CC BY
75
Учитывая факт того, что поколение У нередко именуют "сетевым поколением", можно успешно заниматься их привлечением посредством Интернета, в первую очередь, посредством социальных сетей. Для поколения У базовой мотивацией служит денежное вознаграждение и технологическая составляющая, важно наличие на рабочем месте высокотехнологичного оборудования, современное оформление офиса. В том случае, если в организации не внедряются новые технологии, процесс работы не оптимизируется, излишне забюрократизированная структура и корпоративная культура, это может отрицательно сказаться на интересе соискателей к данной компании и дальнейшей работе в ней. Поколение У предпочитает те организации, в которых наименьшее количество запретов и ограничений. Для них важна непринуждённая рабочая атмосфера, свободный демократичный стиль в общении с коллегами, отсутствие жесткогодрес-кода и т.п. Лучшим вариантом для них будет, если рабочая обстановка чем-то будет напоминать игру, ведь это поколение выросло на компьютерных играх.
В своей работе современные ЫЯ-специалисты должны ориентироваться как на традиционные методы подбора персонала, так и на новые веяния и тренды в этой области, ведь успех компании зависит от применения самых эффективных и креативных стратегий,
а такие можно найти в любом периоде времени - и в прошлом, и в настоящем. К тому же, знания о теории поколений помогут и самому современному человеку, находящемуся в поиске работы, правильно выстроить и скорректировать свои действия, чтобы двигаться в новом русле.
Литература:
1. Иванова И.А., Сергеев А.М. Теория менеджмента. Учебник для высшего профессионального образования по направлению подготовки 080200 "Менеджмент" (квалификация "бакалавр"). Образовательно - издательский центр "Академия", Москва, 2013.
2. Иванова И.А., Свешникова Е.В. и др.Организационная культура. Учебник для высшего профессионального образования по направлению подготовки 080200 "Менеджмент" (квалификация "бакалавр"). Издательство "Юрайт", Москва, 2014.
3. Иванова И.А., Левина Н.В. Концептуальное обоснование для развития эффективности подготовки современного менеджера (статья). Вестник Российского нового университета. Серия "Человек и общество". Выпуск 1. Москва, 2015.
4. Корпоративная культура: взгляд изнутри // Справочник по управлению персоналом. - 2010. - №3. - С.14-32.
5. Практики формирования корпоративной культуры// http:// cultureofcorporate.com/?p=24
УДК 553.044:656.613.2
ЧЕРНОМОРСКАЯ ШЕЛЬФОВАЯ НЕФТЬ. ИЗЫСКАНИЯ, ИЗВЛЕЧЕНИЕ,
ТРАНСПОРТИРОВКА
Попов В.В., д.т.н., профессор, кафедра Судовождение, ФГБОУ ВПО Государственный Морской Университет им. адм. Ф.Ф. Ушакова Шканов В.В., аспирант, кафедра Судовождение, ФГБОУ ВПО Государственный Морской Университет им. адм. Ф.Ф. Ушакова
Перспективные разработки нефтяных и газовых месторождений на шельфе Азовско-Черноморского побережья России влекут проблемы транспортировки сырья и нефтепродуктов через Балканские проливы.
Решение в новых методиках транспортировки и обработки танкерного флота, поскольку альтернативные предложения очень дорогостоящие и затратные финансово и по времени исполнения.
Ключевые слова: нефть, танкер, транспортировка сырой нефти, шельф, запасы нефтяного сырья, нефть Черного моря, бурение, Ивановские площади, Туапсинский прогиб.
BLACK SEA OFFSHORE OIL. FINDING, EXTRACTING, TRANSPORTING
Popov V., Doctor of Economics, Navigation chair, FSEI HE «Admiral Ushakov Maritime State University» Shkanov V., the post-graduate student, Navigation chair, FSEI HE «Admiral Ushakov Maritime State University»
Future development of oil and gas deposits on the shelf of the Azov-Black Sea coast of Russia entail problems of transportation of raw materials and oil products through the Balkan straits. Decision on new methods of transportation and handling of the tanker fleet, as the alternative proposals are very expensive and costly financially and on-time performance.
Keywords: oil tanker transport of crude oil, offshore, oil reserves of raw materials, the Black Sea oil drilling, Ivanovo area Tuapse Trough.
Несмотря на переизбыток нефти на мировом энергетическом рынке существующая в отдельных регионах России обстановка не лучшая в настоящий момент. Так имеются нерешенные проблемы по разведке новых месторождений, наращивания перспективных площадок по добыче сырья, транспортные вопросы.
Ситуация в Краснодарском крае.
В Краснодарском крае в виде погребенных запасов числится сырой нефти категорий А+В+С 37,9 млн. т. (табл.1). Балансовые запасы за последние 7 лет изменились незначительно (табл.2). Все они сосредоточены в мелких и средних по размерам и малодебитных месторождениях (залежах).
Запасы газа составляют 144,8 млрд. куб.м. (табл.1). Балансовые
Таблица 1. Балансовые запасы и добыча углеводородного сырья
запасы меняются также незначительно (табл.2). Газовые месторождения большей частью относятся к категории мелких и выработанных.
При существующих темпах добычи нефти и газа обеспеченность ресурсами углеводородного (УВ) сырья составляет по нефти около 25 лет, по газу - 65 лет, т.е. по условному топливу обеспеченность углеводородным сырьем (уровень современной добычи) составляет 45 лет. Однако потребность народного хозяйства и населения Краснодарского края в топливно-энергетических ресурсах на 2005 год составляла 23,3 млн. т . усл. топлива, а к концу 2015 г. должна была возрасти до 28,6 млн. т. усл. топлива, в том числе нефти 15 млн. т, газа 13,6 млрд. куб.м., т.е. обеспеченность углеводородным
Полезные 20051'. 2006г. 2007г. 2008i. 2009г 2010г. 2015г. Балансовые
ископаемые запасы А+В+С' На 01.01.2016 г.г
Нефть, млн, т 1,57 1,52 1,53 1,51 1,51 1,49 1,6 37,9
Газ, млрд, мЗ 1.69 1,82 1,82 1,82 1,72 1,73 2,22 144,8
Усл. ТОПЛИВО, 3,26 3,34 3,35 3,35 3,23 3,22 3,82 182,7
млн. т
TRANSPORT BUSINESS IN RUSSIA | №1 2016 | 105
Таблица 2. Динамика изменения запасов и добычи нефти и газа в Краснодарском крае в 2005-2015 гг.
Полезные ископаемые 2006 г. 2007г. 2008г. 2009 г. 2010г, 2013т. 2015г.
Запасы нефти (категории Л+В+С"). млн. т 39,7 38,5 39,9 38,9 37,7 37,8 37,9
Добыча нефти, млн. т 1,57 1,52 1,53 1,51 1,51 1,49 1,6
Прирост запасов нефти за счет разведки, млн. т 0,035 0,28 0,53 0,49 0,!7 0,67 1,40
Запасы газа (категории А+В+С). млрд. мЗ 138,3 135,9 138,9 138,2 138,6 138,7 144.8
Добыча газе, млрд. мЗ 1,69 1,82 1,82 1,81 1,72 1,73 2,22
Прирост запасов 1 аза за счет разведки, млрд. мЗ 3,48 1,64 2,18 1,48 1,3 1,71 1,20
сырьем в крае (при условии его ориентации только на местные ресурсы) составляет всего 10 лет.
Учитывая то, что существующие месторождения УВ сырья не могут обеспечить реальную потребность края в этом сырье, необходимо признать, что положение в крае с УВ сырьем крайне неудовлетворительное. На это указывает и состояние его воспроизводства. Ни наметившийся прирост запасов нефти за последние три года, ни рост запасов природного газа не могут покрыть потребности края в УВ сырье.
Необходим нетрадиционный подход к поиску запасов УВ сырья. Это прежде всего интенсификация работ в прилегающих к Азовскому морю районах, где за последние 15 лет выявлены новые перспективные площади и выявлено несколько новых месторождений нефти и газа. Другое перспективное направление связано с поисками УВ сырья на континентальном склоне Черного моря (Туапсинский прогиб), где по предварительным данным возможно обнаружение крупных скоплений углеводородов. Так, если в целом для края начальные извлекаемые геологические ресурсы углеводородов составляют 1 386,3 млн. т. условного топлива, то в Туапсинском прогибе начальные извлекаемые ресурсы по некоторым оценкам превышают 5000 млн. т. условного топлива. Причем, здесь намечаются весьма крупные нефтегазопоисковые объекты (поднятие Палласа, Ивановская площадь), к которым проявляют интерес отечественные и зарубежные нефтяные компании. Для этих объектов получение инвестиций крупных международных корпораций весьма вероятно.
Другими перспективными направлениями, позволяющими частично решить проблемы края с углеводородным сырьем являются: Хадыженскаякордильера, отложения подсолевой юры в Восточно-Кубанском прогибе, объекты на шельфе Азовского моря и поиски залежей УВ в нетрадиционных коллекторах (глины майкопской серии).
Нефтегазопоисковые работы в 2010-2015 г. проводились в пределах северного и южного борта Западно-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени по разведке палеоген-неогеновых отложений на площадях: Южно-Морозовская, Морозовская, Терноватая, Западно-Беликовская, Восточно-Черноерковская, Прибрежная, Восточно-прибрежная, Черноерковская, Южно-Черноерковская, Северо-Азовская, Азовско-Горячеключевская и в пределах Хадыженско-Нефтегорской зоны.
В настоящее время на территории Краснодарского края открыто: три нефтяных месторождения, одно нефтегазоконденсатное и одно газовое. Прирост запасов по категории С1 за счет вновь открытых месторождений составил: нефти 0,5 млн. т., свободного газа 0,202 млрд. куб. м. и конденсата 0,169 млн. т.; по категории С2 : свободного газа 2,965 млрд. куб. м., конденсата 0,551 млн. т. В целом за счет новых месторождений, разведки и переоценки запасов старых месторождений прирост запасов за 2015 г. составил: нефти 1,699 млн. т, свободного газа (вместе с газовой шапкой) 4,716 млрд. куб. м.
Добыча углеводородного сырья (в том числе потери) в Краснодарском крае в 2015 г. составила: нефть - 1,599 млн. т, свободный газ - 2,217 млрд. куб. м., конденсат - 0,137 млн. т, растворенный газ - 0,317 млрд. куб. м. [1].
По созданию информационной базы лицензирования месторождений УВ сырья на акваториях Черного и Азовского морей необходимо: создать экспертную систему лицензирования и недропользования (ЭкСЛин) для российского сектора Азово-
Черноморского региона, предназначенную для оперативного извлечения геолого-геофизической, нормативно-правовой и организационной информации для обеспечения лицензионных конкурсов и составления пакетов геолого-геофизической информации. Основой системы являются базы данных картографической и текстовой информации по российским секторам Черного и Азовского морей.
По разработке аппаратурных средств для опытно-методических работ при оценке нефтегазоносных структур в морских условиях на базе новых геолого-геофизических технологий: провести опытно-методические сейсмо-аккустические исследования в Туапсинском прогибе, объекта «Парус». Составить карту перспектив нефтегазоносности Черного моря. Выполнить комплексные геолого-геофизические работы в Туапсинском прогибе, совместную интерпретацию новых данных и материалов исследований предыдущих лет по Туапсинскому прогибу, Керченско-Таманскому шельфу и Темрюкскому заливу Азовского моря.
По разработке сейсмопринимающего устройства для морской многоволновой сейсморазведки провести корректировку техдокументации на конструкцию сейсмоприемного устройства. Разработать техническую документацию на сейсмоприемное устройство и приемо-передающий модуль. Провести разработку и изготовление макетных образцов сейсмоприемной системы.
В направлении разработки комплексной методики структурно-минерагенического картирования и выявления критериев прогноза месторождений провести анализ материалов глубокого бурения и сейсморазведочных данных на территории Северо-Западного Предкавказья и прилегающей акватории Азовского моря. Составить электронные карты фактических материалов масштаба 1:500000: структурные карты по кровле верхнего мела, подошве и кровле Майкопа, сармата и меотиса (Западно-Кубанский прогиб) для Краснодарского края; карты мощностей, карты минимальных скоростей осадконакопления в кайнозойское время. Создать и обобщить изотопно-геохимическую модель рудных процессов и нефтегазообразования. Получить предварительные результаты по корреляции геодинамической активности территорий с нефтегазоносностью.
В направлении структурно-минерагенического районирования территории Краснодарского края с целью определения перспективных направлений нефтегазопоисковых работ выделить структурно-минерагенические пояса в геологическом пространстве Земли. На материалах по месторождениям Северного Кавказа и Западно-Кавказско-Черноморского региона выделить оси структурно-минерагенических зон, показать их связи с установленными зонами тектонических нарушений и площадями рудной и нефтегазовой продуктивности.
По сейсмостратиграфическим и тектонофациональным исследованиям в Туапсинском прогибе северо-восточного шельфа Черного моря с целью определения перспектив нефтегазоносности продолжить работы по обобщению и переинтерпритации сейсмических материалов, построению сводных структурных карт по горизонтам в осадочном чехле Туапсинского прогиба. Выполнить сводные структурные построения по кровле миоценовых отложений. По результатам работ 2015 г. уточнить стратификацию отражающих горизонтов и провести сейсмостратиграфическое расчленение разреза в пределах Ивановской площади. Построить структурные карты по подошвам куяльницкого, киммерийского,
106 ТКЛШРОЮ" БШШБББ Ш КШБТЛ | №1 2016 |
понтического, меотического, сарматского комплексов, а также кровле майкопских отложений. Уточнить перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба в целом и локальных поднятий Ивановской площади - в частности. На базе новых построений выполнить подсчет прогнозных ресурсов углеводородов по локальным поднятиям Ивановской площади.
По детальному геологическому изучению строения и нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений осадочного чехла территории Краснодарского края и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей с целью постановки детальных поисковых работ (начата с июля 2013 г.) составить проектно-сметную документацию, провести экспертизу, начать составление электронных матриц глубин залегания опорных поверхностей, составить информационный отчет по геолого-геофизической изученности и перспективам нефтегазоносности акваторий Азовского и Черного морей, провести полевые морские электроразведочные исследования в транзитной Азово-Кубанской зоне на акватории Азовского моря.
По обобщению геофизических материалов обработки игеологической интерпретации данных опытно-методических аэрогеофизических работ провести обобщение геолого-геофизических материалов, переобработки данных аэромагнитных съемок, начать моделирование структурно-вещественных неоднородностей разреза.[2].
Ситуация на шельфе Черного моря.
Предварительный анализ накопленной информации по шельфу Черного моря показал, что ориентировочные запасы составляют 800-900 млн. тонн. В районе Анапского шельфа - 300-400 млн. тонн нефти.
Ситуация е Грузии.
В Грузии американская нефтегазодобывающая компа ния"АпаёагкоСео^1аСошрапу" завершила исследования шельфа Черноморского побережья Грузии. Итоги работы столь обнадеживающие, что компания приступила к поиску инвесторов для совместного осуществления работ по добыче нефти.
По предварительной оценке для осуществления работ по добыче нефти на шельфе Черноморского побережья Грузии необходим 1 млрд долларов. Потенциальные запасы нефти составляют 600 млн. тонн нефти - 200 млн. тонн в море и 400 млн. тонн в прибрежной зоне.
Геофизические исследования шельфа компания проводила с лета 2013 года при помощи специального морского судна. Полученные результаты были направлены для обработки в головной офис компании в Хьюстон. После подведения итогов выявилась необходимость проведения дополнительных исследований, для чего из Австралии был доставлен специальный самолет, с помощью которого в течение нескольких недель производились аэрогравитационные исследования не только на прибрежном шельфе, но и на суше - в 10-километровой зоне.
Договор о проведении работ по разведке, добыче нефти и газа и долевом распределении продукции с определенной площади континентального шельфа Черного моря акватории Грузиибыл подписан с участием представителей американской нефтяной компании
"АпаdагкоСеогgiаСоmраnу", британской компании "ЖХ(ЫайоЫ)", Национальной нефтяной компании "Сакнавтоби" и Государственного агентства по регулированию ресурсов нефти и газа.
Согласно предварительным данным, запасы нефти в шельфе Черноморского побережья Грузии оцениваются в 280 млн. тонн. Для добычи нефти здесь планируется пробурить скважины глубиной 3-4 тыс. метров, общий объем инвестиций составит несколько млрд. долларов. Проект по разведке и добыче нефти рассчитан на 25 лет. Согласно договору, разведочные работы будут вестись на шельфе Черноморского побережья Грузии общей площадью 8 тыс. 900 квадратных километров. Побережье Абхазии планируется исследовать после урегулирования конфликта.
"АпаdагкоСеогgiаСоmраnу" является дочерней компанией "АпаdагкоPetroliumCorporation", штаб-квартира которой расположена в Хьюстоне (США). Компания занимается нефте-и газодобычей на суше и море в США, Алжире, Тунисе, Великобритании, Ирландии и других странах.
Предварительный анализ существующей информации по шельфу Черного моря показал, что наиболее перспективным районом с точки зрения экономической целесообразности проеедения работ (глубины моря 50-200 метров), наличия выявленных предшествующими исследованиями структур с ориентироеочными запасами 300-400 млн. тонн и наличия нераспределенного фонда структур (отсутстеие полученных лицензий на данные участки) является Анапский шельф в 30 км от Новороссийска.
Одновременно перспективными следует считать сырьевые площади Туапсинского прогиба и Ивановские нефтяные купола.
Морская компонента транспортировки углеводородов через акваторию Черного моря.
Сырьевые аналитики прогнозируют, что к 2015 году через акваторию Черного моря только из России будет производиться транспортировка более чем 200 миллионов тонн углеводородов (НГШ 70 млн. тн, КТК-Р 67, МТ НМТП- 10, ИПП НМТП 15, порт Кавказ и порт Тамань по 13, порт Туапсе 25), а также из Грузии более 160 млн. тн(Супса 25 и Батуми 135), Румынии 150 и Украины 100 млн. тн.
Таким образом — это более 600 миллионов тонн в год.
В настоящее время ведутся пробные бурения в Грузии и Туапсинском районе России. При оценочной добыче в 10 млн. тн Грузинской и 15 млн.тн в год Туапсинской нефти загрузка еще увеличивается и приблизится к невозможной технически.
Приемлемые решения имеются и уже обсуждаются десятилетие.
Одно из них -это пробить искусственный канал через Европейскую часть Турции и запустить танкера в обход пролива Босфор, однако проект дорогостоящий из-за разрыва существующих по трассе коммуникаций. Более мягкое решение также обсуждается давно.
-Себестоимость перевозни 1 т груза --Строительная стоимость -Содержание экипажа
График зависимости стоимости от объемов
ТКАШРОКТ БШШБББ Ш КШБТА | №1 2016 | 107
Строительство нефте- и продуктопровода по линии Бургас — Александрополис, с загрузкой танкерами из существующих портовых терминалов. [4].
При этом возможно после незначительной реконструкции терминалов применять танкера-шатлы минимизированного эксплуатационного ресурса (Черноморский каботаж).
Так НефтегаваньШесхарис (Новороссийск) может работать с дедвейтом судов до 250 тыс. тн, рейдовый причал в Ю. Озерейке (КТК-Р) без ограничения осадки, а нефте-продукты можно грузить по проходной осадке судов до двт. 100 тыс.тн.
Для работы на маршруте Новороссийск — Бургас оптимально применять для дистиллятов нефте-продуктовые суда двт. 47, 60, и до 100 тыс. тн (тип «афромакс»).
В то же время крупно-тоннажный и однотипный груз (сырая нефть) возможно рассмотреть для перевозки специализированными танкерами-шаттлами двт. до 300 тыс. тн с упрощенной схемой обслуживания грузовых танков, сокращенным экипажем, и прочими упрощенными схемами для работы в Черноморском каботаже (района А II ГМССБ).
На первом этапе, первой очереди реализации проекта Бургас-Александрополис предполагается транспортировка 35-45 млн. тн в год нефти. Для реализации этого проекта достаточно поставить на конвейерную линию до 10 танкеров двт. до 106-115 тыс. тн(типа «афромакс»), а затем по мере увеличения объемов заказывать специализированный флот.
Оптимизация танкерного флота пропорциональна объемам транспортировки, так для больших объемов, цена транспортировки уменьшается в прямой зависимости.[3].
Перевозка сырой нефти из порта Новороссийск (Россия) в порт Галвестон (США) с использованием судов 100К и 300К В№Т с перегрузкой судно-судно в Средиземном море.
Новороссийск - ОПЛ Валетта (Мальта)
Тип судна: танкер, 105X^^1 ( т/х «Московский Кремль») Порт погрузки: Новороссийск, терминал «Шесхарис» Порт выгрузки: перегрузка с судна на судно в Средиземном море в районе о. Мальта
Груз: сырая нефть 100,000.00 тонн Дистанция: 1310 м. миль Длительность перехода: 4 суток Средняя скорость: 14.5 узлов
ОПЛ Валетта (Мальта) - ОПЛ Галвестон, Техас (Мексиканский залив)
Тип судна: танкер, 308X^^1 ( т/х «МаегеЩоЫе») Порт погрузки: Средиземное море, район о. Мальта, ОПЛ Валетта
Порт выгрузки: ОПЛ Галвестон, Техас (Мексиканский залив)
Груз: сырая нефть 300,000.00 тонн
Дистанция: 5710 м.миль
Длительность перехода: 17 суток
Средняя скорость: 14.5 узлов
Лейкан на погрузку/выгрузку: 3 суток
Ожидаемая длительность погрузки в порту Новороссийск: 24 часа
Ожидание прохода пролива Босфор: от 1 до 3 суток Длительность выгрузки одного танкера 100К на судно-накопитель на рейде п.Валетта: 24 часа Длительность погрузки танкера-накопителя 300К DWT: от 3 до 5 суток
(по мере подхода танкеров 100К DWT)
Исходя из всей вышеуказанной информации для осуществления поставленной задачи необходимо пять (5) танкеров 100К DWT для транспортировки нефти из порта Новороссийск в точку ОПЛ в р-не о.Мальта и четыре (4) судна-накопителя 300К DWT для трансатлантического перехода Средиземное море - Мексиканский залив. При соблюдении графика перевозки объем переваленной нефти составит около 12 млн. тонн в год.
Для перевозки 12 млн. тонн нефти из п. Новороссийск в порты Мексиканского залива при использовании танкеров 100К DWT необходимо совершить 120 рейсов длительностью 21 день с протяженностью перехода 7020 м.миль. В схеме совместного использования танкеров 100К DWT и танкеров 300К DWT необходимо совершить 120 рейсов судами 100К DWT длительностью 4 дня с протяженностью перехода 1310 м.миль и 40 рейсов судами 300К DWT длительностью 17 суток с протяженностью перехода 5710 м.миль.
Экономические показатели эффективности проекта:
1)Уменьшение числа судов с 15 до 9, необходимых для перевозки 12 млн. тонн нефти в год, за счет увеличения дедвейта, со всеми вытекающими показателями уменьшения эксплуатационных расходов (бункер, снабжение, экипаж);
2)Уменьшение длительности балластных переходов за счет сокращения протяженности рейсов;
3)Увеличение объема перевозки груза за год за счет увеличения дедвейта;
4)Использование 6 высвобожденных танкеров 100К DWT на рынке грузоперевозок.
Уменьшение затрат на топливо достигается за счет уменьшения количества трансатлантических рейсов со 120 до 40 в год и составляет около 20 млн. Ам. долларов (300ЮЩТ: 40 рейсов х 34 сут. перехода х 70 тонн в сутки х 212Ам. долларов за тонну = около 20 млн. Ам. долларов; 100К Г)\УТ: 120 рейсов х 34 сут. перехода х 50 тонн в сутки х 212 Ам. долларов за тонну = около 43 млн. Ам. долларов, т.о экономия составляет 23 млн. Ам. долларов). За счет сокращения числа судов и числа экипажей, соответственно, экономия расходов на экипаж составляет около 6 млн. Ам. долларов в год.
Итого чистая прибыль в год до $ 29 млн. при перевозке 12 млн.т
Использование п. Валетта как базы и р-на по перевалке транзитной нефти:
- Наличие хороших якорных стоянок для ожидания;
- Развитая инфраструктура порта по обеспечению судов всем необходимым;
- Возможность базирования судов и оборудования компании-провайдера операций по перевалке нефти с судна на судно;
- Наличие свободной акватории для проведения операций (маневрирование, перевалка).
Логистическая схема решается с помощью расчетов по «транспортной задаче Кондратьева». Путем составления системы уравнений и методом симплексного расчета получаем простейшую матрицу решения транспортной сети 0=(У,Б) — ориентированный граф с положительной пропускной способностью.
Таким образом в ближайшей перспективе станет необходимым для стабилизации экономики и эффективности работы на нефтеперевозках через Балканские проливы использовать нетрадиционные технические методики и схемы работы для достижения приемлемой целесообразности непростой рыночной ниши при транспортировки нефти и нефтепродуктов.
Литература:
1. И.Ф.Глумов., М.Ф.Кочетков., А.В.Королев, К.М.Шимкус, А.Ю.Глебов. Техногенное загрязнение и процессы естественного самоочищения Прикавказской Прикавказской зоны Черного моря. М: «Недра», 1996, с. 503.
2. Г. Стриженок. Черное море. Краснодар, «Советская Кубань»,1999, с. 145.
3. А.Ф. Порядин, Д.А. Зимин. Проблемы защиты Черного моря от загрязнений. М: «Государственный Центр экологических программ МПР РФ», 2009, с. 178.
4. Э.В. Тучков. Развитие перевозок в Азово-Черноморском бассейне. Ростов-на-Дону, « Ростиздат» , 2010, с. 182.
108 ТКАШРОКТ БШШБББ Ш КШБТА | №1 2016 |
