Těžko se získává ropa. Studium možnosti úplné obnovy ropy z těsné blízkosti

Průmyslová výroba ropy a plynu probíhá již více než století. Není divu, že na vývoji byly zpočátku zapojeny nejsnáze dostupné zásoby uhlovodíků. Nyní je jich stále méně a pravděpodobnost objevení nového obřího naleziště srovnatelného se Samotlorem, Al-Gawar nebo Prudhoe Bay je prakticky nulová. Alespoň v tomto století se nic takového ještě nenašlo. Ať se nám to líbí nebo ne, musíme vyvinout ložiska těžko obnovitelné ropy.

Těžko vytěžitelné zásoby lze rozdělit do dvou skupin. Jedna kategorie zahrnuje ložiska s nízkou propustností souvrství (těsné pískovce, břidlice, souvrství Baženov). Ropa těžená z takových ložisek je přitom svými vlastnostmi zcela srovnatelná s ropou z tradičních nalezišť. Další skupinou jsou ložiska těžké a vysoce viskózní ropy (přírodní bitumen, ropné písky).

Pokusy těžit ropu z nádrží s nízkou propustností pomocí tradičních metod vedou k následujícímu efektu – zprvu vrt produkuje dobrý tok ropy, který velmi rychle končí. Ropa se těží pouze z malé zóny přiléhající k perforované části vrtu, takže vertikální vrtání v takových polích je neúčinné. Produktivitu vrtu lze zvýšit zvětšením kontaktní plochy s útvarem nasyceným olejem. Toho je dosaženo vrtáním studní s velkým horizontálním průřezem a prováděním několika desítek operací hydraulického štěpení najednou. Podobným způsobem se těží takzvaná „břidlicová ropa“.

Při těžbě přírodního bitumenu nebo vysoce viskózního oleje nepomůže hydraulické štěpení. Metody těžby takových surovin závisí na hloubce hornin nasycených ropou. Pokud je hloubka malá a činí desítky metrů, pak povrchová těžba plemen Když se ropa vyskytuje v hloubce stovek metrů, staví se doly na její těžbu. V Kanadě jsou takto vyvinuty albertské ropné písky, v Rusku může jako příklad sloužit pole Yaregskoye. Hornina vytěžená bagrem se drtí, mísí se s horkou vodou a vede se do separátoru, který odděluje ropu od písku. Viskozita výsledného oleje je tak vysoká, že jej nelze ve své původní podobě čerpat potrubím. Ke snížení viskozity se olej mísí s procesním rozpouštědlem, obvykle se používá benzín nebo motorová nafta.

Pokud nelze horninu odstranit na povrch, provádí se ohřev párou v podzemí. Parogravitační technologie používaná Tatněftem na poli Ashelchinskoye je založena na použití dvojice horizontálních vrtů. Do jednoho z nich se vhání pára, z druhého se odebírá olej. Pára pro vstřikování do vrtu se vyrábí ve speciálně vybudované kotelně. Při hlubokém zasypání se účinnost metody snižuje v důsledku toho, že teplota páry znatelně klesá na cestě k formaci. Metoda paroplynové stimulace vyvinutá společností RITEK, která zahrnuje výrobu páry přímo ve formaci, tuto nevýhodu nemá. Parní generátor je instalován přímo v čele, jsou do něj dodávána činidla, která spolupůsobí s uvolňováním tepla. V důsledku reakce se tvoří dusík, oxid uhličitý a voda. Rozpouštění oxidu uhličitého v oleji dále snižuje jeho viskozitu.

Společnosti vyrábějící plyn mají podobné problémy. Cenomanská ložiska jsou pro rozvoj nejvhodnější. Cenomanské nádrže mají obvykle vysokou propustnost, což umožňuje jejich těžbu tradičními vertikálními vrty. Cenomanský plyn je „suchý“, skládá se z 97–99 % metanu, a proto před dodáním vyžaduje minimální úsilí na přípravu. systém přepravy.

Vyčerpání cenomanských ložisek nutí společnosti produkující plyn, aby se uchýlily k těžko obnovitelným zásobám plynu. Stupeň turonský se vyznačuje nízkou propustností nádrže, takže vertikální vrty jsou neúčinné. Turonský plyn se však skládá z 85-95 % metanu, což umožňuje používat relativně levné metody jeho přípravy v terénu.

Horší situace je u plynu těženého z valanginského stupně a ložisek Achimov. Zde leží kromě metanu obsahujícího ethan, propan a další uhlovodíky také „mokrý plyn“. Předtím, než je plyn dodáván do dopravního systému, musí být odděleny od metanu, což vyžaduje složité a drahé zařízení.

Za jedním polem lze identifikovat ložiska plynu na různých úrovních. Například na poli Zapolyarnoye se plyn vyskytuje v turonských, cenomanských, neokomických a jurských ložiskách. Do těžby se zpravidla zapojuje nejdříve nejdostupnější cenomanský stupeň. Na slavném poli Urengoy byl první cenomanský plyn vytěžen v dubnu 1978, valanginský plyn v lednu 1985 a Gazprom zahájil těžbu nalezišť Achimov až v roce 2009.

Od roku 2019 budou mít ropní pracovníci možnost otestovat své nové metody těžby těžko obnovitelné ropy na samostatných testovacích místech. Změny zákona „O podloží“ připravilo ministerstvo přírodních zdrojů a Izvestija je přezkoumal. Kvůli vysokým rizikům a vysokým nákladům na výrobu nemají ropní dělníci téměř zájem o rozvoj břidlic v Rusku. Snížení počtu velkých konvenčních ropných polí v nepřiděleném fondu je ale tlačí k produkci těžko obnovitelné ropy.

Ministerstvo přírodních zdrojů připravuje základnu pro vývoj technologií pro těžbu těžko těžitelné ropy (TRIZ) v Rusku. Břidlice leží hluboko v zemské kůře. Dostat se k ní při současném vývoji technologií je extrémně obtížné. Kvůli tomu těžba surovin stojí ropné společnosti drahý. Schopnosti těžit konvenční ropu je však stále méně a méně. Ministerstvu přírodních zdrojů zbývá na rozvoj ložisek něco málo přes 400 licencí. Většina - asi 390 - je klasifikována jako malá a velmi malá a jediná velká - Rostovtsevskoye - se nachází na území přírodní rezervace.

Proto se oddělení rozhodlo dále stimulovat rozvoj nekonvenčních zásob surovin a vytvářet samostatné druhy využití podloží - speciální zkušebny. Budou se zde testovat nové metody těžby TRIZ podle novely zákona „O podloží“ připravené Ministerstvem přírodních zdrojů.

Stát již poskytuje výhody na těžbu „obtížné“ ropy. Například ropné společnosti nemusí platit daně z těžby nerostů. Přesto jsou ropní pracovníci zbaveni pobídek k testování vlastních technologií. Tyto testy mohou na polích provádět pouze v případě, že si zakoupí plnou licenci na těžbu ropy.

Podle návrhu ministerstva přírodních zdrojů budou testovací místa rozmístěna podle požadavků ropných společností. V tomto případě může být povolení k testování nových technologií odděleno od stávající licence pro terénní vývoj. Druhou možností je získat skládku na konkurenčním základě. Vítěz bude určen na základě kompetence a vědeckého zázemí.

V obou případech bude licence udělena zdarma. Při využívání testovacího místa bude společnost osvobozena od pravidelných plateb za průzkum podloží a daní z těžby ropy.

Doba využití skládky je až sedm let s prodloužením o další tři roky. Po uplynutí této doby lze zkušební část ložiska klasifikovat jako všeobecnou licenci, řekl listu Izvestija šéf ministerstva přírodních zdrojů Sergej Donskoj.

„Očekáváme, že díky mechanismům stanoveným v návrhu zákona se úroveň produkce TRIZ v Rusku výrazně zvýší,“ dodal ministr.

Návrh zákona byl vládě předložen již v létě 2017. Pak to bylo dohodnuto s ministerstvem financí, ministerstvem hospodářského rozvoje, ministerstvem průmyslu a obchodu a ministerstvem energetiky, uvedlo ministerstvo přírodních zdrojů a životního prostředí. V tom druhém se ale rozhodli obsah dokumentu doplnit. Podle resortu nové návrhy již podpořili hlavní hráči na trhu s ropou a plynem a krajské úřady. Ministerstvo energetiky a ministerstvo hospodářského rozvoje se dohodly na aktuální verzi, informovali zástupci resortů. Zbývající ministerstva na žádost listu Izvestija nereagovala.

RussNeft podporuje pozměňovací návrhy, potvrdil zástupce společnosti. Jiné organizace na otázky listu Izvestija neodpověděly.

Všechny velké ropné společnosti mají zájem o vytváření skládek, uvedlo ministerstvo přírodních zdrojů. Zdroj blízký ministerstvu objasnil, že je to důležité zejména pro Surgutněftegaz, Lukoil a Gazprom Neft. Ta již provozuje testovací místo na poli Krasnoleninskoje v autonomním okruhu Chanty-Mansi a má aktiva v oblasti souvrství Bazhenov na západní Sibiři.

Tento komplex je považován za největší ložisko břidlic na světě. Tam se podle amerického úřadu pro energetické informace nahromadilo 15–20 miliard tun těžko vytěžitelné ropy. Kromě toho byly v ropné oblasti Volha-Ural a na Ciscaucasia nalezeny břidlice ropných formací Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanik. V roce 2017 Rusko zvýšilo produkci ropných břidlic na 39 milionů tun.

Na pozadí klesajících zásob nevyvinuté tradiční ropy je produkce TRIZ stále důležitější, poznamenal přední expert Národního fondu pro energetickou bezpečnost Igor Juškov. Pokles ceny ropy Brent v letech 2014–2016 ze 100 USD na 35 USD za barel si vynutil další investice do optimalizace produkce ze stávajících aktiv. Kvůli tomu se vývoj břidlicových ložisek výrazně zpomalil. Podle ministerstva přírodních zdrojů jen v roce 2015 klesly investice ropných společností do geologického průzkumu o 13 % na 325 miliard rublů.

Společnosti zároveň omezily investice do udržení výroby na vyčerpaných projektech se zbytkovými zásobami, které se obtížně těží. Nyní je těžba takových zbytků ve srovnání s břidlicí ještě méně výnosná, poznamenal expert.

Práce na formaci Baženov má smysl, když je cena ropy Brent na 60–70 dolarech za barel. Spojené státy mají také značné zásoby břidlic – 7,9 miliardy tun. Pro Američany je výhodné těžit TRIZ za cenu Brent 50–55 dolarů, řekl Anatolij Dmitrievskij, ředitel Rusko-amerického ropného a plynárenského centra.

V Rusku je stále výhodnější zapojit se do tradiční ropy, taková práce je zisková za 35–40 USD. Ve Spojených státech se cena konvenční produkce ve skutečnosti vyrovnala produkci z břidlic, poznamenal.

Americká extrakční metoda však s sebou nese velká environmentální rizika. Je bezpečnější zapojit se do těžby břidlicové ropy v Rusku kvůli technologiím vyvinutým zpět Sovětský čas technologií. Zachováním starých metod těžby a vývojem nových pomocí speciálních testovacích míst může Rusko pokračovat ve zvyšování produkce ropy.

Děkujeme organizátorům VIII. Mezinárodního průmyslového a ekonomického fóra „Strategie sjednocení: Řešení aktuálních problémů ropných, plynárenských a petrochemických komplexů v moderní jeviště“, konané ve dnech 19. – 20. listopadu 2015 na Ruské státní univerzitě pojmenované po. Gubkinovi za příležitost prezentovat nová technologie těžba těžko obnovitelných zásob ropy formace Baženov, tzv. Technologie č. 5 KVKR.

Technologie byla vyvinuta společně společnostmi „New Technologies“ a „KOMPOMASH-TEK“. V současné době již byla realizace projektu zahájena ve spolupráci s Gazprom Neft s vědecká účast a podpora od Ruské státní univerzity ropy a zemního plynu pojmenované po. I. M. Gubkin, Moskevská státní univerzita. M.V. Lomonosova, a zejména Fakulty chemie Moskevské státní univerzity a Ropného a plynárenského centra Moskevské státní univerzity.

SNÍMEK č. 1. Bazhenův problém.
Formace Bazhenov je často přirovnávána k hrám z ropných břidlic v Severní Americe, jako jsou Bakken/Three Forks a Eagle Ford. Jsou si ale podobní jen vzhledově.
Na rozdíl od severoamerických ropných břidlic jsou produktivní formace Bazhen plastičtější, heterogennější a hlavně méně tlusté.
V Bakken/Three Forks nebo Eagle Ford se tedy vytvořený drenážní objem zpravidla pohybuje od 30 do 40 milionů m3. Na Bazhenu je toto číslo téměř 10krát nižší: 3-4 miliony m3.
Množství oleje s nízkou permeabilitou v tak relativně malém drenážním objemu nestačí k překonání bodu zvratu výroby pouze samotného oleje s nízkou propustností.
To je důvod, proč je podle odborníků v oboru nákladově efektivní rozvoj Bazhen možný pouze tehdy, pokud se do aktivního vývoje zapojí další uhlovodíkový zdroj - kerogen. A to zase znamená, že Bazhenův PP je třeba zahřát...

SNÍMEK č. 2. Hlavní problém moderních termických metod zesíleného získávání ropy (EOR).
Hlavním problémem moderních tepelných metod zvýšeného získávání ropy (EOR) je nedostatek technologií, které umožňují dodávat vysokoteplotní pracovní činidlo do velké hloubky. Tedy například v případě použití kvalitních a velmi drahých termoskříní třídy „E“ (0,006>λ≥0,002 W/m°C; P<20 МПа и Т<350°C) ТМУН могут быть использованы на глубине до 1400 метров. Более бюджетные термокэйсы класса “B” (0.06>A≥0,04 W/m°C; R<40 МПа и Т<400°C) позволяют доставлять рабочий агент на глубину 1500 метров, но с увеличенными тепловыми транспортными потерями.
Technologický komplex technologie č. 5 KVKR využívá unikátní hadičky s TIP (0,0408 W/m°C), vyvinuté společností JSC KOMPOMASH-TEK (Rusko), které lze díky nižší lineární hmotnosti použít v hloubkách až 3500 metrů. Ale jejich soukromé použití také neřeší logistický problém, protože když je pracovní látka dodávána na dno vrtu, který se nachází v hloubce 3000 metrů, teplota pracovní látky v důsledku nevyhnutelných tepelných ztrát při transportu klesá o 70 - 80 °C.
Pracovní látka přiváděná na dno vrtu například do hloubky 3000 metrů se tedy musí znovu ohřívat a také kompenzovat tlakovou ztrátu pracovní látky v důsledku tření. Kromě toho je žádoucí zahřát pracovní činidlo na vyšší teplotu (480 °C) ve srovnání s teplotou, kterou měl na povrchové části vrtu (450 °C), než začne proces jeho transportu na dno vrtu. .

SNÍMEK č. 3. Řešení problému.
V technologii č. 5 KVKR je tento základní problém moderního termálního EOR řešen tak, že se na dně vrtu, v jeho objemu dílčího pěchu, organizuje exotermická oxidační reakce (ERR) organických sloučenin ve vodě SC za přítomnosti oxidačního činidlo. Konkrétně se jako organická sloučenina používá methanol a jako oxidační činidlo se používá peroxid vodíku nebo vzduch. V důsledku exotermické reakce oxidace methanolu ve vodě SC za přítomnosti např. peroxidu vodíku vzniká CO 2, který dále obohacuje pracovní látku, a H 2 O a uvolňuje se také teplo, které se spotřebuje a) na dodatečném ohřevu pracovní látky a podle toho b) zvýšit její tlak na termobarické hodnoty stanovené technologií.

SNÍMEK č. 4. Tradiční termální EOR a in-situ retorta. Technologie č. 5 KVKR – technologie Koncepce in-situ retorty.
Stávající tepelné metody EOR lze rozdělit do dvou skupin: a) tradiční TMOR ab) tepelné metody Koncepce in-situ retorty, včetně termochemických metod.
Tradiční termální EOR využívá jako pracovní činidlo převážně mokrou páru, jejíž použití může pouze dočasně změnit viskozitu a hustotu těžkých uhlovodíků.
Rozdíl mezi tepelnými metodami konceptu in-situ retorty a tradičním přístupem je ten, že v důsledku použití vysokoteplotního pracovního činidla ve formě nadkritické vody nebo přehřáté páry s vysokým stupněm přehřátí dochází k nevratnému dochází ke snížení viskozity a hustoty těžkých uhlovodíků. Jsou molekulárně modifikovány v produktivní formaci a již rafinované, lehčí uhlovodíky jsou extrahovány na povrch.
Koncept in-situ retorty je velmi často označován jako In-situ Rafinery Concept a určité předzpracování uhlovodíků v nádrži se stává součástí procesu výroby uhlovodíků.
Po proudu se stává součástí proti proudu.
Pokud mluvíme pouze o uhlovodících, pak použití tohoto přístupu ve formaci Bazhenov umožní:

Dále zlepšovat kvalitu ropy z hornin s nízkou propustností;

Převést (zkapalnit a/nebo molekulárně změnit) bitumen na lehčí uhlovodíkové frakce;

A HLAVNÍ VĚCÍ je provést in-situ generování syntetických uhlovodíků z kerogenu díky jeho hydropyrolýze.

SNÍMEK č. 5. Vzorec technologie č. 5 KVKR.
Pokud mluvíme obecně o potenciálu technologie č. 5 KVKR, pak umožňuje:
(1) v požadovaném rozsahu
(2) tvoří a dodává do produktivní formace pracovní činidlo, které má (a) nejúčinnější složení složení a (b) požadované termobarické vlastnosti; ve stejnou dobu, ve stejnou dobu,
(3) zvýšit propustnost produktivní formace a znovu ji nabít,
(4) generovat syntetické uhlovodíky (SHC) z kerogenu a
(5) zlepšit kvalitu ropy z hornin s nízkou propustností a molekulárně upravit bitumen, a tímto způsobem
(6) zintenzivnit produkci (a) ropy z hornin s nízkou propustností zlepšené kvality a (b) syntetických uhlovodíků generovaných uvnitř ložiska díky jejich selekci přes zónu se zvýšenou propustností.
V nejobecnější formě, kdy se do produktivní formace zavede pracovní činidlo ve formě nadkritické vody (T = 480°C a P do 45 MPa), probíhají v produktivní formaci tři vzájemně propojené a konvenčně oddělené procesy:
- reenergizace produktivní formace;
- zvýšení propustnosti produktivní formace;
- proces zaměřený na snížení stupně molekulárního blokování kanálů vedoucích nanokapalinu velkými molekulami uhlovodíků v důsledku fragmentace na menší molekuly.
Například velké molekuly asfaltenu, dosahující průměru 30 nanometrů, jsou schopny blokovat kanály pro vedení makrotekutiny (tloušťka větší než 50 nanometrů), nemluvě o kanálech pro vedení tekutiny na mikro (až 5 nanometrů) a mezoúrovni (od 5 až 50 nanometrů).

SNÍMEK č. 6. Mechanismus pro zvýšení faktoru regenerace ropy technologie č. 5 KVKR.
Předpokládaný faktor obnovy ropy u technologie č. 5 KVKR je od 40 do 50 %.
Předpokládané dosažení tak vysokého faktoru výtěžnosti ropy by bylo nemožné bez zajištění a) reenergizace produktivní formace - zvýšení in-situ tlaku na maximum možné: 45 MPa, b) zvýšení její permeability, c) snížení stupně molekulárního blokování kanálů vedoucích nanokapalinu a nakonec d) selekce uhlovodíků do hlubinných oblastí nádrže s modifikovanou zvýšenou propustností.
Výše uvedené procesy jsou zároveň bezpodmínečnými faktory pro úspěšnost nákladově efektivního rozvoje souvrství Baženov s využitím cyklického termochemického působení.

SNÍMEK č. 7. Struktura technologie č. 5 KVKR.
Tento diagram ukazuje strukturu technologie č. 5 KVKR.

SLAD č. 8. Komentář ke konstrukčním blokům.
Blokovat „retortování na místě“:
40 let práce předních světových struktur výzkumu a vývoje. Stovky studií. Desítky stovek laboratorních testů. Úspěšné pilotní projekty SHELL a EXXON MOBIL. Základní výzkum byl obecně dokončen. Dominuje aplikovaný výzkum.
Blok "Chemické reakce":
Exotermická oxidační reakce organických sloučenin v superkritické vodě za přítomnosti oxidačního činidla je osvědčená a dobře prostudovaná chemická reakce.
Blok "Technologický komplex":
Pro realizaci projektu „Technologie č. 5 KVKR“ neexistují žádné technické a technologické překážky.
Blok "Matematické modelování":
Začali jsme vytvářet model nádrží a komplexních procesů in-situ - „virtuální jádro/nádrž“, FIB-SEM, mřížková Boltzmannova metoda (LBM) atd.

SNÍMEK č. 9. I. Retorta na místě - významná základní aplikační ustanovení.
Nejvýznamnější základní ustanovení Koncepce in-situ retorty jsou uvedeny v tabulce na snímku č. 9.

SNÍMEK č. 10. II. Chemické reakce.
Snímek 10 uvádí výsledky tří studií ke stanovení množství uvolněného tepla (kJ/mol) během exotermické reakce oxidace methanolu v superkritické vodě. Výzkum provedli specialisté z Massachusetts Institute of Technology (USA), Hiroshima University (Japonsko) a Sandia National Laboratory (USA).
Na diapozitivu jsou také fotografie explozivní a prodloužené oxidace propanolu v superkritické vodě za přítomnosti okysličovadla za vzniku plamene při koncentraci paliva vyšší než 16 %.
Technologie č. 5 KVKR využívá proces bezpečné, bezplamenné, kontinuální oxidace metanolu v superkritické vodě za přítomnosti oxidačního činidla při koncentraci metanolu maximálně 5%. Doba trvání oxidačního procesu je 5-6 sekund.

Snímek číslo 11. III. Technologický komplex Technologie č. 5 KVKR.
Technologický komplex č. 5 KVKR se skládá z:
Pozemní generátor superkritické vody (T=450°C a P 45 MPa);
přípravny APG;
Potrubí s tepelně izolačním povlakem (až 3500 metrů);
Žáruvzdorný hlubinný pěch schopný provozu při teplotě 700°C a tlaku 70 MPa; A
Žáruvzdorný prstencový pakr schopný provozu při teplotách 700°C a tlacích do 100 MPa.

SNÍMEK č. 12. Exkluzivita technologie č. 5 KVKR.
Exkluzivita potenciálu technologie č. 5 KVKR spočívá v její schopnosti:

1. Vytvořte pracovní činidlo, které má nejúčinnější složení pro in-situ generování syntetických uhlovodíků z kerogenu.

2. Je nákladově efektivní dodávat do produktivní formace, která se nachází v hloubce 2500 až 3500 metrů, pracovní činidlo s výše uvedeným složením a požadovanými termobarickými vlastnostmi.

3. Zvyšte propustnost produktivní formace až 5krát a vytvořte objemový a integrovaný intraformační systém vedení tekutiny.

4. Obnovte energii produktivní formace - vytvořte výkonný tlakový režim pro extrakci uhlovodíků.

5. Racionálně těžit uhlovodíkové zdroje. Takže například předpokládaná kumulativní těžba ropy z jednoho vrtu s drenážním objemem horniny rovným 4 milionům m 3 (Bazhen) je stejná nebo větší než předpokládaná kumulativní těžba ropy z jednoho vrtu s drenážním objemem 40 milionů m 3 (Bakken/Tři vidličky). .

6. Zajistit vysoce efektivní produkci ropy z Bazhenu bez předběžného vícestupňového hydraulického štěpení (MSHF).

7. Technologie č. 5 KVKR se i přes svou mladost vyznačuje vysokým stupněm technické a technologické vyspělosti, neboť je kombinatoricky tvořena několika vyspělými technologiemi, které ruský průmysl dlouhodobě dobře ovládá.

8. Díky intenzivnímu způsobu těžby ropy se výrazně zkracuje doba těžby pole až do téměř úplného vyčerpání a odpovídajícím způsobem se snižují náklady na energii, náklady na údržbu a provoz pole.

28/01/2014

V poslední době jsou stále hlasitější otázky týkající se rozvoje nových ropných polí. Je to přirozené, protože lidstvo již většinu tohoto fosilního zdroje vyčerpalo. Pro Rusko jsou problémy s ropou mnohonásobně akutnější než pro mnoho jiných zemí, protože kapacita ruského sektoru rafinace ropy je třetí na světě. Napřed jsou jen Američané a Číňané.

Udržení objemů výroby je velmi důležité pro udržení ruské moci a vlivu naší země na světové scéně. Podle prognóz analytiků však v dohledné době nebude lídrem v růstu produkce „černého zlata“ Rusko, ale Kanada, Brazílie a Spojené státy. Produkce tohoto zdroje u nás od roku 2008 klesá. A v roce 2010 ministerstvo energetiky uvedlo, že bez zásadních změn v politice produkce ropy a rafinérského průmyslu by ukazatele mohly klesnout z 10,1 milionu barelů denně v roce 2010 na 7,7 milionu barelů denně v roce 2020. Znamená to všechno, že Rusku dochází ropa? Ne. Země má obrovské rezervy, ale většina z nich je již klasifikována jako „těžko obnovitelná“. Rusko má podle odborníků všechny šance stát se světovým lídrem v produkci „nekonvenční“ ropy. Ministerstvo energetiky spočítalo, že jeho zásoby v zemi jsou asi 5-6 miliard tun, což je 50-60 % z celku. Množství břidlicové ropy je mnohonásobně vyšší než množství dostupné ve Spojených státech. Je to „nekonvenční“ ropa, která udrží deklarované objemy produkce země a pomůže udržet její vedoucí postavení v této oblasti.

Nejprve se pokusme definovat, co se rozumí „obtížně obnovitelnými“ rezervami. Jedná se o pole nebo rozvojové objekty, které se vyznačují geologickými podmínkami a/nebo fyzikálními vlastnostmi nepříznivými pro těžbu ropy. „Obtížně obnovitelné“ lze považovat za zásoby v šelfové zóně, zbývající ropu na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropu s vysokou viskozitou. Příkladem posledně jmenovaného je pole Jamalsko-něneckého okresu. Zde olej zamrzá nejen za studena, ale i za normálních teplot. Ke zpracování vyžaduje speciální technologie: nelze jej čerpat potrubím, ale musí být dopravován v nařezaných kostkách. Určitě je možné takové zásoby vytěžit, ale je důležité získat ekonomické výhody.

Těžba „nekonvenční“ ropy vyžaduje velké materiálové náklady, práci, použití drahých nových technologií, vzácná činidla a materiály. Odborníci odhadují, že cena „obtížné“ ropy by mohla být 20 dolarů za barel, zatímco ropa z konvenčních polí stojí od 3 do 7 dolarů. Další úskalí při těžbě „nekonvenčních“ rezerv při projektování a vývoji polí je požadovaná extrémní přesnost výpočtů. Pro vědce není vždy možné určit přístup k efektivnímu výsledku práce v takových oblastech. Poměrně nedávno byly na jednom z míst s „obtížnou“ ropou vyvrtány dva vrty. Jeden z nich začal produkovat očekávaný objem, ale druhý ne a důvod toho je stále nejasný. Všechny problémy spojené s produkcí „nekonvenční“ ropy jsou zcela globální a jejich řešení není možné bez plné podpory státu.

Události poslední dekády ve Spojených státech, které byly později nazývány „břidlicovou revolucí“, přesvědčily celý svět, že je stále možné výhodně těžit „nekonvenční“ ropu. Horizontální směrové vrtání a hydraulické štěpení (břidlicové horniny se lámou zatlačením směsi vody, písku a chemikálií pod zem) odhalily velké zásoby plynu a ropy, které byly považovány za „obtížné“. Těžba těchto minerálů se dramaticky zvýšila. Jen na jednom z polí vzrostla od roku 2008 do roku 2012 ze 100 barelů denně na 1 milion. Zatímco výroba ve Spojených státech rychle rostla, v Rusku zůstala na stejné úrovni. Ačkoli v roce 1987 obsadil SSSR první místo v průmyslu rafinace ropy. Vytěžili jsme 11,4 barelů za den.

V roce 1996, po rozpadu Sovětského svazu, bylo zaznamenáno historické minimum – 6 milionů barelů. Ve zmatcích 90. let neměly velké ruské ropné společnosti žádnou motivaci k rozvoji nových polí. Díky tomu se ty, které byly objeveny na počátku 70. let, používají dodnes. V důsledku toho se mnoho odborníků domnívá, že ruský ropný sektor funguje na maximum. Výrobní náklady rostou, ale objemy produkce z „vyspělých“ polí zděděných po SSSR zůstávají na stejné úrovni.

To je další dobrý důvod pro potřebu vyvinout nové, „těžce vytěžitelné“ zdroje. Mimochodem, sovětští geologové objevili v 60. letech 20. století mnoho „obtížných“ ložisek a nechali je pro další generace. Toto jsou rezervace formací Bazhenov, Abalak a Frolov na západní Sibiři, to jsou místa v Karském a Barentsově moři, to je mnoho oblastí Sachalinu. Baženovská formace je největší břidlicová formace na světě. Podle odborných odhadů mohou jeho zásoby dosáhnout až 120 miliard tun vytěžitelné ropy. A to je 5krát více než zásoby na poli Bakken ve Spojených státech. Právě to se stalo hnací silou americké břidlicové revoluce. Olej z formace Bazhenov je navíc považován za vysoce kvalitní, lze z něj vyrobit 60 % lehkých ropných produktů.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosněfť a Surgutněftegaz již pracují v „obtížných“ oblastech. Nemůžeme jednoduše převzít americkou zkušenost s těžbou „těžko těžitelné“ ropy, protože jak podmínky, tak samotná ropa se výrazně liší od severoamerické ropy. Ta naše je mnohem „těžší“ a vyžaduje větší spotřebu energie při extrakci. Jeho ložiska se nacházejí na mnohem odlehlejších místech než podobná v Americe. Rusko se ale bez využití zahraničních zkušeností v této oblasti neobejde. V roce 2012 se Rosněfť dohodla s americkým Exxon Mobil na spolupráci při vývoji formací Bazhenovskaya a Achimovskaya. Gazprom Neft spolupracuje s Anglo-holandským Royal Dutch Shell ve formaci Bazhenov .

Rusko má všechny šance stát se vedoucí zemí na světě v produkci „těžko získatelné“ ropy a vláda to velmi dobře chápe. „Ruská energetická strategie do roku 2030“ plánuje, že z „obtížných“ ložisek bude vytěženo 40 milionů tun z celkového ročního objemu 500-530 milionů. Ale kromě velkých materiálních investic a rozvoje nových technologií vyžaduje tato oblast také liberalizaci zdanění. Bez nich bude pro ropné společnosti jednoduše nerentabilní rozvíjet „nekonvenční“ pole. Ztráty v tomto případě nejsou úměrné příjmu.

Odpovídající daňové změny byly přijaty 26. července 2013. Prezident Vladimir Putin podepsal zákon o diferenciaci daně z těžby nerostů. Stanovuje se postup stanovení a uplatnění koeficientu na sazbu daně z těžby nerostů - od 0 do 0,8 a koeficient určující míru vyčerpání konkrétního ložiska uhlovodíků. Koeficient bude nulový pro produkci z polí Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanikov.

Norma bude platit po 180 zdaňovacích období. Jednodušeji řečeno, společnosti, které těží „těsnou“ ropu, nebudou platit daň po dobu 15 let. Při těžbě ropy z ložisek s efektivní tloušťkou ropou nasycené nádrže ne větší než 10 metrů se plánuje použití koeficientu 0,2; s mocností útvaru více než 10 metrů – 0,4. Pro vklady Ťumeňského apartmá je stanoven koeficient 0,8. V ostatních případech bude koeficient daně z těžby nerostů roven 1.

1

Vývoj světové energetiky v posledním desetiletí odráží zintenzivnění podnikání v rozvoji těžko obnovitelných zásob uhlovodíků, zejména ropy. Dosavadní různorodost přístupů ke koncepci a klasifikaci těžko vytěžitelných zásob ropy vedla k potřebě využití různých finančních, daňových a organizačních a ekonomických nástrojů ke stimulaci jejich rozvoje. Nejúčinnější v moderních podmínkách jsou daňové preference. Účelem této studie je analyzovat klasifikační přístupy ke konceptu těžko vytěžitelných zásob ropy a stávající daňové pobídky v závislosti na kvalitě uhlovodíkových surovin, vlastnostech nádrží a teritoriální poloze polí. Zjištěné pozitivní a negativní aspekty umožnily autorům navrhnout použití daně z přidaného příjmu pro malé podniky produkující ropu, které působí v regionech s tradiční těžbou ropy.

těžko obnovitelné rezervy

daň z těžby nerostů

daňové zvýhodnění

klasifikace

1. Azanova E. Problematická bezpečnostní rezerva // Obchodní Rusko: průmysl, doprava, společenský život. 2012. – č. 8. – S. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Pokyny pro aplikaci klasifikace zásob a zdrojů ropy a hořlavých plynů //Státní komise pro zásoby nerostných surovin [webová stránka]. 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 (přístup 20.3.2015 ).

3. Daňový kód [Elektronický zdroj]. // Informujte. odkaz systém "ConsultantPlus".

4. Příkaz Ministerstva přírodních zdrojů Ruska ze dne 5. dubna 2007 č. 23-r „O schválení metodických doporučení pro aplikaci klasifikace zásob a předpovědních zdrojů ropy a hořlavých plynů, schválených nařízením ministerstva přírodních zdrojů Ruské federace ze dne 1. listopadu 2005 č. 298” // Ministerstvo přírodních zdrojů a ekologie Ruské federace [webová stránka]. Adresa URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (vstup 20. března 2015).

5. Technická knihovna // neftegaz.ru [webová stránka]. Adresa URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (přístup 20. března 2015).

6. Shpurov I. Nová klasifikace zásob uhlovodíků - prostředek regulace inovačního procesu v palivovém a energetickém komplexu // Vertikální ropa a plyn. – 2014. – č. 16. – S. 54, 46–56.

7. Jaščenko I.G. Těžko obnovitelné oleje: fyzikální a chemické vlastnosti a environmentální důsledky jejich výroby // Exposition Oil Gas. – 2014. – č. 1. – S. 30–35.

8. Ruská energetická strategie na období do roku 2030. [Elektronický zdroj]. // Ministerstvo energetiky Ruské federace [webová stránka]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (přístup 20. března 2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Vlastnosti marketingové strategie ropných a plynárenských společností v průzkumných vrtech http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (přístup 20.3. 2015).

Realizace úkolu stanoveného v ES-2030 „maximálně efektivní využití přírodních zdrojů energie a potenciál energetického sektoru pro udržitelný ekonomický růst, zlepšování kvality života obyvatel země“, jakož i zachování potenciálu přírodních zdrojů v zájmy budoucích generací, je nemožné bez inovačních aktivit ropných a plynárenských společností souvisejících s rozvojem těžko obnovitelných zásob uhlovodíků, což je zvláště důležité v souvislosti s prudkým nárůstem těžby ropy a plynu z břidlicových hornin ve Spojených státech.

Velké množství těžko vytěžitelných zásob (HRR) v Rusku a jejich rozmanitost vyžaduje značné finanční a investiční zdroje a zavádění inovací ve výrobním a technologickém procesu, proto je promyšlená finanční a daňová vládní politika v poptávka. Účelem našeho výzkumu je analyzovat stávající daňové nástroje pro stimulaci rozvoje těžko vymahatelných rezerv.

Je třeba poznamenat, že v současné době ve vědecké literatuře a předpisech různé právní síly neexistuje jednotná definice a jednoznačná terminologie těžko obnovitelných zásob uhlovodíků. Termín těžko dobytné zásoby se poprvé objevil v 70. letech. minulé století. Měli na mysli zásoby, „jejichž rozvoj tradičními technologiemi neposkytuje potřebnou efektivitu z hlediska faktoru těžby ropy a v některých případech ani z hlediska nákladů na těžbu ropy“. V současné době je obecně přijímáno, že mezi těžko obnovitelné zásoby patří takové zásoby, u nichž „stávající technologie nesplňují geologické vlastnosti útvaru“, kvalitu v nich obsažených uhlovodíků a v důsledku toho je jejich rozvoj nerentabilní. .

Kromě toho dochází k identifikaci těžko obnovitelných zásob s nekonvenčními druhy ropy a plynu. V USA tedy nekonvenční ropa zahrnuje:

Těžká ropa a bitumen, které se těží z dehtových písků kanadské provincie Alberta a dalších oblastí světa;

Extra těžká ropa, která se vyrábí ve Venezuele v povodí řeky. Orinoco;

Kerogenový olej nebo břidlicový olej, který se získává z ropných břidlic;

Lehká ropa těsných hornin, která se nachází v nádržích s nízkou propustností.

Struktura tradičních polí předpokládá přítomnost nádrží s dobrou propustností (více než 0,01 µm 2) a nepropustných hornin (těsnění), které zadržují akumulace uhlovodíků. Absence této kombinace umožňuje hovořit o nekonvenčních rezervách, jejichž vývoj vyžaduje vynikající technologie. Mezi nekonvenční zdroje plynu tedy patří plynové hydráty, plyn z hustých málo propustných hornin (propustnost nádrže ≈ 1 mD), metan uhelného sloje (propustnost nádrže ≈ 0,1 mD), břidlicový plyn (propustnost nádrže 0,001 mD), plyn rozpuštěný ve vodě hlubokých obzorů.

Ve stávajícím ruském regulačním rámci lze rozlišit několik přístupů ke stanovení těžko vytěžitelných zásob.

1. Z hlediska klasifikace zásob zdrojů ropy a spalitelného plynu, která byla schválena nařízením Ministerstva přírodních zdrojů č. 477 ze dne 1. listopadu 2013. Podle tohoto dokumentu mezi vytěžitelné zásoby patří, že „část geologických zásob vytěžitelných z ložiska (pole) po celou dobu vývoje v rámci optimálního projektového řešení s využitím dostupných technologií s ohledem na dodržení požadavků na ochranu podloží a životního prostředí.“ Na základě této definice lze zásoby rozvinutých ložisek klasifikovat jako vytěžitelné a zásoby prozkoumaných ložisek lze klasifikovat jako obtížně dobývatelné (gradace zásob podle stupně průmyslového rozvoje).

2. Z hlediska kvality uhlovodíkových surovin se rozlišují oleje s anomálními fyzikálně-chemickými vlastnostmi: těžké; viskózní; sirný; voskový; pryskyřičný; s vysokou (více než 500 m 3 /t) nebo nízkou (méně než 200 m 3 /t) nasycením plynem; s přítomností více než 5 % agresivních složek (sirovodík, oxid uhličitý) ve volném a (nebo) rozpuštěném plynu. Podle Ústavu chemie ropy SB RAS jsou tyto druhy ropy běžné v mnoha oblastech po celém světě.

V pokynech pro aplikaci klasifikace zásob a zdrojů ropy a hořlavých plynů je ropa rozdělena podle složení a fyzikálních vlastností v závislosti na jejích vlastnostech, skupinovém složení uhlovodíků, frakčním složení, obsahu síry a dalších neuhlovodíkových složek, asfaltenů a pryskyřic.

3. Z hlediska rezervoárových vlastností hostitelské formace, které ovlivňují fyzikální a chemické vlastnosti uhlovodíkových surovin. Jednou z hlavních charakteristik nádrží je propustnost - schopnost formujících se hornin propouštět kapalinu a plyn pod tlakovým rozdílem.

Na základě hodnoty permeability se produktivní formace dělí na formace s nízkou propustností (od 0 do 100 mD); středně nepropustné (od 100 mD do 500 mD); vysoce propustné (více než 500 mD). Existuje rozdělení do 5 tříd nádrží (μm2): velmi propustné (> 1); dobře propustná (0,1-1); středně propustná (0,01-0,1); nízká propustnost (0,001-0,01); špatně propustná (< 0,001).

Pro klasifikaci plynových polních zásobníků se používají zásobníkové třídy 1-4. Podle klasifikace A.A. Neprůmyslové zásoby Khanina zahrnují zásoby s propustností nádrže menší než 0,001 µm 2 .

Je třeba poznamenat, že podle nařízení vlády Ruské federace č. 700-r ze dne 3. května 2012 existují čtyři kategorie projektů na těžbu těžko vytěžitelné ropy, stanovené na základě ukazatelů propustnosti nádrže a viskozity oleje:

1) projekty na těžbu ropy z nádrží s nízkou propustností v rozsahu od 1,5 do 2 midarcy včetně (od 1,5 × µm 2 do 2 × µm 2 včetně);

2) projekty na těžbu ropy z nádrží s extrémně nízkou propustností v rozsahu od 1 do 1,5 středního průměru včetně (od 1×10 -3 µm 2 do 1,5×10 -3 µm 2 včetně);

3) projekty na těžbu ropy z nádrží s extrémně nízkou propustností do 1 milidarcy včetně (do 1×10 -3 µm 2 včetně);

4) projekty na výrobu ultraviskózního oleje s viskozitou oleje v podmínkách nádrže vyšší než 10 000 mPa×s.

Dalšími charakteristikami hostitelských hornin jsou nízká pórovitost nádrží, výskyt nádrží v malých hloubkách a (nebo) v zóně permafrostu, teploty in-situ (100 °C > t< 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. Z hlediska územního umístění parcely podloží. Daňová legislativa tedy poskytuje výhody pro produkci ropy:

a) v následujících regionech Ruska:

republiky Baškortostán a Tatarstán (článek 343.2);

Republika Sakha (Jakutsko), Irkutská oblast, Krasnojarské území (klauzule 2, klauzule 4, článek 342.5);

Něnecký autonomní okruh, poloostrov Jamal v Jamalsko-něneckém autonomním okruhu (článek 5, článek 4, článek 342.5);

b) z nových pobřežních polí nacházejících se částečně nebo úplně v mořích: Azov, Baltské moře, Pečora, Bílé, Japonské, Ochotské, Kaspické, Černé, Barentsovo, Kara, Laptěv, Východní Sibiř, Čukotka, Bering (článek 5 článku 338);

c) z podzemních oblastí nacházejících se severně od polárního kruhu, zcela nebo částečně uvnitř hranic vnitřních mořských vod a teritoriálního moře, na kontinentálním šelfu Ruské federace.

2. Z hlediska ekonomické efektivnosti rozvoje rezerv. Podle klasifikace International Society of Petroleum Engineers (Petoleum Resources Management System, PRMS) se rozlišují prokázané, pravděpodobné a možné zásoby. Tato klasifikace je zaměřena na zajištění ochrany investic investorů, proto je hlavním kritériem ekonomická efektivnost vývoje ve stávajících makroekonomických podmínkách s přihlédnutím k cenám uhlovodíků na světovém trhu, současnému zdanění při využívání podloží, nákladům na průzkum, vrtání, doprava a další faktory. Těžko dobytné rezervy jsou tedy takové, jejichž vývoj není ekonomicky rentabilní. Ještě přísnější přístup ke klasifikaci má Komise pro cenné papíry a burzy (SEC), která se zabývá pouze prokázanými rezervami. Tato klasifikace rozděluje prokázané zásoby na zásoby rozvinuté, které lze těžit ze stávajících vrtů pomocí stávajícího vybavení a technologie, a zásoby nevyvinuté, jejichž těžba vyžaduje dodatečné kapitálové investice.

Hlavním kritériem ruské klasifikace z roku 1983 byla geologická znalost oblasti podloží. V klasifikaci vypracované v roce 2005, ale neprovedené v důsledku finanční a hospodářské krize let 2009-2010 se předpokládalo, že se rozlišují průmyslově významné zásoby, které se dělí na podmíněně ziskové a běžně ziskové. Běžně výnosné jsou „vytěžitelné zásoby polí (ložisek), jejichž zapojení do rozvoje v době hodnocení podle technicko-ekonomických propočtů je za současných ekonomických podmínek a současného daňového systému při použití zařízení a technologií pro těžbu nákladově efektivní. surovin, zajištění dodržování požadavků na racionální využívání podloží a ochranu životního prostředí“. V klasifikaci 2013 není toto rozdělení dodrženo. Hlavním cílem přijaté klasifikace je úprava vztahu mezi státem - vlastníkem podloží a uživatelem podloží - nájemcem s cílem maximalizace efektivního využití podloží ve vzájemně výhodných zájmech obou stran. V důsledku toho je ekonomickým prvkem v nové klasifikaci to, že uživatel podloží zdůvodňuje optimální variantu rozvoje pole a stát určuje kvalitu provedených výpočtů, čímž implementuje regulační a kontrolní funkce.

3. Z hlediska typu geologického útvaru. Daňová legislativa (článek 21, článek 1, článek 342) určuje konkrétní ložiska uhlovodíků klasifikovaná jako produktivní ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum nebo Domanik, pro jejichž rozvoj jsou poskytovány výhody.

Těžba ropy z ložisek formace Baženov je jednou z prioritních činností ropných a plynárenských společností. Zajímavostí je, že po dlouhou dobu byla za regionální clonu lapačů ropy a plynu považována formace Bazhenov, která má na západní Sibiři rozlohu 1 milion km2 a jejíž mocnost se pohybuje v rozmezí 5-40 m. Moderní vědecký výzkum však prokázal přítomnost obrovského množství průmyslových zásob lehké, vysoce kvalitní ropy v těchto horninách. Vlastnosti souvrství Bazhenov, které se liší od vlastností tradičních nádrží, jsou mikrodutiny, pokovování, vrstvení a foliace, což určuje poptávku po speciálních technologiích, a tedy vysoce kvalitních přístupech k výběru společnosti poskytující ropné služby.

4. Z pohledu technologické retrospektivy. Vědeckotechnický pokrok si vynucuje přeměnu těžko obnovitelných zásob. Takže v 80-90 letech. minulého století na západní Sibiři se do vývoje nepodílely souvrství Achimov a Baženov, střední jura, spodní jura a paleozoikum. Částečně byla vyvinuta svrchní jura. V současné době se již plně rozvíjí svrchní jura a spodní jura. Zesílil vývoj středojurských, paleozoických nalezišť a achimovského souvrství i cenomanských nalezišť. Ty nebyly v 90. letech krátkodobě považovány za zdroj uhlovodíkových surovin.

Různorodost přístupů k pochopení těžko obnovitelných zásob ropy tedy vyžaduje použití kvalitativně odlišných nástrojů stimulace rozvoje.

Nejúčinnější je daňová regulace těžby těžko vytěžitelných zásob ropy formou daňových zvýhodnění, jejichž různorodost je dána výše uvedenými klasifikačními přístupy.

Abychom plně charakterizovali daňovou regulaci vývoje těžko vytěžitelných zásob ropy, je nutné připomenout algoritmus pro výpočet výše daně z těžby nerostů vypočítané jako součin příslušné daňové sazby a velikosti základ daně.

Základ daně se stanoví jako množství vytěžených nerostů ve fyzickém vyjádření. Sazba daně je stanovena jako součin specifické sazby za tunu odsolené, dehydrované a stabilizované ropy vynásobené koeficientem charakterizujícím dynamiku světových cen ropy (Kts) a sníženou hodnotou ukazatele Dm, charakterizující vlastnosti ropy. Výroba. Specifická sazba je 766 rublů v roce 2015, 857 rublů v roce 2016, 919 rublů v roce 2017. Vzorec pro výpočet Dm je uveden níže.

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

K in - koeficient charakterizující stupeň vyčerpání zásob konkrétní lokality podloží;

Kz - koeficient charakterizující výši zásob konkrétní parcely podloží;

K d - koeficient charakterizující stupeň složitosti těžby ropy;

K dv - koeficient charakterizující stupeň vyčerpání konkrétního uhlovodíkového ložiska;

Kkan je koeficient charakterizující oblast produkce a vlastnosti ropy.

Zdanění daně z těžby nerostů (MET) nulovou úrokovou sazbou se vztahuje na výrobu ultraviskózní ropy těžené z podloží obsahujících ropu s viskozitou 10 000 mPa×s nebo vyšší (v podmínkách nádrže). Všimněte si, že dříve byla viskozita s nulovou rychlostí aplikovaná na oblasti podloží obsahující olej s viskozitou vyšší než 200 mPa×s (v podmínkách nádrže). Zvýšení minimální hranice tak vypovídá o účinnosti daňové pobídky, která poprvé vstoupila v platnost v roce 2006 a která stimulovala podniky k využívání nových technologií v důsledku snížení daňové zátěže. Pokud se viskozita oleje pohybuje v rozmezí více než 200 mPa×s a méně než 10 000 mPa×s (v podmínkách nádrže), pak Kcan (koeficient charakterizující oblast produkce a vlastnosti ropy) se rovná 0.

Nulová sazba daně z těžby nerostů se uplatňuje při těžbě ropy z konkrétního ložiska uhlovodíků klasifikovaného jako produktivní ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum nebo Domanik podle údajů státní bilance nerostných surovin. Daňové prázdniny se poskytují také na těžbu uhlovodíkových surovin, pokud se podloží nachází zcela v hranicích vnitřních mořských vod, teritoriálního moře, na kontinentálním šelfu Ruské federace nebo v ruské části (ruský sektor) Ruské federace. Dno Kaspického moře.

Snížená hodnota při výpočtu hodnoty daně z těžby nerostů koeficientu Kd, který charakterizuje stupeň složitosti těžby ropy, se použije na ropu vyrobenou z konkrétního uhlovodíkového ložiska v závislosti na propustnosti a mocnosti souvrství (článek 2.3 odstavec 1 Článek 342.2 daňového řádu Ruské federace):

0,2 - s propustností ne větší než 2×10 -3 µm2 a efektivní tloušťkou souvrství nasycenou olejem ne větší než 10 metrů;

0,4 - s propustností ne větší než 2×10 -3 mikronů a účinnou tloušťkou souvrství nasycenou olejem větší než 10 metrů.

Hodnota Kd 0,8 se používá při těžbě ropy z konkrétního ložiska formace Ťumeň.

Pro republiky Baškortostán a Tatarstán jsou stanoveny daňové odpočty, uplatňované na vypočtenou částku daně z těžby nerostů, týkající se ropy vytěžené z polí s počátečními zásobami k 1. lednu 2011 ve výši 2 500 milionů tun a 200 milionů tun nebo více. Výpočet daňových odpočtů závisí na výši vývozního cla.

Koeficient charakterizující oblast produkce a vlastnosti ropy (Kkan), rovný 0, se používá pro ropu v podložích nacházejících se zcela nebo částečně v řadě zakládajících celků Ruské federace (Republika Sakha (Jakutsko), Irkutská oblast , Krasnojarské území).

Při zakládání nových ložisek uhlovodíků na moři (HC) se používá zvláštní postup pro výpočet základu daně a sazby daně z těžby nerostů ve výši 15 % uplatňované na základ daně. Základ daně se stanoví jako náklady na uhlovodíkové suroviny. Ta je součinem množství vytěžených nerostů a minimálních mezních nákladů na jednotku vytěžených nerostů. Minimální mezní náklady na uhlovodíkové suroviny v přepočtu na ropu jsou stanoveny jako součin průměrné ceny ropy v amerických dolarech za barel za uplynulé zdaňovací období na světových trzích a průměrné hodnoty kurzu amerického dolaru k ruskému rublu za tohoto zdaňovacího období, stanovené centrální bankou.

Shrneme-li výše uvedené, můžeme poznamenat:

1. Různé druhy daňových zvýhodnění pro různé druhy těžko vytěžitelné ropy: nulová sazba daně z těžby nerostů, snížené koeficienty ve vzorci pro výpočet daně z těžby, zvláštní postup pro výpočet základu daně pro řadu oborů, což výrazně komplikuje výpočet daně z těžby nerostů a také negativně ovlivňuje správu daňového systému.

2. Přínosy jsou nejvíce patrné u velkých podniků rozvíjejících velká ložiska, což umožňuje zvýšit dostupné finanční a investiční zdroje pro vývoj a implementaci nových technologií. Malé podniky produkující ropu, které mají malá pole umístěná v tradičních oblastech těžby ropy, nedostávají významné finanční výhody ze snížení daňového zatížení při rozvoji těžko obnovitelných zásob ropy. Vzhledem k vysoké ceně speciálních technologií a zařízení, kvalifikovanému personálu potřebnému pro vývoj jsou zapotřebí značné investiční prostředky, jejichž získání na akciovém a úvěrovém trhu pro malé podniky je obtížný úkol.

3. Efektivním opatřením na podporu malých podniků v ropném a plynárenském sektoru je podle autorů použití daně z přidané hodnoty namísto daně z těžby nerostů po dobu 5 let. Ušlé daňové příjmy do rozpočtového systému budou částečně kompenzovány příjmy daně z příjmů.

Recenzenti:

Boyarko G.Yu., doktor ekonomie, kandidát geologie a mineralogie, profesor, vedoucí katedry ekonomiky přírodních zdrojů, Tomská polytechnická univerzita, Tomsk;

Yazikov E.G., doktor geologie a mineralogie, profesor, vedoucí katedry geoekologie a geochemie, Národní výzkum TPU, Tomsk.

Práce obdržela redaktorka 15. dubna 2015.

Bibliografický odkaz

Sharf I.V., Borzenkova D.N. TĚŽKÉ REZERVY ROPY: KONCEPCE, PŘÍSTUPY K KLASIFIKACI A STIMULUJÍCÍ VÝVOJ // Základní výzkum. – 2015. – č. 2-16. – s. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (datum přístupu: 27.04.2019). Dáváme do pozornosti časopisy vydávané nakladatelstvím "Akademie přírodních věd"