Трудноизвлекаемая нефть. Изучение возможности полного извлечения трудноизвлекаемой нефти

Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более века. Неудивительно, что вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. Сейчас их становится всё меньше, а вероятность обнаружить новое гигантское месторождение, сравнимое с такими, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей, практически равна нулю. По крайней мере, в нынешнем столетии ничего подобного пока найдено не было. Хочешь-не хочешь, но приходится разрабатывать залежи трудноизвлекаемой нефти.

Трудноизвлекаемые запасы их можно поделить на две группы. К одной относятся залежи, обладающие низкой проницаемостью пластов (плотные песчаники, сланцы, баженовская свита). При этом нефть, извлечённая из таких залежей, по своим характеристикам вполне сопоставима с нефтью традиционных месторождений. К другой группе относятся месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти (природные битумы, нефтяные пески).

Попытки добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов традиционными методами приводят к следующему эффекту — вначале скважина даёт хороший приток нефти, который очень быстро заканчивается. Нефть извлекается лишь из небольшой зоны, вплотную прилегающей к перфорированному участку скважины, поэтому вертикальное бурение на таких месторождениях неэффективно. Поднять продуктивность скважины можно за счёт увеличения площади контакта с насыщенным нефтью пластом. Это достигается бурением скважин с большим горизонтальным участком и проведением сразу нескольких десятков операций гидроразрыва. Подобным способом добывается так называемая «сланцевая нефть».

При добыче природных битумов или сверхвязкой нефти гидроразрыв не поможет. Методы добычи такого сырья зависят от глубины залегания насыщенных нефтью пород. Если глубина невелика и составляет десятки метров, то применяется открытая добыча породы. При залегании нефти на глубине в сотни метров для её извлечения строятся шахты. В Канаде так разрабатываются нефтяные пески Альберты, в России примером может служить Ярегское месторождение. Добытая экскаватором порода измельчается, смешивается с горячей водой и подаётся в сепаратор, отделяющий нефть от песка. Вязкость полученной нефти столь высока, что исходном виде её невозможно перекачивать по трубопроводу. Для снижения вязкости нефть смешивается с технологическим растворителем, обычно используется бензин или солярка.

Если породу невозможно извлечь на поверхность, прогревание паром осуществляется под землёй. Технология парогравитационного воздействия, применяемая «Татнефтью» на Ашельчинском месторождении, основана на использовании пары горизонтальных скважин. В одну из них нагнетается пар, из другой отбирается нефть. Пар для закачки в скважину производится на специально построенной котельной. При глубоком залегании эффективность метода снижается из-за того, что температура пара заметно снижается по пути до пласта. Этого недостатка лишен разработанный «РИТЭКом» метод парогазового воздействия, предусматривающий получение пара непосредственно в пласте. Парогенератор устанавливается непосредственно в забое, в него подаются реактивы, которые взаимодействуют с выделением тепла. В результате реакции образуется азот, углекислый газ и вода. Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает её вязкость.

Аналогичные проблемы испытывают газодобывающие компании. Наиболее удобны для разработки сеноманские залежи. Коллекторы сеноманского яруса обычно имеют высокую проницаемость, что позволяет эксплуатировать их традиционными вертикальными скважинами. Сеноманский газ «сухой», он на 97-99% состоит из метана и поэтому требует минимальных усилий на подготовку перед сдачей в транспортную систему.

Истощение сеноманских залежей заставляет газодобывающие компании переходить к трудноизвлекаемым запасам газа. Туронский ярус характеризуется низкой проницаемостью коллекторов, поэтому вертикальные скважины оказываются неэффективными. Тем не менее, туронский газ на 85-95% состоит из метана, что позволяет обойтись относительно недорогими методами его подготовки на промысле.

Хуже обстоит дело с газом, извлекаемым из валанжинского яруса и ачимовских отложений. Здесь залегает «жирный газ», кроме метана содержащий этан, пропан и другие углеводороды. Перед подачей газа в транспортную систему их необходимо отделять от метана, а для этого требуется сложное и дорогостоящее оборудование.

За одном месторождении могут быть выявлены залежи газа на различных ярусах. Например, на Заполярном месторождении газ залегает в туронских, сеноманских, неокомских и юрских отложениях. Как правило, сначала в добычу вовлекается наиболее доступный сеноманский ярус. На знаменитом Уренгойском месторождении первый сеноманский газ был получен в апреле 1978 года, валанжинский — в январе 1985 года, а к эксплуатация ачимовских залежей «Газпром» приступил только в 2009 году.

Начиная с 2019 года нефтяники получат возможность отрабатывать свои новые методы добычи трудноизвлекаемой нефти на отдельных полигонах. Поправки в закон «О недрах» подготовило Минприроды, с ними ознакомились «Известия». Из-за высоких рисков и дороговизны добычи нефтяники почти не интересуются разработкой сланцев в России. Но сокращение количества крупных месторождений традиционной нефти в нераспределенном фонде подталкивает их к добыче трудноизвлекаемой нефти.

Минприроды готовит базу для развития технологий добычи трудноизвлекаемой нефти (ТРИЗов) в России. Сланец залегает глубоко в земной коре. Добраться до него крайне трудно при нынешнем развитии технологий. Из-за этого извлечение сырья обходится нефтяным компаниям дорого. Однако возможностей добывать обычную нефть становится всё меньше. У Минприроды в запасе осталось чуть более 400 лицензий на разработку месторождений. Большинство - около 390 - относятся к мелким и очень мелким, а единственное крупное - Ростовцевское - находится на территории природного заказника.

Поэтому в ведомстве решили дополнительно стимулировать разработку нетрадиционных запасов сырья и создать отдельный вид пользования недрами - специальные полигоны. Там будут тестировать новые методы добычи ТРИЗов, говорится в подготовленных Минприроды поправках к закону «О недрах».

Государство уже предоставляет льготы при добычи «трудной» нефти. К примеру, нефтяным компаниям не нужно уплачивать налог на добычу ископаемых. Тем не менее нефтяники лишены стимулов для апробации собственных технологий. Провести такие испытания на месторождениях они могут только при условии покупки полноценной лицензии на добычу нефти.

По предложению Минприроды, тестовые полигоны будут распределяться по заявкам нефтекомпаний. В этом случае разрешение на апробацию новых технологий можно выделить из уже имеющейся лицензии на разработку месторождения. Второй вариант - получить полигон на конкурсной основе. Победитель будет определяться исходя из компетенций и научной подготовки.

В обоих случаях лицензию дадут бесплатно. При использовании полигона компания будет освобождена от регулярных платежей за разведку недр и налогов на добычу нефти.

Срок пользования полигоном - до семи лет с пролонгацией еще на три года. По истечении этого времени тестовая часть месторождения может быть отнесена к общей лицензии на него, рассказал «Известиям» глава Минприроды Сергей Донской.

Мы рассчитываем, что благодаря заложенным в законопроекте механизмам в России существенным образом возрастет уровень добычи ТРИЗов, - добавил министр.

Законопроект уже вносился в правительство летом 2017 года. Тогда он был согласован с Минфином, Минэкономразвития, Минпромторгом и Минэнерго, рассказали в Минприроды. Но в последнем решили дополнить содержание документа. По данным ведомства, новые предложения уже поддержаны основными игроками нефтегазового рынка и властями регионов. Минэнерго и МЭР согласовали и нынешнюю версию, сообщили представители ведомств. В остальных министерствах на запрос «Известий» не ответили.

«Русснефть» поддерживает поправки, подтвердил представитель компании. В других организациях не ответили на вопросы «Известий».

В создании полигонов заинтересованы все крупнейшие нефтекомпании, рассказали в Минприроды. Источник, близкий к ведомству, уточнил, что это особенно важно для «Сургутнефтегаза«, «Лукойла» и «Газпром нефти». Последняя уже эксплуатирует испытательный полигон на Красноленинском месторождении в ХМАО и имеет активы в регионе баженовской свиты в Западной Сибири.

Этот комплекс считается крупнейшим сланцевым месторождением в мире. Там, по оценкам Управления энергетической информации США, накоплено 15–20 млрд тонн трудноизвлекаемой нефти. Кроме того, сланцы баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых нефтяных свит были найдены в Волго-Уральском нефтяном районе и Предкавказье. В 2017 году Россия увеличила добычу сланца до 39 млн т.

На фоне снижающихся запасов неразработанной традиционной нефти добыча ТРИЗов становится всё более актуальной, отметил ведущий эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков. Падение стоимости нефти Brent в 2014–2016 годах со $100 до $35 за баррель заставило больше вкладывать в оптимизацию добычи на уже имеющихся активах. Из-за этого развитие сланцевых месторождений заметно затормозилось. По данным Минприроды, только в 2015 году инвестиции нефтекомпаний в геологоразведку упали на 13% до 325 млрд рублей.

В то же время, компании снизили вложения в поддержание добычи на истощенных проектах, имеющих трудные в добыче остаточные запасы. Сейчас добыча таких остатков даже менее выгодна по сравнению со сланцами, - отметил эксперт.

Работа на баженовской свите имеет смысл, когда цена нефти марки Brent находится на уровне $60–70 за баррель. США также обладают значительными запасами сланцев - 7,9 млрд тонн. Американцам рентабельно извлекать ТРИЗы при цене Brent в $50–55, рассказал директор Российско-Американского центра нефти и газа Анатолий Дмитриевский.

Заниматься традиционной нефтью в России пока выгоднее, такая работа рентабельна при $35–40. В США же стоимость обычной добычи фактически сравнялась со сланцевой, отметил он.

Однако американский способ извлечения несет большие экологические риски. Заниматься сланцевой нефтью в России безопаснее за счет разработанных еще в советское время технологий. При сохранении старых и развитии новых способов извлечения с помощью специальных полигонов Россия может продолжить наращивать добычу нефти.

Мы благодарны организаторам VIII Международного промышленно-экономического Форума «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», состоявшегося 19-20 ноября 2015 года в РГУ им. Губкина за возможность представить новую технологию добычи трудноизвлекаемых запасов нефти Баженовской свиты, получившей название Технология № 5 КВКР.

Технология разработана совместно компаниями «Новые Технологии» и «КОМПОМАШ-ТЭК». На текущий момент уже начата реализация проекта в кооперации с компанией «Газпром нефть» при научном участии и поддержке со стороны РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, МГУ им. М. В. Ломоносова, и в частности, Химического факультета МГУ и Нефтегазового центра МГУ.

СЛАЙД № 1. Проблема Бажена.
Баженовскую свиту часто сравнивают с североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, такими как, Баккен/Три Форкс и Игл Форд. Но схожи они лишь внешне.
В отличие от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев продуктивные пласты Бажена более пластичные, более неоднородны и, главное, менее мощные.
Так, на Баккене/Три Форкс или на Игл Форд, формируемый дренируемый объем, как правило, составляет от 30-40 млн. м 3 . На Бажене этот показатель почти в 10 раз ниже: 3-4 млн. м 3 .
Количества нефти низкопроницаемых пород в таком относительно небольшом дренируемом объеме недостаточно для преодоления точки безубыточности при добыче только самой нефти низкопроницаемых пород.
Именно поэтому, по мнению экспертов отрасли, экономически эффективное освоение Бажена возможно только при условии вовлечения в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - керогена. А это, в свою очередь, означает, что ПП Бажена необходимо нагревать…

СЛАЙД № 2. Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН).
Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН) заключается в отсутствии технологий, позволяющих доставлять высокотемпературный рабочий агент, на большие глубины. Так, например, в случае использования высококлассных и очень дорогих термокэйсов класса “E” (0.006>λ≥0.002 Вт/м°C; Р<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 Вт/м°C; Р<40 МПа и Т<400°C) позволяют доставлять рабочий агент на глубину 1500 метров, но с увеличенными тепловыми транспортными потерями.
В Технологическом комплексе Технологии № 5 КВКР используются уникальные НКТ с ТИП (0.0408 Вт/м°C), разработанные ЗАО «КОМПОМАШ-ТЭК» (Россия), которые за счет меньшего погонного веса могут быть использованы на глубине до 3500 метров. Но и их частное применение тоже не решает логистической проблемы, так как при доставке рабочего агента на забой скважины, находящийся на глубине 3000 метров, температура рабочего агента, в силу неизбежных тепловых транспортных потерь, снижается на 70 - 80°C.
Таким образом, рабочий агент, доставленный на забой скважины, например, на глубину 3000 метров, необходимо донагревать и также компенсировать потери давления рабочего агента на трении. Более того, желательно донагреть рабочий агент до более высокой температуры (480°C), по сравнению с той температурой, которую он имел на наземной части скважины (450°C) до начала процесса его транспортировки на забой скважины.

СЛАЙД № 3. Решение проблемы.
В Технологии № 5 КВКР эта основополагающая проблема современных тепловых МУН решена за счет организации на забое скважины, в её подпакерном объеме, экзотермической реакции окисления (ЭРО) органических соединений в СК-воде в присутствии окислителя. Конкретно, в качестве органического соединения используется метанол, а в качестве окислителя - пероксид водорода или воздух. В результате осуществления экзотермической реакции окисления метанола в СК-воде в присутствии, например, перекиси водорода образуются СО 2 , которым дополнительно обогащается рабочий агент, и Н 2 О, а также выделяется тепло, которое расходуется (а) на донагрев рабочего агента и, соответственно, (б) на повышение его давления до заданных технологией термобарических величин.

СЛАЙД № 4. Традиционные тепловые МУН и Внутрипластовый ретортинг. Технология № 5 КВКР – технология Концепции внутрипластового ретортинга.
Существующие тепловые МУН можно разделить на две группы: а) традиционные ТМУН и б) тепловые методы Концепции внутрипластового ретортинга, включая термохимические методы.
Традиционные тепловые МУН используют в качестве рабочего агента, преимущественно, влажный пар, применение которого способно лишь временно изменить вязкость и плотность тяжелых углеводородов.
Отличие тепловых методов Концепции внутрипластового ретортинга от традиционного подхода заключается в том, что в результате использования высокотемпературного рабочего агента в форме сверхкритической воды или перегретого пара с высокой степенью перегрева происходит необратимое снижение вязкости и плотности тяжелых углеводородов. Они молекулярно модифицируются в продуктивном пласте и на поверхность извлекаются уже облагороженные, более легкие углеводороды.
Концепцию внутрипластового ретортинга очень часто называют Концепцией внутрипластового НПЗ, и некоторая предварительная переработка углеводородов в продуктивном пласте становится частью процесса их добычи.
Даунстрим становится частью апстрима.
Если говорить только об углеводородах, то использование такого подхода на Баженовской свите позволит:

Еще более улучшить качество нефти низкопроницаемых пород;

Конвертировать (разжижать и/или молекулярно изменять) битум в более легкие углеводородные фракции;

И ГЛАВНОЕ осуществлять внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из керогена за счет его гидропиролизации.

СЛАЙД № 5. Формула Технологии № 5 КВКР.
Если же говорить, в целом, о потенциале Технологии № 5 КВКР, то она позволяет:
(1) в необходимом объеме
(2) формировать и доставлять в продуктивный пласт рабочий агент, имеющий (а) наиболее эффективный композиционный состав и (б) требуемые термобарические характеристики; при этом, одновременно,
(3) увеличивать проницаемость продуктивного пласта и реэнергезировать его,
(4) генерировать синтетические углеводороды (СУВ) из керогена и
(5) улучшать качество нефти низкопроницаемых пород и молекулярно модифицировать битум, и таким способом
(6) интенсифицировать добычу (а) нефти низкопроницаемых пород улучшенного качества и (б) сгенерированных внутри продуктивного пласта синтетических углеводородов за счет их отбора через зону с увеличенной проницаемостью.
В самом общем виде при внесении в продуктивный пласт рабочего агента в форме сверхкритической воды (Т = 480°C и Р до 45 МПа) в продуктивном пласте осуществляются три взаимосвязанных и условно разделенных процесса:
- реэнергизация продуктивного пласта;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта;
- процесс, направленный на уменьшение величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов крупными молекулами углеводородов за счет из дробления на более мелкие молекулы.
Так, например, крупные молекулы асфальтенов, достигающие в диаметре 30 нанометров, способны блокировать макрофлюидопроводящие каналы (толщина более 50 нанометров), не говоря уже о флюидопроводящих каналах на микро (до 5 нанометров) и мезоуровне (от 5 до 50 нанометров).

СЛАЙД № 6. Механизм увеличения КИН Технологии № 5 КВКР.
Прогнозируемый КИН Технологии № 5 КВКР составляет от 40 до 50%.
Прогнозированное достижение такого высокого КИН было бы невозможно без обеспечения а) реэнергизации продуктивного пласта - повышения внутрипластового давления до максимально возможного: 45 МПа, б) увеличения его проницаемости, в) снижения величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов и, наконец, г) отбора углеводородов в скважину через области продуктивного пласта с измененной увеличенной проницаемостью.
Названные выше процессы являются одновременно и безусловными факторами успеха экономически эффективного освоения Баженовской свиты с использованием циклического термохимического воздействия.

СЛАЙД № 7. Структура Технологии № 5 КВКР.
На данной диаграмме представлена структура Технологии № 5 КВКР.

СЛАД № 8. Комментарий к структурным блокам.
Блок «Внутрипластовый ретортинг»:
40 лет работы ведущих мировых R&D структур. Сотни исследований. Десятки сотен лабораторных исследований. Успешные пилотные проекты SHELL и EXXON MOBIL. Фундаментальные исследования, в целом, завершены. Доминируют прикладные исследования.
Блок «Химические реакции»:
Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя - доказанная и хорошо изученная химическая реакция.
Блок «Технологический комплекс»:
Технико-технологических препятствий реализации Проекта «Технология № 5 КВКР» не существует.
Блок «Математическое моделирование»:
Нами начато создание модели пласта и внутрипластовых комплексных процессов - «виртуальный керн/пласт», FIB-SEM, решеточный метод Больцмана (LBM) и т.д.

СЛАЙД № 9. I. Внутрипластовый ретортинг - значимые базовые прикладные положения.
Наиболее значимые базовыми положениями Концепции внутрипластового ретортинга представлены в Таблице на Слайде № 9.

СЛАЙД № 10. II. Химические реакции.
На Слайде 10 представлены результаты трех исследований по определению величины тепловыделения (кДж/моль) при осуществлении экзотермической реакции окисления метанола в сверхкритической воде. Исследования выполнены специалистами из Массачусетского технологического института (США), Университета г. Хиросима (Япония) и Национальной лаборатории «Сэндиа» (США).
Также на слайде размещены фотографии взрывного и продолжительного окисления пропанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя с образованием пламени при концентрации топлива более 16%.
В Технологии № 5 КВКР используется процесс безопасного беспламенного продолжительного окисления метанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя при концентрации метанола не более 5-ти %. Продолжительность процесса окисления – 5-6 секунд.

Слайд № 11. III. Технологический комплекс Технологии № 5 КВКР.
Технологический комплекс № 5 КВКР состоит из:
Наземного генератора сверхкритической воды (Т=450°C и Р 45 МПа);
Установки подготовки ПНГ;
НКТ с теплоизоляционным покрытием (до 3500 метров);
Термостойкого скважинного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении70 МПа; и
Термостойкого затрубного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении до 100 МПа.

СЛАЙД № 12. Эксклюзивность Технологии № 5 КВКР.
Эксклюзивность потенциала Технологии № 5 КВКР заключается в ее способности:

1. Генерировать рабочий агент, который имеет наиболее эффективный состав, для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из керогена.

2. Экономически эффективно доставлять в продуктивный пласт, находящийся на глубине от 2500 до 3500 метров, рабочий агент с указанным выше композиционным составом и требуемыми термобарическими характеристиками.

3. Увеличивать до 5-ти раз проницаемость продуктивного пласта и создавать объемную и объединенную внутрипластовую флюидопроводящую систему.

4. Реэнергизировать продуктивный пласт - создавать мощный напорный режим отбора углеводородов.

5. Рационально извлекать углеводородные ресурсы. Так, например, прогнозируемая накопленная добыча нефти из одной скважины с дренируемым объемом горной породы равным 4 млн. м 3 (Бажен) равна или больше прогнозируемой накопленной добычи нефти из одной скважины с дренируемым объемом равным 40 млн. м 3 (Баккен/Три Форкс).

6. Обеспечивать высокоэффективную добычу нефти из Бажена без предварительно проведенного многостадийного ГРП (МГРП).

7. Технология № 5 КВКР, несмотря на ее молодость, характеризуется высокой степенью технико-технологической зрелости, так как комбинаторно сформирована из нескольких зрелых технологий, давно и хорошо освоенных российской промышленностью.

8. За счет интенсивного способа извлечения нефти срок выработки месторождения до практически полного истощения сокращается в разы, соответственно сокращаются затраты на энергетику, расходы на содержание и эксплуатацию месторождения.

28/01/2014

В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.

Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.

Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.

Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.

События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.

В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.

Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.

На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.

У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.

Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.

Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.

1

Развитие мировой энергетики в последнее десятилетие отражает активизацию бизнеса в разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности, нефти. Существующее разнообразие подходов к понятию и классификации трудноизвлекаемых запасов нефти обусловило потребность в применении различных финансово-налоговых и организационно-экономических инструментов стимулирования их разработки. Наиболее действенными в современных условиях являются налоговые преференции. Целью настоящего исследования является анализ классификационных подходов к понятию трудноизвлекаемых запасов нефти и действующих налоговых льгот в зависимости от качества углеводородного сырья, свойств коллекторов, территориального расположения месторождений. Обозначенные положительные и негативные моменты позволили авторам предложить использование налога на добавленный доход для малых нефтедобывающих предприятий, которые ведут свою деятельность в традиционных регионах нефтедобычи.

трудноизвлекаемые запасы

налог на добычу полезных ископаемых

налоговая льгота

классификация

1. Азанова Е. Проблемный запас прочности // Деловая Россия: промышленность, транспорт, социальная жизнь. 2012. – № 8. – С. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Инструкция по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов //Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых [сайт]. 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 (дата обращения 20.03.2015).

3. Налоговый кодекс [Электронный ресурс]. // Информ. справ. система «КонсультантПлюс».

4. Распоряжение МПР России от 5 апреля 2007 г. № 23-р «Об утверждении методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. № 298» // Министерство природных ресурсов и экологии российской федерации [сайт]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (дата обращения 20.03.2015).

5. Техническая библиотека // neftegaz.ru [сайт]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (дата обращения 20.03.2015).

6. Шпуров И. Новая классификация запасов углеводородов – средство регулирования инновационного процесса в ТЭК // Нефтегазовая Вертикаль. – 2014. – № 16. – С. 54, 46–56.

7. Ященко И.Г. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и экологические последствия их добычи // Экспозиция Нефть Газ. – 2014. – № 1. – С. 30–35.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. [Электронный ресурс]. // Министерство энергетики Российской федерации [сайт]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (дата обращения 20.03.2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Features of the marketing strategy of oil and gas companies in exploration drilling http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (дата обращения 20.03.2015).

Реализация поставленной в ЭС-2030 задачи «максимально эффективного использования природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны» , а также для сохранения природно-ресурсного потенциала в интересах будущих поколений невозможна без ресурсно-инновационной деятельности нефтегазовых компаний, связанных с освоением трудноизвлекаемых запасов углеводородов, что особенно актуально в условиях всплеска добычи нефти и газа из сланцевых пород в США.

Большое колличество трудноизвлекаемых запасов (ТРиЗ) в России и их многообразие требуют существенных финансово-инвестиционных ресурсов и внедрения новаций в производственно-технологический процесс, поэтому востребована продуманная финансово-налоговая государственная политика. Целью нашего исследования является анализ существующих налоговых инструментов стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов.

Отметим, что в настоящее время в научной литературе и нормативно-правовых актах различной юридической силы нет единого определения и однозначной терминологии трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Впервые термин трудноизвлекаемых запасов появился в 70-х гг. прошлого столетия. Под ними подразумевали запасы, «разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях - также с позиций стоимости добычи нефти» . В настоящее время общепринято, что к трудноизвлекаемым запасам относят те запасы, в отношении которых «существующие технологии не отвечают геологическим особенностям пласта» , качеству находящегося в нем углеводородного сырья, и, как следствие, их разработка нерентабельна.

Кроме того, существует отождествление трудноизвлекаемых запасов с нетрадиционными видами нефти и газа. Так, в США к нетрадиционной нефти относят:

Тяжелую нефть и битумы, которые добываются из битуминозных песков Канадской проивнции Альберта и других регионов мира;

Сверхтяжелую нефть, которая добывается в Венесуэле в бассейне р. Ориноко;

Керогеновую нефть, или сланцевое масло, которое добывается из горючих сланцев;

Легкую нефть плотных пород, которая располагается в слабопроницаемых коллекторах.

Структура традиционных месторождений предполагает наличие коллекторов с хорошей проницаемостью (более 0,01 мкм 2) и непроницаемых пород (покрышек), которые удерживают скопления углеводородов. Отсутствие данной комбинации позволяет говорить о нетрадиционных запасах, разработка которых требует отличных технологий. Таким образом, к нетрадиционным источникам газа относятся газогидраты, газ плотных низкопроницаемых пород (проницаемость коллектора ≈ 1 мД), метан угольных пластов (проницаемость коллектора ≈ 0,1 мД), сланцевый газ (проницаемость коллектора 0,001 мД), водорастворенный газ, газ глубоких горизонтов.

В существующем российском нормативно-правовом поле можно выделить несколько подходов к определению трудноизвлекаемых запасов.

1. С позиции классификации запасов ресурсов нефти и горючих газов, которая утверждена приказом МПР № 477 от 1 ноября 2013 г. Согласно данному документу к извлекаемым запасам относят ту «часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды». Исходя из данного определения, к извлекаемым можно отнести запасы разрабатываемых месторождений, а к трудноизвлекаемым - запасы разведываемых месторождений (градация запасов по степени промышленного освоения ).

2. С точки зрения качества углеводородного сырья выделяются нефти со аномальными физико-химическими свойствами: тяжелые; вязкие; сернистые; парафинистые; смолистые; с высокой (более 500 м 3 /т) или низкой (менее 200 м 3 /т) газонасыщенностью; с наличием более чем 5 % в свободном и (или) растворенном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) . По данным Института химии нефти СО РАН, данные виды нефти являются распространенными на многих месторождениях мира.

В инструкции по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов нефть по составу и физическим свойствам подразделяется в зависимости от свойств, группового углеводородного состава, фракционного состава, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол .

3. С точки зрения коллекторских свойств вмещающего пласта, которые влияют на физико-химические характеристики углеводородного сырья. Одной из основных характеристик коллекторов является проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления .

По величине проницаемости продуктивные пласты делятся на низкопроницаемые (от 0 до 100 мД); среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД); высокопроницаемые (более 500 мД). Существует деление на 5 классов коллекторов (мкм2): очень хорошо проницаемые (> 1); хорошо проницаемые (0,1-1); средне проницаемые (0,01-0,1); слабопроницаемые (0,001-0,01); плохопроницаемые (< 0,001).

Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1-4 классы коллекторов. Согласно классификации А.А. Ханина к непромышленным относятся запасы с проницаемостью коллекторов менее 0,001 мкм 2 .

Отметим, что согласно распоряжению Правительства РФ № 700-р от 3 мая 2012 г. выделяются четыре категории проектов по добыче трудноизвлекаемой нефти, определенных на основе показателей проницаемости коллекторов и вязкости нефти:

1) проекты по добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью в интервале от 1,5 до 2 милидарси включительно (от 1,5×мкм 2 до 2× мкм 2 включительно);

2) проекты по добыче нефти из коллекторов с крайне низкой проницаемостью в интервале от 1 до 1,5 милидарси включительно (от 1×10 -3 мкм 2 до 1,5×10 -3 мкм 2 включительно);

3) проекты по добыче нефти из коллекторов с предельно низкой проницаемостью до 1 милидарси включительно (до 1×10 -3 мкм 2 включительно);

4) проекты по добыче сверх вязкой нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 10 000 мПа×с.

Другими характеристиками вмещающих пород являются низкая пористость коллекторов, залегание коллекторов на низких глубинах и (или) в зоне вечной мерзлоты, внутрипластовые температуры (100 °C > t < 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. С позиции территориального месторасположения участка недр. Так, в налоговом законодательстве предусмотрены льготы при добыче нефти :

a) в следующих регионах России:

Республики Башкортостан и Татарстан (ст. 343.2);

Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край (пп. 2 п. 4 ст. 342.5);

Ненецкий автономный округ, полуостров Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе (пп. 5 п. 4 ст. 342.5);

б) из новых морских месторождений, расположенных частично или полностью в морях: Азовском, Балтийском, Печорском, Белом, Японском, Охотском, Каспийском, Черном, Баренцевом, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском, Беринговом (п. 5 ст. 338);

в) из участков недр, расположенных севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе РФ.

2. С точки зрения экономической эффективности разработки запасов. Согласно классификации Международного общества инженеров-нефтяников (Petroleum Resources Management System, PRMS) выделяются доказанные, вероятные и возможные запасы. Данная классификация направлена на обеспечение защиты вложений инвесторов, поэтому основным критерием является экономическая эффективность разработки в существующих макроэкономических условиях с учетом цен на углеводородное сырье на мировом рынке, действующего налогообложения в недропользовании, затрат на разведку, бурение, транспортировку и других факторов. Поэтому к трудноизвлекаемым относят запасы, разработка которых экономически нерентабельна. Еще более строгий подход к классификации Комиссии по ценным бумагам (Securities and Exchange Commission, SEC), которая работает только с доказанными запасами. Данная классификация разделяет доказанные запасы на разрабатываемые, которые могут быть извлечены из существующих скважин при помощи существующего оборудования и технологий, и неразрабатываемые, для извлечения которых необходимы дополнительные капиталовложения.

Главным критерием российской классификации 1983 г. являлась геологическая изученность участка недр. В разработанной классификации 2005 г., но не вступившей в действие по причине финансово-экономического кризиса 2009-2010 гг., предполагалось выделение промышленно значимых запасов, которые делились на условно-рентабельные и нормально-рентабельные. Нормально-рентабельные - это «извлекаемые запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе при использовании техники и технологии добычи сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды» . В классификации 2013 г. данное деление не наблюдается. Основной задачей принятой классификации является регулирование отношений между государством - собственником недр и недропользователем - арендатором с целью максимально эффективного использования недр во взаимовыгодных интересах обеих сторон. Как следствие, экономическая составляющая в новой классификации заключается в том, что недропользователь обосновывает оптимальный вариант разработки месторождения, а государство определяет качество проведенных расчетов, реализуя, таким образом, регулирующую и контрольную функции.

3. С точки зрения вида геологического образования. В налоговом законодательстве (пп. 21 п. 1 ст. 342) выделяются конкретные залежи углеводородного сырья, отнесенные к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, в отношении разработки которых предусмотрены льготы .

Добыча нефти из залежей баженовской свиты является одним из приоритетных направлений деятельности нефтегазовых компаний. Интересен факт, что долгое время баженовская свита, имеющая распространение в Западной Сибири в 1 млн км2 и толщина которой варьируется в диапазоне 5-40 м, считалась региональным экраном для ловушек нефти и газа. Однако современные научные исследования показали наличие в этих породах огромного количества промышленных запасов легкой высококачественной нефти. Отличными в баженовской свите от свойств традиционных коллекторов являются микропустотность, плитчатость, слойчатость и листоватость, что и определяет востребованность в особых технологиях, а следовательно качественных подходах к выбору нефтесервисной компании .

4. С точки зрения технологической ретроспективы. Научно-технический прогресс заставляет трансформировать трудноизвлекаемые запасы. Так, в 80-90 гг. прошлого столетия в Западной Сибири не вовлечены были в разработку ачимовская и баженовская свиты, среднеюрские, нижнеюрские и палеозойские отложения. Верхнеюрские разрабатывались частично. В настоящее время верхнеюрские и нижнеюрские уже полностью разрабатываются. Активизировалась разработка среднеюрских, палеозойских отложений и ачимовской свиты, а также сеноманских отложений. Последние в 90-е годы не рассматривались в краткосрочной перспективе как источник углеводородного сырья.

Таким образом, многообразие подходов к пониманию трудноизвлекаемых запасов нефти обусловливает необходимость в применении качественно различных стимулирующих инструментов разработки.

Наиболее действенным является налоговое регулирование извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в виде налоговых преференций, разнообразие которых обусловлено вышеобозначенными классификационными подходами.

С целью полной характеристики налогового регулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо напомнить алгоритм расчета суммы НДПИ, исчисляемой как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы.

Налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Налоговая ставка определяется как произведение специфической ставки за тонну обессоленной, обезвоженной и стабилизированной нефти, умноженной на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц) и уменьшенную величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Специфическая ставка составляет 766 рублей в 2015 г., 857 рублей в 2016 г., 919 рублей в 2017 г. Формула расчета Дм представлена ниже.

Д м = К ндпи ×К ц ×(1 - К в ×К з ×К д ×К дв ×К кан)

К в - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр;

К з - коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр;

К д - коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти;

К дв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья;

К кан - коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти.

Обложение налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по нулевой процентной ставке распространяется на добычу сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10000 мПа×с и более (в пластовых условиях). Отметим, что ранее вязкость нулевой ставки распространялась на участки недр, содержащие нефть вязкостью более 200 мПа×с (в пластовых условиях). Таким образом, повышение минимального порогового значения говорит о действенности налоговой льготы, впервые вступившей в силу в 2006 г., которая стимулировала бизнес к применению новых технологий в результате снижения налогового бремени. В случае, если вязкость нефти варьируется в диапазоне более 200 мПа×с и менее 10000 мПа×с (в пластовых условиях), то Ккан (коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти) равен 0.

Нулевая ставка НДПИ применяется при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых. Также налоговые каникулы предусматриваются при добыче углеводородного сырья в случае расположения участка недр полностью в границах внутренних морских вод, территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации или в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря.

Пониженное значение в расчете величины НДПИ коэффициента Кд, характеризующего степень сложности добычи нефти, применяется в отношении нефти, добываемой из конкретной залежи углеводородного сырья в зависимости от проницаемости и толщины пласта (Пп. 2,3 П. 1 Ст. 342.2 НК РФ):

0,2 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта не более 10 метров;

0,4 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта более 10 метров.

Значение Кд, равное 0,8, применяется при добыче нефти из конкретной залежи тюменской свиты.

Для Республик Башкортостан и Татарстан предусмотрены налоговые вычеты, применяемые к рассчитанной сумме НДПИ, касающиеся нефти, добытой из месторождений с начальными запасами по состоянию на 1.01.2011 г. 2500 млн т и 200 млн т или более. Расчет налоговых вычетов зависит от величины экспортной пошлины.

Коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти (Ккан), равный 0, применяется в отношении нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в ряде субъектов РФ (Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край).

При разработке новых морских месторождений углеводородного сырья (УС) используется специальный порядок расчета налоговой базы и ставки НДПИ в 15 %, прикладываемой к налоговой базе. Налоговая база определяется как стоимость углеводородного сырья. Последняя является произведением количества добытого полезного ископаемого и минимальной предельной стоимости единицы добытого полезного ископаемого. Минимальная предельная стоимость углеводородного сырья в части нефти определяется как произведение средней за истекший налоговый период цены нефти в долларах США за баррель на мировых рынках и среднего за этот налоговый период значения курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого ЦБР.

Резюмируя вышеизложенное, можно отметить:

1. Разнообразие видов налоговых преференций для разных видов трудноизвлекаемой нефти: нулевая ставка НДПИ, пониженные коэффициенты в формуле расчета НДПИ, специальный порядок расчета налоговой базы для ряда месторождений, что значительно усложняет расчет НДПИ, а также негативно сказывается на администрировании налоговой системы.

2. Льготы наиболее ощутимы для крупного бизнеса, разрабатывающего крупные месторождения, что позволяет увеличить имеющиеся финансово-инвестиционные ресурсы для разработки и внедрения новых технологий. Малые нефтедобывающие предприятия, имеющие в своем активе мелкие месторождения, расположенные в традиционных районах нефтедобычи, значительных финансовых выгод не получают от снижения налоговой нагрузки при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. В связи с высокой стоимостью специальных технологий и оборудования, квалифицированного персонала, требуемого для разработки необходимы значительные инвестиционные ресурсы, приобретение которых на фондовом, кредитном рынке для малого бизнеса является сложной задачей.

3. Действенной мерой с целью поддержки малого бизнеса в нефтегазовом секторе является, по мнению авторов, применение вместо НДПИ налога на добавленный доход в течение 5 лет. Выпадающие налоговые поступления в бюджетную систему будут частично компенсированы поступлениями от налога на прибыль.

Рецензенты:

Боярко Г.Ю., д.э.н., к.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой экономики природных ресурсов Томского политехнического университета, г. Томск;

Язиков Е.Г., д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой геоэкологии и геохимии НИ ТПУ, г. Томск.

Работа поступила в редакцию 15.04.2015.

Библиографическая ссылка

Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ: ПОНЯТИЕ, КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ И СТИМУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-16. – С. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»