НЕФТЬ И ГАЗ

Рис. 1. Геоинформационная среда в системе управления инвестиционного проекта

11

Рис. 2. Структура построения интегрированной геоинформационной среды

комплекс « МОДЕЛИРОВАНИЯ», реализующий процессы построения моделей технологических объектов и сценариев выполнения инвестиционных проектов;

комплекс «РИСКИ», обеспечивающий построения моделей возникновения и развития проявления неблагоприятных риск-факторов;

комплекс «ВИДЕО», представленный тематическими геопорталами, которые предназначены для визуализации и просмотра геопространственной информации.

Реализация представленного подхода требует подготовки кадров, и, соответствен-но, учебных комплексов, в состав которых входят: учебная литература, программные комплексы, геодезические и геофизические комплексы, обучающие программы и видеокурсы. Составными элементами различных обучающих программ могут служить видеокурсы фирмы «Leica», «Intergraph», НАВГЕОКОМ, СканЭкс, АГИР.

В докладе представлены примеры реализации обучающих учебных циклов, связанных с геоинформационными технологиями, геодезическими, фотограмметрическими и картографическими технологиями геопространственного моделирования в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина [3-6].

Список литературы

1. Clinton William J. Coordinating Geographic Data Aquisition and Access: the National Spatial Data Infrastructure. Executive Order 12906. — Published in the April 13, 1994, edition of the Federal Register, Vol. 59. — Num. 71. — P.17671–17674.

12

2.Положение о получении, использовании и предоставлении геопространственной информации (утв. постановлением Правительства РФ от 28 мая 2007 г. N 326)

3.Аковецкий В.Г. Аэрокосмический мониторинг месторождений нефти и газа. Учебное пособие. М: Недра, 2008., 454 с.

4.Аковецкий В.Г., Парамонов А.Г. Топогеодезическое обеспечение месторождений нефти и газа. Книга 1. Методические основы.

5.Аковецкий В.Г., Парамонов А.Г. Топогеодезическое обеспечение месторождений нефти и газа. Книга 2. Технологические основы

6. Аэрокосмический мониторинг объектов нефтегазового комплекса . Под ред. академика В.Г. Бондура, Москва, Научный мир, 2012 г., 558 с.

УДК 551.2.3:550.3.8:504.056:622.1.2.8

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ В РЕГИОНАХ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДОВ: АКТУАЛЬНЫЕЕ ПРОБЛЕМЫ И СТРАТЕГИЯ РЕШЕНИЙ

С. К. Мустафин

г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет

Геодинамический мониторинг (ГМ) как составной элемент мониторинга геологической среды (ГС) представляет систему повторных наблюдений за геодинамическим состоянием недр, проводимых в рамках заданного регламента, а также прогноз последствий изменений состояния недр при разработке месторождений углеводородов (УВ) и (или) строительства и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) [1].

Под влиянием различных факторов происходит изменение параметров природных физических полей, формируется и начинает функционировать техногенное поле. Техногенная трансформация ГС ЗападноСибирского мегабассейна (ЗСМБ) обусловлена добычей из недр более 10 млрд. т нефти и 11 трлн. м3 газа, бурением сотен тысяч скважин, созданием десятков городов и поселков, тысяч километров различных трубопроводов, дорог, других объектов инфрастуктуры ТЭК [2].

Геодинамическими последствиями интенсивной нефтегазодобычи являются оседание поверхности земли и техногенные землетрясения [3].

В 1940-х годах через 10 лет после начала разработки месторождения Уилмингтон (США) поверхность земли просела до 9 м и большая часть города оказалась ниже уровня моря. Проседание остановили нагнетанием воды, а затопление – возведением дамбы. На месторождениях Лонг-Бич, Инглвуд, Болдуин и Санта-Фе Спрингс (США) нисходящие перемещения амплитудой до 173 см и горизонтальные - до 366 см обусловлены 40 годами активной добычи. Уплотнение породы-коллектора - экофискского мела в результате интенсивной нефтедобычи привела к проседанию на 20 м дна под платформой месторождения Экофиск (Северное море, 1984 г.); были разрушены обсадные колонны скважин и затоплена лодочная станция;

13

восстановление потребовало наращивания стоек платформы [4]. За 10 лет эксплуатации нефтяных месторождений Балаханы-Сабунчи-Рамуны и Сураханы (Азербайджан) поверхность земли просела на 39 см.

На Ромашкинском месторождении (Татарстан) обратимые проседания и поднятия земной поверхности достигали 20 см. Ведущиеся здесь с 1982 г. сейсмологические наблюдения выявили связь интенсивности нефедобычи с проявлениями сейсмичности [5].

Снижение пластовых давлений на 5,0–15,0 МПа в начале нефтегазодобычи приводит к образованию депрессионных воронок площадью до 1000 км2 (Ромашкинское, Шкаповское, Туймазинское, ЯриноКаменоложское, Мухановское и др. месторождения). Последующее заводнение вызывает перераспределение пластовых давлений, изменение векторов и скоростей движения подземных вод, смещение контуров нефтеносности, интенсификацию перетоков между водоносными комплексами, служащих причиной техногенных землетрясений.

На месторождении Газли (Узбекистан) с 1976 по 1984 гг. произошла серия землетрясений силой 6,8-7,3М, уничтоживших промысел; зона, отнесенная до начала газодобычи к 5-балльной сегодня является 8-балльной.

При разработке Бованенковского газоконденсатного месторождения (Западная Сибирь) прогнозируются интенсивные (до 2 м) просадки поверхности землетрясения не более 4М [1].

Более 970 землетрясений силой 3,4М произошло на месторождении Рангели (США) где отбор нефти и закачка воды на глубинах 1830-3550м осуществлялись с 1962 по 1970 гг. На Старогрозненском нефтяном месторождении (Чеченская Республика) за 1971-1973 гг. произошло 22 землетрясения. К техногенным отнесены землетрясения на месторождениях УВ Долина (Украина), Бурунное, Кум-Даг (Туркменистан), на двух последних они были катастрофическими (5,7-7М).

Наиболее велика вероятность возникновения землетрясений при нарушении равновесия в карбонатных коллекторах (Карачаганакское, Астраханское, Оренбургское месторождения). Техногенные тектонические подвижки приводят к проседанию земной поверхности амплитудами 5-32 мм. Русская платформа, составной частью которой является Прикаспийская впадина, согласно последней схеме сейсмического районирования отнесена к территориям, где возможны 5-7 балльные техногенные землетрясения. ГМ Астраханского ГКМ показал, что на участках, подвергнутых наиболее интенсивному отбору флюидов, зафиксированы максимальные концентрации эманации (радоновые и гелиевые аномалии), приуроченные к тектоническим нарушениям. За последние 6 лет наблюдаются оседание земной поверхности до 11 мм/год и это лишь начало интенсивного деформирования пород. Оседание земной поверхности связывается и с современной активностью разломов [6].

На территории Республики Башкортостан система ГМ ГС объектов нефтедобычи и транспорта УВ, к сожалению, не создана [3].

14

Высокая сейсмическая активность региона Южного Урала по результатам мониторинга сейсмических событий выявила созданная недавно сейсмостанция «Оренбург». Отделом геоэкологии Оренбургского научного центра УрО РАН по результатам сейсмического мониторинга Южного Предуралья сетью “Газ-сейсмика” за 2008–2010 гг. установлено, что в контуре месторождений УВ в среднем происходит около 17% событий со средним выделением сейсмической энергии 2.81·106 Дж/(км2ڄгод), а на ряде участков – до 1010 Дж/(км2ڄгод) (рисунок) [7]. Установлено, что районе ОНГКМ большая часть выделившейся энергии и сейсмических событий приходится на площадь депрессионной гидродинамической воронки, в пределах которой плотность событий в 5–6 раз выше, а выделившейся энергии в 10 раз больше, чем в среднем по Южному Предуралью. Подрывы боеприпасов с истекшим сроком хранения, проводимые с 2010 г., на Донгузском военном полигоне, частично расположенном в зоне ОНГКМ вызвали землетрясения до 2М, увеличили сейсмичность в 2-3 раза.

Рисунок. Зоны разломов, месторождения углеводородов и сейсмические события в 2008–2010 гг. в Южном Предуралье (ОНГКМ - Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение) [7].

Использование ядерных зарядов для интенсификации добычи УВ, сооружения подземных емкостей в солях, глушения открытых газовых фонтанов на Астраханском, Оренбургском, Совхозном, Карачаганакском месторождениях УВ (1965-1988г.) вызвали увеличение концентрации микросейсм, перераспределение векторов тектонических напряжений. ГМ ГС на нефтяном месторождении Грачевское (Башкортостан), где последовательно были произведены три взрыва (объект «Бутан»), не ведется.

Существенные техногенные преобразования ГС свойственные регионам добычи УВ и твердых полезных ископаемых обусловили необходимость составление «Геоэкологической карты Центральной Азии» мас-

15

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

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

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

Список литературы

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

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

июнь. - С.6-13.

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

М.:ИПНГ РАН, 2005. С. 56-65.

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

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

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

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

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

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

16

УДК 556.314:662.276

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ: ЭКОМОНИТОРИНГ, ЗАЩИТА, ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ

С. К. Мустафин

г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет

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

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

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

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

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

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

17

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

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

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

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

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

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

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

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

руб./год. [10].

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

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

18

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы

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

М.: Недра, 1972. – 280 с.

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

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

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

19

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

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

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

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

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

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

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

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

С. 403–406.

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

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

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

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

УДК 005.93 : 622.691.012

МЕТОДИЧЕСКИЙ ИНСТРУМЕНТАРИЙ КОНТРОЛЛИНГА ЗАТРАТ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Е. В. Сидоренко

г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет

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

20