Trudno odzyskać olej. Badanie możliwości całkowitego odzysku oleju zamkniętego

Przemysłowa produkcja ropy i gazu trwa już ponad sto lat. Nic dziwnego, że początkowo w rozwój zaangażowano najłatwiej dostępne złoża węglowodorów. Teraz jest ich coraz mniej, a prawdopodobieństwo odkrycia nowego gigantycznego złoża porównywalnego z takimi jak Samotlor, Al-Gawar czy Prudhoe Bay jest praktycznie zerowe. Przynajmniej w tym stuleciu nie znaleziono jeszcze niczego takiego. Czy nam się to podoba, czy nie, musimy zagospodarować złoża trudnej do wydobycia ropy.

Zasoby trudne do odzyskania można podzielić na dwie grupy. Do jednej kategorii zaliczają się osady o małej przepuszczalności utworów (piaskowce szczelne, łupki, formacja Bazhenov). Jednocześnie ropa wydobywana z takich złóż jest porównywalna pod względem właściwości do ropy z tradycyjnych złóż. Kolejną grupę stanowią złoża ropy ciężkiej i bardzo lepkiej (naturalny bitum, piaski roponośne).

Próby wydobycia ropy ze złóż o niskiej przepuszczalności tradycyjnymi metodami prowadzą do następującego efektu – początkowo odwiert wytwarza dobry przepływ ropy, który bardzo szybko się kończy. Ropę wydobywa się jedynie z niewielkiej strefy sąsiadującej z perforowaną częścią odwiertu, dlatego wiercenie pionowe na takich polach jest nieefektywne. Wydajność odwiertu można zwiększyć poprzez zwiększenie powierzchni kontaktu z formacją nasyconą ropą. Osiąga się to poprzez wiercenie odwiertów o dużym przekroju poziomym i przeprowadzanie jednocześnie kilkudziesięciu operacji szczelinowania hydraulicznego. W podobny sposób wydobywa się tak zwany „olej łupkowy”.

Przy wydobywaniu naturalnego bitumu lub bardzo lepkiej ropy szczelinowanie hydrauliczne nie pomoże. Metody wydobywania takich surowców zależą od głębokości skał nasyconych ropą. Jeśli głębokość jest niewielka i wynosi kilkadziesiąt metrów, to Górnictwo PIT rasy Kiedy ropa pojawia się na głębokości setek metrów, buduje się kopalnie w celu jej wydobycia. W Kanadzie zagospodarowuje się w ten sposób piaski roponośne w Albercie, w Rosji przykładem może być złoże Yaregskoje. Wydobyta koparką skała jest kruszona, mieszana z gorącą wodą i wprowadzana do separatora oddzielającego olej od piasku. Lepkość powstałego oleju jest tak wysoka, że ​​nie można go przepompować rurociągiem w jego pierwotnej postaci. Aby zmniejszyć lepkość, olej miesza się z rozpuszczalnikiem procesowym, zwykle stosuje się benzynę lub olej napędowy.

Jeśli skały nie można usunąć na powierzchnię, ogrzewanie parą odbywa się pod ziemią. Technologia parowo-grawitacyjna stosowana przez Tatnieft' na złożu Ashelchinskoye opiera się na wykorzystaniu pary poziomych odwiertów. Do jednego z nich wtryskiwana jest para, do drugiego pobierany jest olej. W specjalnie wybudowanej kotłowni wytwarzana jest para do zatłaczania do studni. W przypadku głębokiego zakopywania skuteczność metody zmniejsza się ze względu na fakt, że temperatura pary zauważalnie spada na drodze do formacji. Opracowana przez firmę RITEK metoda stymulacji parowo-gazowej, która polega na wytwarzaniu pary bezpośrednio w złożu, nie posiada tej wady. Generator pary jest instalowany bezpośrednio w twarzy, do niego dostarczane są odczynniki, które oddziałują z wydzielaniem ciepła. W wyniku reakcji powstaje azot, dwutlenek węgla i woda. Rozpuszczenie dwutlenku węgla w oleju dodatkowo zmniejsza jego lepkość.

Podobne problemy mają przedsiębiorstwa produkujące gaz. Najdogodniejsze pod względem zagospodarowania są złoża cenomanu. Zbiorniki cenomańskie charakteryzują się zazwyczaj dużą przepuszczalnością, co pozwala na ich eksploatację tradycyjnymi studniami pionowymi. Gaz cenomański jest „suchy”, składa się z 97–99% metanu i dlatego wymaga minimalnych wysiłków przygotowawczych przed dostawą. system transportowy.

Wyczerpywanie się złóż cenomanu zmusza przedsiębiorstwa wydobywające gaz do korzystania z trudnych do wydobycia złóż gazu. Etap turoński charakteryzuje się niską przepuszczalnością zbiornika, dlatego odwierty pionowe są nieefektywne. Gaz turoński zawiera jednak 85-95% metanu, co pozwala na zastosowanie stosunkowo niedrogich metod jego przygotowania w terenie.

Gorzej jest w przypadku gazu wydobywanego ze złoża Walanginu i Achimov. To tutaj, obok metanu zawierającego etan, propan i inne węglowodory, kryje się „mokry gaz”. Zanim gaz trafi do systemu transportowego, należy go oddzielić od metanu, a to wymaga skomplikowanego i kosztownego sprzętu.

Za jednym złożem można zidentyfikować złoża gazu na różnych poziomach. Przykładowo na złożu Zapolarnoje gaz występuje w złożach turonu, cenomanu, neokomu i jury. Z reguły najbardziej dostępny etap cenomański zajmuje się najpierw wydobyciem. Na słynnym złożu Urengoj pierwszy gaz cenomański wydobyto w kwietniu 1978 r., gaz walangiński w styczniu 1985 r., a eksploatację złóż Achimov Gazprom rozpoczął dopiero w 2009 r.

Począwszy od 2019 r. pracownicy naftowi będą mieli możliwość przetestowania nowych metod wydobywania trudnej do odzyskania ropy w oddzielnych miejscach testowych. Ministerstwo Zasobów Naturalnych przygotowało poprawki do ustawy „O podłożu”, a Izwiestia je rozpatrzyła. Ze względu na wysokie ryzyko i wysokie koszty wydobycia pracownicy naftowi prawie nie są zainteresowani wydobyciem łupków w Rosji. Jednak zmniejszenie liczby dużych konwencjonalnych pól naftowych w funduszu nieprzydzielonym popycha je w kierunku wydobycia ropy trudnej do wydobycia.

Ministerstwo Zasobów Naturalnych przygotowuje podstawy do opracowania technologii wydobycia trudnej do odzyskania ropy naftowej (TRIZ) w Rosji. Łupki leżą głęboko w skorupie ziemskiej. Przy obecnym rozwoju technologii niezwykle trudno się do tego dostać. Z tego powodu wydobycie surowców kosztuje koncerny naftowe drogi. Jednak możliwości wydobycia konwencjonalnej ropy są coraz mniejsze. Ministerstwu Zasobów Naturalnych pozostało nieco ponad 400 koncesji na zagospodarowanie złóż. Większość – około 390 – zalicza się do małych i bardzo małych, a jedyny duży – Rostowcewskoje – znajduje się na terenie rezerwatu przyrody.

Dlatego też wydział podjął decyzję o dalszym stymulowaniu rozwoju niekonwencjonalnych zasobów surowców i tworzeniu odrębne gatunki wykorzystanie podłoża – specjalne poligony badawcze. Będą tam testowane nowe metody wydobycia TRIZ, zgodnie z nowelizacją ustawy „O podłożu” przygotowaną przez Ministerstwo Zasobów Naturalnych.

Państwo już zapewnia korzyści w zakresie wydobycia „trudnej” ropy. Na przykład koncerny naftowe nie muszą płacić podatków od wydobycia minerałów. Niemniej jednak pracownicy naftowi są pozbawieni zachęt do testowania własnych technologii. Takie badania na złożach będą mogli przeprowadzić jedynie pod warunkiem wykupienia pełnej licencji na wydobycie ropy.

Zgodnie z propozycją Ministerstwa Zasobów Naturalnych miejsca testowe będą dystrybuowane zgodnie z żądaniami koncernów naftowych. W takim przypadku zezwolenie na testowanie nowych technologii można oddzielić od istniejącej licencji na zagospodarowanie pola. Drugą możliwością jest pozyskanie składowiska na zasadach konkurencyjnych. Zwycięzca zostanie wyłoniony na podstawie kompetencji i wykształcenia naukowego.

W obu przypadkach licencja zostanie udzielona bezpłatnie. Korzystając z poligonu testowego spółka będzie zwolniona z regularnych opłat za eksplorację podłoża oraz podatków od wydobycia ropy naftowej.

Okres użytkowania składowiska wynosi do siedmiu lat z możliwością przedłużenia o kolejne trzy lata. Po tym czasie część testową złoża można zakwalifikować jako licencję generalną na nią, powiedział Izwiestii szef Ministerstwa Zasobów Naturalnych Siergiej Donskoj.

„Oczekujemy, że dzięki mechanizmom przewidzianym w ustawie poziom produkcji TRIZ w Rosji znacząco wzrośnie” – dodał minister.

Projekt ustawy trafił już do rządu latem 2017 roku. Następnie uzgodniono to z Ministerstwem Finansów, Ministerstwem Rozwoju Gospodarczego, Ministerstwem Przemysłu i Handlu oraz Ministerstwem Energii, Ministerstwem Zasobów Naturalnych i Środowiska. Ale w tym ostatnim postanowiono uzupełnić treść dokumentu. Zdaniem departamentu nowe propozycje zyskały już poparcie głównych graczy na rynku ropy i gazu oraz władz regionalnych. Ministerstwo Energii i Ministerstwo Rozwoju uzgodniły obecną wersję – poinformowali przedstawiciele resortów. Pozostałe ministerstwa nie odpowiedziały na prośbę Izwiestii.

RussNieft popiera poprawki, potwierdził przedstawiciel firmy. Inne organizacje nie odpowiedziały na pytania Izwiestii.

Ministerstwo Zasobów Naturalnych poinformowało, że tworzeniem składowisk zainteresowane są wszystkie największe koncerny naftowe. Źródło bliskie resortowi wyjaśniło, że jest to szczególnie ważne dla Surgutnieftiegazu, Łukoilu i Gazpromniefti. Ten ostatni prowadzi już poligon testowy na złożu Krasnoleninskoje w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym i posiada aktywa w rejonie Formacji Bazhenov w zachodniej Syberii.

Kompleks ten uważany jest za największe złoże łupków na świecie. Według amerykańskiej Agencji Informacji o Energii zgromadzono tam 15–20 miliardów ton trudnej do wydobycia ropy. Ponadto łupki formacji naftowych Bazhenov, Abalak, Khadum i Domanik znaleziono w regionie naftowym Wołgi-Uralu i na Ciscaucasia. W 2017 roku Rosja zwiększyła wydobycie łupków bitumicznych do 39 mln ton.

W kontekście malejących zasobów niezagospodarowanej tradycyjnej ropy naftowej produkcja TRIZ staje się coraz ważniejsza, zauważył czołowy ekspert Narodowego Funduszu Bezpieczeństwa Energetycznego Igor Juszczkow. Spadek ceny ropy Brent w latach 2014–2016 ze 100 do 35 dolarów za baryłkę wymusił zwiększenie inwestycji w optymalizację wydobycia z istniejących aktywów. Z tego powodu rozwój złóż łupków uległ znacznemu spowolnieniu. Według Ministerstwa Zasobów Naturalnych w samym 2015 roku inwestycje koncernów naftowych w badania geologiczne spadły o 13% do 325 miliardów rubli.

Jednocześnie przedsiębiorstwa ograniczyły inwestycje w utrzymanie produkcji w przypadku wyczerpanych projektów, w których występują trudne do wydobycia rezerwy resztkowe. Ekspert zauważył, że obecnie wydobycie takich pozostałości jest jeszcze mniej opłacalne w porównaniu z łupkami.

Prace nad formacją Bazhenov mają sens w sytuacji, gdy cena ropy Brent kształtuje się na poziomie 60–70 dolarów za baryłkę. Stany Zjednoczone posiadają także znaczne zasoby łupków – 7,9 miliarda ton. Amerykanom opłaca się wydobyć TRIZ po cenie Brent na poziomie 50–55 dolarów – powiedział Anatolij Dmitriewski, dyrektor Rosyjsko-Amerykańskiego Centrum Nafty i Gazu.

W Rosji nadal bardziej opłacalne jest wydobycie tradycyjnej ropy, taka praca kosztuje 35–40 dolarów. Zauważył, że w Stanach Zjednoczonych koszty wydobycia konwencjonalnego w rzeczywistości zrównały się z wydobyciem z łupków.

Jednak amerykańska metoda ekstrakcji niesie ze sobą ogromne ryzyko dla środowiska. Wydobycie ropy łupkowej w Rosji jest bezpieczniejsze ze względu na technologie opracowane tam Czas sowiecki technologie. Utrzymując stare metody wydobycia i opracowując nowe, wykorzystując specjalne miejsca badawcze, Rosja może w dalszym ciągu zwiększać wydobycie ropy.

Jesteśmy wdzięczni organizatorom VIII Międzynarodowego Forum Przemysłowo-Ekonomicznego „Strategia Zjednoczenia: Rozwiązywanie bieżących problemów kompleksów naftowych, gazowych i petrochemicznych w nowoczesna scena”, który odbył się w dniach 19–20 listopada 2015 r. na Rosyjskim Uniwersytecie Państwowym im. Gubkinowi za możliwość prezentacji Nowa technologia wydobycie trudnych do wydobycia złóż ropy naftowej formacji Bazhenov, zwanej Technologią nr 5 KVKR.

Technologia została opracowana wspólnie przez firmy „Nowe Technologie” i „KOMPOMASH-TEK”. Obecnie realizacja projektu rozpoczęła się już we współpracy z Gazprom Nieftą udział naukowy oraz wsparcie Rosyjskiego Państwowego Uniwersytetu Nafty i Gazu im. I. M. Gubkin, Moskiewski Uniwersytet Państwowy. M.V. Łomonosow, a w szczególności Wydział Chemii Moskiewskiego Uniwersytetu Państwowego oraz Centrum Nafty i Gazu Moskiewskiego Uniwersytetu Państwowego.

SLAJD nr 1. Problem Bazhena.
Formację Bazhenov często porównuje się do północnoamerykańskich złóż łupków bitumicznych, takich jak Bakken/Three Forks i Eagle Ford. Ale są podobne tylko z wyglądu.
W przeciwieństwie do złóż łupków bitumicznych w Ameryce Północnej, produktywne formacje Bazhen są bardziej plastyczne, bardziej niejednorodne i, co najważniejsze, mniej grube.
I tak w Bakken/Three Forks czy Eagle Ford powstająca objętość drenażu z reguły waha się w granicach 30-40 milionów m 3. Na Bazhen liczba ta jest prawie 10 razy niższa: 3-4 miliony m3.
Ilość oleju o niskiej przepuszczalności w tak stosunkowo małej objętości drenażu nie jest wystarczająca do pokonania progu rentowności polegającego na produkcji samego oleju o niskiej przepuszczalności.
Dlatego zdaniem ekspertów branżowych opłacalny rozwój Bazhenu jest możliwy tylko wtedy, gdy w aktywny rozwój zaangażowany zostanie dodatkowy zasób węglowodorów - kerogen. A to z kolei oznacza, że ​​PP Bazhena trzeba podgrzać…

SLAJD nr 2. Główny problem współczesnych metod termicznych wzmocnionego odzysku ropy naftowej (EOR).
Głównym problemem współczesnych termicznych metod wzmocnionego odzysku oleju (EOR) jest brak technologii pozwalających na dostarczenie wysokotemperaturowego czynnika roboczego do wielkie głębiny. I tak np. w przypadku zastosowania wysokiej jakości i bardzo drogich obudów termicznych klasy „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>λ≥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.
W Kompleksie Technologicznym nr 5 KVKR zastosowano unikalne rurki z końcówką TIP (0,0408 W/m°C), opracowane przez JSC KOMPOMASH-TEK (Rosja), które dzięki niższemu ciężarowi liniowemu mogą być stosowane na głębokościach do 3500 metrów. Ale ich prywatne wykorzystanie również nie rozwiązuje problemu logistycznego, gdyż w momencie dostarczenia czynnika roboczego na dno studni, znajdującej się na głębokości 3000 metrów, temperatura czynnika roboczego, na skutek nieuniknionych strat w transporcie cieplnym, spada o 70 - 80°C.
Zatem czynnik roboczy dostarczony na dno odwiertu, na przykład na głębokość 3000 metrów, musi zostać ponownie podgrzany, a także zrekompensować utratę ciśnienia czynnika roboczego na skutek tarcia. Ponadto pożądane jest podgrzanie czynnika roboczego do temperatury wyższej (480°C) w porównaniu do temperatury, jaką miał on na powierzchni odwiertu (450°C) przed rozpoczęciem transportu go na dno odwiertu .

SLAJD nr 3. Rozwiązanie problemu.
W Technologii nr 5 KVKR ten podstawowy problem współczesnego termicznego EOR rozwiązano poprzez zorganizowanie na dnie odwiertu, w jego objętości sub-pakera, egzotermicznej reakcji utleniania (ERR) związków organicznych w wodzie SC w obecności utleniacza agent. W szczególności jako związek organiczny stosuje się metanol, a jako środek utleniający stosuje się nadtlenek wodoru lub powietrze. W wyniku egzotermicznej reakcji utleniania metanolu w wodzie SC w obecności np. nadtlenku wodoru powstaje CO 2, który dodatkowo wzbogaca czynnik roboczy, oraz H 2 O, a także wydziela się ciepło, które jest zużywane (a) po dodatkowym podgrzaniu czynnika roboczego i odpowiednio (b) zwiększeniu jego ciśnienia do wartości termobarycznych określonych technologią.

SLAJD nr 4. Tradycyjna retorta termiczna EOR i in-situ. Technologia nr 5 KVKR – technologia Koncepcji Retortowania in-situ.
Istniejące metody termiczne EOR można podzielić na dwie grupy: a) tradycyjne TMOR oraz b) metody termiczne Koncepcje retortowania in-situ, w tym metody termochemiczne.
Tradycyjny termiczny EOR jako czynnik roboczy wykorzystuje głównie mokrą parę wodną, ​​której użycie może jedynie chwilowo zmienić lepkość i gęstość ciężkich węglowodorów.
Różnica pomiędzy termicznymi metodami retortowania in-situ a podejściem tradycyjnym polega na tym, że w wyniku zastosowania wysokotemperaturowego czynnika roboczego w postaci wody w stanie nadkrytycznym lub przegrzanej pary o wysokim stopniu przegrzania, dochodzi do nieodwracalnego następuje spadek lepkości i gęstości ciężkich węglowodorów. W formacji produkcyjnej ulegają one molekularnej modyfikacji, a na powierzchnię wydobywają się już rafinowane, lżejsze węglowodory.
Koncepcja retortowania in-situ jest bardzo często nazywana koncepcją rafinerii in-situ, a część wstępnej obróbki węglowodorów w złożu staje się częścią procesu produkcji węglowodorów.
Downstream staje się częścią upstreamu.
Jeśli mówimy tylko o węglowodorach, zastosowanie tego podejścia w formacji Bazhenov pozwoli:

Dalsza poprawa jakości ropy naftowej ze skał o niskiej przepuszczalności;

Konwersja (upłynnianie i/lub zmiana molekularna) bitumu na lżejsze frakcje węglowodorowe;

A NAJWAŻNIEJSZE jest przeprowadzenie in-situ wytwarzania syntetycznych węglowodorów z kerogenu w wyniku jego hydropirolizy.

SLAJD nr 5. Formuła technologii nr 5 KVKR.
Jeśli mówimy ogólnie o potencjale Technologii nr 5 KVKR, to pozwala ona na:
(1) w wymaganym zakresie
(2) wytworzyć i dostarczyć do formacji produkcyjnej środek roboczy posiadający (a) najskuteczniejszy skład kompozycyjny i (b) wymagane właściwości termobaryczne; w tym samym czasie, w tym samym czasie,
(3) zwiększyć przepuszczalność formacji produkcyjnej i ponownie ją ożywić,
(4) wytwarzać syntetyczne węglowodory (SHC) z kerogenu i
(5) poprawić jakość ropy naftowej ze skał niskoprzepuszczalnych i modyfikować molekularnie bitumy, a w ten sposób
(6) zintensyfikować wydobycie (a) ropy ze skał niskoprzepuszczalnych o podwyższonej jakości oraz (b) węglowodorów syntetycznych powstających wewnątrz złoża w wyniku ich selekcji przez strefę o zwiększonej przepuszczalności.
W najbardziej ogólnej formie, gdy do formacji produkcyjnej wprowadza się czynnik roboczy w postaci wody nadkrytycznej (T = 480°C i P do 45 MPa), w formacji produkcyjnej zachodzą trzy powiązane ze sobą i konwencjonalnie rozdzielone procesy:
- ponowne ożywienie formacji produkcyjnej;
- wzrost przepuszczalności formacji produkcyjnej;
- proces mający na celu zmniejszenie stopnia molekularnego blokowania kanałów przewodzących nanociecz przez duże cząsteczki węglowodorów w wyniku fragmentacji na mniejsze cząsteczki.
Przykładowo duże cząsteczki asfaltenów, osiągające średnicę 30 nanometrów, są w stanie blokować kanały przewodzące makropłyny (o grubości powyżej 50 nanometrów), nie mówiąc już o kanałach przewodzących płyn na poziomie mikro (do 5 nanometrów) i mezopoziomie (od 5 do 50 nanometrów).

SLAJD nr 6. Mechanizm zwiększania współczynnika odzysku oleju w Technologii nr 5 KVKR.
Przewidywany współczynnik odzysku oleju w Technologii nr 5 KVKR wynosi od 40 do 50%.
Przewidywane osiągnięcie tak wysokiego współczynnika uzysku ropy nie byłoby możliwe bez zapewnienia a) reenergetyzowania złoża produkcyjnego – podniesienia ciśnienia in-situ do maksymalnego możliwego: 45 MPa, b) zwiększenia jego przepuszczalności, c) zmniejszenia stopnia molekularnego blokowanie kanałów przewodzących nanociecz i ostatecznie d) selekcję węglowodorów do prześwitów złoża o zmodyfikowanej zwiększonej przepuszczalności.
Wymienione powyżej procesy są jednocześnie bezwarunkowymi czynnikami powodzenia ekonomicznego rozwoju formacji Bazhenov przy wykorzystaniu cyklicznego działania termochemicznego.

SLAJD nr 7. Struktura technologii nr 5 KVKR.
Ten schemat przedstawia strukturę Technologii nr 5 KVKR.

SLAD nr 8. Komentarz do bloków konstrukcyjnych.
Blokuj „Retortę na miejscu”:
40 lat pracy wiodących na świecie struktur badawczo-rozwojowych. Setki badań. Dziesiątki setek badań laboratoryjnych. Udane projekty pilotażowe SHELL i EXXON MOBIL. Badania podstawowe w zasadzie zostały zakończone. Dominują badania stosowane.
Blok „Reakcje chemiczne”:
Egzotermiczna reakcja utleniania związków organicznych w wodzie nadkrytycznej w obecności środka utleniającego jest sprawdzoną i dobrze zbadaną reakcją chemiczną.
Blok „Kompleks technologiczny”:
Nie ma przeszkód technicznych i technologicznych dla realizacji Projektu „Technologia nr 5 KVKR”.
Blok „Modelowanie matematyczne”:
Rozpoczęliśmy tworzenie modelu złożonych procesów złożowych i in-situ – „wirtualny rdzeń/zbiornik”, FIB-SEM, metoda kratowa Boltzmanna (LBM) itp.

SLAJD nr 9. I. Retorta in-situ – istotne podstawowe postanowienia aplikacyjne.
Najważniejsze podstawowe zapisy Koncepcji repliki in-situ przedstawia tabela na slajdzie nr 9.

SLAJD nr 10. II. Reakcje chemiczne.
Slajd 10 przedstawia wyniki trzech badań mających na celu określenie ilości wydzielanego ciepła (kJ/mol) podczas egzotermicznej reakcji utleniania metanolu w wodzie nadkrytycznej. Badania przeprowadzili specjaliści z Massachusetts Institute of Technology (USA), Uniwersytetu w Hiroszimie (Japonia) i Sandia National Laboratory (USA).
Na slajdzie znajdują się także zdjęcia wybuchowego i długotrwałego utleniania propanolu w wodzie nadkrytycznej w obecności utleniacza z utworzeniem płomienia przy stężeniu paliwa większym niż 16%.
Technologia nr 5 KVKR wykorzystuje proces bezpiecznego, bezpłomieniowego, ciągłego utleniania metanolu w wodzie nadkrytycznej w obecności utleniacza o stężeniu metanolu nie większym niż 5%. Czas trwania procesu utleniania wynosi 5-6 sekund.

Slajd numer 11. III. Kompleks technologiczny Technologie nr 5 KVKR.
Kompleks technologiczny nr 5 KVKR składa się z:
Naziemny generator wody na parametry nadkrytyczne (T=450°C i P 45 MPa);
Instalacje przygotowania APG;
Rury z powłoką termoizolacyjną (do 3500 metrów);
Paker wiertniczy żaroodporny, zdolny do pracy w temperaturze 700°C i ciśnieniu 70 MPa; I
Odporny na wysoką temperaturę paker pierścieniowy zdolny do pracy w temperaturze do 700°C i ciśnieniu do 100 MPa.

SLAJD nr 12. Wyłączność technologii nr 5 KVKR.
Wyjątkowość potencjału Technologii nr 5 KVKR polega na jej zdolności do:

1. Wygenerować środek roboczy o najskuteczniejszym składzie do wytwarzania in situ syntetycznych węglowodorów z kerogenu.

2. Opłacalne jest dostarczenie do formacji produkcyjnej, znajdującej się na głębokości od 2500 do 3500 m, czynnika roboczego o powyższym składzie i wymaganych charakterystykach termobarycznych.

3. Zwiększ przepuszczalność formacji produkcyjnej nawet 5 razy i stwórz wolumetryczny i zintegrowany wewnątrzformacyjny system przewodzenia płynów.

4. Ponownie pobudź formację produkcyjną - stwórz potężny reżim ciśnieniowy do ekstrakcji węglowodorów.

5. Racjonalnie wydobywać zasoby węglowodorów. Na przykład przewidywane skumulowane wydobycie ropy z jednego odwiertu o objętości drenażowej skały równej 4 mln m 3 (Bazhen) jest równe lub większe niż przewidywane skumulowane wydobycie ropy z jednego odwiertu o objętości drenażowej 40 mln m 3 (Bakken/Trzy widelce).

6. Zapewnić wysoce wydajną produkcję ropy z Bazhen bez wstępnego wieloetapowego szczelinowania hydraulicznego (MSHF).

7. Technologia nr 5 KVKR, pomimo swojej młodości, charakteryzuje się wysokim stopniem dojrzałości techniczno-technologicznej, gdyż jest kombinatorycznie utworzona z kilku dojrzałych technologii, które od dawna są dobrze opanowane przez rosyjski przemysł.

8. Dzięki intensywnej metodzie wydobycia ropy naftowej okres eksploatacji złoża aż do niemal całkowitego jego wyczerpania ulega znacznemu skróceniu, a co za tym idzie, odpowiednio obniżeniu ulegają koszty energii, koszty utrzymania i eksploatacji złoża.

28/01/2014

W ostatnim czasie coraz głośniej pojawiają się pytania o zagospodarowanie nowych złóż ropy. Jest to naturalne, ponieważ ludzkość zużyła już większość tych zasobów kopalnych. Dla Rosji problemy naftowe są wielokrotnie bardziej dotkliwe niż dla wielu innych krajów, ponieważ możliwości rosyjskiego sektora rafinacji ropy naftowej są trzecie na świecie. Wyprzedzają je tylko Amerykanie i Chińczycy.

Utrzymanie wielkości produkcji jest bardzo ważne dla utrzymania rosyjskiej potęgi i wpływu naszego kraju na arenie światowej. Jednak według prognoz analityków w najbliższej przyszłości liderem wzrostu produkcji „czarnego złota” nie będzie Rosja, ale Kanada, Brazylia i Stany Zjednoczone. Produkcja tego surowca w naszym kraju spada od 2008 roku. W 2010 roku Departament Energii stwierdził, że bez fundamentalnych zmian w polityce dotyczącej wydobycia ropy naftowej i przemysłu rafineryjnego wskaźniki mogą spaść z 10,1 mln baryłek dziennie w 2010 r. do 7,7 mln baryłek dziennie w 2020 r. Czy to wszystko oznacza, że ​​w Rosji kończy się ropa? NIE. Kraj ma ogromne rezerwy, ale większość z nich została już sklasyfikowana jako „trudna do odzyskania”. Zdaniem ekspertów Rosja ma wszelkie szanse, aby stać się światowym liderem w wydobyciu „niekonwencjonalnej” ropy. Ministerstwo Energii wyliczyło, że jego zasoby w kraju wynoszą około 5-6 miliardów ton, co stanowi 50-60% całości. Ilość ropy łupkowej jest wielokrotnie większa niż dostępna w Stanach Zjednoczonych. To ropa „niekonwencjonalna”, która utrzyma deklarowane wolumeny wydobycia kraju i pomoże utrzymać pozycję lidera w tym obszarze.

Na początek spróbujmy zdefiniować, co oznaczają zasoby „trudne do odzyskania”. Są to pola lub obiekty zagospodarowane, które charakteryzują się warunkami geologicznymi i/lub właściwościami fizycznymi niesprzyjającymi wydobyciu ropy naftowej. Za „trudne do wydobycia” można uznać zasoby w strefie szelfowej, ropę pozostającą na złożach w późnej fazie zagospodarowania, a także ropę o dużej lepkości. Przykładem tego ostatniego jest pole obwodu jamalsko-nienieckiego. Tutaj olej zamarza nie tylko na zimno, ale nawet w normalnych temperaturach. Wymaga specjalnych technologii przetwarzania: nie można go pompować rurociągami, lecz należy go transportować w pokrojonych w kostkę kostkach. Wydobycie takich zasobów jest oczywiście możliwe, jednak ważne jest uzyskanie korzyści ekonomicznych.

Wydobycie „niekonwencjonalnej” ropy wymaga dużych kosztów materiałowych, pracy, stosowania kosztownych nowych technologii, ograniczonych odczynników i materiałów. Eksperci szacują, że koszt „trudnej” ropy może wynosić 20 dolarów za baryłkę, podczas gdy ropa ze złóż konwencjonalnych kosztuje od 3 do 7 dolarów. Kolejną trudnością przy wydobywaniu „niekonwencjonalnych” złóż na etapie projektowania i zagospodarowania złóż jest wymagana ekstremalna dokładność obliczeń. Nie zawsze naukowcy mają możliwość określenia podejścia do efektywnego wyniku pracy takich pól. Całkiem niedawno w jednym z miejsc z „trudną” ropą wykonano dwa odwierty. Jeden z nich zaczął wytwarzać oczekiwaną objętość, ale drugi nie, a przyczyna tego jest nadal niejasna. Wszystkie problemy związane z wydobyciem „niekonwencjonalnej” ropy mają charakter globalny i ich rozwiązanie nie jest możliwe bez pełnego wsparcia państwa.

Wydarzenia ostatniej dekady w Stanach Zjednoczonych, które później nazwano „rewolucją łupkową”, przekonały cały świat, że nadal można opłacalnie wydobywać „niekonwencjonalną” ropę. Poziome wiercenia kierunkowe i szczelinowanie hydrauliczne (skały łupkowe pękają poprzez wtłaczanie pod ziemię mieszaniny wody, piasku i chemikaliów) odsłoniły duże zasoby gazu i ropy, które uznano za „trudne”. Wydobycie tych minerałów dramatycznie wzrosło. Tylko na jednym ze złóż w latach 2008-2012 wzrosło ze 100 baryłek dziennie do 1 miliona. O ile w USA produkcja szybko rosła, o tyle w Rosji utrzymywała się na tym samym poziomie. Chociaż w 1987 r. ZSRR zajmował pierwsze miejsce w przemyśle rafinacji ropy naftowej. Wydobywaliśmy 11,4 baryłki dziennie.

W 1996 roku, po upadku Związku Radzieckiego, zanotowano historyczne minimum – 6 milionów baryłek. W zamieszaniu lat 90. duże rosyjskie koncerny naftowe nie miały motywacji do zagospodarowania nowych złóż. W rezultacie te, które odkryto na początku lat 70. XX wieku, są nadal w użyciu. W rezultacie wielu ekspertów uważa, że ​​rosyjski sektor naftowy pracuje na pełnych obrotach. Koszty produkcji rosną, ale wolumeny wydobycia z „dojrzałych” złóż odziedziczonych po ZSRR pozostają na tym samym poziomie.

To kolejny dobry powód konieczności poszukiwania nowych, „trudnych do wydobycia” zasobów. Nawiasem mówiąc, radzieccy geolodzy odkryli wiele „trudnych” złóż już w latach 60. XX wieku, pozostawiając je do zagospodarowania przez przyszłe pokolenia. Są to rezerwaty formacji Bazhenov, Abalak i Frolov na zachodniej Syberii, są to miejsca na Morzu Karskim i Barentsa, to wiele obszarów Sachalinu. Formacja Bazhenov jest największą formacją łupkową na świecie. Według szacunków ekspertów jego zasoby mogą sięgać nawet 120 miliardów ton wydobywalnej ropy. A to 5 razy więcej niż rezerwy na złożu Bakken w USA. To właśnie stało się siłą napędową amerykańskiej rewolucji łupkowej. Ponadto ropa z formacji Bazhenov jest uważana za wysokiej jakości, można z niej wyprodukować 60% lekkich produktów naftowych.

Gazprom Nieft, ŁUKOIL, Rosnieft’ i Surgutnieftiegaz już pracują na „trudnych” polach. Nie możemy po prostu przejąć amerykańskich doświadczeń w wydobyciu „trudnej do wydobycia” ropy, gdyż zarówno warunki, jak i sama ropa znacznie różnią się od ropy północnoamerykańskiej. Nasz jest znacznie „cięższy” i wymaga większego nakładu energii podczas ekstrakcji. Jego złoża znajdują się w znacznie bardziej odległych miejscach niż podobne w Ameryce. Ale Rosja nie może obejść się bez wykorzystania zagranicznych doświadczeń w tej dziedzinie. W 2012 roku Rosnieft’ zawarła z amerykańskim Exxon Mobil współpracę w zakresie rozwoju formacji Bazhenovskaya i Achimovskaya. Gazprom Neft współpracuje z anglo-holenderskim Royal Dutch Shell w formacji Bazhenov .

Rosja ma wszelkie szanse, aby stać się wiodącym krajem na świecie w wydobyciu „trudnej do wydobycia” ropy i rząd to doskonale rozumie. „Rosyjska strategia energetyczna do 2030 roku” przewiduje, że z „trudnych” złóż rocznie będzie wydobywanych 40 mln ton z całkowitego rocznego wolumenu 500-530 mln. Ale oprócz dużych inwestycji materialnych i rozwoju nowych technologii obszar ten wymaga także liberalizacji podatków. Bez nich zagospodarowanie „niekonwencjonalnych” złóż będzie po prostu nieopłacalne dla koncernów naftowych. Straty w tym przypadku nie są współmierne do dochodów.

Odpowiednie zmiany podatkowe zostały przyjęte 26 lipca 2013 roku. Prezydent Władimir Putin podpisał ustawę o zróżnicowaniu podatku od wydobycia kopalin. Ustala się tryb ustalania i stosowania współczynnika stawki podatku od wydobycia kopalin – od 0 do 0,8, a także współczynnik określający stopień wyczerpania określonego złoża węglowodorów. Dla wydobycia ze złóż Bazhenov, Abalak, Khadum i Domanikov współczynnik wyniesie zero.

Norma będzie obowiązywać przez 180 okresów podatkowych. Mówiąc prościej, firmy wydobywające „tight” ropę nie będą płacić podatku przez 15 lat. Przy wydobywaniu ropy ze złóż o efektywnej miąższości złoża nasyconego ropą nie większej niż 10 metrów planuje się zastosować współczynnik 0,2; przy miąższości formacji większej niż 10 metrów – 0,4. W przypadku złóż pakietu Tiumeń ustalono współczynnik 0,8. W pozostałych przypadkach współczynnik podatku od wydobycia minerałów będzie równy 1.

1

Rozwój światowej energetyki w ostatniej dekadzie odzwierciedla intensyfikację działalności w zakresie zagospodarowania trudno wydobywalnych złóż węglowodorów, w szczególności ropy naftowej. Istniejąca różnorodność podejść do koncepcji i klasyfikacji trudnych do wydobycia złóż ropy naftowej doprowadziła do konieczności stosowania różnorodnych narzędzi finansowych, podatkowych i organizacyjno-ekonomicznych w celu stymulowania ich zagospodarowania. Najbardziej skuteczne w nowoczesnych warunkach są preferencje podatkowe. Celem niniejszego opracowania jest analiza podejść klasyfikacyjnych do koncepcji trudnych do wydobycia złóż ropy naftowej oraz istniejących zachęt podatkowych w zależności od jakości surowców węglowodorowych, właściwości złóż oraz terytorialnego położenia złóż. Zidentyfikowane pozytywne i negatywne aspekty pozwoliły autorom zaproponować zastosowanie dodatkowego podatku dochodowego dla małych przedsiębiorstw produkujących ropę naftową, działających w tradycyjnych regionach wydobycia ropy.

rezerwy trudne do odzyskania

podatek od wydobycia minerałów

korzyść podatkowa

Klasyfikacja

1. Azanova E. Problematyczny margines bezpieczeństwa // Biznes Rosja: przemysł, transport, życie społeczne. 2012. – nr 8. – s. 34, 34–39. Adres URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Instrukcja stosowania klasyfikacji złóż i zasobów ropy naftowej i gazów palnych //Państwowa Komisja ds. Zasobów Mineralnych [strona internetowa]. Adres 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 (dostęp: 20.03.2015 ) .

3. Kod podatkowy [Zasoby elektroniczne]. // Poinformuj. odniesienie System „KonsultantPlus”.

4. Zarządzenie Ministerstwa Zasobów Naturalnych Rosji z dnia 5 kwietnia 2007 r. Nr 23-r „W sprawie zatwierdzenia zaleceń metodologicznych dotyczących stosowania klasyfikacji rezerw i prognoz zasobów ropy naftowej i gazów palnych, zatwierdzonych zarządzeniem Ministerstwa Zasobów Naturalnych Federacji Rosyjskiej z dnia 1 listopada 2005 r. Nr 298” // Ministerstwo Zasobów Naturalnych i Ekologii Federacji Rosyjskiej [strona internetowa]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (dostęp: 20 marca 2015).

5. Biblioteka techniczna // neftegaz.ru [strona internetowa]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (dostęp: 20.03.2015).

6. Shpurov I. Nowa klasyfikacja złóż węglowodorów - sposób regulacji procesu innowacyjnego w kompleksie paliwowo-energetycznym // Pion ropy i gazu. – 2014. – Nr 16. – s. 54, 46–56.

7. Jaszczenko I.G. Oleje trudne do odzyskania: właściwości fizyczne i chemiczne oraz konsekwencje środowiskowe ich produkcji // Ekspozycja Ropa naftowa Gaz. – 2014. – nr 1. – s. 30–35.

8. Rosyjska strategia energetyczna na okres do 2030 roku. [Zasoby elektroniczne]. // Ministerstwo Energii Federacji Rosyjskiej [strona internetowa]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (dostęp 20 marca 2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Cechy strategii marketingowej firm naftowych i gazowych w zakresie odwiertów poszukiwawczych http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (dostęp 20.03.2017 r.) 2015).

Realizacja zadania postawionego w ES-2030 „maksymalnie efektywne wykorzystanie naturalnych zasobów energii i potencjału sektora energetycznego dla zrównoważonego wzrostu gospodarczego, poprawy jakości życia ludności kraju”, a także zachowanie potencjału zasobów naturalnych w interesów przyszłych pokoleń, nie jest możliwa bez zasobooszczędnych działań koncernów naftowo-gazowych związanych z zagospodarowaniem trudnych do wydobycia złóż węglowodorów, co jest szczególnie istotne w kontekście gwałtownego wzrostu wydobycia ropy i gazu ze skał łupkowych w Stanach Zjednoczonych.

Duża liczba zasobów trudnych do odzyskania (HRR) w Rosji i ich różnorodność wymagają znacznych środków finansowych, inwestycyjnych oraz wprowadzenia innowacji w procesie produkcyjnym i technologicznym, dlatego też konieczna jest przemyślana polityka finansowo-podatkowa rządu popyt. Celem naszego badania jest analiza istniejących instrumentów podatkowych stymulujących rozwój trudnoodzyskiwalnych rezerw.

Należy zauważyć, że obecnie w literaturze naukowej i przepisach o różnej mocy prawnej nie ma jednej definicji i jednoznacznej terminologii trudno wydobywalnych złóż węglowodorów. Termin „zasoby trudne do odzyskania” pojawił się po raz pierwszy w latach 70. ostatni wiek. Miały na myśli zasoby, „których zagospodarowanie tradycyjnymi technologiami nie zapewnia niezbędnej efektywności pod względem współczynnika uzysku ropy, a w niektórych przypadkach także pod względem kosztów wydobycia ropy”. Obecnie powszechnie przyjmuje się, że do zasobów trudno wydobywalnych zalicza się te złoża, dla których „istniejące technologie nie odpowiadają cechom geologicznym złoża”, jakości zawartych w nich węglowodorów, w związku z czym ich zagospodarowanie jest nieopłacalne .

Dodatkowo identyfikuje się zasoby trudne do wydobycia z niekonwencjonalnymi rodzajami ropy i gazu. I tak w USA do ropy niekonwencjonalnej zalicza się:

Ropa naftowa ciężka i bitum wydobywany z piasków bitumicznych kanadyjskiej prowincji Alberta i innych regionów świata;

Bardzo ciężka ropa naftowa produkowana w Wenezueli w dorzeczu rzeki. Orinoko;

Olej kerogenowy lub olej łupkowy wydobywany z łupków bitumicznych;

Lekki olej zwartych skał, który znajduje się w zbiornikach o niskiej przepuszczalności.

Struktura złóż tradycyjnych zakłada obecność zbiorników o dobrej przepuszczalności (powyżej 0,01 µm 2) oraz skał nieprzepuszczalnych (uszczelnień), które zatrzymują nagromadzenia węglowodorów. Brak tej kombinacji pozwala mówić o złożach niekonwencjonalnych, których rozwój wymaga doskonałych technologii. Do niekonwencjonalnych źródeł gazu zalicza się zatem hydraty gazu, gaz z gęstych skał niskoprzepuszczalnych (przepuszczalność złoża ≈ 1 mD), metan z pokładów węgla (przepuszczalność złoża ≈ 0,1 mD), gaz łupkowy (przepuszczalność złoża 0,001 mD), gaz rozpuszczony w wodzie, gaz głębokich horyzontów.

W istniejących rosyjskich ramach regulacyjnych można wyróżnić kilka podejść do ustalania zasobów trudnych do odzyskania.

1. Z punktu widzenia klasyfikacji zasobów ropy naftowej i gazu palnego, która została zatwierdzona Zarządzeniem Ministra Zasobów Naturalnych nr 477 z dnia 1 listopada 2013 r. Zgodnie z tym dokumentem do zasobów wydobywalnych zalicza się tę „część zasobów geologicznych możliwych do wydobycia ze złoża (pola) w całym okresie zagospodarowania w ramach optymalnych rozwiązań projektowych z wykorzystaniem dostępnych technologii, z uwzględnieniem zgodności z wymaganiami podłoża i ochrony środowiska.” Na podstawie tej definicji zasoby złóż zagospodarowanych można zaliczyć do wydobywalnych, a zasobów złóż eksploracyjnych do trudnych do wydobycia (gradacja zasobów ze względu na stopień rozwoju przemysłu).

2. Z punktu widzenia jakości surowców węglowodorowych wyróżnia się oleje o nietypowych właściwościach fizykochemicznych: ciężkie; lepki; siarkawy; woskowy; żywiczny; o wysokim (powyżej 500 m 3 /t) lub niskim (poniżej 200 m 3 /t) nasyceniu gazem; z obecnością więcej niż 5% agresywnych składników (siarkowodór, dwutlenek węgla) w wolnym i (lub) rozpuszczonym gazie. Według Instytutu Chemii Nafty SB RAS tego typu oleje są powszechne w wielu dziedzinach na całym świecie.

W instrukcjach stosowania klasyfikacji zasobów i zasobów ropy naftowej i gazów palnych ropę naftową dzieli się według składu i właściwości fizycznych w zależności od jej właściwości, składu grupowego węglowodorów, składu frakcyjnego, zawartości siarki i innych składników niewęglowodorowych, asfaltenów i żywic.

3. Z punktu widzenia właściwości zbiornikowych formacji macierzystej, które wpływają na właściwości fizykochemiczne surowców węglowodorowych. Jedną z głównych cech zbiorników jest przepuszczalność - zdolność skał formacyjnych do przepuszczania cieczy i gazu pod wpływem różnicy ciśnień.

Na podstawie wartości przepuszczalności utwory produkcyjne dzieli się na utwory o niskiej przepuszczalności (od 0 do 100 mD); średnio nieprzepuszczalny (od 100 mD do 500 mD); wysoce przepuszczalny (ponad 500 mD). Istnieje podział na 5 klas zbiorników (μm2): bardzo przepuszczalne (> 1); dobrze przepuszczalny (0,1-1); średnio przepuszczalny (0,01-0,1); niska przepuszczalność (0,001-0,01); słabo przepuszczalny (< 0,001).

Do klasyfikacji złóż pól gazowych stosuje się klasy zbiorników 1-4. Według klasyfikacji A.A. Zasoby nieprzemysłowe Khanina obejmują te, których przepuszczalność zbiornika jest mniejsza niż 0,001 µm 2 .

Należy zauważyć, że zgodnie z rozporządzeniem Rządu Federacji Rosyjskiej nr 700-r z dnia 3 maja 2012 r. istnieją cztery kategorie projektów wydobycia ropy trudnej do odzyskania, ustalane na podstawie wskaźników przepuszczalności zbiorników i lepkości oleju:

1) projekty wydobycia ropy naftowej ze złóż o niskiej przepuszczalności w zakresie od 1,5 do 2 midarcy włącznie (od 1,5 × µm 2 do 2 × µm 2 włącznie);

2) projekty wydobycia ropy naftowej ze złóż o wyjątkowo niskiej przepuszczalności w zakresie od 1 do 1,5 midarcy włącznie (od 1×10 -3 µm 2 do 1,5×10 -3 µm 2 włącznie);

3) projekty wydobycia ropy naftowej ze złóż o wyjątkowo niskiej przepuszczalności do 1 milidarcy włącznie (do 1×10 -3 µm 2 włącznie);

4) projekty produkcji ropy ultralepkiej o lepkości oleju w warunkach złożowych powyżej 10 000 mPa×s.

Inne cechy skał macierzystych to niska porowatość zbiorników, występowanie zbiorników na małych głębokościach i (lub) w strefie wiecznej zmarzliny, temperatury in situ (100 °C > t< 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. Z punktu widzenia położenia terytorialnego działki podglebowej. Zatem przepisy podatkowe zapewniają korzyści dla produkcji ropy naftowej:

a) w następujących regionach Rosji:

Republiki Baszkortostanu i Tatarstanu (art. 343 ust. 2);

Republika Sacha (Jakucja), obwód irkucki, terytorium Krasnojarska (klauzula 2, klauzula 4, artykuł 342.5);

Nieniecki Okręg Autonomiczny, Półwysep Jamalski w Jamalsko-Nienieckim Okręgu Autonomicznym (klauzula 5, klauzula 4, art. 342 ust. 5);

b) z nowych złóż morskich położonych częściowo lub całkowicie w morzach: Azowskim, Bałtyckim, Peczora, Białym, Japońskim, Ochockim, Kaspijskim, Czarnym, Barentsa, Kara, Łaptiew, Wschodniosyberyjski, Czukotka, Bering (art. 338 ust. 5);

c) z obszarów podziemnych położonych na północ od koła podbiegunowego, w całości lub w części w granicach wewnętrznych wód morskich i morza terytorialnego, na szelfie kontynentalnym Federacji Rosyjskiej.

2. Z punktu widzenia efektywności ekonomicznej zagospodarowania rezerw. Zgodnie z klasyfikacją Międzynarodowego Stowarzyszenia Inżynierów Naftowych (Petroleum Resources Management System, PRMS) wyróżnia się zasoby potwierdzone, prawdopodobne i potencjalne. Klasyfikacja ta ma na celu zapewnienie ochrony inwestycji inwestorów, dlatego też głównym kryterium jest ekonomiczna efektywność zagospodarowania w istniejących warunkach makroekonomicznych, z uwzględnieniem cen węglowodorów na rynku światowym, aktualnego opodatkowania użytkowania podłoża, kosztów poszukiwań, wiercenie, transport i inne czynniki. Zasoby trudne do odzyskania to zatem te, których zagospodarowanie nie jest ekonomicznie opłacalne. Jeszcze bardziej rygorystyczne podejście do klasyfikacji ma Komisja Papierów Wartościowych i Giełd (SEC), która zajmuje się wyłącznie potwierdzonymi rezerwami. Klasyfikacja ta dzieli zasoby potwierdzone na zasoby rozwinięte, które można wydobyć z istniejących odwiertów przy wykorzystaniu istniejącego sprzętu i technologii, oraz zasoby niezagospodarowane, których wydobycie wymaga dodatkowych inwestycji kapitałowych.

Głównym kryterium rosyjskiej klasyfikacji z 1983 r. była znajomość geologiczna obszaru podglebia. W klasyfikacji opracowanej w 2005 r., a nie wprowadzonej w życie ze względu na kryzys finansowo-gospodarczy lat 2009-2010, przyjęto, że wyróżniono zasoby o znaczeniu przemysłowym, które podzielono na rezerwy warunkowo rentowne i normalnie rentowne. Zwykle opłacalne są „odzyskiwalne zasoby złóż (złóż), których zaangażowanie w zagospodarowanie w momencie oceny, według obliczeń techniczno-ekonomicznych, jest opłacalne w obecnych warunkach gospodarczych i obecnym systemie podatkowym przy wykorzystaniu sprzętu i technologii do wydobycia surowców, zapewniających dotrzymanie wymagań racjonalnego wykorzystania podłoża i ochrony środowiska”. W klasyfikacji z 2013 roku podziału tego nie obserwuje się. Głównym celem przyjętej klasyfikacji jest uregulowanie relacji pomiędzy państwem – właścicielem podłoża, a użytkownikiem podłoża – dzierżawcą, w celu maksymalizacji efektywnego wykorzystania podłoża w obopólnie korzystnym interesie obu stron. W konsekwencji komponent ekonomiczny nowej klasyfikacji polega na tym, że użytkownik podłoża uzasadnia optymalny wariant zagospodarowania złoża, a państwo określa jakość wykonywanych obliczeń, realizując w ten sposób funkcje regulacyjno-kontrolne.

3. Z punktu widzenia rodzaju formacji geologicznej. Przepisy podatkowe (klauzula 21 ust. 1 art. 342) identyfikują określone złoża węglowodorów zaliczane do złóż produkcyjnych Bazhenov, Abalak, Khadum lub Domanik, na zagospodarowanie których zapewniane są świadczenia.

Wydobycie ropy ze złóż formacji Bazhenov jest jedną z priorytetowych działalności koncernów naftowo-gazowych. Ciekawostką jest to, że przez długi czas formacja Bazhenov, rozciągająca się na obszarze zachodniej Syberii o powierzchni 1 miliona km2 i miąższości wahającej się w przedziale 5-40 m, była uważana za regionalny ekran pułapek naftowych i gazowych. Jednak współczesne badania naukowe wykazały obecność w tych skałach ogromnych ilości przemysłowych zasobów lekkiej, wysokiej jakości ropy. Właściwości formacji Bazhenov różniące się od właściwości tradycyjnych zbiorników to mikropustki, poszycie, nawarstwianie i foliacja, co determinuje zapotrzebowanie na specjalne technologie, a tym samym wysokiej jakości podejście do wyboru firmy świadczącej usługi naftowe.

4. Z punktu widzenia retrospekcji technologicznej. Postęp naukowy i technologiczny wymusza przekształcenie złóż trudnych do wydobycia. I tak w latach 80-90. w zeszłym stuleciu na zachodniej Syberii nie rozwijały się formacje Achimov i Bazhenov, osady środkowej jury, dolnej jury i paleozoiku. Jura górna została częściowo zagospodarowana. Obecnie jura górna i dolna są już w pełni rozwinięte. Nasilił się rozwój utworów jury środkowej, paleozoiku i formacji Achimov oraz cenomanu. Te ostatnie w latach 90-tych nie były doraźnie uznawane za źródło surowców węglowodorowych.

Zatem różnorodność podejść do zrozumienia trudnych do wydobycia zasobów ropy naftowej wymaga stosowania jakościowo różnych narzędzi zachęt rozwojowych.

Najbardziej efektywna jest podatkowa regulacja wydobycia trudnych do wydobycia złóż ropy naftowej w formie preferencji podatkowych, której różnorodność wynika z wyżej wymienionych podejść klasyfikacyjnych.

Aby w pełni scharakteryzować regulację podatkową zagospodarowania trudno odzyskiwalnych złóż ropy naftowej, należy przypomnieć algorytm obliczania wysokości podatku od wydobycia kopalin, liczonego jako iloczyn odpowiedniej stawki podatku i wielkości podstawa podatku.

Podstawę opodatkowania ustala się jako ilość kopalin wydobytych w ujęciu fizycznym. Stawkę podatku ustala się jako iloczyn stawki określonej za tonę odsolonej, odwodnionej i stabilizowanej ropy naftowej, pomnożonej przez współczynnik charakteryzujący dynamikę światowych cen ropy naftowej (Kts) oraz obniżoną wartość wskaźnika Dm charakteryzującego cechy ropy naftowej produkcja. Specyficzna stawka wynosi 766 rubli w 2015 r., 857 rubli w 2016 r., 919 rubli w 2017 r. Wzór na obliczenie Dm przedstawiono poniżej.

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

K in - współczynnik charakteryzujący stopień wyczerpania zasobów danego miejsca podglebia;

Kz - współczynnik charakteryzujący wielkość zasobów danej działki gruntowej;

K d - współczynnik charakteryzujący stopień złożoności produkcji ropy naftowej;

K dv – współczynnik charakteryzujący stopień wyczerpania określonego złoża węglowodorów;

Kkan to współczynnik charakteryzujący region produkcji i właściwości oliwy.

Opodatkowanie podatkiem od wydobycia minerałów (MET) według zerowej stopy procentowej dotyczy produkcji ultralepkiej ropy wydobywanej z obszarów podziemnych zawierających ropę o lepkości 10 000 mPa×s lub większej (w warunkach złożowych). Należy zauważyć, że poprzednio lepkość zerową stosowano do obszarów podglebia zawierających olej o lepkości większej niż 200 mPa×s (w warunkach zbiornikowych). Podwyższenie minimalnego progu wskazuje zatem na skuteczność zachęty podatkowej, która po raz pierwszy weszła w życie w 2006 roku i stymulowała przedsiębiorców do korzystania z nowych technologii w wyniku zmniejszenia obciążeń podatkowych. Jeżeli lepkość oleju waha się w przedziale od ponad 200 mPa×s do mniej niż 10 000 mPa×s (w warunkach złożowych), to Kcan (współczynnik charakteryzujący region wydobycia i właściwości oleju) jest równy 0.

Przy wydobyciu ropy naftowej z określonego złoża węglowodorów zaliczanego do złóż produkcyjnych Bazhenov, Abalak, Khadum lub Domanik stosuje się zerową stawkę podatku od wydobycia kopalin, zgodnie z danymi państwowego bilansu zasobów kopalin. Wakacje podatkowe przysługują także na wydobycie surowców węglowodorowych, jeżeli działka podziemna położona jest w całości w granicach wewnętrznych wód morskich, morza terytorialnego, na szelfie kontynentalnym Federacji Rosyjskiej lub w rosyjskiej części (sektor rosyjski) Dno Morza Kaspijskiego.

Do ropy wydobywanej z określonego złoża węglowodorów w zależności od przepuszczalności i miąższości złoża stosuje się obniżoną wartość przy obliczaniu wartości podatku od wydobycia kopalin współczynnika Kd, charakteryzującego stopień złożoności wydobycia ropy naftowej (pkt 2.3 ust. 1 Artykuł 342 ust. 2 Kodeksu podatkowego Federacji Rosyjskiej):

0,2 - o przepuszczalności nie większej niż 2×10 -3 µm2 i efektywnej grubości formacji nasyconej olejem nie większej niż 10 metrów;

0,4 - o przepuszczalności nie większej niż 2×10 -3 mikronów i efektywnej nasyconej olejem grubości formacji większej niż 10 metrów.

Przy wydobyciu ropy naftowej z określonego złoża formacji Tiumeń przyjmuje się wartość Kd wynoszącą 0,8.

Dla Republiki Baszkortostanu i Tatarstanu przewiduje się ulgi podatkowe od naliczonej kwoty podatku od wydobycia minerałów, odnoszącej się do ropy naftowej wydobytej ze złóż, których zasoby początkowe na dzień 1 stycznia 2011 r. wynosiły 2500 mln ton oraz 200 mln ton i więcej. Obliczenie ulg podatkowych uzależnione jest od wysokości cła wywozowego.

Współczynnik charakteryzujący region wydobycia i właściwości ropy naftowej (Kkan), równy 0, stosuje się do ropy naftowej znajdującej się w obszarach podziemnych zlokalizowanych w całości lub w części w szeregu podmiotów Federacji Rosyjskiej (Republika Sacha (Jakucja), obwód irkucki , Terytorium Krasnojarskie).

Przy zagospodarowywaniu nowych morskich złóż węglowodorów (HC) stosuje się specjalną procedurę obliczania podstawy opodatkowania oraz stawki podatku od wydobycia niektórych kopalin w wysokości 15% stosowanej do podstawy opodatkowania. Podstawę opodatkowania ustala się jako koszt surowców węglowodorowych. Ten ostatni jest iloczynem ilości wydobytych minerałów i minimalnego kosztu krańcowego jednostki wydobytego minerału. Minimalny koszt krańcowy surowców węglowodorowych w przeliczeniu na ropę naftową ustala się jako iloczyn średniej ceny ropy naftowej w dolarach amerykańskich za baryłkę w poprzednim okresie podatkowym na rynkach światowych oraz średniej wartości kursu dolara amerykańskiego do rubla rosyjskiego dla tego okresu rozliczeniowego, ustalonego przez Bank Centralny.

Podsumowując powyższe, możemy zauważyć:

1. Różnorodne rodzaje preferencji podatkowych dla różnych rodzajów trudnych do odzyskania ropy naftowej: zerowa stawka podatku od wydobycia kopalin, obniżone współczynniki we wzorze kalkulacji podatku od wydobycia kopalin, specjalna procedura obliczania podstawy opodatkowania dla szeregu dziedzin, co znacznie komplikuje naliczanie podatku od wydobycia kopalin, a także negatywnie wpływa na administrację systemu podatkowego.

2. Korzyści są najbardziej zauważalne dla dużych przedsiębiorstw zagospodarowujących duże złoża, co pozwala na zwiększenie dostępnych środków finansowych i inwestycyjnych na rozwój i wdrażanie nowych technologii. Małe przedsiębiorstwa produkujące ropę naftową, posiadające małe złoża zlokalizowane na tradycyjnych obszarach wydobycia ropy, nie czerpią znaczących korzyści finansowych z ograniczenia obciążeń podatkowych przy zagospodarowywaniu trudnych do wydobycia złóż ropy. Ze względu na wysoki koszt specjalnych technologii i urządzeń, wykwalifikowaną kadrę niezbędną do rozwoju, wymagane są znaczne środki inwestycyjne, których pozyskanie na rynku akcji i kredytów dla małych przedsiębiorstw jest zadaniem trudnym.

3. Skutecznym środkiem wsparcia małych przedsiębiorstw w sektorze naftowo-gazowym jest, zdaniem autorów, wprowadzenie przez 5 lat dodanego podatku dochodowego zamiast podatku od wydobycia kopalin. Utracone wpływy podatkowe do systemu budżetowego zostaną częściowo zrekompensowane wpływami z podatku dochodowego.

Recenzenci:

Boyarko G.Yu., doktor nauk ekonomicznych, kandydat geologii i mineralogii, profesor, kierownik Katedry Ekonomiki Zasobów Naturalnych, Politechnika Tomsk, Tomsk;

Yazikov E.G., doktor geologii i mineralogii, profesor, kierownik Katedry Geoekologii i Geochemii, Krajowe Badania TPU, Tomsk.

Pracę wpłynęło do redakcji w dniu 15 kwietnia 2015 r.

Link bibliograficzny

Sharf I.V., Borzenkova D.N. TRUDNE ZASOBY ROPY: KONCEPCJA, PODEJŚCIA DO KLASYFIKACJI I STYMULOWANIE ROZWOJU // Badania Podstawowe. – 2015 r. – nr 2-16. – s. 3593-3597;
Adres URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (data dostępu: 27.04.2019). Zwracamy uwagę na czasopisma wydawane przez wydawnictwo „Akademia Nauk Przyrodniczych”