выгоднее просто экспортировать продукт, нежели оставлять на внутреннем
рынке, что ведет, например, к удорожанию рынка бензинов. По данным ОАО
«Лукойл» баланс на рынке автомобильных бензинов будет оставаться
достаточно напряженным до 2016-2017 гг. 6
Такая ситуация сложилась не только из-за вышеупомянутых факторов. В
результате «налогового маневра», поэтапно за три года сократят вывозные
таможенные пошлины на нефть и нефтепродукты, а ставка НДПИ наоборот
будет увеличена. Как итог, экспортировать гораздо ликвиднее, а увеличение
ставки налога на добычу полезных ископаемых в конечном итоге тоже
приведет к росту цен для конечных потребителей с учетом, что уже сейчас
налоговая составляющая в цене на бензин 55-60%.
Как мы видим, исправление ситуации в нефтегазовом секторе требует
кардинальной работы не только на уровне компаний-производителей, но и
государственном. Основную часть доходов Россия получает за счет пошлин на
«Технологии GTL и CTL 2014» [Электронный ресурс] // URL:
http://www.creonenergy.ru/consulting/detailConf.php?ID=109866 (дата обращения 15.02.2015)
6
«Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 г» [Электронный ресурс] // URL:
http://www.lukoil.ru/static_6_5id_2202_.html (дата обращения 15.02.2015)
143
5
сырьевой экспорт. Пошлины в такой ситуации не работают как инструмент
защиты внутреннего рынка от внешних конкурентов. Необходим стабильный
налоговый режим, содействие инновациям, стимулирование развития малых и
средних нефтяных компаний, и предприятий.
Ситуацию невозможно исправить мгновенно. Ее улучшают по экспоненте.
Немного и еще немного, достигая стабильного роста!
И.В. Вельмескин
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
АНАЛИЗ ДЕТЕРМИНИРОВАННОГО И ВЕРОЯТНОСТНОГО МЕТОДОВ
ОЦЕНКИ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ
В настоящее время монопольное положение в практике оценки
инвестиционных проектов занимает стандартный метод дисконтированных
денежных потоков (ДДП). Данный метод не дает полной информации о
проекте, т.к. не учитываются риски, но имеет несколько преимуществ:
 Простой, легкий для понимания метод, часто использующийся в
проектной и финансовой практиках.
 ДДП метод может быстро предоставить выходные данные для оценки.
Исследования показали, что этот метод имеет, по крайней мере, четыре
недостатка.
Во-первых, единая постоянная норма дисконта ведет к следующим
неверным предположениям: риски различных проектов приобретают
одинаковую значимость; риски проекта одинаково влияют на различные части
его денежного потока. Среди других проблем, связанных с единой постоянной
нормой дисконта, можно выделить следующие: происходит искажение оценки
долгосрочных проектов из-за недооценки возможности менеджеров влиять на

© Вельмескин, 2015
144
будущие изменения условий. При принятии решения по конкретному проекту в
ряде случаев можно избежать этих ошибок. Однако целесообразно применить
новые методы, позволяющие исключить искажения уже на этапе анализа.
Во-вторых, метод ДДП сильно зависит от выбора нормы дисконта, в то
время как не всегда понятны причины выбора той или иной нормы. Это
объясняется тем, что выбор этой нормы сопряжен с большими трудностями.
В-третьих, метод ДДП приводит к тому, что менеджеры начинают
рассматривать риск специальным образом как комбинацию выбора нормы
дисконта и своего мнения относительно вероятности реализации того или
иного сценария. Было бы лучше иметь интегрированный подход к учету риска
и его влияния на результат.
В-четвертых, в методе ДДП исследуется только одна альтернатива «сейчас
или никогда», при этом не учитываются те варианты проекта, в которых
присутствует возможность отсрочки начала его выполнения.
Чтобы наиболее качественно оценить инвестиции, необходимо
воспользоваться методом, который не основан на одном значении показателя
эффективности (IRR, NPV,PI), а дает видение возможных изменений
нескольких показателей путем создания имитационной модели.
Применение метода Монте-Карло для оценки инвестиций
Одним из методов имитационного моделирования является метод МонтеКарло, или метод стохастического моделирования, который основан на
моделировании случайных процессов с заданными характеристиками.
Результат моделирования выражается не каким-либо единственным значением
показателя эффективности, а в виде вероятностного распределения всех
возможных его значений.
Порядок проведения оценки инвестиций методом Монте-Карло:
1.Отбор ключевых переменных проекта, влияющих на конечный результат.
2.Определение ограничений значений переменных и размещение
вероятностных весов по их границам, т.е. задание закона распределения для
изменяемых параметров.
3.Установление взаимосвязи между исходными и выходными
показателями в виде математического уравнения или неравенства.
4.Проведение компьютерной имитации значений ключевых параметров
модели, т.е. генерирование случайных сценариев, основанных на выборе
допущений.
145
5.Расчет основных характеристик распределения исходных и выходных
показателей.
6.Анализ полученных результатов и принятие решения.
Данный алгоритм может быть реализован для оценки инвестиционных
проектов разработки нефтяных месторождений в целях учета неопределенности
и риска в будущем.
Так, в качестве ключевых параметров можно выделить:
• мировую цену на нефть, $/bbl;
• объемы добычи нефти в каждом году, тыс. т;
• ставку налога на прибыль, %.
Взаимосвязью между выбранными макроэкономическими показателями
является формула для расчета показателя чистого дисконтированного дохода
нефтегазовой Компании (ЧДД, NPV). Находится данный показатель как сумма
текущих годовых потоков, приведенных к начальному году.
В заключении, говоря о достоинствах данного подхода, следует отметить,
что метод Монте-Карло позволяет:
• учесть максимально возможное число факторов внешней среды;
• является достаточно универсальным;
• не слишком сложен в реализации – можно реализовать с помощью Microsoft Excel и функций VBA;
• работает в условиях неопределенности и риска.
К недостаткам рассмотренного подхода следует отнести:
• трудность понимания и восприятия менеджерами имитационных
моделей, учитывающих большое число внешних и внутренних факторов
вследствие их математической сложности и объемности;
• при разработке реальных моделей может возникнуть необходимость
привлечения специалистов или научных консультантов со стороны;
• для достижения высокой точности требуется совершить большое
количество итераций, что требует больше времени по сравнению с
традиционным методом.
Таким образом, в целях учета рисков при реализации инвестиционных
проектов в сфере недропользования целесообразно проводить оценку по ставке
дисконтирования, определенной кумулятивным методом, используя метод
Монте-Карло.
146
Список литературы
1. Бусленко Н.П., Шрейдер Ю.А. Метод статистических испытаний
(Монте-Карло) и его реализация на цифровых вычислительных машинах. М.:
Гос. изд-во физ.-мат. лит-ры. 2000. 228 с.
2. Trian Hendro Asmoro, PT Medco E&P Indonesia Evaluating Gas Reserve
and Project Cost Using Multistage Scenario Process on Gas Development Project.
А.А. Гайнитдинов
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
РОЛЬ СПГ В ИЗМЕНЕНИИ В ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ
БАЛАНСЕ СТРАН МИРА
В 1964 году в Алжире был пущен первый в мире завод по производству
СПГ в промышленных масштабах, таким образом, в прошлом году индустрия
сжиженного природного газа (СПГ) отметила 50-летнюю годовщину.
В семидесятых годах доля СПГ в мировой торговле газом составляла 6%, в
восьмидесятых этот показатель вырос до 15,6%, в девяностых доля СПГ
выросла до 23,5%, в 2013 году доля СПГ в мировой торговле газом достигла
отметки в 31%. Рынок СПГ в 2014 году вырос на 1,2%, при этом общий объем
торговли составил 573,6 млн куб. метров.
Наибольшими темпами прироста импорта отличился рынок Ближнего
Востока и Индии, где наблюдался рост на 15,4%. Спрос на СПГ в Южной
Америке продемонстрировал рост на 10,8%. Европейский рынок СПГ показал
снижение спроса на 1,3%, такую же тенденцию продемонстрировал рынок
Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизившись на несколько долей
процента. Кроме того, рынок СПГ стран АТР в 2014 году характеризовался
ростом экспорта на 3,8%, на втором месте по темпам прироста экспорта
Африка с показателем в 2,5%. На Ближнем Востоке, напротив, наблюдалось
снижение экспорта на 3,1%.

© Гайнитдинов А.А., 2015
147
Индия была лидером по объемам импорта на рынке Ближнего Востока и
Индии, импортировав 32,852 млн куб. метров, что на 9% больше чем в 2013
году. Импорт ОАЭ за тот же период увеличился на 14,4% и составил 3,908 млн
куб. метров. Катар по-прежнему остается крупнейшим экспортером СПГ в
мире, объем экспорта в 2014 году составил 177,5 млн куб. метров. В то же
самое время, Оман сократил экспорт на 7,9%, а Йемен на 12,2%. Наибольший
прирост объемов импорта СПГ в Южной Америке был отмечен в Бразилии –
28%, объем импорта составил 13,472 млн куб. метров. Аргентина
импортировала 11,502 млн куб. метров что на 2,3% меньше чем в 2013 году,
объем импорта СПГ Чили составил 6,457 млн куб. метров, что на 6,4% меньше
чем годом ранее. Мексика увеличила объем импорта до 15,677 млн куб. метров,
что на 17,5% больше чем в 2013 году.
Наибольшие изменения в торговом балансе на рынке СПГ Европы
произошли в результате резкого снижения импорта СПГ Францией, объем
импорта снизился на 19,2% и составил 11,848 млн куб. метров, а также в
результате прироста импорта в Великобритании на 19,6% до 19,285 млн куб.
метров.
В Азии наибольший прирост импорта продемонстрировал Сингапур,
импортировав 4,675 млн куб. метров, что на 108% больше чем в 2013 году. В
целом объем импорта СПГ странами Азии остался на прежнем уровне,
снизившись лишь на 0,02%. При этом примечательно сокращение импорта СПГ
Южной Кореей на 7,8%, объем импорта составил 87,417 млн куб. метров.
Данное снижение было компенсировано ростом импорта в таких странах как
Китай, Япония, Индонезия, Тайвань и Малайзия.
Наибольший рост экспорта СПГ среди стран Африки показал Алжир,
поставив на внешние рынки 29,526 млн куб. метров, далее следует Нигерия,
увеличившая объем экспорта на 11,4% до 44,612 млн куб. метров.
Россия в 2014 году увеличила экспорт СПГ лишь на 1%, в то время как,
Австралия поставила на внешние рынки 53,596 млн куб. метров, что на 5%
больше чем в 2013 году.
Международное энергетическое агентство (МЭА) предрекает увеличение
доли природного газа в мировом энергетическом балансе с 22% в 2014 году до
25% к 2035 году. Рост спроса на СПГ будет опережать общий рост спроса на
газ, наибольшие его значения составят 5-6 процентов в год будут достигнуты в
период до 2020 года. По оценкам МЭА спрос на СПГ удвоится к 2030 году, в то
148
же самое время аналитики ExxonMobil прогнозирует утроение спроса к 2040
году. Ожидается, что спроса на СПГ увеличится в основном за счет таких
развивающихся стран как Китай и Индия. Пятилетний план по газификации
китайской экономики предполагает увеличение доли газа в объеме
производства энергии с 8% в 2015 до 10% к 2020 году. Даже несмотря на
планируемое увеличение импорта газа, поставляемого по трубопроводам и
планы китайского правительства по освоению сланцевого газа, аналитики
Deutsche Bank прогнозируют увеличение импорта СПГ с 22 млн тонн в 2014
году до 81 млн тонн в год в 2020 году.
Мировые аналитические агентства прогнозируют уверенный рост спроса
на СПГ, однако, существует ряд рисков. МЭА прогнозирует увеличение доли
нетрадиционного газа в мировых поставках газа с 8% на текущий момент до
25% к 2035 году. Кроме того, ожидается реализация ряда проектов по
строительству магистральных газопроводов из Российской Федерации,
Центрально-Азиатского и Каспийского регионов в Азию и Европу. Все
вышеперечисленное может существенно повлиять на величину спроса на СПГ.
В период с 2000 по 2012 годы объем мощностей по сжижению газа вырос
более чем в два раза. Основными лидерами роста были Катар и Австралия,
суммарная доля которых к 2020 году может достигнуть 50%. Однако, в
долгосрочной перспективе ведущие позиции этих стран могут быть
подвержены атаке со стороны менее крупных компаний, реализующих свои
проекты в 25 странах, многие из которых еще не являются экспортерами СПГ.
Наибольшую опасность для лидеров рынка составляют проекты, которые
планируется реализовать на территории США и Канады. К примеру, в США на
данный момент планируются к реализации проекты с общей мощностью по
сжижению в объеме 200 млн тонн в год, однако, даже учитывая прогноз
увеличения спроса на рынке СПГ до 400 млн тонн в год к 2020 году и 500 млн
тонн в год к 2030 году, существует риск недостаточного спроса на СПГ. Кроме
того, западной Канаде планируются к реализации четыре проекта по сжижению
газа общей производительностью 50 млн тонн в год.
Таким образом, несмотря на положительные прогнозы динамики спроса на
СПГ на мировых рынках, может сложить ситуация, в которой темпы роста
предложения будет опережать темпы роста спроса на СПГ. В такой ситуации
проекты, не обеспеченные контрактами на поставку СПГ, являются высоко
рискованными.
149
Однако, помимо экономической составляющей, следует учитывать, что
СПГ используется многими странами для нивелирования политических рисков
и обеспечения энергетической безопасности. Кроме того, СПГ позволяет
поставщикам и потребителям не зависеть от маршрутов прокладки
магистральных газопроводов. Нельзя также недооценивать роль СПГ в
трансформации регионального рынка в глобальный рынок. Исходя из всего
вышесказанного, можно сделать вывод, что в СПГ в ближайшие десятилетия
будет играть все более и более важную роль на мировом энергетическом рынке.
Список литературы
1. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня,
завтра, М.: Изд-во МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2009. 256 с.
2. Pineda A., An Investigation Into The Natural Gas & LNG Global Market Integration, 2012.
3. Sakmar S., Energy for the 21st Century: Opportunities and Challenges for
Liquefied Natural Gas (LNG), 2013.
4. Shively B., Understanding Today's Global LNG Business, 2010.
5. http://www.sozvezdye.org/files/magazine/19/Sozvezdye%2019.pdf (Журнал
Созвездие – Россия на рынке СПГ).
6. http://www.rms.lv/tb2013materials/people/10.pdf
(Развитие
мирового
рынка СПГ: вызовы и возможности для Балтии).
7. http://cdn.exxonmobil.com/~/media/Reports/Outlook%20For%20Energy/201
5/2015-Outlook-for-Energy_print-resolution.pdf (The Outlook for Energy: A View to
2040).
8. http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/key-worldenergy-statistics-2014.html (Key World Energy Statistics 2014)
9. http://tesiaes.ru/?p=10426 (Мировая энергетическая система находится
«под напряжением»)
10. http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energyeconomics/energy-outlook.html (Energy Outlook 2035)
11. http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energyeconomics/statistical-review-of-world-energy.html (BP Statistical Review of World
Energy June 2014)
150
12. https://www.fas.org/sgp/crs/misc/R42074.pdf (U.S. Natural Gas Exports:
New Opportunities, Uncertain Outcomes)
13. http://www.giignl.org/sites/default/files/PUBLIC_AREA/Publications/giig
nl_the_lng_industry_fv.pdf (The LNG Industry in 2013)
14. http://www.platts.com/IM.Platts.Content/insightanalysis/insightmagazine/2
014/2014_insight_top250_zmags.pdf (Platts:Insight)
15. http://www.eriras.ru/files/svetlana-melnikova-razvitie-mirovogo-rynkaspg-i-perspektivy-eksporta-szhizhennogo-gaza-iz-rossii.pdf (Развитие мирового
рынка СПГ и перспективы экспорта сжиженного газа из России)
16. http://www.shell.com/global/future-energy/scenarios/previous.html
(Энергетические сценарии концерна «Шелл» до 2050 года)
17. Macquarie Equity Research, Global LNG Outlook, 2012.
18. Deutsche Bank Markets Research, Global LNG, 2012.
19. J.P. Morgan Cazenove Global Equity Research, Global LNG, 2012.
Д.П. Гериш
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
СТРАТЕГИИ И ОСОБЕННОСТИ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ
НА СОВРЕМЕННОМ МИРОВОМ РЫНКЕ НЕФТИ
Executive Summary
В условиях постоянных изменений на энергетических рынках становится
особенно важным правильно определять долговременные тенденции.
Нефтегазовые компании инвестируют крупные средства в капитальные
проекты, жизненный цикл которых может составлять 20 и более лет, при этом
на
окончательное
инвестиционное
решение
существенно
влияет
прогнозирование ситуации на рынке.
Для
снижения
рисков
нефтегазовые
компании
стараются
диверсифицировать перечень предлагаемой продукции. Рынок каждого
энергоносителя имеет свою специфику, которую необходимо детально изучить
перед решением о вхождении в новые проекты.

© Гериш Д.П., 2015
151
В данной работе приведен анализ исследований мирового энергетического
рынка, на основе которого сделаны выводы относительно перспектив развития
рынка СПГ в ближайшие десятилетия. Основными источниками данных
служили отчеты МЭА, международного объединения импортеров СПГ,
компаний Platts, Bentek Energy, Shell, BP и ExxonMobil. В статье приводятся как
текущие показатели торговли СПГ – их изменение в 2014 году, так и прогнозы
относительно ближайших десятилетий. Кроме того, приведены основные
риски, такие как развитие альтернативных источников углеводородного сырья
и риск перепроизводства СПГ, связанный с большим количеством проектов,
которые планируется реализовать в ближайшие годы.
На основе проведенного исследования сформулирован вывод – несмотря
на большие риски, СПГ в ближайшие десятилетия будет играть все более и
более важную роль на мировом энергетическом рынке.
Современный этап развития мирового рынка нефти характеризуется
наличием двух важнейших стратегий ценообразования: биржевой и
внебиржевой. Последнее десятилетие преобладающую часть совершаемых на
бирже сделок составляют спекулятивные операции с фиктивным товаром и
хедж-контракты. Количество сделок по покупке и продаже нефти многократно
превышает объем операций с фактической поставкой товара. Цена фьючерсных
контрактов определяется ожиданиями и прогнозами участников сделки
относительно будущего состояния рынка: структуры экспорта/импорта,
мировой экономической и политической ситуаций, намерений остальных
участников рынка. Любые события, так или иначе связанные с политической
или экономической мировыми система почти моментально находят отражение
в изменениях на цене на нефть. Несколько десятилетий ценовой спрэд между
маркерными сортами WTI и Brent составлял 1-2% в пользу WTI. После 2010
года произошла резкая смена ценовой динамики – разница в ценах на
сегодняшний день находится в пределах 10-20$. Одной из причин стал сильный
рост добычи нефти в США, вызвавший перенасыщение рынка в центральной
части штатов, и, оказавший негативное влияние на цену WTI. Изменение
ценового спрэда так же обусловлено законодательным ограничением биржевых
спекуляций на рынке нефти, принятым администрацией президента Б. Обамы в
2010 г.
На крупнейших биржах нефтяных контрактов в Лондоне и Нью-Йорке
торгуются всего лишь два сорта нефти – WTI и Brent, а добываемых сортов
152
несколько десятков. Все различия в характеристиках того или иного сорта
учитываются в стоимости данного сорта. Ориентиром для определения цен
служат котировки маркерных сортов. На европейском внебиржевом рынке
главным ориентиром является нефть сорта Brent, на американском – Light
Sweet. Стандартом для стран-членов ОПЕК является «корзина» ОПЕК,
включающая в себя пропорционально объемам добычи основные сорта нефти,
добываемые членами картеля. При установлении цен на остальные сорта
применяются дифференциалы – скидки или премии к цене маркерных сортов
нефти. Значение дифференциалов зависит как от различий в характеристиках,
так и от текущего баланса спроса и предложения на данный сорт нефти.
Например, российская нефть сорта Urals торгуется с 5-10 % дисконтом по
отношению к маркерному Brent.
Важнейшими рыночными элементами, влияющими на ценообразование,
являются факторы ценообразования. Факторы ценообразования на мировом
рынке нефти можно разделить на фундаментальные, которые оказывают
влияние на уровень предложения или спроса, и на спекулятивные и
конъюнктурные факторы. К первым относятся:
1. Темпы роста мировой экономики.
2. Эффективность энергопотребляющих технологий.
3. Конкурентоспособность альтернативных источников энергии.
4. Структура коммерческих и стратегических запасов нефти.
К спекулятивным и конъюнктурным факторам, влияющим на
ценообразование рынка нефти, относятся:
1. Политические и экономические ситуации в странах-экспортерах.
2. Осуществление различных инвестиционных проектов между странами,
связанными далеко не только с добычей и переработкой нефти [6].
3. Спекулятивные биржевые операции, связанные с нефтяными
контрактами.
Говоря о сегодняшнем состоянии мирового рынка нефти, можно выделить
несколько факторов, которые обладают наибольшим влиянием на
ценообразование. К таким факторам можно отнести:
1. Превышение спроса над предложением. Последние несколько лет,
несмотря на постоянный рост потребления нефти в мире, предложение
превышало спрос. Сегодня эта ситуация усугубилась наращиванием добычи
нефти в США. [6] .
153
2. Падение спроса. Из-за замедления темпов роста мировой экономики
спрос на «черное золото» снижается. Причем уменьшение цены на нефть не
поможет резко увеличить спрос на нее.
3. Позиция стран ОПЕК. Квоты производства нефти снижаться не будут.
Представители международного картеля и дальше будут ежедневно поставлять
на мировой рынок около 30 млн. баррелей нефти.
4. Политическая стабильность в странах-экспортерах нефти. Если в одной
из стран, которые поставляют на мировой рынок огромные запасы нефти,
произойдет конфликт, и увеличатся риски срыва поставок, то это приведет к
тому, что котировки подскочат вверх, но скорее всего лишь на краткосрочный
период.
В заключении хотелось бы отметить, что текущее положение мирового
рынка нефти может претерпеть существенные изменения, если будет
существенно сокращен объем добычи нефти в США из-за проблем в сланцевой
отрасли. Возможна ситуация, что в первой половине 2015 года США сократят
объемы добычи сланцевой нефти, после чего страны участницы ОПЕК
уменьшат квоту. К июлю 2015 года нефть сорта Brent может торговаться в
пределах 75-80 долларов за баррель.
Список литературы
1.
Интернет
портал
мировых
статистических
данных.
http://www.statista.com/statistics/209641/average-annual-spot-price-of-wti-andbrent-crude-oil/
2. Официальный сайт «Организации стран — экспортёров нефти».
http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm
3. Официальный сайт финской нефтяной компании «Neste Oil Oyj».
http://www.nesteoil.com/default.asp?path=1,41,538,2035,13741
4. Официальный сайт британской нефтегазовой компании «British
Petroleum». Статистический отчет мировой энергетической отрасли.
http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics.
5. Официальный сайт международной финансовой организации
«Всемирный банк» http://www.worldbank.org.
6. Официальный сайт независимого агентства в составе федеральной
статистической системы США «Energy Information Administration».
154
7.
Информационное
агентство
России
tass.com/infographics/8152.
8.
Информационное
агентство
http://www.vestifinance.ru/infographics/4808.
«ТАСС»
http://itar-
«Россия
24»
А.А. Дадьянов
НИУ ВШЭ, Москва
ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМЫ ВЫВОЗА НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИИ
БЕЗ ДОСТУПА К СИСТЕМЕ “ТРАНСНЕФТЬ”
Executive summary. В 2014-15 году многим предприятиям нефтяной
отрасли был брошен вызов, связанный с резким падением мировых цен на
нефть. В связи с этим появилась острая необходимость в резком сокращении
издержек. Во многих компаниях индустрии, оптимизацией бизнес-,
технологических- и прочих процессов занимаются финансисты. В виду того,
что понимание “driving-costs” многих производственных процессов занимает
длительное время, имеет смысл присмотреться к оптимизации логистики.
Актуальность возрастает не только в случае большой степени интеграции, но и
отсутствия доступа к “трубе”, о чем и пойдет речь далее.
Для решений проблем оптимизации логистики существует математическая
модель “DROP” (Depot and refinary optimization problem). Детерменированная
дроп модель предоставляет оптимальные решения для следующих этапов :
поставка, трансформация, транспортировка, хранение, компенсация спроса с
помощью покупки и продажи на спотовом рынке (предполагая что спрос на
каждом узле логистической цепи известен). Однако данная модель подходит
для оптимизации цепочек поставок в интегрированных предприятиях.

© Дадьянов А.А., 2015
155
К сожалению, не существует готовых решений “out-of the box” для
решения конкретной задачи. В виду этого появилась острая необходимость
создания данной модели.
Составленная модель может быть кастомизирована под нужды каждой
конкретной компании исходя из таких характеристик, как добыча, объем РВС,
скорость налива и слива, время в пути и другие. Данная модель поможет
рассчитать оптимальное количество требуемых нефтевозов, а так же составить
график отправки машин.
Данная модель была использована на одном предприятии в Тюменской
области (информация о компании скрыта в целях корпоративной тайны).
Благодаря модели предприятию удалось сэкономить 700 тыс. рублей. в месяц.
Situation. На протяжении долгого количества времени нефтяная отрасль
России могла себе позволить не сильно заботиться об оптимизации. Такая
роскошь была обусловлена довольно высокими мировыми ценами на нефть.
Несмотря на высокий НДПИ нефтяная отрасль оставалась одной из самых
рентабельных отраслей, принося огромные доходы в бюджет страны. Однако с
июля 2014 года отрасль вынуждена жить в новых реалиях, где цены на
энергоносители стоят дешево. Многие прогнозировали и ранее падение цены до
80-90$ за баррель в виду наращивания сланцевой добычи, однако на деле все
оказалось еще хуже.
В таких условиях компании вынуждены сокращать издержки везде где
только можно. На одной из добывающих компаний, расположенной в
Тюменской области резко упала рентабельность (контракты были составлены
по формальным ценам). После нескольких месяцев было решено снизить
себестоимость нефти путем оптимизации логистики.
Problem. В ряде компаний оптимизацией процессов занимаются
специалисты головной компании непрофильных проблематике профессий.
Таким образом резко встает проблема понимания кост-драйверов во многих
производственных и многих других процессов. На их понимание уходит много
времени. С другой стороны, в решении логистических задач переменные проще
для понимания. Более того, в нефтегазовой промышленности большая важность
логистики обуславливается еще и внутренними процессами (в случае
вертикально интегрированных компаний больше внутренних логистических
цепочек). Только на одном нефтяном месторождении может находится около
156
1000 скважин, требующих не только обслуживания, и систематического забора
сырья, но и материально-технического обеспечения.
В конкретном случае была поставлена задача оптимизировать логистику и
предоставить результаты компании-перевозчику как предложение о внесении
изменений и снижение тарифа.
Так же одними из наиболее значимых проблем были отсутствие доступа к
системе “Транснефть”, графика налива, ограниченное количество времени
работы пункта слива, а так же отсутствие мониторинга остановок водителей.
Solution. В результате была получена модель, представляющая из себя
файл формата Excel. Скриншот данного файла прилагается в Приложении №1.
Данная модель рассчитана для 3-ех направлений, 2-ух пунктов налива и 2-ух
пунктов слива.
Для ясного понимания функционирования модели предлагаю произвести
расчет по принципу данной модели для условно выдуманной ситуации с
абстрактными значениями.
Положим, имеется РВС достаточной емкости (например 1000 м3). Добыча
15 м3 в час. Автоцистерна вмещает 30 м3. Слив, налив и дорога занимают 6
часов в сумме. Пункт налива работает 24 часа в сутки, а пункт слива 22.
Необходимо выяснить с какой частотой отправлять машины, а так же
установить требуемое количество.
Таким образом, в час необходимо
увозить
Учитывая
вместимость
автоцистерны, мы установим, что автомобили необходимо отправлять каждые
30/16=1,875 часа (1 час 52.5 минут). Для обеспечения такого режима работы
необходимо 6/1,875=3,2 машины. Таким образом - 3 машины. При такой
ситуации машины образуют цикл, что исключает возможность образования
пробок на станции слива и налива.
Заключив все эти несложные расчеты в простую математическую модель в
дочернем обществе были снижены транспортные издержки на 700 тыс. рублей,
что помогло вывести компанию на рентабельный уровень. Данная модель
кастомизируется под условия конкретных компаний и внедряется повсеместно
среди дочерних обществ.
Отличия от существующих изысканий. К сожалению, отсутствуют
готовые решения для задач нефтегазовой отрасли. Как было описано выше,
существует DROP модель. Однако данная модель является слишком сложной и
157
подходит скорее для сложных логистических структур вертикально
интегрированных компаний с большими цепочками поставок. В данном случае
требовалось простое и эффективное решение.
Приложение № 1
158
Список литературы
1. Мадера А.Г. Моделирование и принятие решений в менеджменте:
руководство для будущих топ менеджеров. М.: Изд-во ЛКИ, 2010. 688 с.
2. Samuel H. Huan, Sunil K. Sheoran, Ge Wang. A review and analysis of
supply chain operation reference (SCOR) model// An International Journal; vol. 9,
November 1 2004, pp. 23-29
3. Shennon, R. Imitating modeling of the systems – art and science.M.: Mir,
1978. p. 301
4. Л.А. Трофимова, В.В. Трофимов. Методы принятия управленческих
решений: учебное пособие. СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2012. 101 с.
5. Waleed K. Abduljabbar. Transportation optimization model of oil products
- Scientific Research and Essays Vol. 8(5). 4 February. 2013. pp. 211 -219.
А.В. Демидов
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь

© Демидов А., 2015
159
ОЦЕНКА СТРАТЕГИЧЕСКОГО «ЗДОРОВЬЯ» НЕФТЕГАЗОВЫХ
КОМПАНИЙ
В настоящее время все более остро встает проблема возможной нехватки
ресурсов для реализации проектов в различных областях мировой экономики.
По этой причине сейчас больше внимания уделяется вопросам устойчивого
развития, которое в западной литературе называется словосочетанием «sustainable development». Основная цель данного подхода – бережное использование
имеющихся ресурсов для достижения поставленных целей, в том числе, с
учетом потребностей будущих поколений.
Для компаний принципы устойчивого развития означают повышение
эффективности организации при помощи самых современных методов
корпоративного управления, а также наиболее полного и гармоничного
использования нематериальных ресурсов (Афанасьева, Белогорьев, 2011). В
результате достигается симбиоз всех заинтересованных сторон внутри
корпорации, повышается личная мотивация сотрудников, растет доверие к
компании со стороны потенциальных акционеров и потребителей ее продукции
и услуг. Так как помимо экономических показателей все больше внимания
уделяется социальным и экологическим аспектам, возрастает ценность индекса
способного учесть одновременно все эти параметры и, который, по своей сути,
отражал бы «стратегическое здоровье» компании. Компания Mckinsey
определяет «здоровье» компании, как ее способность достигать превосходных
финансовых и операционных показателей на протяжении долгосрочного
промежутка времени. Mckinsey по результатам проведенного исследования
(2003-2011гг.) выявила, что вероятность успешного ведения деятельности и
160
получение лучших показателей по сравнению с конкурентами в два раза выше
для компании, которые вкладываются в «здоровье» своих организаций.
Примером может служить результат оценки 16 НПЗ одной из энергетических
компаний США, где было выявлено, что 54% всех отклонений прибыли по
различным НПЗ коррелировались с показателями “здоровья” каждого из
предприятий.
Несмотря на то, что многие компании сейчас, судя по отчетам, получают
прибыль, в долгосрочной перспективе они могут испытать значительные
трудности. Компания Deloitte University провела исследование, в котором
попыталась разобраться в причинах такой ситуации. По результатам анализа
выявлено, что начиная с 1965г. компании США стали хуже использовать свои
активы с целью создания ценности и прибыли. При этом такой нисходящий
тренд показателя ROA (return on assets) зарегистрирован во всех отраслях
экономики (рис.1).
Рис. 1. ROA экономики США (1965-2012гг.)
Также сейчас наблюдается еще одна тенденция – компаниям стало труднее
удержать лидирующее позиции, что было четко показано в исследовании Richard Foster’а, который определил, что продолжительность присутствия компаний
в списке Standard & Poor’s 500 (S&P 500) сократилось с 61 года в 1958г. до 18
лет в 2012г. Автор исследования прогнозирует, что через 15 лет, 75%
участников S&P 500 будут совершенно другими. Причины могут быть
разными, но основными двумя являются банкротство и сильное падение
операционной эффективности.
В такой ситуации не только инвесторам сложно сделать выбор о своих
дальнейших инвестициях, но и руководству крупных компаний необходимо
161
понимать, в каком состоянии находится их организация, другие участники
рынка, а также что необходимо сделать, чтобы поддерживать успешность
компании на текущем уровне, а в лучшем случае добиться ее повышения. По
этой причине многие консалтинговые агентства и компании занялись вопросом
«стратегического здоровья» компании (т.е. вопросом долгосрочного,
успешного и устойчивого развития) и факторов, которые его определяют и
способствуют его укреплению.
При этом проблема долгосрочного развития является крайне актуальной и
для нефтегазовых компаний, так как деятельность этих организаций
характеризуется повышенным вниманием не только к экономической, но также
к экологической, инновационной и социальной составляющим. Поэтому
подход, который позволил бы комплексно оценить «стратегическое здоровье»
компании крайне важен для нефтегазового сектора. Например, специалисты
института энергетической стратегии РФ постарались создать методологию,
характеризующуюся максимально прозрачными расчетами, основанными на
всех имеющихся типах отчетности конкретных нефтегазовых компаний,
включая годовую, финансовую, об устойчивом развитии, экологической,
социальной ответственности и пр. (Афанасьева, Белогорьев. 2011). Структура
расчета предлагаемого ими индекса IES представлена на рисунке ниже (рис. 2).
Рис. 2. Структура расчета индекса IES
Особое внимание в данной методологии уделяется инновациям, что для
подобных индексов является достаточно редким случаем, хотя для
162
нефтегазового сектора инновационная составляющая играет одну из
важнейших ролей для устойчивого развития компании, что подтверждается
теми затратами на инновации, которые несут МНК (рис. 3).
Рис. 3. Динамика затрат на НИОКР по международным нефтегазовым компаниями
Помимо института энергетической стратегии РФ еще одной компанией,
которая уделяет значительное внимание инновациям при оценке «здоровья»
компаний, является компания RobecoSAM совместно с Dow Jones Indices. Эти
компании занимаются оценкой различных организаций более чем в 59
отраслях, в том числе и нефтяной, начиная с 1999 года.
Стоит отметить, что наиболее крупные игроки нефтегазовой отрасли
входят в данный рейтинг, а значит участвуют в оценке проводимой
компаниями, исследующими «стратегическое здоровье» организаций. По этой
причине можно сделать вывод о важности данного направления исследований
для нефтегазовой отрасли. По результатам оценки за 2014 год, компания
RobecoSAM определила, что лидером является Thai Oil Public Company Limited
(PCL) (рис.4).
163
Рис. 4. Сравнение показателей Thai Oil PCL с средними и лучшими показателями
по направлениям в нефтегазовой отрасли.
Высокие показатели индексов, на которые опираются инвесторы в своей
работе, могут позволить нефтегазовым компаниям привлечь дополнительные
капиталы для реализации своих проектов. Помимо дополнительных вложений,
компании могут получить лучших специалистов в нефтегазовой отрасли, если
социальная составляющая будет находиться на достаточно высоком уровне.
Положительной особенностью индекса «стратегического здоровья» является то,
что компания может быть оценена одним значением или проанализирована по
каждому из направлений. При этом необходимо отметить, что российские
компании характеризуются достаточно низкими индексами устойчивого
развития. Сравнение компаний российского и международного ТЭК было
проведено специалистами института энергетической стратегии РФ (рис. 5).
Рис. 5. Пример использования индекса IES для сравнения российских и зарубежных
нефтегазовых компаний
Важно отметить, что тренд для российских компаний является
нисходящим, в то время как большинство МНК улучшают свои показатели с
течением времени. Поэтому для компаний российского ТЭК важно провести
комплексную оценку своей деятельности по всем направлениям, чтобы в
164
дальнейшем иметь возможность для улучшения позиций и сохранения своей
конкурентоспособности на международной арене.
Список литературы
1. Афанасьева М.В., Белогорьев А.М., «Зачем нужен индекс устойчивого
развития?», журнал «Нефть России», ноябрь 2011.
2. Афанасьева М.В., Комплексная оценка эффективности энергетических
компаний в области нефинансовой отчетности. Система индексации IES,
«Научный журнал российского газового общества», апрель 2014.
3. Accenture, Sustainable Energy for all: Opportunities for the Oil and Gas Industry, 2012.
4. DeSmet, A., Schaninger, B., Smith, M., «The hidden value of organizational
health – and how to capture it», Mckinsey, апрель 2014.
5. Hagel J., Brown, J.S., Samoylova, T., Lui, M., «Success or struggle: ROA as
a true measure of business performance», октябрь 2013.
6. KPMG Insight, Sustainable Value Creation in the Oil and Gas Sector, 2013г.
7. Krupnick, A.J., Kopp, R.J., Attaining Sustainable Development of Oil and
Gas in North America, июнь 2014.
8. Marritt-Alers, K.M., Giese, G., «What is not measured is not managed»,
RobecoSAM insight, сентябрь 2013.
9. Three Attributes to Diagnose Organizational health, chiefexectuive.net,
август 2011.
10. www.sustainability-indices.com
Ю.В. Железняков
Уфимский государственный нефтяной
технический университет, г. Уфа
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
За историю нефтяной промышленности имели место несколько различных
механизмов ценообразования. До 70-х годов цены устанавливались

© Железняков Ю.В., 2015
165
доминирующими на рынке транснациональными нефтяными корпорациями,
так называемыми 7 сестрами, к середине 70-х набрала силу организация стран
экспортеров нефти (ОПЕК), существенно влияющая на цену нефти за счет
установления
квот
на
добычу
в
странах-членах
организации.
Непродолжительное время просуществовала другая система – нетбэк (net back
pricing system) основанная на привязке цены на нефть к ценам на
нефтепродукты в стране импортере.
С началом торгов нефтью на биржах место основного механизма
ценообразования занял рыночный механизм. Цена на нефть стала определяться
на открытых торгах на таких биржах как NYMEX, IPE, ICE, SIMEX и
СПбМТСБ. Следует отметить, что на биржах торгуется ограниченное
количество сортов нефти, так называемые маркерные сорта. Они же служат
ориентиром для определения цен на внебиржевом рынке: Brent на европейском,
Light Sweet и WTI на американском рынках. Стандартом для стран-членов
ОПЕК является так называемая «корзина» ОПЕК (OPEC Reference Basket of
crudes), включающая в себя пропорционально объемам добычи основные сорта
нефти, добываемые членами картеля.
Казалось бы, рыночный механизм регулирования цен можно назвать
наилучшим вариантом, однако в случае с нефтью данная устоявшаяся система
имеет большое количество недостатков. Во-первых, на рынке существует
несколько крупных игроков, среди которых особенно выделяется ОПЕК, под
контролем которой находится более половины мировых запасов нефти и около
половины мирового экспорта нефти. Рынок нефти подвержен влиянию таких
отдельных игроков, что говорит о его достаточно высокой степени
монополизации.
Во-вторых, благодаря развитию торговли производными нефтяными
контрактами, произошло вливание больших объемов капитала на нефтяной
рынок, который превратился из классического во фьючерсную разновидность
финансового рынка и приобрел высокую волатильность, свойственную
валютно-финансовым рынкам. Объем биржевых спекулятивных операций по
покупке и продаже фьючерсных контрактов на поставку нефти значительно
превысил объем сделок с реальной поставкой товара. Сегодня только на
Лондонской международной нефтяной бирже (IPE) за один день заключается в
среднем около 70 тыс. фьючерсных контрактов по смеси Brent, что
эквивалентно мировой суточной добыче сырой нефти [1]. Теперь цена на нефть
166
определяется не только рыночным механизмом балансирования между спросом
и предложением, но и в значительной мере ценностью самой нефти как
финансового актива, ожиданиями инвесторов, курсом доллара. Все это
приводит к существенному повышению волатильности цены и, как следствие,
существенным и быстрым реакциям цены на конъюктурные факторы
ценообразования, такие как природные катаклизмы, экономические санкции,
политическая обстановка в стране-экспортере.
Возможность влияния крупных игроков на цену на нефть, в сочетании с ее
скорой реакцией на такое влияние, создает существенные проблемы для
небольших нефтедобывающих компаний и стран с основанной на нефти
сырьевой экономикой. В лучшем случае, они заключаются в сложности
прогнозирования цены и, в результате, усложнении планирования бюджетов и
завышении поправок на риски. В худшем случае, подобная система
ценообразования позволяет с помощью различных экономических и
политических ходов эффективно контролировать рынок, позволяя не впускать
на него новых участников, а также оказывать давление на государства с
сырьевой экономикой.
Так же следует принимать во внимание неконтролируемые человеком
факторы, вызывающие дебаланс спроса и предложения, такие как стихийные
бедствия, войны, аварии на производствах и другие. Все они могут привести к
недопоставке нефти с определенного региона, что приведет к росту цен не
только из-за негативных ожиданий биржевых игроков, но и из-за инертности
нефтегазодобывающей отрасли, заключающейся в сложности резкого
увеличения объема добычи в случае остановки одного из крупных
поставщиков. Такая инертность связана со временем, необходимым на
освоение и запуск новых добывающих мощностей.
С учетом всего вышеизложенного, рынок сырой нефти, вероятно,
нуждается в дополнительном механизме регулирования, будь то ограничение
на спекулятивную торговлю фьючерсами или ограничение ценового диапазона,
в рамках которого цена может колебаться в период времени. В дополнение к
этому необходим механизм сглаживания колебаний цен из-за резкого снижения
добычи одним или несколькими экспортерами.
Список литературы
1. Мир Нефти [электронный ресурс] // URL: http://www.mirnefti.ru/
167
2. Официальный сайт ОПЕК [электронный ресурс] // URL:
http://www.opec.org/
3. Energy Charter [электронный ресурс] // URL:
http://www.encharter.org/fileadmin/user_upload/document/Pricing__chapter_3.pdf
4. Investopedia [электронный ресурс] // URL: http://www.investopedia.com/
5. Statistical Review of World Energy 2014, BP [электронный ресурс] // URL:
http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/statistical-review2014/BP-statistical-review-of-world-energy-2014-full-report.pdf
А.В. Жилик
РЭУ им. Г.В. Плеханова, Москва
ЦЕНОВАЯ ВОЙНА НА НЕФТЯНОМ РЫНКЕ: КТО ПЕРВЫЙ
СДАСТСЯ?
Нефтяной рынок начал преподносить сюрпризы в конце 2014 года. Ведь
еще в сентябре можно было слышать оптимистичные прогнозы аналитиков
насчет стабильного роста цен на «черное золото»; о ценах ниже $80 за баррель
речи быть не могло. Свои коррективы внесла США, начав добычу сланцевой
нефти и став к концу 2014 года лидером по нефтедобыче, добывая 12,4 млн.
баррелей в сутки. Таким образом, страны-производители нефти не только
лишились крупного потребителя, но и приобрели конкурента, который также
нацелился на Азиатский рынок, как главного потребителя нефти в будущем,
усугубив превышение предложения нефти над спросом.
Сейчас ведется экономическая и политическая ценовая борьба
преимущественно трех участников: США, ОПЕК (главным образом,
представленная
Саудовской
Аравией,
которой
принадлежит
72%
производственных мощностей организации) и Россией. Если раньше ОПЕК
могла регулировать цену на нефть, то сейчас, контролируя менее 40%
нефтедобычи, уже не может поднять цену, сократив предложение, ведь это
будет то же самое, что и уступить долю другим экспортерам нефти. Цена на
сегодняшний день фактически устанавливаются «бумажной нефтью»,

© Жилик А.В., 2015
168
фьючерсами. Саудовская Аравия уверенна, что сможет выдержать цену и в
$30/брл., так как имеет резервы на 3-4 года дефицитного бюджета. США также
не планирует отступать, хоть и есть сокращение добычи сланцевой нефти.
Стоит продержаться цене менее $40 за баррель в течение 4-5 месяцев и США
перестанет добывать сланцевую нефть совсем. И если для некоторых стран
падение стоимости нефти шанс подправить экономику, то, например, в России
удешевление нефти не повлияло на стоимость бензина из-за курса доллара, а
бюджет в срочном порядке перерасчитывался исходя из цены в $50.
Несмотря на то что, цена начала повышаться, большинство склонны к
временности данного тренда и списывают это на подписание мирного
соглашения по поводу Украины в Минске. Цена далее может упасть до $20-$30
и вернется к прежним показателям 2014 года не ранее, чем через год, иначе
ценовая война против США была бесполезна, но при этом задела мелкие
нефтяные компании и заморозила многие проекты. В долгосрочной
перспективе удорожание нефти неизбежно за счет роста населения, среднего
класса, урбанизации, автомобилизации Азии, главным образом Индии.
Изменения мировой цены на нефть – результат многих факторов. Главные
из них: взаимоотношение спроса и предложения, макроэкономическая и
геополитическая ситуация, изменения курса доллара и условия глобального
финансового рынка. Исходя из этих факторов, можно уверенно предполагать,
что в долгосрочной перспективе цены на нефть будут расти и превысят отметку
в $100. Причины: по прогнозам с 2010-2025 года население вырастет на 1 млрд.,
страна с наибольшим населением станет Индия, в которой стремительно
развивается средний класс, что характерно для Азиатского региона в целом, в
котором резко растет численность городов. Таким образом, еще ненасыщенный
рынок Азии будет нуждаться в автомобилях, технологиях, а соответственно и в
нефти. Также дополнительный фактор роста цены на нефть – рост
себестоимости нефти, за счет роста цен на разведку и производство.
Неудивительно, что уже началась борьба за рынок Азии, в которые
включились все главные-экспортеры. Например, с марта Саудовская Аравия
снижает стоимость нефти для Азии и повышает для США, усиленно строятся
НПЗ в Китае, Таиланде, подписываются договора. Вступила в борьбу и США,
несмотря на невыгодное по сравнению с Россией и странами ОПЕК
географическим положением и себестоимостью нефти. Тем не менее, даже не
заполучив рынки Азии, США изменит рынок нефти, если сможет
169
удовлетворять в дальнейшем как сейчас большую часть своего спроса на нефть
и экспортировать в Европу.
Таким образом, Саудовская Аравия лоббировала решение в ОПЕК по
оставлению нынешнего уровня добычи нефти, что теперь выразилось в
избыточном предложении и крайне низких ценах на нефть. К слову, Россия
также не сократила свою добычу. Никто не хочет уступать и каждый будет
бороться до конца. Заметим, что действительно уже можно наблюдать итоги
такой борьбы. Некоторые проекты по разработкам месторождений
приостановлены, инвестиции в отрасль сократились, что скажется в будущем в
высокой цене, также подставлено под сомнение выживание некоторых
ключевых энергосервисных компаний и создало ощутимый дефицит в
бюджетах правительств, которые зависят от доходов на нефть.
Таким образом, разумнее всего довести политику, направленную против
США до конца, иначе получается, что все меры направленные против нее
раннее, в итоге, в большей степени отрицательно отразилось на странах,
поддерживающих эту политику, так как существует сильная зависимость
экономики страны от цены на нефть, в отличие от США, в которой более 8 тыс.
нефтяных компаний, нет нефтяной зависимости в бюджете и есть доллары,
чтобы регулировать цену на нефть через биржи.
Список литературы
1. Ivan Marten, Philip Whittaker (BCG). Lower, and more volatile, oil prices //
2015
2.
3.
4.
5.
6.
Lukoil. Global trends // 2010
expert.ru
gazeta.ru
kommersant.ru
neftegaz.ru
Д.Р. Загретдинова
МГУ имени М.В. Ломоносова, географический факультет, г. Москва

© Загретдинова Д.Р., 2015
170
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕМ
НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ
Executive summary.
В настоящей статье определены современные проблемы и эффективность
действующей системы лицензирования недропользования на континентальном
шельфе РФ и предложены меры по оптимизации развития нефтедобывающего
комплекса государства.
Одной из основных причин возникновения сложной ситуации с
разработкой шельфа является противоречие между фактической возможностью
получения лицензии на участок шельфа только двумя отечественными
компаниями (НК «Роснефть» и ОАО «Газпром») и недостатком инвестиций,
которые способны обеспечить эти два основных игрока.
Кроме того, принятая схема распределения лицензий на шельфе между
НК «Роснефть» и ОАО «Газпром» может привести к избыточной разведке
потенциально невостребованных запасов углеводородов.
Очевидна необходимость серьезных усовершенствований в управлении
нефтегазовой отраслью России, в том числе и в части шельфовых проектов,
по всей видимости, выражающаяся в разработке стратегии привлечения
частных инвесторов в проекты шельфовых разработок [1]. Здесь могут быть два
выхода: выдача лицензии на невостребованные госкомпаниями участки
«частникам» при условии сохранения постоянного непосредственного
госконтроля за их деятельностью, или допущение разработки месторождений
заинтересованными частными компаниями обязательно совместно с
госкомпанией при старшинстве в проекте последней из них. В таком случае
госкомпания станет проводником интересов государства. При любом раскладе
важно обеспечить приемлемые экономические условия для частного инвестора
и сохранить жесткий государственный контроль за реализацией шельфовых
проектов.
Текущая
ситуация.
Государственная
Программа
освоения
континентального шельфа на период до 2030 года, принятая правительством в
2012 году, предусматривает добычу нефти на шельфовых месторождениях
России в объеме 66,2 млн тонн, а газа — около 230 млрд кубометров. Речь идет
прежде всего об Арктике, ведь именно здесь сосредоточено больше всего
ресурсов. Согласно прогнозным оценкам, шельф в российском секторе Арктики
171
содержит около 50 млрд тонн нефти и порядка 90 трлн кубометров природного
газа.
Проблематика. До 2008 года многие участки российского шельфа
находились в нераспределенном фонде недр. Принятые в 2008 г. поправки в
№2395-1-ФЗ «О недрах» ограничили число компаний, допущенных к поисковоразведочным и добычным работам на шельфе [3]. Для того чтобы компания
получила лицензию на участок шельфа, она должна отвечать прежде всего
двум главным критериям: обладать опытом работы на шельфе не менее пяти
лет и иметь долю государства в своем акционерном капитале более 50%.
Согласно этим требованиям, только компаниям ОАО «Газпром» и ОАО НК
«Роснефть», по существу, предоставлено право на заявочный порядок
получения лицензий [2]. Но в условиях текущей экономической ситуации
вызывает сомнение возможность изучения и освоения шельфа силами только
ОАО «Газпром» и НК «Роснефть». Причем, если ОАО «Газпром» для
проведения геофизических и буровых работ на шельфе имеет
специализированное дочернее предприятие ООО «Газфлот», то ОАО НК
«Роснефть» прибегает к услугам различных сервисных организаций (ОАО
«Севморнефтегеофизика», ОАО «Дальморнефтегеофизика»). Таким образом,
здесь важен опыт тех, кто непосредственно выполняет работы, а не
собственный опыт заказчика, которого практически нет. Заказчик («Газпром»
и «Роснефть») лишь организует работы и финансирует их.
Все привлекательные участки теперь распределены, и два российских
нефтегазовых гиганта обязаны их изучать. На ближайшую перспективу в 5–7
лет это должно вызвать заметную активизацию геофизических работ, что уже
произошло в 2013–2014 годах. Но потом, когда согласно лицензиям надо
будет приступать к добыче, все затормозится. Очевидно, что в таком масштабе
добычи на шельфе в обозримом будущем не будет. А будут реализовываться
лишь отдельные добычные проекты, отнюдь не в тяжелых ледовых условиях
Восточной Арктики, на акваторию которой выдано значительное количество
лицензий [2]. Поэтому с большой степенью уверенности можно
прогнозировать, что через несколько лет порядок лицензирования на шельфе
будет пересмотрен.
Предлагаемые решения. Для достижения рубежей добычи нефти и газа,
намеченных Минэкономразвития России, необходимо расширить перечень
компаний, допущенных к поисково-разведочным и добычным работам на
172
шельфе. Наиболее оптимальным путём решения сложившейся проблемы
представляется следующий: «сохранение главенствующей роли госкомпаний
при формировании консорциумов с заинтересованными частными
инвесторами, российскими и иностранными, для реализации проектов на
шельфе, как это сейчас происходит на примере проекта Сахалин-2, но без
использования модели СРП». Такой вариант позволит государству активно
проводить политику по изучению и освоению шельфа, влиять на развитие
прибрежных территорий и промышленности, предпринимать все необходимые
шаги для создания инфраструктуры морской нефтегазовой отрасли
(строительство портов, основных магистралей, магистральных трубопроводов,
строительство морской техники и др.).
Список литературы
1. Каминский В.Д., Супруненко О.И., Суслова В.В. Континентальный
шельф российской арктики: состояние изучения и освоения нефтегазовых
ресурсов // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 977—985.
2. Ампилов Ю.П. Освоение шельфа Арктики и Дальнего Востока.
Проблемы и перспективы // Offshore Russia. 2014. № 4. С. 8-15;
3. Федеральный закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. № 2395-1-ФЗ (с
изменениями).
Р.Д. Исатаев
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО КАПИТАЛА
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ КОМПАНИИ
На сегодняшний день знания и интеллектуальный капитал компании
становятся основой эффективного развития и одним из важнейших факторов
конкурентоспособности. Важным принципом каждой успешной компании
должно выступать распространение знаний и управление ими для обеспечения
значительного роста и развития.

© Исатаев Р.Д., 2015
173
Сегодня формируется новая экономика – экономика знаний, частью
которой является проблема их управления. В современном мире компания
производит не столько товар или услугу, сколько знания. Это означает, что
персонал занимается производством знаний, организации превращаются в
обучающие, инновации становятся источником вновь созданной стоимости.
Нематериальные активы компании представлены следующими объектами:
 объекты интеллектуальной собственности (исключительное право на
результаты интеллектуальной деятельности):
1) исключительное право патентообладателя на изобретение,
промышленный образец, полезную модель;
2) исключительное авторское право на программы для ЭВМ, базы данных;
3) имущественное право автора или иного правообладателя на топологии
интегральных микросхем;
4) исключительное право владельца на товарный знак и знак
обслуживания, наименование места происхождения товаров;
5) исключительное право патентообладателя на селекционные достижения.
 деловая репутация организации.
Хотя интеллектуальный капитал компании не учитывается в
бухгалтерском балансе, тем не менее, они дают значительный экономический
эффект. Для оценки интеллектуального капитала (нематериальные активы)
используют стоимостные и нестоимостные показатели, в то время как
физический капитал оценивается чаще всего в стоимостном выражении. Это
позволяет максимально эффективно подсчитать стоимость компании, а
вследствие мы получаем более эффективное управление капиталом.
В настоящее время существует множество методик и показателей для
измерения нематериальных активов, но в данной работе будут рассмотрены
наиболее часто применяемые в практике.
Во-первых, можно обратиться к группе методик Э. Свейби – разделение
всех методов оценки интеллектуального капитала на четыре категории [1]:
1. Методы прямого измерения ИК (Direct Intellectual Capital method, or
DIC).
К этой группе относятся методы, которые основаны на оценке отдельных
компонентов или активов ИК. После этого методом интегрирования получается
итоговая оценка ИК компании.
Примером метода данной категории может служить:
174
 Technology Broker [2]
Этот вариант стоимостной оценки Э. Брукинг. Она предложила три модели
для оценки денежного выражения интеллектуального капитала, определяемого
через процесс аудита. Все начинается с ответов менеджмента компании на 20
вопросов. Чем на большее количество вопросов руководители затрудняются
ответить, тем более компании необходимо усиление интеллектуального
капитала.
По окончании опроса по методу Technology Broker осуществляется
перевод полученных данных в денежное выражение тремя методами:
 Метод замещения - оценка замещения какого-то специфического вида
актива.
 Метод сравнения - сравнение с оценкой актива рынком.
 Доходный метод - оценка способности актива приносить прибыль расчет NPV или потока чистой наличности.
2. Методы подсчета очков (Scorecard Methods, or SC).
В рамках этой категории происходит подсчет баллов или очков, которые
определяют индикаторы (индексы) для рассмотрения и идентификации
компонентов интеллектуального капитала. Важно заметить, что эти индикаторы
не дают денежной оценки ИК, а носят информационный характер.
Примером метода данной категории может служить известная методика
Navigator шведской страховой компании Skandia [3], которая занимается
практическими исследованиями и работой по измерению интеллектуального
капитала, начиная с 1994 г.
В рамках этого метода выделяют несколько категорий ИК: человеческий
капитал (знания, опыт, компетенции и т.п.), структурный капитал (включает
как минимум информационные системы, базы данных, организационные
процессы), капитал отношений (клиента и акционеров).
Компанией был выделен 21 показатель, которые, по ее мнению, должны
были измерять результат «работы» интеллектуального капитала за финансовый
год. Далее, с помощью весов, определяемых компаний, оценка
интеллектуального капитала сводится к формуле:
Organizational Intellectual Capital = i  C   C j  ik ,
где:
С - денежные показатели
i - процентные долевые показатели.
175
3. Методы отдачи на активы (ROA methods)
Рыночная цена компании есть расчетная величина, и ее реальная
стоимость может отклоняться в любую сторону под влиянием каких-либо
внутренних обстоятельств. Оценка нематериальных активов представляет
собой разницу между рыночной стоимостью компании и стоимостью ее чистых
материальных активов.
Другими словами, вычисляется коэффициент ROA и сравнивается с
аналогичным показателем по отрасли. Чтобы получить средний
дополнительный доход от ИК компании, производится умножение полученной
разницы на ее материальные активы.
4. Методы рыночной капитализации (Market Capitalization Methods, or
MCM).
В рамках данной категории методов можно рассчитать разность между
либо рыночной и балансовой стоимостью активов, либо показателем рыночной
капитализации компании и величиной ее акционерного капитала. Полученное
значение является стоимостью ее нематериальных активов или ИК.
Таким образом, эти методы имеют разные преимущества. Категории
методов, предоставляющие денежные оценки интеллектуального капитала,
такие как ROA и MCM, используются при слиянии и поглощении и для
листинга на фондовом рынке. Они могут быть полезны для сравнения
компаний из одной отрасли и для расчета финансовой стоимости
нематериальных активов, все больше привлекающих внимание руководителей
компаний.
Говоря об оставшихся двух группах методов, их явными преимуществами
выступает то, что они легко применимы на любом уровне организации и
создают более полную картину ИК компании, чем финансовые показатели.
Такие методы нуждаются в модификации для каждой конкретной цели или
организации, поэтому их сложно сравнивать между собой. Более того, эти
методы еще новы и сложно воспринимаются менеджерами, привыкшими
работать с чисто финансовыми операциями и результатами.
Индекс Тобина (q-индекс Тобина) – другой популярный измеритель
интеллектуального капитала. Этот показатель хорош тем, что легко
интерпретируется и доступен для понимания менеджеров организаций
различных уровней. Он рассчитывается как отношение рыночной стоимости
компании к ее балансовой стоимости, где рыночная стоимость представляет
176
собой произведение цены акций компании на их количество, а балансовая –
суммарные активы по балансу компании за вычетом нематериальных активов и
обязательств [4].
Оценивая стоимость компании на практике, индекс Тобина
интерпретируется таким образом: если он превышает единицу, то рыночная
стоимость компании больше ее балансовой стоимости, а значит, в ее биржевой
оценке учтены активы, не зарегистрированные в балансе. Если же наоборот,
полученный коэффициент меньше единицы, то можно сделать вывод об
отрицательном ИК компании: низкий уровень менеджмента и организационной
структуры, которые не наращивают капитал компании, а уменьшают его.
Однако этот коэффициент очень чувствителен к курсу акций, в чем
заключается его ключевой недостаток. Поэтому можно утверждать, что он
косвенно отражает эффективность использования ИК компании.
Еще один распространенный показатель стоимости, используемый для
оценки эффективности использования нематериальных активов компании, EVA (Economic Value Added), или добавленная экономическая стоимость. Это
универсальный показатель, который может быть рассчитан не только для
компаний, которые размещают свои акции на бирже, но и для закрытых
акционерных обществ. Он направлен на то, чтобы учитывать так называемые
эквиваленты собственного капитала (СК), которые приближают учетную
стоимость капитальных вложений к рыночной. К этим эквивалентам и
относятся нематериальные активы компании: ИК, управление знаниями
сотрудников, репутация организации и другие.
EVA рассчитывается таким образом:
NOPAT(adj) – WACC x CE(adj),
где:
NOPAT(adj) – чистая операционная прибыль после уплаты налогов,
скорректированная на величину эквивалентов СК
WACC – средневзвешенная стоимость капитала
CE(adj) – инвестиционный капитал с учетом эквивалентов СК [5].
Вся сложность расчета показателя заключается в том, чтобы корректно
оценить эквиваленты собственного капитала, то есть наиболее полно учесть
стоимость используемых нематериальных активов компании. Для
инвестиционной привлекательности бизнеса важно, чтобы показатель EVA
177
имел стабильное неотрицательное значение. Его положительная динамика
говорит об эффективном управлении ИК компании.
Таким образом, существует множество методик оценки и измерения
интеллектуального капитала, и их становится все больше из-за трудностей в
сфере управления знаниями и другими нематериальными активами, а также изза проблемы выбора корректных показателей, которые соответствовали бы
целям компании и содействовали принятию верных управленческих решений.
Чтобы сделать правильный выбор методики оценки ИК конкретной
организации, нужно пройти несколько этапов [6]:
1. Установить цели измерения, ведь разные показатели несут различную
смысловую нагрузку и делают акцент на разные аспекты ИК компании.
2. Определиться с участниками процесса измерения. В рамках данного
исследования
ими, скорее всего, будут выступать пользователи СУЗ,
ожидающие получить отдачу от ее применения.
3. Выбрать инструментарий и методологию на основе того, что конкретно
нужно измерить.
4. Определить, какие данные необходимы для выбранного инструментария
и есть ли они в доступе.
5. Проанализировать результаты и, возможно, вернуться к первоначальной
цели, чтобы убедиться в правильности выбора методики.
Есть возможность таким образом выяснить и оценить, влияет ли
управление интеллектуальным капиталом сотрудников компании на
повышение ее эффективности и обеспечение более быстрых инновационных
процессов.
Список литературы
1. Эффективные методы оценки интеллектуального капитала. URL:
http://www.science-education.ru/109-9566.
2. Брукинг Э. Интеллектуальный капитал: ключ к успеху в новом
тысячелетии / пер. с англ., под ред. Л. Н. Ковачин. СПб, 2001. С. 57-69.
3. Sveiby К. Е. Measuring Competence. URL: http://www.sveiby.com.
4. Стоимость компании. URL: http://fincake.ru/kb/articles/52.
5.
Модель
EVA:
ориентация
на
стоимость.
URL:
http://www.cfin.ru/management/strategy/classic/eva_model.shtml?printversion.
178
6.
Измерение
интеллектуального
http://www.management.com.ua/ims/ims121.html.
7. URL: http://www.molten-group.com
капитала.
URL:
Т. К. Испанбетов
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
МЕТОДОЛОГИЯ ПРОЦЕССА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УРОКОВ В
НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ (НА ПРИМЕРЕ КОМПАНИИ
ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ)
При осуществлении того или иного проекта, как менеджеру проекта, так и
команде проекта, приходится сталкиваться с проблемами, которые так или
иначе были рассмотрены или решены в других проектах. Извлечение уроков и
выявление «хороших» или «плохих» уроков зачастую влияет на принятие
проектных решений; применение извлеченных уроков также является частой
практикой на предприятиях нефтегазовой отрасли.
Извлеченные уроки (LessonsLearned) – это зафиксированная информация о
проблемах и наиболее важных рисках проекта, путях их решения, результатах
принятых мер, а также оригинальных подходах к решению тех или иных задач
проекта[1]. Знания, полученные из извлеченных уроков, будь то успешный или
неудачный опыт, могут быть использованы для повышения деятельности
предприятия в будущем при осуществлении следующих фаз проекта, либо при
осуществлении нового проекта.
Сбор извлеченных уроков может инициироваться менеджером проекта в
случае наличия важного урока. После сбора, уроки анализируются и
помещаются в базу данных. Эта база данных может использоваться
менеджером проекта и проектным персоналом для анализа и использования
накопленного опыта по предыдущим или текущим проектам.
На примере процесса извлечения уроков в компании ЛУКОЙЛ
Оверсизможно понять схему реализации этого процесса, состоящую из трех
этапов (рис. 1):

© Испанбетов Т.К., 2015
179
Сбор извлеченных
уроков
Анализ извлеченных
уроков
Внедрение и
использование
извлеченных уроков
Рис. 1 Этапы процесса извлечения уроков
Стоит выделить тот факт, что процедуры выявления извлеченных уроков
мало чем отличаются друг от друга среди крупных нефтегазовых компаний.
Однако процесс применения извлеченных уроков проходит по-разному. В
конце 2013 года исполнительный директор Chevron Джон Уотсон заявил о том,
что компания будет более тщательно относиться к использованию полученных
уроков после серии неудач в мегапроекте ($10млрд,) по сжижению природного
газа в Анголе, а именно нескольких пожаров из-за неполадок с электричеством,
утечек из трубопровода и даже человеческих смертей [2].
Еще один яркий пример в нефтегазовой отрасли это выброс нефти на
буровой платформе DeepwaterHorizon в Мексиканском заливе. После одного из
крупнейших нефтяных разливов в истории США в 2010, компания
BPпредставила 46-страничный отчет, где говорится о том, как она может быть
быстро мобилизована в ответ на пролив нефти на море любого размера. Отчет
преследовал цель обозначить ключевые моменты и важные извлеченные уроки
из взрыва на платформе, который стоил компании и ее подрядчикам
многомиллиардных штрафов [3].
Однако не стоит рассматривать извлечение уроков только с технической
стороны. Одним из первых уроков, который международным компаниям
приходится выносить за пределами деятельности своей страны – это
взаимодействие с местным населением. Стакими проблемами сталкивалась и
компания ExxonMobilв Папуа Новой Гвинее [4], компании Shell, Statoilи
ConocoPhillips в Нигерии и ЛУКОЙЛ Оверсиз в Ираке. Следует также
отметить, что в условиях коммуникативной ямы (communicationgap) между
местной нефтяной компанией в Ираке и проектной командой ЛУКОЙЛ,
компания сталкивается с угрозой продления графика проекта, что в свою
очередь может вылиться в увеличении затрат. Подобные моменты фиксируются
в реестре уроков и по ним даются рекомендации для недопущения их
повторения в будущем, например, иметь контактное лицо с иракской стороны
для постоянной связи с проектной командой.
180
Было бы несправедливо отмечать только негативные уроки. В
реестредолжны учитываться и позитивные уроки тоже, они помогают провести
анализ «что было сделано хорошо и почему». Применение как положительных,
так и отрицательных уроков неизменно ведет к повышению качества
деятельности предприятия и помогает создать дополнительную ценность
проекта на этапе его раннего развития.
Список литературы
1. Полозов А., Золотарев А. Как сохранить и использовать опыт
управления
проектами.
Интернет-ресурс.
Доступно
по
ссылке
http://www.pmexpert.ru/press-center/publication/detail.php?ID=3323
2. Scheyder, E. Chevron vows to use ‘lessons learned’ after Angola LNG missteps.
Reuters.
2013.
Интернет-ресурс.
Доступно
по
ссылке
http://www.reuters.com/article/2014/09/18/us-chevron-angolaidUSKBN0HD11P20140918
3. Swartz, S. BP provides lessons learned from gulf spill. The Wall Street Journal.
2010.
Интернет-ресурс.
Доступно
по
ссылке
http://www.wsj.com/articles/SB10001424052748703946504575469691667534962
4. What we’ve learned in Papua New Guinea: ExxonMobil’s departing MD reflects.
2015.
Интернет-ресурс.
Доступно
по
ссылке
http://www.businessadvantagepng.com/weve-learned-papua-new-guineaexxonmobils-departing-md-reflects/
Р.С. Камалов
ООО «Таргин», г. Уфа
ВЛИЯНИЕ ГЕОПОЛИТИКИ НА ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ
НЕФТЯНОМ РЫНКЕ: МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
Нет необходимости доказывать, что мировые цены на нефть напрямую
зависят от политики и геополитики. Все значимые геополитические события
(кризисы, войны и революции, санкции, различные катастрофы и катаклизмы)

© Камалов Р.С., 2015
181
циклично то обрушают, то поднимают эти цены, но в целом была тенденция
роста. Однако в последние два года это изменилось.
В последние три года (2012 – 2014) цены на нефть колебались в районе 100
долл. /барр. К таким ценам мировая экономика адаптировалась, они устраивали
все стороны. Такие достаточно высокие цены были необходимы для ведущих
производителей и экспортёров нефти, поскольку бюджет этих стран напрямую
зависит от поступления нефтедолларов. Но эти же цены обеспечивали
поступления и в бюджеты стран-потребителей энергоресурсов, поскольку в
цене конечных нефтепродуктов в большинстве из них доля налогов, акцизов и
различных сборов составляет от 40% до 60%.
В целом в мире сложился определенный баланс распределения объемов
добываемой нефти. В условиях такого баланса рост добычи нефти в США
и Канаде уравновешивался кризисом в Ливии, Южном Судане и других
странах, санкциями на экспорт нефти из Ирана. Но замедление во второй
половине 2014 г. мирового экономического роста по времени совпало
с ослаблением спроса на нефть, и при этом Ливия внезапно стала добывать
вчетверо больше сырья — почти 1 млн. барр./день. В итоге в сентябре 2014 г.
цена нефти стала снижаться, а потом резко упала.
Прогнозы аналитиков сводились к тому, что во второй половине декабря
цены на нефть снова вернутся к отметке в 100 долл. за баррель. Однако в
реальности нефтяные цены к первой декаде декабря упали на 40% – со 115
долл. за баррель до 65. И в последнее время ожидаемая цена существенно
опустилась. Так, крупнейший производитель нефти в мире — Саудовская
Аравия ожидает стабилизации цен на нефть на уровне 60 долл./барр., сообщила
в начале декабря TheWallStreetJournalсо ссылкой на источники в Эр-Рияде.
Причина таких колебаний мировых цен на нефть, по мнению экспертов
МЭА, в слабом спросе, сильном долларе и росте добычи нефти в США.
Аналогичных взглядов придерживаются специалисты и других аналитических
центров. Если в 2000х годах подъем цен объяснялся быстрым ростом спроса
и явной нехваткой предложения, то теперь дело обстоит с точностью до
наоборот. Причём подобное положение прогнозируется ими и на перспективу:
предложения со стороны США будет и дальше повышаться, а мирового
спроса — понижаться.
Что касается роста добычи в США, то с ролью этого фактора согласны
многие эксперты и аналитики. Одновременно называются и другие, связанные с
182
этим причины. Например, Министр энергетики Саудовской Аравии Али АльНаими считает, что одна из причин снижения цен на нефть – "недостаточное
взаимодействие между странами-производителями нефти, не входящими в
ОПЕК, недостаток информации и корыстные мотивы спекулянтов". С ним
согласен и Министр энергетики ОАЭ Сохейль бен Мохаммед Фарадж Фарис
аль-Мазруи, заявивший, что "одна из главных причин – это безответственная
добыча некоторыми странами, не входящими в организацию (ОПЕК),
некоторые из них — новички".
Правда, есть и другие мнения. Так, Министр иностранных дел Венесуэлы,
входящей в ОПЕК, Рафаэль Рамирес считает, что падение стоимости нефти
обусловлено не коммерческими причинами, а связано с геополитикой.
"Нынешняя цена нефти не имеет базы на международном нефтяном рынке, но
есть сильные геополитические факторы — такие, как санкции против России,
ситуация на Ближнем Востоке, и все это отражается на нашей экономике" –
было им сказано 17 декабря в ходе встречи министров иностранных дел
Южноамериканского общего рынка.
Так, в прошлом году добыча нефти и конденсата в США увеличилась
на 13,5%, в России — на 1,3%, а в Саудовской Аравии снизилась на 1,1%.
Скорее всего, аналогичное ожидается и по итогам первой трети 2015 года.
Причём, весь прирост добычи нефти в США связан именно с нетрадиционными
источниками углеводородов. Собственная нефть в США вытеснила с местного
рынка импортную, для которой пришлось искать покупателей в других
регионах, увеличивая там предложение.
Причём, по мнению экспертов, главные регуляторы
мирового
ценообразования на нефть – США и Саудовская Аравия. В частности, ФРС
США долгое время фактически поддерживала высокие мировые цены на нефть
за счёт эмиссии и изменения ставки рефинансирования. Но с течением времени
политика США изменилась. Тем самым в США фактически создан рычаг
давления на недружественные нефтегазодобывающие страны мира, в том числе
и на Россию.
Есть и другие мнения. Так, аналитик американской финансовой компании
Princeton Securities Бенедикт Уиллис 17 декабря 2014 г. заявил, что "Сейчас во
всем мире начинают понимать, что происходящее – это настоящая валютная
война. Более того, это самая серьёзная валютная война, которую когда-либо
видел мир".
183
Мир в последние десятилетия уже неоднократно сталкивался с резким
и неожиданным падением цен на нефть. И каждый раз Саудовская Аравия
брала на себя основное бремя потерь, так как снижение цен болезненно
действовало на ОПЕК, негативно влияя на бюджет нефтедобывающих стран.
Так было и в 2001, и 2008 годах. Но в 2014 году Саудовская Аравия сделала
ставку на снижение цен, с целью вытеснения с рынка нефтепроизводителей с
высокой себестоимостью. С другой стороны, в реакции Саудовской Аравии, не
отдающей свою долю мирового нефтяного рынка, видны опасения усиления
роли североамериканской сырой нефти. Но специалисты Института
энергетической стратегии говорят о том, что чтобы стать экспортёрами сырой
нефти, США необходимо около 15-20 лет.
Анализ, сделанный Кембриджской энергетической ассоциацией (КЕРА)
в конце прошлого года, и учитывающий данные по отдельным скважинам,
показывает: в 2015 г. при цене нефти в диапазоне 50-69 долл./барр. 80% новых
месторождений будут приносить прибыль. Таким образом, рыночные
механизмы, безусловно, сработают, рынки найдут естественное равновесное
состояние, в том числе по цене на нефть, но на это понадобится время. И все
это время нефтяные цены будут находиться под давлением, т.е. ожидать их
восстановления в ближайшее время не стоит.
Список литературы
1. Бессель В.В. Стратегия экспорта российских углеводородов / Доклад.
VI Международный Энергетический Форум «Инновации. Инфраструктура.
Безопасность». Москва, 16 декабря 2014 года
1. Ведомости, 13.11.2014, № 211 (3715)
2. Ведомости, 25.11.2014, № 219 (3723)
3. Ведомости, 28.11.2014, № 222 (3726)
4. Дмитриевский А.Н., Мастепанов А.М., Бушуев В.В. Ресурсноинновационная стратегия развития экономики России // Вестник Российской
академии наук, 2014. Т. 84. № 10. С. 867–873
5. ИА REGNUM. URL:http://www.regnum.ru/news/polit/1879058.html
6. Коммерсантъ-Online. 12 декабря 2014.
184
7. МИД
Венесуэлы:
падение
цены
на
нефть
обусловлено
геополитикой//URL:http://ria.ru/economy/20141217/1038636519.html#1419164373
1454&message=resize&relto=login&action=removeClass&value=registration
8. Министр энергетики Саудовской Аравии: цены на нефть вновь начнут
расти
//
URL:http://ria.ru/economy/20141221/1039437755.html#14191633933594&message
=resize&relto=login&action=removeClass&value=registration
9. Обвал рубля назвали следствием самой серьезной валютной войны в
истории/URL:http://1prime.ru/Financial_market/20141218/798289914.html
10. Оверченко М. Как США перекроили мировой нефтяной рынок//
Ведомости, 15.12.2014, № 233 (3737)
11. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года. ИНЭИ РАН,
Аналитический центр при Правительстве РФ. М., 2013. 110 с.
12. РИА Новости. URL:http://ria.ru/economy/20141218/1038852314.html
13. Робертс: у критического падения рубля нет экономических
причин/URL:http://ria.ru/world/20141218/1038884514.html?utm_source=979917&
utm_medium=banner&utm_content=3685891&utm_campaign=rian_partners
14. Россия-2014. Детальный обзор энергетической политики.OECD/IEA,
2014
15. Сайт Агентства РБК - www.rbk.ru
А.П. Караева
Уральский Федеральный университет
им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
Нефтегазовый комплекс – один из ключевых элементов российской
промышленности и экономики, который выполняет ряд важнейших функций.
Кроме того, российский нефтегазовый комплекс играет большую роль и за
рубежом. По последним данным экспорт нефти в 2013 году составил 235 млн
тонн (по всем группам производителей).[1]

© Караева А.П., 2015
185
По последним оценкам, НГК РФ имеет ряд крупных проблем, которые
сказываются на его состоянии и которые необходимо решать уже ближайшее
время. Список проблем достаточно большой: снижение КИН, необходимость
развития транспортной системы в отдаленных регионах, реконструкция НПЗ,
замена устаревшего оборудования, возрастание доли трудноизвлекаемых
ресурсов, недостаток инноваций, недостаточное финансирование.
Несмотря на большой перечень проблем, их решению уделено
недостаточно много внимания. Я решила проанализировать данные по поводу
переработки, добычи, экспорта нефти, существующую информацию, связанную
с этими проблемами, сделать выводы, в каком состоянии находится НГК, и что
необходимо сделать в первую очередь для решения этих проблем.
Разумеется, данная проблема затрагивалась уже не раз, но я считаю, что
вклад этой работы будет состоять в распространении информации о
существующих проблемах среди людей, непосредственно связанных с этой
сферой экономики и не только, а также в поиске путей решений существующих
трудностей.
НГК и функции, которые он выполняет, являются стратегически важными
для экономики нашей страны. Во-первых, это пополнение бюджета за счет
больших налоговых отчислений и иных доходов, во-вторых, удовлетворение
внутреннего спроса на энергоресурсы и топливо, в-третьих, НГК является в
какой-то степени «вспомогательным» для функционирования других отраслей
экономики, а также для высокотехнологичных и наукоемких отраслей, вчетвертых, экспорт сырья за рубеж.
Современный НГК России имеет ряд проблем, которые препятствуют его
развитию и расширению.
Одна их них – устаревшие технологии и износ существующего
оборудования: средний износ в газовой отрасли и в нефтедобыче составляет
около 60% [3], а по уровню нефтепереработки Россия занимает одно из
последних мест [4]. Для того
чтобы заменить оборудование и
реконструировать существующие НПЗ, необходимы большие инвестиции, а
также время. Более того, необходимы новые разработки в сфере добычи и
переработки нефти и газа, так как условия, в которых добывалось и
перерабатывалось сырье 20 лет назад, существенно изменились. Для добычи и
переработки «тяжелой» нефти необходимы разработки новых технологий и
новое оборудование.
186
Несмотря на то, что НГК РФ является одним из самых инвестируемых
секторов экономики страны, данного инвестирования все равно недостаточно.
Так, например, в 2012 вложение России в производство составило 32 млрд
долларов, в то время как США вложили практически в два раза больше – 69,5
млрд. [4]
Развитие НГК немыслимо без вложений в развитие науки. Применение
технологий «интеллектуальная скважина», бурение горизонтальных скважин,
операции гидроразрывов – примеры внедрения инноваций в производство, но
далеко не каждая компания может себе это позволить и далеко не на каждом
месторождении[2]. Необходимо расширить область внедрения технологий,
разработать инновационные отделы внутри предприятий, изменить систему
управления НПЗ, и самое главное – ввести программу стимулирования
предприятий для внедрения инноваций. Стимулом может послужить изменения
системы налогообложения
(примерно 45% налогов уплачивается предприятиями данной отрасли [5])
для предприятий и предоставления кредитов на выгодных для компаний
условиях. Изъятие выручки нефтяных компаний России составляет 60-70%, в
то время как у зарубежных компаний данная цифра в два раза меньше:
«Шеврон корпорейшн» – 28 %, «Эксон Мобил» – 32 % и т. Д [4].
Инвестиции в нефтегазовый комплекс формируют одни из максимальных
инвестиционных мультипликаторов – вложенный в нефтяной отрасли рубль
дает 1,5 руб. прироста ВВП, в газовой – 1 руб. прироста.[1]
Состояние НГК РФ необходимо улучшать, путем совершенствования
налоговой политики, регулирования тарифов и цен, стимулированием
компаний, разработками новых технологий, модернизации системы управления
и развитием науки в этой отрасли и, конечно же, финансированием.
Финансирование играет ключевую роль в решении этого вопроса. Стоит
отметить, что инвестирование в данный сектор – долгосрочная, но надежная
перспектива, которая гарантирует рост экономики России.
Список литературы
1. Министерство энергетики Российской Федерации.
URL:
http://www.minenergo.gov.ru/activity/oil/ (дата обращения: 15.02.2015)
187
/
2. «Инвестиции нефтегазового сектора 2014: за свой счет или чужой?»
URL: / http://psbinvest.ru/upload/iblock/7af/7afab8b3af229aaf897cfc4bd36f9911.pdf
(дата обращения: 15.02.2015)
3. Шмаль Г.И. «Как помочь «нефтедонору» URL: / http://www.russiatoday.ru/old/prodoljaem-temu/1257-gennadij-shmal-kak-pomoch-neftedonoru.html
(дата обращения: 16.02.2015)
4. К.Н. Овинникова «Современное состояние нефтегазового комплекса
России
и
его
проблемы».
URL:
/
http://www.lib.tpu.ru/fulltext/v/Bulletin_TPU/2013/v322/i6/10.pdf
(дата
обращения: 15.02.2015)
5. Федеральная служба государственной статистики.
URL: /
http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/economydevel
opment/# (дата обращения: 16.02.2015)
А.В. Карпова
Финансовый Университет при Правительстве РФ,
г. Москва
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
Для лучшего понимания сущности тех средств, которые наполняют
нефтяные стабилизационные фонды стран экспортеров углеводородов,
рассмотрим, из чего складываются нефтяные доходы.

© Карпова А.В., 2015
188
Если мы обратимся к динамике цен на нефть в долгосрочном периоде, то
мы увидим, что за последние 50 лет цены выросли примерно в 40 раз. Не
останавливаясь подробно на причинах такого роста (эксперты обычно в этой
связи упоминают нефтяные шоки7, агрессивную политику стран ОПЕК и
политическую нестабильность в нефтедобывающих регионах8). Cтоит сказать,
что даже в рубеже веков, в 1997 году, когда цены не нефть уже достигли
сравнительно высокого уровня (в районе 15-20$ за баррель), многие аналитики
не предсказывали дальнейшего роста9.
Для того чтобы разобраться, проанализируем составляющие этой цены. По
оценкам специалистов Международного энергетического агентства (МЭА),
уровень предельных издержек по всему объему нефти, добытому в 2008 году,
находится в диапазоне 5-30$ за баррель. Труднодобывамые запасы нефти (из
битуминозных сланцев, газа и угля, из-под арктических льдов и др.) находятся
на уровни 40-110$. Стоит отметить, что цены в этот промежуток времени
достигали 130$ за баррель и даже выше, и, несмотря на их спад во время
мирового финансового кризиса, вновь вернулись на уровень выше 100$ к 2010
году.
Следующая составляющая, которую нельзя сбрасывать со счетов –
политическая. В одном из интервью (апрель 2011 года) А. А. Конопляник,
профессор РГУ нефти и газа им. Губкина, озвучил заявление министра нефти
Саудовской Аравии Али Аль-Наими о том, что равновесная цена на рынке
нефти оставляет 60-80$10. Страны экспортеры в целом заинтересованы в
высоких ценах на нефтепродукты, которые позволят им реализовывать
различные социальные программы и реформы, обеспечивать стабильный
экономический рост.
Начиная с 80-х гг., все возрастающую роль на нефтяном рынке начинают
играть хеджеры и спекулянты. По данным Комиссии по торговле товарносырьевыми фьючерсами США, число позиций, открытых на NYMEX с января
2004 года по ноябрь 2008 года увеличилась с 900 тыс. до 3.3 млн. В 2003 году
был отменен запрет на использование институциональными инвесторами
собственных средств в рискованных сделках, активно развивалась электронная
Пипер Н., Бюшеманн К.-Х. «Третий нефтяной шок» // Промышленные ведомости №7, июль 2008
Миркин Я. «Анатомия цены на нефть: она только на треть зависит от спроса и предложения» // Журнал Forbes
от 18.04.2014
9
«World Crude Oil Prices» ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION EIA (Управление по энергетической
информации Минэнерго США . Еженедельные данные управления по энергетической информации)
10
Конопляник А. О ценах на нефть и нефтяных деривативах // Экономические стратегии, 2009, №2
189
7
8
биржевая торговля, все больший интерес с сырьевым рынкам проявлял и Китай
и Индия – все это привело подогреванию интереса к этому сектору и к потоку
спекулятивных денег, повлекший еще больший рост котировок.
Кроме того, на рубеже 21 века стало расти потребление нефти благодаря
развивающимся странам и странам с переходной экономикой (в основном
Китай и Индия), и потребление нефти стало превышать ее производство11.
Нефть стала дефицитным товаром, а ее котировки стали еще более
волатильными и уязвимыми для спекулятивных атак.
Таким образом, мы видим, что цена на нефть в основном складывается из
следующих показателей: себестоимость добычи, позволяющая покрыть
издержки производителя, политическая составляющая, позволяющая странам
экспортерам сводить бюджет без дефицита и реализовывать различные
социальные и экономические проекты, и спекулятивная составляющая,
связанная с движением производных нефтяных ценных бумаг на ведущих
мировых рынках.
Таким образом, мы видим, что существенная часть нефтяной прибыли,
получаемая экспортерами нефти, является, по сути, фиктивным капиталом.
Отбрасывая затраты на себестоимость и нормальный процент, который берет
государство, оставшиеся средства не представляют никаких материальных
ценностей и не создают дополнительного дохода. И именно эти средства,
превышающие необходимые для покрытия себестоимости и сведения
государственного бюджета по мировой практике и зачисляются в
стабилизационные фонды.
Список литературы
1. Пипер Н., Бюшеманн К.-Х. «Третий нефтяной шок» // Промышленные
ведомости. № 7. Июль 2008.
2. Миркин Я. Анатомия цены на нефть: она только на треть зависит от
спроса и предложения // Журнал Forbes от 18.04.2014.
3. «World Crude Oil Prices» ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
EIA (Управление по энергетической информации Минэнерго США .
Еженедельные данные управления по энергетической информации).
11
Яков Миркин «Анатомия цены на нефть: она только на треть зависит от спроса и предложения» // Журнал
Forbes от 18.04.2014
190
4. Конопляник А. О ценах на нефть и нефтяных деривативах //
Экономические стратегии. 2009. № 2.
5. Миркин Я. Анатомия цены на нефть: она только на треть зависит от
спроса и предложения // Журнал Forbes от 18.04.2014.
А.С. Кирпичников
НИУ ВШЭ, Москва
РОЛЬ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА В ЭКОНОМИКЕ РОССИИ
Нефтегазовая отрасль России с конца 2014 года переживает не лучшие
времена. Цена барреля нефти снизилась с $98,5677 в сентябре 2014г. до
$50,0423 в январе 2015г. Что, по мнению правительства, явилось одним из
сильнейших катализаторов экономического кризиса, который мы переживаем в
данный момент. Новости нефтегазовой отрасли уже давно вошли в топ
обсуждаемых тем в российском обществе. И это не случайно, так как деньги,
вырученные с продажи нефти и газа, составляют львиную долю всех
поступлений в бюджет РФ, а именно, 25% всего бюджета формируется таким
образом.
Становится понятным, что нефтегазовые компании РФ еще долго будут
являться флагманом развития российской экономики. Ключевые игроки
отрасли, компании «Лукойл», «Роснефть», «Татнефть», «Сибнефть» и другие,
продолжают инвестировать в развитие нефтегазовой инфраструктуры во
многих регионах России, в том числе, и в Арктике. Инвестиционные проекты,
которые находятся на контроле правительства РФ, призваны ни только
улучшать экономические показатели самих компаний, но также и показатели
регионов, в которых разворачивается их деятельность. В данной работе я
покажу, на отдельных примерах, взаимосвязь между инфраструктурным
развитием компаний и изменением основных макроэкономических показателей
регионов.
На рис.1 изображена карта нефтяной отрасли России, на которую
нанесены крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы. Большая часть из них
расположена в Центральном, Приволжском, Южном и Уральском федеральных

© Кирпичников А.С., 2015
191
округах. Также, можно увидеть, где расположены действующие месторождения
и те, которые еще планируется разведать и запустить.
На рис.2 представлено географическое размещение газопроводов, заводов
СПГ и крупных газовых месторождений. Основная доля месторождений газа
приходится на Уральский и Сибирский федеральные округа.
В 2012г. добыча полезных ископаемых являлась третьим по величине
фактором валовой добавленной стоимости Российской Федерации: на первом
месте находились оптовая и розничная торговля (18,2%), на втором местеобрабатывающие производства (17,3%). В разрезе раннее упомянутых регионов
процент добавленной стоимости распределялся следующим образом:
Уральский федеральный округ (36,2%), Сибирский федеральный округ (13,2%),
приволжский федеральный округ (12,5%), а Дальневосточный федеральный
округ (27,1%). Данная статистика подтверждает предположение о том, что
деятельность предприятий нефтегазового сектора напрямую влияет на
экономические показатели. Однако, существенный прирост добавленной
стоимости на Дальнем Востоке, при условии, что согласно официальным
данным, там не ведется столь же крупной добычи ископаемых, как и в других
регионах страны, объясняется тем, что дальневосточные газо- и
нефтеперерабатывающие заводы работают с длинным маршрутном плечом,
складывающимся из расстояния от места добычи энергоресурсов до места их
фактической переработки.
Анализируя статистические данные по субъектам Российской Федерации,
можно выявить явную взаимосвязь между высокими показателями валового
регионального продукта в регионах и ведущими в них свою деятельность
российскими нефтегазовыми компаниями. Так, в Приволжском федеральном
округе самые высокие показатели по ВРП в 2012г. показали республика
Татарстан и Башкортостан, 1.436 млрд. руб. и 1.154 млрд. руб., соответственно.
В данных республиках ведут свою деятельность крупнейшие нефтяные
компании «Татнефть» и «Башнефть». Другим примером, подтверждающим
существование данной взаимосвязи, может являться Тюменская область, в
которой работает компания «Сибнефть». И, валовый продукт данной области
составил в том же году, приблизительно, 65% ВРП всего Уральского
Федерального округа.
Проведенное исследование подтверждает тезис, высказанный раннее, о
том, что развитие многих регионов зависит от функционирования нефтегазовых
192
компаний. Те регионы, в которых подобные компании выстроили свою
промышленную инфраструктуру, имеют очень высокие экономические
показатели. И в период кризиса данное исследование становится еще более
актуальным, так как цены находятся на своих минимальных значениях, что
заставляет нефтегазовые компании искать новых партнеров и инвестировать в
новые девелоперские проекты, в других регионах нашей страны, с целью
диверсификации своего бизнеса.
Рис.1
Рис.2
Список литературы
• http://www.finmarket.ru/news/3813199
• http://www.minenergo.gov.ru/activity/statistic/
• http://www.gks.ru/free_doc/new_site/business/prom/tab..
193
• http://www.gks.ru/free_doc/new_site/vvp/vrp98-12.xls
• http://www.gks.ru/free_doc/new_site/vvp/otr-stru12.xls
• http://minenergo.gov.ru/press/doklady/14507.html
А.В. Кузнецов
Национальный исследовательский университет
Высшая школа экономики, г. Москва
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
1. Нефтегазовый комплекс играет довольно ключевую роль в развитии
экономики Российской Федерации. Текущий спрос на энергоносители России
остается
достаточно
стабильным,
несмотря
на
обострившуюся
внешнеполитическую ситуацию. Сегодня нефтегазовый сектор представлен
перспективными и конкурентоспособными компаниями, которые полностью
обеспечивают потребности страны в газе, нефти и других нефтепродуктах.
Результаты работы нефтегазовых отраслей имеют непосредственное влияние на
состояние платежного баланса страны, а также на поддержание курса
национальной валюты. Стоит отметить, что российский шельф содержит до 25
% всех неоткрытых мировых запасов нефти и газа. В связи с введением санкций
в отношении ведущих отечественных нефтегазовых компаний, такие
организации как «Лукойл», «Роснефть», «Газпром нефть», потеряв уверенность
инвестиций в дорогостоящие проекты, вынуждены прилагать большие усилия
для доступа к технологиям и финансовым средствам для осуществления
эффективной геологоразведки в труднодоступных регионах, к примеру, в
Арктике или Восточной Сибири. Нестабильная ситуация присутствует и в
ценообразовании нефтепродуктов, поскольку в последнее время наблюдается
продолжительный рост инфляции и активная налоговая политика государства в
отношении российского нефтегазового комплекса. Для устойчивого развития в
столь сложных условиях ряд компаний прибегают к реализации своих
ключевых проектов в газовой сфере. Так, «Роснефть» создала масштабный
газовый бизнес в регионах Западной Сибири, Дальнего Востока и Волго-Урала

© Кузнецов А.В., 2015
194
за последние 2 года и стала третьим по размеру производителем газа в России.
Инвестиции «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в газовые проекты в Узбекистане сделали
компанию крупнейшим инвестором в стране.
2. С учетом значительного влияния нефтегазового сектора экономики на
ВВП страны, государство использует ряд мер для стабилизации ситуации.
Снижение экспортных пошлин на нефтепродукты в рамках налогового маневра
приведет к повышению эффективности экспорта, но в то же время будет
спровоцирован рост цен на нефтепродукты на внутреннем рынке. Таким
образом, сохранение налоговой нагрузки в отрасли на прежнем уровне и
поддержание уровня цен в пределах инфляции при снижении экспортных
пошлин и увеличении ставки НДПИ вряд ли будет достигнуто в условиях
колебания мировых цен на нефть. В условиях колебания цен на нефть и
отсутствия доступа к западным рынкам капитала рыночная капитализация
нефтяных компаний сильно зависит от долговой нагрузки и ожидаемой
динамики добычи. В ближайшее время сохранится тенденция плавного
снижения добычи нефти, что потребует корректировки бюджетов компаний
нефтегазового сектора. Компании вынуждены будут искать доступ к тем
ресурсам, которые могли бы компенсировать падение добычи. Постепенно
снижается количество крупных месторождений, обладающие наиболее
удобным и выгодным местоположением для разработки, тем самым
увеличиваются издержки компаний на геологоразведку. Некоторые игроки
российского нефтегазового рынка уже сейчас рассматривают возможность
интеграции с азиатскими партнерами как перспективу для дальнейшего
взаимовыгодного сотрудничества и развития. К примеру, компания «Роснефть»
и китайская CNPC подписали соглашение о приобретении 10%-й доли в
«Ванкорнефти». Это позволит российской стороне увеличить прибыль за счет
дополнительного рынка сбыта, а китайской стороне – увеличить активы
компании. Строительство НПЗ в Китае позволило бы обеспечить
прогнозируемый рост потребления нефтепродуктов как в Дальневосточном
федеральном округе, так и на экспортных рынках азиатско – тихоокеанского
региона.
3. В свете последних событий представители нефтегазового комплекса
России вынуждены оптимизировать стратегии развития своих компаний. В
качестве инструментов регулирования таких стратегий выступают совместные
международные проекты с такими компания как Shell, Total, Chevron,
195
увеличение производительности текущих сотрудников, оптимизация затрат на
существующие проекты, поддержка со стороны государства. Создание мелких
и средних нефтегазовых компаний при поддержке Правительства и научноисследовательских университетов способствовало бы передаче ряда
неэффективных месторождений крупных компаний в руки мелких игроков.
Такая инициатива позволила бы увеличить число реализуемых нефтегазовых
проектов, а также улучшить ситуацию в отношениях между представителями
малого и среднего бизнеса, государства и крупных компаний. Участие научноисследовательских университетов в деятельности отраслей нефтегазовой
промышленности способствовало бы увеличению эффективности текущих
проектов и созданию дополнительных площадок для ведения научной
деятельности.
Д.П. Пак
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
УПРАВЛЕНИЕ ВИРТУАЛЬНОЙ КОМАНДОЙ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ
ГЛОБАЛЬНЫХ ПРОЕКТОВ
Группа специалистов из London Business School исследовала работу более
чем 1500 участников и лидеров 55 виртуальных команд из 15 европейских и
американских транснациональных корпораций. Благодаря полученным
результатам выделили общие черты и методы работы успешных виртуальных
команд и их участников, а на основе их вывели правила организации
эффективной работы виртуальной команды. Далее был выведен набор правил
работы с виртуальными командами. Чтобы удостоверится в этом, можно
сравнить выводы данного исследования по работе с виртуальными командами с
распространенными рекомендациями по работе с командами, которые
общаются не только через Интернет.
Сравнительная таблица рекомендаций по управлению виртуальными
командами с рекомендациями по управлению не виртуальными командами.
№

Виртуальные команды
Классические команды
© Пак Д.П., 2015
196
п/п
1.
Инвестируйте в онлайн-ресурс, где Участники должны общаться между собой.
участники смогут быстро узнать друг Без этого команда невозможна. Чем
друга.
быстрее участники узнают друг друга, тем
лучше будет для создания команды.
2.
Лучше, если в команде будет несколько Конечно, лучше, если хотя бы несколько
знакомых между собой людей.
человек будут между собой знакомы.
3.
В
команде
должны
быть Коммуникаторы в команде должны быть, а
коммуникаторы, т.е. люди, которые как же иначе.
получают удовольствие от общения.
4.
Создайте ресурс, где члены команды Для общения членов
смогут общаться.
создавать условия.
5.
Поощряйте общение членов команды, В общем, полностью подходит и к обычной
но не регламентируйте слишком этот команде.
процесс.
6.
Делайте команду под цели и задачи, В идеале, любая команда должна строиться
которые будут стимулирующими и под цели и задачи, которые будут
интересными.
стимулирующими и интересными для ее
членов.
7.
Миссия команды должна быть созвучна А как же без этого? Иначе команда не
ценностям ее участников.
получится.
команды
нужно
Получается, что все рекомендации по созданию виртуальных команд от
рекомендаций по созданию не виртуальных команд ничем не отличаются. Но, с
другой стороны, те, кто работает с подобными командами, знает, что управлять
ими намного сложнее. Сказывается разобщенность в пространстве, времени.
Проблема успешного управления
Возникает вопрос: кто из сообществ в Интернете имеет опыт успешного
создания виртуальных команд для применения их опыта в бизнес-командах? И
есть ли таковой?
В книге Джейсона Фрайда и Дэвида Ханссона «Remote. Офис не
обязателен». В примечании к ней авторы вспоминают, как в конце февраля
2013 года компания Yahoo объявила об отказе от программы удаленной работы,
что вызвало в обществе жаркую дискуссию по вопросам распределения. Это
показывает что, несмотря на современное развитие коммуникационных
технологий, и соответствующего инструментария, споры о том, насколько
эффективны распределенные команды по сравнению с обычными (co-located)
197
командами, не утихают. И они вряд ли утихнут до тех пор, пока уровень
развития технологий не позволит создавать абсолютную имитацию
физического присутствия, работающих удаленно участников команды.
Новый взгляд на проблему
К успешному примеру виртуальных команд можно отнести сообщества
геймеров. (Геймер (англ. gamer) — человек, играющий в компьютерные игры.)
Рекомендации по созданию успешных геймерских команд начинаются с их
лидеров. Какой должен быть лидер виртуальной команды? «Лидер должен
стать примером для игроков. Не сдавайтесь ни при каких обстоятельствах,
умейте вести за собой свою команду. Ставьте успех своего клана всегда выше
собственных амбиций. Не поддавайтесь на провокации — идите вместе со
своей командой только вперед. Умейте быстро принимать верное решение, ведь
враги только и ждут того, чтобы вы совершили роковую ошибку».
Что можно взять лидеру бизнес команд на вооружение? Он должен быть
примером, особенно это важно для виртуальных команд. Чем дальше лидер, он
же руководитель команды, тем сложнее ему руководить. Только
менеджерскими приемами не обойтись. Необходимы лидерские приемы. Их мы
и находим в рекомендациях у геймеров. Это умение вести за собой, принимать
верные решения и не сдаваться ни при каких обстоятельствах. И, конечно,
важнейшее свойство лидера успешной виртуальной команды – ставить успех
команды выше собственных амбиций.
В 1972 году американский исследователь Джек Ниллес предложил термин
«телеработа», после чего началось развитие виртуальных фирм как
нестандартной формы организации бизнеса. Среди тех, кто активно применяет
подобную практику сегодня: American Express, Adobe, Airbus Industries,
Siemens, Microsoft, Google, Corel, IBM, DELL, eBay, Hewlett-Packard и сотни
других известных и менее известных компаний. Какие проблемы в управлении
персоналом таит в себе виртуальная форма организации бизнеса?
В виртуальной компании физический офис является лишь
вспомогательным пунктом, а большая часть проектов перенесена в виртуальное
пространство, где ведутся переговоры, решаются текущие задачи,
разрабатываются дальнейшие организационные стратегии. У сотрудников
такой компании появляется возможность не приходить ежедневно в офис на
работу, а, используя доступ к сети Интернет, вести свои проекты, решать
текущие вопросы, не выходя из собственного дома. Такая особенность
198
виртуальных фирм порождает ряд серьезных проблем в управлении
поведением сотрудников, работающих на расстоянии. К этим проблемам можно
добавить проблемы управления творческими работниками, так как по данным
консалтинговых агентств, сегодня значительная часть виртуальных работников
(не принимая во внимание программистов) насчитывается среди
мультипликаторов,
иллюстраторов,
художников,
проектировщиков,
журналистов, редакторов, аналитиков, фотографов, переводчиков — то есть
среди людей творческих профессий. Изменчивость и непостоянность
виртуальных компаний, сложность ежеминутного контроля дистанционного
сотрудника, трудность в создании единого духа рабочей команды требует от
телеработника ряда необходимых качеств и способностей: гибкости,
готовности к новым проектам и выполнению новых задач, умению работать в
условиях неопределенности, высокого профессионализма, интеллектуального
потенциала, ответственности, стрессоустойчивости. Кроме того, от таких
сотрудников требуются: умение делать выбор в пользу того или иного решения,
способность выбирать наиболее и наименее важные дела, умение расставлять
приоритеты в свой работе. Кандидат в виртуальную команду должен быть
самоорганизован, ответственен, самоориентирован. Он должен строго
соответствовать основным требованиям бизнеса и быстро реагировать на
изменения новой среды, уметь не только использовать современные
технологии, но и эффективно функционировать в обстановке, где важную роль
играют воображение и творческие способности. Виртуальные организации
обладают большим потенциалом, но для того чтобы его реализовать, от
работников требуется более высокое мастерство, чем при традиционной
организации бизнеса.
Список литературы
1. Remote: Office Not Required David Heinemeier Hansson and Jason Fried.
Crown Business ISSN 0000-0019.
2. Managing Telework: Strategies for Managing the Virtual Workforce by Jack
M. Nilles.
3. Highsmith, J.A. (2004), Agile Project Management: Creating Innovative
Products, Addison-Wesley, London., All Saints Library 005.12HIG
4. Meredith, J.R. and Mantel, S.J. (2009), Project Management: A Managerial
Approach, (7/e), John Wiley and Sons, Inc. All Saints Library 658.404MER
199
5. Lientz, B. and Rea, K.P. (2002), Project Management for the 21st Century,
London Academic Press, San Diego., All Saints Library 658.404LIE
6. Maylor, H. (2010), Project management, FT Prentice Hall, Harlow, England., All Saints Library 658.404MAY
Д.А. Петухов
Пермский государственный национальный
исследовательский университет, г. Пермь
РОЛЬ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА В ЭКОНОМИКЕ РОССИИ
В статье рассматривается значение нефтегазовой отрасли для российской
экономики. Проведен анализ текущего состояния нефтяной и газовой
промышленности, оценен их удельный вес в структуре российского ВВП и
количество налоговых поступлений от крупнейших компаний в бюджеты
различного уровня. По результатам исследования были выявлены проблемы, с
которыми может столкнуться российская экономика в результате падения
мировых цен на нефть, ухудшения конъюнктуры сырьевых рынков и
обострения кризисных явлений в мировой экономике.
"Россия - это бензоколонка, прикидывающаяся страной", - такую
характеристику российской экономике дал американский сенатор Джон
Маккейн, говоря о введении новых санкций против нашей страны.
Политически ангажированное высказывание о зависимости российской
экономической системы от нефти и газа, а, соответственно, и от цен на эти
полезные ископаемые заинтересовало автора данной статьи и заставило глубже
исследовать эту тему и по-другому взглянуть на «ресурсное проклятие»
отечественной экономики.
Ни для кого не секрет, что экономика России держится на экспорте
продукции нефтегазового комплекса. Масштабная добыча и рост цен на эти
энергоресурсы в первом десятилетии XXI века позволили нашему государству
максимально быстро восстановиться после глубочайшего структурного кризиса
90-х, «поднять из руин» и обеспечить эффективное функционирование менее

© Петухов Д.А., 2015
200
прибыльных отраслей хозяйства, а также безболезненно пройти финансовый
кризис 2008 года.
По данным платежного баланса РФ за 2014 год, сырая нефть,
нефтепродукты и природный газ составляют 60-65 % в структуре товарного
экспорта. В 2013 году нефтегазовые доходы пополнили федеральный бюджет
РФ на 6534 млрд рублей (50,2% доходов бюджета). За период 1999-2014
нефтегазовые доходы в структуре доходной части российского бюджета
выросли в 9,5 раз (при этом добыча нефти увеличилась на 60-70% а газа на
10%). Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), который платят
компании, добывающие минеральное сырье, составил 35,9% в структуре всех
налоговых поступлений. Добыча нефти и газа составляет 10,2% ВВП России
(2014 г.).
Прошедший год, отметившийся резким снижением цен на черное золото,
финансовыми проблемами и санкциями со стороны европейского сообщества,
стал новым вызовом для нефтегазового сектора экономики. Тем не менее,
отрасль пока удачно справляется с трудностями. Даже не смотря на то, что цена
на нефть марки Urals во втором полугодии 2014 года снизилась в 2 раза - с 110
долларов за баррель до 45 долларов за баррель, нефтяникам все равно удалось
выдержать объемы производства и экспорта своей продукции. В 2014 году из
недр было извлечено 526 млн. тонн нефти и газового конденсата (это на 0,7%
выше показателя 2013 года). Среднесуточная добыча за год составила 10,578
млн баррелей и это рекордный показатель за весь постсоветский период.
Крупнейшими нефтедобытчиками являются 8 игроков – Роснефть (на
компанию приходится 36% всей добытой нефти), Лукойл (17%),
Сургутнефтегаз (12%), Газпром нефть, Татнефть, Башнефть, Славнефть и
Русснефть. Добыча газа в прошедшем году ненамного снизилась (на 4,2%) и
составила 640 млрд. куб. м. газа.
Нефтегазовый комплекс России является не только важнейшим с точки
зрения экспорта и уплаты налогов. Нефтегазовая отрасль обладает высоким
мультипликативным эффектом и оказывает существенное влияние на смежные
и сопряженные отрасли российской экономики. По различным оценкам и
методикам подсчета «нефтегазовый» мультипликатор в РФ находится в
диапазоне от 1,7 до 2, что соответствует уровню промышленно развитых стран.
Это означает, что каждый вложенный рубль в нефтегазовом секторе приводит к
удвоению доходов в смежных отраслях: в транспортной, строительной,
201
металлообрабатывающей, машиностроительной. Косвенный эффект этого
мультипликатора проявляется в росте налогооблагаемой базы, увеличению
численности занятых (по состоянию на 2014 год на нефтегазовый комплекс
приходилось 1% всех занятых в экономике, но с учетом мультипликативного
эффекта количество занятых увеличивается в несколько раз). Кроме того,
предприятия нефтегазового сектора создают спрос на высокотехнологичную
продукцию и наукоемкую продукцию.
По словам экс-министра финансов Алексея Кудрина, нефтегазовая модель
развития экономики России полностью исчерпала себя. Отрасль перестала быть
локомотивом российской экономики и требуется поиск новых источников
обеспечения экономического роста. Стагнация экономики и кризис 2014 года, в
который наша страна постепенно погружается, должны стать тем самым
переломным моментом, когда будут найдены новые факторы роста, когда
российская экономика избавится от голландской болезни и ресурсного
проклятия. Но нефтегазовый комплекс никуда не исчезнет, он будет оставаться
той устойчивой базой, которая будет помогать другим отраслям. Даже при
закрытии внешних финансовых рынков, при запрете на ввоз технологий, при
низких ценах на нефть, российский нефтегазовый комплекс останется на
главной роли в экономике России.
Список литературы
1. Набережнов Г. Россия вопреки санкциям добыла рекордный объем
нефти
со
времен
СССР
//
РБК.
2015.
URL:
http://top.rbc.ru/economics/02/01/2015/54a694959a794733d07faecc
(дата
обращения: 15.02.2015).
2. Ларченко А.В. Лекция 2. Природные предпосылки социальноэкономического
развития
России
//
gendocs.ru.
2011
г.
URL:
http://www.gendocs.ru/v25824/?download=2 (дата обращения: 15.02.2015).
3. Громов А., Куричев Н. «Витязь» на распутье // Нефть России. - 2012. №1. - С. 19-23.
202
О.А. Пономарева
НИУ "Высшая Школы Экономики", г. Пермь
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
Уровень мировых цен на нефть является наиважнейшим внешним
фактором, определяющим государственный бюджет, платежный баланс и
состояние экономики. Стоимость нефти на мировых рынках непосредственно
влияет на торговый баланс и государственные доходы страны и определяет
развитие нефтегазового и других секторов экономики. В данной связи
возникает проблема создания наиболее эффективного нефтяного рынка,
который непосредственно связан с механизмами ценообразования на мировом
нефтяном рынке.
Впервые использованный мексиканской национальной нефтяной
компанией PEMEX в 1986 г., рыночный способ ценообразования широко
распространился и в других нефтеэкспортирующих странах и до сих пор
является основным методом ценообразования в мировой торговле сырой
нефтью. На современном этапе на мировом рынке нефти выделяют биржевое
ценообразование и внебиржевой рынок.
На сегодняшний день преобладающую часть совершаемых на бирже
сделок составляют спекулятивные операции с фиктивным товаром и хеджконтракты. В отличие от спотовой цены на нефть стоимость фьючерсных
контрактов определяется не столько соотношением спроса и предложения,
сколько ожиданиями участников сделки относительно будущей конъюнктуры
рынка: динамики производства и потребления, мировой экономической и
политической ситуации, намерениях других игроков рынка. Любые
происходящие события и информационные сигналы мгновенно находят свое
отражение в изменении цен на нефть, что обуславливает высокую
волатильность фьючерсного рынка. На данный момент крупнейшими

© Пономарева О.А., 2015
203
нефтяными биржами являются ICE и NYMEX, на которых торгуются
стандартизированные маркерные сорта нефти –West Texas Intermediate (WTI), и
Brent (рис. 1).
Рис. 1. Ценовая динамика WTI и Brent, 1990-2012
На внебиржевом рынке все различия в характеристиках того или иного
сорта (плотности, парафиновым добавкам и т.д.) учитываются в стоимости
данного сорта. Ориентированием для определения цен служат котируемые на
рынке маркерные сорта. Стандартом для стран-членов ОПЕК является так
называемая «корзина» ОПЕК (OPEC Reference Basket of crudes), включающая в
себя пропорционально объемам добычи основные сорта нефти, добываемые
членами картеля. Стоимость «корзины» ОПЕК определяется ситуацией на
нефтяном рынке (рис.2). Историческим максимумом для «корзины» ОПЕК
является ценовая отметка.
Рис. 2. Стоимость нефтяной «корзины» ОПЕК, 2000-2013
204
В целом, можно сказать, что сложились предпоссылки мирового рынка
нефти для усиления контроля над механизмами биожевого и внебиржевого
ценообразования. Таким образом, для создания наиболее эффективного
нефтяного рынка и установления цен нефти необходимо использовать
следующий алгоритм:
 собрать информацию о ценах и характеристиках товара на мировом
рынке;
 составить конкурентный лист;
 сопоставить цены по коммерческим параметрам — по валюте, времени,
условиям поставки;
 посчитать среднерыночную цену;
 установить собственную цену.
В заключение, необходимо сказать, что мировой рынок нефти
представляет собой сложный механизм ценообразования, причем два
механизма биржевого и внебиржевого ценообразования находятся в
постоянном противоборстве и оказывают друг на друга значительное влияние.
Список литературы
1. Баздникин А.С. Цены и ценообразование. М.: Юрайт, 2010.-384с.
2. Жуков С.В., Копытин И.А., Масленников А.О. Интеграция нефтяного и
финансового рынков и сдвиги в ценообразовании на нефть. М.: Институт
народнохозяйственного прогнозирования РАН, 2012.-155с.
3. Электронная статья «Мировой нефтяной рынок и особенности его
ценообразования».
–
Режим
доступа:
http://www.vestnik.sseu.ru/view_pdf.php?pdf=4783
4. Электронный портал статистических данных «Statista.com». – Режим
доступа: http://www.statista.com/statistics/209641/average-annual-spot-price-of-wtiand-brent-crude-oil/
5. Официальный сайт ОПЕК
opec.org. – Режим доступа:
http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm
205
М.У. Рабаев
Уфимский государственный нефтяной
технический университет, г. Уфа
АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ В УСЛОВИЯХ САНКЦИИ
Каждый новый день преподносит буквально тающие на глазах цены на
нефть марки Brent, что, несомненно, скажется на уровне внутреннего валового
продукта России в будущем. Такова цена высокой зависимости внутреннего
валового продукта от экспорта сырьевых ресурсов, чья доля в российской
экономике занимает порядка 21%.[1] Однако, дело не только в скоропостижном
падении цен на энергоносители. Еще один фактор, создающий очень непростое
положение в отрасли - эффект от принятых Европейским Союзом и США
санкций, основанных на точечных мерах воздействия. Одной из таких точек
явилось давление непосредственно на саму нефтегазовую отрасль России с тем,
чтобы сократить объемы добычи углеводородов и, соответственно, доходы
государства.
Нефтегазовую
отрасль
затронули
запреты
на
поставку
специализированного оборудования и технологий, прежде всего для разработки
трудноизвлекаемых запасов. Необходимо ясно понимать, что объем таких
запасов составляет более 50% разведанных запасов нефти в России.[2] Целью
данных санкций являются не нынешние добывающие проекты, а
перспективные, на которых нефть и газ могли бы добываться через несколько
лет, компенсируя снижающуюся добычу на работающих месторождениях.
При этом зависимость таких проектов от зарубежных технологий и
оборудования довольно высока. Опора на иностранные компании в российских
проектах, связанных с горизонтальным бурением, составляет 56%, а в области
технологий гидроразрыва пласта зависимость практически полная – 93%.[3]
Впрочем, проблемы добычи нефти возникли не сегодня. И о них
специалисты предупреждали давно. Именно поэтому с каждым днем все чаще в
политических и деловых кругах можно услышать такой термин, как

© Рабаев М.У., 2015
206
«импортозамещение». Важно отметить, что в условиях финансовой
стесненности, процесс импортозамещения, как и санкции, должен быть
точечным, и затрагивать критически важные для развития в среднесрочной
перспективе
нефтегазового
сектора
технологии
и
оборудования,
представленные на диаграмме 1.[4]
Диаграмма 1
Доля иностранного оборудования и технологии в нефтегазовой отрасли
20%
Трубы и
металлоконструкция
40%
Арматура
60%
Насосно-компрессорное
оборудование
80%
Турбины, котельное
оборудование и пр.
100%
Программное
обеспечение
Из приведенной выше диаграммы видно, что догонять нужно в сфере
высокотехнологичной компьютерной продукции и программного обеспечения,
инвестируя средства в перспективные российские научно-исследовательские
институты, обеспечивая контроль над ведением разработок, как со стороны
государства, так и со стороны заинтересованных вертикально-интегрированных
нефтяных компании, с целью повышения их качества и применимости в
суровых реалиях. Особенно стоит подчеркнуть вакуум, образовавшийся в
области
передовых
программных
продуктов
геологического
и
гидродинамического моделирования, а также проектирования скважин. А
предприятия, производящие арматуру, насосно-компрессорное оборудование
зависят, в частности, от производимых за рубежом качественных частей,
используемых при сборке конечного продукта. Соответственно, логичными
будут меры, по замещению и одновременно, повышению качества
производимых на территории Таможенного союза аналогичных изделий.
При таком подходе топливно-энергетический комплекс перейдет из
разряда наполняющих бюджет, в разряд драйвера экономического развития
страны, где финальной точкой всех импортозамещающих мер станет
конкурентоспособность и последующий экспорт продукции и услуг
приоритетных секторов на внешние рынки.
Данный доклад является анализом текущего состояния нефтегазовой
отрасли Российской Федерации, работающей в условиях сильного напряжения.
В результате были выявлены основные причины, влияющие на ухудшение
финансового положения и темпов её развития. Выбор данных причин
207
обосновывается актуальной статистической информацией, полученной из
достоверных источников.
В ходе изучения различной литературы были рассмотрены пути решения
приведенных в докладе причин и проблем возникшего кризиса. Однако
эффективным, на мой взгляд, является метод замещения иностранного
оборудования и технологий.
При детальном рассмотрении политики «импортозамещения» была
определена наиболее эффективная стратегия: поиск самых уязвимых секторов
научной и промышленной деятельности, необходимых для успешного развития
топливно-энергетического комплекса РФ, и, соответственно, разработка
аналогов в данных проекциях своими силами.
В связи с этим, в докладе рекомендуется повысить уровень инвестиции в
научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки, что позволит
не только удержать на прежнем уровне объемы добычи полезных ископаемых,
но и стать конкурентами в области передовых технологий, снизив при этом
долю топливно-энергетического комплекса во внутреннем валовом продукте
страны.
Список литературы
1 Россия в цифрах – 2014 г. / Федеральная служба государственной
статистики.
URL: http://www.gks.ru/bgd/regl/b14_11/Main.htm (дата обращения: 14.02.2015).
2 Доклад по вопросу Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на
период до 2020 года / Министерство энергетики Российской Федерации. URL:
http://minenergo.gov.ru/press/doklady/5548.html (дата обращения: 14.02.2015).
3 Казначеев П.Ф. Санкции замедленного действия, или Россия в нефтяной
ловушке
//
URL:
http://slon.ru/economics/sanktsii_zamedlennogo_deystviya_ili_rossiya_v_neftyanoy_
lovushke-1194826.xhtml (дата обращения: 14.02.2015).
4 Развитие нефтегазового комплекса: новые вызовы и решения /
Министерство энергетики Российской Федерации. URL:
http://minenergo.gov.ru/press/doklady/20212.html (дата обращения: 14.02.2015).
208
О.Е. Савенкова
Всероссийский нефтяной научно-исследовательский
геологоразведочный институт, г. Санкт-Петербург
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ МОДЕРНИЗАЦИИ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ
Нефтегазовый сектор России играет важную роль как в экономическом
развитии страны, так и на мировом энергетическом рынке. Доля нефтегазовых
доходов российского бюджета в 2014 г составила более 50%. На данный
момент нефть и газ являются одним из приоритетных экспортных товаров
России. Быстрый рост добычи нефти и ее крупномасштабный экспорт многие
годы фактически обеспечивал функционирование и развитие менее
прибыльных секторов российской экономики. Кроме того, результаты
деятельности нефтегазового комплекса имеют ключевое значение для
преодоления кризисных явлений.
При этом стоит заметить, что в нефтегазовом комплексе существует ряд
проблем, которые необходимо решать для улучшения работы всего комплекса и
обеспечения стабильного экономического развития страны, в условиях
изменчивой макроэкономической ситуации. К ключевым технологическим
проблемам отрасли относится низкий уровень нефтепереработки, высокий
уровень износа основных фондов в нефтедобыче, снижение коэффициента
нефтеизвлечения [1]. Также наблюдается тенденция ухудшения горногеологических и природно-климатических условий разведки и разработки, рост
удаленности от центров переработки и сбыта. Для решения назревших проблем,
необходимо внедрение инновационных технологий, новых подходов к
решению назревших задач, существенно увеличить инвестиции в отрасль и
пересмотреть фискальную политику государства в отношении нефтегазового
комплекса (НГК).
Неэффективная система налогообложения и высокая степень ее
изменчивости тормозит развитие НГК. Вступивший с 1 января 2015 г.

© Савенкова О.Е., 2015
209
Федеральный закон от 24.11.14 г. № 366-ФЗ «О внесении изменений в часть
вторую Налогового кодекса РФ и отдельные законодательные акты РФ»,
предусматривающий «налоговый маневр», приведет к увеличению налоговой
нагрузке на нефтяную отрасль. Сущность маневра заключается в синхронном
изменении ставок основных налогов: ставки таможенных пошлин на нефть и
нефтепродукты снижаются, ставки на нефть и газовый конденсат повышаются.
Пониженная ставка экспортной пошлины на нефть сделает сырье на
внутреннем рынке более дорогим и приведет к уменьшению доходности НПЗ.
Для простых НПЗ, при сохранении текущей конфигурации, маржа может
упасть на 10–12 долл [2]. США за баррель, что сделает деятельность части из
них убыточной. При более низких ценах на нефть простым заводам может стать
еще тяжелее за счет возможного сокращения дифференциала между
стоимостью экспортной корзины и ценой на сырую нефть. Средняя маржа по
ним может снизиться более существенно.
Переходя к оценке влияния на отрасль, необходимо заметить следующее:
исходя из логики налогового маневра, большее давление на свои финансовые
показатели должны испытать те компании, в структуре выручки которых вес
нефтепереработки больше [3]. И соответственно наоборот, дополнительные
выгоды получают компании, фокусирующиеся на добыче и экспорте нефти. К
первым можно отнести, к примеру, «Башнефть» и «Газпром нефть», ко вторым
— «Сургутнефтегаз» и «Роснефть».
В качестве решения сложившейся ситуации с налогообложением, как одно
из направлений его изменения для нефтегазодобывающих компаний,
предлагается ввести дифференцированный налог в зависимости от
прибыльности, это может быть налог на дополнительный доход (НДД), как
делается во многих развитых странах (Норвегии, Великобритании и США).
Основной принцип НДД заключается в том, что величина налога зависит от
накопленной рентабельности проекта. Чем выше Р-фактор- отношение
накопленных доходов и затрат- тем выше налоговая ставка. При это налоговая
база НДД- это чистый денежный поток от добычи, то есть доходы за вычетом
капитальных и эксплуатационных расходов с возможностью переноса
убытков[5].
НДД имеет ряд достаточно явно выраженных преимуществ по сравнению с
российским с существующей системой налогообложения:
210
 автоматизм расчета данного налога существенно повышает его
объективность. НДД учитывает горно-геологические и экономические условия
добычи углеводородов, так как напрямую связан с экономической
прибыльностью месторождения.
 НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений (нулевой
налог в первые годы добычи, когда осуществляются значительные
капиталовложения).
 НДД учитывает изменение горно-геологических условий добычи в
процессе эксплуатации месторождения, т.е. его истощение (по мере истощения
месторождения налог снижается).
 НДД реагирует на изменение внешних экономических условий
производства - мировых цен (чем ниже цены реализации, тем ниже налог, и
наоборот).
 НДД позволяет достаточно точно прогнозировать эффективность
инвестиционных проектов.
Такой вариант модернизации налогообложения в НГК создаст
благоприятные условия и гарантий для реализации крупных инвестиционных
проектов, способных в будущем обеспечить значительный мультипликативный
эффект; обеспечит становление стабильного налогового режима, не
снижающего экономического и инвестиционного состояния отрасли.
Список литературы
1. К.Н. Овинникова Современное состояние нефтегазового комплекса
России и его проблемы // Известия Томского политехнического университета.
2013. Т. 322. № 6. с. 47-51
2. «Налоговый маневр»: основные параметры и оценка последствий //
Бюллетень Ernst&Young, декабрь 2014
3. А.Мещерин Лихой налоговый вираж //Нефтегазовая вертикаль. 2014. №
20. с. 4-12
4. А.Рубцов, С.Ежов НФР – основа следующего маневра// Нефтегазовая
вертикаль. 2015. № 1. с. 44-48
211
И.Р. Сайфуллин
магистрант 2 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
О НЕКОТОРЫХ ЭЛЕМЕНТАХ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНТЕЛЕКТУАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Анализ текущего состояния нефтегазовой отрасли России показывает, что
интенсивность эксплуатации разбуренных запасов нефти остается очень низкой
по сравнению с лидерами этой отрасли (BP, Shell, Chevron и т.д.). В тоже время,
стоимость ввода запасов в разработку значительно выше конкурентного
уровня, производительность труда ниже конкурентного уровня, а охват
эксплуатационного фонда капитальными ремонтами остается существенно
ниже среднеотраслевого уровня. Существенный прорыв зарубежных
нефтегазовых компаний во многом обусловлен применением самых
современных технологических решений объединенных в единый комплекс,
управляемый высококвалифицированными специалистами и именуемый как
интеллектуальное месторождение (Smart Field, Intelligent Field, и т.п.) [1].
Интеллектуальное месторождение (ИМ) – это система управления
операционной деятельностью активов Нефтедобывающей компании,
построенная на базе формализованной, интегрированной модели активов,
обрабатываемой автоматизированной системой, гарантирующей оптимальное
управление на всех уровнях компании при контроле целей, задаваемых
владельцами актива [2]
Несмотря на все технологические и организационные преимущества,
которые несет в себе набор решений ИМ, основным барьером для внедрения
ИМ является высокие капитальные затраты и сложность в оценке
экономической эффективности внедряемых компонентов [3]. В связи с тем, что
элементы ИМ могут варьироваться в зависимости от стадии разработки

© Сайфуллин И.Р., 2015
212
месторождения, размера месторождения, существующей инфраструктуры, и
производственных потребностей, возникает необходимость в едином подходе к
оценке экономической эффективности внедрения ИМ.
На сегодняшний день отсутствует единый подход к оценке
экономической эффективности внедрения ИМ, что затрудняет оценку
целесообразности и актуальности его внедрения. В результате чего, оценка
экономической эффективности внедрения ИМ сводится к качественной оценке
его отдельных компонентов. К примеру, внедрение ИМ позволяет сократить
время на принятие решений, повысить безопасность эксплуатации
месторождения, повысить надежность эксплуатации оборудования, уменьшить
погрешность планирования операционной деятельности, позволит более
качественно обрабатывать большие массивы данных и т. д. [4]. Таким образом,
экономический эффект от внедрения ИМ трудно оценить в денежном
выражении основываясь только на вышеприведенных качественных
показателях. В связи с этим, автором разработаны предложения по
трансформации подходов к оценке экономической эффективности внедрения
ИМ. Основываясь на том, что целью создания любой коммерческой
организации является генерирование прибыли, во главе экономической
эффекта
от
внедрения
ИМ
стоит
максимизация
стоимости
нефтегазодобывающего (НГД) актива (рис. 1).
Рис. 1. Структурные элементы оценки экономической эффективности ИМ
На следующем этапе данного исследования автором была проведена
работа по выявлению направлений, которые вносят свой вклад в максимизацию
стоимости НГД активов. В результате чего, были выделены три источника
максимизации NPV НГ активов при внедрении решений ИМ: увеличение
добычи, сокращения затрат, и повышение отдачи пласта.
Увеличение добычи может быть обеспечено за счет сокращения потерь в
результате увеличения межремонтного периода и уменьшения количества
213
незапланированных остановок. Более того, интегрированное моделирование
позволяет выявить узкие места во всей системе «пласт–скважина–система
сбора и транспортировки» для оптимизации добычи и использования всего
потенциала месторождения.
Внедрение ИМ позволяет снизить как операционные затраты, так и
капитальные. Сокращение операционных затрат происходит за счет
сокращения расходов на ремонт, материалы, и сервисные услуги. В свою
очередь, данный эффект достигается за счет моделирования режимов работы
оборудования в разных условиях, а также за счет системы контроля работы
оборудования которое не допускает его работу в критическом диапазоне.
Экономия капитальных затрат достигается за счет оптимизации плана бурения
и строительства наземных сооружений. Благодаря интегрированному
моделированию (составная часть ИМ) появляется возможность на этапе
планирования отсекать низкоэффективные инвестиционные проекты.
Повышение отдачи пласта обеспечивается за счет применения
интегрированного моделирования и оптимизации системы разработки
месторождения. В конечном итоге, внедрение решений ИМ позволяет повысить
конечный коэффициент извлечения нефти.
В заключение, необходимо отметить, что определение основных
элементов для оценки ИМ может послужить основой для разработки более
детальной методики оценки экономической эффективности внедрения ИМ.
Список литературы
1. Unneland T. , 2005. “Real-Time Asset Management: From Vision to Engagement – An Operator’s Experience”, SPE 96390
2. Tofig A. AL-Dhubaib, 2011. “Intelligent Fields: Industry’s Frontier & Opportunities”, SPE 141874
3. Pieter K. A., 2011. “ SMART FIELDS: How to generate more value from
hydrocarbon resources”, Advanced data gathering, monitoring and management –
down hole factory
4. Frans G. van den Berg, 2007. “Smart Fields – Optimizing existing Fields”,
SPE 108206
214
А.А. Симонов
Национальный исследовательский университет
«Высшая школа экономики»
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
Для Российской экономики нефтегазовый комплекс играет особую роль:
Россия - самое большое по площади государство на Земле, чья площадь
составляет 11,5 % площади суши. Более 60% территории страны относится к
зоне Крайнего Севера и приравненных к нему территорий (Европейский Север
и почти вся Азиатская часть страны) [1]. На Севере расположено около 80%
промышленных запасов нефти и почти весь добываемых газ [2]. В данный
момент Север представляет собой зону стратегических интересов России. Этот
факт подтверждает и создание арктической бригады войск для защиты
интересов нашего государства у северных границ. Подобная «северность»
страны нуждается в использовании объёмных материальных, финансовых, и
человеческих затрат для поддержания на приемлемом уровне проживания и
хозяйственной деятельности населения в таких неблагоприятных условиях.
Российская нефтегазовая сфера в настоящее время располагает
вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК), которые создавались в
1990-е гг. и (ННК) – независимыми нефтяными компаниями, делящиеся на
средние и малые. Восемь ВИНК добывают более 90% всей нефти и конденсата
в России [3].
При этом стоит отметить, что в нефтегазовом секторе есть множество
проблем, требующих скорейшего решения для улучшения работы всего
сектора.

© Симонов А.А., 2015
215
Во-первых, Россия занимает одно из последних мест в мире по уровню
нефтепереработки. Заводам требуются капитальная реконструкция, так как
степень износа основных фондов превышает 80%. Некоторые из этих заводов
построены ещё в начале 1940-х гг., другие – после войны. Заводы не обладают
большим количеством вторичных процессов, углубляющих переработку нефти
и занимающих 10% по отношению к первичным, отсюда и большие отходы,
низкий выход светлых продуктов [4]. Основной причиной подобной ситуации
является длительная ориентация этой подотрасли на первичные процессы
переработки и максимизацию производства мазута. Всего 27 заводов (НПЗ) и 6
специализированных заводов по выпуску специальных масел и смазок
действуют сегодня в составе нефтеперерабатывающей промышленности [5].
Стоит заметить, что в мире ситуация совершенно иная. Почти все
нефтедобывающие страны признают нефтепереработку основной стратегией
компаний. Например, Саудовская Аравия увеличила свои перерабатывающие
мощности на 80%, в США же перерабатывается уже в 2 раза больше нефти, чем
добывается и построено 147 НПЗ [6].
В России же средняя загрузка НПЗ по первичной переработке составляет
примерно 73%. Свою негативную роль сыграли высокие цены на нефть, так как
нефтяным компаниям гораздо выгоднее производить экспорт сырого продукта,
чем его перерабатывать. Стоимость нефтеперерабатывающего завода
составляет от 500 млн до 1,5 млрд долларов, притом от начала строительства до
выхода на самоокупаемость проходит около 10-12 лет [7]. В настоящее время в
условиях относительно низких цен на нефть (45-55$ за баррель) наконец в
России может наметиться тенденция на развитие качественной и сильной
нефтеперерабатывающей
промышленности.
Это
возымеет
мультипликационный эффект на смежные отрасли и ускорение их развития, что
позволит нашей стране меньше зависеть от цены на нефть на мировом рынке.
Во-вторых, в отрасли продолжается снижение коэффициента
нефтеизвлечения (КИН) – основного показателя рационального использования
сырьевой базы нефтегазодобычи. За 40 лет, с 1960 по 2000 гг., КИН с 0,45
снизился до 0, 29, а в результате в недрах остаётся более 70% запасов [8].
И, наконец, хотелось бы отметить острую проблему отставания России от
развитых нефтедобывающих государств по всем основным показателям
инновационной деятельности. Даже при наличии в отрасли огромной массы
примеров инновационного подхода, необходимо признать, что системы
216
управления инновационными процессами отсутствуют и в отдельных
компаниях, и в целом по отрасли и по стране. Не существует критериев, какую
компанию можно называть инновационной, механизмы стимулирования
внедрения новых технологий не разработаны. И это будет иметь серьёзные
последствия для нефтедобывающей промышленности, так как в условиях
действия санкций на запрет использования инновационных технологий
совместно с Западными партнёрами, к примеру, по добыче труднодоступной
арктической нефти заставит Российские компании самим разрабатывать новые
технологии. В противном случае добыча нефти станет нерентабельной, на
горизонте 10-15 лет добыча нефти на зрелых месторождениях серьёзно упадёт,
а заместить их будет нечем.
Из всего этого напрашивается лишь вывод о том, что состояние
нефтегазовой отрасли России оставляет желать лучшего и существует
необходимость в её модернизации. Следует внедрять инновационные
технологии, находить иные подходы к решению существующих задач и
стараться стать ведущей страной в этой области. Нам следует научиться
эффективно использовать природные ресурсы нашей необъятной страны.
Список литературы
1. Глушакова В.Г., Симагин Ю.А. Региональная экономика. Природноресурсные и экологические основы. М.: КНОРУС, 2012. 320 с.
2. Ларичкин Ф.Д. Проблемы изучения и рационального освоения
минерально-сырьевых ресурсов Севера и Арктики. [Эл. ресурс], режим
доступа: http://qps.ru/icRrW
3. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтедобывающая промышленность России
// Бурение и нефть. 2011. № 4. С. 3-8.
4. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П. и др. Экономика
предприятий нефтяной и газовой промышленности. [Эл. ресурс], режим
доступа: http://www.twirpx.com/file/87032/
5. Шмаль Г.И. Экономика и ТЭК сегодня. [Эл. ресурс], режим доступа:
http://www.rusoil.ru
6. Шмаль Г.И. Отношение к нефтегазовому комплексу должно быть
совершенно
иным.
[Эл.ресурс],
режим
доступа:
http://www.koshkindom32.ru/articles/detail.php?ID=15930
7. Капитал страны. [Эл.ресурс], режим доступа: http://www.kapital-rus.ru
217
8. Евпанов Е. Модернизацию экономики нужно начинать с нефтегазового
комплекса // Российская Бизнес-газета. 2011. № 783/1 от 11.01.2011.
К.И. Скворцова
МГУ им.М.В.Ломоносова, Москва
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ КОРПОРАТИВНОГО
УПРАВЛЕНИЯ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ЦЕЛЯХ ПОВЫШЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ПРОИЗВОДСТВА
В данной работе затрагивается актуальность и основные направления
реализации корпоративного
управления технологическим развитием
нефтегазового комплекса.
Нефтегазовая промышленность является лидером в становлении института
корпоративного управления. Именно с нефтегазового комплекса начался
процесс становления крупных вертикально-интегрированных компаний, а
также апробация основных рыночных механизмов и корпоративного
управления. Однако, сейчас современная нефтегазовая промышленность
представляет собой высокотехнологичную отрасль, которая вступила в новый
период технологической конкуренции. Поэтому перед менеджментом сейчас
встает вопрос: какие стратегические инструменты управления использовать в
целях повышения эффективности нефтегазового производства, роста стоимости
компании, а также развития интеллектуального потенциала? В нефтегазовом
комплексе в последнее время происходят изменения, связанные прямо или
косвенно с качеством корпоративного управления. Истощаются месторождения
Западной Сибири и Востока, растет себестоимость добычи нефти и газа, идет
поиск возможностей использования альтернативных источников энергии. Эти
факторы привели к началу процесса сокращения мирового потребления нефти.

© Скворцова К.И., 2015
218
Несмотря на то, что в 2013 году Россия увеличила производство нефти, экспорт
нефти сократился на 2% [1]. Кроме того, 2014 год преподнес новые трудности,
связанные с введенными в отношении России санкциями, а также обвалом
мировых цен на нефть. Санкции привели к остановке поставок зарубежного
высокотехнологичного оборудования, уходу с российского рынка западных
сервисных компаний. Данные тенденции предъявляют особые требования к
совершенствованию корпоративного управления. Действительно, согласно
опросу, проводимому компанией «Делойт» в 2015 году среди руководителей
предприятий нефтегазовой отрасли, из всех стратегических инициатив,
способствующих сохранению конкурентных преимуществ компании, наиболее
важными считают внедрение программ управления эффективностью
деятельности (62%), а также внедрение новейших технологий и инноваций
(52%).
Таблица 1
Стратегические инициативы компаний
Внедрение программ управления…
Внедрение новейших технологий
Эффективное управление…
Привлечение партнеров
Государственно-частное партнерство
Другое
0
62
52
48
24
10
5
10
20
30
40
50
60
70
%
Источник: Опрос руководителей нетегазового сектора 2015 [4].
Главным направлением развития нефтегазового комплекса в условиях
жесткой конкуренции является инноватизация процессов добычи и переработки
нефти и газа. Динамику этого процесса можно отслеживать по ключевым
показателям, представленным ниже.
Таблица 2
Основные показатели добычи топливно-энергетических ископаемых
Показатели
2010
2011
2012
Темп роста к
2010
Инвестиции в основной капитал,
млрд. руб.
1157,9
1390,5
1604,6
38,6%
Финансовые вложения
4975,8
5483,1
3851,1
-22,6%
долгосрочные
659,3
428,1
592,7
-10,1%
краткосрочные
4316,6
5055,0
3258,4
-24,5%
Затраты на технологические
инновации
87,5
65,8
79,5
-9,1%
219
Источник: Российский статистический ежегодник 2013 [3].
Из таблицы видно, что инвестиционная составляющая имеет позитивную
динамику в отличие от инновационной. Сократились долгосрочные
финансовые вложения, а именно они связаны с внедрением инноваций в
производство, а также затраты на технологические инновации.
Таким образом, возникает пробел в стратегическом управлении
технологическим развитием. Зачастую аналитики и менеджеры испытывают
недостаток в комплексном анализе управления технологическим развитием с
учетом специфики освоения углеводородов во всей цепочке генерирования
прибыли, а также недопониманием процессов во всей интегрированной
компании. Так, Россия, несмотря на лидерство в добыче нефти, отстает от
мировых конкурентов по переработке [2].
Однако необходимо понимать приоритеты направления деятельности
компании, так и конкурентную позицию компании. Поэтому была разработана
технологическая концепция развития компании, необходимыми элементами
которой стали технологически ориентированные решения: решения по
исследовательским договорам; лицензионные решения; решения о
сотрудничестве; решения по приобретению компаний.
Кроме того, необходимо выделить этапы технологического менеджмента:
1.Разработка технологической стратегии => 2. Приоритизация потребностей в
технологии в соответствующих сегментах => 3. Определение метода
приобретения технологии => 4. Применение технологии => 5. Анализ
полученного результата с точки зрения прибавочной стоимости.
Технологическая стратегия затрагивает не только производственную
составляющую, а также социальную поддержку персонала, а также экологоинновационное программы.
Таким образом, ориентация на применение новых методологических
положений и принятия стратегических технологических решений позволят
менеджменту современных нефтегазовых компаний повысить эффективность
производства.
Список литературы
1.Гукасян З.О. Нефтегазовый комплекс России: состояние и факторы,
определяющие качество корпоративного управления // Экономика и
предпринимательство. № 1 (ч.3). 2014.
220
2. Синельников А.А. Реализация стратегического подхода к управлению
технологическим развитием нефтегазовой компании // РГУ имени И.М.
Губкина. № 3 (272). 2013.
3. Российский статистический ежегодник, 2013.
4.
http://www.ngv.ru/magazines/article/deloyt-opros-rukovoditeleyneftegazovogo-sektora-2015/
В.А. Соловьев
МГИМО (У) МИД РФ, г. Москва
ОСОБЕННОСТИ ВНЕШНЕЙ ТОРГОВЛИ НЕФТЬЮ И ГАЗОМ
ЯПОНИИ
Рост социально-экономического уровня стран Азии представляется
возможностью для России увеличить уровень доходов
нефтегазовых
компаний,
обеспечить
стабильное
развитие
экономики
страны,
диверсифицировать экспорт. Одной из наиболее быстроразвивающихся стран
Азии является Япония. Выявление особенностей внешней торговли
энергоресурсами данной страны позволит отечественным производителям
определить наиболее приемлемый курс энергетической политики в данном
регионе.
Япония занимает четвертое место в мире по валовому объему экспорта и
импорта, и является вторым по величине потребителем энергии в Азии, после
Китая. В 2014 году потребление нефти составило 4,5 млн. баррелей в сутки, а
газа 116,9 млрд. куб. метров12. Ожидается, что к 2030 году среднегодовой рост
потребления первичной энергии в Японии вырастет на 6%, по сравнению с
нынешним.
Энергобаланс Японии диверсифицирован равномерно, по сравнению с
другими странами в данном регионе. Благодаря этому Японии может гибко
реагировать на изменение мировых цен на энергоносители.
Спрос страны на первичную энергию на 84% обеспечивается за счет
внешних поставок. Япония занимает 2 место в мире после США по импорту

© Соловьев В.А., 2015
12
BP Statistics review of energy 2014
221
сырой нефти, 1 место по импорту сжиженного природного газа (СПГ). Ввозить
приходится 99% нефти и 96% природного газа. В 2013 году общий объем
импорта нефти и газа составил 241 млрд. долларов США.13
Около 90% импорта нефти приходится на Ближний Восток. Основными
экспортерами нефти в Японию являются Саудовская Аравия (28%), Иран
(12%), Катар (11%) и Кувейт (8%). Доля России невелика и ожидается, что в
ближайшее время она увеличит долю своего присутствия.
На рис 1. представлена структура поставок нефти в Японию.
ОАЭ, 22.8
Саудовская
Аравия, 28.2
Иран, 11.9
Прочие, 11.4
Индонезия,
2.7
Катар, 11
Кувейт, 8.3Россия, 3.7
Рис. 1. Структура поставок нефти в Японию (по состоянию на 2008 г.)
Япония занимается первое место в мире по объему импорта природного
газа. Так импорт природного газа в 2013 году составил 123 млрд. куб. метров,
что составляет 12,3% мирового импорта природного газа.14
Основными поставщика природного газа являются США, Австралия,
Россия. На рис. 2 представлена географическая структура нефти и газа Японии.
Мазалия,Тринидад иРоссия,
Оман,3.69
3.44
16.79 Тобаго, 3.44
Катар, 10.29
Индонезия,
17.25
Бруней, 8.11
ОАЭ, 17.25
Австралия,
15.87
Рис. 2. Структура импорта СПГ в Японию по состоянию на 2009 г. 15
13
International trade statistics yearbook, Vol 1, 2014
http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/key-world-energy-statistics-2014.html
15
ИЭС по данным BP Statistical Review of World Energy, June 2010
222
14
Россия вместе входит в пятерку основных поставщиков нефти на рынок
Японии. В 2012 году Россия поставила 7,6 млн. тонн нефти и 0,7 млн. тонн
нефтепродуктов. Основные поставки нефти осуществляли операторы проектов
«Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также «Роснефть».
Рост российского экспорта в Японию будет осуществляться в основном за
счет поставок СПГ. На долю РФ приходится 9% от всего японского импорта
СПГ, что обеспечивает нашей стране четвертое место среди крупнейших его
поставщиков после Австралии (18% импорта), Катара (18%), Малайзии (17%).
Энергодиалог Россия-Япония ведется уже много лет. Японская сторона
заинтересована в развитии энергетического комплекса России на Дальнем
Востоке. Об этом свидетельствует участие японских компаний в нефтегазовых
проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
На 2012 год географическая структура российского экспорта СПГ
следующая: 69,5% от общего объема производства было поставлено в Японию,
0,6% - в Таиланд, 1,7% - в Тайвань, 2,4% - в Китай, 25,7% - в Корею.16
Таким образом, Япония в настоящее время является основным импортёром
российского СПГ, в то время как на такую страну как Китай приходится всего
2%. И совсем на этой диаграмме не присутствует такая огромная
развивающаяся страна АТР как Индия. Таким образом России следует
диверсифицировать систему поставок СПГ внутри региона, снизив экспортную
зависимость СПГ в Японию и увеличить.
Россия сможет увеличить свое участие в импортной структуре
энергоресурсов Японии в основном за счет СПГ, так как вся транспортировка
газа в страну осуществляется по морю на танкерах в сжиженном виде. России
необходимо увеличивать свою долю в топливно-энергетическом балансе
Японии, в противном случае к 2030-50 году она станет менее
конкурентоспособной. По этой причине следует найти такую оптимальную
точку сотрудничества между странами, благодаря которой в России будут
поступать иностранные инвестиции и технологии, а в Японию необходимые
энергоресурсы.
Список литературы
1) BP Statistics review of energy 2014
2) International trade statistics yearbook, Vol 1, 2014
16
http://comtrade.un.org/pb/CommodityPagesNew.aspx?y=2013
223
3) http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/key-worldenergy-statistics-2014.html
4) ИЭС по данным BP Statistical Review of World Energy, June 2010
5) http://comtrade.un.org/pb/CommodityPagesNew.aspx?y=2013
Я.Е. Уракова
студентка 4 курса экономического факультета ПГНИУ,
г. Пермь
О.В. Буторина
к.э.н., доцент кафедры мировой и региональной
экономики, экономической теории ПГНИУ
ВЗАИМОДЕЙСВИЕ НИИ И ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РАМКАХ МЕЖДУНАРОДНЫХ
ИННОВАЦИОННЫХ КЛАСТЕРОВ ПРИ ИНТЕГРАЦИИ РОССИИ
В МИРОВУЮ ЭКОНОМИКУ
В условиях рыночной экономики, когда для достижения успеха
необходима гибкая реакция производства на изменения на рынке,
предприятиям предстоит самостоятельно осуществлять научно-техническое
развитие путем непрерывного ряда нововведений различной радикальности,
что невозможно сделать при взаимной обособленности научно-технических и
производственных организаций. Особенно это актуально для ведущей отрасли
российской экономики – нефтяной промышленности. Каждый раз с изменением
спроса на мировом рынке необходимо осуществлять соответствующие
изменения ассортимента и качества продукции, что требует нововведений в
производственную систему. Сама же производственная система, как правило,
не в состоянии внедрять необходимые нововведения. Они осуществляются

© Уракова Я.Е., Буторина О.В., 2015
224
комплексом подразделений предприятия и внешних организаций – системой
научно-технического развития. Необходимо, чтобы состояние системы
развития соответствовало потребному состоянию производственной системы. В
конечном счете, система научно-технического развития производства для
обеспечения своевременного перевода предприятия на новые технологии и
выпуск новой продукции должна опережать в своем саморазвитии потребности
общества.
В этом плане особенно актуально международное сотрудничество
производственных предприятий, которое осуществляется в рамках
международной интеграции стран-партнеров. Объектом исследования в данной
работе является Европейский союз. Обосновывается это тем, что ЕС является
главным торговым партнером России. На его долю приходится 40% ее
внешнеторгового оборота, против 5%—с США. Европейский союз является
стратегическим партнером России во многих сферах деятельности, в том числе
и в научно-технической. При этом в условиях постоянного развития технологий
и появления новых потребностей на рынке приоритетным направлением
становится научно-техническое сотрудничество.
Наиболее эффективной его формой становится международное
сотрудничество в рамках инновационных кластеров. Приведем классическое
определение М. Портера: «Кластеры – это сконцентрированные по
географическому
признаку
группы
взаимосвязанных
компаний,
специализированных
поставщиков,
поставщиков
услуг,
фирм
в
соответствующих отраслях, а также связанных с их деятельностью организаций
(например, университетов, агентств по стандартизации, торговых объединений)
в определенных областях, конкурирующих, но вместе с тем ведущих
совместную работу». На территории России уже учреждено 25 инновационных
территориально-производственных кластеров. Они работают в сферах
биотехнологий, химической промышленности, нефтехимии, новых материалов,
ядерных и радиационных технологий, информационных технологий и
электроники, фармацевтики, медицинской промышленности, производстве
летательных и космических аппаратов. 14 кластеров включены в первую
группу пилотных кластеров, 11 — во вторую. Кластеры, попавшие в первую
группу, получили субсидии, которые заложены в федеральном бюджете 2013
года в объеме 1,3 миллиарда рублей постановлением Правительства РФ от 6
марта 2013 г. № 188.
225
У некоторых российских кластеров уже есть опыт взаимодействия с
европейскими
партнерами,
в
том
числе
при
посредничестве
Минэкономразвития России. Именно европейский опыт развития такого
эффективного вида межфирменных сетей, как промышленно-инновационные
кластеры, нуждается в подробном рассмотрении с учетом их сотрудничества с
Россией. Одной из важных современных тенденций в Европе является
формирование отраслевых межкластерных сетей. Примером эффективной
межкластерной кооперации с Россией является сотрудничество российских
организаций с кластером промышленной биотехнологии Германии CLIB 2021.
CLIB 2021 – один из самых эффективных кластеров Германии – был основан в
2007 г. для продвижения технологий переработки возобновляемых ресурсов в
новые материалы и биоактивные продукты. В его состав входит свыше 70
членов – академических институтов, малых и средних предприятий, крупных
компаний и корпораций. С момента запуска первых европейских объединений
прошло уже десять лет, в ходе которых сформировался определенный опыт,
развились компетенции и были достигнуты важные результаты.
Установление международных связей с соответствующими европейскими
тематическими платформами, а также с другими национальными и
региональными технологическими сообществами может стать эффективным
инструментом успешного развития российских техплатформ. При этом их
взаимодействие может обеспечиваться инвестиционным вкладом нефтяных
компаний в научные разработки. Взаимовыгодное партнерство осуществляется
за счет интереса двух сторон: разработки инновационных технологий в рамках
научных предприятий и инвестирование в разработки со стороны
нефтедобывающих организаций. В перспективе такие проекты могут быть
поддержаны и на федеральном уровне. С учетом изложенного стратегической
целью является создание комплексной системы поддержки с общим видением,
четко определенными задачами и структурой, включающей в себя
национальное, региональное и институциональное измерения, стейкхолдеров и
механизмы их координации, перечень сервисов и индикаторов, а также систему
мониторинга и оценки.
Е.В. Хайруллин

© Хайруллин Е.В., 2015
226
УГНТУ, Уфа
СТРАХОВАНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
Одним из основных экономических механизмов функционирования
предприятий нефтегазовой отрасли является страхование. Страхование
выступает одним из наиболее востребованных инструментов управления
риском. Его преимущество при прочих равных условиях -относительная
дешевизна (по сравнению с другими способами риск-менеджмента),
обеспечиваемая за счет массовости большинства рисков, принимаемых на
страхование, профессионализации и специализации страховых организаций, а
также уменьшения прямых и косвенных затрат страхователя на управление
риском. Страхование как метод управления риском достаточно легко
вписывается в стратегию фирмы и, как правило, не требует специальных
подразделений в ее организационной структуре.
В России уровень эффективности страхования при управлении рисками
промышленных предприятий не соответствует фактическому уровню страховой
защиты этих рисков. Целый ряд рисков, которых было бы выгоднее
застраховать, сейчас остается без страховой защиты.
Метод страхования наиболее эффективно применять для управления
катастрофическими рисками, строительно-монтажными рисками, огневыми и
экологическими рисками, а также рисками повреждения или угона средств
наземного транспорта. При этом наиболее высокий уровень недострахования
российских предприятий нефтегазовой отрасли отмечается применительно к
рискам D&O, экологическим, катастрофическим, финансовым рискам. Таким
образом, наибольший потенциал роста спроса на страхование связан со
страхованием финансовых и экологических рисков, а также страхованием
D&O.[1]
Традиционно под финансовым риском понимается вероятность
возникновения неблагоприятных финансовых последствий в форме потери
дохода и капитала в ситуации неопределенности условий осуществления
финансовой деятельности предприятия. К основным видам финансовых рисков
относят: риск снижения финансовой устойчивости, риск неплатежеспособности
предприятия, инвестиционный риск, инфляционный риск, процентный риск,
валютный риск, кредитный риск и другие. Таким образом, в процессе
227
страхования, предприятию обеспечивается страховая защита по всем основным
видам его финансовых рисков, при этом объем возмещения негативных
последствий страховщиками не ограничивается – он определяется реальной
стоимостью объекта страхования, страховой суммы и размером уплачиваемой
страховой премии.
Страхование D&O постепенно становится знаком качества для компании.
Наличие полиса говорит о том, что компания не просто доверяет своим
менеджерам, но и подчеркивает, что даже самые невероятные случаи не
повлияют на итоговые результаты их работы. Полис страхования
ответственности директоров включает в себя не только денежное возмещение
вреда, но и различные виды поддержки и сопровождения. Это услуги юристов,
консультантов в различных сферах, а также PR-специалистов. Страховое
покрытие так же может включать расходы на защиту и восстановление деловой
репутации в связи с публикацией негативной информации в социальных
сетях.[2]
Экологические риски связаны с тем, что добиться абсолютной
безопасности производств, в том числе полного исключение их воздействия на
природную среду, не предоставляется возможным. В связи с этим, задача
состоит в снижении рисков и в разработке экономических механизмов
предотвращения ущерба. Одним из таких механизмов является экологическое
страхование, которое осуществляется как страхование ответственности за
аварийное загрязнение окружающей среды, и направлено на обеспечение
экологической безопасности и компенсации убытков третьих лиц.
Современная экономика Российской Федерации характеризуется
повышенным значением нефтегазового комплекса, который относится к
объектам повышенной опасности. Можно констатировать, что нефтегазовый
комплекс – не только один из самых высокоприбыльных, но и крайне
высокорисковый сектор экономики. Тесная увязка риск-менеджмента и
страхования выводит на оптимальный алгоритм управления рисками и
обеспечения безопасности в той мере, в какой это зависит от бизнеса.[3]
Таким образом, страхование обеспечивает предприятиям нефтегазовой
отрасли многостороннюю защиту и позволяет покрыть расходы при
наступлении различного рода убытков, которые могут быть весьма
значительными.
228
Список литературы
1. Комлева Н., Янин А., Самиев П., Страхование в системе рискменеджмента: теория против практики [Электронный ресурс] / Режим доступа:
http://www.raexpert.ru/researches/insurance/risk-insurance.
2. Кремер В., Если начальник начудил [Электронный ресурс] / Российская
Бизнес-газета № 944 от 22 апреля 2014 г. / Режим доступа:
http://www.rg.ru/2014/04/22/polis.html.
3. Воронина Е. П., Страхование в нефтегазовом комплексе – состояние и
перспективы развития [Электронный ресурс] / Журнал Экономика. Налоги.
Право. №2 2012 год / Режим доступа: http://elibrary.ru/item.asp?id=22845605
С.С. Шершень
МГИМО (У) МИД РФ, г. Москва
РОЛЬ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА В ЭКОНОМИКЕ РОССИИ
Роль нефтегазового сектора в российской экономике следует рассмотреть в
динамике его доли в таких макроэкономических показателях, как
государственный бюджет, ВВП и торговый баланс.
Так, доля нефтегазовых доходов в бюджете России непрерывно росла с
2000 по 2006 годы и в последние 5 лет колеблется в коридоре от 46 до 52%:
Таблица 1
РФ17
Доля нефтегазовых доходов в бюджете
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
9,3% 8,9% 14,7% 15,6% 30,2% 42,2% 46,9% 37,2% 47,3% 40,7% 46,1% 49,9% 47,3% 48,1% 51,5%

© Шершень С.С., 2015
17
Составлено автором по материалам доклада Министра энергетики РФ А.В. Новака на Национальном
нефтегазовом форуме: http://minenergo.gov.ru/press/doklady/14507.html 22.03.2013
229
Исходя из показателей документа «Основные направления бюджетной
политики на 2015 год и на плановый период 2016 и 2017 годов» 18, Александр
Новак озвучил, что 2015 году доля нефтегазовых доходов в общей структуре
поступлений в федеральный бюджет составит 51%. В 2016 году планируется
снизить ее до 50,8%, в 2017 году — до 49,6%19. Что касается доли экспортных
поступлений от нефти, газа и нефтепродуктов, в 2013 сложилась следующая
картина:
Таблица 2
сектора20
Зависимость российского ВВП и экспорта от нефтегазового
Сырая нефть Нефтепродукты Природный газ
Доля в ВВП
8%
5%
3%
Доля в экспорте
33%
21%
14%
Всего
17%
68%
На основе полученных данных можно сделать вывод, что сильная
зависимость России от экспорта энергоносителей стала причиной ослабления
курса рубля вслед за падением нефтяных котировок. Алексей Улюкаев признал
существование «правила 3600», согласно которому для балансировки бюджета
цена барреля нефти должна колебаться около отметки 3600 рублей за баррель21.
Тем не менее, даже падение курса рубля практически вдвое не помогло
сбалансировать бюджет: из-за выпадения нефтегазовых доходов Россия доходы
бюджета России снизятся в 2015 году на 2,34 триллиона рублей или на 3,8%
ВВП22. Однако если цены на нефть останутся вдвое ниже уровня 2013 года,
можно прогнозировать и больший спад ВВП, поскольку цены на природный газ
привязаны к нефтяным.
Построив многофакторную математическую модель и скорректировав ее
на прогнозы ведущих инвестбанков23, международных организаций24 и
18
Основные направления бюджетной политики на 2015 год и на плановый период 2016 и 2017 годов:
http://www.minfin.ru/common/upload/library/2014/07/main/ONBP_2015-2017.pdf
19
Интервью Министра Энергетики Александра Новака «Российской газете» http://rg.ru/2015/01/23/novak.html
20
Построено автором на основе данных: Center on global Energy Policy Report “The impact of LNG exports on European security and Russian foreign policy”, September 2014, p.36.
http://energypolicy.columbia.edu/sites/default/files/energy/CGEP_American%20Gas%20to%20the%20Rescue%3F.pd
f
21
Улюкаев: Бюджет не пострадает при цене на нефть около $70 за баррель
http://www.vedomosti.ru/finance/news/36649281/ulyukaev-byudzhet-ne-postradaet-pri-cene-na-neft-okolo-70-za
28.11.14
22
Улюкаев: дефицит федерального бюджета РФ в 2015 г составит 3,8% ВВП
http://ria.ru/economy/20150211/1047104842.html
23
Консенсус-прогноз РБК: в 2015 году доллар будет стоить 57 руб. 21.01.2015
http://top.rbc.ru/finances/21/01/2015/54be7f379a794736d8ed3bb0
230
российских профильных министерств25, я предлагаю следующий консенсуспрогноз:
Таблица 3
Консенсус-прогноз зависимости основных макроэкономических показателей в России
от цены на нефть и влияния санкций.
Сценарии на 2015 год
Пессимистичный Консервативный Оптимистичный
Частичное
Санкции
Ужесточение
Сохранение
снятие
Среднегодовая цена на нефть,
40
60
80
долл/барр
Изменение ВВП
-6,4%
-4,6%
-2,5%
Среднегодовой валютный курс,
85,6
58,2
51,2
руб/ доллар
Следует понимать, что следующие несколько лет будут сложными не
только для российской экономики, но и для нефтегазовых компаний. Как
известно, львиную долю издержек российских НК представляет вовсе не
себестоимость добычи и транспортировки нефти, а выплата НДПИ и
экспортных пошлин.
Разумеется, в условиях снижения выручки нефтяные компании пытаются
снизить свои налоговые обязательства перед государствам, что обсуждалось на
совещании топ-менеджеров нефтяных компаний с А. Новаком26. Там
поднимался и вопрос корректировки ставок НДПИ и экспортных пошлин в
рамках налогового маневра, чья особенность состоит в более медленном
снижении ставок НДПИ по сравнению с экспортными пошлинами при падении
цен на нефть, причем выгода при переносе нагрузки с пошлины на НДПИ
становится нулевой при ценах около $72 за баррель и далее исчезает27. Тем не
менее, ожидать радикальных изменений не стоит, поэтому я прогнозирую
некоторое понижение ставок НДПИ без изменения сути «маневра» касаемо
экспортных пошлин на темные нефтепродукты.
24
Мировой Банк: Прогноз экономического роста России на 2015 и 2016 годы.
http://www.worldbank.org/ru/country/russia
25
Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2015 год и на плановый период
2016-2017 годов (скорректирован 31.01.15)
http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/201409261
10
Нефтяники испугались налогового маневра. 02.02.15.
http://top.rbc.ru/business/02/02/2015/54ce15f49a7947825cf2696d
27
Кто выигрывает от налогового маневра. 05.02.15.
http://daily.rbc.ru/opinions/economics/05/02/2015/54d2617c9a79470ed51aa22e
231
Итак, какие рекомендации можно дать государству для снижения
зависимости от нефтегазового сектора и построения диверсифицированной
экономики в разрезе нефтегазового сектора?
1. Следует развивать импортозамещение, поддерживая отечественные
компании в сфере геологоразведки, нефтесервиса, а также НИОКР в ТЭК,
механизмы господдержки которых я описал в своей статье «Роснефть: как
повлияли санкции на крупнейшего налогоплательщика России»28.
2. По причине исчерпанности существующих месторождений следует
инвестировать в шельфовые проекты, ТРИЗ и месторождения в Восточной
Сибири. Способы заменить западных партнеров компаниями из России или
АТР и необходимость развития новых нефтегазоносных провинций России я
рассмотрел в статье «Перспективно ли освоение нефтегазовых ресурсов
арктического региона29».
3. Ориентироваться на работу с восточными партнерами, чей рынок
является самым быстроразвивающимся и практически лишенным политических
рисков.
4. Продолжить правильную политику отказа от резкого сокращения
инвестпрограмм и персонала, потому что цены на нефть рано или поздно
восстановятся, что даст нефтегазовым компаниям возможность пожать плоды
упорной работы в непростых условиях санкций и низких нефтяных цен.
Список литературы*
Нормативно-правовые акты
1. Основные направления бюджетной политики на 2015 год и на плановый
период
2016
и
2017
годов:
http://www.minfin.ru/common/upload/library/2014/07/main/ONBP_2015-2017.pdf
Отчеты международных организаций и российских органов власти
1. Center on global Energy Policy Report “The impact of LNG exports on European security and Russian foreign policy”, September 2014, p.36.
http://energypolicy.columbia.edu/sites/default/files/energy/CGEP_American%20Gas
%20to%20the%20Rescue%3F.pdf
28
Шершень С.С. «Роснефть: как повлияли санкции на крупнейшего налогоплательщика России». Правовой
журнал «Background», 24.11.2014
29
Шершень С.С. «Перспективно ли освоение нефтегазовых ресурсов арктического региона». 30.01.2015.
Вестник МГИМО, февральский номер (готовится к публикации)
232
2. Мировой Банк: Прогноз экономического роста России на 2015 и 2016
годы. http://www.worldbank.org/ru/country/russia
3. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на
2015 год и на плановый период 2016-2017 годов (скорректирован 31.01.15)
http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/201409261
Интернет-источники
1. Доклада Министра энергетики РФ А.В. Новака на Национальном
нефтегазовом форуме, 22.03.13
http://minenergo.gov.ru/press/doklady/14507.html
2. Интервью Министра Энергетики Александра Новака «Российской
газете», 23.01.15 http://rg.ru/2015/01/23/novak.html
3. Улюкаев: Бюджет не пострадает при цене на нефть около $70 за баррель
http://www.vedomosti.ru/finance/news/36649281/ulyukaev-byudzhet-ne-postradaetpri-cene-na-neft-okolo-70-za
4. Улюкаев: дефицит федерального бюджета РФ в 2015 г составит 3,8%
ВВП. 11.02.15 http://ria.ru/economy/20150211/1047104842.html
5. Консенсус-прогноз РБК: в 2015 году доллар будет стоить 57 руб.
21.01.15 http://top.rbc.ru/finances/21/01/2015/54be7f379a794736d8ed3bb0
6.
Нефтяники
испугались
налогового
маневра.
02.02.15.
http://top.rbc.ru/business/02/02/2015/54ce15f49a7947825cf2696d
7. Кто выигрывает от налогового маневра. 05.02.15.
http://daily.rbc.ru/opinions/economics/05/02/2015/54d2617c9a79470ed51aa22e
Авторские материалы
1. Шершень С.С. «Роснефть: как повлияли санкции на крупнейшего
налогоплательщика России». Правовой журнал «Background», 24.11.2014**
2. Шершень С.С. «Перспективно ли освоение нефтегазовых ресурсов
арктического региона». 30.01.2015. Вестник МГИМО, февральский номер
(готовится к публикации) **
* не входит в число 3 страниц работы, в соответствие с объяснениями Changellenge:
https://vk.com/topic-25758_31511123?offset=80
** приложены к письму вместе с данной статьей и сопроводительным письмом
233
Е.В. Шляпина
Национальный исследовательский университет
«Высшая школа экономики»- Пермский филиал, г. Пермь
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ РЫНКЕ:
МЕХАНИЗМЫ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
Вот уже на протяжении практически целого года главным вопросом для
дискуссий как среди экономистов, так и среди простого населения, хотя бы
немного интересующегося тенденциями мирового развития, является рынок
нефти. Каковы перспективы его развития? Как отреагирует Россия на снижение
цен? Что предпримет ОПЕК? Ситуация на мировом рынке все больше
напоминает игру в шахматы, заставляя задумываться над каждым шагом.
Нефть отличается высокой волатильностью. Все факторы внешней и
внутренней среды потенциально могут повлиять на ее цену. Исключением был
период стабильности 2012-2014 гг. (см. рис. 1), когда на рынке наблюдалась
краткосрочная неэластичность как спроса, так и предложения нефти, - даже при
небольших колебаниях объема спроса и предложения цена могла измениться
значительно.
Рис. 1. Динамика цен на нефть марки Brent, долларов за баррель [3].
Как видно из графика, цена нефти падала с сентября до середины января
2015 г. Помимо роста курса доллара по отношению к остальным валютам (в т.ч.
и к нефти), причиной такого падения может быть небольшой избыток
предложения нефти, а также возросший интерес к добыче сланцевой нефти
(«сланцевая революция»). К падению цен можно привязать множество
факторов, как экономических, так и политических. По-моему мнению,
последние оказывают гораздо более значимое влияние, и, несомненно, роль
«первой скрипки» здесь играет США (об этом чуть позже). Нынешняя ситуация
на рынке нефти повторяет сценарий обвала цен в 2008 г., спровоцированный

© Шляпина Е.В., 2015
234
Саудовской Аравией. Честно говоря, арабов вообще можно назвать королями
всех землетрясений на рынке нефти, которые эгоистично расправляются со
всеми претендентами на трон (ведь фактически обвал цен на нефть в 1984 г. с
28 до 10 долларов [5] разрушил ВПК СССР, а следовательно, обезглавил и
страну в целом). Нашумевшее решение стран ОПЕК от 27.11.14 г. сохранить
квоту на добычу черного золота на уровне 30 миллионов баррелей в день [4],
наряду с действием экономических санкций в третий раз за современную
историю обвалило котировки ниже психологического уровня.
Думаю, многие полагают, что при применении подобного сценария можно
избавиться и от нынешней России как главного конкурента. Да, мы (россияне)
здорово насолили НАТО, укрепившись на Крымском полуострове, однако при
реалиях современного рынка нефти США следует вести себя осторожнее в
переговорах с ОПЕК. Теперь и у Америки есть слабое место – сланцевая нефть.
Да, с одной стороны, это является ее конкурентным преимуществом, а вот с
другой... Добыча сланцевой нефти – очень дорогостоящие мероприятие,
капитальные затраты лишь на разработку месторождения обходятся в 17,5
млрд. долларов в год. По своей природе она не является текучей субстанцией,
поэтому издержки на ее добычу варьируются в районе 70 долл. за баррель (см.
рис. 2). Помимо этого, «продолжительность жизни» месторождения сланцевой
нефти очень мала – ее запасы значительно истощаются уже через полгода,
далее идет значительный спад (см. рис. 2) [2].
Иными словами, темпы развития сланцевой революции, начавшейся в 2012
году, во многом зависят от мировой цены на нефть (см. рис. 3), а при
длительном удержании искусственно низких цен стимулы для инвестиций в
столь дорогостоящее мероприятие снизятся значительно, и Америка рискует
попасть в свой же капкан.
235
Рис. 2. Издержи на добычу сланцевой нефти и кривая продуктивного
пояса нефтяной залежи [2].
Рис. 3. Прогноз производства сланцевой нефти в зависимости от цен на североморскую
смесь нефти марки Brent [1].
Подводя итоги, могу предположить, что цена на нефть вернется к уровню
~ 100 долл. за баррель уже через 2-3 года, так как в долгосрочной перспективе
подобные шоки могут негативно сказаться на всех участниках сговора. К тому
же, растущую потребность в топливе (в т.ч. Китай, Индия) необходимо
удовлетворить за счет ограниченного ресурса – чем ближе человечество
подвигается к истощению ресурсов, тем дороже придется платить за них.
Список литературы
236
1. 2015 will be extraordinarily tough for oil companies (January, 2015). Available at: http://www.rystadenergy.com/AboutUs/NewsCenter/PressReleases/2015-willbe-extraordinarily-tough-for-oil-companies
2. Investor Update (February 2015), pp.13-18.
Available at:
http://investors.clr.com/phoenix.zhtml?c=197380&p=irol-presentations
3. Нефть
марки
Brent.
[Эл.
ресурс].
Режим
доступа:
https://news.mail.ru/currency.html?type=lme&code=OIL2#lme
4. Премьер: падение мировых цен на нефть стало катастрофическим для
Ирака.
[Эл.
ресурс].
Режим
доступа:
http://ria.ru/economy/20150122/1043829569.html
5. Удастся ли США обрушить рынок нефти по «сценарию Бжезинского —
2». [Эл. ресурс]. Режим доступа: http://www.odnako.org/blogs/udastsya-li-sshaobrushit-rinok-nefti-po-scenariyu-bzhezinskogo-2/
Научное издание
РОССИЙСКАЯ И МИРОВАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ЭКОНОМИКА:
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
Сборник статей
237
Материалы VI Всероссийской студенческой научно-практической
конференции (Пермь 26-27 февраля 2015 г.)
Издается в авторской редакции
Компьютерная верстка О.Н.Беляевой
Подписано в печать Формат 60х84/16.
Усл. печ. л. 14,56. Тираж 70 экз. Заказ
Редакционно-издательский отдел
Пермского государственного национального
исследовательского университета
614990. Пермь, ул. Букирева, 15
Типография
Пермского государственного национального
исследовательского университета
614990. Пермь, ул. Букирева, 15
238