Zhrnutie: Perspektívy rozvoja ťažko obnoviteľných zásob v republike a v Rusku ako celku. Gazprom Neft predstavuje nové technológie na rozvoj ťažko obnoviteľných zásob v regióne Tomsk

Ropa je jedným z hlavných zdrojov, ktoré človek potrebuje. Po tisíce rokov ľudstvo používa ropu na rôznych oblastiachčinnosti. A napriek tomu, že vedci neúnavne pracujú na vývoji nových energetických technológií, ropa zostáva v prvom rade stále nenahraditeľným produktom v oblasti energetiky. Zásoby tohto „čierneho zlata“ sa však neskutočne rýchlo míňajú. Takmer všetky obrovské ložiská boli už dávno nájdené a vyvinuté, prakticky žiadne nezostali. Stojí za zmienku, že od začiatku tohto storočia sa ešte nenašlo ani jedno veľké ropné pole ako Samotlor, Al-Ghawar alebo Prudhoe Bay. Tento fakt je dôkazom, že ľudstvo už vyčerpalo najväčšiu časť ropných ložísk. V tomto smere je otázka ťažby ropy každým rokom naliehavejšia a naliehavejšia, najmä pre Ruská federácia, ktorá je z hľadiska kapacity svojho sektora v oblasti rafinácie ropy na treťom mieste spomedzi všetkých krajín sveta za Čínou a Spojenými štátmi.

Ruská vláda teda vynakladá maximálne úsilie na udržanie ťažby ropy, čím si zachováva vplyv štátu na svetovom trhu. Podľa analytických prognóz v blízkej budúcnosti prejde vedenie v oblasti ťažby ropy na Kanadu, Brazíliu a Spojené štáty, čo je pre Ruskú federáciu sklamaním. Od roku 2008 je v ťažbe tohto zdroja v krajine negatívny trend. Podľa ministerstva energetiky bola k roku 2010 produkcia ropy v štáte 10,1 milióna barelov, no do roku 2020, ak sa nič nezmení, produkcia klesne na 7,7 milióna barelov. Situáciu možno zmeniť len prijatím drastických opatrení v politike ropného priemyslu a rafinérskeho priemyslu. Všetky tieto štatistiky a ukazovatele však nie sú dôkazom toho, že zásoby ropy sa úplne míňajú. To naznačuje, že teraz väčšina z ťažko obnoviteľných zásob ropy. Podľa odhadov ministerstva energetiky je celkový počet takýchto ropných ložísk v Rusku asi 5-6 miliárd ton, čo v percentuálnom vyjadrení predstavuje 50-60% z celkového počtu. Ťažko obnoviteľný olej je teda dobré rozhodnutie problémom, ktorým je udržanie potrebných objemov ťažby ropy. Ťažba ťažko vyťažiteľnej ropy je teda nevyhnutným opatrením.

Ťažko vyťažiteľné zásoby ropy sa nazývajú ložiská ropy, ktoré sa vyznačujú o nepriaznivé podmienky pre ťažbu tento zdroj a nepriaznivých fyzikálnych vlastností. Okrem toho tento typ ložísk ropy zahŕňa aj ložiská nachádzajúce sa v šelfovej zóne, na poliach, ktoré sú v neskorom štádiu vývoja, ako aj ropu s vysokou viskozitou. Dobrým príkladom výroby vysokoviskózneho oleja je vývoj poľa Yamalo-Nemets, ktoré má vlastnosti, ktoré prispievajú k tuhnutiu ropy nielen v chlade, ale aj pri plusových teplotách.

Absolútne všetky ložiská ťažko obnoviteľného oleja sú rozdelené do dvoch kategórií:

1. Ložiská vyznačujúce sa nízkou priepustnosťou nádrže. Patria sem husté pieskovce, bridlice, formácia Bazhenov;
2. Vysokoviskózny a ťažký olej - prírodný bitúmen, ropné piesky.

Treba poznamenať, že olej patriaci do prvej skupiny z hľadiska jeho kvalitatívnych vlastností je celkom porovnateľný s olejom, ktorý sa vyrába tradičnou metódou.

Vzhľadom na ťažkosti pri ťažbe takejto ropy stojí za zmienku, že obvyklé metódy rozvoja takýchto ložísk budú neefektívne. V tomto ohľade sa používajú úplne iné technológie, ktoré si vyžadujú zodpovedajúce náklady. Odborníci už niekoľko rokov študujú ťažko vyťažiteľné ložiská ropy a vyvíjajú vhodné, a zároveň pomerne rozpočtové spôsoby jej ťažby.

Rozvoj ťažko obnoviteľných zásob ropy tradičnými metódami teda vedie k tomu, že spočiatku zdroj z vrtu ide dobre, ale rýchlo končí. Je to spôsobené tým, že ťažba ropy sa v tomto prípade uskutočňuje z malej oblasti, ktorá tesne prilieha k perforovanej časti vrtu. V tomto ohľade vŕtanie konvenčných vertikálnych studní nedáva požadovaný výsledok. V tomto prípade by sa mali použiť metódy na zvýšenie produktivity studne. Spravidla sú zamerané na zvýšenie oblasti kontaktu s formáciou, ktorá má vysokú saturáciu oleja. Tento efekt možno dosiahnuť vŕtaním studní s veľkým horizontálnym rezom, ako aj aplikáciou metódy hydraulického štiepenia na viacerých miestach súčasne. Táto metóda sa často používa aj pri ťažbe bridlicovej ropy. Na extrakciu napríklad prírodného bitúmenu alebo extraviskózneho oleja však bude táto metóda neefektívna.

Výber metód na ťažbu takýchto surovín je založený na takom parametri, ako je hĺbka výskytu hornín nasýtených ropou. Ak sa ložiská nachádzajú v relatívne malej hĺbke, do niekoľkých desiatok metrov, potom sa používa povrchová ťažba. V opačnom prípade, ak je hĺbka dostatočne veľká, potom sa ťažko regenerovateľný olej najskôr ohrieva parou v podzemí, čo umožňuje, aby bol tekutejší a dostal sa na povrch. Výroba pary, ktorá sa čerpá do vrtu, sa realizuje v špeciálnej kotolni. Treba poznamenať, že pri používaní sú ťažkosti túto metódu v prípade, že hĺbka výskytu ťažko obnoviteľného oleja je veľmi veľká. Je to spôsobené tým, že para na ceste k oleju stráca svoju teplotu, čím sa olej nezohrieva potrebným spôsobom, vďaka čomu sa jeho viskozita nemení tak, ako by mala. Preto existuje metóda paroplynovej úpravy, ktorá zahŕňa neprivádzanie pary do zásobníka, ale jej priame získavanie v požadovanej hĺbke. Na tento účel je priamo v tvári inštalovaný parný generátor. Do generátora pary sa privádzajú špeciálne činidlá, pri interakcii ktorých sa uvoľňuje teplo, čo prispieva k tvorbe dusíka, oxidu uhličitého a vody. Kedy oxid uhličitý rozpúšťa sa v oleji, stáva sa tiež menej viskóznym.

Preto stojí za zmienku, že olej je ťažko obnoviteľný dôležitým zdrojom, ktorej produkcia umožní udržať produkciu požadovaných objemov ropy. Na jej ťažbu by sa však mali použiť zásadne odlišné metódy, ktoré sa výrazne líšia od ťažby ropy z tradičných ložísk. To zase znamená dodatočné finančné výdavky. V tomto ohľade budú konečné náklady na vyťaženú ťažko vyťažiteľnú ropu približne 20 USD za 1 barel, zatiaľ čo náklady na 1 barel konvenčnej ropy sú 3 – 7 USD. Špecialista naďalej pracuje na nových technológiách, ktoré umožnia ťažiť ťažko vyťažiteľnú ropu s minimálnymi nákladmi.

Geologické a vyťažiteľné zásoby

Najprv trochu terminológie. Všetka ropa, ktorá je fyzicky prítomná v nádrži, predstavuje zásoby na mieste. Z viacerých dôvodov, ktoré si podrobnejšie rozoberieme neskôr, možno z nádrže vyťažiť len časť geologických zásob. Táto časť sa celkom očakávane nazýva vyťažiteľné rezervy. Pomer vyťažiteľných ku geologickým zásobám, alebo ekvivalentne podiel ropy, ktorú je možné vyťažiť z ložiska, sa nazýva návrhový faktor obnovy ropy (ORF) alebo ropná obnova. Okrem projektu je tu aj aktuálny faktor ťažby ropy - to je podiel geologických zásob, ktoré sa už v súčasnosti vyťažili. Je jasné, že aktuálny faktor výťažnosti ropy je vždy menší ako konštrukčný. Keď ľudia hovoria len o zásobách bez toho, aby špecifikovali, či sú geologické alebo vyťažiteľné, zvyčajne hovoria o vyťažiteľných zásobách. Keď hovoríme o jednoduchom faktore regenerácie oleja, máme na mysli návrhový faktor regenerácie oleja.

Faktor regenerácie ropy závisí od mnohých faktorov a môže byť v rôznych oblastiach veľmi odlišný. Priemerný faktor regenerácie ropy je asi 30-40%; teda na priemernom poli má projekt natrvalo ponechať 60 – 70 % ropy v nádrži. Faktor výťažnosti v oblasti 10 – 20 % sa považuje za veľmi nízky, hoci pre takzvanú nekonvenčnú ropu sú to celkom typické hodnoty; to znamená, že 80-90% ropy tu zostáva v zásobníku. ORF nad 50 % je veľmi vysoký a je pomerne zriedkavý.

Faktor obnovy do značnej miery závisí od metód vývoja, ktoré sa používajú v konkrétnej oblasti. Metódy vývoja sú primárne, sekundárne a terciárne. Primárnymi metódami sa rozumie rozvoj poľa, v ktorom sa ropa uvoľňuje z ložiska pod prirodzeným tlakom. Počiatočný tlak v nádrži takmer vždy existuje a je spôsobený najmä tým, že ložiská sú hlboko pod zemou. Po otvorení ložiska vrtmi pri znižovaní tlaku v ložisku dochádza k jednoduchej expanzii ropy, ako aj vody a plynu s ňou obsiahnutých v ložisku. Objem oleja, ktorý sa po expanzii nezmestí do zásobníka, je vyprodukovaný objem. Týmto spôsobom sa dá vyťažiť v priemere len asi 10 % geologických zásob. V skutočnosti má nekonvenčná ropa taký nízky faktor regenerácie ropy práve preto, že sa často ťaží len primárnymi metódami.

Sekundárnymi metódami sú vstrekovanie vody alebo plynu do zásobníka cez špeciálne vstrekovacie vrty. Tieto metódy riešia dve vzájomne súvisiace úlohy: udržiavať tlak v zásobníku tak, aby ťažobné vrty nespadli; a tiež zabezpečiť presun ropy z ložiska do ťažobných vrtov s cieľom zvýšiť faktor regenerácie ropy. Typická výťažnosť ropy dosiahnutá použitím sekundárnych metód je rovnaký priemer 30-40%.

Vstrekovanie vody je bežnejšie ako vstrekovanie plynu, pretože je vo všeobecnosti efektívnejšie. Dá sa povedať, že dnes je rozvoj ropných polí so zavodňovaním štandardnou technológiou. Všade sa používa už niekoľko desaťročí a je prepracovaný do najmenších detailov. Voda sa čerpá do nádrže zvyčajne slaná; odoberajú ho hlavne z dosť hlbokých vodou nasýtených vrstiev, odkiaľ sa ťaží špeciálnymi vodnými vrtmi.

Vstrekovanie plynu na udržanie tlaku v zásobníku má veľmi často ešte jeden cieľ - likvidáciu prebytočného, ​​nepotrebného súvisiaceho plynu. ropný plyn, ktorý sa nedá spáliť, nemá kto predávať a ani niet kam pripevniť. Niekedy je dokonca ťažké povedať, ktorá z týchto úloh (sekundárna ťažba alebo využitie ropy) bola pri organizovaní vstrekovania plynu vyriešená ako prvá.

záplavy

O terciárnych metódach trochu neskôr, ale teraz sa pozrime, čo sa deje v nádrži, keď sa vstrekuje voda, a prečo nie je premiestnených 100% geologických zásob ropy.

V nádrži sa okrem ropy spočiatku nachádza aj značné množstvo takzvanej viazanej vody. Obvyklý objemový pomer týchto kvapalín je 70 % oleja a 30 % vody. Olej a voda v nádrži sa nemiešajú, v každom jednotlivom póre je medzi nimi jasná hranica. V tomto prípade voda zvyčajne obalí zrná. skala a ropa sa nachádza v centrálnych častiach pórov a nikde neprichádza do priameho kontaktu s horninou.

V procese ťažby ropy viazaná voda spočiatku nikam netečie, je nehybná, kvôli chemickej a fyzikálnej súvislosti s horninovými časticami. Ale keďže sa voda čerpá do zásobníka, postupne sa jej v póroch stáva stále viac a menej a menej oleja. Voda už nie je úplne zadržiavaná v skale a teraz sa môže pohybovať pozdĺž nádrže spolu s ropou. Výsledkom je, že vyrobená voda sa objavuje vo výrobných studniach.

Priestor pórov je veľmi heterogénny. Možno si to predstaviť ako súbor relatívne širokých pórov spojených relatívne úzkymi pórovými kanálikmi. Priemer týchto pórových kanálov je veľmi malý - rádovo stotina milimetra - preto sú veľmi veľký význam získava kapilárny tlak. Ako si pamätáme, voda, nie olej, prichádza do kontaktu s horninou. Preto, ako je vody stále viac a viac, skôr či neskôr príde moment, keď v úzkych pórových kanálikoch zostane len jedna voda a v širokých častiach pórov sa zachytia kvapôčky oleja (pozri obrázok).

Pred povodňou, po povodni.

Kapilárne zachytenie kvapky oleja pred pórovým kanálikom. Čím menší je polomer zakrivenia rozhrania (olej a vody), tým vyšší je kapilárny tlak. V pórovom kanáli je polomer zakrivenia menší v dôsledku malého priemeru samotného pórového kanála. Rozdiel v kapilárnom tlaku na začiatku a na konci poklesu presahuje pokles tlaku, ktorý možno pripísať jeho dĺžke, vzniknutý prevádzkou zásobníka. V dôsledku toho kapilárne sily neumožňujú kvapôčke prejsť cez pórový kanál.

Teraz, aby mohla prejsť do pórového kanála, musí kvapka oleja prekonať svoj kapilárny tlak, ktorý môže byť rádovo jedna atmosféra. To znamená, že na vytlačenie tejto kvapky oleja je potrebné vyvinúť práve taký pokles tlaku vo vzdialenosti niekoľkých stotín milimetra. A tak v celej nádrži, teda vo vzdialenosti niekoľkých milimetrov, by už mal byť rozdiel asi sto atmosfér atď. Ak je to potrebné, v laboratórnych podmienkach sa na malých vzorkách hornín môže vytvoriť a dokončiť takýto pokles tlaku, môže sa vykonať stopercentný posun. V skutočnom poli je vzdialenosť od vstrekovacieho vrtu k ťažobnému vrtu zvyčajne stovky metrov; potrebné za takýchto podmienok na úplné posunutie poklesu tlaku prekračuje prakticky možné tisíckrát.

Kvapôčky oleja zachytené v póroch sú takzvaným zvyškovým olejom, ktorý je fyzikálne nemožné vytlačiť z útvaru zaplavením vodou. Podiel oleja, ktorý môže byť vytlačený zaplavením, sa nazýva vytesňovací pomer. Veľmi sa líši, ale v priemere je to asi 60-70%.

Pre spravodlivosť treba poznamenať, že všetko uvedené platí pre hydrofilné útvary, teda také, v ktorých je hornina zmáčaná vodou. V hydrofóbnych formáciách je to naopak - ropa obaľuje zrná hornín a voda je v centrálnych častiach širokých pórov. Z hľadiska ťažby ropy sa tým nič zásadne nemení: časť ropy je stále fyzikálne nemožné vyťažiť zaplavením, len ju tentoraz drží nie kapilárny tlak, ale chemické a fyzikálne väzby s časticami hornín, s ktorými je v kontakte.

Časť formácie, v ktorej je dokončené vytesňovanie ropy vodou, sa nazýva „preplach“. Ďalším dôležitým dôvodom, prečo koeficient regenerácie nedosahuje 100% je, že počas zaplavovania nie sú všetky časti nádrže rovnako dobre umyté. Po prvé, vstrekovaná voda prúdi väčšinou v priamom smere z injektážneho vrtu do ťažobného vrtu. Čím ďalej od tejto čiary, tým pomalšie a horšie sa nádrž umýva. Po druhé, nádrž je heterogénna, možno ju rozdeliť na priepustné medzivrstvy oddelené nepriepustnými horninami. Jednotlivé priepustné medzivrstvy majú zároveň často malú plochu, a preto do nich nespadajú všetky potrebné studne. Ak sa medzivrstva otvorí vstrekovacím vrtom, ale nie produkčným vrtom (alebo naopak), potom sa nepremyje. Po tretie, voda je ťažšia ako ropa, a preto má tendenciu „skĺznuť“ na dno nádrže. Výsledkom je, že horná časť formácie zostáva neumytá.

Podiel objemu nádrže, ktorý sa vyplaví počas zaplavenia vodou, sa nazýva faktor zametania. Jeho typická hodnota je asi 50-60%.

Konštrukčný faktor regenerácie oleja pre zaplavenie vodou sa vypočíta ako súčin účinnosti vytláčania a účinnosti zametania. Ak vezmeme do úvahy vyššie uvedené typické hodnoty týchto koeficientov, je ľahké vypočítať typická hodnota výťažnosť ropy - od 30 do 42%, čo sa zhoduje s vyššie uvedeným priemerným faktorom výťažnosti ropy.

Digitálny model procesu zaplavovania vodou. Červené bodky sú produkčné jamky, modré bodky sú vstrekovacie jamky. Červená farba poľa znamená vysokú nasýtenosť olejom, modrá - vysoká nasýtenosť vodou, žltá a zelená - stredné hodnoty. Zväzky kriviek – prúdnice. Ilustrácia je prevzatá z webovej stránky skupiny zaoberajúcej sa vývojom nových technológií pre digitálne modelovanie ložísk ropy a zemného plynu.

18.10.2017

Zdroj: časopis "PROneft"

V tomto článku sa uvažuje o koncepcii rozvoja ťažko obnoviteľných zásob konformne sa vyskytujúcich ropných okrajov na príklade poľa Vostochno-Messoyakhskoye, ktoré je dnes najsevernejším pobrežným ropným poľom v Rusku. Okrem hlavného rozvojového cieľa formácie PK1-3, ktorá obsahuje významné zásoby ropy a zemného plynu, sa na poli vytvoril potenciál ropy a zemného plynu v ďalších 30 formáciách. Zložitá stavebná a tektonická stavba regiónu predurčila vznik perspektívnych pascí, tektonicky aj litologicky tienených. Problémy spojené so zvláštnosťou útvarov a realizáciou koncepcie rozvoja si vyžadujú rôzne technologické riešenia.

Problémy

Príkladom sľubných pascí v teréne sú objekty bloku 4 ( ryža. 1), obmedzené na zónu lokálneho poklesu konštrukcie spôsobeného sériou veľkých tektonických porúch, ktoré tvorili drapák. Nachádza sa v oblasti uchopenia ( pozri obr. 1) je tu 25 ložísk s malými ložiskami plynovej ropy a tenkým ropným okrajom, ktoré sú väčšinou obmedzené na samostatné bloky (celkovo 40 ložísk, z ktorých je 22 ložísk ropy, 12 ložísk plynovej ropy a 6 plynových).

Ryža. 1. Štrukturálny model poľa Vostochno-Messoyakhskoye ( A), Blok 4 s izolovanými blokmi ( b) a nádrže bloku 4 ( V)

Úlohy rozvoja podložných objektov viacvrstvových ložísk zahŕňajú jednak zabezpečenie ekonomickej efektívnosti ťažby zásob, ako aj testovanie technológií ich ťažby. Na uvedenie objektov bloku 4 do komplexného vývoja bola zostavená bloková schéma etáp ich koncepčného návrhu ( ryža. 2).

Ryža. 2. Postup navrhovania rozvojových objektov bloku 4:
HDM - hydrodynamický model; RPM - udržiavanie tlaku v zásobníku; HW - horizontálne studne; MZGS - mnohostranné horizontálne vrty; WEM - simultánno-samostatná prevádzka; OPR - pilotná práca

Pri tvorbe koncepcie rozvoja ropného poľa je po určení veľkosti a základných geologicko-fyzikálnych parametrov nádrží potrebné vyriešiť problém zoradenia vybraných rozvojových objektov a predbežného posúdenia predpokladanej výdatnosti vrtov resp. ziskovosť rozvoja týchto objektov. Pri posudzovaní priority rozvojových objektov boli uvažované ložiská so zásobami ropy kategórie C1, pričom predmetom výpočtu boli ložiská každej nádrže.

Priorita rozvojových objektov bola stanovená metódou superpozície na základe troch metód (analytický koeficient, analyticko-technicko-ekonomický, numerický výpočet pomocou prúdnic).

Uprednostňovanie objektov

Metóda analytických koeficientov

1. Výpočet koeficientu miery výberu podľa vzorca

Kde k– priepustnosť určená z údajov ťažby z vrtov; ∆ R– pokles tlaku medzi ťažobným a vstrekovacím vrtom; μ je viskozita oleja v podmienkach nádrže.

2. Výpočet relatívneho diskontného faktora podľa vzorca

Kde Kс.о.max je maximálny koeficient miery výberu.

3. Identifikácia objektov podľa hodnoty diskontovaných mobilných zásob ropy, určených z výrazu

Kde Q n - mobilné zásoby ropy

Techno-ekonomická metóda

1. Zistenie počiatočných prietokov oleja pre priame zaplavenie vodou pomocou Masketovho vzorca

Kde L– dĺžka prvku vývojového systému; W- rozstup riadkov; h n - olejom nasýtená hrúbka nádrže; r w je polomer studne.

2. Stanovenie koeficientov poklesu produkcie ropy

Pokles debetu q na čas t je dané exponenciálnym zákonom: q(t)=q 0 e – Dt (D = q 0 /N pw je faktor poklesu výroby; N pw je kumulatívna produkcia z vrtu). Teda N pw sa rovná pohyblivým zásobám, ktoré mu možno pripísať

3. Výpočet čistej súčasnej hodnoty na vrt pre každý stavebný objekt podľa vzorca

kde FCF w ( t) - čistý peňažný tok, v najjednoduchšej forme FCF w(t)= q 0 e –Dt p n.b. ;

pnb– čistá cena ropy mínus MET; r– normálny (kontinuálny) diskontný faktor; w– špecifické kapitálové investície do vŕtania a výstavby miestnych zariadení; θ - Sadzba dane z príjmu.

4. Výber objektov podľa hodnoty NPV (7)

Kde Np– mobilné zálohy rozvojového objektu.

Výpočet prúdnic

1. Nastavenie parametrov nádrže a vývojového systému. Na výpočty bol použitý program GP, ktorý implementuje metódu streamline na určenie dynamiky výroby.

2. Výpočet dynamiky produkcie ropy, kvapaliny, vstrekovania vody

3. Výpočet NPV.

4. Výber objektov podľa hodnoty NPV.

Po výpočtoch tromi metódami sa získal histogram zohľadňujúci prioritu objektov ( ryža. 3). Zapnuté tejto fáze už teraz je možné identifikovať perspektívne objekty, ktoré budú prvoradé pri rozvoji celého bloku.

Ryža. Obr. 3. Histogram priority rozvojových objektov zostavený na základe výpočtov pomocou troch rôznych metód

Pri nízkych hodnotách indexu ziskovosti PI pre objekty možnosť pridávania vrstiev zmenou kapitálové investície pri vŕtaní celého vrtu (zapojenie zásob ropy vŕtaním horizontálnych vrtov a vrtov). Výber objektov superpozíciou výsledkov metód, berúc do úvahy možnosť spájania vrstiev, je znázornený v ryža. 4.

Ryža. 4. Konečná prioritizácia objektov

Berúc do úvahy možnosť použitia MZGS a použitia WEM, všetky uvažované objekty sú ziskové, okrem BU6 3. Konečná priorita vrstiev je určená: hlavné objekty sú BU13 1, MX4, MX8-9, BU6 1 + 2, BU8, BU10 1, BU10 2, objekty zaradenia - PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, BU12 2.

Pre optimalizáciu nákladov na vývoj zariadení sa zvažovala možnosť spojenia nádrží do jedného výrobného zariadenia. Vrstvy PK20 a PK21 zodpovedajú kritériám pre takúto kombináciu. Odporúča sa: vytvorenie selektívneho rozvojového systému pomocou smerových vrtov alebo MZGS; vývoj vrstiev PK20-21 ako jedného objektu; vrstva PK22 - vratná alebo samostatná studňová zásoba. Na základe skutočnosti, že vlastnosti pórovitosti a priepustnosti (PRP) uvažovaných nádrží majú pomerne veľký rozptyl a tiež pomerne vysoký stupeň neistoty, pred vytvorením úplných hydrodynamických modelov boli získané matice sektorových modelov s prihliadnutím na rozsahy zmien v geologických a fyzikálnych charakteristikách nádrží. Boli vytvorené štyri matice sektorových modelov. Parametre ako hĺbka, pórovitosť, nasýtenie ropou, čistý pomer k hrubému pomeru, počiatočný tlak v nádrži, viskozita ropy boli brané ako vážený priemer pre skupinu skúmaných nádrží. Sektorové modely sa líšili hrúbkou hn nasýtenou olejom, pomerom hrúbky nasýtenej olejom k hrúbke nasýtenej plynom hg alebo k hrúbke nasýtenej vodou hw, parametrom k∆p/µ, ako aj vzdialenosťou medzi vrtmi s prijatými jednoradový vývojový systém. Pred výpočtom všetkých variácií modelov sa určili optimálne prevádzkové režimy vrtov a ich umiestnenie v reze v závislosti od hrúbky nasýtenej ropou.

Po výpočtoch sektorových modelov boli teda skonštruované matice stability technického a ekonomického riešenia pre rôzne geologické a fyzikálne charakteristiky objektov ( ryža. 5).

Ryža. 5. Matica stability technického a ekonomického riešenia pre rôzne geologické a fyzikálne charakteristiky objektov

Následne po posúdení rozsahu neistoty geologických parametrov pre každé ložisko bolo prijaté rozhodnutie o vybudovaní plnohodnotného hydrodynamického modelu na základe stability rentability rozvoja objektu. Výsledky hodnotenia ziskovosti v analytických výpočtoch a sektorovom modelovaní sú uvedené v tab. 1, kde sú zvýraznené hlavné vývojové objekty, pre ktoré sa v budúcnosti plánovalo vybudovať plnohodnotné GCM.

Objekt	Blokovať studne	Kategória rezervy oleja	Ziskovosť podľa výsledkov		Nevyhnutnosť budova 3D GDM	Poznámka
			analytické výpočty	sektorové modelovanie
PC 20	50, 132	C1 + C2	✔	=	✔	Zváženie spoločnej prevádzky zariadení
PC 21	50, 132	C1 + C2	✔	✔	✔	Malé h ef.n
MX 1	50, 132	Od 1	=	✘	✘	Malé h ef.n
MX 4	50, 132	C1 + C2	=	✘	✘
MX 4	33	C1 + C2	✔	✔	✔
MX 8-9	50, 132	Od 1	✔	✔	✔
MX 8-9	33	Od 1	✔	✔	✔
BU 6 (1+2)	50, 132	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 6 (1+2)	33	Od 1	✔	✔	✔
BU 6 3	50, 132	C1 + C2	✘	✘	✘
BU 7	33	C1 + C2	=	✔	✔
BU 8	33	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 9	41	Od 1	=	✘	✘	Malé h ef.n
BU 10 1	33	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 10 2	33	Od 1	✔	✔	✔
BU 10 2	41	Od 1	✔	✔	✘	Selektívny vývojový systém
BU 12 2	50, 132	C1 + C2	=	✔	✘	Malé h ef.n
BU 13 1	38	Od 1	✔	✔	✔

Poznámky. 1. h ef.n - efektívna olejom nasýtená hrúbka.
2. = - vysoké riziká vo vývoji objektu.

Prítomnosť máp hrúbok nasýtených olejom, priepustnosti a máp pomeru hrúbok (nasýtené plynom / nasýtené olejom) vám umožňuje získať mapu ziskových zón pre všetky uvažované nádrže a použiť ju bez výpočtov na modeloch v plnom rozsahu. Ďalšou výhodou použitia matice sektorových modelov v porovnaní s celoplošnými výpočtami je rýchlosť rozhodovania o realizovateľnosti vrtov po zmene geologickej stavby ložísk.

Pre detailné posúdenie profilu výroby a rentability zariadení boli vytvorené 3D hydrodynamické simulácie pre 10 vrstiev. Na základe výpočtov vykonaných na GDM v plnom rozsahu a technických ekonomické ukazovatele vývoja sa vytvorili základné možnosti rozvoja objektov s možnosťou využitia MZGS a technológie WEM. Potom sa vykonala optimalizácia systémov pre rozvoj objektov s prihliadnutím na ziskové zóny, ktoré boli určené na základe nasledujúcich údajov:

Ekonomické ukazovatele vývoja na základe výsledkov sektorového modelovania (závislosť NPV od vlastností nádrže);

Výsledky analýzy profilu prítokov ropy/plynu/vody do vrtu získané na GDM v plnom rozsahu;

Prítomnosť hlineného mostíka medzi plynom a olejom (kontakt).

Príklad optimalizácie systému zástavby variantmi pre objekt BU6 1+2 v oblasti prieskumného vrtu. 33 prezentované dňa ryža. 6.

Ryža. 6. Umiestnenie studní podľa možností rozvoja:
A– vývoj objektov pravidelným vývojovým systémom;
b– adaptívny rozvojový systém zohľadňujúci umiestnenie vrtov v ziskových zónach;
V– systém selektívneho rozvoja zohľadňujúci umiestnenie vrtov v cenovo výhodných zónach bez udržiavania tlaku v nádrži

Po vytýčení ziskových zón bol základný prípad upravený tak, aby sa vrty nenachádzali v nerentabilných oblastiach ložiska.

Ekonomické ukazovatele boli vypočítané pomocou špecifických vstupných údajov (15% zľava) a sú prezentované ako kladné alebo záporné NPV.

Vzhľadom na definovanie ukazovateľov technického a ekonomického rozvoja tohto objektu sa odporúča selektívne umiestňovať studne bez udržiavania tlaku v nádrži, keďže v tomto scenári je splnená podmienka pre maximálnu hodnotu NPV.

Podobne pri všetkých objektoch sa uvažovalo o optimalizácii rozvojových systémov s prihliadnutím na prítomnosť ziskových zón. Pri návrhu rozvoja viacvrstvových polí s mnohostrannými vrtnými systémami je dôležité posúdiť možnosť technickej realizácie tejto technológie. Pritom je potrebné vyriešiť nasledujúce otázky:

Možnosť kombinácie dizajnových cieľov rôznych objektov do jednej mnohostrannej studne;

Možnosť posunu cieľov projektu, čo je spojené s problémami technickej realizácie;

Návrh multilaterálnych jamiek z podložiek jamiek fázy 1 (zariadenie PK1-3);

Modelovanie profilov vrtov a výpočet technickej realizácie;

Výber a účtovanie úrovne dokončenia mnohostranného vrtu pre jeho profil;

Výber prioritných zoskupení vrtov pre pilotnú prácu;

Odhad nákladov na studne pre rôzne možnosti rozvoja a schémy priechodiek.

Prípravnými prácami pred simuláciou bolo určenie maximálnej možnej dĺžky vodorovného rezu pre každý objekt z hľadiska vŕtania. Výpočty vychádzali z údajov predbežnej priechodky 4. bloku objektov MX a BU.

Potom, aby sa určila možnosť vŕtania horizontálnych vrtov rôznych dĺžok, boli odobraté spriemerované parametre pozdĺž profilu vrtu získaného počas puzdra. Modelovaním vŕtania studní s rôznymi dĺžkami vodorovného rezu boli identifikované obmedzenia pre technickú realizáciu vŕtania, možnosť prenosu zaťaženia na korunku. Klasifikácia technológií vŕtania studní v závislosti od dĺžky vodorovného úseku vrtu je uvedená v tab. 2. Zahŕňa triedu ocele na vŕtanie rúr, triedu rúr, BHA, typ kvapaliny.

Plast	Priemerná dĺžka podľa kmeň, m	Priemerná hĺbka podľa vertikálne, m	číslo studne pre výpočty	Klasifikátor technológie vŕtania v závislosti od dĺžky HW, m
				1200	1500	2000
BU 6 1+2	4053	2114	106	G; P; VDM / RUS; CBR	G; P; VDM / RUS; CBR	S; P; RUS; CBR
BU 7	4251	2171	26	G; P; VDM / RUS; CBR	S; P; RUS; CBR	skladanie 89 nástrojov
BU 8	3859	2220	7	G; P; VDM / RUS; CBR	G; P; VDM / RUS; CBR	S; P; RUS; CBR
BU 10 1	4051	2269	1	G; P; VDM / RUS; CBR	S; P; RUS; CBR	skladanie 89 nástrojov

Poznámka. G/S – oceľová trieda vrtných rúr; P - trieda rúr; VDM/RUS – dolný skrutkový motor/rotačný riadiaci systém; OBM – vrtné bahno na báze oleja.

Prvou etapou prác je vytvorenie modelu bushingu a získanie počiatočných súradníc cieľov vrtu. Model puzdra bol vypracovaný pri návrhu fázy vývoja 1. fázy zariadenia PK1-3 - nadložnej formácie v malej hĺbke, ktorej črtou je husté umiestnenie cieľov.

Na základe výsledkov prieskumov a topografických a infraštrukturálnych obmedzení bola konečným výsledkom upravená návrhová poloha podložiek vrtov 1. fázy. Ďalšie práce sa vykonali s prihliadnutím na prepojenie nových projektových vrtov na podložky vrtov fázy 1.

Ciele pre projektové jamky bloku 4 boli definované pre každú jamku pre každý cieľ spolu s návrhmi na kombináciu cieľov pre rôzne ciele do jednej jamky. Modelovanie schémy puzdier bolo realizované v špecializovanom PC DSD WellPlanning.

V súvislosti s potrebou napojenia projektových vrtov na vrtné podložky objektu PK1-3 boli realizované práce na profilovaní vrtov. Najprv sa vymodeloval hlavný vrt, potom sa na hlavný vrt naviazal druhý vrt, t.j. spojenie cieľov do jednej jamky.

Nakoľko existuje variabilita pri viazaní hlavného vrtu na vrtné podložky 1. fázy, práce prebehli iteratívnym spôsobom, aby sa zabezpečila možnosť technickej realizácie a minimalizovalo sa vŕtanie cez vrt.

Ďalej boli na základe geologických predpokladov určené prioritné vrtné podložky pilotnej etapy, vrátane projektových vrtov s maximálnymi vyťažiteľnými zásobami a jednoduchými trajektóriami vrtov.

Vďaka prístupu opísanému v článku k výberu integrovane štruktúrovaných skupín vývojových systémov bolo možné zapojiť do rentabilného rozvoja asi 80% zásob v podkladových vrstvách, ktoré boli predtým odhadované ako samostatné nerentabilné objekty.

Výsledkom bolo, že tento súbor prác bol realizovaný v troch variantoch rozvoja (realistický, optimistický a pesimistický), pričom každý z nich bol rozdelený na ďalšie dve čiastkové možnosti s výstavbou mnohostranných vrtov a jedným vŕtaním cieľových vrtov.

Na základe výsledkov modelovania puzdier boli získané nasledujúce údaje:

Súradnice spodného otvoru a vstupných bodov formácie pre každý cieľ, okrem ich priesečníkov počas vŕtania;

Parametre profilu pre každú studňu s popisom hlavných charakteristík na posúdenie návrhu a nákladov každej studne;

Výsledky inklinometrie pre každú časť jamky;

Postup pri uvádzaní vrtov do prevádzky na podložke vrtu na výpočet plánu uvedenia do prevádzky a profilu výroby.

Tieto údaje sa použili na výpočet harmonogramov uvádzania vrtov do prevádzky, výrobných profilov, zdôvodnenia prioritných pilotných podložiek a ekonomického hodnotenia možností vývoja.

Technické a ekonomické ukazovatele pre uvažované možnosti rozvoja zariadení bloku 4 sú uvedené v tab. 3.

možnosti	HS	MSGS (2 výťahy)	MSGS (1 výťah)
Počet vrtov, ktoré sa majú vyvŕtať, vrátane:	61	50	50
ťažby	42	34	34
injekciou	19	16	16
Kapitálové investície, arb. bije	2055	1733	1715
NPV (zľava 10 %), arb. Jednotky	1724	2082	2053
PI	9	2,3	2,3
NPV (zľava 10 %), arb. Jednotky	1185	1524	1507
PI	1,6	2,0	2,0

Poznámka. Obdobie vývoja projektu - 2017–2053.

Výsledkom vykonaných prác s prihliadnutím na riziká vrtných vrtov je určenie poloprevádzkových výrobných plôch v cenovo výhodných zónach pri vývoji horizontálnych vrtov aj MWGS pomocou technológie WEM a realizácii programu výskumná práca. Koncepcia tiež zabezpečuje optimalizáciu vŕtania studní z navrhnutých vrtných podložiek hlavného nadložného zariadenia PK1-3. Na začiatku plnohodnotného vývoja alebo pilotných prác v prípade zmeny geologickej stavby ložiska umožňuje navrhovaný prístup k určovaniu ziskových zón upraviť stratégiu vŕtania pre viacvrstvové ložiská bez prestavby plnohodnotných geologických a hydrodynamické modely. Výsledky analytických metód a sektorového modelovania navyše umožňujú nájsť optimálne riešenia pri zmene počiatočných ekonomických ukazovateľov, vrátane nákladov na kapitálové investície do vŕtania vrtov.

závery

1. Vďaka prístupu opísanému v článku k výberu integrovane štruktúrovaných skupín vývojových systémov bolo možné zapojiť do rentabilného rozvoja asi 80 % zásob v podkladových vrstvách, ktoré boli predtým odhadované ako samostatné nerentabilné objekty.

2. V rámci koncepcie rozvoja nádrží bloku 4 sa vykonalo hodnotenie nádrží, identifikovali sa prioritné rozvojové objekty, ako aj objekty zaradenia.

3. Pre zóny čisto ropných ložísk v súvrstviach bloku 4 sa v pilotnom štádiu navrhuje testovať technológie využívajúce HS, MZGS, WEM a viacstupňové hydraulické štiepenie, pre zóny ložísk voda-plyn-ropa - technológie využívajúce HS, MZGS a WEM.

Bibliografia

1. Technologický systém rozvoj ropného a plynového kondenzátového poľa Vostochno-Messoyakhskoye: správa o výskume a vývoji v 3 tonách / CJSC Messoyakhaneftegaz, LLC Gazpromneft-Razvtie, LLC Gazpromneft Vedecké a technické centrum. - Tyumen: 2014.

2. Karsakov V.A. Stanovenie optimálneho počtu podložiek studní pri návrhu rozvoja terénu//SPE 171299-RU. – 2014.

Autori článku: A.S. Osipenko, I.V. Kovalenko, Ph.D., O.I. Elizarov, S.V. Treťjakov, A.A. Karachev, I.M. Vedecké a technické centrum Nitkaliev Gazprom Neft (Gazpromneft NTC LLC) 1

Vývoj svetovej energetiky v poslednom desaťročí odráža zintenzívnenie podnikania v rozvoji ťažko obnoviteľných zásob uhľovodíkov, najmä ropy. Existujúca rôznorodosť prístupov ku koncepcii a klasifikácii ťažko vyťažiteľných zásob ropy si vyžiadala použitie rôznych finančných, daňových, organizačných a ekonomických nástrojov na stimuláciu ich rozvoja. najúčinnejšie v moderné podmienky sú daňové stimuly. Cieľom tejto štúdie je analyzovať klasifikačné prístupy ku konceptu ťažko vyťažiteľných zásob ropy a existujúcich daňových stimulov v závislosti od kvality uhľovodíkových surovín, vlastností nádrží a územnej polohy polí. Identifikované pozitívne a negatívne body umožnili autorom navrhnúť využitie dane z pridanej hodnoty pre malé ropné spoločnosti pôsobiace v regiónoch tradičnej produkcie ropy.

ťažko vymáhateľné rezervy

daň z ťažby nerastov

daňový úver

klasifikácia

1. Azanova E. Problematická hranica bezpečnosti // Obchodné Rusko: priemysel, doprava, sociálny život. 2012. - č. 8. - S. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Pokyny k aplikácii klasifikácie zásob a zdrojov ropy a horľavých plynov //Štátna komisia pre zásoby nerastných surovín [webová stránka]. URL: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=189:2014-04-30-12-17-36&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (prístup 20.03.2015) .

3. Daňový kód [Elektronický zdroj]. // Informovať. ref. systém "ConsultantPlus".

4. Výnos Ministerstva prírodných zdrojov Ruska z 5. apríla 2007 č. 23-r „O schválení usmernenia o uplatňovaní klasifikácie zásob a prognózovaných zdrojov ropy a horľavých plynov schválenej nariadením ministerstva prírodné zdroje Ruskej federácie z 1. novembra 2005 č. 298 “// Ministerstvo prírodných zdrojov a ekológie Ruskej federácie [webová stránka]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (Prístup 20.03.2015).

5. Technická knižnica // neftegaz.ru [webová stránka]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (prístup 20.03.2015).

6. Shpurov I. Nová klasifikácia zásob uhľovodíkov - prostriedok regulácie inovačný proces v palivovom a energetickom komplexe // Oil and Gas Vertical. - 2014. - č. 16. - S. 54, 46–56.

7. Jaščenko I.G. Ťažko obnoviteľné oleje: fyzikálne a chemické vlastnosti a environmentálne dôsledky ich výroby // Expozícia ropných plynov. - 2014. - č. 1. - S. 30–35.

8. Energetická stratégia Ruska na obdobie do roku 2030. [Elektronický zdroj]. // Ministerstvo energetiky Ruskej federácie [webová stránka]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (prístup 20.03.2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Vlastnosti marketingovej stratégie ropných a plynárenských spoločností v prieskumných vrtoch http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (Prístup 20.03.2015) ).

Plnenie úlohy stanovenej v EÚ-2030 „maximalizácia efektívneho využívania prírodných zdrojov energie a potenciálu energetického sektora pre trvalo udržateľný ekonomický rast, zlepšenie kvality života obyvateľov krajiny“, ako aj pre zachovanie prírodných zdrojov potenciál zdrojov v záujme budúcich generácií je nemožný bez zdrojov inovačných aktivít ropných a plynárenských spoločností spojených s rozvojom ťažko obnoviteľných zásob uhľovodíkov, čo je obzvlášť dôležité v kontexte prudkého nárastu produkcie ropy a plynu z r. bridlicové horniny v Spojených štátoch.

Veľké množstvo ťažko obnoviteľných zásob (TRiZ) v Rusku a ich rôznorodosť si vyžadujú značné finančné a investičné zdroje a zavádzanie inovácií do výrobného a technologického procesu, preto je premyslená finančná a daňová politika štátu. žiadaný. Cieľom našej štúdie je analyzovať existujúce daňové nástroje na stimuláciu rozvoja ťažko vymožiteľných rezerv.

Je potrebné poznamenať, že v súčasnosti vo vedeckej literatúre a regulačných právnych aktoch rôznych právny účinok neexistuje jednotná definícia a jednoznačná terminológia ťažko obnoviteľných zásob uhľovodíkov. Pojem ťažko obnoviteľné zásoby sa prvýkrát objavil v 70. rokoch minulého storočia. minulého storočia. Mysleli tým zásoby, „ktorých rozvoj tradičnými technológiami neposkytuje potrebnú efektivitu z hľadiska faktora ťažby ropy a v niektorých prípadoch aj z hľadiska nákladov na ťažbu ropy“ . V súčasnosti sa všeobecne uznáva, že ťažko obnoviteľné zásoby zahŕňajú také zásoby, v prípade ktorých „existujúce technológie nespĺňajú geologické vlastnosti nádrže“, kvalitu uhľovodíkových surovín, ktoré sa v nej nachádzajú, a v dôsledku toho , ich rozvoj je nerentabilný.

Okrem toho existuje identifikácia ťažko obnoviteľných zásob s nekonvenčnými druhmi ropy a plynu. V Spojených štátoch teda nekonvenčná ropa zahŕňa:

Ťažká ropa a bitúmen, ktoré sa získavajú z bitúmenových pieskov kanadskej provincie Alberta a iných oblastí sveta;

Extra ťažká ropa, ktorá sa vyrába vo Venezuele v povodí rieky. Orinoco;

Kerogénna ropa alebo bridlicová ropa, ktorá sa získava z bridlíc;

Ľahká ropa z hustých hornín, ktorá sa nachádza v nádržiach s nízkou priepustnosťou.

Štruktúra tradičných ložísk naznačuje prítomnosť nádrží s dobrou priepustnosťou (viac ako 0,01 µm 2) a nepriepustných hornín (pneumatiky), ktoré zadržiavajú akumulácie uhľovodíkov. Absencia tejto kombinácie nám umožňuje hovoriť o nekonvenčných rezervách, ktorých vývoj si vyžaduje vynikajúce technológie. Medzi nekonvenčné zdroje plynu teda patria plynové hydráty, plyn z hustých málo priepustných hornín (priepustnosť zásobníka ≈ 1 mD), metán z uhoľného sloja (priepustnosť zásobníka ≈ 0,1 mD), bridlicový plyn (priepustnosť zásobníka 0,001 mD), plyn rozpustný vo vode, plyn hlbokých horizontov.

V existujúcom ruskom právnom rámci existuje niekoľko prístupov k definícii ťažko vymožiteľných rezerv.

1. Z hľadiska klasifikácie zásob ropy a horľavých plynov, ktorá bola schválená nariadením Ministerstva prírodných zdrojov č. 477 zo dňa 1. novembra 2013. Podľa tohto dokumentu medzi vyťažiteľné zásoby patrí, že „časť geologické zásoby, ktoré je možné vyťažiť z ložiska (ložiska) počas celého obdobia vývoja v rámci optimálnych projektových riešení s využitím dostupných technológií s prihliadnutím na dodržanie požiadaviek na ochranu podložia a životného prostredia.“ Na základe túto definíciu, zásoby rozvinutých polí možno klasifikovať ako vyťažiteľné a zásoby preskúmaných polí možno klasifikovať ako ťažko vyťažiteľné (gradácia zásob podľa stupňa rozvoja priemyslu).

2. Z hľadiska kvality uhľovodíkových surovín sa rozlišujú oleje s abnormálnymi fyzikálnymi a chemickými vlastnosťami: ťažké; viskózne; sírové; parafínové; živicové; s vysokou (viac ako 500 m 3 /t) alebo nízkou (menej ako 200 m 3 /t) nasýtením plynom; s prítomnosťou viac ako 5% vo voľnom a (alebo) rozpustenom plyne agresívnych zložiek (sírovodík, oxid uhličitý). Podľa Ústavu chémie ropy sibírskej pobočky Ruskej akadémie vied sú tieto druhy ropy bežné v mnohých oblastiach sveta.

V pokynoch na uplatňovanie klasifikácie zásob a zdrojov ropy a horľavých plynov je ropa rozdelená podľa zloženia a fyzikálnych vlastností v závislosti od vlastností, skupinového zloženia uhľovodíkov, frakčného zloženia, obsahu síry a iných neuhľovodíkových zložiek, asfalténov a živíc. .

3. Z hľadiska rezervoárových vlastností hostiteľskej formácie, ktoré ovplyvňujú fyzikálne a chemické vlastnosti uhľovodíkovej suroviny. Jednou z hlavných charakteristík nádrží je priepustnosť - schopnosť hornín nádrží prechádzať kvapalinou a plynom pri poklese tlaku.

Z hľadiska priepustnosti sú produktívne formácie rozdelené na nízkopriepustné (od 0 do 100 mD); stredne priepustné (od 100 mD do 500 mD); vysoko priepustné (viac ako 500 mD). Existuje rozdelenie do 5 tried nádrží (µm2): veľmi dobre priepustné (> 1); dobre priepustné (0,1-1); stredne priepustné (0,01-0,1); mierne priepustné (0,001-0,01); nepreniknuteľný (< 0,001).

Na klasifikáciu zásobníkov plynových polí sa používajú 1-4 triedy zásobníkov. Podľa A.A. Nekomerčné zásoby Khanin zahŕňajú nádrže s priepustnosťou nádrží menšou ako 0,001 µm 2 .

Je potrebné poznamenať, že podľa nariadenia vlády Ruskej federácie č.700-r zo dňa 3.5.2012 sa rozlišujú štyri kategórie projektov na výrobu ťažko obnoviteľnej ropy, ktoré sa určujú na základe zásobníka priepustnosť a viskozita oleja:

1) projekty na ťažbu ropy z nádrží s nízkou priepustnosťou v rozsahu od 1,5 do 2 midarcy vrátane (od 1,5 × μm 2 do 2 × μm 2 vrátane);

2) projekty na ťažbu ropy z nádrží s extrémne nízkou priepustnosťou v rozsahu od 1 do 1,5 stredného stupňa vrátane (od 1 × 10 -3 µm 2 do 1,5 × 10 -3 µm 2 vrátane);

3) projekty na ťažbu ropy z nádrží s extrémne nízkou priepustnosťou do 1 midarcy vrátane (do 1×10 -3 µm 2 vrátane);

4) projekty na výrobu extraviskózneho oleja s viskozitou oleja v podmienkach zásobníka nad 10 000 mPa s.

Ďalšími charakteristikami hostiteľských hornín sú nízka pórovitosť nádrží, výskyt nádrží v malých hĺbkach a (alebo) v zóne permafrostu, teploty in-situ (100 °C > t< 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. Z polohy územného umiestnenia parcely podložia. Daňová legislatíva teda poskytuje výhody pre produkciu ropy:

a) v týchto regiónoch Ruska:

republiky Baškirsko a Tatarstan (čl. 343 ods. 2);

Sachská republika (Jakutsko), Irkutská oblasť, Krasnojarské územie (odsek 2, odsek 4, článok 342.5);

Nenets Autonomous Okrug, Yamal Polostrov v Yamal-Nenets autonómnej oblasti(ustanovenie 5 odsek 4 článok 342 ods. 5);

b) z nových pobrežných polí nachádzajúcich sa čiastočne alebo úplne v moriach: Azov, Baltské more, Pečora, Biele, Japonské, Okhotské, Kaspické, Čierne, Barentsovo, Kara, Laptev, Východná Sibír, Čukotka, Bering (článok 5 článku 338);

c) z pôdnych pozemkov nachádzajúcich sa severne od polárneho kruhu úplne alebo čiastočne v rámci hraníc vnútorných morských vôd a teritoriálnych vôd na kontinentálnom šelfe Ruskej federácie.

2. Z hľadiska ekonomickej efektívnosti vývoja zásob. Podľa klasifikácie International Society of Petroleum Engineers (Petoleum Resources Management System, PRMS) sa rozlišujú preukázané, pravdepodobné a možné zásoby. Táto klasifikácia je zameraná na zabezpečenie ochrany investícií investorov, preto je hlavným kritériom ekonomická efektívnosť rozvoja v existujúcich makroekonomických podmienkach. ekonomické podmienky berúc do úvahy ceny uhľovodíkových surovín na svetovom trhu, súčasné zdanenie využívania podložia, náklady na prieskum, vrty, dopravu a iné faktory. Ťažko obnoviteľné zásoby sú preto tie, ktorých rozvoj nie je ekonomicky rentabilný. Ešte prísnejší prístup ku klasifikácii Komisie cenné papiere(Securities and Exchange Commission, SEC), ktorá pracuje len s overenými rezervami. Táto klasifikácia rozdeľuje overené zásoby na rozvinuté zásoby, ktoré je možné získať z existujúcich vrtov pomocou existujúcich zariadení a technológií, a nevyvinuté zásoby, ktorých obnovenie si vyžaduje dodatočné kapitálové investície.

Hlavným kritériom ruskej klasifikácie v roku 1983 bola geologická znalosť oblasti podložia. V klasifikácii vypracovanej v roku 2005, ktorá však v dôsledku finančnej a hospodárskej krízy v rokoch 2009-2010 nenadobudla účinnosť, sa predpokladalo alokovať priemyselne významné rezervy, ktoré boli rozdelené na podmienene ziskové a bežne ziskové. Normálne životaschopné zásoby sú „vyťažiteľné zásoby ložísk (ložiská), ktorých zapojenie do rozvoja v čase hodnotenia podľa technicko-ekonomických prepočtov je pri súčasných ekonomických podmienkach a súčasnom daňovom systéme ekonomicky efektívne pri použití zariadení a technológií na ťažbu surovín, ktoré zabezpečujú súlad s požiadavkami na racionálne využitie ochrana podložia a životného prostredia“. V klasifikácii 2013 sa toto rozdelenie nedodržiava. Hlavným cieľom prijatej klasifikácie je upraviť vzťahy medzi štátom – vlastníkom podložia a užívateľom podložia – nájomcom s cieľom maximalizovať efektívne využitie podložia v obojstranne výhodnom záujme oboch strán. V dôsledku toho ekonomická zložka novej klasifikácie spočíva v tom, že užívateľ podložia zdôvodňuje najlepšiu možnosť rozvoja ložiska a štát určuje kvalitu výpočtov, čím sa implementujú regulačné a kontrolné funkcie.

3. Z hľadiska typu geologického útvaru. Daňová legislatíva (článok 21, odsek 1, článok 342) vyčleňuje špecifické ložiská uhľovodíkov klasifikované ako produktívne ložiská Bazhenov, Abalak, Khadum alebo Domanik, na rozvoj ktorých sa poskytujú výhody.

Ťažba ropy z ložísk formácie Bazhenov je jednou z priorít ropných a plynárenských spoločností. Zaujímavosťou je, že za regionálnu clonu lapačov ropy a plynu sa dlho považovalo súvrstvie Bazhenov, ktoré má na západnej Sibíri rozlohu 1 milión km2 a ktorého hrúbka sa pohybuje v rozmedzí 5-40 m. Moderný vedecký výskum však preukázal prítomnosť obrovského množstva priemyselných zásob ľahkej vysokokvalitnej ropy v týchto horninách. Vo formácii Bazhenov sú vlastnosti tradičných nádrží mikrodutinové, doskové, laminárne a fóliové, čo určuje dopyt po špeciálnych technológiách, a teda vysokokvalitných prístupoch k výberu spoločnosti poskytujúcej služby pre ropné polia.

4. Z pohľadu technologickej retrospektívy. Vedecký a technologický pokrok si vyžaduje transformáciu ťažko obnoviteľných zásob. Áno, v 80-tych a 90-tych rokoch. minulého storočia na západnej Sibíri sa do vývoja nepodieľali Achimovské a Baženovské súvrstvie, stredná jura, spodná jura a paleozoické ložiská. Vrchná jura bola vyvinutá čiastočne. V súčasnosti je už plne vyvinutá vrchná jura a spodná jura. Zintenzívnil sa vývoj stredojurských, paleozoických nálezísk a achimovskej suity, ako aj cenomanských nálezísk. V 90-tych rokoch minulého storočia sa o nich z krátkodobého hľadiska neuvažovalo ako o zdroji uhľovodíkových surovín.

Rôznorodosť prístupov k pochopeniu ťažko vyťažiteľných zásob ropy si teda vyžaduje použitie kvalitatívne odlišných nástrojov rozvoja stimulov.

Najúčinnejšia je daňová regulácia ťažby ťažko vyťažiteľných zásob ropy formou daňových preferencií, ktorých rôznorodosť je daná vyššie uvedenými klasifikačnými prístupmi.

Aby bolo možné v plnej miere charakterizovať daňovú reguláciu vývoja ťažko vyťažiteľných zásob ropy, je potrebné pripomenúť si algoritmus na výpočet výšky THP vypočítanej ako súčin zodpovedajúcej sadzby dane a hodnoty základ dane.

Základ dane je definovaný ako množstvo vydobytých nerastov vo fyzickom vyjadrení. Sadzba dane sa určí ako súčin špecifickej sadzby na tonu odsolenej, dehydrovanej a stabilizovanej ropy vynásobenej koeficientom charakterizujúcim dynamiku svetových cien ropy (Kc) a zníženou hodnotou ukazovateľa Dm charakterizujúceho vlastnosti ťažby ropy. . Špecifická sadzba je 766 rubľov v roku 2015, 857 rubľov v roku 2016, 919 rubľov v roku 2017. Vzorec na výpočet Dm je uvedený nižšie.

D m \u003d K ndpi × K c × (1 - K in × K s × K d × K dv × K kan)

K in - koeficient charakterizujúci stupeň vyčerpania zásob konkrétnej oblasti podložia;

K s - koeficient charakterizujúci výšku zásob konkrétnej oblasti podložia;

K d - koeficient charakterizujúci stupeň zložitosti ťažby ropy;

K dv - koeficient charakterizujúci stupeň vyčerpania konkrétneho ložiska uhľovodíkových surovín;

K kan - koeficient charakterizujúci oblasť produkcie a vlastnosti ropy.

Daň z ťažby nerastov (MET) s nulovou percentuálnou sadzbou sa vzťahuje na produkciu extraviskózneho oleja ťaženého z podzemných oblastí obsahujúcich ropu s viskozitou 10 000 mPa s alebo vyššou (v podmienkach ložiska). Je potrebné poznamenať, že predtým sa viskozita nulovej rýchlosti aplikovala na podložie s obsahom ropy s viskozitou vyššou ako 200 mPa s (v podmienkach nádrže). Zvýšenie minimálneho prahu teda naznačuje účinnosť daňová úľava, ktorá prvýkrát vstúpila do platnosti v roku 2006, ktorá podnietila podniky k využívaniu nových technológií v dôsledku zníženia daňového zaťaženia. Ak sa viskozita oleja mení v rozsahu viac ako 200 mPa×s a menej ako 10 000 mPa×s (v podmienkach zásobníka), potom Kkan (koeficient charakterizujúci oblasť výroby a vlastnosti oleja) sa rovná 0.

Nulová sadzba MET sa uplatňuje pri ťažbe ropy z konkrétneho ložiska uhľovodíkov klasifikovaných ako produktívne ložiská Bazhenov, Abalak, Khadum alebo Domanik v súlade s údajmi štátnej bilancie zásob nerastných surovín. Daňové prázdniny sa poskytujú aj na ťažbu uhľovodíkových surovín v prípade, že sa pozemok podložia nachádza úplne v rámci hraníc vnútorných morských vôd, teritoriálneho mora, na kontinentálnom šelfe Ruskej federácie alebo v ruskej časti (ruská časť sektora) dna Kaspického mora.

Znížená hodnota pri výpočte hodnoty MET koeficientu Kd, ktorý charakterizuje stupeň zložitosti ťažby ropy, sa aplikuje na ropu vyrobenú z konkrétneho uhľovodíkového ložiska v závislosti od priepustnosti a hrúbky ložiska (odsek 2.3 ods. 1, článok 342.2 daňového poriadku Ruskej federácie):

0,2 - s priepustnosťou nie väčšou ako 2 × 10 -3 µm2 a efektívnou hrúbkou olejom nasýtenej nádrže nie väčšou ako 10 metrov;

0,4 - s priepustnosťou nie väčšou ako 2×10 -3 mikrónov a efektívnou hrúbkou olejom nasýtenej vrstvy viac ako 10 metrov.

Hodnota Kd 0,8 sa používa pri ťažbe ropy z konkrétneho ložiska Ťumenskej suity.

V prípade Republiky Bashkortostan a Tatarstan sa na vypočítanú sumu MET vzťahujú daňové odpočty za ropu vyrobenú z polí s počiatočnými zásobami k 1. 1. 2011 vo výške 2 500 mmt a 200 mmt alebo viac. Výpočet daňových odpočtov závisí od hodnoty vývozného cla.

Koeficient charakterizujúci oblasť produkcie a vlastnosti ropy (Kkan), rovný 0, sa vzťahuje na ropu v podzemných oblastiach, ktoré sa úplne alebo čiastočne nachádzajú v niekoľkých zakladajúcich celkoch Ruskej federácie (Republika Sakha (Jakutsko), Irkutská oblasť , Krasnojarské územie).

Pri ťažbe nových uhľovodíkových ložísk (HC) sa uplatňuje osobitný postup výpočtu základu dane a sadzby dane z odstupného vo výške 15 % uplatňovanej na základ dane. Základ dane je definovaný ako náklady na uhľovodíky. Ten je súčinom množstva vyťaženého nerastu a minimálnych hraničných nákladov na jednotku vyťaženého nerastu. Minimálne hraničné náklady na uhľovodíkové suroviny v prepočte na ropu sa určujú ako súčin priemernej ceny ropy v amerických dolároch za barel na svetových trhoch za uplynulé zdaňovacie obdobie a priemernej hodnoty výmenného kurzu amerického dolára voči ruskému rubľu. na toto zdaňovacie obdobie zriadená Centrálnou bankou Ruska.

Zhrnutím vyššie uvedeného možno poznamenať:

1. Rôzne druhy daňových zvýhodnení pre rôzne druhy ťažko vyťažiteľnej ropy: nulová sadzba MET, znížené koeficienty vo vzorci na výpočet MET, osobitný postup výpočtu základu dane pre množstvo oblastí, čo značne komplikuje výpočtu THZ a negatívne ovplyvňuje aj správu daňového systému.

2. Výhody sú najhmatateľnejšie pre veľký biznis, ktorá rozvíja rozsiahle ložiská, čo umožňuje zvýšiť dostupné finančné a investičné zdroje na vývoj a implementáciu nových technológií. Malé podniky vyrábajúce ropu, ktoré majú malé ložiská umiestnené v tradičných oblastiach ťažby ropy, nedostávajú výrazné finančné výhody zo zníženia daňového zaťaženia pri rozvoji ťažko obnoviteľných zásob ropy. Vzhľadom na vysoké náklady na špeciálne technológie a zariadenia, kvalifikovaný personál potrebný na vývoj sú potrebné značné investičné zdroje, ktorých získanie na akciových a úverových trhoch pre malé podniky je náročná úloha.

3. Účinným opatrením na podporu malých podnikov v sektore ropy a zemného plynu je podľa autorov používanie dane z pridanej hodnoty namiesto MET na 5 rokov. Výpadok daňových príjmov do rozpočtového systému bude čiastočne kompenzovaný príjmom dane z príjmov.

Recenzenti:

Boyarko G.Yu., doktor ekonómie, kandidát geológie a matematiky, profesor, vedúci Katedry ekonomiky prírodných zdrojov, Tomská polytechnická univerzita, Tomsk;

Yazikov E.G., doktor geológie a matematiky, profesor, vedúci Katedry geoekológie a geochémie, Národný výskum Tomskej polytechnickej univerzity, Tomsk.

Dielo sa do redakcie dostalo 15. apríla 2015.

Bibliografický odkaz

Sharf I.V., Borzenkova D.N. Ťažko vymožiteľné zásoby ropy: KONCEPCIA, PRÍSTUPY K KLASIFIKÁCII A STIMULÁCIA VÝVOJA // Základný výskum. - 2015. - č.2-16. - S. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (dátum prístupu: 27.04.2019). Dávame do pozornosti časopisy vydávané vydavateľstvom "Prírodovedná akadémia" 28.1.2014

IN V poslednej dobe otázky o rozvoji nových ropných polí sú čoraz hlasnejšie. Je to prirodzené, pretože ľudstvo už väčšinu tohto fosílneho zdroja vyčerpalo. Pre Rusko sú problémy s ropou mnohonásobne akútnejšie ako pre mnohé iné krajiny, pretože kapacita ruského sektora na rafináciu ropy je na treťom mieste vo svete. Predbiehajú už len Američania a Číňania.

Udržiavanie objemov výroby je veľmi dôležité ruských úradov a vplyv našej krajiny na svetovú scénu. Podľa prognóz analytikov však v dohľadnej dobe v raste produkcie „čierneho zlata“ nebude viesť Rusko, ale Kanada, Brazília a Spojené štáty. Ťažba tohto zdroja u nás od roku 2008 klesá. A v roku 2010 ministerstvo energetiky uviedlo, že bez zásadných zmien v politike ropného a plynárenského priemyslu by čísla mohli klesnúť z 10,1 milióna barelov denne v roku 2010 na 7,7 milióna barelov denne v roku 2020. Znamená to všetko, že Rusku dochádza ropa? Nie Krajina má obrovské rezervy, no väčšina z nich už patrí do kategórie „ťažko obnoviteľných“. Rusko má podľa odborníkov všetky šance stať sa svetovým lídrom v ťažbe „nekonvenčnej“ ropy. Ministerstvo energetiky vypočítalo, že jeho zásoby v krajine sú asi 5-6 miliárd ton, čo je 50-60% z celku. Množstvo bridlicovej ropy je mnohonásobne vyššie ako v Spojených štátoch. Práve „netradičná“ ropa udrží deklarované objemy produkcie v krajine a pomôže udržať si vedúcu pozíciu v tejto oblasti.

Najprv si skúsme definovať, čo sa rozumie pod pojmom „ťažko vymáhateľné“ rezervy. Ide o polia alebo rozvojové objekty, ktoré sa vyznačujú nepriaznivými geologickými podmienkami pre ťažbu ropy a (a) jej fyzikálnymi vlastnosťami. Za „ťažko vyťažiteľné“ zásoby možno považovať zásoby v šelfovej zóne, ropné zvyšky na poliach, ktoré sú v neskorom štádiu vývoja, ako aj ropu s vysokou viskozitou. Príkladom toho druhého je záloha Yamalo-Nenets District. Tu olej zamŕza nielen v chlade, ale aj pri bežných teplotách. Na spracovanie si vyžaduje špeciálne technológie: nemožno ho čerpať potrubím, ale musí sa prepravovať v narezaných kockách. Samozrejme, je možné takéto zásoby ťažiť, ale dôležité je získať ekonomické výhody.

Ťažba „nekonvenčnej“ ropy vyžaduje veľké materiálové náklady, práca, použitie drahé najnovšie technológie, vzácne činidlá a materiály. Odborníci vypočítali, že cena „ťažkej“ ropy môže byť 20 dolárov za barel, zatiaľ čo ropa z konvenčných polí stojí od 3 do 7 dolárov. Ďalšou ťažkosťou pri ťažbe „nekonvenčných“ zásob pri projektovaní a rozvoji ložísk je nevyhnutná extrémna presnosť výpočtov. Nie vždy je možné, aby vedci určili prístup k efektívnemu výsledku prevádzky takýchto ložísk. Nedávno boli na jednom z miest s „náročnou“ ropou vyvŕtané dva vrty. Jeden z nich začal dávať očakávaný objem a druhý nie a dôvod je stále nejasný. Všetky problémy spojené s ťažbou „nekonvenčnej“ ropy sú dosť globálne a ich riešenie je nemožné bez plnej podpory štátu.

Udalosti posledného desaťročia, ktoré sa odohrali v Spojených štátoch a ktoré sa neskôr nazývali „bridlicová revolúcia“, presvedčili celý svet, že stále je možné ťažiť „netradičnú“ ropu so ziskom. Metódy horizontálneho smerového vŕtania a hydraulického štiepenia (pretrhnutia bridlicových hornín v tomto prípade nastávajú, keď sa pod zem dodáva veľká tlaková zmes vody, piesku a chemikálií) nájdené veľké zásoby plynu a ropy, ktoré sa považovali za „náročné“. Ťažba týchto minerálov sa dramaticky zvýšila. Len na jednom z polí sa od roku 2008 do roku 2012 zvýšil zo 100 barelov denne na 1 milión. Kým produkcia v Spojených štátoch prudko rástla, v Rusku zostala na rovnakej úrovni. Aj keď v roku 1987 bol ZSSR v odvetví rafinácie ropy na prvom mieste. Denne sme vyprodukovali 11,4 barelov.

V roku 1996, po rozpade Sovietskeho zväzu, bolo zaznamenané historické minimum – 6 miliónov barelov. V kontexte zmätku 90. rokov major Rus ropné spoločnosti neexistoval žiadny stimul na rozvoj nových ložísk. Vďaka tomu sú tie, ktoré boli objavené začiatkom 70. rokov minulého storočia, v prevádzke dodnes. V dôsledku toho sa mnohí odborníci domnievajú, že ruský ropný sektor funguje na hranici svojich možností. Výrobné náklady rastú, pričom objem produkcie na „vyspelých“ poliach zdedených po ZSSR zostáva na rovnakej úrovni.

To je ďalší dobrý dôvod pre potrebu vývoja nových, ťažko obnoviteľných zdrojov. Mimochodom, sovietski geológovia objavili v 60. rokoch 20. storočia veľa „náročných“ ložísk a nechali ich na rozvoj budúcim generáciám. Toto sú rezervy formácií Bazhenov, Abalak, Frolovskaya na západnej Sibíri, to sú miesta v Kara a Barentsovom mori, to je veľa oblastí Sachalin. Baženovská formácia je najväčšia bridlicová formácia na svete. Podľa odborníkov môžu jeho zásoby dosiahnuť až 120 miliárd ton vyťažiteľnej ropy. A to je 5-krát viac ako zásoby na poli Bakken v Spojených štátoch. Práve ona sa stala hybnou silou americkej bridlicovej revolúcie. Okrem toho sa olej z formácie Bazhenov považuje za vysoko kvalitný, možno z neho vyrobiť 60% ľahkých ropných produktov.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosnefť, Surgutneftegaz už pracujú na „ťažkých“ poliach. Nemôžeme si jednoducho osvojiť americkú skúsenosť s ťažbou „ťažko vyťažiteľnej“ ropy, pretože podmienky aj samotná ropa sú výrazne odlišné od severoamerickej. Tá naša je oveľa „ťažšia“, pri výrobe potrebuje veľa energie. Jeho ložiská sa nachádzajú na oveľa odľahlejších miestach ako podobné v Amerike. Ale Rusko sa nezaobíde bez využitia zahraničných skúseností v tejto oblasti. V roku 2012 sa Rosnefť dohodla s americkým Exxon Mobilom na spolupráci pri rozvoji polí formácií Baženov a Achimov. Gazprom Neft spolupracuje s Anglo-holandským Royal Dutch Shell na formácii Bazhenov .

Rusko má všetky šance stať sa popredným svetovým producentom „ťažko vyťažiteľnej“ ropy a vláda si to veľmi dobre uvedomuje. V „Energetickej stratégii Ruska do roku 2030“ sa plánuje, že z „ťažkých“ ložísk sa vyťaží 40 miliónov ton z celkového ročného objemu 500 – 530 miliónov. Ale okrem veľkých materiálnych investícií, vývoja nových technológií si táto oblasť vyžaduje aj liberalizáciu zdaňovania. Bez nich bude pre naftárov jednoducho nerentabilné rozvíjať „nekonvenčné“ polia. Straty sú v tomto prípade neúmerné s príjmami.

Relevantné daňové zmeny prijaté 26. júla 2013. Prezident Vladimir Putin podpísal zákon o diferenciácii dane z ťažby nerastov. Stanovuje sa postup na určenie a uplatnenie koeficientu na mieru MET - od 0 do 0,8, ako aj koeficientu, ktorý určuje stupeň vyčerpania konkrétneho ložiska uhľovodíkov. Koeficient bude nulový pre produkciu z polí Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanikov.

Norma bude platiť 180 zdaňovacích období. Zjednodušene povedané, spoločnosti, ktoré ťažia „ťažko vyťažiteľnú“ ropu, nebudú platiť daň 15 rokov. Pri ťažbe ropy z ložísk s efektívnou hrúbkou ropou nasýtenej nádrže nie väčšou ako 10 metrov sa plánuje použiť koeficient 0,2; s hrúbkou švu viac ako 10 metrov - 0,4. Pre vklady apartmánu Tyumen je stanovený koeficient 0,8. V ostatných prípadoch bude koeficient MET rovný 1.