Dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat. Cercetare de baza

28/01/2014

Recent, întrebările despre dezvoltarea de noi câmpuri petroliere au devenit din ce în ce mai puternice. Acest lucru este firesc, deoarece umanitatea a folosit deja cea mai mare parte din această resursă fosilă. Pentru Rusia, problemele legate de petrol sunt de multe ori mai acute decât pentru multe alte țări, deoarece capacitatea sectorului rus de rafinare a petrolului este a treia în lume. Doar americanii și chinezii sunt înainte.

Menținerea volumelor de producție este foarte importantă pentru menținerea puterii ruse și a influenței țării noastre pe scena mondială. Dar, conform previziunilor analiștilor, în viitorul apropiat liderul în creșterea producției de „aur negru” nu va fi Rusia, ci Canada, Brazilia și Statele Unite. Producția acestei resurse în țara noastră este în scădere din 2008. Și în 2010, Departamentul de Energie a spus că fără schimbări fundamentale în politicile de producție și rafinare a petrolului, indicatorii ar putea scădea de la 10,1 milioane de barili pe zi în 2010 la 7,7 milioane de barili pe zi în 2020. Înseamnă toate acestea că Rusia rămâne fără petrol? Nu. Rezervele țării sunt uriașe, dar majoritatea aparține deja categoriei „dificil de extras”. Rusia, potrivit experților, are toate șansele să devină lider mondial în producția de petrol „neconvențional”. Ministerul Energiei a calculat că rezervele sale în țară sunt de aproximativ 5-6 miliarde de tone, adică 50-60% din total. Cantitatea de ulei de șist este de multe ori mai mare decât cea disponibilă în Statele Unite. Este un petrol „neconvențional” care va menține volumele de producție declarate ale țării și va ajuta la menținerea poziției sale de lider în acest domeniu.

În primul rând, să încercăm să definim ce se înțelege prin rezerve „greu de recuperat”. Acestea sunt câmpuri sau obiecte de dezvoltare care se caracterizează prin condiții geologice și/sau proprietăți fizice nefavorabile pentru producția de petrol. „Dificil de recuperat” pot fi considerate rezerve în zona de raft, petrol rămas în câmpurile aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, precum și petrol cu ​​vâscozitate ridicată. Un exemplu al acestuia din urmă este câmpul districtului Yamalo-Nenets. Aici uleiul îngheață nu numai la frig, ci chiar și la temperaturi normale. Necesită tehnologii speciale pentru prelucrare: nu poate fi pompat prin conducte, ci trebuie transportat în cuburi tăiate. Cu siguranță se poate extrage astfel de rezerve, dar este important să se obțină beneficii economice.

Extracția uleiului „neconvențional” necesită mari costuri materiale, forța de muncă, utilizarea de scump cele mai noi tehnologii, reactivi și materiale rare. Experții estimează că prețul petrolului „dificil” ar putea fi de 20 de dolari pe baril, în timp ce petrolul din zăcăminte convenționale costă de la 3 la 7 dolari. O altă dificultate la extragerea rezervelor „neconvenționale” în timpul proiectării și dezvoltării câmpurilor este precizia extremă necesară a calculelor. Nu este întotdeauna posibil ca oamenii de știință să determine o abordare pentru rezultatul eficient al activității în astfel de domenii. Destul de recent, două puțuri au fost forate într-unul dintre locurile cu petrol „dificil”. Unul dintre ei a început să producă volumul așteptat, dar al doilea nu a făcut-o, iar motivul pentru aceasta este încă neclar. Toate problemele asociate cu producția de petrol „neconvențional” sunt destul de globale, iar rezolvarea lor este imposibilă fără sprijinul deplin al statului.

Evenimentele din ultimul deceniu din Statele Unite, care mai târziu au fost numite „revoluția șisturilor”, au convins întreaga lume că este încă posibil să se extragă profitabil petrol „neconvențional”. Forajele direcționale orizontale și fracturarea hidraulică (rocile de șist sunt fracturate prin forțarea unui amestec de apă, nisip și substanțe chimice în subteran) au descoperit rezerve mari de gaz și petrol care au fost considerate „dificile”. Extracția acestor minerale a crescut dramatic. Doar într-unul dintre câmpuri, din 2008 până în 2012 a crescut de la 100 de barili pe zi la 1 milion. În timp ce producția în Statele Unite a crescut rapid, în Rusia a rămas la același nivel. Deși, în 1987, URSS ocupa primul loc în industria de rafinare a petrolului. Produceam 11,4 barili pe zi.

În 1996, după despărțire Uniunea Sovietică s-a înregistrat un minim istoric - 6 milioane de barili. În condițiile confuziei din anii 90, mare rus companiile petroliere nu a existat nici un stimulent pentru a dezvolta noi depozite. Drept urmare, cele care au fost descoperite la începutul anilor 1970 sunt încă folosite astăzi. Drept urmare, mulți experți consideră că sectorul petrolier al Rusiei funcționează la capacitate maximă. Costurile de producție sunt în creștere, dar volumele de producție din câmpurile „mature” moștenite de la URSS rămân la același nivel.

Acesta este un alt motiv bun pentru necesitatea de a dezvolta resurse noi, „greu de extras”. Apropo, geologii sovietici au descoperit multe zăcăminte „dificile” încă din anii 1960, lăsându-le spre dezvoltare de către generațiile viitoare. Acestea sunt rezervele formațiunilor Bazhenov, Abalak și Frolov din Siberia de Vest, acestea sunt locuri din Mările Kara și Barents, acestea sunt multe zone din Sahalin. Formația Bazhenov este cea mai mare formațiune de șist din lume. Potrivit estimărilor experților, rezervele sale pot ajunge până la 120 de miliarde de tone de petrol recuperabil. Și aceasta este de 5 ori mai mult decât rezervele din câmpul Bakken din Statele Unite. Acesta a devenit forța motrice din spatele americanului revoluția șisturilor. În plus, uleiul din formațiunea Bazhenov este considerat a fi de înaltă calitate; 60% din produsele petroliere ușoare pot fi făcute din acesta.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosneft și Surgutneftegaz lucrează deja în domenii „dificile”. Nu putem pur și simplu să adoptăm experiența americană în extragerea uleiului „greu de extras”, deoarece atât condițiile, cât și uleiul în sine sunt semnificativ diferite de petrolul nord-american. Al nostru este mult mai „greu” și necesită o cheltuială mai mare de energie în timpul extracției. Depozitele sale sunt situate în locuri mult mai îndepărtate decât altele similare din America. Dar Rusia nu se poate descurca fără utilizarea experienței străine în acest domeniu. În 2012, Rosneft a convenit cu americanul Exxon Mobil să coopereze la dezvoltarea formațiunilor Bazhenovskaya și Achimovskaya. Gazprom Neft lucrează cu Royal Dutch Shell anglo-olandez în formația Bazhenov .

Rusia are toate șansele să devină principala țară din lume în producția de petrol „greu de recuperat”, iar guvernul înțelege foarte bine acest lucru. „Strategia energetică a Rusiei până în 2030” prevede ca 40 de milioane de tone din volumul total anual de 500-530 de milioane să fie extrase din zăcăminte „dificile”. Dar pe lângă investițiile materiale mari și dezvoltarea de noi tehnologii, acest domeniu necesită și liberalizarea fiscalității. Fără ele, va fi pur și simplu neprofitabil pentru companiile petroliere să dezvolte zăcăminte „neconvenționale”. Pierderile în acest caz nu sunt proporționale cu veniturile.

Relevant modificări fiscale acceptat la 26 iulie 2013. Președintele Vladimir Putin a semnat o lege privind diferențierea taxei de extracție a mineralelor. Se stabilește procedura de determinare și aplicare a coeficientului la cota taxei de extracție minerală - de la 0 la 0,8, precum și coeficientul care determină gradul de epuizare a unui anumit zăcământ de hidrocarburi. Coeficientul va fi zero pentru producția din câmpurile Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanikov.

Norma va fi valabilă pentru 180 de perioade fiscale. Vorbind mai mult într-un limbaj simplu, companiile care extrag petrol „strâns” nu vor plăti impozit timp de 15 ani. La extragerea uleiului din depozite cu o grosime efectivă a rezervorului saturat cu ulei de cel mult 10 metri, se plănuiește utilizarea unui coeficient de 0,2; cu o grosime de formare mai mare de 10 metri – 0,4. Pentru depozitele apartamentului Tyumen, este stabilit un coeficient de 0,8. În alte cazuri, coeficientul impozitului pe extracția mineralelor va fi egal cu 1.

1

Dezvoltarea energiei globale în ultimul deceniu reflectă intensificarea afacerilor în dezvoltarea rezervelor de hidrocarburi greu de recuperat, în special petrol. Diversitatea existentă a abordărilor privind conceptul și clasificarea rezervelor de petrol greu de recuperat a condus la necesitatea utilizării diverselor instrumente financiare, fiscale și organizaționale și economice pentru a stimula dezvoltarea acestora. Cel mai eficient în conditii moderne sunt preferințe fiscale. Scopul acestui studiu este de a analiza abordări de clasificare a conceptului de rezerve de petrol greu de recuperat și a stimulentelor fiscale existente în funcție de calitatea materiilor prime de hidrocarburi, proprietățile zăcământului și amplasarea teritorială a câmpurilor. Aspectele pozitive și negative identificate au permis autorilor să propună utilizarea impozitului pe venit adăugat pentru întreprinderile mici producătoare de petrol care își desfășoară activitatea în regiunile tradiționale de producție a petrolului.

rezerve greu de recuperat

taxa de extractie minerala

beneficiu fiscal

clasificare

1. Azanova E. Marja de siguranță problematică // Afaceri Rusia: industrie, transport, viata sociala. 2012. – Nr. 8. – P. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Instrucțiuni de aplicare a clasificării rezervelor și resurselor de petrol și gaze combustibile //Comisia de Stat pentru Rezerve Minerale [site web]. URL: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=189:2014-04-30-12-17-36&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (accesat 20/03/2015 ).

3. Cod fiscal [ Resursa electronica]. // Informa. referinţă Sistemul „ConsultantPlus”.

4. Ordinul Ministerului Resurselor Naturale al Rusiei din 5 aprilie 2007 nr. 23-r „Cu privire la aprobarea recomandărilor metodologice pentru aplicarea clasificării rezervelor și resurselor prognozate de petrol și gaze combustibile, aprobat prin ordin al Ministerului al Resurselor Naturale din Federația Rusă din 1 noiembrie 2005 Nr. 298” // Ministerul Resurselor Naturale și Ecologiei al Federației Ruse [site web]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (accesat 20 martie 2015).

5. Biblioteca tehnică // neftegaz.ru [site]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (accesat 20 martie 2015).

6. Shpurov I. Noua clasificare a rezervelor de hidrocarburi - un mijloc de reglementare proces de inovareîn complexul de combustibil și energie // Oil and Gas Vertical. – 2014. – Nr. 16. – P. 54, 46–56.

7. Iascenko I.G. Uleiuri greu de recuperat: proprietăți fizice și chimice și consecințe asupra mediului ale producerii lor // Exposition Oil Gas. – 2014. – Nr 1. – P. 30–35.

8. Strategia energetică a Rusiei pentru perioada până în 2030. [Resursă electronică]. // Ministerul Energiei al Federației Ruse [site web]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (accesat 20 martie 2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Features of the marketing strategy of oil and gaz companies in exploration drilling http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (accesat 03/20/ 2015).

Implementarea sarcinii stabilite în ES-2030 „maximum utilizare eficientă resursele naturale de energie și potențialul sectorului energetic de creștere economică durabilă, îmbunătățirea calității vieții populației țării”, precum și pentru conservarea potențialului de resurse naturale în interesul generațiilor viitoare este imposibil fără activitățile inovatoare în materie de resurse ale petrolului. și companiile de gaze legate de dezvoltarea rezervelor de hidrocarburi greu de recuperat, ceea ce este deosebit de important pe fondul creșterii producției de petrol și gaze de șist din SUA.

Numărul mare de rezerve greu de recuperat (HRR) din Rusia și diversitatea acestora necesită resurse financiare și de investiții semnificative și introducerea de inovații în procesul de producție și tehnologia, prin urmare, o politică guvernamentală financiară și fiscală bine gândită este în cerere. Scopul cercetării noastre este de a analiza instrumentele fiscale existente pentru a stimula dezvoltarea rezervelor greu de recuperat.

Trebuie remarcat faptul că, în prezent, în literatura științifică și reglementările cu forță juridică diferită nu există o definiție unică și o terminologie neechivocă a rezervelor de hidrocarburi greu de recuperat. Termenul de rezerve greu de recuperat a apărut pentru prima dată în anii '70. ultimul secol. Ei însemnau rezerve, „a căror dezvoltare prin tehnologii tradiționale nu asigură eficiența necesară în ceea ce privește factorul de recuperare a petrolului și, în unele cazuri, nici în ceea ce privește costul producției de petrol”. În prezent, este general acceptat că rezervele greu de recuperat includ acele rezerve pentru care „tehnologiile existente nu îndeplinesc caracteristicile geologice ale formațiunii”, calitatea hidrocarburilor conținute în aceasta și, ca urmare, dezvoltarea lor este neprofitabilă. .

În plus, există o identificare a rezervelor greu de recuperat cu tipuri neconvenționale de petrol și gaze. Astfel, în SUA, uleiul neconvențional include:

Petrol greu și bitum, care sunt extrase din nisipurile bituminoase din provincia canadiană Alberta și din alte regiuni ale lumii;

Ulei extragreu, care este produs în Venezuela în bazinul râului. Orinoco;

Ulei de kerogen, sau ulei de șist, care este extras din șisturi bituminoase;

Ulei ușor din roci strânse, care se află în rezervoare cu permeabilitate scăzută.

Structura câmpurilor tradiționale presupune prezența rezervoarelor cu permeabilitate bună (mai mult de 0,01 µm 2) și a rocilor impermeabile (etanșe) care rețin acumulări de hidrocarburi. Absența acestei combinații ne permite să vorbim despre rezerve neconvenționale, a căror dezvoltare necesită tehnologii excelente. Astfel, sursele de gaze neconvenționale includ hidrați de gaz, gaz din roci dense cu permeabilitate scăzută (permeabilitatea rezervorului ≈ 1 mD), metanul din stratul de cărbune (permeabilitatea rezervorului ≈ 0,1 mD), gazul de șist (permeabilitatea rezervorului 0,001 mD), gaz dizolvat în apă, gaz de orizonturi adânci .

În cadrul de reglementare rus existent, pot fi distinse mai multe abordări pentru determinarea rezervelor greu de recuperat.

1. Din punct de vedere al clasificării rezervelor de resurse de petrol și gaze combustibile, care a fost aprobat prin Ordinul Ministerului Resurselor Naturale nr. 477 din 1 noiembrie 2013. Potrivit prezentului document, rezervele recuperabile includ acea „parte a rezervelor geologice care pot fi extrase din zăcământ (câmp) pe toată perioada de dezvoltare în cadrul unor soluții optime de proiectare folosind tehnologiile disponibile, ținând cont de respectarea cerințelor de protecție a subsolului și mediu inconjurator" Bazat această definiție, rezervele de câmpuri dezvoltate pot fi clasificate ca recuperabile, iar rezervele de câmpuri explorate pot fi clasificate ca greu de recuperat (rezervele sunt clasificate în funcție de gradul de dezvoltare industrială).

2. Din punct de vedere al calității materiilor prime hidrocarburi, se disting uleiuri cu proprietăți fizico-chimice anormale: grele; vâscos; sulfuros; ceros; rășinoase; cu saturație mare (mai mult de 500 m 3 /t) sau scăzută (sub 200 m 3 /t) de gaze; cu prezența a mai mult de 5% de componente agresive (hidrogen sulfurat, dioxid de carbon) în gazul liber și (sau) dizolvat. Potrivit Institutului de Chimie a Petrolului SB RAS, aceste tipuri de ulei sunt comune în multe domenii din întreaga lume.

În instrucțiunile de aplicare a clasificării rezervelor și resurselor de petrol și gaze combustibile, petrol după compoziție și proprietăți fizice se împarte în funcție de proprietăți, compoziția grupului de hidrocarburi, compoziția fracționată, conținutul de sulf și alte componente non-hidrocarburi, asfaltene și rășini.

3. Din punct de vedere al proprietăților de rezervor ale formațiunii gazdă, care afectează caracteristicile fizice și chimice ale materiilor prime hidrocarburi. Una dintre principalele caracteristici ale rezervoarelor este permeabilitatea - capacitatea rocilor de formare de a trece lichidul și gazul sub o diferență de presiune.

Pe baza valorii permeabilității, formațiunile productive sunt împărțite în formațiuni cu permeabilitate scăzută (de la 0 la 100 mD); mediu-impermeabil (de la 100 mD la 500 mD); foarte permeabil (mai mult de 500 mD). Există o împărțire în 5 clase de rezervoare (μm2): foarte permeabile (> 1); bine permeabil (0,1-1); mediu permeabil (0,01-0,1); permeabilitate scăzută (0,001-0,01); slab permeabil (< 0,001).

Pentru a clasifica rezervoarele de câmp de gaze, se folosesc clasele de rezervoare 1-4. Conform clasificării lui A.A. Rezervele neindustriale Khanina le includ pe cele cu permeabilitatea rezervorului mai mică de 0,001 µm 2 .

De menționat că, conform ordinului Guvernului Federației Ruse nr. 700-r din 3 mai 2012, există patru categorii de proiecte pentru producția de petrol greu de recuperat, determinate pe baza indicatorilor. a permeabilității rezervorului și a vâscozității uleiului:

1) proiecte pentru producția de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută în intervalul de la 1,5 la 2 midarcy inclusiv (de la 1,5 × µm 2 la 2 × µm 2 inclusiv);

2) proiecte pentru producția de petrol din rezervoare cu permeabilitate extrem de scăzută în intervalul de la 1 la 1,5 midarcy inclusiv (de la 1×10 -3 µm 2 la 1,5×10 -3 µm 2 inclusiv);

3) proiecte pentru producția de petrol din rezervoare cu permeabilitate extrem de scăzută până la 1 milidarcy inclusiv (până la 1×10 -3 µm 2 inclusiv);

4) proiecte pentru producerea uleiului ultravâscos cu o vâscozitate a uleiului în condiții de rezervor de peste 10.000 mPa×s.

Alte caracteristici ale rocilor gazdă sunt porozitatea scăzută a rezervoarelor, apariția rezervoarelor la adâncimi mici și (sau) în zona de permafrost, temperaturile in situ (100 °C > t< 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. Din perspectiva amplasării teritoriale a parcelei de subsol. Astfel, legislația fiscală oferă beneficii pentru producția de petrol:

a) în următoarele regiuni ale Rusiei:

Republicile Bashkortostan și Tatarstan (articolul 343.2);

Republica Sakha (Iacutia), regiunea Irkutsk, Teritoriul Krasnoyarsk (clauza 2, clauza 4, articolul 342.5);

Nenets Autonomous Okrug, Peninsula Yamal din Yamalo-Nenets Okrug autonom(clauza 5, clauza 4, articolul 342.5);

b) din noi câmpuri offshore situate parțial sau complet în mări: Azov, Baltic, Pechora, White, Japanese, Ohotsk, Caspic, Black, Barents, Kara, Laptev, East Siberian, Chukotka, Bering (clauza 5 a articolului 338);

c) din zonele subsolului situate la nord de Cercul Arctic, în întregime sau parțial în limitele apelor mării interne și ale mării teritoriale, pe platou continental RF.

2. Din punct de vedere al eficienţei economice a dezvoltării rezervelor. Conform clasificării Societății Internaționale a Inginerilor Petrolieri (Petroleum Resources Management System, PRMS), se disting rezervele dovedite, probabile și posibile. Această clasificare are ca scop asigurarea protecției investițiilor investitorilor, de aceea principalul criteriu este eficiență economică evoluții în macro-urile existente conditii economice luând în considerare prețurile materiilor prime de hidrocarburi de pe piața mondială, impozitarea curentă în utilizarea subsolului, costurile de explorare, foraj, transport și alți factori. Prin urmare, rezervele greu de recuperat sunt cele a căror dezvoltare nu este profitabilă din punct de vedere economic. O abordare și mai strictă a clasificării este Securities and Exchange Commission (SEC), care se ocupă doar de rezervele dovedite. Această clasificare împarte rezervele dovedite în rezerve dezvoltate, care pot fi extrase din sondele existente folosind echipamente și tehnologie existente și rezerve nedezvoltate, a căror extragere necesită investiții de capital suplimentare.

Principalul criteriu al clasificării rusești din 1983 a fost cunoașterea geologică a zonei subsolului. În clasificarea elaborată în 2005, dar neaplicată din cauza crizei financiare și economice din 2009-2010, s-a presupus că s-au distins rezerve semnificative din punct de vedere industrial, care au fost împărțite în profitabile condiționat și profitabile în mod normal. În mod normal profitabile sunt „rezervele recuperabile de zăcăminte (depozite), a căror implicare în dezvoltare la momentul evaluării conform calculelor tehnice și economice este rentabilă în condițiile economice actuale și în sistemul fiscal actual atunci când se utilizează echipamente și tehnologie pentru extracție. a materiilor prime, asigurând respectarea cerințelor de utilizare rațională a subsolului și de protecție a mediului”. În clasificarea din 2013, această împărțire nu este respectată. Obiectivul principal al clasificării adoptate este de a reglementa relația dintre stat - proprietarul subsolului și utilizatorul subsolului - locatar în scopul maximizării utilizării eficiente a subsolului în interesul reciproc avantajos al ambelor părți. În consecință, componenta economică din noua clasificare este aceea că utilizatorul subsolului justifică cea mai buna varianta dezvoltarea terenului, iar statul determină calitatea calculelor efectuate, implementând astfel funcții de reglementare și control.

3. Din punct de vedere al tipului de formatiune geologica. Legislația fiscală (clauza 21, clauza 1, articolul 342) identifică zăcăminte specifice de hidrocarburi clasificate ca zăcăminte productive Bazhenov, Abalak, Khadum sau Domanik, pentru a căror dezvoltare se asigură beneficii.

Producția de petrol din zăcămintele formațiunii Bazhenov este una dintre activitățile prioritare ale companiilor de petrol și gaze. Un fapt interesant este că pentru o lungă perioadă de timp formațiunea Bazhenov, care are o distribuție de 1 milion km2 în Siberia de Vest și a cărei grosime variază în intervalul 5-40 m, a fost considerată un ecran regional pentru capcane de petrol și gaze. Cu toate acestea, cercetările științifice moderne au arătat prezența în aceste roci a unor cantități uriașe de rezerve industriale de petrol ușor, de înaltă calitate. Proprietățile formațiunii Bazhenov care diferă de cele ale rezervoarelor tradiționale sunt microgoalurile, placarea, stratificarea și folierea, ceea ce determină cererea de tehnologii speciale și, prin urmare, abordări de înaltă calitate pentru alegerea unei companii de servicii petroliere.

4. Din punct de vedere al retrospectivului tehnologic. Progresul științific și tehnic obligă la transformarea rezervelor greu recuperabile. Deci, în anii 80-90. secolul trecut în Siberia de Vest nu au fost implicate în dezvoltare formațiunile Achimov și Bazhenov, zăcămintele Jurasic mijlociu, Jurasic inferior și Paleozoic. Jurasicul superior au fost parțial dezvoltate. În prezent, Jurasicul superior și Jurasicul inferior sunt deja pe deplin dezvoltate. Dezvoltarea zăcămintelor din jurasicul mediu, paleozoic și a formațiunii Achimov, precum și a depozitelor cenomaniene, s-a intensificat. Acestea din urmă nu au fost considerate pe termen scurt ca sursă de materii prime hidrocarburi în anii '90.

Astfel, varietatea de abordări pentru înțelegerea rezervelor de petrol greu de recuperat necesită utilizarea unor instrumente de stimulare a dezvoltării calitativ diferite.

Cea mai eficientă este reglementarea fiscală a extragerii rezervelor de petrol greu de recuperat sub formă de preferințe fiscale, a căror diversitate se datorează abordărilor de clasificare menționate mai sus.

Pentru a caracteriza pe deplin reglementarea fiscală a dezvoltării rezervelor de petrol greu de recuperat, este necesar să reamintim algoritmul de calcul al sumei taxei de extracție a mineralelor, calculată ca produsul dintre cota de impozitare corespunzătoare și mărimea impozitului. baza de impozitare.

Baza de impozitare este determinată ca cantitatea de minerale extrase în în natură. Cota de impozitare se determină ca produsul unei cote specifice pe tona de ulei desarat, deshidratat și stabilizat, înmulțit cu un coeficient care caracterizează dinamica prețului mondial al petrolului (Kts) și o valoare redusă a indicatorului Dm, care caracterizează caracteristicile petrolului. producție. Rata specifică este de 766 de ruble în 2015, 857 de ruble în 2016, 919 de ruble în 2017. Formula pentru calcularea Dm este prezentată mai jos.

D m = Kndpi ×K c ×(1 - K în ×K z ×K d ×K dv ×K kan)

K in - coeficient care caracterizează gradul de epuizare a rezervelor unui anumit sit subsol;

Kz - coeficient care caracterizează cantitatea de rezerve dintr-o anumită zonă de subsol;

K d - coeficient care caracterizează gradul de complexitate al producției de petrol;

K dv - coeficient care caracterizează gradul de epuizare a unui zăcământ specific de hidrocarburi;

Kkan este un coeficient care caracterizează regiunea de producție și proprietățile petrolului.

Impozitarea taxei de extracție a mineralelor (MET) la o dobândă zero se aplică producției de ulei ultravâscos extras din zonele subsolului care conțin petrol cu ​​o vâscozitate de 10.000 mPa×s sau mai mult (în condiții de rezervor). Rețineți că anterior vâscozitatea cu rata zero aplicată zonelor de subsol care conțin ulei cu o vâscozitate mai mare de 200 mPa×s (în condiții de rezervor). Astfel, creșterea pragului minim indică eficiența stimulentului fiscal, care a intrat pentru prima dată în vigoare în 2006, care a stimulat întreprinderile să utilizeze noile tehnologii ca urmare a reducerii sarcinii fiscale. Dacă vâscozitatea uleiului variază în intervalul de peste 200 mPa×s și mai puțin de 10.000 mPa×s (în condiții de rezervor), atunci Kcan (un coeficient care caracterizează regiunea de producție și proprietățile uleiului) este egal cu 0.

La extragerea petrolului dintr-un anumit zăcământ de hidrocarburi clasificat ca zăcăminte productive Bazhenov, Abalak, Khadum sau Domanik se aplică o cotă zero a taxei pentru extracția mineralelor, în conformitate cu datele bilanțului de stat al rezervelor minerale. De asemenea, sunt prevăzute concedii fiscale pentru extracția materiilor prime de hidrocarburi în cazul în care parcela de subsol este situată în întregime în limitele apelor maritime interne, a mării teritoriale, pe platoul continental al Federației Ruse sau în partea rusă (sectorul rus) a Fundul Mării Caspice.

O valoare redusă în calculul valorii taxei de extracție minerală a coeficientului Kd, care caracterizează gradul de complexitate al producției de petrol, se aplică petrolului produs dintr-un zăcământ specific de hidrocarburi în funcție de permeabilitatea și grosimea formațiunii (Clauza 2.3 Clauza). 1 Articolul 342.2 din Codul Fiscal al Federației Ruse):

0,2 - cu o permeabilitate de cel mult 2×10 -3 µm2 și o grosime efectivă saturată de ulei a formării de cel mult 10 metri;

0,4 - cu o permeabilitate de cel mult 2 × 10 -3 microni și o grosime efectivă saturată de ulei a formării de mai mult de 10 metri.

O valoare Kd de 0,8 este utilizată la extragerea uleiului dintr-un depozit specific al formațiunii Tyumen.

Pentru Republicile Bashkortostan și Tatarstan sunt prevăzute deduceri fiscale, aplicate la suma calculată a taxei de extracție minerală, aferente petrolului extras din zăcăminte cu rezerve inițiale la 1 ianuarie 2011 de 2.500 milioane tone și 200 milioane tone sau mai mult. Calculul deducerilor fiscale depinde de valoarea taxei de export.

Un coeficient care caracterizează regiunea de producție și proprietățile petrolului (Kkan), egal cu 0, este aplicat petrolului în zonele subsolului situate total sau parțial într-un număr de entități constitutive ale Federației Ruse (Republica Sakha (Yakutia), Regiunea Irkutsk , Teritoriul Krasnoyarsk).

Atunci când se dezvoltă noi zăcăminte de hidrocarburi offshore (HC) se utilizează comandă specială calculul bazei de impozitare și a cotei de impozitare pentru extracția minerală de 15% aplicată bazei de impozitare. Baza de impozitare este determinată ca fiind costul materiilor prime de hidrocarburi. Acesta din urmă este produsul dintre cantitatea de minerale extrase și costul minim marginal al unei unități de minerale extrase. Costul minim marginal al materiilor prime de hidrocarburi în termeni de petrol este determinat ca produsul dintre prețul mediu al petrolului în dolari SUA pe baril pentru perioada fiscală trecută pe piețele mondiale și valoarea medie a cursului de schimb dolarul american la rubla rusă pentru această perioadă fiscală, stabilită de Banca Centrală.

Rezumând cele de mai sus, putem observa:

1. O varietate de tipuri de preferințe fiscale pentru tipuri diferite petrol greu de recuperat: rata zero a taxei de extracție a mineralelor, coeficienți redusi în formula de calcul a taxei de extracție a mineralelor, o procedură specială pentru calcularea bazei de impozitare pentru un număr de domenii, care complică semnificativ calculul taxei de extracție a mineralelor și afectează negativ și administrarea sistemului fiscal.

2. Beneficiile sunt cele mai vizibile pentru Afaceri mari, în curs de dezvoltare depozite mari, care vă permite să creșteți resursele financiare și de investiții disponibile pentru dezvoltarea și implementarea de noi tehnologii. Întreprinderile mici producătoare de petrol care au câmpuri mici situate în zone tradiționale de producție de petrol nu primesc beneficii financiare semnificative din reducerea poverii fiscale atunci când dezvoltă rezerve de petrol greu de recuperat. Din cauza cost ridicat Tehnologii și echipamente speciale, personalul calificat necesar pentru dezvoltare necesită resurse investiționale semnificative, a căror achiziție pe piața de valori și credite pentru întreprinderile mici este o sarcină dificilă.

3. O măsură eficientă de susținere a întreprinderilor mici din sectorul petrolului și gazelor este, potrivit autorilor, utilizarea impozitului pe venit adăugat în locul taxei de extracție minerală timp de 5 ani. S-au pierdut venituri fiscale în sistemul bugetar va fi parțial compensată de veniturile din impozitul pe venit.

Recenzători:

Boyarko G.Yu., Doctor în Economie, Candidat în Geologie și Mineralogie, Profesor, Șef al Departamentului de Economie a Resurselor Naturale, Universitatea Politehnică din Tomsk, Tomsk;

Yazikov E.G., Doctor în Geologie și Mineralogie, Profesor, Șef al Departamentului de Geoecologie și Geochimie, National Research TPU, Tomsk.

Lucrarea a fost primită de redactor pe 15 aprilie 2015.

Link bibliografic

Sharf I.V., Borzenkova D.N. REZERVE DIFICILE DE ȚEI: CONCEPȚIE, ABORDARI DE CLASIFICARE ȘI STIMULARE A DEZVOLTĂRII // Cercetare de baza. – 2015. – Nr. 2-16. – p. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (data accesului: 27/04/2019). Vă aducem în atenție reviste apărute la editura „Academia de Științe ale Naturii”

Rezerve TRIZ greu de recuperat . În URSS, personalul Bakken ( Formația Bazhenov ) a fost observată cu 10 ani mai târziu decât în ​​SUA și au început să o studieze cu atenție în 1968. A fost ca un caz în care „nu ar fi existat nicio fericire, dar durerea a ajutat”. La câmpul Salym de lângă orașul Gornopravdinsk, în timpul adâncirii sondei de explorare 12-R la o adâncime de jos de 2840 m, a avut loc un flux necontrolat de petrol, în urma căruia aparatul de foraj a luat foc. În urma investigațiilor asupra rolului organelor de drept, s-a putut dovedi că geologii și muncitorii nu erau de vină. Fântâna (capacitatea sa a fost estimată la câteva sute de tone pe zi), care s-a format acolo unde nimeni nu se aștepta, a întors capetele cercetătorși liderii ruși. Suita Bazhenov (și de acolo a început să curgă fântâna) a început să fie studiată activ și au fost forate puțuri proaspete. Dar s-a descoperit rapid că productivitatea sondelor a fost cu siguranță diferită; având în vedere provocările tehnologice, geologii nu au avut capacitatea de a caracteriza întreaga secțiune a Formațiunii Bazhenov. Ca urmare, pentru o lungă perioadă de timp, zăcămintele Bazhen au rămas subiectul cercetării științifice mai degrabă decât al unei dezvoltări industriale reale.

Acum situația este fundamental diferită. Ca urmare a epuizării zăcămintelor clasice și (merită să recunoaștem) a abilității de succes a SUA în dezvoltarea formațiunilor de șist, guvernul din Federația Rusă și companiile petroliere acordă cea mai mare atenție dezvoltării unor forme greu de recuperat. rezerve de ulei. Toți favoriții industriei petroliere ruse lucrează cu Bazhen - Rosneft, LUKOIL, Surgutneftegaz și Gazprom Neft acordă, de asemenea, o atenție excesivă planurilor de șist. La începutul lunii februarie 2014, a fost semnat o completare la acordul activ cu Schlumberger privind cooperarea tehnologică în dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat, în special formațiunea Bazhenov. Și în 2013, Shell și Gazprom Neft au creat o societate mixtă, Khanty-Mansi Oil and Gas Union, pentru a lucra în zonele petroliere de șist din Siberia de Vest. Mai mult, companiile au deja un joint venture de succes - Salym Petroleum Development, care dezvoltă grupul Salym campuri petroliereși încă lucrează la dezvoltarea formațiunii Bazhenov: în februarie a acestui an, SPD a început să foreze 1 sondă de evaluare orizontală la câmpul Verkhne-Salym. Cu toate acestea, cu excepția element tehnologic, în toate planurile de implicare în dezvoltarea rezervelor greu de recuperat din Federația Rusă (ca, în general, în orice altă țară din lume) există și una economică.

REDUCERI DE IMPOZIT (rezerve greu de recuperat)

Poziția autorităților ruse cu privire la importanța problemei implicării în producție a rezervelor greu de recuperat s-a schimbat dramatic. În special, potrivit șefilor Ministerului Resurselor Naturale și Mediului, Serghei Donskoy, studiul rezervelor nestandard de hidrocarburi din Federația Rusă, care este activat în în timp real, va fi un factor necesar în producția de petrol în 20 de ani: „Dacă în ceea ce privește rezervele de petrol greu de recuperat putem pune rezerve în regiunea autonomă Khanty-Mansi în bilanț, atunci Federația Rusă ar putea deveni pe primul loc în lume în ceea ce privește rezervele de petrol în ansamblu.” Sub Ministerul Resurselor Naturale al Federației Ruse, pe baza Rosgeologiei, se formează un centru de coordonare pentru cercetarea și studiul formelor și surselor nestandardizate de materii prime hidrocarburi. Potrivit textelor directorului general adjunct al acestei companii, Roman Samsonov, pe terenurile Federației Ruse sunt vizate patru sau cinci locuri de testare pricepute, cu diferite condiții naturale, peisaje și caracteristici geologice. Ministrul Energiei, Alexander Novak, a declarat, la rândul său, că Federația Rusă va continua să crească producția de petrol, inclusiv datorită studiului rezervelor greu de recuperat. Conform textelor sale, intensificarea muncii cu această categorie de resurse a devenit posibilă ca urmare a adoptării modificărilor la legislația privind stimulentele fiscale, care inițiază extragerea rezervelor de petrol greu recuperabile.

Într-adevăr, guvernul în perioada 2012–2013 a făcut o serie de pași în această direcție, cel central fiind dezvoltarea Lege federala Nr. 213-FZ, care a introdus un avantaj fiscal sub forma coeficienților de reducere a cotei impozitului la extracția mineralelor necesare (MET) în raport cu mai multe categorii de TRIZ. În special, cota impozitului pe extracția mineralelor poate fi redusă de la 20% la 100% în funcție de permeabilitatea zăcământului și de tipul zăcământului productiv (zero se aplică petrolului produs din zăcăminte clasificate ca zăcăminte productive Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanik) . În plus, au fost aduse modificări la legea „Cu privire la tarifele vamale”, care introduc o rată redusă a taxei de export la petrolul extras din zăcămintele formațiunii Tyumen. Pentru a utiliza o rată redusă, este necesar ca rezervele inițiale de petrol din zăcămintele formațiunii Tyumen să fie de cel puțin 80% din rezervele inițiale de petrol ale întregii zone de licență.

Legea are, de asemenea, restricții privind acordarea de prestații. Una dintre cele mai semnificative este că nivelul de epuizare a depozitelor de rezerve greu recuperabile de la 1 ianuarie 2012 nu trebuie să depășească 3%, sau depozitele trebuie incluse în bilanțul municipal de aprovizionare de la 1 ianuarie 2012. Există, de asemenea, multe probleme cauzate de faptul că procedura de determinare a caracteristicilor de permeabilitate și a grosimii efective saturate cu ulei a unui rezervor pentru un zăcământ de hidrocarburi este situată în stadiul de dezvoltare. Și până la intrarea în vigoare a acestuia, contribuabilul trebuie să fie controlat de valorile de permeabilitate și de grosimea efectivă saturată de petrol a formațiunii, notate în Bilanțul Municipal al Rezervelor de Minerale Necesare (GBZ) de la 1 ianuarie 2012. Cu toate acestea, prima practică de utilizare a stimulentului a arătat că caracteristicile de permeabilitate, grosimea efectivă saturată de ulei a formațiunii și, de exemplu, depozitele productive din GBZ sunt întotdeauna reflectate cu tact. Și acest lucru complică semnificativ probabilitatea de a primi beneficii. Din 7 februarie 2014, au fost emise explicații de la Serviciul Federal de Taxe al Federației Ruse cu o listă de nume de straturi cu atribuirea lor la un alt depozit productiv. Cu toate acestea, cum vor funcționa aceste explicații este încă neclar.

În general, firmele petroliere privesc pozitiv misiunea guvernului, încurajând dezvoltarea TRIZ. Legea 213 a făcut deja posibilă creșterea eficienței financiare a dezvoltării și constituirea rezervelor greu recuperabile în 10 zăcăminte pe întreg teritoriul țării. Gazprom Neft mai are aceste depozite în rucsac. Cu toate acestea, în opinia lucrătorilor din petrol, setul de beneficii existent încă nu are posibilitatea de a iniția în mod absolut dezvoltarea rezervelor greu de recuperat. Guvernul, îndeplinind dorințele lucrătorilor din petrol, invită să crească pragul de epuizare a câmpului de la 3 la 10%. Proiectul de lege, care propune extinderea posibilității de utilizare a coeficienților reducători ai cotei impozitului pe extracția mineralelor la depozitele aferente zăcămintelor productive ale formațiunilor Bazhenov, Khadum, Domanik și Abalak cu un grad de epuizare a rezervelor de la 1 ianuarie 2012 de la 3. la 10%, este deja în Duma de Stat. Dimpotrivă, Ministerul Finanțelor al Federației Ruse nu se opune la acest lucru, iar în departamentul de relații publice al Ministerului Energiei i-au spus jurnalistului SN că departamentul, în plus, consideră recomandabil să crească limita superioară a gradul de producție de la 10 la 13%, „din moment ce există acest moment Limitările privind epuizarea rezervelor pentru a utiliza o cotă diferențiată de impozitare pentru extracția minerală în raport cu petrolul greu de recuperat au eliminat probabilitatea utilizării beneficiilor pentru economia planurilor care au fost în dezvoltare de mult timp.”

În prezent, este de asemenea luată în considerare posibilitatea acordării de preferințe fiscale sub forma unui coeficient de reducere a cotei taxei de extracție a mineralelor pentru petrolul cu vâscozitate mare (cu o vâscozitate de la 30 mPa s la 200 mPa s).

Dar aceste concluzii, dacă sunt adoptate, pot fi considerate totuși doar ca parte a unui ansamblu de măsuri de stimulare a dezvoltării rezervelor greu recuperabile. Lucrătorii petrolieri ar dori să introducă o cotă zero a taxei de extracție a mineralelor pentru depozitele de rezerve greu de recuperat, indiferent de gradul de epuizare al zăcămintelor, pentru a extinde beneficiile la rezervoare cu permeabilitate scăzută, zone cu saturație scăzută de petrol (nu mai mult de 55%) sau o lățime efectivă redusă a rezervorului (nu mai mult de 4 metri), sau cu cea mai mare tăiere de apă (mai mult de 80%) pentru formațiunea Achimov, extind faza de impozitare preferențială la 20 de ani pentru toate categoriile de greutăți greu de utilizat. recupera rezervele.

„Desigur, ținând cont de concentrarea Ministerului Finanțelor al Federației Ruse asupra prevenirii unei scăderi a părții profitabile a bugetului de stat, posibilitatea adoptării acestor amendamente nu este evidentă”, a declarat Alexander Shubin, șeful departamentul fiscal și personalitățile politice ale Gazprom Neft. - Cu toate acestea, aceasta este o muncă pentru viitor. Cota taxei de extracție a mineralelor în structura tuturor planurilor fiscale (cu excepția taxei de export) este de 80%, iar extinderea caracteristicilor preferențiale pentru TRIZ poate avea un impact semnificativ asupra eficienței implementării acestora, ceea ce va ajuta, fără îndoială, la eliminarea planuri cu profit scăzut la un grad de profitabilitate acceptabil pentru a face o concluzie pozitivă de investiție.

Sub rezerva actualizării cadrului de reglementare în ceea ce privește extinderea perimetrului rezervelor preferențiale, extinderea perioadei de influență a stimulentului și stabilirea unei proceduri incolore pentru determinarea și utilizarea coeficienților proaspeți, stimulentul are posibilitatea de a oferi o a doua viață aproape toate activele active ale ramurii petroliere ruse și ale Gazprom Neft în special și vor avea, de asemenea, un impact pozitiv asupra implicării în dezvoltarea de TRIZ-uri proaspete odată cu introducerea tehnologii moderne producția de petrol, ajutând la actualizarea arsenalului tehnologic al industriei.”

Experții din industrie vorbesc și ei despre asta. Pentru monitorizarea Întreprinderii de Stat „NACRN numită după. V.I. Shpilman”, până în 2030, câmpurile formațiunii Bazhenov au capacitatea de a produce 18-20 de milioane de tone de petrol pe an, dar sub rezerva depozitării unui pachet de beneficii. În acest caz, beneficiile emise acum se vor plăti singure a doua zi. Potrivit Centrului. Shpilman, producția de aproximativ 600 de milioane de tone de petrol din câmpurile formațiunii Bazhenov are capacitatea de a livra bugetului până la 2 trilioane de ruble.

Gazprom Neft (și industria în ansamblu) sugerează că stimulentele pentru dezvoltarea TRIZ-urilor sunt doar prima perioadă pe calea creșterii atractivității producției complexe de petrol în Federația Rusă. Beneficiile active sunt aplicabile destul de restrâns și doar o mică parte din provizii, caracterizată prin complexitatea dezvoltării, sunt afectate de acestea. Lucrătorii petrolieri spun că cel mai bun mecanism de stimulare a dezvoltării acestor rezerve este impozitul pe veniturile auxiliare, care va garanta constituirea bazei de impozitare în funcție de rezultatele financiare finale ale lucrării. Cu acest AIT, va permite firmelor să minimizeze povara fiscală în stadiul inițial al afacerii, când investițiile sunt maxime, dar literalmente nu există încă nici un profit.

Cu toate acestea, încă nu există integritate în guvern sub acest pretext. Ministerul Energiei discută în prezent posibilitatea introducerii taxei suplimentare pentru planurile individuale, însă Ministerul Finanțelor spune că acest conținut nu este o prioritate acum. Adepții filialei nu își pierd speranța și continuă să găsească noi modalități de a dezvolta provizii greu de extras.

Producția industrială de petrol și gaze se desfășoară de mai bine de un secol. Nu este de mirare că cele mai ușor accesibile rezerve de hidrocarburi au fost implicate inițial în dezvoltare. Acum sunt din ce în ce mai puține dintre ele, iar probabilitatea de a descoperi un nou zăcământ uriaș comparabil cu Samotlor, Al-Gawar sau Prudhoe Bay este practic zero. Cel puțin, nimic de genul acesta nu a fost încă găsit în acest secol. Ne place sau nu, trebuie să dezvoltăm zăcăminte de petrol greu de recuperat.

Rezerve greu de recuperat ele pot fi împărțite în două grupe. O categorie include depozitele cu permeabilitate scăzută a formațiunilor (gresii strânse, șisturi, formațiunea Bazhenov). În același timp, petrolul extras din astfel de zăcăminte este destul de comparabil în caracteristicile sale cu petrolul din câmpurile tradiționale. O altă grupă include depozitele de ulei greu și foarte vâscos (bitum natural, nisipuri petrolifere).

Încercările de extragere a petrolului din rezervoare cu permeabilitate scăzută prin metode tradiționale duc la următorul efect - la început puțul produce un flux bun de petrol, care se termină foarte repede. Petrolul este extras doar dintr-o zonă mică adiacentă secțiunii perforate a sondei, astfel încât forarea verticală în astfel de câmpuri este ineficientă. Productivitatea unei sonde poate fi crescută prin creșterea zonei de contact cu formațiunea saturată de petrol. Acest lucru se realizează forând puțuri cu o secțiune orizontală mare și efectuând simultan câteva zeci de operațiuni de fracturare hidraulică. Așa-numitul „ulei de șist” este extras într-un mod similar.

La extragerea bitumului natural sau a uleiului foarte vâscos, fracturarea hidraulică nu va ajuta. Metodele de extragere a acestor materii prime depind de adâncimea rocilor saturate cu petrol. Dacă adâncimea este mică și se ridică la zeci de metri, atunci minerit în cariera deschisă rase Când petrolul apare la o adâncime de sute de metri, se construiesc mine pentru a-l extrage. În Canada, nisipurile petroliere din Alberta sunt dezvoltate în acest fel; în Rusia, câmpul Yaregskoye poate servi drept exemplu. Roca extrasă de un excavator este zdrobită și amestecată cu apa fierbinteși este introdus într-un separator care separă uleiul de nisip. Vâscozitatea uleiului rezultat este atât de mare încât nu poate fi pompat printr-o conductă în forma sa originală. Pentru a reduce vâscozitatea, uleiul este amestecat cu un solvent de proces, de obicei se utilizează benzină sau motorină.

Dacă roca nu poate fi scoasă la suprafață, încălzirea cu abur se efectuează în subteran. Tehnologia gravitațională cu abur folosită de Tatneft la câmpul Ashelchinskoye se bazează pe utilizarea unei perechi de puțuri orizontale. Într-una dintre ele se injectează abur, din cealaltă se ia ulei. Aburul pentru injectare în puț este produs într-o cameră de cazane special construită. Când este îngropat adânc, eficacitatea metodei scade datorită faptului că temperatura aburului scade considerabil pe drumul către formație. Metoda de stimulare abur-gaz dezvoltată de RITEK, care presupune producerea aburului direct în formațiune, nu prezintă acest dezavantaj. Generatorul de abur este instalat direct în față; îi sunt furnizați reactivi, care interacționează cu degajarea de căldură. Ca rezultat al reacției, se formează azot, dioxid de carbon și apă. Dizolvare dioxid de carbonîn ulei își reduce și mai mult vâscozitatea.

Companiile producătoare de gaze se confruntă cu probleme similare. Depozitele cenomaniene sunt cele mai convenabile pentru dezvoltare. Rezervoarele cenomaniene au de obicei o permeabilitate ridicată, ceea ce le permite să fie exploatate cu puțuri verticale tradiționale. Gazul cenomanian este „uscat”, este format din 97-99% metan și, prin urmare, necesită eforturi minime de pregătire înainte de livrare sistem de transport.

Epuizarea zăcămintelor cenomaniene obligă companiile producătoare de gaze să apeleze la rezerve de gaz greu de recuperat. Etapa Turoniană este caracterizată de permeabilitatea scăzută a rezervorului, astfel încât puțurile verticale sunt ineficiente. Cu toate acestea, gazul Turonian este format din 85-95% metan, ceea ce face posibilă utilizarea metodelor relativ ieftine pentru prepararea lui în teren.

Situația este mai gravă cu gazele extrase din stadiul Valanginian și zăcămintele Achimov. Aici se află „gazul umed”, pe lângă metanul care conține etan, propan și alte hidrocarburi. Înainte ca gazul să fie furnizat sistemului de transport, acestea trebuie separate de metan, iar acest lucru necesită echipamente complexe și costisitoare.

În spatele unui câmp, depozitele de gaze pot fi identificate la diferite niveluri. De exemplu, în zăcământul Zapolyarnoye, gazele apar în zăcămintele Turonian, Cenomanian, Neocomian și Jurasic. De regulă, cea mai accesibilă etapă cenomaneană este implicată mai întâi în minerit. La faimosul zăcământ Urengoy, primul gaz cenomanian a fost produs în aprilie 1978, gazul Valanginian în ianuarie 1985, iar Gazprom a început exploatarea zăcămintelor Achimov abia în 2009.

Subiect: Perspective pentru dezvoltarea rezervelor greu de recuperat în republică și în Rusia în ansamblu

Tip: Rezumat | Dimensiune: 146.70K | Descărcări: 50 | Adăugat 12.11.14 la 15:04 | Evaluare: 0 | Mai multe rezumate

Universitatea: Institutul Petrol de Stat Almetyevsk

Anul și orașul: Almetyevsk 2013

Introducere 3

1. Perspective pentru TIZ. Utilizarea subsolului și dezvoltarea bazei de resurse în Republica Tatarstan și Rusia 4

2. Perspective de dezvoltare industria petrolului 9

3. Sprijinul științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere cu rezerve greu de recuperat 13

Concluzia 22

Referințe 23

INTRODUCERE

Rezerva principală pentru menținerea nivelurilor producției de petrol în multe regiuni ale Federației Ruse în condiții moderne de dezvoltare a industriei sunt rezervele de petrol greu de recuperat (TIR). Dacă la începutul anilor 60. ponderea rezervelor greu de recuperat în soldul total al URSS/Rusia era de aproximativ 10%, atunci deja în anii '90. a depăşit 50% şi continuă să crească. În cei 60 de ani de la descoperirea primului zăcământ comercial de petrol, industria petrolieră din Tatarstan a cunoscut o creștere, o stabilizare de 7 ani cu un nivel de producție de peste 100 de milioane de tone/an, o scădere continuă ulterioară timp de 19 ani și apoi , după o uşoară creştere (1995), a început din nou perioada de stabilizare a producţiei la un nivel de peste 25 milioane tone/an. Acesta a fost în mare parte rezultatul implementării unui număr de programe de îmbunătățire a recuperării petrolului în locuri cu rezerve de petrol greu de recuperat. De aceea, experiența de mulți ani de dezvoltare a depozitelor și straturilor cu rezerve tehnice aici și creșterea eficienței dezvoltării lor este foarte valoroasă.

Relevanța problemei. În situația economică actuală din Rusia, problema creșterii eficienței extragerii rezervelor de petrol pe baza utilizării celor mai noi tehnologii pentru explorarea suplimentară, dezvoltarea și dezvoltarea suplimentară a zăcămintelor din vechile zone producătoare de petrol a căpătat o relevanță deosebită. Stabilitatea nivelului producției de petrol la zăcămintele care au intrat în fazele finale de dezvoltare este determinată de utilizarea rațională a rezervelor rămase greu recuperabile. În esență, rezervele tuturor câmpurilor aflate într-o etapă târzie de dezvoltare devin greu de recuperat. Acum aproximativ jumătate din petrolul produs în țară este asigurat de rezerve greu de recuperat.

Scopul acestei lucrări: studierea suportului științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere cu rezerve greu de recuperat. Următoarele sarcini decurg din obiectivul stabilit: să ia în considerare perspectivele de dezvoltare a producției de petrol în țară și dinamica rezervelor de petrol greu de recuperat din câmpurile rusești.

1. PERSPECTIVE TEEZ. UTILIZAREA SUBSOLULUI ȘI DEZVOLTAREA BAZEI DE RESURSE ÎN RT ȘI RUSIA

Pentru Rusia, țară cu potențial enorm de resurse naturale, problemele dezvoltării relațiilor legate de acordarea drepturilor de utilizare a subsolului și monitorizarea respectării condițiilor de furnizare a acestora, problemele de utilizare a relațiilor în procesul de utilizare a subsolului pentru a reglementa o gamă mai largă de procesele socio-economice sunt printre cele mai importante. În opinia noastră, pe parcursul reformelor economice aflate în desfășurare, natura complexă a relațiilor în procesul de utilizare a subsolului și sfera de acțiune a acestora nu sunt realizate și nu sunt utilizate într-o măsură suficient de deplină.

În Rusia, pentru o lungă perioadă de timp (din 1994), creșterea rezervelor de hidrocarburi nu a compensat producția de petrol și gaze. Numai din 1994 până în 2000, producția neînlocuită de hidrocarburi lichide s-a ridicat la aproximativ 700 milioane% din gaz - mai mult de 2,3 trilioane. m3. În anii următori, acest decalaj a crescut. Deci, dacă pentru 1997-2001. Creșterea rezervelor industriale de petrol, inclusiv gaze condensate, a asigurat înlocuirea producției sale cu 86%, apoi în 2002 - doar cu 64%, în valoare de 243 milioane tone cu o producție de 421,4 milioane tone. baza de materie primă se deteriorează. Ponderea rezervelor greu de recuperat din Rusia a depășit 55%. Ponderea rezervelor a căror rată de epuizare este mai mare de 80% depășește 25% din rezervele dezvoltate de companiile petroliere, iar ponderea rezervelor cu o reducere a apei de peste 70% este mai mare de 30%. Din 1991 până în 2001, în structura rezervelor recuperabile, numărul depozitelor mici a crescut cu 40%, în timp ce numărul depozitelor unice și mari a scăzut cu peste 20%. În general, 80% din depozitele din soldul statului sunt clasificate ca mici.

Există multe motive pentru starea nefavorabilă a bazei de materie primă, toate fiind binecunoscute specialiștilor. Aceasta include o reducere bruscă a volumului lucrărilor regionale de explorare geologică pentru petrol și gaze din cauza scăderii generale a fonduri publice alocate pentru scopurile declarate, precum și lipsa unei motivații adecvate în rândul companiilor de petrol și gaze - utilizatorii subsolului și controlul slab al statului asupra furnizării de utilizare rațională subsolul și eficiența dezvoltării câmpului, precum și lipsa competențelor necesare pentru reglementarea de stat a relațiilor de utilizare a subsolului între autoritățile executive federale care desfășoară politici publiceîn domeniul exploatării mineralelor combustibile. În plus, opacitatea, corupția și riscurile mari asociate, în special, cu posibilitatea revocării licențelor miniere de la utilizatorii subsolului, reduc atractivitatea investițională a acestui domeniu de activitate.

Până în 2002, regiunile au participat activ la investițiile în reproducerea bazei de resurse minerale. Investițiile lor în explorarea geologică au fost de 2-3 ori mai mari decât volumul investițiilor federale. Chiar și în 2003, când bugetele regionale erau practic lipsite de surse de finanțare pentru geologie, au investit aproximativ aceeași sumă de fonduri ca și bugetul federal. Odată cu eliminarea contribuțiilor pentru reproducerea bazei de resurse minerale, volumul lucrărilor de explorare geologică în principalele regiuni producătoare de petrol din Rusia a scăzut de 1,5-1,8 ori. În același timp, se credea că companiile miniere ar trebui să fie independent și pe cheltuiala fonduri proprii efectuează lucrări de explorare geologică și asigură o creștere a rezervelor minerale. Cu toate acestea, companiile utilizatoare de subsol nu au primit stimulente adecvate. Prin urmare, legislația ar trebui să stimuleze această activitate, care este de mare importanță națională.

Mecanismul de piață existent al agriculturii fără măsuri de implementare reglementare guvernamentală nu asigură utilizarea subsolului soluție cuprinzătoare obiective strategice utilizarea resurselor minerale. Ca urmare, a existat un decalaj pe termen lung în activitatea regională, atât în ​​cele mai importante regiuni producătoare de petrol și gaze, cât și în noile provincii promițătoare de petrol și gaze. În esență, s-a pierdut timp pentru a pregăti noi regiuni pentru activități de prospectare și evaluare pe scară largă și, ulterior, pentru a pregăti rezervele industriale de hidrocarburi.

Când producția de petrol în regiunile vechi este intensificată la limită, practic nu se face nimic pentru a pregăti înlocuirea lor. Puteți critica sistemul de planificare sovietic cât de mult doriți, dar a ținut întotdeauna cont de viitor. Aceasta a fost o tradiție în dezvoltarea bazei de resurse minerale a țării.

În legătură cu cele de mai sus, ar trebui să se lucreze cât mai curând posibil pentru a studia noi regiuni care să asigure stabilizarea situației în acest domeniu. Mai mult, există încă astfel de regiuni în țară: în primul rând Marea Caspică, Siberia de Est și rafturile mărilor marginale. Întârzierea rezolvării acestei sarcini critice ar putea duce la pierderea resurselor naționale de combustibil și energie. Cu toate acestea, o soluție de succes a acestei probleme este imposibilă fără adoptarea unor noi legi care să stimuleze intrarea companiilor utilizatori de subsol în aceste regiuni.

Sistemul general controlat de guvern utilizarea subsolului ar trebui să fie construită pe baza intereselor strategice ale statului ca atare și ale entităților constitutive ale Federației Ruse, ținând cont interese economice entitati economice. Pentru a face acest lucru aveți nevoie de:

Realizarea unei monitorizări reale a tuturor licențelor eliberate și a întregului sistem de autorizare a subsolului;

A face exerciţii fizice strategie generală managementul utilizării subsolului cu accent pe formarea de proceduri și principii de obiectivare a costurilor utilizatorilor subsolului;

Asigurarea unui regim fiscal stabil pentru utilizarea subsolului, nu modificați (dacă nu este absolut necesar) legile și reglementările existente.

Baza de materie primă a țării ar trebui să se dezvolte conform schemei de reproducere extinsă. Declarațiile despre rezervele excedentare ale companiilor rusești și propunerile de introducere a sancțiunilor economice pentru rezervele care depășesc oferta de opt până la nouă ani sunt, de fapt, eronate și periculoase pentru dezvoltare economicăţări.

Perspective pentru dezvoltarea producției de petrol.

Nivelurile prospective ale producției de petrol în Rusia vor fi determinate în principal de următorii factori: cererea de combustibil lichid și nivelul prețurilor mondiale pentru acesta, dezvoltarea infrastructurii de transport, condițiile fiscale și realizările științifice și tehnice în explorare pentru dezvoltarea câmpului, precum și ca calitatea bazei de materie primă explorată.

Volumele viitoare de producție de petrol în Rusia vor varia semnificativ în funcție de una sau alta versiune a dezvoltării socio-economice a țării. Cu o combinație de favorabile interne și conditii externeși factori (opțiuni de dezvoltare optimiste și favorabile), producția de petrol în Rusia ar putea fi de aproximativ 460-470 de milioane de tone. în 2010 și să crească la 500-520 de milioane de tone până în 2020. În condiții externe și interne care formează o versiune moderată a dezvoltării socio-economice a țării, se preconizează că producția de petrol va fi semnificativ mai mică - până la 450 de milioane de tone în 2010 și până la 460 de milioane de tone în 2020. În sfârșit, în cazul critic, creșterea producției de petrol poate continua doar în următorii 1-2 ani, iar apoi se preconizează o scădere a producției: la 360 milioane de tone până în 2010 și la 315 milioane de tone până la 2020

Producția de petrol va fi realizată și dezvoltată în Rusia ca și în zonele tradiționale producătoare de petrol, cum ar fi Vestul Siberiei, regiunea Volga, Caucazul de Nord și în noile provincii petroliere și gaziere din nordul european (regiunea Timan-Pechora), în Siberia de Est și Orientul îndepărtat, în sudul Rusiei (provincia Caspică de Nord).

Provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest va rămâne principala bază petrolieră a țării pentru întreaga perioadă analizată. Producția de petrol din regiune va crește până în 2010 sub toate opțiunile cu excepția celei critice, iar apoi va scădea ușor și se va ridica la 290-315 milioane de tone în 2020. În cadrul opțiunii critice, dezvoltarea zăcămintelor cu rezerve greu recuperabile va devin nerentabile, ceea ce va duce la o scădere semnificativă a producției în regiune.

În provincia Volga-Ural și în Caucazul de Nord, producția de petrol va scădea, din cauza epuizării bazei de resurse. În scenariile moderate și critice, producția din aceste regiuni va scădea mai intens.

În general, în partea europeană a Rusiei, producția de petrol (inclusiv offshore) va scădea și până în 2020 se va ridica la 90-100 de milioane de tone. (față de 110 milioane de tone în 2002).

Pe baza calității actuale și proiectate a bazei de materie primă a industriei, sunt necesare următoarele:

Intensificarea semnificativă a lucrărilor de explorare geologică pentru a asigura creșterea necesară a producției din zăcăminte încă nedescoperite (programul de licențiere a subsolului de stat ar trebui să asigure, ținând cont de riscurile probabile, atingerea nivelurilor de lucrări de explorare geologică și a investițiilor în acestea necesare pentru dezvoltarea industriei);

Creșterea ratelor de recuperare a petrolului pentru a crește potențialul recuperabil și producția actuală a zăcămintelor dezvoltate.

2 PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE A INDUSTRIEI PETROLIERE

Republica Tatarstan este cea mai veche regiune producătoare de petrol din țară. Există factori pozitivi care ne permit să evaluăm în mod optimist perspectivele pregătirii de noi rezerve în vechile zone producătoare de petrol.

Practica arată că resursele de prognoză și estimările cresc continuu pe măsură ce studiul progresează, iar Republica Tatarstan este o confirmare clasică a acestui lucru. În Tatarstan, de-a lungul anilor de reforme ale pieței, s-a asigurat o reproducere extinsă a rezervelor de petrol față de 20-50% în anii precedenți. Disponibilitatea rezervelor dovedite de producție curentă, cu creșterea sa continuă, a crescut și este în prezent mai mare decât în ​​țară. Republica își reevaluează în mod regulat resursele de petrol anticipate. Ca urmare, resursele totale inițiale (recuperabile) au crescut cu 21% în ultimul deceniu. Resursele recuperabile nedescoperite sunt evaluate mai mult decât erau acum 30 de ani. Ele vor crește pe măsură ce studiezi. Este planificată reevaluarea în continuare a resurselor prognozate, care va fi efectuată o dată la 5 ani. De regulă, fiecare reevaluare a resurselor de prognoză duce la creșterea acestora.

În al doilea rând, la evaluarea resurselor, factorul de recuperare a petrolului (ORF) este de obicei considerat 30-35%. Se presupune că, cu tehnologii stăpânite, după dezvoltarea rezervelor recuperabile, va rămâne în subsol de 2 ori mai mult petrol decât va fi produs până la sfârșitul dezvoltării câmpului.

Deși Republica Tatarstan se caracterizează printr-o explorare ridicată a subsolului, de-a lungul anilor de reforme ale pieței, reproducerea rezervelor de deșeuri s-a îmbunătățit și este mai favorabilă în comparație cu media rusă. Cu toate acestea, creșterea rezervelor totale datorată noilor descoperiri a scăzut de la 49,2 la 13%/an. În ciuda aprovizionării suficiente cu rezerve dovedite de petrol, strategia acordă o atenție semnificativă pregătirii de noi rezerve. Acest lucru se explică prin ponderea mare a rezervelor de petrol greu de recuperat, în valoare de 80%. Strategia pe termen lung pentru reproducerea rezervelor în vechile regiuni petroliere ar trebui să includă lucrul în trei direcții:

Studiu și căutare ulterioară a zăcămintelor de petrol în țintele tradiționale de explorare (zăcaminte Devonian și Carbonifer).

Efectuarea de lucrări la scară largă pentru creșterea factorului de recuperare a petrolului, care ar putea deveni o nouă direcție importantă pentru creșterea bazei de resurse din vechile regiuni producătoare de petrol.

Studiu geologic al potențialului de petrol și gaze al obiectelor neconvenționale ale rocilor de subsol cristaline de adâncime și al depozitelor sedimentare Riphean-Vendian, bitum permian.

În prezent, în industria petrolieră a Republicii Tatarstan operează 28 de mici companii petroliere, a căror producție de petrol variază între 10 mii și 500 mii tone/an. Practic, aceste companii au fost create pe baza Decretului președintelui Republicii Tatarstan privind creșterea producției de petrol în perioada 1997-1998. Pe o bază competitivă, le-au fost transferate 67 de zăcăminte petroliere, majoritatea cu rezerve greu de recuperat care conțin uleiuri cu conținut ridicat de sulf, dintre care majoritatea au fost descoperite în urmă cu 15-30 de ani. Crearea de noi companii petroliere a schimbat radical situația cu producția de petrol în republică; au apărut noi tehnologii inovatoare, concurență, noi metode de recuperare a petrolului și metode de intensificare a producției. În 2004, companiile mici au produs peste 4,8 milioane de tone, iar în următorii ani se preconizează creșterea producției de petrol de către toate companiile petroliere independente la 8 milioane de tone/an.

Experiența dezvoltării industriei petroliere din Tatarstan a arătat următoarele

Optimizarea condițiilor de utilizare și impozitare a subsolului este cheia pentru rezolvarea problemei IMM-urilor și satisfacerea nevoilor țării de petrol și gaze,

Stimulentele fiscale și impozitarea diferențiată a producției de petrol în funcție de condițiile miniere și geologice și pensiile de epuizare a rezervelor pot fi reglementate și administrate fără corupție;

Actuala lege „Asupra subsolului” face posibilă diferențierea taxei de extracție minerală și stimularea dezvoltării zăcămintelor „vechi” și epuizate;

Dacă tratați subsolul cu grijă și îl gestionați economic la nivelul subiecților Federației, atunci vor exista oportunități enorme pentru continuarea

Pentru a implementa cu succes strategia de dezvoltare a complexului de petrol și gaze din Republica Tatarstan, este necesar să se creeze condiții favorabile care să asigure creșterea necesară a rezervelor și a petrolului, ceea ce este posibil ca urmare a adoptării unui sistem mai avansat. legea „Cu privire la subsol”, al cărei proiect este în discuție.

Pentru implementarea cu succes a strategiei energetice a Republicii Tatarstan până în 2020, este necesar să se creeze condiții normale pentru dezvoltarea industriei petroliere. În acest scop, ar trebui să:

Menține mecanismul actual de utilizare a subsolului - management comun Federația și entitățile constitutive ale Federației Ruse pentru eliberarea de licențe bazate pe principiul „două chei”: Federația Rusăși un subiect al Federației Ruse;

Prevăd posibilitatea delegării unor competențe centru federal privind reglementarea utilizării subsolului la nivel regional; predea autoritatile regionale autoritățile au autoritatea de a dispune de zăcăminte minerale mici și mijlocii cu rezerve recuperabile de petrol de până la 30 de milioane de tone;

Introducerea impozitării diferențiate a producției de petrol în funcție de condițiile miniere, geologice și economico-geografice ale dezvoltării câmpurilor petroliere și de calitatea comercială a petrolului din sol;

Pentru creșterea eficienței dezvoltării subsolului este necesar să se mențină atât formele competitive de acces la subsol, cât și cele de licitație, fiecare dintre ele având avantaje și dezavantaje și putând fi utilizată în funcție de condițiile specifice;

Pentru utilizarea rațională a resurselor subsolului este necesară întărirea controlului de stat asupra implementării condițiilor convenite de utilizare a subsolului; acest lucru este fezabil prin modificări anuale la acordurile de licență, care înregistrează nivelurile anuale de producție, înlocuirea rezervelor, volumele de explorare și foraj de producție; sunt luate din cele aprobate in în modul prescris documentele de proiectare și supravegherea proiectantului; monitorizează implementarea de către organele Ministerului Resurselor Naturale al Federației Ruse; există experiență pozitivă în Republica Tatarstan;

Legea „Cu privire la subsol” trebuie să prevadă stimularea VMSB ca urmare a desființării plăților pentru explorarea geologică pe cheltuiala fondurilor proprii ale utilizatorilor subsolului, natura de aplicare a depunerii siturilor pentru lucrări de explorare petrolieră riscantă, plata de către utilizatorii subsolului cheltuielile istorice ale statului pe siturile subsolului numai după ce proiectul a ajuns la amortizare și a primit suficiente povești, simplificarea procedurii de înregistrare a descoperirilor, finanțarea integrală a cercetării geologice regionale și funcționale pe cheltuiala statului;

Pentru aprobarea la nivel guvernamental „Regulile pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere” și pentru utilizarea rațională a rezervelor de hidrocarburi, Comisia de Stat pentru Rezerve și Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Zăcămintelor de Minerale Combustibile sunt subordonate direct Guvernului Rusiei.

3. SPRIJINĂ ŞTIINŢIFICĂ A NOI TEHNOLOGII PENTRU DEZVOLTAREA ZĂCĂNURILOR DE PETROLIERE CU REZERVE DIFICIL DE RECUPERAT

Ponderea rezervelor greu de recuperat din rezervoarele cu permeabilitate scăzută, din zonele sub-gaz și cu uleiuri vâscoase continuă să crească și este acum de aproximativ 60% (Fig. 3.1).

Din păcate, calitatea rezervelor rămase se deteriorează și din cauza dezvoltării mai active a rezervelor bune, active. Dacă rezervele active sunt în prezent epuizate cu o medie de 75%, atunci rezervele greu de recuperat sunt epuizate doar cu 35%.

Figura 3.1 - Dinamica rezervelor de petrol greu de recuperat din zăcămintele rusești

Din Figura 3.1 se poate observa că, odată cu creșterea ponderii rezervelor greu recuperabile, factorul de recuperare a petrolului de proiectare a scăzut timp de mulți ani și numai în anul trecut a inceput sa creasca usor.

Aceste dependențe ilustrează destul de clar tendința predominantă pe termen lung în dezvoltarea câmpurilor petroliere - o schimbare negativă a structurii rezervelor de mulți ani, din păcate, nu a fost compensată de îmbunătățirea tehnologiilor de extracție a petrolului utilizate.

În unele cazuri, acest lucru s-a datorat lipsei de solutii tehnologice privind recuperarea eficientă a petrolului pentru anumite condiții geologice și fizice, care în ultimii ani a fost agravată de faptul că lucrările de cercetare relevante au fost limitate. Cu toate acestea, noile tehnologii mult mai des cunoscute nu sunt folosite de utilizatorii subsolului. Motivul, de regulă, este că utilizarea lor este asociată cu costuri ridicate, mai ales în perioada inițială de dezvoltare a câmpului, iar utilizatorii de subsol evită adesea nevoia de a le folosi. Speranțele pentru sosirea noilor tehnologii de extracție a petrolului în Rusia în legătură cu activitatea companiilor străine în domeniile țării nu au fost pe deplin justificate.

O problemă deosebită în țară o reprezintă câmpurile inundate de apă - acum reducerea medie de apă a produselor produse este de aproximativ 86%.

Având în vedere că principala metodă de dezvoltare a câmpurilor țării este inundarea cu apă, cantitatea de rezerve reziduale de petrol din formațiunile inundate cu apă va crește constant. Pentru a extrage în continuare aceste rezerve, este, de asemenea, necesar să folosim tehnologii mai avansate.

Luând în considerare structura emergentă a rezervelor și perspectivele de dezvoltare a acestora, se poate susține că o creștere a recuperării petrolului din rezervele greu de recuperat, precum și rezervele din formațiunile inundate, ar trebui să joace un rol semnificativ în creșterea rezervele recuperabile ale țării.

Trebuie menționat că companiile internaționale producătoare de petrol acordă o atenție deosebită creșterii rezervelor recuperabile prin utilizarea noilor tehnologii de recuperare a petrolului: tehnologiile îmbunătățite de recuperare a petrolului asigură de la 4 la 12% din creșterea rezervelor recuperabile.

Potrivit cercetătorilor străini, recuperarea medie a petrolului de proiectare în lume este acum de aproximativ 30%, în SUA - 39%, în timp ce recuperarea medie reală a petrolului în viitor este estimată a fi de 50 - 60%.

Se pot distinge trei mari blocuri de metode principale de dezvoltare a câmpurilor petroliere: modul natural, metode secundare și metode terțiare (metode de recuperare îmbunătățită a petrolului).

Utilizarea pe scară largă a inundațiilor a crescut semnificativ eficiența dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării. Creșteri suplimentare ale recuperării petrolului în timpul inundării apei în anumite condiții sunt asigurate de așa-numitele metode hidrodinamice de stimulare: stimularea ciclică cu debitele de filtrare modificate, tehnologia sistemului pentru implementarea epurării puțurilor, puțurile orizontale, fracturarea hidraulică într-un sistem de puțuri și altele.

În același timp, potrivit celor mai mulți experți, o creștere radicală a factorului mediu de recuperare a petrolului din țară, în special în rezervele greu de recuperat, poate fi realizată doar cu o creștere semnificativă a sferei de aplicare a metodelor „terțiare”. : termică, gazoasă și chimică (recuperarea uleiului realizabilă este de 35 - 70%).

În același timp, metodele de creștere a valorificării petrolului sunt mult mai complexe, în comparație cu inundarea cu apă, procese bazate pe mecanisme de extracție suplimentară a petrolului dintr-un mediu poros. Tehnologiile acestor metode necesită atât o atenție preliminară justificare științificăîn legătură cu condițiile specifice și sprijinul științific ulterior în aplicarea acestora, folosind mijloace noi și fundamental noi de control și reglementare.

Toate acestea necesită costuri suplimentare. În același timp, investițiile reale în crearea de noi tehnologii în companiile autohtone sunt cu un ordin de mărime mai mici decât în ​​cele străine.

Cu toate acestea, experiența străină și națională arată că complexitatea și costurile suplimentare sunt compensate în cele din urmă de o eficiență sporită.

Există informații despre peste 1.500 de proiecte EOR din lume. Producția anuală este estimată la 120 - 130 de milioane de tone.

În Statele Unite, la începutul anului 2010, erau în funcțiune 194 de proiecte consolidate de recuperare a petrolului. Numărul acestora a scăzut ușor din 1998, variind de la 199 în 1988, la 143 în 2004 și 194 în 2010, dar în același timp au devenit mai mari. Producția totală de petrol folosind aceste metode este de 34,4 milioane de tone/an. Este deosebit de important de menționat că ponderea producției de petrol prin metode „terțiare” în producția totală din Statele Unite este de aproximativ 12%.

Având în vedere starea și perspectivele de utilizare a metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului, trebuie spus despre experiența internă de implementare activă a acestor metode în anii 80 ai secolului trecut.

Impulsul dezvoltării problemei a fost un decret special al Guvernului țării (1976), care a determinat volumele producției suplimentare de petrol prin utilizarea metodelor „terțiare” de creștere a valorificării petrolului, precum și volumele de producție. în ţara mijloacelor materiale şi tehnice necesare pentru aceasta. Au fost oferite și stimulente economice pentru implementarea activității pilot de către întreprinderile producătoare de petrol. Pentru a concentra eforturile pentru rezolvarea acestei probleme, „Intersectorial complex științific și tehnic„Recuperarea petrolului”. Structura organizationala Complexul a oferit atât suport științific pentru problema, cât și implementarea programului de lucru experimental.

Transferat în structura RMNTK companii de servicii(„Termneft”, „Soyuzneftepromkhim”, „Soyuznefteotdacha”, „Tatneftebitum”) au fost realizate în câmpurile pilot ale întreprinderilor producătoare de petrol complexe speciale lucrări care anterior nu au fost incluse în practica întreprinderilor (injecție de agenți chimici, generare și injectare de lichid de răcire și aer, injectare de gaz de hidrocarburi, instalarea echipamentelor speciale).

Într-o perioadă relativ scurtă, producția suplimentară de petrol prin metode „terțiare” a crescut la 11 milioane de tone/an. Sprijinul științific al problemei a fost realizat prin VNIIneft cu asigurarea unei finanțări adecvate.

Odată cu trecerea industriei petroliere la un nou sistem de management, mecanismele de stimulare a problemei creșterii recuperării petrolului au încetat să funcționeze, activitatea de cercetare științifică a scăzut semnificativ, iar volumul de aplicare a metodelor a început să scadă.

În prezent, producția prin metode „terțiare” depășește doar puțin 1,5 milioane de tone/an. În ultimii ani, pe câmpurile țării au fost lansate și dezvoltate mai multe proiecte folosind metode de stimulare termică și gazoasă. În același timp, în opinia noastră, există o serie de probleme de natură destul de aplicată, al căror studiu nu poate fi amânat dacă se urmărește creșterea volumului de dezvoltare a rezervelor greu recuperabile în următorii ani. Printre aceste probleme:

Reglarea mișcării melcilor de soluții de reactiv chimic prin formare;

Adsorbție redusă a reactivilor chimici pe medii poroase;

Crearea de compoziții țintite de reactivi chimici pentru condiții specifice de rezervor;

Reducerea in situ a vâscozității uleiului folosind substanțe chimice;

Modelarea proceselor de filtrare a diverșilor agenți de recuperare a uleiului;

Reglarea procesului de oxidare in situ a uleiului;

Determinarea influenței proprietăților mediului poros și agenților injectați în formațiune asupra cineticii oxidării la injectarea aerului de înaltă presiune;

Determinarea influenței temperaturii asupra proprietăților capilare ale unui mediu poros;

Determinarea influenței temperaturii asupra curbelor de permeabilitate de fază pentru diverse medii poroase;

Optimizarea volumelor de agent gazos la combinarea injectiei de gaz si apa;

Utilizarea sistemelor de spumă și a altor reactivi pentru controlul metodelor fizico-chimice, termice și gazoase;

Evaluarea eficienței injectării apei slab mineralizate în formațiuni, modificarea umectabilității unui mediu poros;

Evaluarea eficacității metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului pe baza datelor din câmp și pe multe altele.

Volumul și nivelul muncii privind aplicarea metodelor de creștere a valorificării petrolului și de dezvoltare a rezervelor greu de recuperat corespunde, din păcate, suportului științific actual al acestora.

Deși lipsa programelor federale și industriale pe această problemă nu ne permite să prezentăm în mod specific volumul cercetărilor privind metodele individuale, indicatorii indirecti (mai ales în comparație cu companiile străine) sunt destul de elocvenți.

Astfel, conform datelor disponibile, cheltuielile pentru activitatea de cercetare și dezvoltare în companiile străine de petrol și gaze sunt de 6 până la 10 ori mai mari decât în ​​marile companii. companiile rusești.

Figura 3.2 - Volume de finanțare pentru cercetare și dezvoltare per cercetător, mii de dolari.

Potrivit lui G.I. Shmal, compania Shell a cheltuit 1,2 miliarde de dolari pentru cercetare și dezvoltare în 2007, 1,3 miliarde de dolari în 2008 și 1 miliard de dolari în 2009. Costurile tuturor companiilor petroliere ruse, împreună cu cheltuielile de cercetare și dezvoltare ale Gazprom în același an s-au ridicat la 250 de milioane de dolari. sprijin științific pentru crearea de noi tehnologii în sens mai larg, remarcăm necesitatea participării atât a statului, cât și a întreprinderilor la finanțarea acesteia. Se poate observa (Fig. 3.2) că în Rusia finanțarea pentru cercetare și dezvoltare este semnificativ mai mică decât în ​​alte țări - atât de la stat, cât și mai ales de la afaceri.

Date interesante despre brevetarea în sectorul petrolului și gazelor, care subliniază încă o dată dependența acestui indicator de volumul finanțării cercetării și dezvoltării: numărul de brevete înregistrate în companiile rusești este de zeci de ori mai mic decât în ​​cele străine (Fig. 3.3).

Figura 3.3 - Numărul de brevete înregistrate de către companiile de petrol și gaze companiile de gaze, PC.

Recent, au apărut o serie de factori încurajatori pentru posibilitatea dezvoltării accelerate a problemei creșterii recuperării petrolului din formațiunile cu rezerve greu de recuperat. Conducerea țării și-a exprimat îngrijorarea cu privire la caracterul complet al recuperării petrolului la zăcămintele țării.

Au fost adoptate hotărâri guvernamentale privind stimulentele economice pentru dezvoltarea depozitelor cu rezerve greu recuperabile:

Uleiuri cu vâscozitate mare (mai mult de 20 mPa.sec);

Foarte udat (mai mult de 85%);

Cu straturi cu permeabilitate scăzută (1,5-2,0; 1,0-1,5; mai puțin de 1,0 microni 2,10 -3).

Din păcate, implementarea documentelor adoptate întâmpină o serie de dificultăți practice, care sunt asociate cu necesitatea creării unor sisteme separate de colectare și tratare a petrolului, ceea ce uneori necesită costuri semnificative. În ceea ce privește formațiunile cu permeabilitate scăzută, versiunea prezentată a Rezoluției necesită încă clarificări suplimentare, atât asupra metodologiei de determinare a permeabilității (absolută sau relativă), cât și asupra posibilității de a obține o astfel de acuratețe în diagnosticarea rezervoarelor de petrol prin permeabilitate.

Când se analizează perspectivele de consolidare a sprijinului științific pentru industrie, se face uneori o propunere de a încredința soluționarea problemelor din industrie companiilor petroliere și centrelor lor de cercetare. Trebuie, totuși, avut în vedere că centrele științifice și analitice concentrate în companiile petroliere sunt concentrate pe rezolvarea problemelor aplicate actuale; în plus, practica globală arată că orice țară dezvoltată economic are o politică industrială proprie, iar o politică industrială fără organizare sistematică. stiinta industriala este imposibila. Acest lucru se explică prin faptul că orizontul de prognoză tehnologică al unei corporații rareori depășește 7-10 ani, în timp ce cercetarea fundamentală promite un rezultat semnificativ din punct de vedere economic în 20-30 de ani. În decalajul rezultat de douăzeci de ani funcționează sistemul de știință aplicată (industrie) și academică - în această perioadă de timp sunt stabilite linii directoare pentru inovațiile revoluționare, care sunt transferate la pasul următor către departamentele de cercetare și dezvoltare ale corporațiilor.

Există, de asemenea, propuneri de concentrare a științei petroliere în universitățile educaționale, așa cum se practică parțial într-un număr de țări străine. Cu toate acestea, este necesar să se țină seama de faptul că universitățile naționale nu au încă baza științifică, tehnică și de personal necesară, precum și, cel mai important, experiență. cercetare aplicată, care este creată pe parcursul multor ani de efort.

Prin urmare, se pare că perspectivele de creștere a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării și utilizarea EOR sunt asociate cu necesitatea de a revigora sistemul de sprijin științific pentru această problemă pe baza unui complex de industrie și institute de învățământ, cu implicarea în unele cazuri a institutelor Academiei Ruse de Științe.

În general, propunerile de intensificare a lucrărilor privind crearea de noi tehnologii pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat pot fi formulate după cum urmează:

Reglementarea de stat a problemei;

Concentrarea eforturilor științifice, metodologice și tehnologice pe baza programelor științifice și tehnice;

Creare centre științifice pe baza institutelor industriale și universităților;

Sprijinul organizatoric si financiar al problemei pe baza programe guvernamentale lucrări experimentale și de cercetare, documente de licențiere și proiectare;

Programe comune (pool) ale companiilor petroliere pentru cercetarea și testarea EOR;

Suportul științific al lucrărilor experimentale.

În opinia mea, implementarea acestor propuneri va permite rezervelor recuperabile ale țării să crească cu 2 - 4 miliarde de tone până în 2025 cu o producție suplimentară anuală de 30 - 60 de milioane de tone/an.

CONCLUZIE

Dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat este asociată cu problema creșterii factorului de recuperare a petrolului. În ultimii 25 de ani, factorul de recuperare a petrolului în Rusia a scăzut de la 42 la 27-28%, în timp ce în Statele Unite, în aceeași perioadă, factorul de recuperare a petrolului a crescut de la 32 la 40%, deși structura rezervelor de petrol există inițial. mai rau. Această tendință periculoasă se datorează a două motive. În primul rând, rezervele greu de recuperat reprezintă deja mai mult de 50% din rezervele de petrol ale Rusiei, iar atunci când sunt dezvoltate, factorul de recuperare a petrolului este întotdeauna mai mic. În al doilea rând, proiectele aprobate pentru dezvoltarea principalelor câmpuri ale Rusiei prevăd inundarea tradițională a zăcămintelor cu un factor caracteristic scăzut de recuperare a petrolului, și nu utilizarea tehnologiilor moderne pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului. Eficacitatea acestor tehnologii este evidențiată de experiența Statelor Unite, unde, în ciuda resurselor minerale epuizate, datorită tehnologii inovatoare Peste 30 de milioane de tone de petrol sunt produse anual. Dar și în Rusia, la cel mai vechi câmp Romashkinskoye din Tatarstan, datorită utilizării acestor metode, creșterea anuală a volumului producției este de 1,5 milioane de tone. Din păcate, acesta este singurul exemplu din Rusia.

Creșterea rezervelor de petrol, mai ales în ultimii ani, este de 2 ori mai mare decât producția acestuia. 24 de noi companii petroliere independente create în Tatarstan au asigurat deja punerea în funcțiune accelerată a 36 de câmpuri petroliere. Toate companiile petroliere (fără OJSC Tatneft) vor produce 8 - 8,5 milioane de tone/an în următorii ani. Cea mai mare companie petrolieră este OJSC Tatneft, care în ceea ce privește producția anuală este una dintre cele mai mari patru companii petroliere din Rusia și una dintre cele 30 de companii petroliere de top din lume, asigură până la 40% din venituri bugetului Republicii Tatarstanul. După ce a produs aproximativ 2,7 miliarde de tone de petrol de la începutul dezvoltării zăcămintelor în Tatarstan, compania a stabilizat producția de petrol, asigurându-se că creșterea rezervelor depășește producția de 2 ori. În prezent, peste 40% din petrolul din câmpurile din Tatarstan este produs prin introducerea de tehnologii și metode moderne de îmbunătățire a recuperării petrolului. Nu întâmplător valori mobiliare OAO Tatneft este listată la prestigioasele burse din Londra și New York.

LISTA REFERINȚELOR UTILIZATE

1. Foraj și ulei. august 2012. Revista de specialitate.

2. Dunaev V.F. Economia întreprinderilor de petrol și gaze industria gazelor: manual / V.F. Dunaev, V.L. Şpakov. N.P. Epifanova, V.N. Lyndin. - Petrol și gaze, 2009. - 352 p.

3. Kontorovich A. E., Korzhubaev A. G., Eder L. V. Strategia de dezvoltare a complexului petrolier / Jurnalul Economic All-Russian „Economie și organizare”. - 2008. - Nr. 7. - 78 s.

4. Korzhubaev A.G., Sokolova I.A., Eder L.V.. Analiza tendințelor în complexul petrolier al Rusiei / Jurnalul economic All-Russian „Economie și organizare”, 2010., - Nr. 10 - 103 p.

5. Martynov V. N. Există o criză de supraproducție în educația în domeniul petrolului și gazelor / Jurnalul „Oil of Russia”, 2009., - Nr. 8 - 23 p.

Ți-a plăcut? Faceți clic pe butonul de mai jos. Pentru tine nu e complicat, și pentru noi Grozav).

La Descarcă gratis Rezumate pe viteza maxima, înregistrați-vă sau conectați-vă la site.

Important! Toate rezumatele prezentate pentru descărcare gratuită sunt destinate să elaboreze un plan sau o bază pentru propriile lucrări științifice.

Prieteni! Aveți o oportunitate unică de a ajuta studenții la fel ca tine! Dacă site-ul nostru v-a ajutat să găsiți jobul de care aveți nevoie, atunci cu siguranță înțelegeți cum jobul pe care îl adăugați poate ușura munca altora.

Dacă, în opinia dumneavoastră, Rezumatul este de proastă calitate sau ați văzut deja această lucrare, vă rugăm să ne anunțați.